JP3913281B2 - コークス付着物を含んだ炭化水素クラッキング触媒を再生する方法 - Google Patents
コークス付着物を含んだ炭化水素クラッキング触媒を再生する方法 Download PDFInfo
- Publication number
- JP3913281B2 JP3913281B2 JP25086895A JP25086895A JP3913281B2 JP 3913281 B2 JP3913281 B2 JP 3913281B2 JP 25086895 A JP25086895 A JP 25086895A JP 25086895 A JP25086895 A JP 25086895A JP 3913281 B2 JP3913281 B2 JP 3913281B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- oxygen
- gas
- combustion
- nitrogen
- catalyst
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 title claims description 64
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 39
- 239000000571 coke Substances 0.000 title claims description 37
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 27
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 25
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 23
- 238000005336 cracking Methods 0.000 title claims description 19
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 title claims description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 91
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N nitrogen oxide Inorganic materials O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 90
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 82
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 80
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 80
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 79
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 66
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 60
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims description 54
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 45
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 39
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 31
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 19
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 19
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 claims description 19
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims description 13
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 10
- -1 nitrogen-containing hydrocarbon Chemical class 0.000 claims description 5
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 claims 4
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 claims 4
- 229910002090 carbon oxide Inorganic materials 0.000 claims 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 8
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 5
- 229910017464 nitrogen compound Inorganic materials 0.000 description 4
- 150000002830 nitrogen compounds Chemical class 0.000 description 4
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 3
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 3
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 229960003753 nitric oxide Drugs 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N sulfur monoxide Chemical compound S=O XTQHKBHJIVJGKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N disulfur monoxide Inorganic materials O=S=S TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000510 noble metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 150000002926 oxygen Chemical class 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 229910052815 sulfur oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000153 supplemental effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
- C10G11/14—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts
- C10G11/18—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts according to the "fluidised-bed" technique
- C10G11/182—Regeneration
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J29/00—Catalysts comprising molecular sieves
- B01J29/90—Regeneration or reactivation
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/46—Removing components of defined structure
- B01D53/54—Nitrogen compounds
- B01D53/56—Nitrogen oxides
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P30/00—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry
- Y02P30/40—Ethylene production
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Industrial Gases (AREA)
Description
【発明の属する技術分野】
本発明は、排気ガスからのNOXを還元する方法に関する。さらに詳細には本発明は、接触分解ユニットの再生器からの排気ガス中のNOXを還元することに関する。
【0002】
【従来の技術および発明が解決しようとする課題】
接触分解プロセスにおいては、炭化水素供給原料が炭化水素クラッキング反応器の上昇管部分に注入され、そこで触媒再生器から上昇管−反応器に循環される高温触媒と接触して軽質の有価な生成物に分解する。吸熱のクラッキング反応が起こるにつれて、触媒はコークス付着物で覆われるようになる。触媒と炭化水素蒸気が、上昇管より上の反応器の分離部分に送られ、そこで分離される。次いで触媒がストリッピング部分に流入し、そこで触媒を随伴した炭化水素蒸気がスチームの噴射によってストリッピングされ、このストリッピングされた触媒が使用済み触媒立て管を通って触媒再生器に流れていく。
【0003】
触媒は通常、再生器に空気を導入して触媒からコークスを焼却除去することによって再生される。コークス燃焼反応はかなりの発熱反応であり、これによって触媒が加熱される。高温の再活性化された触媒が、再生触媒立て管を通って上昇管に戻り、触媒サイクルが完了する。コークスの燃焼による排気ガス流れが再生器の頂部に上昇し、再生器の排気筒を介して出ていく。この排気ガスは窒素と二酸化炭素(CO2)を含有し、一般にはさらに一酸化炭素(CO)、酸素、硫黄酸化物(SOx)、窒素酸化物(NOx)、および還元された窒素化学種(例えばアンモニア)を含む。
【0004】
触媒再生器は、完全燃焼モード(現在では標準燃焼モード、あるいは部分CO燃焼モードとなっている)にて操作することができる。完全燃焼操作においては、触媒上のコークスがCO2に完全に燃焼される。これは一般には、過剰の酸素(過剰の空気の形で供給される)の存在下にて再生を行うことによって達成される。完全燃焼操作からの排気ガスは、主としてCO2、窒素、および過剰の酸素を含有するが、さらにNOXやSOxも含有する。
【0005】
部分CO燃焼モードの操作においては、不十分な量の空気を使用して触媒再生器を作動させて、触媒中のすべてのコークスを燃焼してCO2にする。したがって、コークスが燃焼されてCOとCO2との混合物となる。COは、COボイラーの下流においてCO2に酸化される。COボイラーからの流出物は主としてCO2と窒素を含むが、さらにNOxやSOxも含有する。
【0006】
最近、製油所煙道ガス中の環境に放出されるNOxとSOxの量について高い関心が向けられている。触媒再生器の排気ガス中に存在するNOxのほとんどはコークス窒素、すなわちヘテロ化合物(例えば縮合環化合物)の形で含まれている窒素から生じ、また排気ガス中に含有されているNOxは、再生器への空気供給物中に含まれている窒素からはほとんどあるいは全く誘導されない、というのが現在受け入れられている考え方である。コークス窒素がNOxとして終了するメカニズムは、再生器が完全燃焼モードで操作されるか、あるいは部分燃焼モードで操作されるかによって異なる。完全燃焼モードの再生器操作においては、コークス窒素は、NOxと元素状窒素の混合物に転化される。この操作モードでは、触媒再生器煙道ガス中のNOxの量は、再生器からの過剰酸素の濃度が増大するにつれて増大する傾向がある。
【0007】
再生器が部分CO燃焼モードで操作される場合は、再生器中にNOxはほとんど生成されず、コークス窒素は、還元窒素化学種(例えばアンモニア)として再生器を出る。還元窒素化学種はCOボイラー中では不安定であり、容易にNOxと元素状窒素に転化される。
【0008】
クラッキング触媒再生器の排気ガス中のNOxを減らすのに、幾つかの方法が使用されている。こうした方法としては、資本集約的でコストのかかる方法(例えば、水素による反応器供給物の前処理)や煙道ガスを後処理するという方法;コスト的には中間的な方法(例えば、炭化水素反応器への分割供給注入);およびよりコストの低い方法(例えば、触媒や触媒添加物の使用);などがある。
【0009】
ボイラー排気筒からのNOxを、部分燃焼モードにて操作されるFCCユニットの下流にて少なくするための検討は、アンモニアおよび再生器煙道ガス中の他のNOx前駆体を少なくすることに重点が置かれている。米国特許第4,755,282号は、再生器からの煙道ガス中のアンモニア含量を少なくするために、無機担体に担持された貴金属を使用することを開示している。米国特許第4,744,962号は、再生器に、あるいはそれより下流の煙道ガスラインにNOxを加えることを開示している。米国特許第5,021,144号は、部分CO燃焼モードにて操作される再生器からのアンモニアを、過剰量のCO促進剤(CO promoter)を加えることによって少なくすることを開示している。
【0010】
米国特許第5,268,089号は、“オン・ザ・ブリンク(on the brink)”で再生器を操作することによって、すなわち従来の部分CO燃焼操作と完全燃焼操作(0.05モル%未満過剰のCOを使用)との間の区域で再生器を操作することによって、NOxを少なくすることができることを開示している。このモードで操作することによって、部分CO燃焼操作において形成される還元窒素化学種(例えばアンモニア)が窒素酸化物と元素状窒素に酸化されること、また再生器における支配的な還元性雰囲気のために、窒素酸化物は、再生器を出る前に元素状窒素に還元されることを、該特許は示している。上記モードでの操作に付きものの欠点は、再生器の制御性に関連した問題点に加えて、極めて高い再生器温度と "あと燃え”(afterburn)が存在することである。
【0011】
幾つかの特許は、促進剤(promoters)、分離供給物クラッキング(segregated feed cracking)、および排気ガスの後処理などによって、FCC再生器中のNOxを減少させることを開示している。これらの特許については、米国特許第5,268,089号(該特許を参照文献としてここに引用する)に詳細に説明されている。
【0012】
環境問題専門家などからの、大気を有害なガスで汚染するのを避けよという強い圧力のために、工業的煙道ガス(例えば、FCC再生器の排気ガス)中のNOxやSOxの濃度を減少させる新規の改良された方法を見いだすべく、種々の検討が継続的になされている。本発明は、部分CO燃焼モードにおける特異な窒素化学を利用して、再生器中の選定されたゾーンを酸素で富化させることによってNOx流出物の量を減少させる方法を提供する。
