JP6573454B2 - 燃焼煙霧からのカロリーの改善されたアップサイクルを可能にする接触分解方法 - Google Patents
燃焼煙霧からのカロリーの改善されたアップサイクルを可能にする接触分解方法 Download PDFInfo
- Publication number
- JP6573454B2 JP6573454B2 JP2015001921A JP2015001921A JP6573454B2 JP 6573454 B2 JP6573454 B2 JP 6573454B2 JP 2015001921 A JP2015001921 A JP 2015001921A JP 2015001921 A JP2015001921 A JP 2015001921A JP 6573454 B2 JP6573454 B2 JP 6573454B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- fumes
- catalyst
- combustion air
- temperature
- hydrocarbon fraction
- 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.)
- Active
Links
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 title claims description 57
- 239000003517 fume Substances 0.000 title claims description 56
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 29
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 title claims description 7
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 46
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- 239000000571 coke Substances 0.000 claims description 21
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims description 19
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 claims description 16
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 14
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 14
- 239000012717 electrostatic precipitator Substances 0.000 claims description 13
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 13
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 13
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 11
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 7
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims description 7
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 6
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 3
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 12
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 7
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 7
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 3
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000282326 Felis catus Species 0.000 description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 description 2
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000012805 post-processing Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000153 supplemental effect Effects 0.000 description 1
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
- 239000010457 zeolite Substances 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
-
- 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
- C10G11/02—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils characterised by the catalyst used
- C10G11/04—Oxides
- C10G11/05—Crystalline alumino-silicates, e.g. molecular sieves
-
- 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
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J38/00—Regeneration or reactivation of catalysts, in general
- B01J38/04—Gas or vapour treating; Treating by using liquids vaporisable upon contacting spent catalyst
- B01J38/12—Treating with free oxygen-containing gas
-
- 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
- B01J38/00—Regeneration or reactivation of catalysts, in general
- B01J38/04—Gas or vapour treating; Treating by using liquids vaporisable upon contacting spent catalyst
- B01J38/12—Treating with free oxygen-containing gas
