1 ion olefin nhẹ hơnOlefin Hấp thụ protonvào liên kết đôi Ion
4.5. Công nghệ cracking xúc tác
4.5.1. Lịch sử phát triển công nghệ cracking xúc tác:
- Công nghệ gián đoạn với lớp xúc tác cố định (hoạt động gián đoạn, vận hành phức tạp, nếu đầu tư cụm 2, 3 thiết bị thì chi phi cao, chiếm nhiều diện tích)
- Cơng nghệ cracking với xúc tác chuyển động. - Công nghệ cracking với xúc tác tầng sôi.
+ Công nghệ Up Flow (Model I) + Công nghệ Down Flow (Model II) + Model III
+ Model IV
❓ Hãy cho biết thiết bị của các công nghệ cracking xúc tác (lịch sử phát triển: trình bày các cải tiến thiết bị qua từng thời kỳ & nêu ưu điểm và điểm hạn chế) – Bài tập 4
4.5.1.1. UOP
Stack type : Thiết bị chồng lên nhau trên cùng một trục Side by side type : Thiết bị bố trí cạnh nhau
Combuser type : Loại đốt cháy RFCC : Loại chuyển hóa cặn nặn
Nguồn: Chapter 17, Perry’s Chem. Eng. Handbook, 2008
4.5.1.2. Kellog
Ortho-Flow → Ortho-Flow Model F → Ultra-Ortho-Flow → Cracking cặn nặng
DOI: 10.1007/978-94-009-0095-0_13
13. Fluid catalytic cracking, Amos A. A vidan
https://www.gulfoilandgas.com/webpro1/prod1/services .asp?id=239
Highlights of the technology include the compact, self-supporting Orthoflow™ converter where the disengager, stripper and regenerator vessels are efficiently combined in a single vessel. This design uses minimal plot space. The entire pressure-containing shell is of cold-wall carbon steel construction with modern monolithic refractory. Cold wall construction provides longer service life at lower cost because insulating refractory keeps the steel shell in the optimum temperature range for maximum strength and avoidance of thermal degradation.
4.5.1.3. Shell
Shell resid FCC
Nguồn: J.E. Naber, P.H. Barnes and M. Akbar, Japan Petrol. Inst. Petr. Ref. Conf., Tokyo, Japan, 19-21 October 1988,
Chapter 24. Zeolites in Hydrocarbon Processing, Marcello S.Rigutto Robvan Veen LaurentHuve,
https://doi.org/10.1016/S0167-2991(07)80812-3
4.5.2. Dây chuyền công nghệ cracking xúc tác tiêu biểu (FCC) - Gồm các bộ phận chính:
+ Reactor
+ Thiết bị tái sinh và vận dụng nhiệt của khí khói. + Thiết bị phân tách sản phẩm
- Cấu tạo thiết bị tái sinh:
Nguồn: PRP_CRC_Petroleum Refining Technology & Economics_5th_James H. Gary, Glenn E. Handwerk, Mark J. Kaiser, p.125
Nguồn: Fluid Catalytic Cracking Handbook_2nd_Reza Sadeghbeigi, p.10
- Ống phân phối: cấp khơng khí cháy đều
The basic concept of the advanced FCC catalyst recycling process technology is to recycle catalyst from the FCC reactor stripper back to the inlet of the riser. Modern catalyst systems are inherently more coke tolerant than their older counterparts. Thus, they can accrue appreciable quantities of coke and still retain a substantial fraction of base activity. Recycling of catalyst from the reactor stripper in modern FCC units represents an additional activity component being added to the riser. A new term, “carbonized”, has been adopted to describe this catalyst. At present, six advanced FCC catalyst recycling process units are in operation, with an additional 4 units being engineered. Fig,1 shows the layout of an FCC unit with the a catalyst recycling technology.
Nguồn: https://commons.wikimedia.org/wiki/File:FCC.png
4.5.3. Hướng phát triển và cải tiến của FCC trong lọc và chế biến dầu
- Cải tiến cơng nghệ để thích ứng với ngun liệu có chất lượng xấu mà vẫn đảm bảo hiệu suất xăng hay phần cất, giảm được cốc, nâng cao chất lượng xăng.
- Cải tiến xúc tác - có độ bền nhiệt, bền cơ cao, bền với các độc tố, có hoạt tính cao và ổn định, dễ tái sinh và có thời gian làm việc lâu dài hơn.
- Lựa chọn thông số làm việc tối ưu bằng các công nghệ điều khiển tiên tiến, hiện đại.
- Cải tiến thiết bị cùng với công nghệ để vừa nâng cao chất lượng sản phẩm vừa nhận được khí để làm nguyên liệu cho CN tổng hợp hữu cơ hóa dầu.
Các vùng trong tháp chưng tách (Fractionator)
- Sản phẩm từ thiết bị phản ứng FCC (feed) đi vào đáy của tháp chưng tách sản phẩm (dưới lớp đệm 5 – Bed 5), được triệt tiêu quá nhiệt (desuperheating) khi tiếp xúc với hơi nóng đi lên và sllurry (đã được làm mát) đi xuống. - Dòng slurry được bơm ra khỏi đáy tháp chưng, được làm nguội, nhiệt thu hồi từ dòng này được tân dụng để:
+ Sản xuất hơi nước áp suất cao và trung bình (HPS, MPS) + Gia nhiệt sơ bộ nguyên liệu cho FCC (Feed)
⇒ Dòng slurry nguội:
+ Một phần quay trở lại tháp chưng:
o Dòng quench quay lại đáy tháp để hạ nhiệt độ đáy tháp xuống 340oC
o Dịng hồi lưu về phía trên đệm 5 để đảm bảo tốc độ dòng lỏng hồi lưu tránh cặn cốc trong lớp đệm và tách các hạt xúc tác (được mang theo bởi sản phẩm từ thiết bị phản ứng)
+ Phần còn lại được dẫn ra thùng chứa (drum), qua thiết bị sản xuất hơi nước áp suất thấp (LPS), vào hệ thống thiết bị tách bùn bằng dịng HCO tuần hồn (thổi rửa xúc tác và theo HCO quay lại riser)
- HCO (heavy cycle oil) lấy ra từ phía dưới đệm 3 (Bed 3):
+ Một phần được làm nguội rồi hồi lưu về lại đệm 3, nhiệt được thu hồi: o Trong thiết bị reboiler của tháp tách butan
o Trong thiết bị reboiler của tháp stripper HVN (heavy naphta)
o Trong thiết bị trao đổi nhiệt sản xuất hơi nước áp suất trung bình (MPS) + Một phần qua thiết bị trao đổi nhiệt sản xuất MPS, tuần hoàn về riser FCC
+ Một lượng HCO được dẫn đến HCO stripper, tái bay hơi phần nhẹ bằng hơi nước áp suất thấp (LPS). Sản phẩm đáy tháp stripper được bơm lấy ra, được làm nguội trong thiết bị sản xuất hơi nước LPS, sau đó:
o Một phần được đưa tới hệ thống flushing oil
o Một phần được đưa tới thùng chứa backflushoil, được dùng làm dung môi cho hệ thống rửa Slurry để tách bùn xúc tác ⇒ HCO và bùn xúc tác quay lại riser (chế độ vận hành max distillate)
- Đệm 4 tách HCO và bùn slurry
- Các đĩa phía trên đệm 2 tách MTC (Mixture Temperature Control) và LCO (Light Cycle Oil), MTC được bơm tới riser (trong chế độ max gasoil xử lý dầu trung)
- Các đĩa phía dưới đệm 2 (25-30 đĩa) tách LCO và HCO, LCO được bơm ra ngồi: + Dịng làm nguội để hồi lưu về lại phía trên đệm 2, nhiệt được thu hồi trong:
o Thiết bị gia nhiệt sơ bộ nước cấp cho nồi hơi (BFW – Boling Feed Water) o Thiết bị gia nhiệt sơ bộ sản phẩm FCC (Feed)
- Các đĩa phía dưới đệm 1 tách HVN khỏi LCO/MTC, được lấy ra ngoài:
+ Một phần được làm nguội để hồi lưu về đệm 1, nhiệt được thu hồi trong các thiết bị:
o Thiết bị Reboiler của cột tách trong đơn vị thu hồi propylen PRU (Propylene Recovery Unit) o Thiết bị làm mát bằng khơng khí (phịng trường hợp PRU khơng hoạt động)
o Thiết bị gia nhiệt sơ bộ nguyên liệu đi vào tháp stripper (Absorber/Stripper Section) + Mộ phần được đưa đến tháp HVN stripper, gia nhiệt đáy tháp
+ Một phần làm dung môi hấp thụ (lean oil) trong tháp hấp thụ thứ cấp ở đơn vị thu hồi khí (Secondary Absorber)
- Các đĩa từ 1-10 để tách HVN và sản phẩm đỉnh:
+ Khí từ đỉnh tháp và đĩa xả được làm lạnh bằng khơng khí, nước lạnh (CW), rồi đi đến thiết bị trống hồi lưu tách 3 pha (Fractionator reflux drum). Đĩa xả (draw-off tray) nằm phía dưới đĩa trên cùng, thu hồi nước ngưng tụ khi nhiệt độ giảm.
+ Khí off-gas từ CDU (Crude Distillation Unit) và NHT (Naphta Hydrotreater) cũng được đưa tới thiết bị tách 3 pha
- Tại thiết bị tách 3 pha:
+ Khí ướt (wet gas) được đưa tới WGC (Wet Gas Compression) + Hydrocacbon lỏng:
o 1 phần được hồi lưu về lại đĩa trên cùng của tháp chưng, o 1 phần được đưa đến tháp hấp thụ sơ cấp (Primary Absorber) + Nước chua (sour water):
o 1 phần được tuần hồn lại để làm mát trực tiếp dịng hơi sản phẩm đỉnh của tháp chưng
o 1 phần được đưa đến làm sạch ở hệ thống ngưng tụ đỉnh (overhead condensing system) làm lạnh trung gian trong hệ thống WGC
- Khí từ tháp chưng (wet gas) đi vào bình tách KO 1 (knockout drum)
+ Phần lỏng tách được bơm hồi lưu về lại thiết bị tách 3 pha sản phẩm đỉnh của tháp chưng (Fractionator reflux drum)
+ Phần khí được nén (cấp 1) và làm mát trung gian (intercooler)
o Làm lạnh trực tiếp với nước rửa (Washing water) từ tháp chưng (nước chua) o Lạm lạnh bằng khơng khí
o Làm lạnh bằng nước (CW)
⇒ Tới bình tác KO 2, khí tách ra tiếp tục được nén (cấp 2), làm lạnh bằng khơng khí, sau đó được đưa tới thiết bị ngưng tụ áp suất cao (HP separator drum)
- Thiết bị nén là tuabin hơi (stesm turbine driven)
- Khí nén từ WGC kết hợp với: + LPG từ CDU
+ Sản phẩm đáy tháp hấp thụ thứ nhất (Primary Absorber) + Hơi sản phẩm đỉnh từ tháp Stripper
⇒ Hỗn hợp này được làm lạnh (CW) sau đó được đưa đến bình tách áp suất cao (HP separator drum) + Nước chua được đưa tới SWS
+ Hydrocacbon lỏng được bơm qua thiết bị gia nhiệt sơ bộ bằng HVN (heavy naphta) sau đó đi đến tháp Stripper + Hơi đi ới tháp hấp thụ thứ nhất (Primary Absorber)
- Tại tháp hấp thụ sơ cấp: để thu hồi C3, C4 về lại bình tách, khí nhẹ thu được ở đỉnh được đưa đến tháp hấp thụ thứ cấp
- Khí từ đỉnh tháp hấp thụ sơ cấp đi vào đáy của tháp hấp thụ thứ cấp.
- Dung môi: Lean oil từ tháp chưng (heavy naphta) được làm lạnh bằng cách trao đổi nhiệt với sản phẩm đáy của tháp hấp thụ thứ cấp, và làm lạnh sâu bằng nước lanh (CW). Sau đó dung mơi đi tới thiết bị tách lỏng-lỏng để tách nước. Cuối cùng dung môi được đưa vào thấp thụ từ phía đỉnh.
- Sản phẩm đáy: C5+ được tách ra theo dung mơi, kết hợp với phần lỏng ngưng tụ từ khí sản phẩm đỉnh của tháp hấp thụ. Hỗn hợp được gia nhiệt, làm Rich Oil cho tháp chưng cất (Top section)
- Khí ở đỉnh tháp hấp thụ được làm nguội (CW), tách lỏng ngưng tụ, sau đó được đưa đến tháp hấp thụ khí nhiên liệu (Fuel Gas Absorber) bằng dung môi amin (lean amin) để tách H2S khỏi khí nhiên liệu. Khí khơng được hấp thụ đi đến bình tách để thu hồi amin bị lơi cuốn.
+ Dung môi: DEA (diethanol amine): sản xuất từ etylen oxit (amoxy hóa etylen)
- Sản phẩm đáy từ tháp Stripper được đưa đến tháp tách butan: + Đáy tháp tách butan:
o 1 phần hồi lưu đáy, được đun sơi lại bởi dịng HCO
o 1 phần làm dịng gia nhiệt Stripper reboiler, sau đó tiếp tục được làm mát bằng khơng khí, bằng nước (CW):
• Làm sản phẩm gasoline – xăng (kết hợp với HVn trong chế đọ max gasoiline) • Làm dung mơi trong tháp hấp thụ sơ cấp
+ Đỉnh tháp tách butan: được ngưng tụ làm mát bằng nước (CW), sau đó được đưa đến bình tách hồi lưu (Debutanizer reflux drum)
o 1 phần quay lại tháp tách butan
o 1 phần tiếp tục được làm mát trong thiết bị trao đổi nhiệt với nước (CW), rồi được đưa đến tháp hấp thụ bằng amin (lean amin) để loại bỏ H2S khỏi LPG. Khí khơng hấp thụ được tách loại amin dư trong thiết bị LPG amine colescer, cuối cùng nhận được LPG, amin được thu hồi về lại Rich amine
Naphtha
40 < RON < 60 Catalytic Reforming
Reformat RON > 95 Aromatics BTX Hydrogen