【0013】
【発明の実施の形態】
本発明は、強い酸化性ゾーンにおいて部分燃焼条件下で、コークスを含んだ炭化水素処理触媒からほとんどのコークスを焼却除去することによって前記触媒を再生し、これによってコークス窒素の少なくとも一部を窒素酸化物に転化させ、次いでこの窒素酸化物を強い還元性ゾーンに通すことによって前記窒素酸化物を元素状窒素に転化させることによって行われる。
【0014】
第1のより一般化された実施態様によれば、炭化水素処理ユニットからのコークス含有触媒を、燃焼ゾーンにおいて、酸素濃度が少なくとも約24重量%である酸素/不活性ガス混合物と、コークスのほとんどが燃焼して一酸化炭素と二酸化炭素の混合物を与えるような温度で接触させ、これによってコークスから生じる還元窒素化学種を実質的に窒素酸化物に酸化させる。燃焼ゾーンにおける酸素のトータル量は、燃焼ゾーンを出た燃焼ガスが少なくとも約1容量%の一酸化炭素を含有するような量である。燃焼ゾーンからの燃焼ガスが還元ゾーンを通り、そこで窒素酸化物が元素状窒素に転化される。
【0015】
燃焼ゾーンに流入するガスは、酸素と1種以上の不活性ガス(例えば、窒素、アルゴン、二酸化炭素、またはこれらの混合物)を含む。燃焼ゾーンに流入する典型的な供給ガス混合物としては、空気、酸素富化空気、酸素/二酸化炭素混合物、酸素/アルゴン混合物、および酸素富化空気/一酸化炭素混合物などがある。好ましいガス混合物としては、酸素富化空気や酸素/二酸化炭素ガス混合物などがあり、この場合、酸素含量は少なくとも約25.5容量%である。燃焼ゾーンに流入する酸素の最大濃度は、一般には、燃焼ゾーン全体にわたる平均温度が約650〜815℃の範囲となるような濃度、そして好ましくは、燃焼ゾーンの平均温度が約670〜790℃の範囲となるような濃度である。
【0016】
本発明の方法は、炭化水素クラッキング触媒(特に、流動床の形態をとっている炭化水素クラッキング触媒)を再生するのに極めて有用である。
【0017】
本発明の好ましい態様においては、触媒再生器中に燃焼ゾーンと還元ゾーンが配置される。再生器の下部に燃焼ゾーンが、再生器の上部に(すなわち、燃焼ゾーンより上に)還元ゾーンを配置するのが最も好ましい。
【0018】
ガスは2つ以上の流れにて燃焼ゾーンに導入される。第1のガス(酸素と不活性ガスを含む)が燃焼ゾーンの下部に導入され、そして第2のガス(酸素または酸素/不活性ガス混合物を含む)が、第1のガスの流入箇所より下流にて燃焼ゾーンに導入される。最も好ましい態様においては、第1のガスが空気、酸素富化空気、または酸素/二酸化炭素混合物であり、第2のガスが酸素富化空気または高純度空気である。
【0019】
前述したように、燃焼ゾーンに導入される酸素の量は、燃焼ガスが少なくとも約1%の一酸化炭素を含有するような量である。酸素の量は、燃焼ガスが少なくとも約3%の一酸化炭素を含有するような量であるのが好ましく、燃焼ガスが少なくとも3.5%の一酸化炭素を含有するという程度に限定するのが最も好ましい。
【0020】
本発明の好ましい実施態様においては、再生プロセスは、高温の再生触媒が触媒再生器から炭化水素クラッキング反応器に移送され、そこで触媒がフレッシュな炭化水素と接触して炭化水素を低分子量炭化水素に分解する、というFCC操作の一部を含む(このプロセスにおいては、触媒がコークスで覆われるようになる)。次いで、クラッキングされた炭化水素からコークス含有触媒が分離され、再生器に戻されて再生処理が施される。
【0021】
装置態様に関して説明すると、本発明の装置は、燃焼ゾーン、還元ゾーン、および酸素含有ガスを燃焼ゾーンに導入するための2つ以上の導管手段を有する流動床触媒再生器を含む。第1の導管手段が燃焼ゾーンの底部区域に配置され、第2の導管手段が第1の導管手段より上に、好ましくは燃焼ゾーンの頂部近くに配置される。
【0022】
本発明の装置の好ましい態様においては、本発明のシステムは、燃焼煙道ガス中に含まれている一酸化炭素を燃焼して二酸化炭素にするための手段を含む。
【0023】
本発明は、FCC触媒再生ユニットからの窒素酸化物の発生を大幅に減少させる方法を提供する。触媒上に存在するコークスが、再生器の燃焼ゾーンにおいて、酸素/不活性ガス混合物(酸素が、空気中の通常の濃度、すなわち約20.9容量%より高い濃度となっている)と共に燃焼される。こうした環境により、還元窒素化合物(例えばアンモニア)に転化されるコークス窒素の量が減少し、燃焼ゾーンにおいてコークス窒素から生成される窒素酸化物の量が増大する。燃焼ゾーンにおける酸素のトータル量は、再生器が部分燃焼モードで操作されるよう制限される。したがって、燃焼ゾーンを出る排気ガスは、燃焼ゾーンの下流に還元ゾーンをつくりだすのに充分な量の一酸化炭素を含有する。この結果、窒素酸化物は無害の元素状窒素に還元される。
【0024】
燃焼ゾーンの下流に還元性環境が存在するということは、本発明の適切な操作にとって重要なことである。したがって本発明から得られる結果は、再生器が、再生器の燃焼ゾーンを出る排気ガス中に存在する少なくとも1%の一酸化炭素と共に部分燃焼モードで操作されるときに、燃焼ガス中の窒素酸化物が還元されるということである。さらに、局所的“富化”酸素ゾーン、すなわち燃焼ゾーンにおいて、コークス中の還元窒素化学種を窒素酸化物に実質的に転化させるためには、燃焼ゾーン中の酸素レベルが、燃焼ゾーンに入る全ガスの少なくとも24モル%、好ましくは25.5モル%であることが必要である。
【0025】
還元窒素化学種の一部の窒素酸化物と窒素への連続的な転化を促進するためには、また形成された窒素酸化物の元素状窒素への同時的な還元を促進するためには、再生器を約650〜815℃の温度で、そして好ましくは約670〜790℃の温度で操作しなければならない。メイン燃焼ガス分配システムよりやや上の位置にて、床に補充酸素が導入される。これにより、還元窒素化学種の窒素酸化物への転化に対する最大選択性が確実に得られ、この窒素酸化物は、最終的には、ガスが上記特定モードにて操作される再生器を出る前に還元される。
【0026】
多量の富化酸素を使用して部分CO燃焼モードにて操作すると、温度最小化局面(temperature minimization perspective)とは反対方向に作動する。“標準的”(完全燃焼)操作に対しては、窒素酸化物のレベルは、過剰酸素レベルの増大とともに増大する傾向があることがわかっている。したがって、窒素酸化物を少なくするために再生器を酸素で富化することは直観に反するようである。しかしながら、この論法は部分CO燃焼操作に直接移行しうるものではない。部分CO燃焼操作では、下流のボイラーが窒素酸化物の主要な供給源である。完全燃焼モードで操作される単一工程再生器に対して酸素富化空気を使用することにより、再生器の窒素酸化物発生量が低下する、とは考えられていない。
【0027】
再生器中により高いレベルの酸素が存在すると、脱SOx添加剤(再生器中においてSOxをSO2ではなくSO3として除去する)の有効性が高まると考えられる。SOx除去のレベルが増大すると、反応器生成物と共に触媒によって排出される硫化水素の量もより多くなり、これは幾つかのよく知られている方法によって回収することができる。
【0028】
図3と4は、本発明の上記実施態様を取り扱うよう装備されたFCCシステム触媒再生器を示している。本発明の態様の説明をわかりやすくするために、種々のフローラインが図面に描かれている。炭化水素クラッキング反応器とそれに関連した処理装置、バルブ、およびゲージ等、本発明と直接関係のないものや、本発明を理解する上で必要のないものは、単純化のために図面から省いてある。種々の図面中で同じ部品または類似の部品を示すのに、同じ参照番号が使用されている。なお、図1と2は、単に参考のために付したものである。
