SU682139A3 - Способ закалки высокотемпературного продукта термического крекинга - Google Patents

Способ закалки высокотемпературного продукта термического крекинга

Info

Publication number
SU682139A3
SU682139A3 SU762322061A SU2322061A SU682139A3 SU 682139 A3 SU682139 A3 SU 682139A3 SU 762322061 A SU762322061 A SU 762322061A SU 2322061 A SU2322061 A SU 2322061A SU 682139 A3 SU682139 A3 SU 682139A3
Authority
SU
USSR - Soviet Union
Prior art keywords
temperature
cooling
product
oil
coal
Prior art date
Application number
SU762322061A
Other languages
English (en)
Inventor
Озаки Киедзи
Фукухара Акинобу
Хосои Такудзи
Саги Ясуо
Original Assignee
Чийода Кемикал Инджиниринг Энд Констракшн Ко., Лтд., (Фирма)
Куреха Кагаку Когио Кабусики Кайся (Фирма)
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 Чийода Кемикал Инджиниринг Энд Констракшн Ко., Лтд., (Фирма), Куреха Кагаку Когио Кабусики Кайся (Фирма) filed Critical Чийода Кемикал Инджиниринг Энд Констракшн Ко., Лтд., (Фирма)
Application granted granted Critical
Publication of SU682139A3 publication Critical patent/SU682139A3/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G9/002—Cooling of cracked gases
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
    • C10J3/46—Gasification of granular or pulverulent flues in suspension
    • C10J3/48—Apparatus; Plants
    • C10J3/52—Ash-removing devices
    • C10J3/526—Ash-removing devices for entrained flow gasifiers
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
    • C10J3/72—Other features
    • C10J3/82—Gas withdrawal means
    • C10J3/84—Gas withdrawal means with means for removing dust or tar from the gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
    • C10J3/72—Other features
    • C10J3/86—Other features combined with waste-heat boilers
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/08—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors
    • C10K1/16—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with non-aqueous liquids
    • C10K1/18—Purifying combustible gases containing carbon monoxide by washing with liquids; Reviving the used wash liquors with non-aqueous liquids hydrocarbon oils
    • 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
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/20—C2-C4 olefins
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/1687—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with steam generation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/18—Details of the gasification process, e.g. loops, autothermal operation
    • C10J2300/1861—Heat exchange between at least two process streams
    • C10J2300/1884—Heat exchange between at least two process streams with one stream being synthesis gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/18—Details of the gasification process, e.g. loops, autothermal operation
    • C10J2300/1861—Heat exchange between at least two process streams
    • C10J2300/1892—Heat exchange between at least two process streams with one stream being water/steam
    • 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
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • 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
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • Y02P20/129—Energy recovery, e.g. by cogeneration, H2recovery or pressure recovery turbines
    • 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
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S585/00—Chemistry of hydrocarbon compounds
    • Y10S585/949—Miscellaneous considerations
    • Y10S585/95—Prevention or removal of corrosion or solid deposits

Landscapes

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

Description

(54) СГКХОБ ЗАКАЛКИ ВЫСОКОТГ.МПЕРЛТУРНОГО ПРОЛУКТА ТЕРМИЧЕСКОГО КРЕКИНГА
Высокотемпературный газ, оПп зугошийс  при термическом крекинге или газификации углеводородов и имеющий leMiiepaiypy от 450 до 1400°С, поступает в зону предварительного охлаждени . Этот газ контактирует с разбрызгиваемым охлаждаюишм маслом, имеющим температуру от 250 до 350°С и которое в виде брызг подаетс  в газ. В результате этого газ охлаждаетс  примерно до 3(Ю-400 С.
Небольиюе количество этого маагга подаетс  также в зону предварительною охлаждени  сверху и стекает вниз по внутренней стенке зоны, благодар  чему предотвращаетс  отложение кокса на верхней части стенки .пой зоны Небольшое количество охлаждающего масла  в л етс  частью вдркулируюпюго масла, поступающего со дна разделительной зоны. Однако дл  этой цели можно использовать другое масло, пoдaвaeмoq из наружного источника.
Высокотемпературный газ, поступающий в зону предварительного охлаждени , смецгивают с разбрызгиваемым охлаждающим маслом и охлаждают примерно до 300--400°С. Затем смесь поступает в трубы кожухо-трубного теплообменника , расположенного в зоне рекуперации тепла, через распределительную перфорированную плиту, смонтированную над теплообменником . Часть жидкого компонента смеси, поступающей в трубы, опускаетс  по внутренним стенкам зтих труб, образу  тонкую жидкую пленку на внутренней стенке каждой трубы. Газ, содержащий остальную часть жидкого компонента , проходит по трубам со скоростью от 15 до 100 м/сек или предпочтительно от 20 до 50 м/сек. Газовый и жидкостной потоки, проход щие по трубам теплообменника, охлаждаютс  примерно до 240-350°С, отдава  свое тепло воде, котора  подаетс  в кожух по входной трубе, и способству  образованию паравысокого давлени  от 40 до 100 кг/см.
В разделительной зоне рекуперационной системы газообразный компонент смеси отдел етс  от жидкого компонента и удал етс  из системы в качестве целевого газа термического крекинга дл  последующей обработки. Жидкий компонент смеси после удалени  смолообразного компонента, если это необходимо, возвращаетс  в верхние части системы с помощью циркул ционного насоса дл  повторного применени  в качестве охлаждающего масла.
В качестве высокотемпературного крекинггаза , примен емого дл  рекуперации тепла, можно использовать такие нефтепродукты, как газ, получаемый при крекинге нафты, крекинггазы из газойлей, нефти и остатков перегочки , а также газ, получаемьш при карбонизации , гилрокарбони ации, газификации или пздрогазификации каменного угл .
Коксообразование на внутренней стенке зоны предварительного охлаждени  вьппе входа охлаждающего масла предотвращаетс  частью охлаждающего масла, стекающей по внутренней стенке зтой зоны. Поток пара с температурой выще 150°С вдоль стенки 31)ны, покрытой охлаждающим маслом, может предотвращать коксование.
Когда смесь разбрызгиваемого охлаждающего масла и высокотемпературного газа поступает в трубы теплообмеш1ика. часть жидкого компонента зтой смеси образует тонкую плеику , стекающую по внутренней стенке каждой трубы. Оставшийс  газообразный компонент
смеси протекает вниз по трубам с большой скоростью, в результате чего значительно уменьшаетс  толщина жидкой пленки, обеспечиваетс  улучшение теплопроводности пленки, и эффективность теплообмена увеличиваетс  в несколько раз по сравнению с достигаемой при осуществлении известного способа 2.
В качестве низкотемпературного углеводородного масла, используемого в качестве охлаждающего вещества, следует примен ть т желое
масло, получаемое в качестве побочного продукта при термическом крекинге или газификации углеводородов. Однако при необходимости можно использовать другие углеводородные масла, поступающие из внешнего источника в качестве
охлаждающих масел без циркул ции. Углеводородное масло, примен емое в качестве охлаждающего вещества, почти не должно испар тьс  при температуре предварительного охлажде1ш  и должно обладать хороасей теплостойкостью
(например масло, обогащенное ароматическими углеводородами). Охлаждающее масло можно выбирать с учетом таких факторов, как температура реакщ и, температура предварительного охлаждени , весовое отнопгение охлаждающего
масла и крекинг-газа, температура циркулирующего охлаждающего масла и продолжительность быстрого охлаждени .
Предложенный способ по сравнению с известHbiM имеет следующие преимущества.
1. Так как врем  пребывани  смеси охлаждающего масла и газа в зоне предварительного охлаждени  очень мало, масло меньше разлагаетс  и поэтому температуру на входе теплообменника можно повысить примерно до 400°С без
изменени  качества охлаждающего масла. В результате этого из теплообменника можно удал ть пар с давлением от 40 до 100 кг/см. Изобретение дает возможность рекуперировать тепловую энергию, содержащуюс  в продуктах
термического крекинга или газификации углеводородов , на исключительно высоком уровне. 2. В известной способе 2 теплообменник, примен емый дл  циркулирующего охлаждаюча х не обнаружено ии образовани  кокса, ни корроаии.
II р и м с р 2. Испольлую ic же аппарат и систему рекуперации тепла, как в примере
68213910
1. 1олу-11 ют результаты, приведенные в табл.2, подтверждающие пригодность изобретени  дл  разных услови х крекинга разных сортов исходного масла.
Таблица 2
Выход продуктов:
П р и м е р 3. Термический крекинг лигро- SS ина и легкого масла провод т с применением трубчатой печи дл  крекинга, вместо печи дл  крекинга сырой нефти, котора   вл етс  источником газа в примере 1, полученный продукт ввод т в такую же систему рекуперации тепла, котора  применена в примере 1. Этим подтверждают приемлемость изобретени  дл  такого
и68213912
исходного сырь , в данном случае теплообмен-В качестве горючего используют смесь метаник имеет 11 труб.на и водорода. Продукт термического крекинПечь примен ема  дл  ведени  крекинга, име- рекуперации тепла, охлаждени  и рекуперации ет трубы внутренним диаметром 41,2 мм и об- пара высокого давлени . Экспериментальные щей длиной 35000 мм из нержавеющей стали. результаты приведены в табл. 3.
Т а б л и U а 3
Номера экспериментов Параметры Сырье (сорт)Лигроин Уд. в.0,728/15С
8JO857
63,961,9
9942
36,13862
27,420,5
.5.56,2
3,211,5
Температура предварительного
нагревани , Tj, С361363
Температура Тз на выходе теплообменника , °С310312
Содержание смолы охлаждающего масла, вес.%5050
Скорость циркул ции охлаждающего масла, кг/час18001300
Температура Тд охлаждающего масла
на входе, С310312
Перепад давлени  газа в
теплообменнике, кг/см0,150,15
Давление полученного пара
кг/см 6565
Эффективность рекуперации тепла, %62,061,4
га лигроина или газойл  ввод т в систему дл  Легкое масло 0,830/15°С lueio масла. T HOyei исклюмиюлмю большой поверхности теплопередачи вниду поболыной теплопроводносчи ка масл ной скцхше, поэтому способ зкономически olctn, нсвыюден. С другой стороны, в теплооПмсмнике, примен емом в изобретении, толщнна надаюшей luieu ки жидкого компонента делаетс  оче ь неболь шой, так как высокотемпературный газовый компонент также проходит вдоль внутренней поверхности труб теплообменника, что делает систему изобретени  очень выгодной и экономичной . 3.В известном способе 2 высокотемпературный газ, получаемый при термическом крекинге или газификации, поступает неггосредственно в теплообменник, и поэтому часто прои ходит отложение кокса на внутренних стенках труб тешюобменника даже при очень тщательном ведении процесса. По эюй причине установку проходитс  выключать . Работа такой системы делаетс  практически невозможной в моменты, когда в качестве сырь  дл  термического крекинга прим н етс  т желое масло. В про1ивоположнос гь этому в системе, осуществл ющей предложенн способ, на внутренней поверхности труб геплообменника образуетс  тонка  пленка жидкости котора  предотвращает образование кокса и дает возможность использовать систему дл  работы в течение длительного периода. 4.Известным способом 2 достигаетс  небольша  степень рекуперации тепла и затрудн етс  охлаждение газа до температуры ниже точки росы. Предложенна  система не отличает с  таким недостатком и дает большую эффективность рекуперации тепла. 5.В системе известного способа 2 высоко температурный крекинг-газ проходит через теп лообменник непосредственно, и потому возник ет коррози , если используемый газ содержит сероводород. Предложенна  система имеет тонкую пленку жидкости на внутренних стенках труб теплообменника, котора  защищает трубы от коррозии. Примеров камеру сгорани  диаметром 100 мм и длиной 900 мм, футе юванную огнеупорным материалом, ввод т 50 кислорода и 25 водорода. Одновременно подают 25 метана в качестве вспомо гательного топлива и 120 кг/час пара дл  регулировани  температуры сгорани . Этими газами и паром в камере сп рани  создают гшам  с температурой около 2000°С, в которое под давлением 120 кг/см через разбрызгивающую форсуг1ку ввод т 1СЮ кг/час дисти лата нефти парафинового основани , име ющего уд. в. 0,824 при 15°С и и предварительно нагретого до 350Г. Затем смесь газов гпрени  и дистиллата поступает в реакционную камеру диаметром 60 мм и В(.1сотой 20(Х) мм, присоединенную к нижнему концу камеры сгорани  и футерованную огнеуиорнр.гм магериалом , в результате чего происходит термический крекинг дистиллата к течение Т(1чмсрно 2/100 сек. Образовавшийс  высокотемпературный крекинг-газ поступает неме1тленно в зону предварительного охлаждени , в которую при разбрызгивании поступает примерно 2500 кг/час охлаждаюгдего масла. Температурьг крекинг-газа, вводимого охлаждающего масла и пре|щарительно охлажденной смеси приведены в табл. 1, Охлажденна  смесь поступает в трубы кожухотрубного теплообме1шика, присоединенного к зоне предварительного охлаждени  через перфорированную распределительную плиту. В кожух теплообменника поступает проход щее количество воды под больцшм давлением, и ггроисходит теплообмен между охлаждаемой смесью и водой, сопровождающийс  выделением пара высокого давлени . Через выходное отверстие из теплообменника смесь водьг высокого давлени  и пара, котора  поступает в паровой барабан, где пар отдел ют от конденсированной воды. Пар высокого давлени  поступает из барабана дл  дальнейшего использовани , а остаточную воду возвращают в теплообменник совместно со свежей водой. Смесь газа и жидкости со дна теплообменника поступает в газоотделитель, где т желую фракцию отдел ют от газообразного компонента. Большую часть жидкой т желой фракции возврашают к форсункам в качестве охлаждающего масла, а газообразный компонент вместе с фракцией легкого масла, фракцией среднего масла и вод ным паром поступает в охлаждающую разделительную колпачковую колонну диаметром 1000 мм и вьгсотой 11000 мм с 25 тарелками дл  разделени  на комггоненты. Охлаждение разделительной колонны происходит при орошении легким маслом, сконденсированньгм в холодилышке, расположенном вьгше разделительной колонны, отделенным от газа сконденсированной воды в сепараторе и поступающим в верхнюю часть разделительной колонны. Скорость возврашени  легкого масла в верх колонньг регулируют так, чтобы поддерживать температуру в верху колонны рапной 28°С. Крекиг)г-газ, водньгй конденсат, часть легкого масла и часть т желого масла удал ют. Контроль содержани  смол в охлаждающем масле осуществл ют при изменении потока и температуры зтого масла, условий работы системы при добавлении небольшого количества фракции т желого масла, отбираемой со дна
охлаждающей колонны. Небольшое количество охлаждающего масла протекает вниз на поверхности стенки зоны предварительного охлаждени  дл  защиты внутренней поверхности стенки тонкой пленкой масла. Линейна  скорость газового потока в трубах теплообменника равна 20 м/сек, а потер  давлени  в них
равна 0,16 кг/см.
Работу провод т в течение 960 час при посто нных по существу услови х термического крекинга. Количество получаемого крекинггаза равно 105 м/час, т.е. составл ет около 70% от веса исходных углеводородов.
Полученный газ имеет следующий состав ,
% по объему
% по весу СзНб5,07
15,48
COj
,55
6,50
со
СдН.о 0,65
26,47
Hj
Физико-технические характеристики
Температура реакции. Т, С
Температ ра предварительного охлаждени , Tj, °С
Температура,Тз, на выходе теплообменника, С
Содержание смол в охлаждающем масле, вес.%
Скорость циркул щ1и охлаждающего масла, кг/час
Температура Т охлаждающего масла на входе, С
Давление полученного пара, кг/см
Эффективность рекуперации тепла, %
Эффективность рекуперации тепла - процент рекуперированной тепловой энергии в виде пара высокого давлени  от всех продуктов реакции, полученных из реакционной камеры при температуре от 096 до .
Как видно из табл. 1, охлаждающее маслофективность рекуперации тепла будет больше может содержать ot 27 до 77% по весу смолы, ц65%. Кроме того, общий коэффициент теплоимеющей т.кип. выше SSOC, Следует отметить,передачи теплообменника поддерживают в пречто даже если примен етс  охлаждающее масло,делах от 350 до 400 ккал/м, час°С в течение содержащее больше 70% по весу смолы, то эф-96 час. Послр окончани  процесса во всех слуПолученное количество жидких продуктов равно 29,50% от веса сырых углеводородов.
Получены следующие жидкие пронукты, % по весу:
Легкое масло (т.кип.
до ПОС)11,02
Среднее масло
(т.кип.170-270° С)4,58
Т желое масло и смолы
(т.кип. выше 270°С)13,90
Во врем  960-часовой работы наблюдают некоторые изменени  рабочих условий, которы вместе с результатами приведены в табл.1.
Таблица I
Г
4 905
905
905
378
367
343
312
288
3.40
77
50
50
300
2300
3400
2300
312
340
288
65
65
44
69,0
65,3

Claims (2)

  1. 69,0 Пример 1, KiiMOHUbiii уголь поднерганп ||И)олнзу в пссндпожижсии м слое при давлении o6oiaineiinofo вг)()лом оза (гидрокарбо иизи 1оваиного) 70 млн. дин на см (70 бар) При iCMiicpaiype 540°( Иолукнный продукт в виле газа и пара ввол т в систему рекуперации тепла, как в примере , подтвержда  приемлемость изобретени  в лом и других процессах, св занных с 1)азпожением или реак цией камен1го1О угл  при высоких температурах . Теплообменник имеет 14 труб. Реактор высокого давлени , примен емый дл  гидрокарбопизатши, имеет внутрен ний диаметр 2,0 м и общую высоту 10 м, включа  З-метровый псевлоожижеиный слой и 5 м высоты свободного пространства. Парообразный и газообразный продукты удал ют с верха реактора через циклон, отдел ющий мелкий древесный уголь, уносимый из реактора. Дл  охлаждени  этою п х дукта примен ют циркулирующее охлаждаю1пее масло, которое вместе с П{1едварИ1е.пьно охлажденным продуктом поступает в рекуперационную систему дл  охлаждени  и рекуперации гепла в виде высокого давлени . Коксообразовани  в систем не происходит. Элементный анализ полибитумииозного угл , вес.%: 73,2 С; 5. И; 1,3 N без влаги и золы; 0,8 S; 19,2 О, 13,8800 золы (на сухой вес). Услови  реакции; скорость подачи угл  (на сухой вес) 15 кг/час;температура реактора 540°С; температура предвари ельного охлаждени  365°; температу 1а па выходе из теплообменника 310°С; скороегь циркул ции охлаждаю щего масла 30000 кг/час; температура на входе охлаждающего масла 310°С; потер  напора незначительна ; рекупераци  тепла 52%; содерж 914 инс смолы в охлаждающем масле ЗО/г; давление полученного пара 65 кг/см. Выход продукта (уголь, не содержащий влагу и золу): 19,9 вес.% газа Сд и жидкости, включа  деготь; 18.0 вес.% смолы; 35,87 древесного угл ; 2.2 кг/100 кг угл  потпебленного водорода. Формула изобретени  1.Способ закалки высокотемпературного продукта термического крекинга, включающий пр мое охлаждение его углеводородной жидкостью , косвенное охлаждение в теплообменнике, последующее отделение углеводородной жидкости от охлаж-цеипого продукта и рециркул цию ее в процесс, отличающийс  тем, что, с целью улучшени  утилизации тепла высокотемпературного продукта и снижени  коксообразовани , процесс ведут при первоначальном пр мом охлаждении высокотемпературного продукта до температуры 300-400°С с последующим косвенным охлаждением образующейс  смеси высокотемпературного продукта с углеводородной жидкостью. 2.Способ по п. 1, о т л и ч а ю ш и и с   тем, что в качестве углеводородной жидкости используют побочный продукт процесса термического крекинга с температурой 250-350°С. Источники информации, прин тые во внимаие при экспертизе 1.Патент США N 3676519, кл. 260-683, 1972.
  2. 2.Патент США № 3647907, кл. 260-683, 1972.
SU762322061A 1975-02-07 1976-02-06 Способ закалки высокотемпературного продукта термического крекинга SU682139A3 (ru)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP1525275A JPS5715634B2 (ru) 1975-02-07 1975-02-07

Publications (1)

Publication Number Publication Date
SU682139A3 true SU682139A3 (ru) 1979-08-25

Family

ID=11883652

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU762322061A SU682139A3 (ru) 1975-02-07 1976-02-06 Способ закалки высокотемпературного продукта термического крекинга

Country Status (10)

Country Link
US (1) US4233137A (ru)
JP (1) JPS5715634B2 (ru)
BE (1) BE838340A (ru)
CA (1) CA1062643A (ru)
DE (1) DE2604496B2 (ru)
FR (1) FR2300291A1 (ru)
GB (1) GB1503871A (ru)
IT (1) IT1053822B (ru)
NL (1) NL167766C (ru)
SU (1) SU682139A3 (ru)

Families Citing this family (28)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4264432A (en) * 1979-10-02 1981-04-28 Stone & Webster Engineering Corp. Pre-heat vaporization system
US4330394A (en) * 1979-10-26 1982-05-18 Coal Industry (Patents) Limited Quenching process
US4279734A (en) * 1979-12-21 1981-07-21 Shell Oil Company Quench Process
CA1145776A (en) * 1979-12-21 1983-05-03 John E. Gwyn Quench process
EP0155498B1 (en) * 1981-04-09 1990-01-10 Heat Exchanger Industries, Inc. Method of fabricating a heat exchanger and apparatus produced thereby
GB2099567B (en) * 1981-06-02 1984-11-21 British Gas Corp Heat recovery process and apparatus
US4445461A (en) * 1982-06-14 1984-05-01 Allis-Chalmers Corporation Waste heat recovery method and apparatus
US4614229A (en) * 1983-06-20 1986-09-30 Exxon Research & Engineering Co. Method and apparatus for efficient recovery of heat from hot gases that tend to foul heat exchanger tubes
DE3431392A1 (de) * 1984-08-25 1986-02-27 Krupp Koppers GmbH, 4300 Essen Verfahren und vorrichtung zur erzeugung von mitteldruckdampf bei der kuehlung eines kohlevergasers
GB8508103D0 (en) * 1985-03-28 1985-05-01 British Petroleum Co Plc Cracking hydrocarbons
US4708787A (en) * 1986-04-14 1987-11-24 Amoco Corporation Method for supplying a uniform liquid and gaseous mixture
DE10001112A1 (de) 2000-01-13 2001-07-19 Alstom Power Schweiz Ag Baden Kühlluftkühler für eine Gasturbinenanlage sowie Verwendung eines solchen Kühlluftkühlers
KR100528167B1 (ko) * 2002-10-24 2005-11-15 (주)우리체인 터널식 폐합성수지 무촉매 열분해유 재생장치
US7780843B2 (en) 2005-07-08 2010-08-24 ExxonMobil Chemical Company Patents Inc. Method for processing hydrocarbon pyrolysis effluent
US7674366B2 (en) * 2005-07-08 2010-03-09 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Method for processing hydrocarbon pyrolysis effluent
US7749372B2 (en) * 2005-07-08 2010-07-06 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Method for processing hydrocarbon pyrolysis effluent
US7763162B2 (en) * 2005-07-08 2010-07-27 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Method for processing hydrocarbon pyrolysis effluent
US7718049B2 (en) * 2005-07-08 2010-05-18 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Method for processing hydrocarbon pyrolysis effluent
US8524070B2 (en) * 2005-07-08 2013-09-03 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Method for processing hydrocarbon pyrolysis effluent
US7465388B2 (en) * 2005-07-08 2008-12-16 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Method for processing hydrocarbon pyrolysis effluent
US8118996B2 (en) 2007-03-09 2012-02-21 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Apparatus and process for cracking hydrocarbonaceous feed utilizing a pre-quenching oil containing crackable components
US8158840B2 (en) * 2007-06-26 2012-04-17 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process and apparatus for cooling liquid bottoms from vapor/liquid separator during steam cracking of hydrocarbon feedstocks
US8074973B2 (en) * 2007-10-02 2011-12-13 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Method and apparatus for cooling pyrolysis effluent
US20090301935A1 (en) * 2008-06-10 2009-12-10 Spicer David B Process and Apparatus for Cooling Liquid Bottoms from Vapor-Liquid Separator by Heat Exchange with Feedstock During Steam Cracking of Hydrocarbon Feedstocks
WO2012015494A2 (en) 2010-07-30 2012-02-02 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Method for processing hydrocarbon pyrolysis effluent
US9291390B2 (en) 2011-05-11 2016-03-22 Shell Oil Company Process for producing purified synthesis gas
EP2900364B1 (en) * 2012-09-30 2018-06-13 Blue Cube IP LLC Weir quench and processes incorporating the same
CN103243207B (zh) * 2013-05-13 2014-07-02 保定市金能换热设备有限公司 一种淬火油冷却和回收其余热的热管换热设备

Family Cites Families (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2904502A (en) * 1954-02-19 1959-09-15 Hercules Powder Co Ltd Method of cracking hydrocarbons
US2928886A (en) * 1955-08-19 1960-03-15 Monsanto Chemicals Production of ethylene
FR1363389A (fr) * 1963-04-03 1964-06-12 Azote Office Nat Ind Fabrication de gaz riches en éthylène et propylène
JPS4624681B1 (ru) * 1968-09-06 1971-07-15
US3676519A (en) * 1970-01-02 1972-07-11 Lummus Co Quench process
DE2007269C3 (de) * 1970-02-18 1974-02-28 Farbwerke Hoechst Ag, Vormals Meister Lucius & Bruening, 6000 Frankfurt Verfahren zur Wärmerückgewinnung aus einem bei der thermischen, auf Acetylenerzeugung gerichteten, Spaltung von Kohlenwasserstoffen entstandenen Gasgemisch
US4150716A (en) * 1975-02-07 1979-04-24 Chiyoda Chemical Eng. & Constr. Co. Ltd. Method of heat recovery from thermally decomposed high temperature hydrocarbon gas

Also Published As

Publication number Publication date
NL7601211A (nl) 1976-08-10
NL167766B (nl) 1981-08-17
BE838340A (fr) 1976-05-28
IT1053822B (it) 1981-10-10
JPS5715634B2 (ru) 1982-03-31
FR2300291A1 (fr) 1976-09-03
FR2300291B1 (ru) 1980-08-01
DE2604496B2 (de) 1980-11-20
GB1503871A (en) 1978-03-15
DE2604496A1 (de) 1976-08-19
NL167766C (nl) 1982-01-18
US4233137A (en) 1980-11-11
CA1062643A (en) 1979-09-18
JPS5190302A (ru) 1976-08-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
SU682139A3 (ru) Способ закалки высокотемпературного продукта термического крекинга
TWI408221B (zh) 利用全原油原料之烯烴生產
US4150716A (en) Method of heat recovery from thermally decomposed high temperature hydrocarbon gas
US7396449B2 (en) Olefin production utilizing condensate feedstock
US7749372B2 (en) Method for processing hydrocarbon pyrolysis effluent
KR101436174B1 (ko) 2개의 기액 분리기를 이용하여 중질 탄화수소 공급원료로부터 저급 올레핀을 생산하는 개량된 방법
US5041207A (en) Oxygen addition to a coking zone and sludge addition with oxygen addition
KR100966962B1 (ko) 탄화수소 열분해 유출물을 처리하는 방법
KR20100051062A (ko) 응축물과 원유를 포함한 공급물을 이용하는 올레핀 제조
US4276153A (en) Process for thermal cracking of hydrocarbons and apparatus therefor
KR100966961B1 (ko) 탄화수소 열분해 유출물을 처리하는 방법
WO1993012200A1 (en) Method for simplifying quench and tar removal facilities in steam crackers
US1950558A (en) Process for the production of gas, oil, and other products
US2904502A (en) Method of cracking hydrocarbons
CA2242742C (en) Process and apparatus for the treatment of waste oils
EP0031609B1 (en) A process for recovering heat from the effluent of a hydrocarbon pyrolysis reactor
US7763162B2 (en) Method for processing hydrocarbon pyrolysis effluent
US2366055A (en) Coking process
US2662051A (en) Conversion of heavy hydrocarbons
US1781934A (en) Process of distilling material and cracking oil
US4552649A (en) Fluid coking with quench elutriation using industrial sludge
US2813823A (en) Destructive distillation of hydrocarbonaceous materials
US4975181A (en) Process and apparatus for ethylene production
US2899475A (en) Thermal cracking process with an improved
US4016066A (en) Method for rapid cooling of thermally cracked gases of hydrocarbons and apparatus for carrying out the method