- B01J38/30—Treating with free oxygen-containing gas in gaseous suspension, e.g. fluidised bed
- B01J38/32—Indirectly heating or cooling material within regeneration zone or prior to entry into regeneration zone
-
- 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
-
- 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
- C10G11/185—Energy recovery from regenerator effluent gases
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Description
本発明は、石油留分の接触分解の分野に属する。
精油所の接触分解装置の主要な目的は、ガソリンのためのベース、すなわち、３５〜２５０℃の範囲の蒸留範囲を有する留分の生産にある。
接触分解装置（ＦＣＣと表記する）において、熱平衡は、反応段階の間に触媒上に沈着したコークスの燃焼によって保証される。この燃焼は、再生帯域において、「主要送風機（main air blower）」（略称、ＭＡＢ）と呼ばれる圧縮機を介した空気の注入によって起こる。
典型的には、触媒は、再生帯域に入り、その際にはコークス含有率（触媒の質量に対するコークスの質量として定義される）は、０．５〜１％であり、前記帯域を出て、その際にはコークス含有率は０．０１％未満である。この段階の間に、燃焼煙霧が発生し、再生帯域を出て、その際の温度は６４０〜８００℃である。装置の外形に応じて、これらの煙霧は、所定数の後処理を経て、
− 水蒸気を生じさせる目的のためにそれらの熱の一部を回収する、
− 触媒を起源とする微粉体と称される固体粒子をそれらから除去する、
− それらをスクラブ処理して、窒素および硫黄含有の化合物（総称ＮＯｘおよびＳＯｘによって称される）を除去する
ことになる。
− 水蒸気を生じさせる目的のためにそれらの熱の一部を回収する、
− 触媒を起源とする微粉体と称される固体粒子をそれらから除去する、
− それらをスクラブ処理して、窒素および硫黄含有の化合物（総称ＮＯｘおよびＳＯｘによって称される）を除去する
ことになる。
これらの段階の後、燃焼煙霧は、製油所の煙突を介して大気に排出され得て、現行の環境基準に合う。
煙霧からの熱の回収によって生じた水蒸気は、３の異なる熱レベルおよびその結果として３の異なる圧力レベルに分けられる。
区別は、したがって、高圧（high-pressure：ＨＰ）、中圧（medium-pressure：ＭＰ）および低圧（low-pressure：ＬＰ）と呼ばれる水蒸気生成の間で分けられる。
− 高圧水蒸気は、一般的に、３８０〜４５０℃の温度範囲および４５〜１００ｂａｒ（１ｂａｒ＝１０５Ｐａ）の圧力範囲にある。
− 中圧水蒸気は、２２０〜３５０℃の温度範囲および１５〜４０ｂａｒの圧力範囲にあるだろう。
− 低圧水蒸気に関して、それは、１７０〜２５０℃のより低い温度範囲および２．５〜１０ｂａｒの圧力レベルに置かれる。
− これらの範囲は、問題の製油所およびその有用性物（utilities）のネットワークに応じて実質的に変動し得る。
− 高圧水蒸気は、一般的に、３８０〜４５０℃の温度範囲および４５〜１００ｂａｒ（１ｂａｒ＝１０５Ｐａ）の圧力範囲にある。
− 中圧水蒸気は、２２０〜３５０℃の温度範囲および１５〜４０ｂａｒの圧力範囲にあるだろう。
− 低圧水蒸気に関して、それは、１７０〜２５０℃のより低い温度範囲および２．５〜１０ｂａｒの圧力レベルに置かれる。
− これらの範囲は、問題の製油所およびその有用性物（utilities）のネットワークに応じて実質的に変動し得る。
最も高い熱レベルの高圧水蒸気は、中圧水蒸気よりも広い範囲のプロセス流のための高温熱源であり得る限りにおいて最も珍重され、中圧水蒸気は、それの役割に関して、低圧水蒸気よりも有用であり、低圧水蒸気の出口は、その低い熱レベルに起因して製油所において制限されたままであり、それ故に、熱源としてのその使用が制限される。
ＦＣＣ装置の供給原料は、一般的に、沸点が３４０℃超である分子を本質的に（すなわち、最低８０％）含有する炭化水素または炭化水素の混合物によって構成される。この主要な供給原料はまた、一般的には５０重量ｐｐｍ未満、優先的には２０重量ｐｐｍ未満の濃度において制限された量の金属（Ｎｉ＋Ｖ）および一般的には１１重量％超、典型的には１１．５〜１４．５重量％、優先的には１１．８〜１４重量％の含有率の水素を含有する。
供給原料のコンラドソン残留炭素分（Conradson carbon residue：ＣＣＲと略称され、規格ASTM D 482によって定義される）は、接触分解方法の間のコークス生成の評価を提供する。供給原料のコンラドソン残留炭素分に応じて、コークスの収率は、熱平衡を満たすために装置の具体的な寸法設計を要求する。
それ故に、供給原料が、熱平衡を保証するために要求されるコークス含有率より大きいコークス含有率をもたらすＣＣＲを有する場合、過剰の熱が除去されなければならない。これは、例えばおよび非網羅的に、「触媒クーラー（cat cooler）」の取付けによってなされ得る。この「触媒クーラー（cat cooler）」は、当業者に周知である交換器であり、これは、再生器に含有される触媒の一部を水との交換によって外部的に冷却し、これにより、高圧水蒸気が生じるに至る。
逆に、場合によっては、特にナフサタイプの軽質供給原料の場合、ＦＣＣにおいて処理される供給原料は、不十分なコークスを有し、熱平衡は、補給的な熱源の付与によって達成されなければならない。これは、当業者に知られる種々の方法で実施され得る。例えば、供給原料の予熱を増加させて実施され得るが、これにより、予熱炉のサイズおよび関連有用性物の消費が増加するに至る。あるいは、再生器のレベルにおいて、コークス潜在量が高いＦＣＣを起源とする留分（コーキング留分と称され、一般的には「スラリー」留分、すなわち、圧倒的に芳香族性の３６０℃＋留分である）、あるいは、任意の炭化水素留分、例えば、可燃性油（Fuel Oil） Ｎｏ．２または家庭用燃料を付与することによって実施され得る。
「スラリー」留分または可燃性油Ｎｏ．２留分の再生器へのこのリサイクル処理が問題となるのは、６５０〜７５０℃程度の、再生器に普及する温度のために、この再循環の一部は気化し、分解ガスを形成し、これは、再生器の希釈相において見出されることになり、それ故に、ホッソスポットが生じるおそれがあり、このホットスポットは、装置の正確な操作を損ね得る。
この現象は、「後燃え」と呼ばれるものであり、装置中の望まれないポイントにおける、特に、サイクロンへの入口における燃焼の復活として定義され得る。
さらに、この再循環流は、触媒床中で燃えるおそれがあり、これにより、局所的な高温煙霧フロントが形成され、この高温煙霧フロントは、触媒を局所的な高温に付し得る（ホットスポット）。これらの局所的な高温は、水蒸気の存在と結び付いて、触媒（ゼオライト）の活性部を弱め、それ故に、その分解機能を失活させる。
ＦＣＣにおいて処理される重質留分は、特に、常圧蒸留、真空蒸留、水素化転化装置、コーキング装置、水素化処理または脱アスファルト装置を起源とし得るが、バイオマスタイプの起源、例えば、植物油またはセルロースも有する。