【0029】
図1と2を参照すると、使用済み触媒移送ライン4、再生触媒移送ライン6、酸素含有ガス供給ライン8、および排気ガスライン10が外部から繋がった形の従来の炭化水素クラッキング触媒再生器2が示されている。燃焼ゾーン(番号12で大まかに図示)と還元ゾーン(番号14で大まかに図示)が、再生器2の内部のそれぞれ下方区域と上方区域に設けられている。供給ライン16により供給ライン8がガス・ディストリビュータ18に繋がっている。ディストリビュータ18には、ノズル20が取り付けられている。図示の態様では、ディストリビュータ18は、再生器2の下部に水平に配置された2つの直角アームで構成されている。しかしながらディストリビュータ18は、どのような所望の配置構成(例えば、再生器2の周縁に広がった円形リング)もとることができる。
【0030】
燃焼ゾーン12は、コークスの燃焼が行われる再生器2内の区域である。燃焼は酸素と高温コークスとの接触で果たされるので、燃焼ゾーン12は、再生器2に流入してくる酸素によって画定される。図1に示されている設計では、ノズル20は、酸素含有ガスの流れをディストリビュータ18の下に向けるよう、したがって燃焼ゾーン12を大きくするよう下向きに配置されている。
【0031】
排気ガスライン10により、再生器2の上部区域と任意の一酸化炭素ボイラー22が繋がっている。ボイラー22には出口端が設けられており、これにベントライン24が接続されている。一酸化炭素ボイラーが使用されない場合は、一酸化炭素含有排気ガスが下流の操作に移行されて、さらなる処理(例えばシフト反応)が施される。
【0032】
図1と2に示すシステムで実施されるプロセスにおいては、使用済み炭化水素クラッキング触媒が、炭化水素クラッキング反応器(図示せず)から使用済み触媒ライン4を介して再生器2に移送される。使用済み触媒は、接線方向の動きにて再生器2の内部をぐるぐる回る。再生器2の上部に希薄な流動床が形成され、再生器2の下部に緻密な流動床が形成される。触媒が流入供給ガス中の酸素と接触すると、触媒表面上のコークスが着火して燃焼を起こし、二酸化炭素、一酸化炭素、水蒸気、窒素酸化物、およびおそらくはイオウ酸化物を含有した燃焼ガスが生成する。
【0033】
再生器2に流入するガスの全酸素含量は、コークスのすべてを二酸化炭素に転化するには不充分である。すなわち、再生器2は部分燃焼モードで操作される。しかしながら、流入する供給ガスには酸素が充分に存在し、コークス化合物中の実質的な量の還元窒素を窒素酸化物に転化させることができる。流入供給ガスの酸素濃度が低い場合は、コークス窒素の一部が還元窒素化合物(例えばアンモニア)に転化される。還元窒素化合物は、再生器2の下流に配置された一酸化炭素ボイラーの強い酸化性環境において窒素酸化物に転化される。
【0034】
燃焼ガスが速やかに再生器2の頂部に上昇し、還元ゾーン14に入る。このとき一酸化炭素の濃度は、還元雰囲気をつくりだすに足る高い濃度である。排気ガスが還元ゾーン14を通過するとき、排気ガス中の窒素酸化物の殆どまたは全てが元素状窒素に転化される。一酸化炭素ボイラー22がシステム中に使用されている場合は、燃焼ガスは次に一酸化炭素ボイラー22に流入する。ボイラー22を出た排気ガスは(このときには実質的に二酸化炭素とおそらくは窒素を含んでいる)、ベントライン24を介してシステムを出る。排気ガスがボイラー22を通過するとき、排気ガス中の一酸化炭素が二酸化炭素に転化されるが、排気ガス中の窒素のさらなる酸化は、たとえ起こるとしても、ほとんど起こらない。したがって本発明を使用すると、本発明を使用しなければシステム中で窒素酸化物に転化されていたであろう還元窒素化合物の一部が、より安定な元素状窒素に転化される。
【0035】
図3と4は、本発明の実施態様を示している。本実施態様においては、燃焼ゾーン12aの上部において酸素ディストリビュータ18より上に補助酸素ディストリビュータ26が配置されている。ディストリビュータ26には、酸素供給ライン28とノズル30が取り付けられている。
【0036】
図3と4における本発明のプロセスの操作では、使用済み触媒が前述したような態様で再生器2に入る。酸素含有ガスが、ライン16を介して再生器2に入る。この酸素含有ガスは酸素/不活性ガス混合物である。この酸素含有ガスは、空気、酸素富化空気、酸素/二酸化炭素混合物、酸素と他の不活性ガスとの混合物(例えば酸素/アルゴンガス混合物)、または酸素富化空気/二酸化炭素混合物でもよい。
【0037】
別の供給経路からの酸素含有ガスが、ライン28、ディストリビュータ26、およびノズル30を介して燃焼ゾーン12aに導入される。このガスは実質的に純粋な酸素(すなわち、約1%以下の他のガスを含有した酸素)、高純度酸素(すなわち、少なくとも約80%の、好ましくは少なくとも約90%の酸素を含有したガス)、あるいは酸素富化空気である。ディストリビュータ26を介して燃焼ゾーン12aに流入するガスの目的は、燃焼ゾーン12aにおける酸化性環境を強めることにある。これにより、コークス窒素の中間窒素酸化物へのより完全な転化が、したがってコークス窒素の元素状窒素へのより最終的な転化が確実になされる。ゾーン12aを出た燃焼ガスは、還元ゾーン14と任意の一酸化炭素ボイラー22を前述したような態様で通過する。
【0038】
慣用の装置を使用してシステム内のガスの流れをモニターし、これを自動的に調整すること(これによって完全自動化して、効率的な態様で連続的に作動させることができるようになる)は本発明の範囲内であることは言うまでもない。
【0039】
特定の実施態様に関して本発明を説明してきたが、この実施態様は単に本発明の代表的なものであって、種々の変形が考えられる。例えば、本発明のプロセスは、図示されているもの以外の装置集成体でも実施することができ、また本発明はFCCシステム以外のシステム(例えば固定床システム)にも適用することができる。本発明の範囲は、特許請求の範囲に規定されているとおりである。
【図面の簡単な説明】
【図1】 FCCプラントの触媒再生器の断面図であり、従来の装置の実施態様を示している。
【図2】 図1の触媒再生器の断面図であり、図1のライン II − II に沿って切り取ったときの、酸素含有ガス集成体の図である。
【図3】 FCCプラントの触媒再生器の断面図であり、本発明の装置の実施態様を示している。
【図4】 図3に示した燃焼ゾーンの拡大図である。
Claims (22)
- コークス付着物を含んだ炭化水素クラッキング触媒を、前記付着物を燃焼させることによって再生する方法であって、
(a)前記触媒と酸素/不活性ガス混合物とを、燃焼ゾーンにおいて650〜815℃の範囲の平均温度で接触させる工程、このとき前記混合物は少なくとも2つの供給物流れにて前記燃焼ゾーンに導入され、第1のガスが燃焼ゾーンの下部に導入され、そして第2のガスが、第1のガスの流入箇所より下流にて燃焼ゾーンに導入され、前記燃焼ゾーンに導入される酸素が前記混合物の少なくとも24%を構成し、これによって前記コークスの少なくとも一部が燃焼され、そして前記コークス中に含まれる窒素が窒素酸化物に転化されて、二酸化炭素、窒素酸化物、および少なくとも1%の一酸化炭素を含んでいて酸素を含有しない燃焼ガスが得られる;および
(b)前記燃焼ガスを、工程(a)で生成した一酸化炭素からつくりだされかつ前記燃焼ゾーンの下流に位置する還元ゾーンに通す工程、これによって前記窒素酸化物の少なくとも一部が元素状窒素に転化される;
を含む前記方法。 - 前記触媒の床が流動状態になっている、請求項1記載の方法。
- 前記触媒が前記再生器と炭化水素クラッキング反応器との間で循環される、請求項2記載の方法。
