PL179335B1

PL179335B1 - Sposób katalitycznego krakingu weglowodorów PL PL PL PL PL PL PL

Info

Publication number: PL179335B1
Application number: PL95310726A
Authority: PL
Inventors: Raghu K Menon; Ramakrishnan Ramachandran
Original assignee: Boc Group Inc
Priority date: 1994-09-30
Filing date: 1995-09-29
Publication date: 2000-08-31
Also published as: AU688093B2; NO953682D0; TR199501187A2; CA2156582C; ZA957447B; EP0704517A3; CA2156582A1; JPH08176556A; KR960010830A; PL310726A1; NZ272845A; EP0704517A2; KR0159999B1; CN1098329C; CN1122358A; TW314548B; ES2139846T3; NO309329B1; AU3176895A; EP0704517B1

Abstract

I Sposób katalitycznego krakingu weglowodorów, znamienny tym, ze o bejmuje nastepujace kroki (a) wykonanie regeneracji katalizatora krakingu weglowodorów obejmujace (1) spalanie paliwa powietrzem w strefie regeneracji katalizatora zawie- rajacej katalizator krakingu weglowodorów, przy czym ogrzewa sie wymienio- ny katalizator 1 wytwarza sie gazodlotowy zawierajacy dwutlenek wegla i azot, (2) poddanie wymienionego gazu odlotowego sposobowi adsorpcji przy zmieniajacym sie cisnieniu w strefie adsorpcyjnej zawierajacej zloze adsor- bentu, który silniej adsorbuje dwutlenek wegla niz azot i który silniej adsorbu- je weglowodory C 2 i wyzsze niz metan i wodór, przy czym wytwarza sie gaz wzbogacony w dwutlenek wegla. (3) co najmniej czesciowe zastapienie wymienionego powietrza przez tlen i przez wymieniony gaz wzbogacony w dwutlenek wegla. (4 ) po zastapieniu powietrza w pozadanym stopniu, zatrzymanie przeplywu gazu odlotowego do wymienionej strefy adsorpcyjnej i zawróce- nie gazu odlotowego bezposredni o do wymienionej strefy regeneracji, (b) stykanie surowca weglowodorowego w strefie reakcji z goracym katalizatorem przenoszonym z wymienionej strefy regeneracji, przy czym wytwarza sie strumien gazowych weglowodorów zawierajacych jeden lub ki- lka weglowodorów o mniejszym ciezarze czasteczkowym niz ciezar czaste- czkowy weglowodorów w wymienionym surowcu i osadza sie koks na wymienionym katalizatorze: (c) przeniesienie zakoksowanego katalizatora z wymienionej strefy rea- kcji do wymienionej strefy regeneracji katalizatora. (d) destylowanie wymienionego strumienia gazowych weglowodorów, przy czym wytwarza sie góm y strumien gazowy i jeden lub kilka strumieni cieklych. (e) ochlodzenie wymienionego górnego strumienia gazowego, przy czym wymieniony strumien gazowy rozdziela sie na strumien ciekly zawie- rajacy weglowodory C 5 i w yzsze i strumien mokrego gazu zawierajacy we- glowodory C4 i nizsze oraz wodór. PL PL PL PL PL PL PL

Description

Przedmiotem wynalazku jest sposób fluidalnego katalitycznego krakingu węglowodorów, a zwłaszcza sposób zwiększania wydajności surowca węglowodorowego w sposobach fluidalnego katalitycznego krakingu.

Sposoby krakingu rafineryjnego służą do ulepszania ciężkich frakcji ropy naftowej w kierunku otrzymywania znacznych ilości lekkich i cenniejszych produktów węglowodorowych. Sposób krakingu jest sposobem katalitycznym lub termicznym, a wybór sposobu zależy od rodzaju przerabianego surowca ropy naftowej. Dawniejsze sposoby krakingu termicznego, które używają piece opóźnionego koksowania i piece procesu flexicoking, stosuje się do przerobu ciężkich frakcji ropy naftowej, natomiast nowszy sposób krakingu katalitycznego, który stanowi jeden z najważniejszych sposobów rafinowania ropy naftowej, stosuje się do krakingu lekkich frakcji ropy naftowej, takich jak próżniowy olej gazowy. Przeważającym obecnie sposobem krakingu katalitycznego jest sposób krakingu fluidalnego (czyli sposób FCC od „fluid cracking process”). W sposobach FCC wtryskuje się mieszaninę surowca węglowodorowego i pary do sekcji reaktora węglowodorowego, nazywanego reaktorem rurowym, w której mieszanina ta styka się z gorącym regenerowanym katalizatorem. Temperatura pracy w reaktorze rurowym jest zwykle w zakresie od około 450 do około 575°C. Reakcje krakingu zaczynają się natychmiast, przy czym powstaje cały zespół niskowrzących węglowodorów. Katalizator i pary krakowanego węglowodoru sąprzenoszone w górę rury do sekcji rozdzielania katalizatora od pary. W rurze zachodzą także reakcje kondensacji węglowodorów, w wyniku których wytwarza się koks i osadza się na aktywnych miejscach katalizatora. Powoduje to znaczne zmniejszenie aktywności i selektywności katalizatora.

Pary krakowanych węglowodorów i zakoksowany katalizator rozdziela się w sekcji rozdzielania reaktora. Oddzielony katalizator opada grawitacyjnie do sekcji odpędowej instalacji, w której węglowodory zawarte w katalizatorze oddziela się od niego za pomocą pary odpędowej. Pary węglowodorów wolne od katalizatora opuszczają reaktor przewodem do przenoszenia produktu krakingu i są przenoszone do głównej kolumny w celu rozfrakcjonowania.

Krakowane węglowodory wchodzą do głównej kolumny, gdzie sąrozdzielane na jeden lub kilka strumieni ciekłych i strumień pary szczytowej. Strumień pary szczytowej, który składa się z lekkiej benzyny oraz węglowodorów C₄ i lżejszych, wodoru i ewentualnie lekkich gazów obojętnych, takich jak azot, chłodzi się i odbiera do szczytowego zbiornika akumulacyjnego, w którym poddaje się go operacji rozdzielania rzutowego, uzyskując dwa strumienie węglowodorowe: strumień parowy złożony głównie z węglowodorów C₄1 lżejszych, i wodoru oraz strumień ciekły złożony z węglowodorów C₅ i cięższych, zwany zwykle niestabilizowaną benzyną.

Szczytowy strumień parowy zbiornika akumulacyjnego, zwany zwykle mokrym gazem, spręża się następnie do etapów dalszego rozfrakcjonowania. Sprężanie wykonuje się zwykle przy użyciu zespołu sprężarek obejmującego dwa etapy sprężania, z międzyetapową kondensacją! z usuwaniem dodatkowej niestabilizowanej benzyny. Sprężony strumień przesyła się do wysokociśnieniowego zbiornika odbierającego, z którego rozdziela się on na strumień gazowy i strumień ciekły. Strumień gazowy, zwany gazem wysokociśnieniowym, zawierający głównie węglowodory C₂ i wodór, przesyła się do szeregu absorberów i kolumn destylacyjnych w celu odzyskania różnych składników tego strumienia. Ciekły strumień z odbiornika wysokociśnieniowego podobnie poddaje się dalszym etapom sposobu w celu odzyskania składników.

Po odpędzeniu katalizator kieruje się z sekcji rozdzielania reaktora krakingu do regeneratora katalizatora. Do tego zbiornika wdmuchuje się kontrolowaną ilość powietrza w celu odmłodzenia katalizatora w wyniku spalenia koksu na katalizatorze, który jest utrzymywany w reaktorze w stanie fluidalnym. Reakcje spalania koksu są silnie egzotermiczne; katalizator staje się bardzo

179 335 gorący, np. jego temperatura po regeneracji jest zwykle w zakresie od około 560 do koło 800°C. Regenerowany katalizator odbiera się z regeneratora przez rurę ciśnieniową z regenerowanym katalizatorem i wprowadza się do reaktora rurowego, zamykając w ten sposób cykl katalizatora.

Szybkość przepływu katalizatora do reaktora rurowego reguluje się zwykle za pomocą zaworu suwakowego na rurze ciśnieniowej z regenerowanym katalizatorem. Stały przepływ katalizatora przez ten zawór utrzymuje się w wyniku utrzymywania stałego spadku resztkowego ciśnienia na zaworze. Z tego powodu jest ważne, aby w regeneratorze utrzymywać ciśnienie wyższe od ciśnienia w reaktorze. Minimalne ciśnienie w regeneratorze katalizatora może być zatem określone przez ciśnienie w reaktorze krakingu.

Zapotrzebowanie na rafinowane produkty węglowodorowe zwiększyło wysiłki mające na celu zwiększenie wydajności lub konwersji rafineryjnych układów FCC. Praca w warunkach takiej wyższej wydajności lub konwersji FCC zwiększa wytwarzanie mokrego gazu, co z kolei zwiększa produkcję cennych lekkich węglowodorów. Możliwość zwiększania wydajności lub konwersji węglowodorów FCC jest bardzo często ograniczona przez jeden lub kilka czynników, takich jak: (i) przepustowość sprężania mokrego gazu, (ii) przepustowość spalania regenerowanego koksu i (iii) możliwość cyrkulacji katalizatora w wyniku utrzymywania wymaganego spadku ciśnienia na krytycznych elementach instalacji.