本発明の利益は、主要送風機（ＭＡＢ）の出口において、燃焼煙霧または空気との交換と互換性のある熱レベルの任意の他のカロリー源により燃焼用空気を予熱することからなる。
この特定の実施は、それ故に、このようにして装置のエネルギー効率を改善することによって、低圧（low-pressure：ＬＰ）流の生成の一部を高圧（high-pressure：ＨＰ）流に移すこと、および／または、方法の有用性物、例えば、燃料油または燃料ガスまたはコーキング留分を制限することを可能にする。
接触分解装置の再生器の出口において集められる燃焼煙霧を用いる熱交換システムは、従来的に、廃熱ボイラ（「waste heat boiler」）として知られる水蒸気発生ボイラと、低圧水蒸気および過熱水を発生させることを可能にする節約装置と呼ばれる交換器とを含む。
特許文献１には、供給原料を、要求される温度に予熱した後にそれをライザに導入することが記載されている。
特許文献２には、再生器を起源とする煙霧による供給原料の間接予熱が記載されている。
特許文献３および４には、ストリッパから再生器につながる輸送路における触媒の温度上昇が記載されている。
本発明者らは、静電分離装置と節約装置との間に置かれたレベルにある再生煙霧と、空気圧縮機を出る燃焼用空気との間の熱の交換を記載する何らの文献も見出さなかった。
（図面の簡単な説明）
図１は、従来技術による燃焼煙霧の熱交換トレイン、並びに再生器へのその入口までの燃焼用空気回路を示す。
図１は、従来技術による燃焼煙霧の熱交換トレイン、並びに再生器へのその入口までの燃焼用空気回路を示す。
燃焼煙霧は、再生器（ＲＥＧ）を出て、廃熱ボイラ（ＷＨＢ）に入る。廃熱ボイラ（ＷＨＢ）は、圧力下の供給原料水（ＨＰＢＦＷ）から高圧過熱水蒸気（ＨＰＳＨ）を生じさせ、かつ、中圧水蒸気（ＭＰＳ）から中圧過熱水蒸気（ＭＰＳＨ）を生じさせることを可能にする。
煙霧は、次いで、電気集塵装置（ＥＳＰ）、次いで、「節約装置」として知られる交換器に入る。この節約装置は、低圧水（ＬＰＢＦＷ）から低圧過熱（ＬＰＳＨ）水蒸気を、高圧水から高圧過熱水（ＨＰＢＦＷ）を生じさせる。
図１はまた、「触媒クーラー」として知られる流動固体交換器（fluidized solid exchanger）を示し、この「触媒クーラー」は、高圧水（ＨＰＢＦＷ）から高圧水蒸気（ＨＰＳ）を生じさせることを可能にする。
図２は、本発明による燃焼煙霧の熱交換トレインを示す。
新規な交換器は、ＡＰＨで示される。それは、電気集塵装置（ＥＳＰ）と節約装置（ＥＣＯ）との間で集められた煙霧を用いて圧縮機（ＭＡＢ）の下流で燃焼用空気を予熱することを可能にする。図の他の部分は、図１のものと同一である。
（発明の簡単な説明）
本発明は、本質的に、燃焼煙霧からの熱の回収のためのライン上の新規な熱交換に関する。この交換は、一方の廃熱ボイラ（当業者に「waste heat boiler」として知られ、ＷＨＢで表記される）の下流、および電気集塵装置（ＥＳＰ）の上流または下流で集められた再生器からの煙霧と、他方の圧縮機の下流の燃焼用空気との間で行われる。新規な熱交換は、好ましくは、電気集塵装置（ＥＳＰ）と節約装置（ＥＣＯ）と呼ばれる交換器との間で集められた燃焼煙霧について行われる。
本発明は、本質的に、燃焼煙霧からの熱の回収のためのライン上の新規な熱交換に関する。この交換は、一方の廃熱ボイラ（当業者に「waste heat boiler」として知られ、ＷＨＢで表記される）の下流、および電気集塵装置（ＥＳＰ）の上流または下流で集められた再生器からの煙霧と、他方の圧縮機の下流の燃焼用空気との間で行われる。新規な熱交換は、好ましくは、電気集塵装置（ＥＳＰ）と節約装置（ＥＣＯ）と呼ばれる交換器との間で集められた燃焼煙霧について行われる。
この熱交換は、当業者に知られるあらゆるタイプのものであり得る交換器、例えば、プレート交換器、または構造化管交換器（structured-tube exchanger）、さらには回転式交換器によって行われる。
従来技術のシステムにおいて、圧縮機の下流の燃焼用空気の結果として生じる温度は、周囲温度と、空気を再生器の圧力にするのに必要な圧縮因子との間にある。この温度は、一般的に１１０℃と３００℃との間に、優先的には１５０〜２５０℃に置かれる。本発明による新規な熱交換器により、燃焼用空気は、２００℃と３５０℃との間に、優先的には２５０〜３００℃に加熱される。
この新規な熱交換によって、再生器の煙霧が有するカロリーは、燃焼用空気の入来を介して再生器の内側に移される。
これらのカロリーは、それ故に、高い熱レベルにあり、再生器の温度は、典型的には、７００℃／８００℃の前後に置かれる。
供給原料を相対的にコーキングする一般的な場合、したがって、ＦＣＣの熱平衡を維持するために、再生器に含まれる触媒の分岐回路で操作する外部交換器である、「触媒クーラー」と呼ばれる交換器の取付けを要求する場合、この過剰な熱は、前記「触媒クーラー」を介した高圧水蒸気の生成によって取り除かれる。
「触媒クーラー」は、流動床交換器であり、その操作は、再生の方法における高温触媒（６００〜７００℃）に直接的に含まれるカロリーに基づき、高圧水蒸気（ＨＰＳ）を生じさせることを可能にする。
それ故に、節約装置におけるように低圧水蒸気を生じさせるのではなく、新規な配列は、さらなる高圧水蒸気を、従来技術によって生じた低圧水蒸気より高い熱レベルで生じさせることを可能にし、したがって、低圧水蒸気よりはるかに大きい熱源としてこの高圧水蒸気を用いる熱交換を可能にする。
外部熱源（例えば、供給原料を予熱するための燃料油）によって熱平衡が保証されている低コーキング供給原料の場合、本発明による新規な熱交換に由来する熱のさらなる供給は、前記外部熱源の消費を低減させることを可能にする。
それ故に、低圧水蒸気を生じさせかつ燃料油を消費するのではなく、燃料油について節約しつつ、もはや低圧水蒸気は生じない。この場合にも、本発明による配列は、従来技術による統合のシステムに対して生じた有用性物の熱レベルを上げることを可能にする。
要約すると、本発明による配列は、より高い熱レベルの有用性物を生じさせることによって燃焼煙霧からの熱をより良好にアップサイクルすることを可能にし、したがって、この有用性物は、従来技術のシステムに従うよりより容易にアップサイクルされ得る。
より正確には、本発明は、ＶＧＯタイプまたは常圧残渣の重質留分の接触分解のための方法であって、コンラドソン炭素は、０．１（さらには０．１未満の値）から、０．４より大きい、優先的には０．５より大きい値にわたる、方法として理解され得、本方法は、流動床接触分解装置を用い、この流動床接触分解装置は、上昇流または下降流を有する反応セクションと、触媒再生セクションとを含み、この触媒再生セクションは、燃焼用空気による、触媒セクション中の触媒上に沈着したコークスの燃焼からなり、前記方法は、前記燃焼用空気が、２００〜３５０℃、優先的には２５０〜３００℃の温度に、廃熱ボイラの下流および節約装置の上流で集められた再生煙霧を用いる熱交換によって予熱され、燃焼煙霧は、この位置において、３００〜６５０℃の温度で利用可能であり、燃焼用空気によって供給される過剰なカロリーは、２つの特定のケースに従って転化される点で特徴付けられる：
ａ） 接触分解装置が、ＨＰ水蒸気を生じさせることを可能にする「触媒クーラー」として知られる再生触媒交換器を含む場合、過剰な熱は、高圧水蒸気（ＨＰ水蒸気、すなわち、４５〜１００ｂａｒ、優先的には５０〜７０ｂａｒ）に、外部交換器のレベルで、「触媒クーラー」と呼ばれる再生器に集められた高温触媒上で転化され、
ｂ） 接触分解装置が、「触媒クーラー」と称される再生触媒交換器を含まない場合、過剰の熱は、前記燃焼用空気を予熱するための炉によって燃料の消費を低減させることを可能にする。