- 前記触媒が、X型ゼオライト、Y型ゼオライト、およびこれらの混合物から選ばれる、請求項3記載の方法。
- 前記酸素/不活性ガス混合物が、窒素、二酸化炭素、およびこれらの混合物から選ばれるガスと酸素とを含む、請求項1記載の方法。
- 前記燃焼ガスが少なくとも3%の一酸化炭素を含有する、請求項1または5に記載の方法。
- 前記酸素/不活性ガス混合物が少なくとも25.5%の酸素を含有す
る、請求項1または5に記載の方法。 - 前記燃焼ガスが少なくとも3.5%の一酸化炭素を含有する、請求
項1記載の方法。 - 1つの供給物流れが空気または酸素富化空気である、請求項1記載の方法。
- 1つの供給物流れが酸素富化空気または純粋な酸素である、請求項1記載の方法。
- 前記1つの供給物流れが、前記燃焼ゾーンの上部区域において1つ以上の箇所にて前記再生器に導入される、請求項10記載の方法。
- 前記燃焼ガスが、前記排気ガス中の一酸化炭素のすべてが二酸化炭素に転化されるという燃焼工程に付される、請求項1記載の方法。
- 前記燃焼工程が一酸化炭素ボイラー中にて行われる、請求項12記載の方法。
- 前記燃焼ガス中の一酸化炭素の少なくとも一部が水性ガスシフト反応によって二酸化炭素に転化される、請求項12記載の方法。
- (a)450〜680℃の範囲の温度に保持された反応ゾーンにおいて、窒素含有炭化水素供給物を高温流動状態の炭化水素クラッキング触媒と接触させることによってクラッキングする工程、これによってクラッキングされた炭化水素ガス、コークスを含んだ使用済み触媒、および窒素含有化合物が得られる;
(b)前記のクラッキングされた炭化水素ガスを前記使用済み触媒から分離する工程;
(c)前記のクラッキングされた炭化水素ガスと前記使用済み触媒を前記反応ゾーンから別々に取り出す工程;
(d)前記使用済み触媒と酸素−不活性ガス混合物とを、燃焼ゾーンにおいて650〜815℃の範囲の平均温度で接触させる工程、このとき前記混合物は少なくとも2つの供給物流れにて前記燃焼ゾーンに導入され、第1のガスが燃焼ゾーンの下部に導入され、そ して第2のガスが、第1のガスの流入箇所より下流にて燃焼ゾーンに導入され、前記燃焼ゾーンに導入される酸素が前記混合物の少なくとも24%を構成し、これによって前記コークスの少なくとも一部が燃焼され、そして前記コークス中に含まれる窒素が窒素酸化物に転化されて、二酸化炭素、窒素酸化物、および少なくとも1%の一酸化炭素を含んでいて酸素を含有しない燃焼ガスが得られる;および
(e)前記燃焼ガスを、工程(d)で生成した一酸化炭素からつくりだされかつ前記燃焼ゾーンの下流に位置する還元ゾーンに通す工程、これによって前記窒素酸化物の少なくとも一部が元素状窒素に転化される;
を含む、窒素含有炭化水素供給物を接触的にクラッキングする方法。 - 前記触媒が、X型ゼオライト、Y型ゼオライト、およびこれらの混合物から選ばれる、請求項15記載の方法。
- 前記酸素/不活性ガス混合物が、窒素、二酸化炭素、およびこれらの混合物から選ばれるガスと酸素とを含む、請求項16記載の方法。
- 前記燃焼ガスが少なくとも3%の一酸化炭素を含有する、請求項17記載の方法。
- 前記酸素/不活性ガス混合物が少なくとも25.5%の酸素を含有
する、請求項17記載の方法。 - 第1の供給物流れが空気または酸素富化空気である、請求項15記載の方法。
- 第2の供給物流れが酸素富化空気または純粋な酸素である、請求項15記載の方法。
- 前記第1の供給物流れの導入箇所より上の1つ以上の箇所にて、前記第2の供給物流れが前記再生器の燃焼ゾーンに導入される、請求項21記載の方法。
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US31565694A | 1994-09-30 | 1994-09-30 | |
US315656 | 1994-09-30 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JPH08173817A JPH08173817A (ja) | 1996-07-09 |
JP3913281B2 true JP3913281B2 (ja) | 2007-05-09 |
Family
ID=23225462
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP25086895A Expired - Fee Related JP3913281B2 (ja) | 1994-09-30 | 1995-09-28 | コークス付着物を含んだ炭化水素クラッキング触媒を再生する方法 |
Country Status (16)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5908804A (ja) |
EP (1) | EP0704516B1 (ja) |
JP (1) | JP3913281B2 (ja) |
KR (1) | KR100191974B1 (ja) |
CN (1) | CN1098328C (ja) |
AU (1) | AU688571B2 (ja) |
CA (1) | CA2156464C (ja) |
DE (1) | DE69529196T2 (ja) |
ES (1) | ES2184783T3 (ja) |
MY (1) | MY113199A (ja) |
NO (1) | NO313793B1 (ja) |
NZ (1) | NZ272844A (ja) |
PL (1) | PL179607B1 (ja) |
TR (1) | TR199501185A2 (ja) |
TW (1) | TW350871B (ja) |
ZA (1) | ZA957448B (ja) |
Families Citing this family (27)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1091650C (zh) * | 1999-11-30 | 2002-10-02 | 中国科学院兰州化学物理研究所 | 一氧化碳还原一氧化氮的催化剂 |
US6991767B1 (en) * | 2000-09-18 | 2006-01-31 | Procedyne Corp. | Fluidized bed gas distributor system for elevated temperature operation |
US6913687B2 (en) * | 2000-11-01 | 2005-07-05 | Warden W. Mayes, Jr. | Method of producing synthesis gas from a regeneration of spent cracking catalyst |
US6491810B1 (en) | 2000-11-01 | 2002-12-10 | Warden W. Mayes, Jr. | Method of producing synthesis gas from a regeneration of spent cracking catalyst |
US6916417B2 (en) * | 2000-11-01 | 2005-07-12 | Warden W. Mayes, Jr. | Catalytic cracking of a residuum feedstock to produce lower molecular weight gaseous products |
US6579820B2 (en) * | 2001-03-21 | 2003-06-17 | The Boc Group, Inc. | Reactor modifications for NOx reduction from a fluid catalytic cracking regeneration vessel |