Wydajność sprężarki mokrego gazu można zwięksżyć, pracując pod wyższym ciśnieniem wlotowym ssania sprężarki, co można osiągnąć przez podwyższenie górnego ciśnienia akumulatora. Np. podwyższenie górnego ciśnienia akumulatora o 7 kPa może zwiększyć wydajność sprężarki mokrego gazu o około 4%. Jednakże ciśnienie w górnym akumulatorze wpływa na inne ciśnienia, tzn. ciśnienie w głównej kolumnie i w rurowym reaktorze węglowodorowym. Podwyższenie górnego ciśnienia akumulatora spowodowałoby podwyższenie ciśnienia w reaktorze rurowym, co jest niepożądane ze względu na przebieg krakingu, ponieważ wyższe ciśnienia krakingu powodują zwiększenie selektywności reakcji kondensacji w kierunku wytwarzania koksu kosztem pożądanych reakcji krakingu. Ponadto, w reaktorze rurowym może wystąpić ograniczenie i odwrócenie przepływu cyrkulacji katalizatora, o ile nie podniesie się odpowiednio także ciśnienia w regeneratorze katalizatora. Podwyższenie ciśnienia w regeneratorze jest niepożądane, ponieważ podnosi to ciśnienie wylotowe dmuchawy powietrznej, co zmniejsza jej wydajność.

Wydajność sprężarki można zwiększyć także przez obniżenie jej ciśnienia wylotowego. To także jest niepożądane, ponieważ odpowiednio niższe ciśnienie absorbera etanu spowoduje straty propylenu do gazu opałowego. Ilościowo, obniżenie ciśnienia absorbera o 140 kPa mogłoby zwiększyć wydajność sprężarki gazu o 5%, ale także spowodować zmniejszenie odzysku propylenu o 1,5%.

Poza zwiększeniem produkcji mokrego gazu, praca przy wyższej wydajności lub konwersji spowoduje zwiększenie szybkości tworzenia się koksu, co doprowadza jednostki do granicznej zdolności regenerowania zużytego katalizatora. Rzeczywista granica może wynikać z ograniczonej ilości powietrza, jakiej może dostarczyć dmuchawa powietrza. Pewną korzyść, jeśli chodzi o ograniczenie dmuchawy powietrza, można uzyskać przez obniżenie ciśnienia w regeneratorze, co umożliwi dostarczanie przez dmuchawę większej liczby moli tlenu (w postaci powietrza lub w postaci tlenu plus obojętny rozcieńczalnik). Zwiększona ilość dostępnego tlenu umożliwi spalenie większej ilości koksu, co także uwolni większą ilość energii cieplnej w regeneratorze. Zwiększenie wydajności uwalniania ciepła i spalania koksu można wykorzystać do zwiększenia szybkości zasilania reaktora rurowego i do ustalenia w jednostce innego bilansu ciepła i koksu. Jednakże obniżenie ciśnienia w regeneratorze przy stałym ciśnieniu w reaktorze rurowym mogłoby także spowodować osiągnięcie granicy cyrkulacji katalizatora i odwrócenie przepływu. Ograniczenia cyrkulacji katalizatora można napotkać także bezpośrednio w wyniku większej szybkości cyrkulacji katalizatora wymaganej do przetworzenia większej ilości przy stałej konwersji. Z powyższej dyskusji wynika, że wszystkie główne ograniczeniajednostki FCC są ściśle wzajemnie ze sobą związane i kroki operacyjne wykonane w celu usunięcia dowolnego ograniczenia mogą spowodować pojawienie się w instalacji innego ograniczenia.

179 335

Można by znacznie zmniejszyć obciążenie układu sprężarki mokrego gazu, gdyby można było usunąć lekkie składniki z mokrego gazu. Pozwoliłoby to na zmniejszenie górnego ciśnienia akumulatora, co z kolei zwiększyłoby •wydajność i konwersję węglowodorów w reaktorze krakingu. Możliwe jest zmniejszenie tej objętości mokrego gazu, jaka musi być przerabiana przez sprężarki gazu, przez zawrócenie całej ilości lub części gazu zasilającego sprężarkę do układu adsorpcyjnego złożonego z jednego lub kilku złóż adsorpcyjnych zawierających adsorbent/adsorbenty, które adsorbują węglowodory C₂ i wyższe silniej niż metan i wodór. Metan i wodór i dowolne inne lekkie obojętne gazy obecne w mokrym gazie, takie jak azot i argon, mogą wtedy przechodzić przez złoża adsorpcyjne jako składnik nieadsorbowany i być przesyłane do paliwa rafinerii lub usuwane w inny sposób, podczas gdy zaadsorbowany składnik gazu składający się z węglowodorów wyższych niż metan zostaje zdesorbowany z adsorbentu i przesłany do sprężarek mokrego gazu, gdzie zostaje sprężony i przesłany do dalszych instalacji rozdzielania węglowodorów.

Znane jest spalanie koksu na zużytym katalizatorze FCC w regeneratorze katalizatora w wyniku stykania katalizatora z mieszaniną tlenu i dwutlenku węgla. Byłoby bardzo korzystne stopniowe zastępowanie powietrza w pracujących z zastosowaniem powietrza regeneratorach katalizatora mieszaniną tlenu i dwutlenku węgla w wyniku przepuszczania bogatego w azot i dwutlenek węgla gazu odlotowego z regeneratora przez układ adsorpcji przy zmieniającym się ciśnieniu w celu usunięcia azotu i następne wprowadzanie dwutlenku węgla do regeneratora z tlenem. Ten sposób postępowania wymagałby stosowania układu adsorpcyjnego jedynie w ciągu krótkiego czasu i, o ile nie znaleziono by innego zastosowania dla układu adsorpcyjnego, pozostawałby bezczynny do następnego razu, gdy byłby potrzebny do tego celu, tj. po następnym cyklu pracy instalacji FCC. Byłoby bardzo korzystne stosowanie układu adsorpcyjnego w sposób, który zwiększyłby ogólną wydajność pracy FCC. Niniejszy wynalazek podaje sposób osiągnięcia tego zadania, a także umożliwia przedsięwzięcie takich kroków roboczych, które usunęłyby inne wąskie gardła instalacji produkcyjnej.

Sposób według wynalazku wykonuje się w dwu etapach. Podczas pierwszego etapu spala się paliwo w regeneratorze katalizatora krakingu zawierającym katalizator krakingu węglowodorów, przy czym wytwarza się gaz odlotowy zawierający dwutlenek węgla i azot. Na początku pierwszego etapu wprowadza się do regeneratora powietrze jako utleniacz i podczas tego etapu część lub całość zasilającego powietrza zastępuje się przez tlen i dwutlenek węgla. Zastępowanie powietrza wykonuje się w wyniku przepuszczania gazu odlotowego z regeneratora, zawierającego azot i dwutlenek węgla, przez instalację PSA, czyli adsorpcji przy zmieniającym się ciśnieniu (PSA - pressure swing adsorption) zawierającą adsorbent, który silniej adsorbuje dwutlenek węgla niż azot, w wyniku czego dzieli ten gaz odlotowy na gaz bogaty w azot, jako frakcję nieadsorbowaną i na gaz bogaty w dwutlenek węgla, jako substancję adsorbowaną. Adsorbent ten może także adsorbować węglowodory C₂ i wyższe silniej niż metan i wodór. Podczas regeneracji złoża następuje desorpcja dwutlenku węgla i zawracanie go do regeneratora w celu zastąpienia azotu. W tym czasie wprowadza się do regeneratora prawie czysty tlen i zmniejsza się przepływ powietrza do regeneratora, a w korzystnej odmianie wynalazku, zamyka się ten przepływ. Po zastąpieniu przeważającej ilości azotu przez dwutlenek węgla me ma już konieczności kierowania gazu odlotowego przez instalację adsorpcyjną. Stężenie azotu w układzie regeneratora można regulować przez przedmuchanie pewnej ilości gazu odlotowego w układzie za pomocą nadmiaru dwutlenku węgla.

W miarę postępu regeneracji katalizatora przenosi się gorący regenerowany katalizator do reaktora krakingu węglowodorów. Gdy katalizator przechodzi do sekcji rurowej reaktora, styka się tam z surowcem węglowodorowym, który także wprowadza się do reaktora przez rurę reaktora. Węglowodór ulega krakingowi w zetknięciu z gorącym katalizatorem, przy czym wytwarza się strumień gazowych węglowodorów zawierający jeden lub kilka węglowodorów o mniejszym ciężarze cząsteczkowym niż wymieniony surowiec węglowodorowy i na wymienionym katalizatorze osadza się koks. Zakoksowany katalizator zawraca się do regeneratora w celu regeneracji, a strumień krakowanych węglowodorów przesyła się do głównej kolumny, gdzie jest

179 335 destylowany do górnego strumienia gazowego i do jednego lub kilku strumieni ciekłych. Górny strumień gazowy chłodzi się i rozdziela na ciekły strumień zawierający węglowodory C₅ i wyższe i na strumień mokrego gazu zawierający węglowodory C₄ i lżejsze oraz wodór.

Drugi etap sposobu zaczyna się w dowolnym czasie po zakończeniu przepuszczania przez instalację PSA gazu odlotowego z regeneratora katalizatora. Podczas drugiego etapu co najmniej część strumienia mokrego gazu przesyła się do instalacji PSA w celu oddzielenia nieadsorbowanej frakcji gazu zawierającej metan i wodór od zaadsorbowanej frakcji gazu zawierającej węglowodory C₂ i wyższe. Frakcję zawierającą węglowodory C₂ i wyższe desorbuje się z adsorbentu, spręża i przesyła dalej do instalacji przerobu węglowodorów w celu dalszej rafinacji składników.

Paliwem stosowanym podczas pierwszej fazy mogąbyć osady koksu na katalizatorze, lub może nim być płyn węglowodorowy, tj. ciekły lub gazowy węglowodór, taki jak olej opałowy lub gaz ziemny. W korzystnej odmianie wynalazku paliwem jest olej paliwowy.

Katalizatorem może być katalizatora świeży lub regenerowany, lub też katalizatora równowagowy, tj. katalizator z obecnego lub poprzedniego przebiegu.

Adsorbentem jest zwykle zeolit naturalny lub syntetyczny, taki jak chabazyt, klinoptilolit, etionit, faujazyt, mordenit, zeolity typu X, zeolity typu A i zeolity typu Y, silikażel, węgiel aktywny, aktywny tlenek glinu, zeolit i ich mieszaniny. Korzystnymi adsorbentami są: silikażel, węgiel aktywny, aktywny tlenek glinu, zeolity syntetyczne i ich mieszaniny. Adsorbent może być stosowany sam, jednak można go także łączyć ze spoiwem, takim jak tlenek metalu, glina, krzemionka, tlenek glinu itd. Rozdzielanie adsorpcyjne można wykonać w jednym etapie lub w kilku etapach, z zastosowaniem na każdym etapie takiego samego adsorbentu lub różnych adsorbentów.

Stopień adsorpcji wykonuje się zwykle w temperaturze w zakresie od około 0 do około 200°C, a korzystnie w temperaturze w zakresie od około 15 do około 150°C. Stopień adsorpcji w cyklu wykonuje się zwykle pod ciśnieniem bezwzględnym w zakresie od około 1 do około 10 barów, a korzystnie od około 0,2 do około 0,5 MPa. Stopień regeneracji adsorbentu wykonuje się zwykle pod ciśnieniem bezwzględnym w zakresie od około 26 kPa do około 4 MPa, a korzystnie od około 26 kPa do około 2,6 MPa.

Stopień regeneracji katalizatora krakingu można wykonać w warunkach, w których wytworzy się gaz odlotowy zawierający głównie dwutlenek węgla, tj. można go prowadzić w obecności nadmiaru tlenu; lub też można go wykonać w warunkach, które spowodują wytworzenie znacznych ilości tlenku węgla

Pierwszy wariant rozdzielania gazów według wynalazku można wykonać przy użyciu całej ilości lub części strumienia mokrego gazu, który podaje się adsorpcji przy zmieniającym się ciśnieniu. W korzystnej odmianie całą ilość gazu poddaje się adsorpcji przy zmieniającym się ciśnieniu. Także część lub cała ilość mokrego gazu może być pobrana z miejsca pomiędzy pierwszym a drugim stopniem dwustopniowego sprężania mokrego gazu.

Według drugiego wariantu wynalazku, objętość mokrego gazu, jaka musi być przerabiana przez sprężarki mokrego gazu, zostaje zmniejszona w wyniku zawrócenia całej ilości lub części gazu zasilającego sprężarkę do układu adsorpcyjnego składającego się zjednego lub kilku złóż adsorpcyjnych zawierających adsorbent(adsorbenty adsorbujące węglowodory C₂ i wyższe silniej niż metan i wodór. Metan i wodór i dowolne inne lekkie gazy obojętne obecne w mokrym gazie, takie jak azot i argon, przechodzą przez złoża adsorpcyjne jako składnik nieadsorbowany i są przesyłane do paliwa rafinerii lub usuwane w inny sposób. Adsorbowany składnik gazu wzbogacony w węglowodory cięższe od metanu, tzn. o ciężarach częsteczkowych większych od ciężaru cząsteczkowego metanu, jest desorbowany z adsorbentu i przesyłany do sprężarek mokrego gazu, gdzie zostaje sprężony i przesłany do dalszych instalacji rozdzielania węglowodorów.

W każdej z odmian drugiego wariantu wynalazku wytwarza się górny strumień głównej kolumny przy pomocy następujących etapów. Surowiec węglowodorowy, taki jak próżniowy olej gazowy, poddaje się krakingowi w strefie krakingu węglowodorów układu fluidalnego krakingu katalitycznego w obecności gorącego regenerowanego katalizatora krakingu węglowodorów, a strumień krakowanego produktu węglowodorowego i zakoksowany katalizator usuwa się

179 335 ze strefy krakingu. Następnie przenosi się zakoksowany katalizator do strefy regeneracji katalizatora i regeneruje w niej przez spalenie koksu z katalizatora w obecności mieszaniny tlenu z gazem obojętnym. Następnie zawraca się regenerowany katalizator do wymienionej strefy krakingu węglowodorów. Następnie destyluje się produkt krakingu węglowodorów na głównej kolumnie, wytwarzając przy tym górny strumień gazowy i jeden lub kilka strumieni ciekłych. Górny strumień gazowy przesyła się do górnego akumulatora, gdzie rozdziela się on na fazę ciekłą i fazę gazową. Fazę ciekłą zawierającą niestabilną benzynę, usuwa się. Faza gazowa stanowi strumień mokrego gazu.

Według pierwszej odmiany wariantu rozdzielania gazu według wynalazku przesyła się cały strumień mokrego gazu do układu adsorpcyjnego w celu usunięcia metanu i wodoru. Układ adsorpcyjny może składać się z pierwszego, tj. wstępnego złoża adsorpcyjnego, które adsorbuje węglowodory C₅ i cięższe ze strumienia mokrego gazu, i z drugiego, tj. głównego złoża adsorpcyjnego, które adsorbuje węglowodory C₂ i cięższe z mokrego gazu. Gdy strumień mokrego gazu przechodzi przez wstępne złoże, węglowodory C₅ i wyższe są usuwane z tego strumienia. Gaz nieadsorbowany z wstępnego złoża adsorpcyjnego przechodzi następnie przez główne złoże adsorpcyjne, na którym zostajązaadsorbowane węglowodory C₂ i cięższe. Metan i wodór przechodzą przez układ adsorpcyjny jako gaz nieadsorbowany i są przesyłane do gazu rafinerii lub usuwane w inny sposób. Adsorbowany składnik C₅ i cięższy jest desorbowany ze złoża wstępnego i łączony z innymi strumieniami niestabilizowanej benzyny z instalacji. Mokry gaz pozbawiony metanu i wodoru jest desorbowany z głównego złoża i przesyłany do sprężarek mokrego gazu, a sprężony gaz jest przenoszony dalej do instalacji przetwarzających węglowodory w celu dalszego rozdzielenia jego składników.

Według drugiej odmiany wariantu rozdzielania według wynalazku przesyła się część strumienia mokrego gazu z górnego akumulatora do opisanego powyżej układu adsorpcyjnego, a resztę, czyli bocznikowy strumień mokrego gazu, przesyła się do sprężarek. Po adsorpcji lekkich składników łączy się strumień desorbowanych składników z bocznikowym strumieniem mokrego gazu i przesyła mieszaninę do sprężarek.

W trzeciej odmianie wariantu rozdzielania według wynalazku przesyła się cały strumień mokrego gazu do sprężarki pierwszego etapu, a następnie do odbiornika, w którym usuwa się dodatkową niestabilizowaną benzynę. Część pozostałego strumienia mokrego gazu może być dodatkowo sprężona i przesyła się ją do dalszych instalacji procesowych, a resztę przesyła się do opisanego powyżej układu w celu usunięcia lekkich składników. Desorbowany składnik zawraca się do zasilania pierwszej sprężarki.

W czwartej odmianie wariantu rozdzielania gazu spręża się część mokrego gazu w sprężarce pierwszego etapu dla mokrego gazu i usuwa się z niego dodatkowy składnik zawierający ciekłe węglowodory C₅. Część sprężonego i dodatkowo pozbawionego węglowodorów C₅ strumienia mokrego gazu można dodatkowo sprężyć i przesyła się ją do dalszych instalacji procesowych, a resztę łączy się ze strumieniem mokrego gazu, który nie był poddany sprężaniu mokrego gazu i dodatkowemu usuwaniu ciekłych węglowodorów C₅, a połączony strumień poddaje się opisanemu powyżej sposobowi adsorpcji. Opisany strumień zawierający węglowodory wyższe niż metan zawraca się do pierwszej sprężarki mokrego gazu.

W korzystnej odmianie wykonuje się sprężanie desorbowanej frakcji gazowej w dwu etapach. W innej korzystnej odmianie pobiera się mokry gaz stosowany jako wsad w etapie adsorpcji z miejsca pomiędzy pierwszym i drugim etapem sprężania.

W innych korzystnych odmianach wykonuje się etap adsorpcji przy zmieniającym się ciśnieniu pod ciśnieniem bezwzględnym w zakresie od około 0,2 do około 0,5 MPa, a etap regeneracji adsorbentu adsorpcji przy zmieniającym się ciśnieniu wykonuje się pod ciśnieniem bezwzględnym w zakresie od około 26 kPa do około 2,6 MPa.

W innej korzystnej odmianie, adsorbent stosowany w etapie adsorpcji wstępnej jest zeolitem z porami średniej lub dużej wielkości, takim jak pozbawiony glinu zeolit typu A, natomiast adsorbentem stosowanym w głównym etapie adsorpcji jest sihkażel, węgiel aktywny, zeolitowe sita molekularne i ich mieszaniny.

179 335

Załączony rysunek przedstawia schemat instalacji węglowodorowej FCC obejmującej reaktor do krakingu węglowodorów, regenerator katalizatora krakingu i część układu odzyskiwania krakowanego katalizatora.

Niniejszy wynalazek może znaleźć korzystne zastosowanie w dowolnym sposobie krakingu węglowodorów, w którym węglowodór poddaje się krakingowi przy użyciu fluidalnego ziarnistego katalizatora, przy czym na katalizatorze osadza się warstwa koksu, a następnie katalizator przenosi się w stanie fluidalnym do regeneratora w celu usunięcia osadów koksu przez spalenie powietrzem. Sposoby te obejmują zwykłe operacje FCC, koksowania fluidalnego i sposoby flexicokingu, w których stosuje się cząstki koksu jako katalizator. Jednak dla uproszczenia wynalazek będzie opisany szczegółowo, tak jak stosuje się w odniesieniu do sposobu FCC.

Załączony rysunek przedstawia typowy układ FCC, tak wyposażony, aby można w nim wykonać każdą z wymienionych wyżej odmian wynalazku. Układ przedstawiony na rysunku obejmuje, jako główne instalacje, reaktor rurowy FCC 2, regenerator katalizatora krakingu 4, główny frakcjonator węglowodorów 6, układ adsorpcyjny 8, główny górny akumulator frakcjonatora 10, sprężarkę pierwszego etapu 12, międzyetapowy odbiornik gazu 14, sprężarkę drugiego etapu 16 i reaktor tlenu węgla 18. Wszystkie wyżej wymienione instalacje są instalacjami typowymi i szczegóły ich konstrukcji, budowy i pracy są dobrze znane i nie stanowią części niniejszego wynalazku. Na rysunku przedstawiono różne przewody i zawory, aby ułatwić objaśnienie kilku wariantów wynalazku. W celu uproszczenia pominięto na rysunku urządzenia do przerobu i rozdzielania węglowodorów i dotyczące ich urządzenia procesowe, zawory, wymienniki ciepła, przyrządy pomiarowe itp., które nie są bezpośrednio związane z wynalazkiem lub które nie są konieczne do zrozumienia wynalazku.

W zwykłym sposobie pracy układu przedstawionego na rysunku, zawory 20 i 22 są otwarte, a wszystkie inne zawory sązamknięte. Strumień surowca węglowodorowego, takiego jak próżniowy olej gazowy, i parę wprowadza się do przewodu zasilania reaktora 24, odpowiednio, przewodami 26 i 28. W miarę przechodzenia ku górze mieszaniny przewodem 24 miesza się ona z gorącym regenerowanym katalizatorem krakingu, który wchodzi przewodem transportu regenerowanego katalizatora 30 do przewodu 24. Katalizator zostaje przeprowadzony w stan fluidalny przez unoszące się ku górze pary węglowodorów i parę wodną a fluidalna mieszanina wchodzi na dno sekcji rurowej 32 reaktora 2. Węglowodory ulegają szybkiemu krakingowi do lżejszych węglowodorów w miarę przechodzenia ich ku górze przez rurę 32. Podczas krakingu katalizator pokrywa się koksem w wyniku reakcji kondensacji węglowodorów, które towarzyszą krakingowi węglowodorów. Mieszanina, krakowany węglowodór-katalizator, wchodzi do sekcji rozdzielania 34 reaktora 2, a następnie do baterii rozdzielaczy cyklonowych (nie pokazanej), gdzie katalizator oddziela się od mieszaniny gazowej. Następnie usuwa się resztę węglowodorów zawartą w katalizatorze przez odpędzenie parą. Zużyty katalizator przechodzi z reaktora 2 przewodem transportu zużytego katalizatora 36 i przepływa do regeneratora 4.

Na wejściu do regeneratora 4 gorący zakoksowany katalizator styka się ze strumieniem powietrza wprowadzonego do regeneratora 4 przewodem 38 i przewodem zasilania 40. Osady koksu szybko zapalająsię i spalają. Spalanie koksu może być prowadzone w obecności nadmiaru tlenu, co powoduje konwersję koksu do dwutlenku węgla, lub też w obecności stechiometrycznego niedomiaru tlenu, co powoduje wytwarzanie się tlenku węgla i dwutlenku węgla. Regenerowany katalizator przepływa przewodem transportu regenerowanego katalizatora 30 do przewodu zasilania reaktora 24, kończąc w ten sposób cykl katalizatora. Gorące gazy odlotowe unoszą się na szczyt regeneratora 4 i opuszczają go przewodem gazu odlotowego 42. Jeśli regenerator pracuje w takich warunkach, że wytwarza się tlenek węgla, to ten tlenek węgla może być utleniony do dwutlenku węgla w reaktorze 18. Gaz odlotowy, który jest bardzo gorący, zwykle przepuszcza się także przed usunięciem przez instalację odzyskiwania ciepła odlotowego (nie pokazaną). W przedstawionym układzie gaz odlotowy opuszcza przez zawór 20 układ regeneratora.

Krakowane gazowe węglowodory przechodzą z reaktora 2 przewodem produktu 44 i są przenoszone do głównego frakcjonatora 6. W miarę przechodzenia wycieku węglowodorowego

179 335 z reaktora przez frakcjonator 6, bardziej lotne składniki oddzielają się od mniej lotnych składników, przy czym niżej wrzące składniki unoszą się ku górze kolumny, a cięższe składniki opadają do dołowi kolumny. Na szczycie kolumny strumień parowy zawierający głównie składniki C₅ i lżejsze jest usuwany z kolumny 6 przewodem szczytowej pary 46, a na dnie kolumny strumień ciężkich węglowodorów jest usuwany z kolumny przewodem 48. Produkt z dna można zawracać jako surowiec do reaktora 2 lub można go przesyłać do dalszych instalacji do przerobu. Zwykle odbiera się także kilka pośrednich strumieni bocznych z kolumny 6, lecz nie mają one związku z wynalazkiem i dlatego nie są pokazane na rysunku.

Górny strumień z kolumny 6 chłodzi się i przepuszcza się go do szczytowego akumulatora 10, w którym ulega rozdzieleniu na składniki ciekłe i parowe. Niestabilizowanąbenzynę usuwa się z dna akumulatora w postaci cieczy przewodem 50. Część tego strumienia zawraca się do kolumny 6 jako powrót destylacyjny przewodem powrotu 52, a resztę przesyła się do dalszych instalacji przerobowych przewodem 54 w celu odzyskania dodatkowego produktu. Ciekły strumień kwaśnej wody odbiera się z akumulatora 10 przewodem spustowym 56.

Strumień mokrego gazu złożony zwykle ze składników C₄ i lżejszych, lecz zawierający jeszcze małe ilości składników C₅ i cięższych, opuszcza akumulator 10 przewodem 58, przechodzi przez zawór 22 i przewód zasilania sprężarki 60 i wchodzi do sprężarki mokrego gazu pierwszego etapu 12. Sprężarki mokrego gazu przedstawia się jako złożone z pary jednostek połączonych szeregowo, lecz mogą one występować także w innych konfiguracjach, takich jak połączenia równoległo-szeregowe. W miarę sprężania mokrego gazu ulega skropleniu dalszy składnik benzyny i kwaśna woda. Wyciek ciekłego gazu ze sprężarki pierwszego etapu przesyła się do odbiornika między etapowego 14, z którego odbiera się benzynę i kwaśną wodę, odpowiednio, przewodami 62 i 64. Kondensat benzyny z etapu pośredniego łączy się z benzyną w przewodzie 54 i podobnie przesyła do dalszych instalacji przerobowych w celu dodatkowego rozdzielenia produktów. Strumień gazowy o pośrednim ciśnieniu opuszcza odbiornik 14 przewodem 66 i jest poddawany dalszemu sprężaniu w sprężarce drugiego etapu 16. Ten wysokociśnieniowy strumień gazowy opuszczający sprężarkę 16, złożony obecnie głównie ze składników C₄ i lżejszych, przesyła się do dalszych instalacji przewodem 68 w celu dodatkowego rozdzielenia różnych składników alkenowych i alkanowych zawartych w tym strumieniu.

Pierwsza odmiana wynalazku będzie omówiona w zastosowaniu do przedstawionego układu z układem w zwykłym trybie pracy, jak to opisano powyżej. W tej odmianie regenerator 4 pracuje przy użyciu powietrza jako utleniacza, a gaz odlotowy jest początkowo usuwany z układu przewodem 42 i przez zawór 20. Podczas przebiegu sposobu według tej odmiany zasilanie regeneratora 4 powietrzem zastępuje się zasilaniem prawie czystym tlenem i dwutlenkiem węgla. Dwutlenek węgla uzyskuje się w wyniku przepuszczania gazu odlotowego z regeneratora 4 przez instalację adsorpcyjną8 w celu usunięcia azotu i innych słabo zaadsorbowanych składników gazu z gazu odlotowego. Sorbat wzbogacony w dwutlenek węgla będzie stosowany jako gaz zastępujący dwutlenek węgla.

Instalacja adsorpcyjna 8 może składać się z pojedynczego adsorbera lub z baterii adsorberów połączonych równolegle i/lub szeregowo. W korzystnych odmianach układ zawiera dwa lub kilka adsorberów połączonych równolegle i pracujących w cyklu poza fazą, aby zapewnić pseudociągły przepływ strumieni nieadsorbowanego lub desorbowanego gazu. Na rysunku przedstawiono instalację adsoipcyjną 8 zawierającą dwa naczynia adsorpcyjne 8A i 8B, połączone równolegle i tak zaprojektowane, aby mogły pracować przemiennie w układzie adsorpcja-desorpcja.

Układ adsorpcyjny pracuje w układzie adsorpcji przy zmieniającym się ciśnieniu. Układ adsorpcji przy zmieniającym się ciśnieniu jest dobrze znany w zastosowaniu do rozdzielania składników mieszaniny gazów dzięki różnicy stopnia ich adsorpcji na ziarnistym adsorbencie znajdującym się w nieruchomym złożu. Zwykle dwa łub kilka takich złóż pracuje w układzie cyklicznym obejmującym adsorpcję pod stosunkowo wysokim ciśnieniem i desorpcję czyli regenerację złoża pod stosunkowo niskim ciśnieniem lub pod próżnią. Cykl taki może obejmować także stopnie inne poza podstawowymi stopniami adsorpcji i regeneracji. Np. cykl może obejmować także jeden lub kilka stopni wyrównywania ciśnienia złoża, w których pewną część gazu zawar

179 335 tego w pierwszym naczyniu adsorpcyjnym, które właśnie zakończyło swój stopień adsorpcji, przesyła się do drugiego naczynia adsorpcyjnego, które właśnie zakończyło swój stopień regeneracji złoża. W ten sposób wysokociśnieniowy gaz w pierwszym naczyniu stosuje się do częściowego zwiększenia ciśnienia w drugim złożu i tak zwiększa się wydajność sposobu. Cykl może także obejmować stopień powrotnego zasypywania, w którym częściowo zwiększa się ciśnienie w regenerowanym złożu przed lub zamiast stopnia wyrównywania złoża w wyniku wprowadzenia nieadsorbowanego gazowego produktu do złoża w kierunku przeciwprądowym, tj. w kierunku przeciwnym do kierunku, w którym świeży surowiec jest przepuszczany przez złoże. Konstrukcja i sposób pracy instalacji PSA są dobrze znane i szczegóły dotyczące takich rozwiązań nie są częścią wynalazku.

Adsorpcję można wykonywać przy użyciu dowolnego adsorbentu lub mieszaniny adsorbentów, które selektywnie adsorbują dwutlenek węgla z mieszanin dwutlenku węgla i azotu i które selektywnie adsorbują węglowodory C₂ i wyższe z mieszaniny gazowej zawierającej te węglowodory, metan i wodór, i zawierających także ewentualnie lekkie gazy trwałe, takie jak azot i argon. Odpowiednimi adsorbentami są sita molekularne, węgle aktywne, aktywne gliny, silikażele, aktywne tlenki glinu itp. Sitami molekularnymi mogą być ghnofosforany, krzemoglinofosforany i zeolity. Zwykle stosowanymi zeolitami są zaolity naturalne, takie jak chabazyt, klinoptilolit, etionit, faujazyt, mordenit itp. i syntetyczne zeolity takie jak zeolity typu X, zeolity typu A i zeolity typu Y. Korzystnymi adsorbentami są: silikażel, węgiel aktywny, aktywny tlenek glinu, zeolitowe sita molekularne i ich mieszaniny.

Gdy adsorbentem jest sito molekularne, to często jest korzystne łączenie go ze spoiwem. Jako spoiwo adsorbentu można stosować dowolne spoiwo naturalne lub syntetyczne. Takimi spoiwami mogą być: tlenki metali, gliny, krzemionki, tlenki glinu itd. Odpowiednimi spoiwami typu glin są takie spoiwa jak kaolin, bentonit, montmorylonit, atapulgit itp. Wybór spoiwa i sposobów aglomerowania adsorbentu i spoiwa jest dobrze znany fachowcom i nie stanowi części wynalazku.

Sposób adsorpcji wykonuje się zwykle w temperaturze w zakresie od około 0 do około 200°C, a korzystnie w temperaturze w zakresie od około 15 do około 150°C. Stopień adsorpcji w cyklu wykonuje się zwykle pod ciśnieniem bezwzględnym w zakresie od około 0,1 do około 1,0 MPa, a korzystnie od około 0,2 do około 0,5 MPa.

Stopień regeneracji adsorbentu wykonuje się zwykle pod ciśnieniem bezwzględnym w zakresie od około 26 kPa do około 4 MPa, a korzystnie od około 26 kPa do około 2,6 MPa. Adsorbent można regenerować różnymi technikami. W jednym sposobie postępowania regeneruje się adsorbent przez wsteczne przedmuchiwanie złoża do przewodu zasilania sprężarki tak długo, aż ciśnienie w złożu stanie się bliskie ciśnienia atmosferycznego. Jeśli to jest pożądane, to adsorbent można dalej regenerować przez usuniecie gazu z zastosowaniem urządzeń wytwarzających zmniejszone ciśnienie, takich jak pompa próżniowa lub ejektor. Można w ten sposób zmniejszyć ciśnienie w złożu do 200 mm lub później. Adsorbent można także przedmuchiwać gazem, takim jak nieadsorbowana frakcja. Podczas regeneracji adsorbentu można także stosować łącznie przewietrzanie, zmniejszanie ciśnienia i przedmuchiwanie. Jeśli jest pożądane maksymalne zwiększenie ilości węglowodorów odzyskiwanych w każdym cyklu, to można zastosować łącznie te wszystkie trzy sposoby odzyskiwania.

Zastępowanie powietrza można zaczynać albo od adsorbera 8A lub adsorbera 8B w instalacji adsorpcyjnej. W poniższej dyskusji będzie opisana początkowa praca instalacji adsorpcyjnej 8 przy użyciu do adsorpcji instalacji adsorpcyjnej 8A. Podczas tej fazy zawór 22 pozostaje otwarty, otwiera się zawory 70,72,76 i 86, a wszystkie inne zawory będą w położeniu zamkniętym.

Gaz odlotowy opuszcza regenerator 4 przewodem 42 i jest przeprowadzony przez przewód 82, zawór 70, przewód 84, zawór 72 do adsorbera 8A. Przed wprowadzaniem do adsorbera spręża się gaz odlotowy do ciśnienia zwykle w zakresie od około 2 do około 20 atmosfer. Dwutlenek węgla jest adsorbowany z gazu podczas przechodzenia przez złoze adsorbentu w adsorberze 8A, podczas gdy azot i ewentualnie obecny tlen przechodzą przez adsorbent i opuszczają instalację absorpcyjną przez zawory 76 i 86 i przewód 112. W miarę postępowania adsorpcji, front adsor

179 335 pcyjny dwutlenku węgla przesuwa się przez naczynie 8A w kierunku końca wyjścia nieadsorbowanego gazu. Gdy front gazu adsorbowanego osiągnie pożądane miejsce w adsorberze 8A, wtedy zakańcza się krok adsorpcji i cykl adsorpcyjny przesuwa się do swej drugiej fazy, w której w naczyniu 8B ulega regeneracji.

W tej fazie pracy, zawory 22 i 70 pozostają otwarte, otwiera się zawory 74,78,80,88 i 92, a wszystkie inne zawory pozostajązamknięte. Gaz odlotowy wchodzi teraz do naczynia 8B, w którym dwutlenek węgla z gazu ulega adsorpcji, a azot przechodzi do przewietrzania przez zawór 78 i przewód 86, jak to opisano powyżej. W tym czasie usuwa się ciśnienie z naczynia 8A, wypuszczając gaz zaworem 88. Desorbowany gaz, obecnie bogaty w dwutlenek węgla, przechodzi przez zawór 92 i przewód 94 i wchodzi do regeneratora 4 przewodem zasilającym 40. Jeśli to jest pożądane, to usuwanie ciśnienia może być wspomagane za pomocą pompy próżniowej (nie pokazanej). Gdy z naczynia 8A usunięto w pożądanym stopniu dwutlenek węgla i gdy front adsorpcyjny w naczyniu 8B osiągnie pożądane miejsce, to jest zakończona druga faza procesu absorpcji i powtarza się cykl, w którym w naczyniu 8A wykonuje się adsorpcję, a naczynie 8B ulega regeneracji.

W miarę zastępowania, zaczyna wzrastać stężenie dwutlenku węgla w regeneratorze 4. W celu zachowania stosunku tlenu do obojętnego rozcieńczalnika i całkowitej ilości tlenu wchodzącego do regeneratora 4 na pożądanych poziomach, jest konieczne rozpoczęcie wprowadzania tlenu do regeneratora 4 przewodem 96 i zmniejszenie przepływu powietrza do tejże jednostki przewodem 38. Zastępowanie powietrza prowadzi się aż do uzyskania pożądanego stosunku powietrza do dodanego tlenu i dwutlenku węgla, lub zaś do zastąpienia przez tlen i zawracany dwutlenek węgla całej ilości wprowadzanego powietrza, w zależności od tego, który z tych wariantów postępowania jest korzystniejszy. Jeśli korzystne jest zastąpienie całej ilości powietrza, to zakańcza się całkowicie przepływ powietrza przez przewód 38.

Po zakończeniu kroku zastępowania powietrza nie jest już konieczne stosowanie instalacji adsorpcyjnej 8 do usuwania azotu z gazu odlotowego. Zawory 70 i 92 są wtedy zamknięte, a zawór 98 na przewodzie bocznikowym 100 jest otwarty. Gaz odlotowy jest teraz zawracany bezpośrednio do regeneratora 4. Dodatkowo, w tej odmianie wynalazku w celu zapobieżenia nadmiernemu gromadzeniu się dwutlenku węgla w regeneratorze 2, otwiera się dostatecznie zawór 20 w celu utrzymania zawartości dwutlenku węgla w układzie na pożądanym poziomie. Wtedy nadmiar dwutlenku węgla opuszcza układ przez zawór 20 na przewodzie 102. Otwarcie zaworu 20 służy dodatkowo do zapobiegania gromadzeniu się w układzie azotu i zanieczyszczeń gazowych, takich jak argon, tlenki siarki i tlenki azotu. Strumień gazowy opuszczający układ przez zawór 20 może być skierowany do atmosfery lub, j eśli zawiera on składniki gazowe szkodliwe dla środowiska, może być skierowany do dalszych instalacji oczyszczania w celu usunięcia szkodliwych składników.

Drugi etap wynalazku może być rozpoczęty w dowolnym czasie po zakończeniu etapu zastępowania powietrza. Podczas drugiego etapu sposobu według wynalazku regenerator 4 pracuj e z zawracaniem gazu odlotowego przez przewód 82. Odpowiednio, zawory 20 i 98 pozostają otwarte, a zawory 70 i 92 pozostajązamknięte.

Drugi etap ma szereg alternatywnych odmian. Sposób postępowania w pierwszej odmianie będzie pisany dla adsorbera 8A znajdującego się początkowo w pracy adsorpcyjnej. W tym sposobie postępowania, zawory 72,76,104 i 110 sąpoczątkowo otwarte, a zawory 22,74,78,80,88, 90, 106 i 114, 116 sąpoczątkowo zamknięte. Mokry gaz pozostaje teraz zawrócony do układu adsorpcyjnego 8 przez zawór 104 i przewód 108. Mokry gaz dochodzący do układu adsorpcyjnego 8 może zawierać znaczną ilość wilgoci. Ponieważ wilgoć jest zwykle szybko adsorbowana przez większość adsorbentów, to jest korzystne suszenie gazu przed skierowaniem go do złóż adsorpcyjnych. Można tego dokonać przez przepuszczenie gazu przez środek osuszający, taki jak silikażel lub tlenek glinu. Nawet jeśli środek osuszający zaadsorbuje pewną ilość węglowodorów z surowca węglowodorowego, to woda będzie adsorbowana silniej przez adsorbent i z tego powodu adsorbowany węglowodór zostanie wyparty przez wilgoć wchodzącą do środka suszącego.

179 335

Gdy mokry gaz przechodzi przez adsorber 8A, to węglowodory C₂ i wyższe ulegają adsorpcji, a metan i wodór jako gaz nieadsorbowany przechodzi przez złoża i opuszcza układ przez zawory 76 i 110 i przewód 112. Strumień gazu nieadsorbowanego jest następnie kierowany do paliwa rafinerii lub usuwany w inny sposób. Gdy adsorbowany składnik osiągnie pożądany punkt końcowy w naczyniu adsorpcyjnym, to krok adsorpcji jest zakończony i adsorbent jest regenerowany w celu odzyskania frakcji adsorbowanego gazu. Podczas tej fazy cyklu adsorpcji zawory 74,78,88 i 114 sąotwarte, zawory 72 i 76 sązamknięte i zawór 90 pozostaje zamknięty. Adsorber 8A ulega teraz regeneracji, jak to opisano powyżej. Desorbowany gaz opuszcza układ adsorpcyjny 8 przez zawory 88 i 114 i jest zawracany do przewodu zasilania 60 sprężarki pierwszego etapu przewodem 116. Po zakończeniu regeneracji adsorbera 8A zaczyna się drugi cykl adsorpcji, przy czym złoże 8A jest początkowo w pracy adsorpcyjnej, a złoże 8B początkowo podlega regeneracji. Cykl adsorpcji jest w zasadzie taki sam jak cykl opisany powyżej w odniesieniu do usuwania azotu z gazu odlotowego.

Sposób postępowania z pierwszej odmiany wynalazku umożliwia przerabianie przez sprężarki 12 i 16 dodatkowych ilości węglowodorów, ponieważ objętość mokrego gazu została znacznie zmniejszona w wyniku usunięcia sporych ilości metanu i wodoru z tego strumienia. Podwyższony ciężar cząsteczkowy strumienia także ułatwia sprężanie. Taki sam sposób postępowania może być także zastosowany do zmniejszenia ciśnienia w dalszej części układu za układem adsorpcyjnym 8, jeśli układ adsorpcyjny został tak zaprojektowany, aby usuwać mokry gaz z przewodu 68 dostatecznie szybko do spowodowania zmniejszenia ciśnienia w tym przewodzie.

W drugiej odmianie wynalazku, zawory 22,104,110 i 114 sąotwarte, zawory 80 i 106 są zamknięte, a położenie zaworów związanych z instalacją adsorpcyjną 8 zależy od tego, który adsorber pracuje w kroku adsorpcji. Odmiana ta jest podobna do pierwszej odmiany, z tą różnicą, że układ ma dodatkową zaletę wynikającą z tego, że zmniejszone ciśnienie w przewodzie 60, które jest wynikiem przechodzenia części mokrego gazu przez układ adsorpcyjny 8, jest przenoszone wstecz na całej drodze do regeneratora katalizatora 4. W tej odmianie nastawia się przepływ przez przewody 60 i 108 na pożądane szybkości przez regulację otwarcia zaworów 22 i 104.

W trzeciej odmianie wynalazku, zawory 22 1 106 sąotwarte, zawór 104 jest zamknięty, a położenie zaworów związanych z instalacją adsorpcyjną 8 zależy od tego, który absorber pracuje w kroku adsorpcji. W tym przypadku cała ilość mokrego gazu w przewodzie 58 przechodzi przez sprężarkę 12 pierwszego etapu, gaz o pośrednim ciśnieniu z przewodu 66 przechodzi przez zawór 106 i przewodem 108 do układu adsorpcyjnego 8, a desorbowany gaz jest zawracany przez przewód zasilania 60 do sprężarki 12 pierwszego etapu. Zaletą tej odmiany wynalazku jest to, że strumień gazowy w przewodzie 66 jest prawie wolny od wody; dzięki temu nie jest konieczne włączenie złoża środka osuszającego do układu adsorpcyjnego 8. Ten strumień gazowy także prawie nie zawiera węglowodorów C₅ i wyższych. Ta odmiana zwiększa także wydajność sprężarki 12 w wyniku zmniejszenia ciśnienia na jej stronie wylotowej i powoduje zmniejszenie ciśnienia w dalszych jednostkach, ponieważ zawór 22 jest otwarty. Zależnie od stopnia otwarcia zaworu 106, obciążenie przenoszone do sprężarki 16 jest zmniejszone. W tym rozwiązaniu ciężar cząsteczkowy gazu dostarczanego do obydwu sprężarek wzrasta, ponieważ najlżejsze składniki zostają odrzucone z układu przez przewód 68.

W czwartej odmianie wynalazku, zawory 22, 104 i 106 sąotwarte, a położenie zaworów związanych z instalacją adsorpcyjną 8 zależy od tego, który absorber pracuje w kroku adsorpcji. W tym przypadku część mokrego gazu w przewodzie 58 przechodzi przez układ adsorpcyjny 8 dzięki otwartemu zaworowi 104. Dodatkowo, część strumienia gazowego o pośrednim ciśnieniu w przewodzie 66 przechodzi układ adsorpcyjny 8 przez otwarty zawór 106. Zaletą odmiany jest to, że ciśnienie zasilania obydwu sprężarek 12 i 16 jest zmniejszone, ponieważ pewna dość metanu i wodoru zostaje usunięta z mokrego gazu zanim osiągnie on sprężarkę 12, a reszta jest usunięta z przewodu 66 gazu o pośrednim ciśnieniu. Odmiana ma także tę zaletę, ze ponieważ ciśnienie w przewodzie 60 jest zmniejszone i zawór 22 jest otwarty, to ciśnienie w całym dalszy układzie za sprężarką 12, włącznie z ciśnieniem w regeneratorze 4, jest zmniejszone.

179 335

Przyjmuje się, że mogąbyć wprowadzane zmiany do opisanych powyżej sposobów postępowania. Np., cały układ może podlegać rozruchowi po całym cyklu pracy zakładu. W takim przypadku, regenerator 4 może zawierać albo świeży katalizator albo katalizator równowagowy, tj. katalizator z wcześniejszej pracy układu, który może być katalizatorem regenerowanym lub zakoksowanym. Mieszanina paliwa i powietrza jest spalana w regeneratorze 4 w celu zainicjowania spalania koksu (gdy katalizator jest zakoksowany) i/lub ogrzania katalizatora do normalnej temperatury roboczej, w celu zainicjowania wytwarzania dwutlenku węgla. Paliwo, które może być w postaci płynnej, tj. w postaci cieczy lub gazu, ale korzystnie jest olejem opałowym, jest wprowadzane do regeneratora 4 przewodem 25, a powietrze jest dostarczane przewodami 38. Mieszanina powietrze - olej jest spalana w reaktorze 4. W miarę spalania paliwa wzrasta temperatura katalizatora w reaktorze 4 i wytwarza się gaz odlotowy zawierający głównie dwutlenek węgla i azot. Gaz odlotowy jest zawracany do instalacji adsorpcyjnej 8 w celu usunięcia azotu, odzyskiwany jest desorbat wzbogacony w dwutlenek węgla przesyłany do regeneratora w celu zastosowania go w zastępstwie powietrza jako mieszanina tlen - dwutlenek węgla, jak to opisano powyżej.

Gdy katalizator krakingu ogrzewany w regeneratorze 4 osiągnie temperaturę, w której może być stosowany w sposobie krakingu węglowodorów wykonywanym w reaktorze 2, to można uruchomić kraking w reaktorze 2. Uruchomienie całego układu jest inicjowane przez otwarcie zaworu suwakowego (nie pokazanego) na przewodzie 30, co umożliwia przesuwanie gorącego katalizatora ku dołowi przez przewód 30 i do przewodu 24. Gdy katalizator wchodzi do przewodu 24, to ulega on fluidyzacji i jest przenoszony dalej do reaktora 2 przez parę wodną wchodzącą do przewodu 24 z przewodu 28. Jednocześnie z wprowadzeniem katalizatora do reaktora 2 lub też po ustabilizowaniu się przepływu katalizatora, surowiec węglowodorowy wprowadza się do przewodu 24 przez przewód 26. Po ustaleniu się przepływu mokrego gazu w przewodzie 58 można wykonywać drugi etap sposobu według wynalazku, tj. można wykonywać usuwanie metanu i wodoru z mokrego gazu sposobem opisanym powyżej.

Uważa się, że w zakres niniejszego wynalazku wchodzi wykorzystanie zwykle stosowanych urządzeń do kontroli i automatycznej regulacji przepływu gazów w układzie w taki sposób, aby układ mógł być całkowicie zautomatyzowany prowadzony w wydajny sposób.

Niniejszy wynalazek jest przedstawiony dodatkowo za pomocą podanego poniżej przykładu, w którym wszystkie części, procenty i stosunki są podawane objętościowo, o ile me stwierdzono, że jest inaczej. Ten przykład przedstawia sposób według wynalazku w zastosowaniu do katalitycznego krakingu olej gazowego.

Przykład. W tym hipotetycznym przykładzie uruchamia się instalację FCC z zastosowaniem układu adsorpcyjnego do usuwania azotu ze strumienia gazu odlotowego z regeneratora katalizatora. Pozostały strumień gazowy zawierający głównie dwutlenek węgla, jest zawracany do regeneratora. W miarę wzrostu stężenia dwutlenku węgla w regeneratorze, zmniejsza się przepływ powietrza do regeneratora i zwiększa się przepływ tlenu. Po całkowitym zastąpieniu powietrza stosuje się układ adsorpcyjny w celu usunięcia lekkiego gazu ze strumienia lekkiego gazu z górnego akumulatora głównego frakcjonatora.

W tabeli 1 podsumowano wyniki symulacji pierwszego etapu przykładu, tj. zastąpienia powietrza przez tlen i dwutlenek węgla. W pierwszym etapie uruchamia się sposób przy użyciu powietrza. Układ adsorpcji przy zmieniającym się ciśnieniu według wynalazku pracuje tak długo, aż zawracany gaz będzie zawierał głównie dwutlenek węgla. Adsorbentem jest silikażel, temperatura adsorpcji wynosi 75°C, ciśnienie adsorpcji 84 KPa, a ciśnienie adsorpcji 400 hPa. Etapy adsorpcji i etapy regeneracji złoża w cyklu trwają po 2 minuty każdy.

179 335

Tabela 1

Całkowita szybkość gazu regeneracyjnego, MSCFM (tysiące normalnych stóp sześciennych na minutę)	225
Całkowita szybkość tlenu, MSCFM	63,6
Zawartość tlenu, % obj.	28,3
Zawartość tlenu w gazie odlotowym, % obj.	2,0
Temperatura reaktora, °C	527
Temperatura złoża regeneratora, °C	711
Szybkość zasilania FCC, MBBL/D (tysiące baryłek na dzień)	135
Wydajność koksu, % wagowych	5,2

W drugiej części tego hipotetycznego przykładu zaprojektowano pracę instalacji adsorpcyjnej do usuwania lekkich składników z mokrego gazu. Szarżę symulowano podczas pracy według pierwszej odmiany wynalazku opisanej powyżej, tj. gdy poddawano obróbce cały strumień mokrego gazu w układzie adsorpcji przy zmieniającym się ciśnieniu (w układzie PSA) przed sprężaniem gazu w spręż arkach mokrego gazu. Szybkości przepływu odpowiednich strumieni podano w tabeli 2, stosując jako podstawę strumień surowca w 100 MMSFC/D (milionach normalnych stóp sześciennych na dzień), przy czym składy podano podobnie w tabeli 2. Wszystkie szybkości przepływu wyrażano w MMSCF/D.

Rozdzielanie w tej części hipotetycznego przykładu składa się z dwu etapów. Węglowodory C₅ i wyższe usuwa się w instalacji adsorpcyjnej pierwszego etapu sposobem adsorpcji przy zmieniającym się ciśnieniu stosując złoże zawierające katalizator na pozbawionym glinu zeolicie Y. Nieadsorbowany ciśnieniowy produkt z instalacji pierwszego etapu jest następnie przesyłany do instalacji adsorpcyjnej drugiego etapu, która zawiera silikażel. Ciśnienie podczas kroku adsorpcji pierwszego i drugiego etapu zaprojektowano odpowiednio, 1181105 kPa, a podczas kroku regeneracji próżniowej dla pierwszego i drugiego etapu zaprojektowano ciśnienie po 400 hPa. Sorbat z drugiego etapu przesyła się do pierwszego etapu instalacji sprężania mokrego gazu, po uprzednim odpowiednim nastawieniu jego ciśnienia i temperatury.

Jak widać z tej tabeli, ilość gazu, jaka ma być sprężana, zmniejszyła się znacznie - ze 100 do około 51 MMSCF/D. Zaletą sposobu według wynalazku, jak pokazano w tabeli 2, jest większy ciężar cząsteczkowy gazowego produktu do sprężania. Jeśli jest pożądany wyższy poziom odzyskania węglowodorów C₂ i wyższych, to nieadsorbowany gaz poddaje się dalszym etapom rozdzielania adsorpcyjnego.

Tabela 2

Składnik	Gaz do separatora	Gaz do sprężarki	Gaz odlotowy
1	2	3	4
Wodór	17,0	2,5	14,5
Metan	21,0	3,2	17,8
Tlenek węgla	0,5	0,1	0,4
Dwutlenek węgla	1,5	1,3	0,2
Azot	5,0	0,8	4,2
Siarkowodór	0,4	0,35	0,05
Etylen	7,0	6,0	1.0
Etan	6,0	5,2	0,8

179 335

c.d. tabeli 2

1	2	3	4
Propylen	12,0	11,0	1,0
Propan	3,5	3,2	0,3
Butyleny	11,0	10,0	1,0
n-Butan	2,0	1,8	0,2
Izobutan	5,0	4,5	0,5
C5 i wyższe	8,1	1,2	6,9
Łącznie	100	51,15	48,85
Średni ciężar cząsteczkowy	32,3	40,8	23,4

Jakkolwiek wynalazek opisano ze szczególnym uwzględnieniem poszczególnych odmian wynalazku, to odmiany te sąjedynie przykładowymi rozwiązaniami i możliwe są dalsze zmiany. Np. sposób według wynalazku można wykonywać w innych układach aparaturowych niż przedstawione na rysunku. Ponadto, w wynalazku mogą być stosowane sposoby postępowania inne od opisanych powyżej. Np. może być korzystne stosowanie na zmianę układu adsorpcyjnego 8 do wzbogacania w dwutlenek węgla do wzbogacania mokrego gazu. Może być także korzystne przechowywanie mokrego gazu i gazu bogatego w dwutlenek węgla przed ich zastosowaniem lub przerobem w układzie podczas różnych faz sposobu według wynalazku. Zakres wynalazku ogranicza jedynie szerokość załączonych zastrzeżeń patentowych.

179 335

Departament Wydawnictw UP RP. Nakład 70 egz.

Cena 4,00 zł.

Claims

Zastrzeżenia patentowe

(1) spalanie paliwa powietrzem w strefie regeneracji katalizatora zawierającej katalizator krakingu węglowodorów, przy czym ogrzewa się wymieniony katalizator i wytwarza się gaz odlotowy zawierający dwutlenek węgla i azot;

1. Sposób katalitycznego krakingu węglowodorów, znamienny tym, że obejmuje następujące kroki:

(a) wykonanie regeneracji katalizatora krakingu węglowodorów obejmujące:
2. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że wymienionym paliwem jest płyn węglowodorowy.

(2) poddanie wymienionego gazu odlotowego sposobowi adsorpcji przy zmieniającym się ciśnieniu w strefie adsorpcyjnej zawierającej złoże adsorbentu, który silniej adsorbuje dwutlenek węgla niż azot i który silniej adsorbuje węglowodory C₂ i wyższe niż metan i wodór, przy czym wytwarza się gaz wzbogacony w dwutlenek węgla;
3. Sposób według zastrz. 2 znamienny tym, że wymienionym paliwem jest olej paliwowy.

(3) co najmniej częściowe zastąpienie wymienionego powietrza przez tlen i przez wymieniony gaz wzbogacony w dwutlenek węgla;
4. Sposób według zastrz. 2 znamienny tym, że wymienionym katalizatorem jest świeży katalizator.

(4) po zastąpieniu powietrza w pożądanym stopniu, zatrzymanie przepływu gazu odlotowego do wymienionej strefy adsorpcyjnej i zawrócenie gazu odlotowego bezpośrednio do wymienionej strefy regeneracji;

(b) stykanie surowca węglowodorowego w strefie reakcji z gorącym katalizatorem przenoszonym z wymienionej strefy regeneracji, przy czym wytwarza się strumień gazowych węglowodorów zawierających jeden lub kilka węglowodorów o mniejszym ciężarze cząsteczkowym niż ciężai cząsteczkowy węglowodorów w wymienionym surowcu i osadza się koks na wymienionym katalizatorze;

(c) przeniesienie zakoksowanego katalizatora z wymienionej strefy reakcji do wymienionej strefy regeneracji katalizatora;

(d) destylowanie wymienionego strumienia gazowych węglowodorów, przy czym wytwarza się górny strumień gazowy i jeden lub kilka strumieni ciekłych;

(e) ochłodzenie wymienionego górnego strumienia gazowego, przy czym wymieniony strumień gazowy rozdziela się na strumień ciekły zawierający węglowodory C₅ i wyższe, i strumień mokrego gazu zawierający węglowodory C₄ i niższe oraz wodór;

(f) po zakończeniu kroku (a) poddanie co najmniej części mokrego gazu sposobowi adsorpcji przy zmieniającym się ciśnieniu w wymienionej strefie adsorpcyjnej, przy czym wytwarza się frakcja nieadsorbowana zawierająca metan i wodór oraz frakcja adsorbowana zawierająca węglowodory C₂ i wyższe;

(g) desorbowanie wymienionej frakcji adsorbowanej z wymienionej strefy adsorpcyjnej;

(h) sprężenie frakcji desorbowanej; i (i) przeniesienie sprężonej frakcji do dalszych instalacji przerobu węglowodorów.
5. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że katalizatorem jest katalizator równowagowy, a wymienionym paliwem sąosady koksu na powierzchniach wymienionego katalizatora.
6. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że krok adsorpcyjny w każdym sposobie adsorpcji przy zmieniającym się ciśnieniu wykonuje się pod ciśnieniem bezwzględnym w zakresie od około 0,2 do około 0,5 MPa.
7. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że krok regeneracji adsorbentu każdego sposobu adsorpcji przy zmieniającym się ciśnieniu wykonuje się pod ciśnieniem bezwzględnym w zakresie od około 26 kPa do około 2,6 MPa.

179 335
8. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że regenerację katalizatora wykonuje się w takich warunkach, w których wytwarza się znaczna ilość tlenku węgla.
9. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że część strumienia mokrego gazu poddaje się sposobowi adsorpcji przy zmieniającym się ciśnieniu, a część łączy się z frakcjądesorbowaną przed krokiem (h).
10. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że prawie cały wymieniony strumień mokrego gazu poddaje się wymienionemu krokowi adsorpcji przy zmieniającym się ciśnieniu.
11. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że krok sprężania (h) wykonuje się w dwu etapach.
12. Sposób według zastrz. 11, znamienny tym, że co najmniej część mokrego gazu użytego w kroku (f) pobiera się z miejsca pomiędzy pierwszym i drugim etapem sprężania.
13. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że co najmniej część strumienia mokrego gazu spręża się w sprężarce mokrego gazu i usuwa się z niej dodatkowe ciekłe węglowodory C₅ i wyższe, a część strumienia sprężonego i dodatkowo pozbawionego węglowodorów C₅ poddaje się krokom od (e) do (i).
14. Sposób według zastrz. 13, znamienny tym, że całą ilość wymienionego strumienia mokrego gazu spręża się w sprężarce mokrego gazu i usuwa się z niej dodatkowy składnik zawierający ciekłe węglowodory C₅ i wyższe, a część strumienia sprężonego i pozbawionego dodatkowo węglowodorów C₅ i wyższych poddaje się krokom od (e) do (h).
15. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że część wymienionego strumienia mokrego gazu spręża się w sprężarce mokrego gazu i usuwa się z niej dodatkowy składnik zawierający ciekłe węglowodory C₅ i wyższe, a część strumienia sprężonego i pozbawionego dodatkowo węglowodorów C₅ i wyższych łączy się ze strumieniem mokrego gazu, który nie był poddany sprężaniu mokrego gazu i dalszemu usuwaniu ciekłych węglowodorów C₅ i wyższych, a połączony strumień poddaje się krokom od (e) do (i).
16. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że wymienioną mieszaniną gazowąjest powietrze, mieszanina tlen - azot, mieszanina tlen - dwutlenek węgla lub mieszania powietrze - tlen - dwutlenek węgla.
17. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że wymienionym adsorbentem jest silikażel, węgiel aktywny, aktywny tlenek glinu, zeolitowe sita molekularne i ich mieszaniny.
18. Sposób według zastrz. 1, znamienny tym, że wymienionym surowcem węglowodorowym jest olej gazowy, resztkowy olej paliwowy i ich mieszaniny.
19. Sposób wytwarzania i odzyskiwania krakowanych węglowodorów z surowca węglowodorowego, znamienny tym, że obejmuje:

(a) kraking wymienionego surowca węglowodorowego w strefie krakingu węglowodorów w układzie fluidalnego krakingu katalitycznego obejmującym strefę krakingu węglowodorów i strefę regeneracji katalizatora w obecności gorącego regenerowanego katalizatora krakingu węglowodorów, i usuwanie strumienia krakowanego produktu węglowodorowego i katalizatora pokrytego koksem z wymienionej strefy krakingu;

(b) przenoszenie pokrytego koksem katalizatora z wymienionej strefy krakingu do wymienionej strefy regeneracji katalizatora, regenerację w niej katalizatora przez spalenie koksu na katalizatorze w obecności mieszaniny tlen - gaz obojętny, i zawracanie regenerowanego katalizatora do wymienionej strefy krakingu węglowodorów;

(c) destylację wymienionego węglowodorowego produktu krakingu w strefie rozdzielania węglowodorowego produktu kraking, przy czym wytwarza się górny strumień i jeden lub kilka strumieni ciekłych;

(d) ochłodzenie wymienionego górnego strumienia gazowego, przy czym wymieniony strumień gazowy rozdziela się na strumień ciekły zawierający węglowodory C₅ i wyższe, i strumień mokrego gazu zawierający węglowodory C₄, i niższe oraz wodór;

(e) poddanie co najmniej części wymienionego strumienia mokrego gazu sposobowi adsorpcji przy zmieniającym się ciśnieniu w strefie adsorpcyjnej zawierającej złoże adsorbentu, który wybiórczo adsorbuje węglowodory C2 i wyższe z wymienionego mokrego gazu, przy czym wy

179 335 twarza się nieadsorbowana frakcja gazowa zawierająca metan i wodór i adsorbowana frakcja gazowa zawierająca węglowodory wyższe niż metan i adsorbowana frakcja gazowa zawierająca węglowodory C₂ i wyższe;

(f) desorbowanie wymienionej adsorbowanej frakcji gazowej z wymienionej strefy adsorpcyjnej;

(g) sprężenie desorbowanej frakcji gazowej w sprężarce mokrego gazu; i (h) przeniesienie sprężonej frakcji desorbowanego gazu do dalszych instalacji przerobu węglowodorów.
20. Sposób według zastrz. 19, znamienny tym, że prawie cały strumień mokrego gazu poddaje się sposobowi adsorpcji przy zmieniającym się ciśnieniu przed krokiem (g).
21. Sposób według zastrz. 19, znamienny tym, że część strumienia mokrego gazu poddaje się wymienionemu sposobowi adsorpcji przy zmieniającym się ciśnieniu, a część łączy się z wymienioną frakcją desorbowanego gazu przed krokiem (g).
22. Sposób według zastrz. 19, znamienny tym, że krok sprężania (g) wykonuje się w dwu etapach.
23. Sposób według zastrz. 22, znamienny tym, że co najmniej część mokrego gazu stosowanego w kroku (e) pobiera się z miejsca pomiędzy pierwszym i drugim etapem sprężania.
24. Sposób według zastrz. 19, znamienny tym, że co najmniej część strumienia mokrego gazu spręża się w sprężarce mokrego gazu i usuwa się z niej dodatkowe ciekłe węglowodory C₅ i wyższe, a część strumienia sprężonego i dodatkowo pozbawionego węglowodorów C₅ poddaje się krokom od (e) do (h).
25. Sposób według zastrz. 24, znamienny tym, że całą ilość wymienionego strumienia mokrego gazu spręża się w sprężarce mokrego gazu i usuwa się z niej dodatkowy składnik zawierający ciekłe węglowodory C₅ i wyższe, a część strumienia sprężonego i pozbawionego dodatkowo węglowodorów C₅ i wyższych poddaje się krokom od (e) do (h).
26. Sposób według zastrz. 19, znamienny tym, że część wymienionego strumienia mokrego gazu spręża się w sprężarce mokrego gazu i usuwa się z niej dodatkowy składnik zawierający ciekłe węglowodory C₅ i wyższe, a część strumienia sprężonego i pozbawionego dodatkowo węglowodorów C₅ i wyższych łączy się ze strumieniem mokrego gazu, który nie był poddany sprężaniu mokrego gazu i dalszemu usuwaniu ciekłych węglowodorów C₅ i wyższych, a połączony strumień poddaje się krokom od (e) do (h).
27. Sposób według zastrz. 19, znamienny tym, że wymienionąmieszanmągazowąjest powietrze, mieszanina tlen - azot, mieszania tlen - dwutlenek węgla lub mieszanina powietrze tlen dwutlenek węgla.
28. Sposób według zastrz. 19, znamienny tym, że krok adsorpcyjny w wymienionym sposobie adsorpcji przy zmieniającym się ciśnieniu wykonuje się pod ciśnieniem bezwzględnym w zakresie od około 0,2 do około 0,5 MPa.
29. Sposób według zastrz. 19, znamienny tym, że krok regeneracji adsorbentu wymienionego sposobu adsorpcji przy zmieniającym się ciśnieniu wykonuje się pod ciśnieniem bezwzględnym w zakresie od około 26 kPa do około 2,6 MPa.
30. Sposób według zastrz. 19, znamienny tym, że adsorbentem stosowanym w kroku (e) jest silikażel, węgiel aktywny, aktywny tlenek glinu, zeolitowe sita molekularne i ich mieszaniny.
31. Sposób według zastrz. 19, znamienny tym, że wymienionym surowcem węglowodorowym jest olej gazowy, resztkowy olej paliwowy i ich mieszaniny.
32. Sposób według zastrz. 19, znamienny tym, że przed krokiem (e) usuwa się składniki C₅ i wyższe ze strumienia mokrego gazu we wstępnym kroku adsorpcji przy zmieniającym się ciśnieniu.
33. Sposób według zastrz. 32, znamienny tym, że adsorbentem stosowanym we wstępnym kroku adsorpcji przy zmieniającym się ciśnieniu jest zeolit o średnich łub dużych porach.

Π9 335
34. Sposób według zastrz. 33, znamienny tym, że adsorbentem stosowanym we wstępnym kroku adsorpcji przy zmieniającym się ciśnieniu jest pozbawiony glinu zeolit Y.

* * *