ａ） 接触分解装置が、ＨＰ水蒸気を生じさせることを可能にする「触媒クーラー」として知られる再生触媒交換器を含む場合、過剰な熱は、高圧水蒸気（ＨＰ水蒸気、すなわち、４５〜１００ｂａｒ、優先的には５０〜７０ｂａｒ）に、外部交換器のレベルで、「触媒クーラー」と呼ばれる再生器に集められた高温触媒上で転化され、
ｂ） 接触分解装置が、「触媒クーラー」と称される再生触媒交換器を含まない場合、過剰の熱は、前記燃焼用空気を予熱するための炉によって燃料の消費を低減させることを可能にする。
接触分解装置は、上昇流（「ライザ」と称する）および下降流（「ドロッパ」と称する）で同じくよく操作し得る：
− 接触分解装置が上昇流で操作する場合、操作条件は、ケースａ）およびケースｂ）の両方について以下の通りである：
− ライザ出口における温度：５２０〜６００℃、
− Ｃ／Ｏ比：６〜１４、優先的には７〜１２、
− 滞留時間：１〜１０秒、優先的には２〜６秒。
− 接触分解装置が、下降流で操作する場合、操作条件は、ケースａ）およびケースｂ）の両方について以下の通りである
− 反応器出口における温度：５８０〜６３０℃、
− Ｃ／Ｏ比：１５〜４０、優先的には２０〜３０、
− 滞留時間：０．１〜１秒、優先的には０．２〜０．７秒。
− 接触分解装置が上昇流で操作する場合、操作条件は、ケースａ）およびケースｂ）の両方について以下の通りである：
− ライザ出口における温度：５２０〜６００℃、
− Ｃ／Ｏ比：６〜１４、優先的には７〜１２、
− 滞留時間：１〜１０秒、優先的には２〜６秒。
− 接触分解装置が、下降流で操作する場合、操作条件は、ケースａ）およびケースｂ）の両方について以下の通りである
− 反応器出口における温度：５８０〜６３０℃、
− Ｃ／Ｏ比：１５〜４０、優先的には２０〜３０、
− 滞留時間：０．１〜１秒、優先的には０．２〜０．７秒。
Ｃ／Ｏ比は、装置中を流通する触媒の質量流量対装置への入口における供給原料の質量流量の比である。
滞留時間は、供給原料の体積流量（ｍ３／ｓ）に対するライザの体積（ｍ３）として定義される。
（発明の詳細な説明）
本発明は、上昇流で操作する反応器（「ライザ」と呼ばれる）を用いるＦＣＣ装置、および下降流で操作する反応器（「ダウナ（dower）」と呼ばれる）を用いる装置に同じくよく適合する。
本発明は、上昇流で操作する反応器（「ライザ」と呼ばれる）を用いるＦＣＣ装置、および下降流で操作する反応器（「ダウナ（dower）」と呼ばれる）を用いる装置に同じくよく適合する。
本発明はまた、単一の反応器（上昇流または下降流を有する）で操作するＦＣＣ装置、および２基の反応器で操作するＦＣＣ装置に適合する。
本発明は、接触分解方法のシステムであって、燃焼煙霧から回収された熱をより良好にアップサイクルして高圧水蒸気の生成を最大にすること、および／または装置の有用性物、例えば（かつ非網羅的に）、燃料油、燃料ガス、芳香族性コーキング留分を制限することを可能にする、ものからなる。
本発明は、燃焼用空気を、ＭＡＢの下流で、この燃焼用空気との交換と互換性のある熱レベルを有する、再生装置を起源とする燃焼煙霧および／または他のカロリー源との熱交換によって予熱することとして定義され得る。
再生セクションを出る燃焼煙霧または他の源、例えば、常圧蒸留塔または真空蒸留塔の炉からの煙霧のカロリーは、従来の熱交換によって空気圧縮機の出口において燃焼用空気に伝達される。
これらのカロリーは、次いで、再生器中の触媒に伝達される。燃焼用空気および触媒が、高い熱レベル（温度：６００〜８００℃）で直接的に接触させられるからである。
燃焼用空気を予熱することによって導入された過剰な熱は、例えば「触媒クーラー」を介して高圧水蒸気に転化されて、装置の熱平衡を保証し続けることができる。最後に、本発明において記載された燃焼用空気の予熱は、従来の燃焼煙霧統合システムと比べてより多くの高圧水蒸気を生じさせることを可能にする。このことは、以下の比較する例（実施例１および２および実施例３および４）を読めば、より明確にはっきりしたものになるだろう。
探し求められる水蒸気が、以前に説明されたような高い熱レベルにある高圧水蒸気であるので、発電機を出る煙霧は、水または中圧水蒸気との交換によって高圧水蒸気を生じさせるように多くとも役立つだろう。
一旦、煙霧の熱レベルが、高圧水蒸気を生じさせることをもはや可能にしなくなると、交換は、燃焼用空気に切り替える。最終的に、燃焼用空気との交換の後に、煙霧中により低い熱レベルで残るカロリーは、最後の段階において、低圧水蒸気を生じさせるのに役立つ。
再生器からの煙霧と燃焼用空気との間のこの交換カスケードの正確な位置に従わないことは、高圧水蒸気の全体的な生成の最大限の最適化を可能にせず、それ故に方法の環境効率の最大限の最適化を可能にしない。
圧縮機の上流での空気の予熱は、この設備の取入口体積流量が有意に増えるだろう範囲において利益を有さず、このことは、圧縮機のコストを増加させるだけでなく、とりわけ、その操作に伴う有用性物（電気、高圧水蒸気等）の消費を増加させ、予想されるエネルギー利得を制限し、さらには完全に除くという結果を有する。圧縮機の下流での空気予熱器の追加も、回路の水力学（hydarulics）に影響を与えるだろうが、エネルギーの利得が観察されるにはあまり十分でないままである。
燃焼煙霧を介したさらなる熱供給はまた、供給原料の予熱を所定の程度に低減させることを可能にすることができ、これは、通常、燃料油または天然ガスで操作する炉を介して行われ、このことは、それ故に、方法の有用性物を低減させることを可能にし、それ故に、その環境効率を改善する。
本発明によるシステムは、接触分解装置のケースにおいても実施され得、その熱平衡は、再生帯域と反応帯域との間の熱交換によってのみ保証され得る。このケースでは、再生器における燃焼煙霧と燃焼用空気との間で行われる交換は、用いられる熱源を節約して、熱平衡を達成し、それ故に、装置の全体的な環境効率を改善することを可能にする。
節約がなされる熱源は、非網羅的に、以下であり得る：
− 燃料ガスまたは燃料油；これは、供給原料の高められた予熱によって平衡が保証されるケースである、
− 芳香族化合物を豊富に含む追加留分；これは、例えば、ＵＳ特許2013/8,551,324に記載されるように、ストリッパまたはストリッパの側室に注入されるものである、
− トーチランプオイル（torch oil）または再生器に通常導入される高いコーキングポテンシャルを有する留分；それ故に、前に記載されたような後燃えの現象および触媒の分解が回避される。
− 燃料ガスまたは燃料油；これは、供給原料の高められた予熱によって平衡が保証されるケースである、
− 芳香族化合物を豊富に含む追加留分；これは、例えば、ＵＳ特許2013/8,551,324に記載されるように、ストリッパまたはストリッパの側室に注入されるものである、
− トーチランプオイル（torch oil）または再生器に通常導入される高いコーキングポテンシャルを有する留分；それ故に、前に記載されたような後燃えの現象および触媒の分解が回避される。
（比較のための実施例）
本発明によって探し求められた効果を例証するために、本発明者らは、「過剰なコークスで操作する装置の基本的なケース」と称される第１の実施例を考慮した。これは、供給原料を処理して熱平衡によって要求されるより多くのコークスを生じさせる接触分解装置（ＦＣＣ）に対応するものである。同伴する過剰な熱は、触媒クーラーを介して除かれて、高圧水蒸気が生じる。
本発明によって探し求められた効果を例証するために、本発明者らは、「過剰なコークスで操作する装置の基本的なケース」と称される第１の実施例を考慮した。これは、供給原料を処理して熱平衡によって要求されるより多くのコークスを生じさせる接触分解装置（ＦＣＣ）に対応するものである。同伴する過剰な熱は、触媒クーラーを介して除かれて、高圧水蒸気が生じる。