US6505567B1 (en) * | 2001-11-26 | 2003-01-14 | Alstom (Switzerland) Ltd | Oxygen fired circulating fluidized bed steam generator |
AU2003227550B2 (en) * | 2002-03-27 | 2008-07-03 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for combusting coke during regeneration of a catalyst |
US7026262B1 (en) * | 2002-09-17 | 2006-04-11 | Uop Llc | Apparatus and process for regenerating catalyst |
US20040074809A1 (en) * | 2002-10-21 | 2004-04-22 | George Yaluris | Reduction of gas phase reduced nitrogen species in partial burn FCC processes |
US20040262197A1 (en) * | 2003-06-24 | 2004-12-30 | Mcgregor Duane R. | Reduction of NOx in low CO partial-burn operation using full burn regenerator additives |
US20050100493A1 (en) * | 2003-11-06 | 2005-05-12 | George Yaluris | Ferrierite compositions for reducing NOx emissions during fluid catalytic cracking |
US20050100494A1 (en) | 2003-11-06 | 2005-05-12 | George Yaluris | Ferrierite compositions for reducing NOx emissions during fluid catalytic cracking |
JP2007516073A (ja) * | 2003-12-05 | 2007-06-21 | インターカット インコーポレイテッド | 混合金属酸化物吸着剤 |
US20050232839A1 (en) * | 2004-04-15 | 2005-10-20 | George Yaluris | Compositions and processes for reducing NOx emissions during fluid catalytic cracking |
US7304011B2 (en) * | 2004-04-15 | 2007-12-04 | W.R. Grace & Co. -Conn. | Compositions and processes for reducing NOx emissions during fluid catalytic cracking |
ITBO20040296A1 (it) * | 2004-05-11 | 2004-08-11 | Itea Spa | Combustori ad alta efficienza e impatto ambientale ridotto, e procedimenti per la produzione di energia elettrica da esso derivabili |
SG169976A1 (en) | 2005-04-27 | 2011-04-29 | Grace W R & Co | Compositions and processes for reducing nox emissions during fluid catalytic cracking |
US7470412B2 (en) * | 2005-12-21 | 2008-12-30 | Praxair Technology, Inc. | Reduction of CO and NOx in regenerator flue gas |
KR100824763B1 (ko) * | 2006-09-25 | 2008-04-24 | 희성촉매 주식회사 | 촉매재생방법 |
US7954458B2 (en) * | 2007-11-14 | 2011-06-07 | Alstom Technology Ltd | Boiler having an integrated oxygen producing device |
US8618011B2 (en) | 2010-04-09 | 2013-12-31 | Kellogg Brown & Root Llc | Systems and methods for regenerating a spent catalyst |
US8618012B2 (en) | 2010-04-09 | 2013-12-31 | Kellogg Brown & Root Llc | Systems and methods for regenerating a spent catalyst |
CN102527208B (zh) * | 2010-12-30 | 2014-12-31 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种脱除催化裂化再生烟气中硫氧化物、氮氧化物的方法 |
JP5660957B2 (ja) * | 2011-03-31 | 2015-01-28 | 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 | 再生水素化分解触媒及び炭化水素油の製造方法 |
JP5660956B2 (ja) * | 2011-03-31 | 2015-01-28 | 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 | 水素化分解触媒及び炭化水素油の製造方法 |
US9890334B2 (en) | 2015-06-09 | 2018-02-13 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Fluid catalytic cracking unit with low emissions |
Family Cites Families (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2985584A (en) * | 1958-11-07 | 1961-05-23 | Union Carbide Corp | Regeneration of coked catalyst with controlled oxygen content of the regeneration gas |
CA1152052A (en) * | 1980-06-27 | 1983-08-16 | William A. Blanton, Jr. | Flue gas pollutants control in particulate catalyst regeneration |
US4443551A (en) * | 1982-01-11 | 1984-04-17 | Texaco Inc. | Method and new distributor for delivering high velocity gas from a gas distributor through a nozzle with decreased erosion in the nozzle |
