Craquage catalytique fluide

Le craquage catalytique fluide (FCC) est le processus de conversion utilisé dans les raffineries de pétrole pour convertir les fractions d’ hydrocarbures à point d’ébullition élevé et à poids moléculaire élevé du pétrole (pétrole brut) en essence , gaz oléfiniques et autres produits pétroliers. ^{[1] [2] [3]} Le craquage des hydrocarbures pétroliers se faisait à l’origine par craquage thermique , maintenant presque remplacé par le craquage catalytique , qui donne de plus grands volumes d’ indice d’ octane élevéde l’essence; et produit des gaz sous-produits, avec plus de doubles liaisons carbone-carbone (c’est-à-dire des oléfines), qui ont une plus grande valeur économique que les gaz produits par craquage thermique.

Une unité typique de craquage catalytique fluide dans une raffinerie de pétrole.

La charge d’alimentation du processus de conversion FCC est généralement du gazole lourd (HGO), qui est la partie du pétrole (pétrole brut) qui a une température initiale d’ ébullition de 340 ° C (644 ° F) ou plus, à pression atmosphérique , et qui a un poids moléculaire moyen qui va d’environ 200 à 600 ou plus ; Le gasoil lourd est également connu sous le nom de « gasoil lourd sous vide » (HVGO). Dans le procédé de craquage catalytique fluide, la charge d’alimentation HGO est chauffée à une température élevée et à une pression modérée, puis est mise en contact avec un catalyseur en poudre chaud, qui brise les Molécules à longue chaîne.des liquides d’hydrocarbures à point d’ébullition élevé en Molécules à chaîne courte, qui sont ensuite recueillies sous forme de vapeur.

Économie

Les raffineries de pétrole utilisent le craquage catalytique fluide pour corriger le déséquilibre entre la demande du marché en essence et l’excès de produits lourds à haut point d’ébullition résultant de la distillation du pétrole brut .

En 2006, des unités FCC étaient en service dans 400 raffineries de pétrole dans le monde, et environ un tiers du pétrole brut raffiné dans ces raffineries est traité dans un FCC pour produire de l’essence et des mazouts à indice d’octane élevé . ^{[2] [4]} En 2007, les unités FCC aux États-Unis ont traité un total de 5 300 000 barils (840 000 m ³ ) par jour de matières premières, ^[5] et les unités FCC dans le monde ont traité environ le double de cette quantité.

Les unités FCC sont moins courantes dans la région EMEA car ces régions ont une forte demande de diesel et de kérosène, qui peut être satisfaite par l’ Hydrocraquage . Aux États-Unis, le craquage catalytique fluide est plus courant car la demande d’essence est plus élevée.

Organigramme et description du processus

Les unités FCC modernes sont toutes des processus continus qui fonctionnent 24 heures sur 24 pendant 3 à 5 ans entre les arrêts programmés pour l’entretien de routine.

Il existe plusieurs conceptions propriétaires différentes qui ont été développées pour les unités FCC modernes. Chaque conception est disponible sous une licence qui doit être achetée auprès du développeur de la conception par toute société de raffinage de pétrole souhaitant construire et exploiter un FCC d’une conception donnée.

Il existe deux configurations différentes pour une unité FCC : le type “empilé” où le réacteur et le régénérateur de catalyseur sont contenus dans deux cuves distinctes, avec le réacteur au-dessus du régénérateur, avec une jupe entre ces cuves permettant à la tuyauterie d’évacuation des gaz du régénérateur de connecter au sommet de la cuve du régénérateur, et le type « côte à côte » où le réacteur et le régénérateur de catalyseur sont dans deux cuves séparées. La configuration empilée occupe moins d’espace physique de la zone de raffinerie. Voici les principaux concepteurs et concédants de licence de la FCC : ^{[1] [3] [4] [6]}

Configuration côte à côte :

• RC&I
• Recherche et ingénierie ExxonMobil (EMRE)
• Solutions mondiales Shell
• Axens / Stone & Webster Process Technology — actuellement propriété de Technip
• UOP LLC – Une société Honeywell

Configuration empilée :

• Kellogg Brown & Root (KBR)

Chacun des concédants de licence de conception exclusifs prétend avoir des caractéristiques et des avantages uniques. Une discussion complète des avantages relatifs de chacun des processus est au-delà de la portée de cet article.