この基本のケースにおいて、煙霧の熱統合は、従来のシステムに相当する。
扱われた実施例２は、同一の装置に相当するが、ここでは、燃焼煙霧の熱統合は、本発明による実施に相当するものである。
実施例３は、「不十分なコークスで操作する装置の基本のケース」と称されるものであり、これは、ＦＣＣの基準のケースを例証し、その操作条件は、熱平衡を保証することを可能にしない。
熱平衡は、このケースでは、燃料油で操作する炉を介した供給原料の追加の予熱によって達成される。この実施例３では、煙霧の熱統合は、従来のシステムに従って行われる；装置は、明らかに、触媒クーラーを有しない。
実施例４は実施例３を繰り返すが、本発明に従って実施する。
全ての実施例において、生じた異なる水蒸気の圧力および温度の条件は以下の通りである。
（実施例１（従来技術に合致する）：過剰なコークスで操作する装置の基本的なケース）
考慮される本実施例において、煙霧は、６７５℃の温度で、廃熱ボイラの上流に到着し、質量流量は２９５トン／ｈであり、連続的に以下の方向に向かう：
１−廃熱ボイラと称される水蒸気発生装置；この装置は、高圧水蒸気および中圧水蒸気を生じさせることを可能にする。この段階の終わりに、煙霧は、３４０℃で出る。
２−塵埃をそこから除去するための電気集塵装置。
３−節約装置（１）；この装置は、低圧水蒸気を生じさせることおよび水を予熱することを可能にする。この段階の終わりに、煙霧の温度は、３４０℃から２００℃に降下し、下流の脱ＮＯｘおよび脱ＳＯｘの段階の制約に対して最低限の熱レベルが保持される。
４−脱ＳＯｘおよび脱ＮＯｘの装置；この装置は、煙霧の熱レベルに影響を及ぼさない。
５−予熱節約装置（２）；この装置は、廃熱ボイラにおいて高圧水蒸気を生じさせるために役立つように水を予熱する。
考慮される本実施例において、煙霧は、６７５℃の温度で、廃熱ボイラの上流に到着し、質量流量は２９５トン／ｈであり、連続的に以下の方向に向かう：
１−廃熱ボイラと称される水蒸気発生装置；この装置は、高圧水蒸気および中圧水蒸気を生じさせることを可能にする。この段階の終わりに、煙霧は、３４０℃で出る。
２−塵埃をそこから除去するための電気集塵装置。
３−節約装置（１）；この装置は、低圧水蒸気を生じさせることおよび水を予熱することを可能にする。この段階の終わりに、煙霧の温度は、３４０℃から２００℃に降下し、下流の脱ＮＯｘおよび脱ＳＯｘの段階の制約に対して最低限の熱レベルが保持される。
４−脱ＳＯｘおよび脱ＮＯｘの装置；この装置は、煙霧の熱レベルに影響を及ぼさない。
５−予熱節約装置（２）；この装置は、廃熱ボイラにおいて高圧水蒸気を生じさせるために役立つように水を予熱する。
これらの異なる段階の終わりに、煙霧は、１８０℃で出て、以下の特性を有している：
− ＳＯ２＜１０〜２０ｍｇ／Ｎｍ３
− ＮＯ２＜１５ｍｇ／Ｎｍ３
− ＮＯｘ＜２００ｍｇ／Ｎｍ３
− 微粉体含有率＜１０ｍｇ／Ｎｍ３。
− ＳＯ２＜１０〜２０ｍｇ／Ｎｍ３
− ＮＯ２＜１５ｍｇ／Ｎｍ３
− ＮＯｘ＜２００ｍｇ／Ｎｍ３
− 微粉体含有率＜１０ｍｇ／Ｎｍ３。
この従来の配列により、高圧、中圧および低圧の水蒸気が以下の割合で生じさせられる。
触媒クーラーによって生じた高圧水蒸気は、再生器から除去されるべき熱の量に相当し、装置の熱平衡に達する。
（実施例２（本発明に合致する）：過剰なコークスで操作する装置のケースにおける本発明の実施）
この実施例は、本明細書において記載されたような本発明の配列に対応し、電気集塵装置の下流に燃焼用空気の予熱器を位置決めしている。
この実施例は、本明細書において記載されたような本発明の配列に対応し、電気集塵装置の下流に燃焼用空気の予熱器を位置決めしている。
最後のケースにおいて、煙霧は、同様に１８０℃で後処理段階の全てを出て、以前と同様のＮＯｘ、ＳＯｘ濃度および微粉体含有率を有する。
その結果として、本発明によるシステムは、少しも、後処理性能に影響を及ぼさず、煙霧を大気への放出に関する法的基準にまでにすることを可能にする。
本発明によるシステムにおいて、水蒸気の生成は、以下のように分配される。
本発明によると、この新規な空気−煙霧交換器の存在に関連する供給原料の喪失を考慮して、さらなる６．８トンの高圧水蒸気が、煙霧から再生器への５ＭＷの移動によって生じさせられる。これらの５ＭＷは、次いで、触媒クーラーを介して高圧水蒸気に転化され、装置の熱平衡が維持される。
言い換えれば、「触媒クーラー」は、ＦＣＣの熱平衡を保証することを可能にするカロリーのみではなく、さらなる量の高圧水蒸気（６．８ｔ／ｈ）も抽出する。
本発明によるシステムは、それ故に、あまり便利でない低圧水蒸気を高圧水蒸気に変換することを間接的に可能にする。この高圧水蒸気は、低圧水蒸気よりはるかに広範であるプロセスフローの範囲のための熱源であることをこの高圧水蒸気が可能にする熱レベルにある程度まで高い付加価値を有する。
全体的に、本発明によるシステムは、方法の環境効率を改善することを可能にする。反応器の操作条件は改変されないので、生成物の収率および選択性は同じままである。
（実施例３（従来技術に合致する）：不十分なコークスで操作する装置の基本的なケース）
本実施例では、装置は、システムの熱平衡を保証することを可能にしない操作条件下に操作する。このケースでは、この熱平衡は、炉を介して供給原料の予熱温度を高くすることによって、燃料油消費のコストに保証される。
本実施例では、装置は、システムの熱平衡を保証することを可能にしない操作条件下に操作する。このケースでは、この熱平衡は、炉を介して供給原料の予熱温度を高くすることによって、燃料油消費のコストに保証される。
この構成では、触媒クーラーは、熱平衡を達成するために予熱炉において最小限の量の燃料油を消費することによって供給原料の予熱が保証される程度まで必要とされない。
これらの条件下に、煙霧は、廃熱ボイラに入り、この時、６５０℃であり、流量は、２３０トン／ｈである。
温度および流量が実施例１におけるより低いのは、より少ない量のコークスが再生器において燃やされるからである。
この実施例３において、煙霧は、実施例１におけるのと同じ後処理段階をたどる。
それ故に、高圧、中圧および低圧の水蒸気は、以下の割合で発生させられる。
（実施例４（本発明に合致する）：不十分なコークスで操作する装置のケースでの本発明の実施）
この実施例では、本発明による煙霧の統合が実施される。
この実施例では、本発明による煙霧の統合が実施される。
もう一度、煙霧は、実施例３と同じ温度および組成物の条件で後処理段階を出る。
燃焼用空気の予熱に起因して、４．５ＭＷが、再生器に移され、これは、新しい空気−煙霧交換器の存在に関連する供給原料のさらなる喪失を考慮して、３９５ｋｇ／ｈまで燃料油の消費を低減させることを可能にする。
水蒸気の生成は、以下のように分配される。
このケースにおいて、本発明によるシステムは、３９５ｋｇ／ｈの燃料油を６．５ｔ／ｈの低圧水蒸気と取り替えることを間接的に可能にし、この低圧水蒸気は、その低い熱レベルを考慮すれば、供給原料を予熱するように直接的に用いられることはできなかったであろう。
本発明によるシステムは、したがって、煙霧からの熱のより良好なアップサイクルを可能にし、それ故に、方法の環境効率を改善することを可能にする。
実施例２の場合と同じ方法で、反応器（「ライザ」または「ダウナ」）の操作条件は、同一に維持され、革新は、いかなる場合も、形成される生成物の収率および選択性に影響を及ぼさない。
これらの実施例は、本発明によるシステムがカロリーを低い熱レベルから高い熱レベルへ移すことを可能にし、それ故に、方法の環境効率を改善することを可能にする方法を例証する。