US4542114A (en) * | 1982-08-03 | 1985-09-17 | Air Products And Chemicals, Inc. | Process for the recovery and recycle of effluent gas from the regeneration of particulate matter with oxygen and carbon dioxide |
CA1242985A (en) * | 1984-02-08 | 1988-10-11 | William P. Hegarty | Method for controlling fluidized catalytic cracker regenerator temperature and velocity with carbon dioxide |
GB8428395D0 (en) * | 1984-11-09 | 1984-12-19 | Boc Group Plc | Oxidation process |
FR2580870B1 (fr) * | 1985-04-23 | 1987-09-25 | Arnaud Jean | Appareil de regulation de caracteristiques d'un faisceau lumineux, notamment d'un laser de puissance |
DE3876162T2 (de) * | 1987-07-09 | 1993-06-24 | Mobil Oil Corp | Regenerierung von fluid-catalytic-cracking-katalysatoren. |
US4744962A (en) | 1987-07-22 | 1988-05-17 | Shell Oil Company | Process for the reduction of ammonia in regeneration zone off gas by select addition of NOx to the regeneration zone or to the regeneration zone off gas |
US4755282A (en) | 1987-07-22 | 1988-07-05 | Shell Oil Company | Process for the reduction of NH3 in regeneration zone off gas by select recycle of certain-sized NH3 decomposition catalysts |
AU614530B2 (en) * | 1987-08-12 | 1991-09-05 | Mobil Oil Corporation | Nox control in fluidized bed combustion process |
FR2624762B1 (fr) * | 1987-12-21 | 1990-06-08 | Total France | Procede et dispositif de regeneration de catalyseur en lit fluidise |
US5021144A (en) | 1989-02-28 | 1991-06-04 | Shell Oil Company | Process for the reduction of NOX in an FCC regeneration system by select control of CO oxidation promoter in the regeneration zone |
US5268089A (en) * | 1992-06-24 | 1993-12-07 | Mobil Oil Corporation | FCC of nitrogen containing hydrocarbons and catalyst regeneration |
US5308473A (en) * | 1992-09-18 | 1994-05-03 | Mobil Oil Corporation | Low NOx FCC regeneration process and apparatus |
-
1995
- 1995-08-18 CA CA002156464A patent/CA2156464C/en not_active Expired - Fee Related
- 1995-08-24 NZ NZ272844A patent/NZ272844A/en unknown
- 1995-09-04 NO NO19953470A patent/NO313793B1/no unknown
- 1995-09-05 ZA ZA957448A patent/ZA957448B/xx unknown
- 1995-09-13 ES ES95306405T patent/ES2184783T3/es not_active Expired - Lifetime
- 1995-09-13 DE DE69529196T patent/DE69529196T2/de not_active Revoked
- 1995-09-13 EP EP95306405A patent/EP0704516B1/en not_active Revoked
- 1995-09-14 TW TW084109631A patent/TW350871B/zh not_active IP Right Cessation
- 1995-09-15 MY MYPI95002743A patent/MY113199A/en unknown
- 1995-09-27 PL PL95310693A patent/PL179607B1/pl not_active IP Right Cessation
- 1995-09-27 AU AU32927/95A patent/AU688571B2/en not_active Ceased
- 1995-09-28 JP JP25086895A patent/JP3913281B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 1995-09-28 CN CN95102565A patent/CN1098328C/zh not_active Expired - Fee Related
- 1995-09-29 KR KR1019950032875A patent/KR100191974B1/ko not_active IP Right Cessation
- 1995-09-29 TR TR95/01185A patent/TR199501185A2/xx unknown
-
1997
- 1997-09-05 US US08/926,330 patent/US5908804A/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
ZA957448B (en) | 1996-04-17 |
ES2184783T3 (es) | 2003-04-16 |
CA2156464C (en) | 1999-07-20 |
PL179607B1 (pl) | 2000-10-31 |
CN1098328C (zh) | 2003-01-08 |
DE69529196D1 (de) | 2003-01-30 |
EP0704516A2 (en) | 1996-04-03 |
TR199501185A2 (tr) | 1996-06-21 |
PL310693A1 (en) | 1996-04-01 |
NO953470D0 (no) | 1995-09-04 |
JPH08173817A (ja) | 1996-07-09 |