Réacteur et régénérateur

Le réacteur et le régénérateur sont considérés comme le cœur de l’unité de craquage catalytique fluide. L’organigramme schématique d’une unité FCC moderne typique de la figure 1 ci-dessous est basé sur la configuration « côte à côte ». La charge d’alimentation de pétrole à point d’ébullition élevé préchauffée (à environ 315 à 430 ° C) constituée de Molécules d’hydrocarbures à longue chaîne est combinée avec de l’huile de bouillie recyclée du fond de la colonne de distillation et injectée dans la colonne montante du catalyseuroù il est vaporisé et craqué en plus petites Molécules de vapeur par contact et mélange avec le catalyseur en poudre très chaud du régénérateur. Toutes les réactions de craquage ont lieu dans la colonne montante du catalyseur en une période de 2 à 4 secondes. Les vapeurs d’hydrocarbures “fluidisent” le catalyseur en poudre et le mélange de vapeurs d’hydrocarbures et de catalyseur s’écoule vers le haut pour entrer dans le réacteur à une température d’environ 535°C et une pression d’environ 1,72 bar .

Le réacteur est une cuve dans laquelle les vapeurs du produit craqué sont : (a) séparées du catalyseur usé en s’écoulant à travers un ensemble de cyclones à deux étages à l’intérieur du réacteur et (b) le catalyseur usé s’écoule vers le bas à travers une section d’extraction à la vapeur pour éliminer toute vapeur d’hydrocarbure avant que le catalyseur usé ne retourne au régénérateur de catalyseur . Le débit de catalyseur usé vers le régénérateur est régulé par une vanne à tiroir dans la conduite de catalyseur usé.

Étant donné que les réactions de craquage produisent une matière carbonée (appelée coke de catalyseur) qui se dépose sur le catalyseur et réduit très rapidement la réactivité du catalyseur, le catalyseur est régénéré en brûlant le coke déposé avec de l’air soufflé dans le régénérateur. Le régénérateur fonctionne à une température d’environ 715 °C et une pression d’environ 2,41 bar, donc le régénérateur fonctionne à une pression supérieure d’environ 0,7 bar à celle du réacteur. La combustion du coke est Exothermique et elle produit une grande quantité de chaleur qui est partiellement absorbée par le catalyseur régénéré et fournit la chaleur nécessaire à la vaporisation de la charge et de l’ endothermiqueréactions de craquage qui ont lieu dans la colonne montante du catalyseur. Pour cette raison, les unités FCC sont souvent qualifiées d’« équilibrées thermiquement ».

Le catalyseur chaud (à environ 715 °C) quittant le régénérateur s’écoule dans un puits de retrait de catalyseur où tous les Gaz de combustion entraînés peuvent s’échapper et retourner dans la partie supérieure du régénérateur. Le débit de catalyseur régénéré vers le point d’injection de la charge sous la colonne montante de catalyseur est régulé par une vanne à tiroir dans la ligne de catalyseur régénéré. Le Gaz de combustion chaud sort du régénérateur après avoir traversé plusieurs ensembles de cyclones à deux étages qui éliminent le catalyseur entraîné du Gaz de combustion.

La quantité de catalyseur circulant entre le régénérateur et le réacteur est d’environ 5 kg par kg de charge, ce qui équivaut à environ 4,66 kg par litre de charge. ^{[1] [7]} Ainsi, une unité FCC traitant 75 000 barils par jour (11 900 m ³ /j) fera circuler environ 55 900 Tonnes par jour de catalyseur.

Figure 1 : Un organigramme schématique d’une unité de craquage catalytique fluide tel qu’utilisé dans les raffineries de pétrole

Colonne principale

Les vapeurs du produit de réaction (à 535 °C et une pression de 1,72 bar) s’écoulent du haut du réacteur vers la section inférieure de la colonne principale (communément appelée fractionneur principal où se produit la séparation de la charge) où elles sont distillées dans les produits finaux FCC de naphta de pétrole craqué , de mazout et de gaz de dégagement . Après un traitement supplémentaire pour l’élimination des composés soufrés , le naphta de craquage devient un composant à indice d’octane élevé des essences mélangées de la raffinerie.

Le gaz d’échappement principal du fractionneur est envoyé vers ce qu’on appelle une unité de récupération de gaz où il est séparé en butanes et Butylènes , propane et Propylène , et gaz de poids moléculaire inférieur ( hydrogène , méthane , éthylène et éthane ). Certaines unités de récupération de gaz FCC peuvent également séparer une partie de l’éthane et de l’éthylène.

Bien que l’organigramme schématique ci-dessus représente le fractionneur principal comme n’ayant qu’un seul extracteur de ligne latérale et un seul produit de mazout, de nombreux fractionneurs principaux FCC ont deux extracteurs de ligne latérale et produisent un mazout léger et un mazout lourd. De même, de nombreux fractionneurs principaux de FCC produisent un naphta de craquage léger et un naphta de craquage lourd. La terminologie légère et lourde dans ce contexte fait référence aux plages d’ébullition des produits, les produits légers ayant une plage d’ébullition inférieure à celle des produits lourds.

L’huile de fond du produit de fractionnement principal contient des particules de catalyseur résiduelles qui n’ont pas été complètement éliminées par les cyclones en haut du réacteur. Pour cette raison, l’huile du produit de fond est appelée huile en suspension . Une partie de cette huile en suspension est recyclée dans le fractionneur principal au-dessus du point d’entrée des vapeurs chaudes du produit de réaction afin de refroidir et de condenser partiellement les vapeurs du produit de réaction lorsqu’elles entrent dans le fractionneur principal. Le reste de l’huile en suspension est pompé à travers un décanteur en suspension. L’huile de fond du décanteur de suspension contient la plupart des particules de catalyseur d’huile de suspension et est recyclée dans la colonne montante de catalyseur en la combinant avec l’huile de charge FCC. L’ huile de boue clarifiée ou l’huile de décantationest retiré du haut du décanteur de boue pour être utilisé ailleurs dans la raffinerie, comme composant de mélange de mazout lourd ou comme Matière première de noir de carbone .

Gaz de combustion du régénérateur

Selon le choix de la conception du FCC, la combustion dans le régénérateur du coke sur le catalyseur usé peut ou non être une combustion complète en dioxyde de carbone CO2 _. Le débit d’air de combustion est contrôlé de manière à fournir le rapport souhaité entre le monoxyde de carbone (CO) et le dioxyde de carbone pour chaque conception FCC spécifique. ^{[1] [4]}

Dans la conception illustrée à la figure 1, le coke n’a été que partiellement brûlé en CO ₂ . Les fumées de combustion (contenant du CO et du CO ₂ ) à 715 °C et à une pression de 2,41 bars sont acheminées à travers un séparateur catalytique secondaire contenant des tubes tourbillonnaires conçus pour éliminer 70 à 90 % des particules dans les fumées sortant du régénérateur. ^[8] Ceci est nécessaire pour éviter d’endommager par érosion les aubes du Turbo-détendeur à travers lesquelles les Gaz de combustion sont ensuite acheminés.

La détente des fumées à travers un Turbo-détendeur fournit une puissance suffisante pour entraîner le compresseur d’air de combustion du régénérateur . Le moteur électrique – générateur peut consommer ou produire de l’énergie électrique. Si l’expansion des Gaz de combustion ne fournit pas assez de puissance pour entraîner le compresseur d’air, le moteur électrique – générateur fournit la puissance supplémentaire nécessaire. Si l’expansion des Gaz de combustion fournit plus d’énergie que nécessaire pour entraîner le compresseur d’air, le moteur électrique – générateur convertit l’énergie excédentaire en énergie électrique et l’exporte vers le système électrique de la raffinerie. ^[3]

Les Gaz de combustion détendus sont ensuite acheminés vers une chaudière génératrice de vapeur (appelée chaudière à CO) où le monoxyde de carbone contenu dans les Gaz de combustion est brûlé comme combustible pour fournir de la vapeur à utiliser dans la raffinerie ainsi que pour se conformer à toute réglementation environnementale applicable. limites réglementaires des émissions de monoxyde de carbone. ^[3]

Les Gaz de combustion sont finalement traités par un précipitateur électrostatique (ESP) pour éliminer les particules résiduelles afin de se conformer à toute réglementation environnementale applicable concernant les émissions de particules. L’ESP élimine les particules d’une taille comprise entre 2 et 20 Μm des Gaz de combustion. ^[3] Les systèmes de filtres à particules, connus sous le nom de séparateurs de quatrième étage (FSS), sont parfois nécessaires pour respecter les limites d’émission de particules. Ceux-ci peuvent remplacer l’ESP lorsque les émissions de particules sont la seule préoccupation.

La turbine à vapeur dans le système de traitement des Gaz de combustion (illustré dans le schéma ci-dessus) est utilisée pour entraîner le compresseur d’air de combustion du régénérateur pendant les démarrages de l’unité FCC jusqu’à ce qu’il y ait suffisamment de Gaz de combustion pour prendre en charge cette tâche.

Mécanisme et produits du craquage catalytique

Figure 2 : Exemple schématique du craquage catalytique des hydrocarbures pétroliers

Le processus de craquage catalytique fluide casse les gros hydrocarbures par leur conversion en carbocations, qui subissent une myriade de réarrangements.

La figure 2 est un diagramme schématique très simplifié qui illustre la manière dont le procédé décompose les hydrocarbures à chaîne droite à point d’ébullition élevé (paraffine) en alcanes à chaîne droite plus petits ainsi qu’en alcanes à chaîne ramifiée, en alcènes ramifiés (oléfines) et en cycloalcanes (naphtènes). La rupture des grandes Molécules d’hydrocarbures en Molécules plus petites est plus techniquement désignée par les chimistes organiques comme la scission des liaisons carbone-carbone.

Comme le montre la figure 2, certains des alcanes plus petits sont ensuite brisés et convertis en alcènes encore plus petits et en alcènes ramifiés tels que les gaz éthylène , Propylène , Butylènes et isobutylènes . Ces gaz oléfiniques sont précieux pour une utilisation en tant que matières premières pétrochimiques. Le Propylène, le butylène et l’isobutylène sont également des matières premières précieuses pour certains procédés de raffinage du pétrole qui les convertissent en composants de mélange d’essence à indice d’octane élevé.

Comme le montre également la figure 2, les cycloalcanes (naphtènes) formés par la rupture initiale des grosses Molécules sont ensuite convertis en composés aromatiques tels que le benzène , le toluène et les xylènes , qui bouillent dans la plage d’ébullition de l’essence et ont des indices d’octane beaucoup plus élevés que les alcanes. .

Dans le processus de craquage, du carbone est également produit qui se dépose sur le catalyseur (coke de catalyseur). La tendance à la formation de carbone ou la quantité de carbone dans une alimentation brute ou FCC est mesurée à l’aide de méthodes telles que le résidu de carbone Micro, le résidu de carbone Conradson ou le résidu de carbone Ramsbottom . ^{[1] [2] [3] [4]}

Catalyseurs

Les unités FCC retirent et remplacent en permanence une partie du catalyseur afin de maintenir un niveau d’activité constant. Les catalyseurs FCC modernes sont des poudres fines avec une masse volumique apparente de 0,80 à 0,96 g/cm3 et ayant une distribution granulométrique allant de 10 à 150 Μm et une taille moyenne de particules de 60 à 100 Μm ^{. [9] [10]} La conception et le fonctionnement d’une unité FCC dépendent largement des propriétés chimiques et physiques du catalyseur. Les propriétés souhaitables d’un catalyseur FCC sont :

• Bonne stabilité à haute température et à la vapeur
• Activité élevée
• Grandes tailles de pores
• Bonne résistance à l’usure
• Faible production de coke

Structure d’une cage d’aluminosilicate dans la faujasite . Les sommets sont occupés par de l’aluminium ou du silicium, les entretoises de liaison sont occupées par des centres oxyde (O ^2- ) ou hydroxyde (OH ^{− ).} Les modifications spéciales de la faujesite sont des acides solides forts qui, à des températures élevées, induisent les réarrangements des liaisons CC qui se produisent dans les unités FCC.

Un catalyseur FCC moderne comporte quatre composants principaux : la zéolite cristalline , la matrice, le liant et la charge. La zéolite est le composant actif et peut constituer d’environ 15 à 50 % en poids du catalyseur. La faujasite (alias Type Y) est la zéolite utilisée dans les unités FCC. Les zéolithes sont des acides solides forts (équivalent à 90% d’acide sulfurique ). ^{[ citation nécessaire ]} Le composant de matrice d’alumine d’un catalyseur FCC contribue également aux sites d’activité catalytique. Les composants liant et charge fournissent la résistance physique et l’intégrité du catalyseur. Le liant est généralement un sol de silice et la charge est généralement une argile ( kaolin ). ^[9][10] Les principaux fournisseurs de catalyseurs FCC dans le monde sont Albemarle Corporation , WR Grace Company et BASF Catalysts (anciennement Engelhard).

Histoire

La première utilisation commerciale du craquage catalytique a eu lieu en 1915 lorsque Almer M. McAfee de Gulf Refining Company a développé un procédé discontinu utilisant du chlorure d’aluminium (un catalyseur de Friedel-Crafts connu depuis 1877) pour craquer catalytiquement les huiles de pétrole lourdes. Cependant, le coût prohibitif du catalyseur a empêché l’utilisation généralisée du procédé de McAfee à cette époque. ^{[2] [11]}

En 1922, un ingénieur mécanicien français nommé Eugène Jules Houdry et un pharmacien français nommé EA Prudhomme ont créé un laboratoire près de Paris pour développer un procédé catalytique de conversion du charbon de lignite en essence. Soutenus par le gouvernement français, ils ont construit une petite usine de démonstration en 1929 qui traitait environ 60 Tonnes par jour de charbon de lignite. Les résultats ont indiqué que le processus n’était pas économiquement viable et qu’il a ensuite été arrêté. ^{[12] [13] [14]}

Houdry avait découvert que la terre de Fuller , un minéral argileux contenant des aluminosilicates , pouvait convertir l’huile dérivée du lignite en essence. Il a ensuite commencé à étudier la catalyse des huiles de pétrole et a eu un certain succès dans la conversion de l’huile de pétrole vaporisée en essence. En 1930, la Vacuum Oil Company l’invite à venir aux États-Unis et il déménage son laboratoire à Paulsboro , New Jersey .

En 1931, la Vacuum Oil Company fusionna avec la Standard Oil de New York (Socony) pour former la Socony-Vacuum Oil Company . En 1933, une petite unité Houdry traite 200 barils par jour (32 m ³ /j) d’huile de pétrole. En raison de la dépression économique du début des années 1930, Socony-Vacuum n’est plus en mesure de soutenir le travail de Houdry et lui donne la permission de chercher de l’aide ailleurs.

En 1933, Houdry et Socony-Vacuum se sont associés à Sun Oil Company pour développer le procédé Houdry. Trois ans plus tard, en 1936, Socony-Vacuum a converti une ancienne unité de craquage thermique de sa raffinerie de Paulsboro dans le New Jersey en une petite unité de démonstration utilisant le procédé Houdry pour craquer catalytiquement 2 000 barils par jour (320 m ³ /j) d’huile de pétrole.

En 1937, Sun Oil a commencé l’exploitation d’une nouvelle unité Houdry traitant 12 000 barils par jour (1 900 m ³ /j) dans leur raffinerie de Marcus Hook en Pennsylvanie. Le procédé Houdry à cette époque utilisait des réacteurs avec un lit fixe de catalyseur et était une opération semi-discontinue impliquant plusieurs réacteurs avec certains des réacteurs en fonctionnement tandis que d’autres réacteurs étaient à divers stades de régénération du catalyseur. Des vannes motorisées ont été utilisées pour commuter les réacteurs entre le fonctionnement en ligne et la régénération hors ligne et une minuterie de cycle a géré la commutation. Près de 50 pour cent du produit craqué était de l’essence, contre environ 25 pour cent provenant des procédés de craquage thermique. ^{[12] [13] [14]}

En 1938, lorsque le processus Houdry a été annoncé publiquement, Socony-Vacuum avait huit unités supplémentaires en construction. L’octroi de licences pour le processus à d’autres sociétés a également commencé et, en 1940, 14 unités Houdry étaient en service et traitaient 140 000 barils par jour (22 000 m ³ /j).

La prochaine grande étape consistait à développer un procédé continu plutôt que le procédé Houdry semi-discontinu. Cette étape a été mise en œuvre par l’avènement du procédé à lit mobile connu sous le nom de procédé de craquage catalytique Thermofor (TCC) qui utilisait un convoyeur-élévateur à godets pour déplacer le catalyseur du four de régénération vers la section de réacteur séparée. Une petite unité semi-commerciale de démonstration TCC a été construite dans la raffinerie Paulsboro de Socony-Vacuum en 1941 et a fonctionné avec succès, produisant 500 barils par jour (79 m ³ /j). Puis une unité TCC commerciale à grande échelle traitant 10 000 barils par jour (1 600 m ³ /j) a commencé à fonctionner en 1943 à la raffinerie de Beaumont, au Texas, de Magnolia Oil Company , une filiale de Socony-Vacuum.. À la fin de la Seconde Guerre mondiale en 1945, la capacité de traitement des unités TCC en fonctionnement était d’environ 300 000 barils par jour (48 000 m ³ /j).

On dit que les unités Houdry et TCC ont été un facteur majeur dans la victoire de la Seconde Guerre mondiale en fournissant l’essence à indice d’octane élevé nécessaire aux forces aériennes de Grande-Bretagne et des États-Unis pour les moteurs plus efficaces à taux de compression plus élevé du Spitfire . et la Mustang . ^{[12] [13] [14]}

Dans les années qui ont immédiatement suivi la Seconde Guerre mondiale, le procédé Houdriflow et le procédé Air-Lift TCC ont été développés en tant que variations améliorées sur le thème du lit mobile. Tout comme les réacteurs à lit fixe de Houdry, les conceptions à lit mobile étaient d’excellents exemples de bonne ingénierie en développant une méthode de déplacement continu du catalyseur entre le réacteur et les sections de régénération. La première unité TCC de transport aérien a commencé à fonctionner en octobre 1950 à la raffinerie de Beaumont, au Texas.

Ce procédé de craquage catalytique fluide avait d’abord été étudié dans les années 1920 par Standard Oil du New Jersey , mais les recherches à ce sujet ont été abandonnées pendant les années de dépression économique de 1929 à 1939. En 1938, lorsque le succès du procédé de Houdry était devenu évident, Standard Oil du New Jersey a repris le projet dans le cadre d’un consortium regroupant cinq compagnies pétrolières (Standard Oil of New Jersey, Standard Oil of Indiana, Anglo-Iranian Oil, Texas Oil et Dutch Shell), deux sociétés d’ingénierie-construction ( MW Kellogg Limited et Universal Oil Products ) et une entreprise chimique allemande ( IG Farben). Le consortium s’appelait Catalytic Research Associates (CRA) et son objectif était de développer un procédé de craquage catalytique qui n’empièterait pas sur les brevets de Houdry. ^{[12] [13] [14]}

Les professeurs de génie chimique Warren K. Lewis et Edwin R. Gilliland du Massachusetts Institute of Technology (MIT) ont suggéré aux chercheurs de l’ARC qu’un flux de gaz à faible vitesse à travers une poudre pourrait la “soulever” suffisamment pour la faire s’écouler d’une manière similaire à un liquide. Axés sur cette idée d’un catalyseur fluidisé , les chercheurs Donald Campbell, Homer Martin, Eger Murphree et Charles Tyson de la Standard Oil of New Jersey (maintenant Exxon-Mobil Company) ont développé la première unité de craquage catalytique fluidisé. Leur brevet américain n ° 2,451,804, une méthode et un appareil pour contacter les solides et les gaz, décrit leur invention marquante. Sur la base de leurs travaux, MW Kellogg Company a construit une grande usine pilote dans la raffinerie de Baton Rouge, en Louisiane, de la Standard Oil du New Jersey. L’usine pilote a commencé à fonctionner en mai 1940.

Sur la base du succès de l’usine pilote, la première usine commerciale de craquage catalytique fluide (connue sous le nom de modèle I FCC) a commencé à traiter 13 000 barils par jour (2 100 m ³ /j) d’huile de pétrole dans la raffinerie de Baton Rouge le 25 mai 1942. , quatre ans seulement après la formation du consortium CRA et en pleine Seconde Guerre mondiale. Un peu plus d’un mois plus tard, en juillet 1942, il traite 17 000 barils par jour (2 700 m ³ /j). En 1963, cette première unité FCC de modèle I a été arrêtée après 21 ans de fonctionnement, puis démantelée. ^{[12] [13] [14] [15]}

Au cours des nombreuses décennies qui se sont écoulées depuis la mise en service de l’unité FCC modèle I, les unités Houdry à lit fixe ont toutes été arrêtées, tout comme la plupart des unités à lit mobile (telles que les unités TCC), tandis que des centaines d’unités FCC ont été construites. Au cours de ces décennies, de nombreuses conceptions FCC améliorées ont évolué et les catalyseurs de craquage ont été considérablement améliorés, mais les unités FCC modernes sont essentiellement les mêmes que cette première unité FCC modèle I.

Voir également

• Craquage (chimie)

Références

1. ^ ^{un bcde James H. Gary} ; Glenn E. Handwerk (2001). Raffinage du pétrole : technologie et économie (4e éd.). Presse CRC. ISBN 0-8247-0482-7.
2. ^ ^{un bcd James} . ^_ G. Speight (2006). La chimie et la technologie du pétrole (4e éd.). Presse CRC. ISBN 0-8493-9067-2.
3. ^ ^{un bcdef Reza Sadeghbeigi ( 2000} ). Manuel de craquage catalytique fluide (2e éd.). Éditions du Golfe. ISBN 0-88415-289-8.
4. ^ ^{un bcd David SJ} Jones et Peter P. Pujado (éditeurs) (2006) ^. Manuel de traitement du pétrole (première éd.). Springer. ISBN 1-4020-2819-9. {{cite book}}: |author=a un nom générique ( aide )
5. ^ Traitement en aval américain de l’entrée d’alimentation fraîche par des unités de craquage catalytique Archivé le 28/09/2008 à la Wayback Machine (Energy Information Administration, US Dept. of Energy)
6. ^ Équipe éditoriale (novembre 2002). “Processus de raffinage 2002”. Traitement des hydrocarbures : 108–112. ISSN 0887-0284 .
7. ^ Craquage catalytique fluide
8. ^ Alex C. Hoffmann; Lewis E. Stein (2002). Cyclones à gaz et tubes tourbillonnants: principes, conception et fonctionnement (1ère éd.). Springer. ISBN 3-540-43326-0.
9. ^ ^{un b} Jessica Elzea Kogel, Nikhil C. Trivedi, James M. Barber et Stanley T. Krukowsk (éditeurs) (2006). Industrial Minerals & Rocks: Commodities, Markets and Uses (septième éd.). Société des Mines, de la Métallurgie et de l’Exploration. ISBN 0-87335-233-5. {{cite book}}: |author=a un nom générique ( aide )CS1 maint: multiple names: authors list (link)
10. ^ ^{un b} Wen-Ching Yang (2003). Manuel des systèmes de fluidisation et de particules fluides . Presse CRC. ISBN 0-8247-0259-X.
11. ^ Pionnier du craquage catalytique: Almer McAfee à Gulf Oil Archivé le 18/04/2008 à la Wayback Machine (site Web de la North American Catalysis Society)
12. ^ ^{un bcde Tim Palucka ( Hiver} 2005). “Le Magicien d’Octane : Eugène Houdry” . Invention & Technologie . 20 (3). Archivé de l’original le 2008-06-02 . Récupéré le 10/05/2008 .
13. ^ ^{un bcde Amos A. Avidan} , Michael Edwards et Hartley Owen (Mobil Research and Development) (8 janvier 1990). “Des améliorations novatrices mettent en lumière le passé et l’avenir de FAC” . Journal du pétrole et du gaz . 88 (2).
14. ^ ^{un bcde ” Processus Houdry pour le} craquage catalytique” . Société américaine de chimie . Archivé de l’original le 12 janvier 2013 . Consulté le 27 avril 2012 .
15. ^ Eger Murphree and the Four Horsemen: FCC, Fluid Catalytic Cracking Archivé le 18/04/2008 à la Wayback Machine (site Web de la North American Catalysis Society)

Liens externes

• Visite de la raffinerie de Valero (Houston, TX) Description et schéma du groupe motopropulseur
• Discussion sur le site Web de CD Tech sur Lummus FCC et l’hydrotraitement du naphta de craquage catalytique.
• Le réseau FAC
• Récupération du CO d’un FCC à l’aide du procédé COPure ^SM
• Société nord-américaine de catalyse
• Craquage catalytique fluide (Université de la Colombie-Britannique, Quak Foo, Lee)
• Simulation CFD d’un régénérateur FCC commercial à grande échelle