KR20200022583A - 열분해 생성물의 냉각 방법 - Google Patents

열분해 생성물의 냉각 방법 Download PDF

Info

Publication number
KR20200022583A
KR20200022583A KR1020180098337A KR20180098337A KR20200022583A KR 20200022583 A KR20200022583 A KR 20200022583A KR 1020180098337 A KR1020180098337 A KR 1020180098337A KR 20180098337 A KR20180098337 A KR 20180098337A KR 20200022583 A KR20200022583 A KR 20200022583A
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
quench tower
pressure
discharge stream
gas phase
cracking furnace
Prior art date
Application number
KR1020180098337A
Other languages
English (en)
Other versions
KR102358409B1 (ko
Inventor
김인섭
이석구
이성규
김태우
신준호
Original Assignee
주식회사 엘지화학
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 주식회사 엘지화학 filed Critical 주식회사 엘지화학
Priority to KR1020180098337A priority Critical patent/KR102358409B1/ko
Priority to CN201980004329.6A priority patent/CN111094518B/zh
Priority to US16/645,647 priority patent/US10889764B2/en
Priority to JP2020517183A priority patent/JP6853417B2/ja
Priority to EP19852494.4A priority patent/EP3663381B1/en
Priority to PCT/KR2019/007997 priority patent/WO2020040421A1/ko
Publication of KR20200022583A publication Critical patent/KR20200022583A/ko
Application granted granted Critical
Publication of KR102358409B1 publication Critical patent/KR102358409B1/ko

Links

Images

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G9/00Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G9/002Cooling of cracked gases
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G51/00Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more cracking processes only
    • C10G51/02Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more cracking processes only plural serial stages only
    • C10G51/023Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more cracking processes only plural serial stages only only thermal cracking steps
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G51/00Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more cracking processes only
    • C10G51/06Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more cracking processes only plural parallel stages only
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G70/00Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00
    • C10G70/04Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00 by physical processes
    • C10G70/043Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00 by physical processes by fractional condensation
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G70/00Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00
    • C10G70/04Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00 by physical processes
    • C10G70/06Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00 by physical processes by gas-liquid contact
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1037Hydrocarbon fractions
    • C10G2300/1044Heavy gasoline or naphtha having a boiling range of about 100 - 180 °C
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1081Alkanes
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10Feedstock materials
    • C10G2300/1088Olefins
    • C10G2300/1092C2-C4 olefins
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4012Pressure
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4081Recycling aspects
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2400/00Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/20C2-C4 olefins
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G2400/00Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/28Propane and butane

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

본 발명은 열분해 생성물의 냉각 방법에 관한 것으로, 보다 상세하게는 액상 분해로 배출 스트림을 제1 급냉탑에 공급하는 단계; 및 제1 급냉탑 상부 배출 스트림을 제2 급냉탑에 공급하는 단계와, 제1 기상 분해로 배출 스트림을 제2 급냉탑에 공급하는 단계와, 제2 기상 분해로 배출 스트림을 제2 급냉탑에 공급하는 단계를 포함하는 것인 열분해 생성물 냉각 방법을 제공한다.