MY113199A (en) | 2001-12-31 |
EP0704516B1 (en) | 2002-12-18 |
TW350871B (en) | 1999-01-21 |
NO313793B1 (no) | 2002-12-02 |
NO953470L (no) | 1996-04-01 |
CN1126238A (zh) | 1996-07-10 |
DE69529196T2 (de) | 2003-07-17 |
CA2156464A1 (en) | 1996-03-31 |
AU688571B2 (en) | 1998-03-12 |
EP0704516A3 (ja) | 1996-05-08 |
US5908804A (en) | 1999-06-01 |
AU3292795A (en) | 1996-04-18 |
KR960010080A (ko) | 1996-04-20 |
NZ272844A (en) | 1997-05-26 |
KR100191974B1 (ko) | 1999-06-15 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
JP3913281B2 (ja) | コークス付着物を含んだ炭化水素クラッキング触媒を再生する方法 | |
US4388218A (en) | Regeneration of cracking catalyst in two successive zones | |
US5372706A (en) | FCC regeneration process with low NOx CO boiler | |
US4313848A (en) | Method for removing coke from particulate catalyst | |
KR0160000B1 (ko) | 촉매를 탈코크스화시키는 방법 | |
US4851374A (en) | Apparatus and method for regenerating coked fluid cracking catalyst | |
JPS5827837B2 (ja) | 含硫黄重質油の処理方法 | |
JP2012503707A (ja) | 流動接触分解ユニットの製油所廃棄物流れを処理するための方法、及び製油所廃棄物流れを処理するための改良された接触分解ユニット | |
CA1201106A (en) | Process for the regeneration of particulate matter with oxygen and carbon dioxide | |
FR2642663A1 (fr) | Procede de desulfuration d'effluents gazeux en lit fluidise circulant par une masse absorbante regenerable | |
JP2002292247A (ja) | 流動接触分解装置の再生容器からのnoxを減少させる方法 | |
CA1218325A (en) | Combination process for upgrading reduced crude | |
JP2003534897A (ja) | 熱発生器排煙処理で発生する使用済み吸収剤を再生する方法および装置 | |
JPH04322747A (ja) | 炭素質物質を含む粒子からこのような物質を除去する方法および装置 | |
EP0661374A1 (en) | Process for removing nitrogen compounds from synthesis gas | |
JPH07500528A (ja) | 使用済み流動接触分解触媒の再生方法 | |
SU620214A3 (ru) | Способ каталитического крекинга нефт ного сырь | |
GB2107205A (en) | Method of removing coke from particulate catalyst | |
EP1201729A2 (en) | Fluid catalytic cracking regenerator with reduced NOx emissions | |
CA1192379A (en) | Method for the disposal of sulfur oxides from a catalytic cracking operation | |
CA2186156A1 (en) | Fluid catalytic cracking process | |
KR800000129B1 (ko) | 유동촉매 재생방법 | |
EP0247836A1 (en) | Removing sulfur oxides from flue gases of FCC units | |
NL8200520A (nl) | Werkwijze voor een drie-traps-regeneratie van een katalysator. | |
IE43943L (en) | Catalyst regeneration |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20041228 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20051122 |
|
A601 | Written request for extension of time |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A601 Effective date: 20060221 |
|
A602 | Written permission of extension of time |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A602 Effective date: 20060224 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20060512 |
|
A02 | Decision of refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02 Effective date: 20060606 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20060907 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20061002 |
|
A911 | Transfer to examiner for re-examination before appeal (zenchi) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A911 Effective date: 20061106 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20061212 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20061213 |
|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20070119 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20070131 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |