RU2533133C2 - Новый способ рекуперации co2, выделяющегося дымовыми газами, образующимися в зоне регенерации установки каталитического крекинга - Google Patents

Новый способ рекуперации co2, выделяющегося дымовыми газами, образующимися в зоне регенерации установки каталитического крекинга Download PDF

Info

Publication number
RU2533133C2
RU2533133C2 RU2011129299/05A RU2011129299A RU2533133C2 RU 2533133 C2 RU2533133 C2 RU 2533133C2 RU 2011129299/05 A RU2011129299/05 A RU 2011129299/05A RU 2011129299 A RU2011129299 A RU 2011129299A RU 2533133 C2 RU2533133 C2 RU 2533133C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
amine
containing products
flue gases
fcc
plant
Prior art date
Application number
RU2011129299/05A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2011129299A (ru
Inventor
Фредерик ФЕНЬЕ
Ромина ДИНЬ
Пьер-Антуан БУЙОН
Эрик ЛЕМЭР
Original Assignee
Ифп Энержи Нувелль
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 Ифп Энержи Нувелль filed Critical Ифп Энержи Нувелль
Publication of RU2011129299A publication Critical patent/RU2011129299A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2533133C2 publication Critical patent/RU2533133C2/ru

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1425—Regeneration of liquid absorbents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1475—Removing carbon dioxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G11/00—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G11/14—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts
    • C10G11/18—Catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils with preheated moving solid catalysts according to the "fluidised-bed" technique
    • C10G11/182—Regeneration
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/50—Carbon oxides
    • B01D2257/504—Carbon dioxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/107—Atmospheric residues having a boiling point of at least about 538 °C
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1074—Vacuum distillates
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4043—Limiting CO2 emissions
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P30/00—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry
    • Y02P30/40—Ethylene production

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Catalysts (AREA)

Abstract

В изобретении описан комплексный способ улавливания CO2, выделяемого, по меньшей мере, частью дымовых газов, покидающих зону регенерации установки каталитического крекинга, предполагающей использование установки, работающей с использованием аминосодержащих продуктов, в котором установка каталитического крекинга оборудована внешним теплообменником, в котором в качестве горячего теплоносителя используется часть катализатора, отбираемого в зоне регенерации, а энергия, необходимая для работы установки, работающей с использованием аминосодержащих продуктов, поставляются полностью установкой каталитического крекинга за счет использования пара, вырабатываемого указанным выше внешним теплообменником. Изобретение позволяет обеспечить тепловой контакт между установкой каталитического крекинга и установкой по обработке дымовых газов аминосодержащими продуктами. 6 з.п. ф-лы, 2 ил., 5 табл.

Description

ОБЛАСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение относится к улавливанию двуокиси углерода из дымовых газов, образующихся в зоне регенерации установок каталитического крекинга (сокращенно обозначаемых буквами FCC).
В самом деле, при работе установок каталитического крекинга образуются, в процессе регенерации катализатора, проводимой в одно или двухступенчатом реакторе, называемом регенератором, дымовые газы-продукты сгорания. В том случае, когда регенерация выполняется в двухступенчатом реакторе, первая ступень функционирует с недостатком воздуха и обеспечивает сжигание при контролируемой температуре, тогда как вторая ступень работает с избытком воздуха, и температура дымовых газов на ее выходе может достигать 800°C.
Настоящее изобретение может применяться как при проведении регенерации в одноступенчатом реакторе, так и в двухступенчатом.
Улавливание CO2, содержащегося в этих дымовых газах-продуктах сгорания, выполняется на установке по обработке этих газов аминосодержащими продуктами, подробное описание которой можно найти, в частности, в патенте US 7056482.
В нижеследующем тексте термином "комплексный способ" обозначается способ согласно настоящему изобретению, но только в той мере, в которой этот способ обеспечивает тепловой контакт между установкой каталитического крекинга, отличающейся избыточным количеством производимой энергии и установкой по обработке дымовых газов аминосодержащими продуктами, нуждающейся в энергии, необходимой ей для регенерации указанных выше аминосодержащих продуктов.
В нижеследующем тексте установка каталитического крекинга будет обозначаться общепринятой абревиатурой FCC (Fluid Catalytic Cracking), а установка по обработке дымовых газов аминосодержащими продуктами будет называться для упрощения изложения изобретения установкой, работающей с использованием аминосодержащих продуктов, или иногда установкой по обработке дымовых газов.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Улавливание CO2 представляет собой основное направление борьбы с парниковым эффектом, ввиду того, что именно этот газ является основной причиной возникновения этого эффекта. В целях ограничения действия явлений, приводящих к потеплению климата, производят извлечение двуокиси углерода из дымовых газов-продуктов сгорания и последующее его хранение, например, в подземных резервуарах. Выбросы двуокиси углерода имеют главным образом место на промышленных предприятиях (на эти предприятия приходится в среднем во всем мире 60% общего количества попадающего в атмосферу CO2, из которых 40% обусловлены работой теплоэлектростанций, занятых производством электроэнергии). Как правило, на нефтеперерабатывающих заводах, установка каталитического крекинга, работающая с применением псевдоожиженного слоя (FCC), может рассматриваться в качестве одного из самых главных источников выделений CO2, причем только на нее одну приходится почти 20% всех выделений этого газа, остальными источниками этих выделений являются различные печи нагрева или перегонки.
Для снижения объемов выбросов CO2 на нефтеперерабатывающем заводе, совершенно очевидно, необходимо в первую очередь обратить внимание на установки FCC. В настоящем изобретении предлагается решение, основанное на применении известной технологии улавливания, называемой улавливанием аминосодержащими продуктами, которая дополняется в данном случае более тесной тепловой интеграцией с установкой FCC, что позволяет говорить о создании комплексного способа, обеспечивающего использование установки FCC совместно с установкой, работающей с использованием аминосодержащих продуктов. Кроме того, изобретение выявляет возможность обработки какой-то одной части дымовых газов, выделяющихся на установке FCC в диапазоне от 50 до 100%, с обеспечением получения коэффициента общего улавливания CO2, превышающем во всех случаях 46%, а в отдельных случаях и достигающем 95%.
Известные технологии улавливания CO2 основаны на применении способов абсорбции, предусматривающих использование, для извлечения из дымовых газов CO2 и H2S, водных растворов аминосодержащих продуктов. Газ очищается в результате контакта с абсорбирующим раствором, затем абсорбирующий раствор сам подвергается регенерации посредством термического способа. Способ обработки газа аминосодержащими продуктами включает в себя, как правило, следующие стадии:
a) введение в контакт подвергаемого обработке газа с абсорбирующим раствором, содержащим водный раствор аминосодержащих продуктов, с целью получения в результате указанного контакта: газа с низким содержанием кислых соединений и ничтожно малым содержанием аминосодержащих продуктов, и абсорбирующего раствора, обогащенного кислыми соединениями,
b) регенерацию, по меньшей мере, части абсорбирующего раствора, обогащенного кислыми соединениями в колонне регенерации с целью получения регенерированного абсорбирующего раствора и газовых отходов, обогащенных кислыми соединениями, при этом регенерированный абсорбирующий раствор подается для повторного использования на стадию a) в качестве абсорбирующего раствора,
c) частичную конденсацию путем охлаждения указанных выше газовых отходов с целью получения охлажденных газовых отходов, содержащих жидкие конденсаты и газ, обогащенный кислыми соединениями, а затем направление, по меньшей мере, части конденсатов в колонну регенерации,
d) в отделении промывки, введение в контакт газа, обедненного содержанием кислых соединений, полученного на стадии a), и потока жидкой воды с целью получения: газа, обедненного аминосодержащими продуктами, и воды, обогащенной аминосодержащими продуктами,
e) подачу для повторного использования части воды, обогащенной аминосодержащими продуктами, оставшейся на дне отделения промывки, путем выполнения, по меньшей мере, одной из следующих операций:
- смешивание указанной выше части воды, обогащенной аминосодержащими продуктами, с регенерированным абсорбирующим раствором, полученным на стадии b),
- направление указанной выше части воды, обогащенной аминосодержащими продуктами, в колонну регенерации,
- смешивание указанной выше части воды, обогащенной аминосодержащими продуктами, с газовыми отходами, полученными на стадии b),
- смешивание указанной выше части воды, обогащенной аминосодержащими продуктами, с абсорбирующим раствором, обогащенным кислыми соединениями, полученным на стадии a).
Регенерация абсорбирующего раствора, проводимая на стадии b), может выполняться путем его нагрева паром. Указанный выше пар обычно производится в паровом котле, который может работать на любом виде топлива, начиная с угля и заканчивая природным газом. Разумеется, в том случае, когда производство пара выполняется за счет сжигания минерального топлива, необходимо будет учитывать количество CO2, выделяемого на этой стадии в общем балансе CO2, выделяемого при работе установки, работающей с использованием аминосодержащих продуктов. Чтобы дать представление об эффективности современных технологий по обработке дымовых газов аминосодержащими продуктами, отметим, что в соответствии с грубыми расчетами на каждую тонну абсорбированного CO2 приходится порядка 0,4 тонн CO2, выделяемого в процессе сжигания, связанного с регенерацией абсорбирующего раствора.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ФИГУР
Фиг.1 демонстрирует в схематическом виде способ, применяющийся в ранее известных технологиях, в котором установка FCC характеризуется избытком энергии, а установка по обработке аминосодержащими продуктами работает совместно с паровым котлом, который ей передает энергию, необходимую для регенерации аминосодержащих продуктов.
Фиг.2 демонстрирует схему способа согласно изобретению, в которой энергия, необходимая для регенерации аминосодержащих продуктов, полностью поступает с паром или с любой другой средой, способной играть роль теплового носителя, производимого на установке FCC.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение можно представить как комплексный способ обработки, по меньшей мере, части дымовых газов, выделяющихся при работе установки каталитического крекинга, с целью улавливания CO2, содержащегося в указанных выше дымовых газах, причем указанная обработка заключается в абсорбции CO2 водным раствором аминосодержащих продуктов, что же касается энергии, необходимой для регенерации аминосодержащих продуктов, то она полностью поступает с паром или с любым другим тепловым носителем, производимым на установке FCC.
Как правило, избыточное количество энергии, получаемое на установке FCC, поступает с теплообменника, производящего пар, в котором в качестве горячей среды используется часть катализатора, отбираемого в одной или в нескольких точках зоны регенерации установки FCC.
Охлажденный катализатор поступает в зону регенерации в точку, отличную от точки его предыдущего отбора.
В принципе, на установке FCC существуют и другие источники энергии (охлаждение дымовых газов, основное фракционирование), однако энергия, получаемая на уровне этих других источников, как правило, полностью используется внутри самой установки FCC (компрессоры, расход пара). В настоящем изобретении авторы исходят из предположения, что энергия, находящаяся в распоряжении установки FCC, поступает к ней от внешнего теплообменника, размещенного по соседству с зоной регенерации. Регенерация катализатора на установках FCC производится, как правило, на двух ступенях регенерации, причем первая ступень работает с недостатком воздуха, что позволяет ограничить величину температуры катализатора пределом приблизительно в 650/700°C, а вторая ступень работает с избытком воздуха, и в ней температура катализатора может достигать или превышать 800°C. Каждая из ступеней регенерации работает с применением псевдоожиженного слоя и со скоростями псевдоожижения, находящимися в диапазоне от 30 см/сек до 1 м/сек. Обе ступени соединены между собой посредством трубчатой зоны, обеспечивающей возможность транспортировки катализатора в движущемся слое в направлении от первой ко второй ступени. В том случае, когда применяется двухступенчатая схема регенерации, горячий катализатор отбирается, как правило, на уровне второй ступени (работающей приблизительно при температуре 800°C) и вновь вводится в какой-то точке первой ступени (работающей приблизительно при температуре 650°C).
В том случае, когда применяется одноступенчатая схема регенерации, отбор катализатора выполняется в одной точке указанной ступени и вновь вводится уже в другой точке указанной ступени, отличной от предыдущей точки.
Дымовые газы, покидающие реакторы регенерации катализатора, содержат твердые частицы, одноокиси углерода (CO), окислы азота (NOx) и серы (SOx). Они направляются, в связи с этим, перед тем как поступить в установку, работающую с использованием аминосодержащих продуктов, в отделение обработки дымовых газов. Отделение по обработке дымовых газов может содержать в себе следующие элементы:
- один или несколько дополнительных сепараторов газ/твердые частицы для более полного удаления частиц катализатора,
- расширительную турбину для преобразования энергии давления в электроэнергию,
- инсинератор CO для преобразования CO в CO2,
- установку, называемую «De-NOx», предназначенную для снижения содержания в дымовых газах окислов азота,
- охладитель дымовых газов, предназначенный для рекуперации тепла дымовых газов, а также производства пара,
- установку очистки (называемую по-английски “scrubber”), предназначенную для снижения содержания в дымовых газах твердых частиц и окислов серы.
Внешний теплообменник, в котором происходит передача энергии от горячего катализатора к производимой среде, в качестве которой чаще всего выступает пар высокого давления, представляет собой устройство, известное под маркой "cat cooler", состоящее главным образом из пучка теплообменных труб, погруженных в массу горячего катализатора, находящегося во псевдоожиженном состоянии. Может быть также рассмотрена возможность производства пара низкого давления (ниже 8 бар) и, на уровне этого теплообменника, пара, который является предпочтительным для регенерации аминосодержащих продуктов, при этом пар в этом случае будет иметь температуру ниже 160°C. Настоящее изобретение не связано ни с технологией внешнего теплообменника, ни со способом одно- или двухступенчатой регенерации. Оно может применяться как для всех, так и для части дымовых газов, выделяющихся в зоне регенерации. Так можно его применять, например, для обработки только тех дымовых газов, которые покидают лишь одну ступень регенерации, то есть для обработки полностью всех дымовых газов, покидающих первую ступень, или для полностью всех дымовых газов, покидающих вторую ступень. Настоящее изобретение совместимо со всеми технологиями, применяемыми на установках, работающих с использованием аминосодержащих продуктов.
Согласно комплексному способу улавливания CO2, выделяемого дымовыми газами установки FCC, предлагаемому изобретением, установка каталитического крекинга может работать в условиях соблюдения повышенных технологических требований, то есть при поддержании отношения C/O в пределах от 4 до 15, а предпочтительно в пределах от 5 до 10, и при температуре на выходе из подъемника в пределах от 510°C до 580°C, а предпочтительно в пределах от 520°C до 570°C.
Согласно комплексному способу улавливания CO2, выделяемого дымовыми газами установки FCC, предлагаемому изобретением, углеводородная загрузка, подвергаемая обработке на установке каталитического крекинга, может иметь коксовый остаток по Конрадсону в пределах от 6 до 10.
И наконец, комплексный способ улавливания CO2, выделяемого дымовыми газами установки FCC согласно настоящему изобретению, позволяет направлять определенные объемы дымовых газов, покидающих зону регенерации установки каталитического крекинга, на установку по обработке этих газов аминосодержащими продуктами в количестве, превышающем 50% весовых.
Аминосодержащие продукты, применяемые на установке, работающей с использованием аминосодержащих продуктов, выбираются, как правило, из состава следующей группы: MEA (моноэтаноламин), DEA (диэтаноламин), MDEA (диметилэтаноламин), DPA (диизопропиламин), DGA (дигликольамин), диамины, пиперазин, гидроксиэтила пиперазин, TMHDA (тетраметилгексан-1,6-диамин).
Предпочтительно выбирать аминосодержащие продукты из группы, состоящей из MEA (моноэтаноламин), DEA (диэтаноламин), MDEA (диметилэтаноламин), а еще более предпочтительно использовать аминосодержащие продукты на базе MEA (моноэтаноламин).
И наконец, комплексный способ улавливания CO2, выделяемого дымовыми газами установки FCC согласно изобретению, может предусматривать и использование на установке, работающей с использованием аминосодержащих продуктов, абсорбирующего соединения тетраметилгексан-1,6-диамин, широко известного под маркой TMHDA.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Способ согласно настоящему изобретению легче понять путем сравнения фиг.1, соответствующей известной ранее технологии, и фиг.2, соответствующей настоящему изобретению.
Буквенная аббревиатура, представленная в скобках, соответствует соответствующей установке, а номера в скобках - входящим и выходящим потокам указанных выше установок.
На фиг.1 представлен в схематическом виде способ, соответствующий применению установки каталитического крекинга (FCC) и установки по обработке аминосодержащими продуктами (AMN) дымовых газов, покидающих отделение регенерации указанной установки каталитического крекинга (FCC). Установка обработки дымовых газов аминосодержащими продуктами работает совместно с паровым котлом (CHD), который поставляет энергию, необходимую для регенерации аминосодержащих продуктов.
Установка каталитического крекинга загружается углеводородной загрузкой типа вакуумного дистиллята или остатков атмосферной перегонки (1), и на выходе она выдает продукты, представляющие собой главным образом газы, состоящие из C1,C2,C3, бензиновую фракцию, фракцию дизельного топлива, тяжелую фракцию, носящую название “slurry”, и некоторое количество кокса, осевшего на катализаторе. И именно этот кокс и горит в зоне регенерации, в которую подается воздух (2) и в которой образуются дымовые газы-продукты сгорания кокса, состоящие главным образом из CO2, H2O и CO. Дымовые газы-продукты сгорания направляются в отделение по обработке дымовых газов с тем, чтобы в процессе сжигания перевести CO в CO2 и снизить содержание в дымовых газах твердых частиц, а также окислов азота и серы. Затем часть (5) или полностью все подвергаемые обработке дымовые газы (4) направляются на установку, работающую с использованием аминосодержащих продуктов (AMN). Обработка дымовых газов на установке FCC может быть отрегулирована таким образом, чтобы обеспечивалось соблюдение некоторых требований на входе в установку по обработке аминосодержащими продуктами, например, содержание NOx и SOx. Для работы установки, работающей с использованием аминосодержащих продуктов, требуется энергия для регенерации аминосодержащих продуктов, и эта энергия поступает из парового котла (CHD), в который подаются потоки окислителя топлива и топлива (8) и который производит поток пара (10). Сконденсировавшийся пар (11) вновь направляется в паровой котел (CHD) в соответствии с циклом, хорошо известным специалистам.
Фиг.2 согласно изобретению подобна фиг.1, кроме одного: на ней более уже не представлен паровой котел, работающий совместно с установкой по обработке аминосодержащими продуктами (AMN). Энергия, необходимая для регенерации аминосодержащих продуктов, полностью поступает с паром (10), производимым на установке каталитического крекинга (FCC) посредством внешнего теплообменника (не представленного на фиг.2).
Указанный тип теплообменника описан, например, в патенте US 5324696. Согласно изобретению на установке, работающей с использованием аминосодержащих продуктов, подвергаются обработке не обязательно все дымовые газы, выделяемые установкой FCC. Объем дымовых газов, подвергаемых обработке на установке, работающей с использованием аминосодержащих продуктов, зависит от нескольких факторов, и главный из них - это производство кокса на установке FCC. Чем тяжелее загрузка (что отражается данными ее коксуемости по Конрадсону, обозначаемой сокращенно буквами CCR и измеряемой согласно нормам ASTM D 189), тем сильнее в результате реакции катализатор оказывается загружен коксом, и тем больше в результате регенерации катализатора происходит выделение энергии, рекуперируемой внешним теплообменником. Параллельно увеличивается и количество CO2 в дымовых газах. А в силу эволюции состояния оставшихся на дне установки FCC необработанных продуктов возникает тенденция к обработке в ней все более и более тяжелой по весу загрузки, которая в настоящее время повсеместно характеризуется коксовым остатком по Конрадсону (CCR) в пределах от 8 до 10. Настоящее изобретение находится в этом смысле в русле современных тенденций развития каталитического крекинга и позволяет достаточно выгодным образом повысить ценность энергии, производимой во внешнем теплообменнике. Другая эволюция установок FCC получила название нефтехимической FCC, так как она сводится к принуждению установки FCC работать в условиях, благоприятствующих производству пропилена. Эти условия работы установки, которые должны строго соблюдаться, касаются поддерживания отношений C/O в диапазон от 4 до 15, и температур на выходе подъемника на уровне, превышающем 550°C.
Эти условия работы установки приводят к повышению содержания кокса, осевшего в результате реакции на катализаторе и, следовательно, к увеличению количества энергии, которой располагает внешний теплообменник. И в этом случае настоящее изобретение снова находится в русле развития этого второго вида эволюции, которую претерпевают установки FCC.
Нижеследующие примеры предназначены для того, чтобы продемонстрировать возможность обработки от 51% до 94% дымовых газов, выделяющихся в зоне регенерации установки FCC с целью улавливания CO2, за счет использования только той энергии, которую дает внешний теплообменник.
ПРИМЕРЫ
Пример 1
В этом примере смоделирован каталитический крекинг остатков атмосферной перегонки (тяжелая арабская нефть), выполняемый на установке FCC, содержащей внешний теплообменник.
Характеристики работы и основные параметры установки каталитического крекинга приведены ниже в таблице 1.
Таблица 1
Характеристики установки FCC
Расход загрузки основного подъемника 61 т/час
Температура на выходе с главного подъемника 550 °C
Температура регенератора 1 654 °C
Температура регенератора 2 710 °C
Теплообмен во внешнем теплообменнике 26,8 МВт
Отношение C/O 8,0  
Производительность по сухим газам 7,3 % весовых
Производительность по пропилену 7,2 % весовых
Производительность по бензину (C5 - 220°С) 41,9 % весовых
Производительность по коксу 9,5 % весовых
Расход CO2 производимого на установке FCC 49,5 т/час
Тепловая мощность внешнего теплообменника 26,8 МВт
Избыток энергии +23,6 МВт
Свободная для использования мощность внешнего теплообменника (23,6 МВт) составляет всего 88% от теоретической мощности (26,8 МВТ), что объясняется наличием различных потребителей этой мощности.
В таблице 2 дается сравнение общего объема выделяющегося CO2 при использовании способов, основанных как на применении известных технологий (фиг.1), так и изобретения (фиг.2).
Таблица 2
Сравнение способов, основанных на применении известных технологий и изобретения
  Единица измерения Согласно известной технологии (Фиг.1) Согласно изобретению (Фиг.2)
Расход CO2, производимого на установке FCC, не попадающего на установку, работающую с использованием аминосодержащих продуктов (поток 6) т/час 24,1
Расход CO2, попадающего на установку, работающую с использованием аминосодержащих продуктов (поток 5) т/час 25,4
Показатель абсорбции CO2 аминосодержащими продуктами % 90
Расход CO2, сбрасываемого в атмосферу (поток 7) т/час 2,5
Мощность, необходимая для регенерации аминосодержащих продуктов продуктами МВт 23,6
Расход CO2, сбрасываемого в атмосферу за счет работы парового котла (поток 9) т/час 9,0 0,0
Общий расход CO2, сбрасываемого в атмосферу т/час 35,6 26,6
Для того, чтобы регенерировать аминосодержащие продукты установка по обработке аминосодержащими продуктами, работающая в соответствии с известными технологиями, располагает паром, вырабатываемым паровым котлом, работающем на угле, а в случае изобретения указанный пар производится внешним теплообменником установки FCC.
Тепловая мощность, необходимая для регенерации аминосодержащих продуктов, будет одной и той же как в случае применения известных технологий, так и в случае изобретения, и это объясняется тем, что установки FCC и установки, работающие с использованием аминосодержащих продуктов, являются идентичными. Тепловая мощность, необходимая для регенерации аминосодержащих продуктов, равна избытку энергии установки FCC. В этом примерном случае 51% всех дымовых газов, выделяющихся при работе установки FCC, подвергаются обработке в установке, работающей с использованием аминосодержащих продуктов.
Паровой котел, работающий совместно с установкой, работающей с использованием аминосодержащих продуктов, производит собственные дымовые газы-продукты сгорания, из которых 9 т/час приходятся на CO2, к которым следует добавить еще ту часть CO2, которая не подвергалась обработке и которая содержалась в дымовых газах, выделявшихся при работе установки крекинга (24,1 т/час), а также выбросы CO2 от установки, работающей с использованием аминосодержащих продуктов (2,5 т/час), обусловленные ее производительностью по абсорбции (90%).
Итого, 35,6 т/час CO2 выбрасываются в атмосферу при реализации способа согласно известным технологиям, что соответствует 72% CO2, производимого на установке FCC.
В способе согласно изобретению только 26,6 т/час CO2 выбрасываются в атмосферу, что соответствует 54% CO2, произведенного на установке FCC. Таким образом, общий расход CO2, выбрасываемого в атмосферу, снижается при использовании способа согласно изобретению на 25% по сравнению со способом, реализуемым согласно известным технологиям, в котором для регенерации аминосодержащих продуктов применяется паровой котел.
Пример 2
В этом примере смоделирован каталитический крекинг тех же самых остатков атмосферной перегонки, что и в случае примера 1, но с использованием катализатора, менее селективного по отношению к коксу. Рабочие условия установки FCC очень близки тем, которые имели место в случае примера 1.
Характеристики работы и основные параметры установки каталитического крекинга приведены ниже в таблице 3.
Таблица 3
Характеристики установки FCC
Расход загрузки основного подъемника 161 т/час
Температура на выходе с главного подъемника 550 °C
Температура регенератора 1 655 °C
Температура регенератора 2 711 °C
Теплообмен во внешнем теплообменнике 54,7 МВт
Отношение C/O 7,8  
Производительность по сухим газам 7,3 % весовых
Производительность по пропилену 6,9 % весовых
Производительность по бензину (С5- 220°С) 39,9 % весовых
Производительность по коксу 12,1 % весовых
Расход CO2, производимого установкой FCC 63,4 т/час
Тепловая мощность внешнего теплообменника 54,7 МВт
Избыток энергии +53,3 МВт
В таблице 4 дается сравнение общего объема выделяющегося CO2 при использовании способов, основанных на применении известных технологий (фиг.1) и изобретения (фиг.2).
Таблица 4
Сравнение известных технологий и изобретения
  Единица измерения Согласно известной технологии (Фиг.1) Согласно изобретению (Фиг.2)
Расход CO2, производимого на установке FCC, не попадающего на установку, работающую с использованием аминосодержащих продуктов (поток 6) т/час 3,9
Расход CO2, попадающего на установку, работающую с использованием аминосодержащих продуктов (поток 5) т/час 59,5
Показатель абсорбции CO2 аминосодержащими продуктами % 90
Расход CO2, сбрасываемого в атмосферу (поток 7) т/час 5,9
Мощность, необходимая для регенерации аминосодержащих продуктов продуктами МВт 55,3
Расход CO2, сбрасываемого в атмосферу за счет работы парового котла (поток 9) т/час 20,9 0,0
Общий расход CO2, сбрасываемого в атмосферу т/час 30,7 9,8
Для того чтобы регенерировать аминосодержащие продукты, установка, работающая с использованием аминосодержащих продуктов и в соответствии с известными технологиями, располагает паром, вырабатываемым паровым котлом, работающем на угле, а в случае изобретения указанный пар производится внешним теплообменником установки FCC.
Тепловая мощность, необходимая для регенерации аминосодержащих продуктов, будет одной и той же как в случае применения известных технологий, так и в случае изобретения, и это объясняется тем, что установки FCC и установки, работающие с использованием аминосодержащих продуктов, являются идентичными. Эта тепловая мощность равна избытку энергии установки FCC. В этом примере 94% всех дымовых газов, выделяющихся при работе установки FCC, подвергаются обработке в установке, работающей с использованием аминосодержащих продуктов.
Паровой котел, работающий совместно с установкой, работающей с использованием аминосодержащих продуктов, производит собственные дымовые газы-продукты сгорания, из которых 20,9 т/час приходятся на CO2, к которым следует добавить еще ту часть CO2, которая не подвергалась обработке и которая содержалась в дымовых газах, выделявшихся при работе установки крекинга (3,9 т/час), а также выбросы CO2 от установки, работающей с использованием аминосодержащих продуктов (5,9 т/час), обусловленные ее производительностью по абсорбции (90%). Итого, 30,7 т/час CO2 выбрасываются в атмосферу при реализации способа согласно известным технологиям, что соответствует 48% CO2, производимого на установке FCC.
В способе согласно изобретению только 9,8 т/час CO2 выбрасываются в атмосферу, что соответствует 15% CO2, выделяющимся на установке FCC. Таким образом, общий расход CO2, выбрасываемого в атмосферу, снижается при использовании способа согласно изобретению на 68% по сравнению со способом, реализуемым согласно известным технологиям, в котором для регенерации аминосодержащих продуктов применяется паровой котел.
Нижеприведенная таблица 5 является сводной для всех рассмотренных примеров.
Таблица 5
Сводная таблица по примерам
Пример 1 2
Согласно известным технологиям Согласно изобретению Согласно известным технологиям Согласно изобретению
% дымовых газов, выделяющихся на установке FCC и обработанных на установке по обработке дымовых газов аминосодержащими продуктами 51% 51% 94% 94%
Объем общих сбросов CO2(т/час) 35,6 26,6 30,7 9,8
Коэффициент улавливания СО2, выделяющегося на установке FCC 28% 46% 52% 85%
Сводная таблица 5 ясно демонстрирует тот факт, что при использовании схемы согласно изобретению вполне очевидно возрастает степень улавливания CO2, выделяющегося совместно с дымовыми газами в зоне регенерации установки каталитического крекинга, по сравнению со схемой, использующей известные технологии, и, кроме того, имеет место экономия по оборудованию (печь или паровой котел), обеспечивающему создание энергии, необходимой для регенерации аминосодержащих продуктов.

Claims (7)

1. Комплексный способ улавливания СО2, выделяемого, по меньшей мере, частью дымовых газов, покидающих зону регенерации установки каталитического крекинга (FCC), предназначенной для перегонки углеводородной фракции типа вакуумного дистиллята или остатков атмосферной перегонки, имеющих коксуемость по Конрадсону (CCR) в пределах от 6 до 10, в условиях соблюдения повышенных технологических требований, то есть при соблюдении отношений С/О в пределах от 5 до 10, и при температуре на выходе из подъемника в пределах от 520°C до 570°C, причем указанный способ предусматривает использование установки, работающей с использованием аминосодержащих продуктов, а в указанной выше установке по обработке аминосодержащими продуктами используют аминосодержащие продукты, выбранные из МЕА (моноэтаноламин), DEA (диэтаноламин), MDEA (диметилэтаноламин), отличающийся тем, что установка каталитического крекинга оборудована внешним теплообменником, в котором в качестве горячего теплоносителя используют часть катализатора, отбираемого в зоне регенерации, а энергия, необходимая для работы установки по обработке аминосодержащими продуктами, полностью обеспечивается установкой каталитического крекинга за счет использования пара, вырабатываемого указанным выше внешним теплообменником.
2. Комплексный способ улавливания СО2, выделяемого дымовыми газами установки FCC согласно п.1, в котором объем дымовых газов, покидающий зону регенерации установки каталитического крекинга и обрабатываемый на установке, работающей с использованием аминосодержащих продуктов, превышает 50% весовых.
3. Комплексный способ улавливания СО2, выделяемого дымовыми газами установки FCC согласно п.1, в котором на установке, работающей с использованием аминосодержащих продуктов, используется соединение МЕА (моноэтаноламин).
4. Комплексный способ улавливания СО2, выделяемого дымовыми газами установки FCC согласно п.1, в котором на установке, работающей с использованием аминосодержащих продуктов, используется абсорбирующее соединение тетраметилгексан-1,6-диамин, широко известное под маркой TMHDA.
5. Комплексный способ улавливания СО2, выделяемого дымовыми газами установки FCC согласно п.1, в котором пар, производимый во внешнем теплообменнике, работающем совместно с установкой FCC, представляет собой пар низкого давления (ниже 8 бар) с температурой ниже 160°C.
6. Комплексный способ улавливания СО2, выделяемого дымовыми газами установки FCC согласно п.1, в котором дымовые газы, направляемые на установку, работающую с использованием аминосодержащих продуктов, поступают с первой ступени зоны регенерации установки каталитического крекинга.
7. Комплексный способ улавливания СО2, выделяемого дымовыми газами установки FCC согласно п.1, в котором дымовые газы, направляемые на установку, работающую с использованием аминосодержащих продуктов, поступают со второй ступени зоны регенерации установки каталитического крекинга.
RU2011129299/05A 2008-12-16 2009-11-26 Новый способ рекуперации co2, выделяющегося дымовыми газами, образующимися в зоне регенерации установки каталитического крекинга RU2533133C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR08/07.054 2008-12-16
FR0807054A FR2939693B1 (fr) 2008-12-16 2008-12-16 Nouveau procede de recuperation du co2 issu des fumees de regeneration d'une unite de craquage catalytique
PCT/FR2009/001346 WO2010070212A1 (fr) 2008-12-16 2009-11-26 Nouveau procede de recuperation du co2 issu des fumees de regeneration d'une unite de craquage catalytique

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2011129299A RU2011129299A (ru) 2013-01-27
RU2533133C2 true RU2533133C2 (ru) 2014-11-20

Family

ID=40810508

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011129299/05A RU2533133C2 (ru) 2008-12-16 2009-11-26 Новый способ рекуперации co2, выделяющегося дымовыми газами, образующимися в зоне регенерации установки каталитического крекинга

Country Status (6)

Country Link
US (1) US8784760B2 (ru)
EP (1) EP2387448B1 (ru)
CN (1) CN102256685B (ru)
FR (1) FR2939693B1 (ru)
RU (1) RU2533133C2 (ru)
WO (1) WO2010070212A1 (ru)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2984177B1 (fr) * 2011-12-20 2014-07-04 IFP Energies Nouvelles Procede de craquage catalytique associe a une unite de traitement aux amines avec bilan co2 ameliore
US10131593B2 (en) 2013-08-06 2018-11-20 Chiyoda Corporation Systems and methods for producing hydrogen from a hydrocarbon and using the produced hydrogen in a hydrogenation reaction

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4143521A (en) * 1977-02-08 1979-03-13 Stone & Webster Engineering Corporation Process for the production of ethylene
RU2304456C2 (ru) * 2001-11-16 2007-08-20 АМИ-Агролинц Меламин Интернейшнл ГмбХ Способ очистки отходящих газов из установки по производству меламина
EP1935966A1 (en) * 2006-12-21 2008-06-25 Uop Llc System and method of reducing carbon dioxide emissions in a fluid catalytic cracking unit
RU2330058C1 (ru) * 2006-12-06 2008-07-27 Михаил Сергеевич Неупокоев Способ переработки попутных нефтяных газов

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
IT1058546B (it) * 1976-03-26 1982-05-10 Snam Progetti Processo per il frazoonamento mediante refrigerazione dei gas di cracking negli impianti per la produzione di etilene
US4396531A (en) * 1981-08-13 1983-08-02 Uop Inc. Fluid catalyst regeneration process and apparatus
EP0105939A1 (en) * 1982-10-07 1984-04-25 Uop Inc. Power recovery process using recuperative heat exchange
US5034115A (en) * 1990-04-27 1991-07-23 Mobil Oil Corporation Process and apparatus for fast fluidized bed regeneration of catalyst in a bubbling bed catalyst regenerator
FR2674766A1 (fr) * 1991-04-08 1992-10-09 Inst Francais Du Petrole Procede et dispositif de traitement des effluents gazeux issus d'une unite de craquage catalytique.
FR2683743B1 (fr) 1991-11-14 1994-02-11 Institut Francais Petrole Procede et dispositif d'echange thermique de particules solides pour double regeneration en craquage catalytique.
CN1048915C (zh) * 1995-08-11 2000-02-02 中国石化集团洛阳石油化工工程公司 催化裂化催化剂再生烟气co燃烧及能量回收方法
CN1245482C (zh) * 2002-04-15 2006-03-15 中国石化工程建设公司 一种用于催化裂化装置的催化剂在线回收方法和装置
US7056482B2 (en) * 2003-06-12 2006-06-06 Cansolv Technologies Inc. Method for recovery of CO2 from gas streams
US20060149115A1 (en) * 2004-12-30 2006-07-06 Foral Michael J Refrigeration system for the production and recovery of olefins
AR059164A1 (es) * 2006-01-25 2008-03-12 Shell Int Research Integracion de calor
US20080081938A1 (en) * 2006-09-28 2008-04-03 Schultz Michael A Absorption recovery processing of light olefins free of carbon dioxide

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4143521A (en) * 1977-02-08 1979-03-13 Stone & Webster Engineering Corporation Process for the production of ethylene
RU2304456C2 (ru) * 2001-11-16 2007-08-20 АМИ-Агролинц Меламин Интернейшнл ГмбХ Способ очистки отходящих газов из установки по производству меламина
RU2330058C1 (ru) * 2006-12-06 2008-07-27 Михаил Сергеевич Неупокоев Способ переработки попутных нефтяных газов
EP1935966A1 (en) * 2006-12-21 2008-06-25 Uop Llc System and method of reducing carbon dioxide emissions in a fluid catalytic cracking unit

Also Published As

Publication number Publication date
RU2011129299A (ru) 2013-01-27
WO2010070212A1 (fr) 2010-06-24
FR2939693A1 (fr) 2010-06-18
US20120014853A1 (en) 2012-01-19
US8784760B2 (en) 2014-07-22
EP2387448B1 (fr) 2013-01-16
EP2387448A1 (fr) 2011-11-23
FR2939693B1 (fr) 2011-12-23
CN102256685B (zh) 2013-12-25
CN102256685A (zh) 2011-11-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN103785289B (zh) 处理富含二氧化碳的烟道气的方法和烟道气处理系统
JP7305606B2 (ja) 工業的プロセスからのｃｏ２排出を減少する方法とシステム
JP5766434B2 (ja) 二酸化炭素の排出を低減させた流動接触分解法
CA2661719C (en) Wet gas scrubbing process
CN109576001B (zh) 有机危废热解气净化系统
JP2014024052A (ja) 飛灰循環型排ガス処理方法
US6551565B2 (en) Process of removing nitrogen oxides from flue gases from a fluidized catalytic cracking unit
CN110484283B (zh) 一种炼焦余热综合回收工艺及系统
AU2012226513B2 (en) System and method for low NOx emitting regeneration of desiccants
CN110437849B (zh) 干熄焦及焦炉烟气联合净化工艺及系统
JP2011206768A (ja) ガスから二酸化炭素を除去するための化学的化合物
CN111495106B (zh) 一种活性焦吸附塔控温系统及控温方法
RU2533133C2 (ru) Новый способ рекуперации co2, выделяющегося дымовыми газами, образующимися в зоне регенерации установки каталитического крекинга
US20140105800A1 (en) Method for processing a power plant flue gas
JP5944042B2 (ja) 排ガス処理システム及び排ガス処理方法
WO2015056657A1 (ja) 複合アミン吸収液、ｃｏ２又はｈ２ｓ又はその双方の除去装置及び方法
JP2007182468A (ja) ガス精製システムおよびガス精製方法
US6960548B2 (en) Method for regenerating used absorbents derived from treatment of thermal generator fumes
CN103071360A (zh) 一种催化裂化烟气吸附剂在催化裂化装置中运转的方法
CN110898606B (zh) 一种处理催化裂化再生烟气的方法
US10731846B2 (en) Boiler facility and operating method thereof
CN214513705U (zh) 一种复杂烟气净化系统
US20110085955A1 (en) System and method for reducing no2 poisoning
CN103721763B (zh) 一种降低二氧化碳排放并改善选择性的催化剂再生方法
AU2016239468A1 (en) Device and method for separating carbon dioxide from a gas flow