Description

열분해 생성물의 냉각 방법{METHOD FOR QUENCHING PYROLYSIS PRODUCT}
본 발명은 열분해 생성물의 냉각 방법에 관한 것으로, 보다 상세하게는 나프타 크래킹(naphtha cracking) 생성물의 냉각 방법에 관한 것이다.
나프타(naphtha)는 원유의 증류장치에서 수득된 가솔린(gasoline)의 유분으로, 열분해를 통해 석유화학의 기초 원료인 에틸렌, 프로필렌, 벤젠 등을 생성하기 위한 재료로 이용된다. 이러한 나프타의 열분해를 통한 생성물의 제조는 나프타 등의 탄화수소계 화합물을 공급 원료로 투입하고, 이를 분해로(furnace)에서 열분해하고, 열분해된 생성물을 냉각, 압축 및 정제하여 실시하게 된다.
최근, 나프타 등의 탄화수소계 화합물을 공급 원료로 이용하는 열분해 방법에 있어서, 생성물의 생산량을 증가시키기 위해, 공급 원료로서 나프타를 이용하는 액상(liquid)의 분해 공정 이외에, 공급 원료로서 에탄 및 프로판 등을 이용한 기상(gas)의 분해 공정을 추가하는 방법이 이용되고 있다. 여기서, 에탄은 나프타의 분해에 의해 생성된 열분해 생성물 중, 정제 후 순환되는 에탄을 공급 원료로 이용하고, 프로판은 나프타의 분해에 의해 생성된 열분해 생성물 중, 정제 후 순환되는 프로판 등을 공급 원료로 이용하거나, 또는 외부로부터 도입된 프로판을 공급 원료로 이용하게 된다. 특히, 프로판의 경우, 다른 공급 원료에 비해 원가가 저렴하여 외부로부터의 공급이 용이하고, 원가가 저렴하여 생산 원가를 절감시키는 장점이 있다.
한편, 나프타의 열분해 공정에 대하여, 에탄 및 프로판 등을 이용한 기상의 분해 공정이 추가되는 경우, 열분해 결과 생성된 생성물을 냉각, 압축 및 정제하기 위한 공정들도 함께 추가되는 것이 바람직하나, 해당 공정들을 증설하기 위한 공간 등의 문제나 투자비 절감의 이유로 주로 분해로만이 추가하고, 이를 기존 설비에 연결하는 방식으로 증설이 이루어지고 있다.
여기서, 상기와 같이 분해로를 증설하고, 이에 대한 공급 원료로서 외부로부터 프로판 등을 추가로 도입하여 이용하는 경우, 추가된 분해로에 의해 급냉탑으로 공급되는 열분해 생성물의 용량이 증가하게 된다. 그러나, 급냉탑은 열분해 생성물을 냉각시키기 위한 한계 용량이 정해져 있기 때문에, 급냉탑의 한계 용량을 초과하여 공급되는 열분해 생성물은, 분해로 배출구부터 압축기의 유입구까지의 차압을 증가시키는 원인이 되고, 이는 곧 분해로 배출구 압력을 증가시켜, 열분해 반응의 선택도를 저하시키며, 생성물의 수율을 저하시키는 원인이 된다. 또한, 급냉탑의 한계 용량을 초과하여 공급되는 열분해 생성물은, 급냉탑의 분리 효율을 저하시키는 문제가 있다.
또한, 압축기 유입구 압력을 높이면, 밀도가 증가하여 동일한 압축기로 더 많은 스트림을 이송시킬 수 있게 된다. 즉, 압축기는 동일 부피의 스트림을 이송하기 때문에, 압력을 높일수록 스트림의 질량도 증가하게 된다. 따라서, 일반적으로 나프타의 열분해 공정에서, 압축 및 정제 시, 생산량을 증가시키기 위해, 압축기 유입구 압력을 조절하게 된다.
이와 관련하여, 분해로 배출구 압력은 압축기의 유입구 압력에, 분해로 배출구에서 압축기 유입구까지의 차압이 더해져 결정된다. 그러나, 분해로 배출구 압력이 증가되면, 열분해 반응의 선택도가 낮아져서 생성물의 수율이 낮아지고, 코크 생성량이 증가하게 되어, 분해로 배출구 압력이 일정 수준 이하로 유지되도록 제한되고 있고, 이에 따라 결국 압축기 유입구 압력을 높이는 것도 제약이 발생하는 문제가 있다.
본 발명에서 해결하고자 하는 과제는, 상기 발명의 배경이 되는 기술에서 언급한 문제들을 해결하기 위하여 나프타의 열분해를 통한 생성물의 제조 시, 공급 원료의 추가에 따른 급냉탑의 공정 안정성 및 분리 효율을 개선시키고, 나아가 분해로 배출구부터 압축기의 유입구까지의 차압을 개선하는 것이다.
즉, 본 발명은 나프타의 열분해를 통한 생성물의 제조 시, 공급 원료의 추가에 따른 열분해 생성물의 용량 증가에도, 급냉탑의 한계 용량 내에서 열분해 생성물의 냉각이 가능하여, 분해로 배출구부터 압축기의 유입구까지의 차압 증가를 개선함으로써 공정 안정성을 개선하고, 나아가 급냉탑의 분리 효율을 향상시키며, 개선된 차압으로부터, 압축기 유입구의 압력을 더욱 높이더라도, 분해로 배출구 압력을 일정 수준 이하로 유지시켜 나프타의 열분해를 통한 생성물의 생산량을 증가시킬 수 있는 열분해 생성물 냉각 방법을 제공하는 것을 목적으로 한다.
상기의 과제를 해결하기 위한 본 발명의 일 실시예에 따르면, 본 발명은 액상 분해로 배출 스트림을 제1 급냉탑에 공급하는 단계; 및 제1 급냉탑 상부 배출 스트림을 제2 급냉탑에 공급하는 단계와, 제1 기상 분해로 배출 스트림을 제2 급냉탑에 공급하는 단계와, 제2 기상 분해로 배출 스트림을 제2 급냉탑에 공급하는 단계를 포함하는 것인 열분해 생성물 냉각 방법을 제공한다.
본 발명에 따른 열분해 생성물 냉각 방법을 이용하는 경우, 나프타의 열분해를 통한 생성물의 제조 시, 공급 원료의 추가에 따른 열분해 생성물의 용량 증가에도, 급냉탑의 한계 용량 내에서 열분해 생성물의 냉각이 가능하여, 분해로 배출구부터 압축기의 유입구까지의 차압 증가를 개선함으로써 공정 안정성을 개선하고, 급냉탑의 분리 효율을 향상시키며, 개선된 차압으로부터, 압축기 유입구의 압력을 더욱 높이더라도, 분해로 배출구 압력을 일정 수준 이하로 유지시켜 나프타의 열분해를 통한 생성물의 생산량을 증가시키는 효과가 있다.
도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 열분해 생성물 냉각 방법의 공정 흐름도이다.
도 2는 본 발명의 비교예에 따른 열분해 생성물 냉각 방법의 공정 흐름도이다.
본 발명의 설명 및 청구범위에서 사용된 용어나 단어는, 통상적이거나 사전적인 의미로 한정해서 해석되어서는 아니되며, 발명자는 그 자신의 발명을 가장 최선을 방법으로 설명하기 위해 용어의 개념을 적절하게 정의할 수 있다는 원칙에 입각하여, 본 발명의 기술적 사상에 부합하는 의미와 개념으로 해석되어야만 한다.
본 발명에서 용어 '스트림(stream)'은 공정 내 유체(fluid)의 흐름을 의미하는 것일 수 있고, 또한, 배관 내에서 흐르는 유체 자체를 의미하는 것일 수 있다. 구체적으로, 상기 '스트림'은 각 장치를 연결하는 배관 내에서 흐르는 유체 자체 및 유체의 흐름을 동시에 의미하는 것일 수 있다. 또한, 상기 유체는 기체(gas) 또는 액체(liquid)를 의미할 수 있다.
본 발명에서 용어 '차압'은 분해로 배출구의 압력과, 압축기 유입구의 압력 사이의 차이를 의미하는 것일 수 있고, 구체적인 예로, 하기 수학식 1에 의해 계산되는 것일 수 있다.
[수학식 1]
차압 = 분해로 배출구 압력 - 압축기 유입구 압력
이하, 본 발명에 대한 이해를 돕기 위하여 본 발명을 더욱 상세하게 설명한다.
본 발명에 따른 열분해 생성물 냉각 방법은, 액상 분해로(10) 배출 스트림을 제1 급냉탑(100)에 공급하는 단계; 및 제1 급냉탑(100) 상부 배출 스트림을 제2 급냉탑(200)에 공급하는 단계와, 제1 기상 분해로(20) 배출 스트림을 제2 급냉탑(200)에 공급하는 단계와, 제2 기상 분해로(30) 배출 스트림을 제2 급냉탑(200)에 공급하는 단계를 포함하는 것일 수 있다.
본 발명의 일 실시예에 따르면, 공급 원료로부터 열분해 생성물을 수득하기 까지의 열분해 생성물 제조방법은, 나프타 등을 공급 원료(F1, F2, F3)로 투입하여, 복수의 분해로(10, 20, 30)에서 열분해를 실시하는 단계(S1); 각각의 분해로(10, 20, 30)에서 열분해된 열분해 생성물을 냉각하는 단계(S2); 냉각된 열분해 생성물을 압축하는 단계(S3); 및 압축된 열분해 생성물을 정제하여 분리하는 단계(S4)를 포함하여 실시될 수 있다.
구체적으로, 상기 열분해 단계(S1)에 있어서, 탄소수 2 내지 4의 탄화수소 화합물을 공급 원료(F3)로 하는 기상의 분해 공정을 통해 열분해를 실시하는 경우, 다른 공급 원료(F1, F2), 예를 들어 기존의 나프타(F1)와, 재순환 C2 및 C3 탄화수소 화합물을 공급 원료(F2)로 이용하는 경우에 비해, 원가가 저렴하여 외부로부터의 공급이 용이하고, 생산 원가를 절감시키면서도 열분해 생성물의 생산량을 증가시키는 효과가 있다.
그러나, 공급 원료(F3)로서 탄소수 2 내지 4의 탄화수소 화합물을 추가하는 경우, 열분해 생성물의 용량이 증가하게 되어, 냉각 단계(S2)의 공정 안정성을 저하시키고, 냉각 단계(S2)를 실시하기 위한 급냉탑의 분리 효율을 저하시키는 문제가 있다.
구체적으로, 도 2에 나타낸 바와 같이, 복수의 분해로(10, 20, 30)에서 생성된 열분해 생성물을 제1 급냉탑(100)에 일괄 공급하는 경우, 증가된 열분해 생성물의 용량으로 인해 제1 급냉탑(100)의 한계 용량을 초과하게 된다. 따라서, 복수의 분해로(10, 20, 30) 배출구부터 압축기(P1)의 유입구까지의 차압이 증가되고, 이는 분해로(10, 20, 30)부터 압축기(P1)까지의 공정 안정성을 저하시키는 원인이 된다. 또한, 제1 급냉탑(100)의 한계 용량을 초과하여 공급되는 열분해 생성물은, 제1 급냉탑(100)의 분리 효율을 저하시키는 문제가 있다.
반면에, 본 발명의 열분해 생성물 냉각 방법에 따라, 복수의 분해로 중, 액상 분해로(10) 배출 스트림은 제1 급냉탑(100)에 공급하고, 제1 기상 분해로(20) 배출 스트림 및 제2 기상 분해로(30) 배출 스트림은 제2 급냉탑(200)에 직접 공급하는 경우, 공급 원료(F3)의 추가에 따른 열분해 생성물의 용량 증가에도, 제1 급냉탑(100)의 한계 용량 내에서 열분해 생성물의 냉각이 가능하여, 분해로 배출구(10, 20, 30)부터 압축기(P1)의 유입구까지의 차압 증가를 개선함으로써 공정 안정성을 개선하고, 제1 급냉탑(100)의 분리 효율을 향상시키며, 개선된 차압으로부터, 압축기(P1) 유입구의 압력을 더욱 높이더라도, 분해로(10, 20, 30) 배출구 압력을 일정 수준 이하로 유지시켜 나프타의 열분해를 통한 생성물의 생산량을 증가시키는 효과가 있다.
즉, 본 발명의 일 실시예에 따른 상기 열분해 생성물 냉각 방법은, 상기 열분해 생성물 제조방법의 냉각 단계(S2)에 적용될 수 있다.
본 발명의 일 실시예에 따르면, 상기 액상 분해로(10)는 액상(liquid phase)으로 공급되는 공급 원료(F1)를 열분해하기 위한 분해로일 수 있다. 이 때, 상기 액상 분해로(10)의 열분해 온도는 500 ℃ 내지 1,000 ℃, 750 ℃ 내지 875 ℃, 또는 800 ℃ 내지 850 ℃일 수 있고, 이 범위 내에서 액상 분해로(10)에 공급된 공급 원료(F1)의 열분해 수율이 우수한 효과가 있다.
또한, 본 발명의 일 실시예에 따르면, 상기 액상 분해로(10)에서 액상 열분해를 실시하기 위한 공급 원료(F1)는 액상의 형태로 공급되는 탄화수소 화합물의 혼합물을 포함할 수 있다. 구체적인 예로, 나프타를 포함하는 것일 수 있다. 보다 구체적인 예로, 나프타일 수 있다. 상기 나프타는 원유의 증류장치에서 수득된 가솔린(gasoline)의 유분으로부터 유래된 것일 수 있다.
본 발명의 일 실시예에 따르면, 상기 제1 기상 분해로(20)는 기상(gas phase)으로 공급되는 공급 원료(F2)를 열분해하기 위한 분해로일 수 있다. 이 때, 상기 제1 기상 분해로(20)의 열분해 온도는 500 ℃ 내지 1,000 ℃, 750 ℃ 내지 900 ℃, 또는 825 ℃ 내지 875 ℃일 수 있고, 이 범위 내에서 제1 기상 분해로(20)에 공급된 공급 원료(F2)의 열분해 수율이 우수한 효과가 있다.
또한, 본 발명의 일 실시예에 따르면, 상기 제1 기상 분해로(20)에서 기상 열분해를 실시하기 위한 공급 원료(F2)는 기상의 형태로 공급되는 탄화수소 화합물의 혼합물을 포함할 수 있다. 구체적인 예로, 재순환 C2 탄화수소 화합물 및 재순환 C3 탄화수소 화합물로 이루어진 군으로부터 선택된 1종 이상을 포함하는 것일 수 있다. 보다 구체적인 예로, 재순환 C2 탄화수소 화합물 및 재순환 C3 탄화수소 화합물로 이루어진 군으로부터 선택된 1종 이상일 수 있다. 상기 재순환 C2 탄화수소 화합물 및 재순환 C3 탄화수소 화합물은, 각각 상기 정제 단계(S4)에서 정제 후 재순환되는 C2 탄화수소 화합물 및 C3 탄화수소 화합물로부터 유래된 것일 수 있다.
또한, 본 발명의 일 실시예에 따르면, 상기 재순환 C2 탄화수소 화합물은 상기 정제 단계(S4)에서 정제 후 재순환되는 에탄(ethane)일 수 있고, 상기 재순환 C3 탄화수소 화합물은 상기 정제 단계(S4)에서 정제 후 재순환되는 프로판(propane)일 수 있다.
본 발명의 일 실시예에 따르면, 상기 제2 기상 분해로(30)는 기상(gas phase)으로 공급되는 공급 원료(F3)를 열분해하기 위한 분해로일 수 있다. 이 때, 상기 제2 기상 분해로(30)의 열분해 온도는, 공급 원료(F3)에 따라 조절될 수 있는데, 구체적으로 500 ℃ 내지 1,000 ℃, 750 ℃ 내지 875 ℃, 또는 825 ℃ 내지 875 ℃일 수 있고, 이 범위 내에서 제2 기상 분해로(30)에 공급된 공급 원료(F3)의 열분해 수율이 우수한 효과가 있다.
또한, 본 발명의 일 실시예에 따르면, 상기 제2 기상 분해로(30)에서 기상 열분해를 실시하기 위한 공급 원료(F3)는 기상의 형태로 공급되는 탄화수소 화합물의 혼합물을 포함할 수 있다. 구체적인 예로, 탄소수 2 내지 4, 또는 2 내지 3의 탄화수소 화합물을 포함할 수 있다. 보다 구체적인 예로, 프로판(propane) 및 부탄(butane)으로 이루어진 군으로부터 선택된 1종 이상일 수 있다.
또한, 본 발명의 일 실시예에 따르면, 상기 제2 기상 분해로(30)에서 기상 열분해를 실시하기 위한 공급 원료(F3)는 프로판 및 부탄으로 이루어진 군으로부터 선택된 1종 이상을 포함하는 액화석유가스(LPG)로부터 유래된 것일 수 있고, 제2 기상 분해로(30)로의 공급을 위해, 상기 액화석유가스는 기화되어 제2 기상 분해로(30)에 공급될 수 있다.
본 발명의 일 실시예에 따르면, 상기 제1 급냉탑(100)은 액상 분해로 배출 스트림을 냉각시키기 위한 급냉탑(quench tower)일 수 있다. 구체적으로, 상기 제1 급냉탑(100)은 급냉 오일탑(quench oil tower)일 수 있다. 상기 제1 급냉탑(100)은 열분해 생성물의 냉각을 위한 냉각제로서 오일(oil)을 이용하는데, 상기 오일(oil)은 열분해 생성물 중 생성되는 끓는점 200 ℃ 이상의 탄소수 9 내지 20의 중질(heavy) 탄화수소 화합물을 순환하여 사용할 수 있다.
본 발명의 일 실시예에 따르면, 상기 제1 급냉탑(100)은 열분해 생성물을 냉각시킴과 동시에, 열분해 생성물 내의 탄소수 9 이상의 중질(heavy) 탄화수소 화합물을 분리할 수 있다. 따라서, 상기 제1 급냉탑(100)으로 공급된 액상 분해로(10) 배출 스트림은 제1 급냉탑(100)에서 탄소수 8 이하의 탄화수소 화합물과, 탄소수 9 이상의 탄화수소 화합물로 분리될 수 있다. 구체적으로, 상기 제1 급냉탑(100)의 상부 배출 스트림은 탄소수 8 이하의 탄화수소 화합물을 포함하는 것일 수 있고, 상기 제1 급냉탑(100)의 하부 배출 스트림은 탄소수 9 이상의 탄화수소 화합물을 포함하는 것일 수 있다.
본 발명의 일 실시예에 따르면, 상기 제2 급냉탑(200)은 제1 급냉탑(100) 상부 배출 스트림과, 제1 기상 분해로 배출 스트림 및 제2 기상 분해로 배출 스트림을 냉각시키기 위한 급냉탑(quench tower)일 수 있다. 구체적으로, 상기 제2 급냉탑(200)은 급냉 수탑(quench water tower)일 수 있다. 상기 제2 급냉탑(200)은 열분해 생성물의 냉각을 위한 냉각제로서 물(water)을 이용하는데, 상기 물(water)은 열분해 반응 시, 열분해 효율을 증대시키기 위하여 투입하는 희석 스팀(dilutioin steam)이 응축된 물을 순환하여 사용할 수 있다.
본 발명의 일 실시예에 따르면, 상기 제2 급냉탑(200)은 열분해 생성물을 냉각시킴과 동시에, 열분해 생성물 내의 탄소수 6 내지 8의 탄화수소 화합물을 분리할 수 있다. 따라서, 상기 제2 급냉탑(200)으로 공급된 제1 급냉탑(100)의 상부 배출 스트림, 제1 기상 분해로 배출 스트림 및 제2 기상 분해로 배출 스트림은, 제2 급냉탑(200)에서 탄소수 5 이하의 탄화수소 화합물과, 탄소수 6 내지 8의 탄화수소 화합물로 분리될 수 있다.
본 발명의 일 실시예에 따르면, 상기 제2 급냉탑(200)으로 공급되는 상기 제1 기상 분해로(20) 배출 스트림 및 상기 제2 기상 분해로(30) 배출 스트림은 각각 상기 제1 급냉탑(100) 상부 배출 스트림에 합류되어 제2 급냉탑(200)으로 공급될 수 있다. 즉, 상기 제1 기상 분해로(20) 배출 스트림 및 상기 제2 기상 분해로(30) 배출 스트림은, 상기 제1 급냉탑(100) 상부 배출 스트림과 동일한 제2 급냉탑(200)의 유입구를 통하여 상기 제2 급냉탑(200)으로 공급될 수 있다.
또한, 본 발명의 일 실시예에 따르면, 상기 제2 기상 분해로(30) 배출 스트림은 상기 제1 급냉탑(100) 상부 배출 스트림에 합류되기에 앞서, 제1 기상 분해로(20) 배출 스트림에 합류되어, 제1 급냉탑(100) 상부 배출 스트림으로 합류되는 것일 수 있다.
한편, 본 발명의 일 실시예에 따르면, 상기 제1 기상 분해로(20) 및 상기 제2 기상 분해로(30)에서 열분해되어 배출되는 상기 제1 기상 분해로(20) 배출 스트림 및 상기 제2 기상 분해로(30) 배출 스트림은, 공급 원료(F2, F3)의 특성 상, 열분해 생성물 내에 탄소수 9 이상의 중질(heavy) 탄화수소 화합물을 극히 미량으로 포함하거나, 포함하지 않을 수 있다. 따라서, 상기 제1 기상 분해로(20) 배출 스트림 및 상기 제2 기상 분해(30) 배출 스트림은, 냉각과 동시에 열분해 생성물 내에 탄소수 9 이상의 중질(heavy) 탄화수소 화합물을 분리하는 공정이 필수적으로 요구되는 것이 아니기 때문에, 본 발명에 따른 열분해 생성물 냉각 방법에 의하면 제1 급냉탑(100)에서의 냉각 및 분리 공정을 거치는 대신 제2 급냉탑(200)으로 직접 공급이 가능하다.
이와 같이, 상기 제1 기상 분해로(20) 배출 스트림 및 상기 제2 기상 분해로(30) 배출 스트림을 제2 급냉탑(200)으로 공급하면, 액상 분해로(10) 배출 스트림만이 제1 급냉탑(100)으로 공급되어 냉각이 실시된다. 따라서, 기상 분해로(20, 30)에 공급되는 공급 원료(F2. F3)의 공급량 증가에 따라 열분해 생성물의 생산량이 증가되더라도, 제1 급냉탑(100)에는 액상 분해로(10) 배출 스트림만이 공급되기 때문에, 제1 급냉탑(100)의 한계 용량 내에서 열분해 생성물의 냉각이 가능하여, 분해로 배출구(10, 20, 30)부터 압축기(P1)의 유입구까지의 차압 증가를 개선함으로써 공정 안정성을 개선하고, 제1 급냉탑(100)의 분리 효율을 향상시키며, 개선된 차압으로부터, 압축기(P1) 유입구의 압력을 더욱 높이더라도, 분해로 배출구(10, 20, 30) 압력을 일정 수준 이하로 유지시켜 나프타의 열분해를 통한 생성물의 생산량을 증가시키는 효과가 있다.
본 발명의 일 실시예에 따르면, 상기 액상 분해로(10) 배출 스트림의 액상 분해로(10) 배출구에서의 압력은 1.5 bar(a) 내지 2.0 bar(a), 1.6 bar(a) 내지 1.9 bar(a), 또는 1.73 bar(a) 내지 1.78 bar(a)일 수 있다.
또한, 본 발명의 일 실시예에 따르면, 상기 제1 기상 분해(20)로 배출 스트림의 제1 기상 분해로(20) 배출구에서의 압력은 1.5 bar(a) 내지 2.5 bar(a), 1.6 bar(a) 내지 2.0 bar(a), 또는 1.70 bar(a) 내지 1.75 bar(a)일 수 있다.
또한, 본 발명의 일 실시예에 따르면, 상기 제2 기상 분해로(30) 배출 스트림의 제2 기상 분해로(30) 배출구에서의 압력은 1.5 bar(a) 내지 2.5 bar(a), 1.6 bar(a) 내지 2.0 bar(a), 또는 1.70 bar(a) 내지 1.75 bar(a)일 수 있다.
본 발명의 일 실시예에 따르면, 상기 압력 범위 내에서, 분해로 배출구(10, 20, 30)부터 압축기(P1)의 유입구까지의 차압이 열분해 생성물을 냉각하기에 바람직한 수준으로 유지되어 공정 안정성이 우수한 효과가 있다. 또한, 개선된 차압으로부터, 압축기(P1) 유입구의 압력을 더욱 높이더라도, 분해로 배출구(10, 20, 30) 압력을 일정 수준 이하로 유지시켜 나프타의 열분해를 통한 생성물의 생산량을 증가시키는 효과가 있다.
또한, 본 발명의 일 실시예에 따르면, 상기 제2 급냉탑(200) 상부 배출 스트림은 압축기(P1)로 공급될 수 있다. 상기 압축기(P1)는 상기 압축 단계(S3)를 실시하기 위한 압축기(P1)일 수 있다. 상기 압축 단계(S3)가 다단 압축에 의해 실시되는 경우, 상기 압축기(P1)는 다단 압축기의 첫번째 압축기일 수 있다.
본 발명의 일 실시예에 따르면, 상기 압축 단계(S3)는 상기 냉각 단계(S2)에서 냉각된 열분해 스트림을 정제하기 위해 2개 또는 그 이상의 압축기로부터 다단 압축을 통해 압축시키는 압축 공정을 포함하는 것일 수 있다. 또한, 상기 압축 단계(S3)에 의해 압축된 열분해 생성물은, 상기 정제 단계(S4)를 통해 정제 및 분리될 수 있다.
본 발명의 일 실시예에 따르면, 상기 제2 급냉탑(200) 상부 배출 스트림의 압축기(P1) 유입구에서의 압력은 1.1 bar(a) 내지 2.0 bar(a), 1.1 bar(a) 내지 1.8 bar(a), 또는 1.1 bar(a) 내지 1.5 bar(a)일 수 있다.
본 발명의 일 실시예에 따르면, 상기 압력 범위 내에서, 분해로 배출구(10, 20, 30)부터 압축기(P1)의 유입구까지의 차압이 열분해 생성물을 냉각하기에 바람직한 수준으로 유지되어 공정 안정성이 우수한 효과가 있다.
또한, 앞서 기재한 바와 같이, 압축기 유입구 압력을 높이면, 밀도가 증가하여 동일한 압축기로 더 많은 스트림을 이송시킬 수 있게 된다. 즉, 압축기는 동일 부피의 스트림을 이송하기 때문에, 압력을 높일수록 스트림의 질량도 증가하게 된다. 따라서, 일반적으로 나프타의 열분해 공정에서, 압축 및 정제 시, 생산량을 증가시키기 위해, 압축기 유입구 압력을 조절하게 된다.
또한, 이와 관련하여, 분해로 배출구 압력은 압축기의 유입구 압력에, 분해로 배출구에서 압축기 유입구까지의 차압이 더해져 결정된다. 그러나, 분해로 배출구 압력이 증가되면, 열분해 반응의 선택도가 낮아져서 생성물의 수율이 낮아지고, 코크 생성량이 증가하게 되어, 분해로 배출구 압력이 일정 수준 이하로 유지되도록 제한되고 있고, 이에 따라 결국 압축기 유입구 압력을 높이는 것도 제약이 발생하는 문제가 있다.
그러나, 본 발명에 따르면, 상기 압력 범위 내에서 차압이 개선되고, 이에 따라, 압축기(P1) 유입구의 압력을 더욱 높이더라도, 분해로 배출구(10, 20, 30) 압력을 일정 수준 이하로 유지시켜 나프타의 열분해를 통한 생성물의 생산량을 증가시키는 효과가 있다.
또한, 본 발명의 일 실시예에 따르면, 상기 분해로(10, 20, 30)의 각 배출 스트림의 분해로(10, 20, 30) 배출구에서의 압력과, 상기 제2 급냉탑(200) 상부 배출 스트림의 압축기(P1) 유입구에서의 압력 사이의, 차압(= 분해로 배출구 압력 - 압축기 유입구 압력)은 0.28 bar 이하, 0.1 bar 내지 0.28 bar, 또는 0.1 bar 내지 0.23 bar 일 수 있다.
상기 범위 내에서 기상 분해로(20, 30)에 공급되는 공급 원료(F2. F3)의 공급량 증가에 따라 열분해 생성물의 생산량이 증가되더라도, 분해로 배출구(10, 20, 30)부터 압축기(P1)의 유입구까지의 차압이 열분해 생성물을 냉각하기에 바람직한 수준으로 유지되어 공정 안정성이 우수한 효과가 있다. 나아가, 개선된 차압으로부터, 압축기(P1) 유입구의 압력을 더욱 높이더라도, 분해로 배출구(10, 20, 30) 압력을 일정 수준 이하로 유지시켜 나프타의 열분해를 통한 생성물의 생산량을 증가시키는 효과가 있다.
구체적인 예로, 상기 액상 분해로(10) 배출 스트림의 액상 분해로 배출구에서의 압력과, 상기 제2 급냉탑 상부 배출 스트림의 압축기 유입구에서의 압력 사이의 차압은 0.28 bar 이하, 0.1 bar 내지 0.28 bar, 또는 0.1 bar 내지 0.23 bar일 수 있다.
또한, 구체적인 예로, 상기 제1 기상 분해로(20) 배출 스트림의 제1 기상 분해로 배출구에서의 압력과, 상기 제2 급냉탑 상부 배출 스트림의 압축기 유입구에서의 압력 사이의 차압은 0.26 bar 이하, 0.1 bar 내지 0.25 bar, 또는 0.1 bar 내지 0.20 bar일 수 있다.
또한, 구체적인 예로, 상기 제2 기상 분해로(30) 배출 스트림의 제2 기상 분해로 배출구에서의 압력과, 상기 제2 급냉탑 상부 배출 스트림의 압축기 유입구에서의 압력 사이의 차압은 0.26 bar 이하, 0.1 bar 내지 0.25 bar, 또는 0.1 bar 내지 0.20 bar일 수 있다.
이하, 실시예에 의하여 본 발명을 더욱 상세하게 설명하고자 한다. 그러나, 하기 실시예는 본 발명을 예시하기 위한 것으로 본 발명의 범주 및 기술사상 범위 내에서 다양한 변경 및 수정이 가능함은 통상의 기술자에게 있어서 명백한 것이며, 이들 만으로 본 발명의 범위가 한정되는 것은 아니다.
실험예
실시예 1
도 1에 도시된 공정 흐름도에 대하여, AspenTech 社의 Aspen Plus 시뮬레이터를 이용하여, 공정을 시뮬레이션 하였고, 각 스트림의 위치 별 압력을 하기 표 1에 나타내었다. 압력은 게이지 압력(bar(g))에 대기압을 더한 절대 압력(bar(a))으로 나타내었다.
이 때, 공급 원료로 나프타(F1), 재순환 탄화수소 화합물(F2) 및 프로판(F3)을 이용하였고, 각 공급 원료(F1, F2, F3)를 액상 분해로(10), 제1 기상 분해로(20) 및 제2 기상 분해로(30)에 각각 232,000 kg/hr(F1), 45,500 kg/hr(F2) 및 116,000 kg/hr(F3)의 유량으로 공급하였다.
구분 압력(bar(a))
스트림 위치
액상 분해로(10) 배출 스트림 액상 분해로(10) 배출구 1.73
제1 급냉탑(100) 유입구 1.72
제1 급냉탑(100) 상부 배출 스트림 제1 급냉탑(100) 상부 배출구 1.70
제2 급냉탑(200) 유입구 1.58
제1 기상 분해로(20) 배출 스트림 제1 기상 분해로(20) 배출구 1.70
제2 급냉탑(200) 유입구 1.58
제2 기상 분해로(30) 배출 스트림 제2 기상 분해로(30) 배출구 1.70
제2 급냉탑(200) 유입구 1.58
제2 급냉탑(200) 상부 배출 스트림 제2 급냉탑(200) 상부 배출구 1.55
압축기 유입구 1.50
비교예 1
상기 실시예 1에서, 도 1에 도시된 공정 흐름도 대신, 도 2에 도시된 공정 흐름도를 이용한 것을 제외하고는, 상기 실시예 1과 동일한 조건에서, 공정을 시뮬레이션 하였고, 각 스트림의 위치 별 압력을 하기 표 2에 나타내었다.
구분 압력(bar(a))
스트림 위치
액상 분해로(10) 배출 스트림 액상 분해로(10) 배출구 1.78
제1 급냉탑(100) 유입구 1.75
제1 기상 분해로(20) 배출 스트림 제1 기상 분해로(20) 배출구 1.78
제1 급냉탑(100) 유입구 1.75
제2 기상 분해로(30) 배출 스트림 제2 기상 분해로(30) 배출구 1.78
제1 급냉탑(100) 유입구 1.75
제1 급냉탑(100) 상부 배출 스트림 제1 급냉탑(100) 상부 배출구 1.69
제2 급냉탑(200) 유입구 1.58
제2 급냉탑(200) 상부 배출 스트림 제2 급냉탑(200) 상부 배출구 1.55
압축기 유입구 1.50
상기 표 1 및 2에 나타낸 바와 같이, 비교예 1(도 2)에 따라 각 분해로 별 열분해 생성물을 제1 급냉탑에 모두 공급한 경우, 각 분해로 배출 스트림의 분해로 배출구에서의 압력과, 압축기 유입구 사이의 차압이 0.28 bar로 높게 나타나는 반면에, 본 발명의 실시예 1(도 1)에 따라 각 분해로 별 열분해 생성물을 제1 급냉탑 또는 제2 급냉탑에 구분하여 공급한 경우, 각 분해로 배출 스트림의 분해로 배출구에서의 압력과, 압축기 유입구 사이의 차압이 0.20 bar 내지 0.23 bar로 유지되는 것을 확인할 수 있었다.
실시예 2
도 1에 도시된 공정 흐름도에 대하여, AspenTech 社의 Aspen Plus 시뮬레이터를 이용하여, 공정을 시뮬레이션 하였고, 각 스트림의 위치 별 압력을 하기 표 3에 나타내었다. 압력은 게이지 압력(bar(g))에 대기압을 더한 절대 압력(bar(a))으로 나타내었다.
이 때, 공급 원료로 나프타(F1), 재순환 탄화수소 화합물(F2) 및 프로판(F3)을 이용하였고, 각 공급 원료(F1, F2, F3)를 액상 분해로(10), 제1 기상 분해로(20) 및 제2 기상 분해로(30)에 각각 255,000 kg/hr(F1), 52,000 kg/hr(F2) 및 135,000 kg/hr(F3)의 유량으로 공급하였다.
구분 압력(bar(a))
스트림 위치
액상 분해로(10) 배출 스트림 액상 분해로(10) 배출구 1.78
제1 급냉탑(100) 유입구 1.77
제1 급냉탑(100) 상부 배출 스트림 제1 급냉탑(100) 상부 배출구 1.76
제2 급냉탑(200) 유입구 1.60
제1 기상 분해로(20) 배출 스트림 제1 기상 분해로(20) 배출구 1.75
제2 급냉탑(200) 유입구 1.60
제2 기상 분해로(30) 배출 스트림 제2 기상 분해로(30) 배출구 1.75
제2 급냉탑(200) 유입구 1.60
제2 급냉탑(200) 상부 배출 스트림 제2 급냉탑(200) 상부 배출구 1.56
압축기 유입구 1.50
비교예 2
상기 실시예 2에서, 도 1에 도시된 공정 흐름도 대신, 도 2에 도시된 공정 흐름도를 이용한 것을 제외하고는, 상기 실시예 2와 동일한 조건에서, 공정을 시뮬레이션 하였고, 각 스트림의 위치 별 압력을 하기 표 4에 나타내었다.
구분 압력(bar(a))
스트림 위치
액상 분해로(10) 배출 스트림 액상 분해로(10) 배출구 1.85
제1 급냉탑(100) 유입구 1.82
제1 기상 분해로(20) 배출 스트림 제1 기상 분해로(20) 배출구 1.85
제1 급냉탑(100) 유입구 1.85
제2 기상 분해로(30) 배출 스트림 제2 기상 분해로(30) 배출구 1.85
제1 급냉탑(100) 유입구 1.82
제1 급냉탑(100) 상부 배출 스트림 제1 급냉탑(100) 상부 배출구 1.74
제2 급냉탑(200) 유입구 1.60
제2 급냉탑(200) 상부 배출 스트림 제2 급냉탑(200) 상부 배출구 1.56
압축기 유입구 1.50
상기 표 3 및 4에 나타낸 바와 같이, 비교예 2(도 2)에 따라 각 분해로 별 열분해 생성물을 제1 급냉탑에 모두 공급한 경우, 각 분해로 배출 스트림의 분해로 배출구에서의 압력과, 압축기 유입구 사이의 차압이 0.35 bar로 높게 나타나는 반면에, 본 발명의 실시예 2(도 1)에 따라 각 분해로 별 열분해 생성물을 제1 급냉탑 또는 제2 급냉탑에 구분하여 공급한 경우, 각 분해로 배출 스트림의 분해로 배출구에서의 압력과, 압축기 유입구 사이의 차압이 0.25 bar 내지 0.28 bar로 유지되는 것을 확인할 수 있었다.
특히, 실시예 2의 경우, 실시예 1에 대하여 각 분해로(10, 20, 30)에 대한 공급 원료(F1, F2, F3)의 유량을 증가시킴으로 인해, 각 분해로의 배출구와 압축기 유입구 사이의 차압이 실시예 1에 비해 다소 증가하였으나, 실시예 1 보다 나프타의 열분해를 통한 생성물인 에틸렌의 생산량이 10 % 이상 증가된 것을 확인하였다.
그러나, 실시예 2와 동일한 조건에서 동일한 유량으로 공급 원료를 공급한 비교예 2의 경우, 각 분해로의 배출구와 압축기 유입구 사이의 차압이 과도하게 증가하여, 각 분해로에서의 분해 반응 시, 선택도(selectivity)가 저하되고, 이에 따라 나프타 열분해를 통한 생성물의 생산량이 저하되어, 정상 운전이 불가한 것을 확인할 수 있었다.
본 발명자들은 상기와 같은 결과로부터, 본 발명에 따른 열분해 생성물 냉각 방법을 이용하는 경우, 나프타의 열분해를 통한 생성물의 제조 시, 공급 원료의 추가에 따른 열분해 생성물의 용량 증가에도, 급냉탑의 한계 용량 내에서 열분해 생성물의 냉각이 가능하여, 분해로 배출구부터 압축기의 유입구까지의 차압 증가를 개선함으로써 공정 안정성을 개선하고, 급냉탑의 분리 효율을 향상시키는 것을 확인하였다.

Claims (10)

  1. 액상 분해로 배출 스트림을 제1 급냉탑에 공급하는 단계; 및
    제1 급냉탑 상부 배출 스트림을 제2 급냉탑에 공급하는 단계와,
    제1 기상 분해로 배출 스트림을 제2 급냉탑에 공급하는 단계와,
    제2 기상 분해로 배출 스트림을 제2 급냉탑에 공급하는 단계를 포함하는 것인 열분해 생성물 냉각 방법.
  2. 제1항에 있어서,
    상기 액상 분해로의 공급 원료는 나프타를 포함하는 것인 열분해 생성물 냉각 방법.
  3. 제1항에 있어서,
    상기 제1 기상 분해로의 공급 원료는 재순환 C2 탄화수소 화합물 및 재순환 C3 탄화수소 화합물로 이루어진 군으로부터 선택된 1종 이상을 포함하는 것인 열분해 생성물 냉각 방법.
  4. 제1항에 있어서,
    상기 제2 기상 분해로의 공급 원료는 탄소수 2 내지 4의 탄화수소 화합물을 포함하는 것인 열분해 생성물 냉각 방법.
  5. 제1항에 있어서,
    상기 제2 기상 분해로의 공급 원료는 프로판 및 부탄으로 이루어진 군으로부터 선택된 1종 이상인 열분해 생성물 냉각 방법.
  6. 제1항에 있어서,
    상기 제1 기상 분해로 배출 스트림 및 상기 제2 기상 분해로 배출 스트림은 각각 상기 제1 급냉탑 상부 배출 스트림에 합류되어 제2 급냉탑으로 공급되는 것인 열분해 생성물 냉각 방법.
  7. 제1항에 있어서,
    상기 제2 급냉탑 상부 배출 스트림은 압축기로 공급되는 것인 열분해 생성물 냉각 방법.
  8. 제7항에 있어서,
    상기 액상 분해로 배출 스트림의 액상 분해로 배출구에서의 압력과, 상기 제2 급냉탑 상부 배출 스트림의 압축기 유입구에서의 압력 사이의 차압은 0.28 bar 이하인 열분해 생성물 냉각 방법.
  9. 제7항에 있어서,
    상기 제1 기상 분해로 배출 스트림의 제1 기상 분해로 배출구에서의 압력과, 상기 제2 급냉탑 상부 배출 스트림의 압축기 유입구에서의 압력 사이의 차압은 0.26 bar 이하인 열분해 생성물 냉각 방법.
  10. 제7항에 있어서,
    상기 제2 기상 분해로 배출 스트림의 제2 기상 분해로 배출구에서의 압력과, 상기 제2 급냉탑 상부 배출 스트림의 압축기 유입구에서의 압력 사이의 차압은 0.26 bar 이하인 열분해 생성물 냉각 방법.
KR1020180098337A 2018-08-23 2018-08-23 열분해 생성물의 냉각 방법 KR102358409B1 (ko)

Priority Applications (6)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020180098337A KR102358409B1 (ko) 2018-08-23 2018-08-23 열분해 생성물의 냉각 방법
CN201980004329.6A CN111094518B (zh) 2018-08-23 2019-07-02 骤冷热解产物的方法
US16/645,647 US10889764B2 (en) 2018-08-23 2019-07-02 Method for quenching pyrolysis product
JP2020517183A JP6853417B2 (ja) 2018-08-23 2019-07-02 熱分解生成物の冷却方法
EP19852494.4A EP3663381B1 (en) 2018-08-23 2019-07-02 Method for cooling pyrolysis product
PCT/KR2019/007997 WO2020040421A1 (ko) 2018-08-23 2019-07-02 열분해 생성물의 냉각 방법

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020180098337A KR102358409B1 (ko) 2018-08-23 2018-08-23 열분해 생성물의 냉각 방법

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20200022583A true KR20200022583A (ko) 2020-03-04
KR102358409B1 KR102358409B1 (ko) 2022-02-03

Family

ID=69592041

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020180098337A KR102358409B1 (ko) 2018-08-23 2018-08-23 열분해 생성물의 냉각 방법

Country Status (6)

Country Link
US (1) US10889764B2 (ko)
EP (1) EP3663381B1 (ko)
JP (1) JP6853417B2 (ko)
KR (1) KR102358409B1 (ko)
CN (1) CN111094518B (ko)
WO (1) WO2020040421A1 (ko)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2024080472A1 (ko) * 2022-10-13 2024-04-18 주식회사 엘지화학 분해로 연료의 제조 방법

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR102688678B1 (ko) * 2021-12-13 2024-07-26 주식회사 켐스 엔바이오 폐수 저감형 에틸렌 생산 공정용 희석 스팀 시스템

Citations (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3835029A (en) * 1972-04-24 1974-09-10 Phillips Petroleum Co Downflow concurrent catalytic cracking
US4143521A (en) 1977-02-08 1979-03-13 Stone & Webster Engineering Corporation Process for the production of ethylene
US4797262A (en) * 1986-06-16 1989-01-10 Shell Oil Company Downflow fluidized catalytic cracking system
EP0305720A2 (en) * 1987-08-08 1989-03-08 Research Institute Of Petroleum Processing, Sinopec Production of gaseous olefins by catalytic conversion of hydrocarbons
EP0909804A2 (en) * 1997-10-15 1999-04-21 China Petro-Chemical Corporation A process for production of ethylene and propylene by catalytic pyrolysis of heavy hydrocarbons
US20040054247A1 (en) * 2002-09-16 2004-03-18 Powers Donald H. Olefin production utilizing whole crude oil and mild catalytic cracking
KR20040045650A (ko) * 2002-11-25 2004-06-02 한국에너지기술연구원 열분해 비응축성 가스를 회수하는 고분자 폐기물열분해장치 및 그 방법
US20100212215A1 (en) * 2007-08-01 2010-08-26 Virginia Tech Intellectual Properties, Inc. Production of stable biomass pyrolysis oils using fractional catalytic pyrolysis
KR20170034791A (ko) * 2014-07-17 2017-03-29 사빅 글로벌 테크놀러지스 비.브이. 수소열분해 공정에서 수소 도너 스트림을 사용한 수소 결핍 스트림의 업그레이드
KR20170052561A (ko) * 2014-07-01 2017-05-12 아넬로테크, 인코퍼레이티드 촉매적 급속 열분해 공정으로부터 귀중한 성분을 회수하기 위한 개선된 방법
KR20200000218A (ko) * 2018-06-22 2020-01-02 주식회사 에코인에너지 혼합 폐합성수지 저온 열분해 재생연료유 생산장치