Claims (6)
- 流動床接触分解装置を用いて、ＶＧＯタイプまたは常圧残渣の重質炭化水素留分を接触分解する方法であって、該流動床接触分解装置は、上昇流または下降流を有する反応セクションと、触媒再生セクションとを含み、該触媒再生セクションは、反応セクションにおいて触媒上に堆積したコークスを燃焼用空気によって燃焼させることからなり、前記燃焼用空気は圧縮機（ＭＡＢ）において予め圧縮され、該触媒再生セクションは、廃熱ボイラ（ＷＨＢ）においてカロリー交換する煙霧を発生し、前記廃熱ボイラ（ＷＨＢ）は、圧力下の供給原料水（ＦＷＵＰ）から高圧過熱水蒸気（ＨＰＳＨ）を生じさせ、かつ、中圧水蒸気（ＭＰＳ）から中圧過熱水蒸気（ＭＰＳＨ）を生じさせ、その後、前記煙霧は電気集塵装置（ＥＳＰ）次いで節約装置（ECO）に入り、節約装置（ECO）は低圧水（ＬＰＢＦＷ）から低圧過熱（ＬＰＳＨ）水蒸気を、高圧水から高圧過熱水（ＨＰＢＦＷ）を生じさせ、前記方法はまた、再生を経る触媒が有しているカロリーから高圧水蒸気を生じさせることを可能にする交換器である、「触媒クーラー」と称される交換器を用いることを含み、該方法は、前記燃焼用空気を、２００〜３５０℃の温度に、廃熱ボイラ（WHB）の下流および節約装置（ECO）の上流で集められた前記煙霧を用いる熱交換（APH）によって圧縮機（ＭＡＢ）の下流において予熱し、前記煙霧は、この位置において３００〜６５０℃の温度で利用可能であり、燃焼用空気によって供給される過剰のカロリーは、４５〜１００ｂａｒの高圧水蒸気に、「触媒クーラー」と呼ばれる交換器に集められた高温触媒上で、転化される点で特徴付けられる、方法。
- 接触分解装置は、上昇流で、以下：
− ライザ出口における温度：５２０〜６００℃、
− Ｃ／Ｏ比：６〜１４、
− 滞留時間：１〜１０秒、
の操作条件下に操作する、請求項１に記載の炭化水素留分を接触分解する方法。 - 接触分解装置は、下降流で、以下：
− ライザ出口における温度：５８０〜６３０℃、
− Ｃ／Ｏ比：１５〜４０、
− 滞留時間：０．１〜１秒、
の操作条件下に操作する、請求項１に記載の炭化水素留分を接触分解する方法。 - 流動床接触分解装置を用いて、ＶＧＯタイプまたは常圧残渣の炭化水素留分を接触分解する方法であって、該流動床接触分解装置は、上昇流または下降流を有する反応セクションと、触媒再生セクションとを含み、該触媒再生セクションは、反応セクションにおいて触媒上に堆積したコークスを燃焼用空気によって燃焼させることからなり、前記燃焼用空気は圧縮機（ＭＡＢ）において予め圧縮され、該触媒再生セクションは、廃熱ボイラ（ＷＨＢ）においてカロリー交換する煙霧を発生し、前記廃熱ボイラ（ＷＨＢ）は、圧力下の供給原料水（ＦＷＵＰ）から高圧過熱水蒸気（ＨＰＳＨ）を生じさせ、かつ、中圧水蒸気（ＭＰＳ）から中圧過熱水蒸気（ＭＰＳＨ）を生じさせ、その後、前記煙霧は電気集塵装置（ＥＳＰ）次いで節約装置（ECO）に入り、節約装置（ECO）は低圧水（ＬＰＢＦＷ）から低圧過熱（ＬＰＳＨ）水蒸気を、高圧水から高圧過熱水（ＨＰＢＦＷ）を生じさせ、前記方法は、「触媒クーラー」タイプの交換器を用いることを含まず、前記方法は、燃焼用空気を、廃熱ボイラ（WHB）の下流および節約装置（ECO）の上流に集められた前記煙霧を用いる熱交換（APH）によって圧縮機（ＭＡＢ）の下流において２００〜３５０℃の温度に予熱し、前記煙霧は、この位置において、３００〜６５０℃の温度で利用可能であり、燃焼用空気によって供給される過剰なカロリーは、前記燃焼用空気を予熱するための炉における燃料の消費を低減させることを可能にする点で特徴付けられる、方法。
- 接触分解装置は、上昇流で、以下：
− ライザ出口における温度：５２０〜６００℃、
− Ｃ／Ｏ比：６〜１４、
− 滞留時間：１〜１０秒、
の操作条件により操作する、請求項４に記載の炭化水素留分を接触分解する方法。 - 接触分解装置は、下降流で、以下：
− 反応器出口における温度：５８０〜６３０℃、
− Ｃ／Ｏ比：１５〜４０、
− 滞留時間：０．１〜１秒、の操作条件下に操作する、請求項４に記載の炭化水素留分を接触分解する方法。
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR1450194 | 2014-01-10 | ||
| FR1450194A FR3016370B1 (fr) | 2014-01-10 | 2014-01-10 | Procede de craquage catalytique permettant une valorisation amelioree des calories des fumees de combustion. |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2015131959A JP2015131959A (ja) | 2015-07-23 |
| JP2015131959A5 JP2015131959A5 (ja) | 2018-02-22 |
| JP6573454B2 true JP6573454B2 (ja) | 2019-09-11 |
Family
ID=50877409
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2015001921A Active JP6573454B2 (ja) | 2014-01-10 | 2015-01-08 | 燃焼煙霧からのカロリーの改善されたアップサイクルを可能にする接触分解方法 |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10336948B2 (ja) |
| EP (1) | EP2894213B1 (ja) |
| JP (1) | JP6573454B2 (ja) |
| KR (1) | KR102375079B1 (ja) |
| CN (1) | CN104774642B (ja) |
| AR (1) | AR099072A1 (ja) |
| ES (1) | ES2709060T3 (ja) |
| FR (1) | FR3016370B1 (ja) |
| RU (1) | RU2677893C2 (ja) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2022015971A1 (en) * | 2020-07-15 | 2022-01-20 | The Regents Of The University Of California | Process for catalytic upcycling of hydrocarbon polymers to alkylaromatic compounds |
| JP2024525615A (ja) | 2021-07-09 | 2024-07-12 | シエル・インターナシヨネイル・リサーチ・マーチヤツピイ・ベー・ウイ | 流動接触分解反応器及び再生器を含むプロセスの熱統合 |
Family Cites Families (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3769203A (en) | 1971-06-21 | 1973-10-30 | Mobil Oil Corp | Thermal energy control for a fcc system |
| US3838038A (en) | 1971-12-14 | 1974-09-24 | Universal Oil Prod Co | Continuous conversion and regeneration process |