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3928173A (en) * 1974-05-21 1975-12-23 Phillips Petroleum Co Increased production of diesel oil and fuel oil
JPS61176692A (ja) 1985-01-31 1986-08-08 Mitsui Eng & Shipbuild Co Ltd 炭化水素熱分解ガスの冷却方法
DE19716092A1 (de) 1997-04-17 1998-10-22 Linde Ag Verfahren zur Ethylenerzeugung aus einem Kohlenwasserstoffeinsatz
US7582201B2 (en) * 2006-12-05 2009-09-01 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Controlling tar by quenching cracked effluent from a liquid fed gas cracker
US7628197B2 (en) * 2006-12-16 2009-12-08 Kellogg Brown & Root Llc Water quench fitting for pyrolysis furnace effluent
US7914667B2 (en) * 2007-06-04 2011-03-29 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Pyrolysis reactor conversion of hydrocarbon feedstocks into higher value hydrocarbons
SG182402A1 (en) * 2010-01-26 2012-08-30 Shell Int Research Method and apparatus for quenching a hot gaseous stream
CN102604662B (zh) * 2012-03-21 2014-01-15 河北工业大学 废弃塑料油化过程中热裂解气精细回收油品并循环利用工艺
EP2893160B1 (en) * 2012-08-03 2017-09-27 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for recovering power
EP2867336B1 (de) 2012-08-09 2015-11-04 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zur umsetzung von kohlenwasserstoffeinsätzen durch thermisches dampfspalten
IN2014DN11047A (ko) * 2012-08-09 2015-09-25 Linde Ag
CN106164222B (zh) * 2014-02-25 2018-06-26 沙特基础工业公司 提高工艺炉能量效率的方法
US10336945B2 (en) * 2014-08-28 2019-07-02 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process and apparatus for decoking a hydrocarbon steam cracking furnace
CN104789245B (zh) * 2015-04-07 2017-12-05 太原理工大学 一种热解气化装置和工艺
CN105439408A (zh) * 2015-12-22 2016-03-30 北京神雾环境能源科技集团股份有限公司 污泥发电系统及其发电方法

Patent Citations (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3835029A (en) * 1972-04-24 1974-09-10 Phillips Petroleum Co Downflow concurrent catalytic cracking
US4143521A (en) 1977-02-08 1979-03-13 Stone & Webster Engineering Corporation Process for the production of ethylene
US4797262A (en) * 1986-06-16 1989-01-10 Shell Oil Company Downflow fluidized catalytic cracking system
EP0305720A2 (en) * 1987-08-08 1989-03-08 Research Institute Of Petroleum Processing, Sinopec Production of gaseous olefins by catalytic conversion of hydrocarbons
EP0909804A2 (en) * 1997-10-15 1999-04-21 China Petro-Chemical Corporation A process for production of ethylene and propylene by catalytic pyrolysis of heavy hydrocarbons
US20040054247A1 (en) * 2002-09-16 2004-03-18 Powers Donald H. Olefin production utilizing whole crude oil and mild catalytic cracking
KR20040045650A (ko) * 2002-11-25 2004-06-02 한국에너지기술연구원 열분해 비응축성 가스를 회수하는 고분자 폐기물열분해장치 및 그 방법
US20100212215A1 (en) * 2007-08-01 2010-08-26 Virginia Tech Intellectual Properties, Inc. Production of stable biomass pyrolysis oils using fractional catalytic pyrolysis
KR20170052561A (ko) * 2014-07-01 2017-05-12 아넬로테크, 인코퍼레이티드 촉매적 급속 열분해 공정으로부터 귀중한 성분을 회수하기 위한 개선된 방법
KR20170034791A (ko) * 2014-07-17 2017-03-29 사빅 글로벌 테크놀러지스 비.브이. 수소열분해 공정에서 수소 도너 스트림을 사용한 수소 결핍 스트림의 업그레이드
KR20200000218A (ko) * 2018-06-22 2020-01-02 주식회사 에코인에너지 혼합 폐합성수지 저온 열분해 재생연료유 생산장치

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2024080472A1 (ko) * 2022-10-13 2024-04-18 주식회사 엘지화학 분해로 연료의 제조 방법

Also Published As

Publication number Publication date
WO2020040421A1 (ko) 2020-02-27
US20200263095A1 (en) 2020-08-20
JP6853417B2 (ja) 2021-03-31
CN111094518A (zh) 2020-05-01
JP2020535258A (ja) 2020-12-03
EP3663381B1 (en) 2021-05-12
KR102358409B1 (ko) 2022-02-03
EP3663381A4 (en) 2020-10-07
EP3663381A1 (en) 2020-06-10
CN111094518B (zh) 2022-03-11
US10889764B2 (en) 2021-01-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP0675190B1 (en) Olefin recovery method
KR102358409B1 (ko) 열분해 생성물의 냉각 방법
CN109651041A (zh) 低碳烯烃的制备方法
EP3666856B1 (en) Ethylene manufacturing method and ethylene manufacturing device
CN111148822B (zh) 乙烯的制备方法
US10889535B2 (en) Process and apparatus for separating ethylene
KR102579492B1 (ko) 방향족 탄화수소 화합물 회수 방법
KR102579494B1 (ko) 방향족 탄화수소 화합물 회수 방법
KR102605241B1 (ko) 라피네이트-2의 정제방법 및 정제장치
JP2014047175A (ja) プロピレンの製造方法
KR102536741B1 (ko) 라피네이트-2의 정제방법 및 정제장치
KR102513945B1 (ko) 액상 프로판 기화 방법 및 이에 사용되는 기화 장치
CN114432843B (zh) 气态烃类物料的分离方法和装置
JP5803565B2 (ja) ジシクロペンタジエンの分離回収方法
CN114087849A (zh) 一种裂解气深冷分离方法
CN112920008A (zh) 一种烃类裂解气分离及其生产乙苯的方法与装置
TW201529828A (zh) 用於製造烴類產物之方法與設備

Legal Events

Date Code Title Description
A201 Request for examination
E701 Decision to grant or registration of patent right
GRNT Written decision to grant