| DE2508804A1 (de) * | 1974-03-14 | 1975-09-18 | Standard Oil Co | Verfahren zum katalytischen cracken von kohlenwasserstoffen |
| US4272402A (en) * | 1979-07-16 | 1981-06-09 | Cosden Technology, Inc. | Process for regenerating fluidizable particulate cracking catalysts |
| JPS58101739A (ja) * | 1981-11-12 | 1983-06-17 | Res Assoc Residual Oil Process<Rarop> | 重質油の分解及び水素の製造に用いた触媒の再生方法 |
| US4814068A (en) * | 1986-09-03 | 1989-03-21 | Mobil Oil Corporation | Fluid catalytic cracking process and apparatus for more effective regeneration of zeolite catalyst |
| GB8810390D0 (en) * | 1988-05-03 | 1988-06-08 | Shell Int Research | Apparatus & process for exchanging heat between solid particles & heat exchange medium |
| JPH03504352A (ja) * | 1989-03-01 | 1991-09-26 | モービル・オイル・コーポレイション | ゼオライト触媒をより有効に再生するための流動接触分解方法および装置 |
| US5198194A (en) * | 1990-06-08 | 1993-03-30 | Mobil Oil Corporation | Apparatus for simultaneous heating and cooling a fast fluidized bed catalyst regenerator |
| US5066627A (en) * | 1990-06-08 | 1991-11-19 | Mobil Oil Corporation | Process for simultaneous heating and cooling a fast fluidized bed catalyst regenerator |
| GB2250027A (en) * | 1990-07-02 | 1992-05-27 | Exxon Research Engineering Co | Process and apparatus for the simultaneous production of olefins and catalytically cracked hydrocarbon products |
| US5571482A (en) * | 1992-04-27 | 1996-11-05 | Stone & Webster Engineering Corporation | Apparatus for controlling catalyst temperature during regeneration |
| JP3272565B2 (ja) * | 1995-04-21 | 2002-04-08 | 三菱重工業株式会社 | 排煙処理装置 |
| BR9703632A (pt) * | 1997-07-17 | 1999-02-23 | Petroleo Brasileiro Sa | Processo para craqueamento catalítico fluido de cargas pesadas |
| US6558531B2 (en) | 2000-04-04 | 2003-05-06 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Method for maintaining heat balance in a fluidized bed catalytic cracking unit |
| RU2202592C1 (ru) * | 2001-09-18 | 2003-04-20 | ООО "Научно-производственная фирма "Паллада" | Способ переработки нефтяного сырья |
| JP3950437B2 (ja) * | 2003-07-08 | 2007-08-01 | キング ファハド ユニバーシティ オブ ペトロリアム アンド ミネラルズ | 重質油の流動接触分解法 |
| US7404891B2 (en) * | 2004-03-29 | 2008-07-29 | Exxonmobil Chemical Patents Inc. | Heat recovery technique for catalyst regenerator flue gas |
| US7491315B2 (en) | 2006-08-11 | 2009-02-17 | Kellogg Brown & Root Llc | Dual riser FCC reactor process with light and mixed light/heavy feeds |
| EA016421B1 (ru) * | 2006-11-07 | 2012-04-30 | Сауди Арабиан Ойл Компани | Улучшенная система управления способом жесткого флюид-каталитического крекинга для максимизирования производства пропилена из нефтяного сырья |
| US7727486B2 (en) * | 2007-08-01 | 2010-06-01 | Uop Llc | Apparatus for heating regeneration gas |
| FR2932495B1 (fr) * | 2008-06-17 | 2011-03-25 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif de controle des conditions operatoires dans une unite de craquage catalytique a deux risers. |
| FR2966160B1 (fr) | 2010-10-14 | 2013-11-15 | IFP Energies Nouvelles | Procede de craquage catalytique adapte au traitement de charges a faible carbon conradson comportant le recycle d'une coupe cokante selon une technologie nouvelle |
| US20150090636A1 (en) * | 2013-10-02 | 2015-04-02 | Uop Llc | Apparatuses and methods for cracking hydrocarbons |
-
2014
- 2014-01-10 FR FR1450194A patent/FR3016370B1/fr active Active
- 2014-12-22 EP EP14307120.7A patent/EP2894213B1/fr active Active
- 2014-12-22 ES ES14307120T patent/ES2709060T3/es active Active
- 2014-12-29 RU RU2014153746A patent/RU2677893C2/ru active
-
2015
- 2015-01-08 JP JP2015001921A patent/JP6573454B2/ja active Active
- 2015-01-09 KR KR1020150003416A patent/KR102375079B1/ko active IP Right Grant
- 2015-01-09 CN CN201510047402.1A patent/CN104774642B/zh active Active
- 2015-01-09 AR ARP150100066A patent/AR099072A1/es active IP Right Grant
- 2015-01-12 US US14/594,833 patent/US10336948B2/en active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2677893C2 (ru) | 2019-01-22 |
| KR20150083805A (ko) | 2015-07-20 |
| RU2014153746A3 (ja) | 2018-08-20 |
| CN104774642A (zh) | 2015-07-15 |
| RU2014153746A (ru) | 2016-07-20 |
| KR102375079B1 (ko) | 2022-03-15 |
| EP2894213A1 (fr) | 2015-07-15 |
| EP2894213B1 (fr) | 2018-10-31 |
| FR3016370A1 (fr) | 2015-07-17 |
| CN104774642B (zh) | 2019-08-06 |
| ES2709060T3 (es) | 2019-04-15 |
| FR3016370B1 (fr) | 2017-06-16 |
| US20150197695A1 (en) | 2015-07-16 |
| JP2015131959A (ja) | 2015-07-23 |
| US10336948B2 (en) | 2019-07-02 |
| AR099072A1 (es) | 2016-06-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA1156591A (en) | Method for two stage catalyst regeneration | |
| AU2008364184B2 (en) | Process for upgrading heavy oil and bitumen products | |
| US7686944B2 (en) | Process for recovering power from FCC product | |
| US7622033B1 (en) | Residual oil coking scheme | |
| US7921631B2 (en) | Method of recovering energy from a fluid catalytic cracking unit for overall carbon dioxide reduction | |
| US20080153689A1 (en) | System and method of reducing carbon dioxide emissions in a fluid catalytic cracking unit | |
| US20110155642A1 (en) | Fluid catalytic cracking process with reduced carbon dioxide emission | |
| US20090032439A1 (en) | Process for Heating Regeneration Gas | |
| MXPA01010120A (es) | Procesamiento termico rapido de materias primas de hidrocarburos pesados. | |
| JP6573454B2 (ja) | 燃焼煙霧からのカロリーの改善されたアップサイクルを可能にする接触分解方法 | |
| MX2008009844A (es) | Proceso y dispositivo para calentar gas de regeneracion. | |
| US9702542B2 (en) | Methods and apparatus for power recovery in fluid catalytic cracking systems | |
| US20190194549A1 (en) | System and process for converting heavy oils to light liquid products and electric power | |
| EP4424800A1 (en) | Preheating process module integrated with coke handling system for steam cracking of hydrocarbon feedstock | |
| CA2433965C (en) | Process for the production of thermally converted light products and electricity | |
| CN118414409A (zh) | 蒸汽裂化炉和方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20171226 |
|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20171226 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20190122 |
|
| A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20190123 |
|
| A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20190409 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20190423 |
|
| A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20190702 |
|
| 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: 20190716 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20190813 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 6573454 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |