СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ВОДОРОДА ИЗ ГИДРОПЕРЕРАБОТАННОГО ОТХОДЯЩЕГО ГАЗА ОТПАРНОЙ КОЛОННЫ
METHOD AND APPARATUS FOR EXTRACTING HYDROGEN FROM A HYDROTREATMENT EFFLUENT GAS OF A STRIPPING COLUMN

Заявление о приоритете
В этой заявке испрашивается приоритет согласно заявке США, № 62/269 209, поданной 18 декабря 2015 года, содержание которой полностью включено в изобретение как ссылка.
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к извлечению водорода из гидропереработанного отходящего газа отпарной колонны.
Уровень техники
Гидропереработка может включать в себя процессы превращения углеводородов в более ценные продукты в присутствии катализатора гидропереработки и водорода.
Гидроочистка представляет собой процесс гидропереработки, используемый для удаления гетероатомов, таких как сера и азот, из углеводородных потоков для того, чтобы соответствовать техническим условиям к топливам и чтобы насытить олефиновые или ароматические соединения. Гидроочистка может быть осуществлена при высоком или низком давлении, однако обычно работают при давлении, меньше чем в процессе гидрокрекинга. Гидрокрекинг представляет собой процесс гидропереработки, при котором углеводороды крекируются в присутствии водорода и катализатора гидрокрекинга с образованием углеводородов с меньшей молекулярной массой.
В связи с охраной окружающей среды и вновь принятыми законами и постановлениям, пригодное для продажи топливо должно соответствовать все более низким предельным нормам для таких загрязнений, как сера и азот. В новых постановлениях требуется по существу полное удаление серы из дизельного топлива. Например, для дизельного топлива с ультранизким содержанием серы (ULSD) обычно требуется ограничение серы меньше, чем 10 ч/млн по массе.
На нефтеперерабатывающем заводе водород имеет исключительное значение, и извлечение водорода значительно улучшает рентабельность нефтеперерабатывающего завода. Установки адсорбции при переменном давлении (PSA) являются эффективными для очистки водорода путем адсорбции более крупных молекул из потока водорода при высоком давлении с последующей десорбцией этих более крупных молекул при снижении давления с образованием потока хвостового газа.
Следовательно, существует постоянная потребность в усовершенствованных способах извлечения водорода из гидропереработанных отходящих потоков.
Раскрытие изобретения
Описанные в заявке способ и устройство обеспечивают извлечение водорода из отходящего газообразного потока отпарной колонны низкого давления. Предложена полная рециркуляция отходящего газа отпарной колонны в установку извлечения водорода. Не менее 8-10 масс. % подпиточного газообразного водорода можно извлечь с использованием установки PSA, с пропорциональным снижением эксплуатационных затрат.
В варианте осуществления процесс гидропереработки включает в себя гидропереработку потока углеводородного сырья в реакторе гидропереработки с образованием выходящего потока гидропереработки. Выходящий поток гидропереработки может быть разделен в сепараторе с получением газообразного потока и жидкого потока. Легкие газы могут быть отпарены из жидкого потока с образованием потока отходящего газа отпарной колонны и отпаренного гидропереработанного потока. Поток отходящего газа отпарной колонны может быть компримирован и водород извлекают из потока отходящего газа отпарной колонны.
В дополнительном варианте осуществления гидропереработка может быть проведена при давлении не больше, чем 6,9 МПа (изб.) (1000 фунт/кв.дюйм) с образованием выходящего потока гидропереработки, и водород может быть извлечен из потока отходящего газа отпарной колонны путем адсорбции примесей из водорода в потоке отходящего газа отпарной колонны, чтобы получить поток водорода.
В дополнительном варианте осуществления установка гидропереработки содержит реактор гидроочистки и сепаратор, находящийся в соотношении в сообщении с реактором гидроочистки. Отпарная колонна может находиться в сообщении с линией кубового потока сепаратора. Компрессор может находиться в сообщении с линией головного потока отпарной колонны, и установка извлечения водорода может находиться в сообщении с головной линией отпарной колонны.
Краткое описание чертежей
Фигура 1 представляет собой упрощенную технологическую схему способа.
На фигуре 2 показаны дополнительные детали установки PSA на фигуре 1.
Определения
Термин “сообщение” означает, что при функционировании обеспечен материальный поток между перечисленными компонентами.
Термин “сообщение ниже по ходу потока” означает, что по меньшей мере часть материала, текущего к объекту, находящемуся в сообщении ниже по ходу потока, при функционировании может вытекать из объекта, с которым он сообщается.
Термин “сообщение выше по ходу потока” означает, что по меньшей мере часть материала, текущего из объекта, находящегося в сообщении выше по ходу потока, при функционировании может протекать к объекту, с которым он сообщается.
Термин “непосредственное сообщение” означает, что поток из расположенного выше по ходу потока компонента поступает в расположенный ниже по ходу потока компонент, не подвергаясь изменениям состава вследствие физического фракционирования или химического превращения.
Термин “байпас” означает, что объект находится вне сообщения ниже по ходу потока с байпасируемым, по меньшей мере в части, касающейся байпасирования.
Используемый в описании термин “поток, обогащенный компонентом” означает, что обогащенный поток, выходящий из сосуда, имеет более высокую концентрацию указанного компонента, чем сырье, поступающее в указанный сосуд.
Используемый в описании термин “поток, обедненный компонентом” означает, что обедненный поток, выходящий из сосуда, имеет концентрацию указанного компонента меньше, чем сырье, поступающее в указанный сосуд.
Термин “колонна” означает дистилляционную колонну или колонны для разделения одного или нескольких компонентов с различной летучестью. Если не указано другое, каждая колонна включает холодильник на головной части колонны для конденсации и возвращения части головного потока обратно на верх колонны в качестве флегмы, и ребойлер внизу колонны для испарения части кубового потока и направления ее обратно в низ колонны. В абсорбционных и промывных колоннах отсутствует холодильник на головной части колонны для конденсации и возвращения части головного потока обратно на верх колонны, и ребойлер внизу колонны для испарения части кубового потока и направления ее обратно в низ колонны. Сырье, подаваемое в колонны может быть предварительно нагрето. Давление наверху представляет собой давление паров головного потока на выходе из колонны. Температура в нижней части означает температуру жидкого кубового потока на выходе. Линии головного потока и кубового потока относятся к результирующим линиям из колонны ниже по ходу потока из любого возврата флегмы или повторного испарения в колонну. Отпарные колонны не содержат ребойлер внизу колонны, и вместо этого необходимый нагрев и стимул для разделения обеспечивается за счет флюидизированной инертной среды, такой как водяной пар.
Используемый в описании термин “истинная температура кипения” (ИТК) означает метод испытания для определения температуры кипения материала, который соответствует стандарту ASTM D-2892 для получения сжиженного газа, дистиллятных фракций и остатка стандартизированного качества, на основе которого могут быть получены аналитические данные и определены показатели выхода указанных выше фракций, как по массе, так и по объему, по которым строится график зависимости количества дистиллята (в масс. %) от температуры, с использованием пятнадцати теоретических тарелок в колонне с флегмовым числом 5:1.
Используемый в описании термин “температура начала кипения” (ТНК) означает температуру, при которой образец начинает кипеть с использованием стандарта ASTM D-86.
Используемый в описании термин “T5” или “T95” означает температуру, при которой выкипают 5% или 95 объёмных процентов образца, соответственно, в зависимости от обстоятельств, с использованием стандарта ASTM D-86.
Используемый в описании термин “точка отсечки дизельного топлива” находится от 343°C (650°F) до 399°C (750°F) с использованием метода ИТК дистилляции.
Используемый в описании термин “диапазон кипения дизельного топлива” означает углеводороды, которые кипят с ТНК в диапазоне от 132°C (270°F) до 210°C (410°F) и до точки отсечки дизельного топлива, используя метод ИТК дистилляции.
Используемый в описании термин “конверсия дизельного топлива” означает превращение сырья в материал, который кипит при температуре или ниже точки отсечки дизельного топлива в диапазоне кипения дизельного топлива.
Используемый в описании термин “диапазон кипения керосина” означает углеводороды, которые кипят с ТНК в диапазоне от 120°C (248°F) до 150°C (302°F) и до точки отсечки керосина в диапазоне от 132°C (270°F) до 260°C (500°F), используя метод ИТК дистилляции.
Используемый в описании термин “сепаратор” означает сосуд, в котором имеется впуск и по меньшей мере выпуск для головных паров и выпуск для жидкого кубового потока и, кроме того, может также иметь выпуск для водного потока из отстойника. Испарительный барабан представляет собой тип сепаратора, который может находиться в сообщении ниже по ходу потока с сепаратором, который может эксплуатироваться при более высоком давлении.
Используемый в описании термин “преобладающий” или “преобладать” означает больше, чем 50%, в подходящем случае больше, чем 75% и предпочтительно больше, чем 90%.
Осуществление изобретения
Производство водорода является дорогостоящим, и на большинстве нефтеперерабатывающих заводов применение водорода ограничено из-за ограниченной мощности установок получения водорода. В установках гидропереработки потери водорода могут быть связаны с потерями растворения в жидких потоках горячего сепаратора и холодного сепаратора. Жидкие потоки горячего и холодного сепараторов поступают в отпарную колонну и в последующем в головной поток отходящего газа.
В процессах гидропереработки низкого давления, таких как гидроочистка и мягкий гидрокрекинг, образуются отходящие газы из головной части отпарной колонны, которые имеют высокое содержание водорода. Потоки отходящего газа обычно смешивают с топливным газом нефтеперерабатывающего завода и сжигают. Обычно извлечение водорода из отходящих газов отпарной колонны рассматривалось как невыполнимое, если процесс гидропереработки проводится при низком давлении. Следовательно, с целью снижения суммарного потребления водорода, водород может быть извлечен из указанных потоков.
Устройство и способ 10 гидропереработки углеводородов содержит установку 12 гидропереработки, секцию 30 сепаратора, установку 100 извлечения водорода и установку 14 извлечения продукта. Углеводородный поток в линии 16 углеводородов и поток водорода в линии 18 водорода подают в установку 12 гидропереработки. Выходящий поток гидропереработки разделяют в установке 14 извлечения продукта.
Рециркулирующий поток водорода в линии 20 рециркулирующего водорода может быть дополнен потоком подпиточного водорода из линии 22, чтобы обеспечить поток водорода в линии 18 водорода. Поток водорода может объединяться с углеводородным потоком в линии 16 сырья для обеспечения потока углеводородного сырья в линии 23 сырья. Поток углеводородного сырья в линии 23 может быть нагрет в огневом нагревателе и подаваться в реактор 24 гидропереработки. Поток углеводородного сырья подвергается гидропереработке в реакторе 24 гидропереработки.
В одном аспекте способ и устройство, описанные в заявке, являются особенно подходящими для гидропереработки потока углеводородного сырья, содержащего углеводородное сырье. Примеры углеводородного сырья включают углеводородные потоки, имеющие температуру начала кипения (ТНК) выше 288°C (550°F), такие как атмосферный газойль, вакуумный газойль (ВГО), имеющий температуру T5 и T95 от 315°C (600°F) до 600°C (1100°F), деасфальтированное масло, дистилляты реактора коксования, прямогонные дистилляты, полученные при пиролизе масла, высококипящие синтетические масла, рецикловый газойль, гидрокрекированное сырье, дистилляты каталитического крекинга, остаток атмосферной перегонки, имеющий ТНК равную или выше 343°C (650°F), и вакуумный остаток, имеющий ТНК выше 510°C (950°F). Предпочтительные виды сырья включают углеводородное сырье, выкипающее в диапазоне кипения дизельного топлива и в диапазоне кипения керосина.
Гидропереработка, которая протекает в установке 12 гидропереработки, может представлять собой гидрокрекинг или гидроочистку. Гидрокрекинг относится к процессу, в котором углеводороды крекируются в присутствии водорода с образованием углеводородов с меньшей молекулярной массой.
Гидропереработка, которая протекает в установке гидропереработки, также может быть гидроочисткой. Гидроочистка представляет собой процесс, в котором водород контактирует с углеводородом в присутствии подходящих катализаторов, которые, главным образом, обладают активностью для удаления гетероатомов, таких как сера, азот и металлы, из углеводородного сырья. При гидроочистке могут насыщаться углеводороды с двойными и тройными связями. Кроме того, могут насыщаться ароматические углеводороды. Некоторые процессы гидроочистки специально разработаны для насыщения ароматических углеводородов. Показатели температуры помутнения или потери текучести гидроочищенного продукта также могут улучшаться в результате гидроизомеризации. Реактору гидрокрекинга может предшествовать реактор гидроочистки и сепаратор (не показан) для удаления сернистых и азотистых загрязнений из сырья для реактора гидрокрекинга. Гидроочистка является предпочтительным процессом для установки 12 гидропереработки. Следовательно, в изобретении термин “гидропереработка” может включать в себя термин “гидроочистка”.
Реактор 24 гидропереработки может быть реактором с неподвижным слоем, который содержит один или несколько сосудов, имеющих один или множество слоев катализатора в каждом сосуде, и различные комбинации катализатора гидроочистки и/или катализатора гидрокрекинга в одном или нескольких сосудах. Предусматривается, что реактор 24 гидропереработки может работать с непрерывной жидкой фазой, в которой объем жидкого углеводородного сырья больше, чем объем газообразного водорода. Кроме того, реактор 24 гидропереработки может работать с традиционной непрерывной газовой фазой, с движущимся слоем или с псевдоожиженным слоем в реакторе гидропереработки.
Если реактор 24 гидропереработки эксплуатируется как реактор гидрокрекинга, он может обеспечить общую степень превращения по меньшей мере 20 об. % и обычно больше, чем 60 об. % углеводородного сырья, в продукты, кипящие ниже точки отсечки дизельного топлива. Реактор гидрокрекинга может работать при частичной степени превращения больше, чем 30 об. % или с полным превращением по меньшей мере 90 об. % сырья, в расчете на полное превращение. Реактор гидрокрекинга может работать в условиях мягкого гидрокрекинга, в которых можно обеспечить общее превращение от 20 до 60 об. %, предпочтительно от 20 до 50 об. %, углеводородного сырья в продукты, кипящие ниже точки отсечки дизельного топлива. Если реактор 24 гидропереработки эксплуатируется как реактор гидроочистки, он может обеспечить превращение за проход от 10 до 30 об. %.
Если реактор 24 гидропереработки является реактором гидрокрекинга, то первый сосуд или слой в реакторе 24 гидрокрекинга может включать катализатор гидроочистки с целью насыщения, удаления металлов, обессеривания или деазотирования углеводородного сырья до осуществления его гидрокрекинга в присутствии катализатора гидрокрекинга в последующих сосудах или слоях в реакторе 24 гидрокрекинга. Если реактор гидрокрекинга представляет собой реактор мягкого гидрокрекинга, он может содержать несколько слоев катализатора гидроочистки с последующим меньшим количеством слоев катализатора гидрокрекинга. Если реактор 24 гидропереработки является реактором гидроочистки, он может включать в себя больше, чем один сосуд и множество слоев катализатора гидроочистки. Кроме того, реактор гидроочистки может содержать катализатор гидроочистки, который приспособлен для насыщения ароматических углеводородов, гидродепарафинизации и гидроизомеризации.
Подходящие катализаторы гидроочистки представляют собой любые известные традиционные катализаторы гидроочистки и включают те катализаторы, которые содержат по меньшей мере один металл VIII группы, предпочтительно железо, кобальт и никель, более предпочтительно кобальт и/или никель и по меньшей мере один металл VI группы, предпочтительно молибден и вольфрам, на материале носителя с большой площадью поверхности, предпочтительно на оксиде алюминия. Другие подходящие катализаторы гидроочистки включают цеолитные катализаторы, а также катализаторы - благородные металлы, где благородный металл выбран из палладия и платины. В объем защиты настоящего изобретения включен тот факт, что можно использовать больше одного типа катализатора гидроочистки в одном и том же реакторе 24 гидроочистки. Обычно металл VIII группы присутствует в количестве в диапазоне от 2 до 20 масс. %, предпочтительно от 4 до 12 масс. %. Металл VI группы обычно может присутствовать в количестве в диапазоне от 1 до 25 масс. %, предпочтительно от 2 до 25 масс. %.
-1
-1
-1
-1
3
3
3
3
3
3
3
3
Предпочтительные условия процесса гидроочистки включают температуру от 290°C (550°F) до 455°C (850°F), подходящим образом от 316°C (600°F) до 427°C (800°F) и предпочтительно от 343°C (650°F) до 399°C (750°F), давление от 2,1 МПа (изб.) (300 фунт/кв. дюйм), предпочтительно от 4,1 МПа (изб.) (600 фунт/кв. дюйм) до 11,0 МПа (изб.) (1600 фунт/кв. дюйм), и предпочтительно не больше, чем 6,9 МПа (изб.) (1000 фунт/кв. дюйм), часовая объемная скорость жидкости свежего углеводородного сырья от 0.1 час, подходящим образом от0,5 час до 5 час, предпочтительно от 1,5 до 4 час, и соотношение водород/углеводороды от 84 нм/м (500 куб.фут/баррель) до 1011 нм/м (6,000 куб.фут/баррель), предпочтительно от 168 нм/м (1000 куб.фут/баррель) до 674 нм/м (4,000 куб.фут/баррель), в присутствии катализатора гидроочистки или комбинации катализаторов гидроочистки.
В подходящем катализаторе гидрокрекинга могут быть использованы аморфные алюмосиликатные носители или низкоуровневые цеолитные носители, объединенные с одним или несколькими гидрирующими компонентами металлов из VIII группы или металлов из VIB группы, если желательным является мягкий гидрокрекинг, чтобы получить сбалансированное отношение среднего дистиллята и бензина. В другом аспекте, когда средний дистиллят является более предпочтительным в превращенном продукте, чем получение бензина, частичный или полный гидрокрекинг может быть осуществлен в первом реакторе 24 гидрокрекинга в присутствии катализатора, который обычно содержит любой крекирующий носитель – кристаллический цеолит, на который нанесен гидрирующий компонент - металл VIII группы. Дополнительные гидрирующие компоненты для введения в цеолитный носитель могут быть выбраны из металла VIВ группы.
-10
-10
Цеолитные крекирующие носители иногда называют в этой области техники молекулярными ситами, и обычно они образованы из диоксида кремния, оксида алюминия и одного или нескольких катионов, способных к обмену, таких как натрий, магний, кальций, редкоземельные элементы и др. Цеолиты дополнительно характеризуются порами в кристалле с относительно однородным диаметром от 4 до 14 Ангстрем (10 м). Предпочтительно используются цеолиты, имеющие относительно высокое молярное отношение диоксид кремния/оксид алюминия от 3 до 12. Подходящие цеолиты природного происхождения включают, например, морденит, стильбит, гейландит, ферриерит, дахиардит, шабазит, эрионит и фожазит. Подходящие синтетические цеолиты включают, например, кристаллические типы B, X, Y и L, например, синтетические фожазит и морденит. Предпочтительными являются такие цеолиты, которые имеют диаметр пор в кристалле от 8 до 12 Ангстрем (10 м), в которых молярное отношение диоксид кремния/оксид алюминия составляет от 4 до 6. Одним примером цеолита в предпочтительной группе является синтетическое молекулярное сито Y.
Активные металлы, используемые в предпочтительных катализаторах гидрокрекинга настоящего изобретения в качестве гидрирующих компонентов, являются металлами VIII группы, то есть, железо, кобальт, никель, рутений, родий, палладий, осмий, иридий и платина. Кроме указанных металлов, также могут быть использованы другие промоторы в сочетании с ними, включая металлы VIB группы, например, молибден и вольфрам. Количество гидрирующего металла в катализаторе может варьировать в широких пределах. В общих чертах, может быть использовано любое количество от 0,05% до 30 масс. %. В случае благородных металлов, обычно предпочитают использовать от 0,05 до 2 масс. % благородного металла.
Способ введения гидрирующего металла заключается в контактировании материала носителя с водным раствором подходящего соединения желаемого металла, в котором металл присутствует в виде катиона. После добавления выбранного гидрирующего металла или металлов, затем полученный порошок катализатора фильтруют, сушат, таблетируют с добавлением смазочных материалов, связующих веществ и тому подобных, если это желательно, и прокаливают на воздухе при температуре, например, от 371°C (700°F) до 648°C (1200°F) для того, чтобы активировать катализатор и разложить ионы аммония. В качестве альтернативы, компонент носителя можно сначала таблетировать и затем добавлять гидрирующий компонент и проводить активацию путем прокаливания.
-1
3
3
3
3
-1
-1
3
3
3
3
В одном подходе, условия гидрокрекинга могут включать температуру от 290°C (550°F) до 468°C (875°F), предпочтительно от 343°C (650°F) до 445°C (833°F), давление от 4,8 МПа (изб.) (700 фунт/кв. дюйм) до 11,0 МПа (изб.) (1600 фунт/кв. дюйм), предпочтительно давление не больше, чем 6,9 МПа (изб.) (1000 фунт/кв. дюйм), часовую объемную скорость жидкости (LHSV) от 0,4 до меньше, чем 2,5 час и соотношение водород/углеводороды от 421 нм/м(2500 куб.фут/баррель) до 2527 нм/м (15000 куб.фут/баррель). Если желательным является мягкий гидрокрекинг, то условия могут включать температуру от 315°C (600°F) до 441°C (825°F), давление от 5,5 МПа (изб.) (800 фунт/кв. дюйм) до 8,3 МПа (изб.) (1200 фунт/кв. дюйм) и предпочтительно давление не больше, чем 6,9 МПа (изб.) (1000 фунт/кв. дюйм), часовую объемную скорость жидкости (LHSV) от 0,5 до 2 час и предпочтительно от 0,7 до 1,5 час и соотношение водород/углеводороды от 421 нм/м (2500 куб.фут/баррель) до 1685 нм/м (10000 куб.фут/баррель).
В реакторе 24 гидропереработки получают выходящий поток гидропереработки, который покидает реактор 24 гидропереработки по линии 26 выходящего потока гидропереработки. Выходящий поток гидропереработки содержит материал, который будет разделен в секции 30 разделения, содержащей один или несколько сепараторов, на жидкий гидропереработанный поток и газообразный гидропереработанный поток. Секция 30 разделения находится в сообщении ниже по ходу потока с реактором 24 гидропереработки.
Выходящий поток гидропереработки в линии 26 выходящего потока гидропереработки, в одном аспекте может подвергаться теплообмену с потоком углеводородного сырья в линии 16, чтобы охлаждаться до поступления в горячий сепаратор 32. Горячий сепаратор разделяет выходящий поток гидропереработки с образованием горячего газообразного углеводородного потока в головной линии 34 и горячего жидкого углеводородного потока в линии кубового потока 36. Горячий сепаратор 32 может находиться в сообщении ниже по ходу потока с реактором 24 гидропереработки. Горячий сепаратор 32 работает при температуре от 177°C (350°F) до 371°C (700°F) и предпочтительно работает при температуре от 232°C (450°F) до 315°C (600°F). Горячий сепаратор 32 может эксплуатироваться при незначительно более низком давлении, чем реактор 24 гидропереработки, с учетом падения давления в промежуточном оборудовании. Горячий сепаратор может эксплуатироваться при давлении, приблизительно равном давлению в реакторе 24 гидропереработки, за вычетом потерь на трение. Горячий жидкий углеводородный поток 36 может иметь температуру, равную рабочей температуре горячего сепаратора 32.
Горячий газообразный поток в головной линии 34 может быть охлажден до поступления в холодный сепаратор 38. Как следствие протекания реакций в реакторе 24 гидропереработки, где азот, хлор и сера удаляются из сырья, образуются аммиак и сероводород. При типичных температурах, аммиак и сероводород могут прореагировать с образованием бисульфида аммония, а аммиак и хлор могут прореагировать с образованием хлорида аммония. Каждое соединение имеет характеристическую температуру сублимации, в результате эти соединения могут покрывать оборудование, особенно теплообменное оборудование, ухудшая его рабочие характеристики. Для предотвращения указанного осаждения солей - бисульфида аммония или хлорида аммония в линии 34, транспортирующей горячий газообразный поток, подходящее количество промывочной воды может быть введено в линию 34 выше по ходу потока от холодильника в точке на линии 34, где температура превышает характеристическую температуру сублимации каждого соединения.
Горячий газообразный поток может быть разделен в холодном сепараторе 38 с образованием холодного газообразного потока, содержащего газ, обогащенный водородом, в головной линии 40, и холодный жидкий поток в линии 42 холодного кубового потока. Холодный сепаратор 38 служит для отделения водорода от углеводородов в выходящем потоке гидропереработки для рециркуляции в реактор 24 гидропереработки в головной линии 40 холодного сепаратора. Поэтому холодный сепаратор 38 находится в сообщении ниже по ходу потока с головной линией 34 горячего сепаратора 32 и реактором 24 гидропереработки. Холодный сепаратор 38 может работать при температуре от 38°C (100°F) до 66°C (150°F), подходящим образом от 46°C (115°F) до 63°C (145°F), и под давлением, немного ниже давления в реакторе 24 гидропереработки и горячем сепараторе 30, с учетом падения давления в промежуточном оборудовании, с целью сохранения водорода и легких газов в головном потоке, а жидких в нормальных условиях углеводородов в кубовом потоке. Кроме того, холодный сепаратор 38 может также содержать отстойник для сбора водной фазы. Холодный жидкий поток может иметь температуру, равную рабочей температуре в холодном сепараторе 38.
Горячий жидкий углеводородный поток в линии 36 горячего кубового потока может быть отпарен в качестве горячего выходящего потока гидропереработки в отпарной колонне 90. В одном аспекте, горячий жидкий поток в линии 36 горячего потока может быть подвергнут сбросу давления и мгновенному испарению в горячем испарительном барабане (не показан), чтобы снизить давление горячего жидкого потока в линии 36.
В одном аспекте, холодный жидкий поток в линии 42 холодного кубового потока может быть отпарен в качестве холодного выходящего потока гидропереработки в отпарной колонне 90. В дополнительном аспекте холодный жидкий поток может быть подвергнут сбросу давления и мгновенному испарению в холодном испарительном барабане (не показан), чтобы снизить давление холодного жидкого потока в линии 42 кубового потока. Холодный водный поток может быть удален из отстойника в холодном сепараторе 38.
Холодный газообразный поток в головной линии 40 обогащен водородом. Поэтому водород может быть извлечен из холодного газообразного потока. Холодный газообразный поток в головной линии 40 может быть пропущен через рециркуляционную промывную колонну 56 с тарелками или насадкой, где поток промывается с помощью промывной экстракционной жидкости, такой как водный раствор амина, для удаления кислых газов, включая сероводород и диоксид углерода, путем их экстракции в водный раствор. В рециркуляционной промывной колонне 56 холодный газообразный поток входит в рециркуляционную промывную колонну 56 вблизи дна и проходит снизу вверх, в то время как обеднённый аминный поток в линии растворителя входит в отпарную промывную колонну вблизи верха и проходит сверху вниз. Предпочтительные обеднённые амины также включают алканоламины как диэтаноламин (DEA), моноэтаноламин (MEA) и метилдиэтаноламин (MDEA). Могут быть использованы другие амины, вместо, или дополнительно к предпочтительным аминам. Отработанная промывная жидкость из кубового потока может быть регенерирована и рециркулирована обратно в рециркуляционную промывную колонну 56. Промытый обогащенный водородом поток выходит из скруббера по головной линии 58, и он может быть компримирован в рециркуляционном компрессоре, чтобы обеспечить рециркуляционный поток водорода в линии 20. Рециркуляционный поток водорода в линии 20 может дополнять подпиточный поток 22 водорода, чтобы обеспечить поток водорода в линии 18 водорода. Часть материала в линии 20 может направляться на выходы из промежуточных слоев катализатора в реакторе 24 гидропереработки, чтобы регулировать температуру на входе в последующий слой катализатора (не показано).
Секция 14 извлечения продукта может включать отпарную колонну 90 и промывную колонну 160 отпарной колонны. Отпарная колонна 90 может находиться в сообщении ниже по ходу потока с линией кубового потока в секции 30 разделения. Например, отпарная колонна 90 может находиться в сообщении ниже по ходу потока с реактором 24 гидропереработки, линией 36 горячего кубового потока и/или с линией 42 холодного кубового потока. В одном аспекте, отпарная колонна 90 может содержать две отпарные колонны. Отпарная колонна 90 может находиться в сообщении ниже по ходу потока с линией 42 холодного кубового потока для отпаривания холодного жидкого потока гидропереработки. Отпарная колонна 90 может находиться в сообщении ниже по ходу потока с линией 36 горячего кубового потока для отпаривания горячего жидкого потока гидропереработки, который горячее, чем холодный жидкий поток гидропереработки. Горячий жидкий поток гидропереработки горячее холодного жидкого потока гидропереработки по меньшей мере на 25°C и предпочтительно по меньшей мере на 50°C.
Холодный жидкий поток гидропереработки может быть нагрет и подан в отпарную колонну 90 в местоположение, которое может находиться в верхней половине отпарной колонны 90. Горячий выходящий поток гидропереработки может быть нагрет и подан в отпарную колонну 90 в местоположение, которое может находиться в нижней половине отпарной колонны 90. Холодный выходящий поток гидропереработки и горячий выходящий поток гидропереработки, каждый из которых содержит по меньшей мере часть выходящего потока гидропереработки, могут быть отпарены от легких газов в отпарной колонне 90 с помощью отпаривающей среды, которая представляет собой инертный газ, такой как водяной пар, из линии 96 отпаривающей среды, чтобы получить головной паровой поток из нафты, водорода, сероводорода, водяного пара и других газов в головной линии 120 отпарной колонны. В качестве альтернативы, в отпарной колонне может быть использован ребойлер, который может быть огневым нагревателем, при этом исключается линия 96 отпаривающей среды, но этот вариант осуществления не показан. В отпарной колонне 90 отпариваются легкие газы из горячего жидкого потока и/или холодного жидкого потока, чтобы получить поток отходящего газа отпарной колонны и отпаренный поток гидропереработки.
По меньшей мере часть головного потока отходящего газа отпарной колонны может быть конденсирована и разделена в приемнике 122. В результирующей головной 124 линии отпарной колонны из приемника 122 проходит результирующий поток отходящего газа отпарной колонны для дополнительной обработки. Отпарная колонна может эксплуатироваться при полном орошении, так что весь сконденсированный материал может быть использован для орошения колонны. В качестве альтернативы, не стабилизированная жидкая нафта из кубового потока приемника 122 может быть поделена на часть флегмы, подаваемой для орошения наверх отпарной колонны 90, головной жидкий поток отпарной колонны, который может быть извлечен, но верхний жидкий поток отпарной колонны не показан. Кислый водный поток (не показан) может быть собран из отстойника головного приемника 122.
Отпарная колонна может эксплуатироваться при температуре кубового потока от 160°C (320°F) до 360°C (680°F), и давлении головного потока 0,35 МПа (изб.) (50 фунт/кв. дюйм), предпочтительно от 0,70 МПа (изб.) (100 фунт/кв. дюйм) до 2,0 МПа (изб.) (300 фунт/кв. дюйм). Температура в головном приемнике 122 варьирует от 38°C (100°F) до 66°C (150°F), и давление является практически таким же, как в головном потоке отпарной колонны 90.
Когда сырьевой поток в реактор 24 гидропереработки представляет собой поток дизельного топлива, отпаренный поток гидропереработки в линии 128 кубового потока, главным образом, содержит материал, выкипающий в диапазоне дизельного топлива. Следовательно, отпаренный поток гидропереработки в линии 128 отпаренного кубового потока может быть транспортирован в резервуар смешения дизельного топлива и храниться. Когда сырьевой поток в реактор 24 гидропереработки представляет собой поток керосина, отпаренный поток гидропереработки в линии 128 кубового потока, главным образом, содержит материал, выкипающий в диапазоне керосина. Поэтому отпаренный поток гидропереработки в линии 128 отпаренного кубового потока может быть транспортирован в резервуар смешения керосина и храниться. Если сырьевой поток в реактор 24 гидропереработки является более тяжелым потоком, таким как газойль, отпаренный поток гидропереработки в линии 128 отпаренного кубового потока может быть направлен в колонну фракционирования (которая не показана) для извлечения нафты, керосина, дизельного топлива и потоков непереработанной нефти.
Результирующий поток отходящего газа отпарной колонны в результирующей головной линии 124 отпарной колонны, обогащенный газообразным водородом, может быть направлен в промывную колонну 160 отпарной колонны. В промывной колонне 160 отпарной колонны поток отходящего газа отпарной колонны входит в промывную колонну отпарной колонны вблизи дна и проходит снизу вверх, в то время как обеднённый аминный поток в линии 162 растворителя входит в промывную колонну отпарной колонны вблизи верха и проходит сверху вниз. Предпочтительно обеднённые амины включают такие алканоламины как DEA, MEA и MDEA. Могут быть использованы другие амины, вместо, или дополнительно к предпочтительным аминам. Обеднённый поток амина контактирует с результирующим потоком отходящего газа отпарной колонны и абсорбирует загрязняющие кислотные газы, такие как сероводород и диоксид углерода из потока отходящего газа отпарной колонны. Полученный "обессеренный" поток отходящего газа отпарной колонны отбирают из головного выпуска промывной колонны отпарной колонны в головной линии 164 промывной колонны отпарной колонны, а обогащенный амин отбирают из выпуска кубового потока внизу промывной колонны отпарной полоны в линию 166 кубового потока. Обогащенный амин может быть подвергнут регенерации для удаления сероводорода, чтобы переработать его в элементарную серу, и затем подвергнут рециркуляции в промывную колонну 160 отпарной колонны.
Авторы изобретения обнаружили, что обессеренный поток отходящего газа отпарной колонны может содержать от 5 до 15 масс. % от расхода подпиточного водорода. Однако он может быть при давлении, которое слишком мало для извлечения водорода. Соответственно, предлагается сжимать обессеренный поток отходящего газа отпарной колонны в компрессоре 200 до давления, которое способствует извлечению водорода в установке 100 извлечения водорода. В одном аспекте обессеренный поток отходящего газа отпарной колонны сжимают в компрессоре 200 отходящего газа отпарной колонны до давления от 2200 кПа (изб.) (320 фунт/кв. дюйм) до 3100 кПа (изб.) (450 фунт/кв. дюйм). Сжатый обессеренный поток отходящего газа отпарной колонны может быть подан из компрессора 200 отходящего газа отпарной колонны по линии 201 компрессора в отбойный сепаратор 202, чтобы удалить сжатый конденсированный поток в линию 206 кубового потока для транспорта в отпарную колонну 90. Отбойный сепаратор 202 может находиться в сообщении ниже по ходу потока с компрессором 200. Сжатый конденсированный поток может быть транспортирован по линии 206 кубового потока в линию 42 холодного кубового потока, в которой указанный сжатый конденсированный поток и холодный жидкий поток в линии 42 холодного кубового потока транспортируются вместе в отпарную колонну 90. Оставшийся сжатый обессеренный отходящий газ отпарной колонны может быть транспортирован из отбойного сепаратора 202 в установку 100 извлечения водорода по линии 204 сырья извлечения водорода, которая может быть головной линией из отбойного сепаратора 202. Компрессор отходящего газа отпарной колонны может находиться в сообщении ниже по ходу потока с отпарной колонной 90, головной линией 120 отпарной колонны и результирующей головной линией 124 отпарной колонны.
В установке 100 извлечения водорода водород извлекают из сжатого обессеренного потока отходящего газа отпарной колонны. Установка 100 извлечения водорода может находиться в сообщении ниже по ходу потока с головной линией отпарной колонны 90 и с абсорбционной колонной 160. Установка 100 извлечения водорода может содержать мембрану для извлечения потока водорода. В одном аспекте, установка извлечения водорода содержит установку 102 адсорбции при переменном давлении (PSA), содержащую множество слоев адсорбента.
Установка 102 PSA может находиться в сообщении ниже по ходу потока с головной линией отпарной колонны 90 и с абсорбционной колонной 160. В установке 102 PSA загрязняющие газы адсорбируются из водорода в сжатом обессеренном потоке отходящего газа отпарной колонны. В варианте осуществления, водород в газообразном потоке может быть очищен в установке 102 адсорбции с переменным давлением (PSA), показанной на фигуре 2, чтобы извлечь обогащенный водородом газообразный поток, имеющий пониженную концентрацию сероводорода, аммиака, аминов и углеводородов. В процессе адсорбции с переменным давлением водород отделяется от более крупных молекул в линии 204 сырья извлечения водорода. Более крупные молекулы примесей адсорбируются на адсорбенте при высоком давлении адсорбции, в то время как допускается проход небольших молекул водорода. Осуществляется снижение давления до более низкого давления десорбции, чтобы десорбировать более крупные адсорбированные частицы. Вообще желательно использовать процесс PSA в системах с множеством слоев адсорбента, таких как описанные в патенте США 3,430,418, в котором используются по меньшей мере четыре слоя адсорбента. В указанных системах процесс PSA осуществляется в циклическом режиме, с использованием последовательности технологических операций.
Обратимся к фигуре 2, где установка 102 PSA 102 может иметь четыре слоя 108-114, имеющих впускные концы 108a, 110а, 112а и 114a и выпускные концы 108b-114b, соответственно. На первой стадии промытый поток по линии 204 сырья извлечения водорода подают к впускному концу 108a первого слоя 108 адсорбента при высоком давлении абсорбции, например, от 1 МПа (150 абс. фунт/кв. дюйм) до 1,7 МПа (250 абс. фунт/кв. дюйм), чтобы адсорбировать способные адсорбироваться вещества на адсорбенте, причем продукт – водородсодержащий газ проходит к выпускному концу 108b слоя 108 в течение 5 - 10 минут. Очищенный поток водорода может проходить из установки 102 PSA по линии 104 продукта, с повышенной чистотой водорода, чем в линии 204 сырья извлечения водорода. Поток сырья в первый слой 108 прерывают прежде, чем более крупные молекулы проскакивают к выпускному концу 108b первого слоя. Затем в первом слое 108 прямоточно снижается давление до промежуточного давления, например, от 0.7 МПа (100 абс. фунт/кв. дюйм) до 1 МПа (150 абс. фунт/кв. дюйм) в течение 0,5 - 2 минут путем выпуска газа порового пространства и из выпускного конца 108b первого слоя в выпускной конец 110b второго слоя 110, тем самым повышая давление во втором слое, который только что был продут от десорбированных более крупных молекул. Может быть осуществлено дополнительное прямоточное снижение давления в первом слое 108 до давления от 0,7 МПа (50 абс. фунт/кв. дюйм) до 0,5 МПа (75 абс. фунт/кв. дюйм), путем выпуска оставшегося газа порового пространства в выпускной конец 112b третьего слоя 112, чтобы продуть третий слой от десорбированных более крупных молекул в течение 5 - 10 минут. На третьей стадии открывается впуск 108a в первый слой 108 на стадии противоточного снижения давления или стадии продувки, на которой газ выходит из первого слоя через впускной конец 108a, покидая первый слой 108 при достаточно низком давлении, например, от 34,5 кПа (5 абс. фунт/кв. дюйм) до 172 кПа (25 абс. фунт/кв. дюйм), чтобы адсорбированные вещества десорбировались из адсорбента в течение 0,5 - 2 минут. Десорбированные вещества выходят через впускной конец 108a и извлекаются по линии 106 хвостового газа с большей концентрацией способных адсорбироваться веществ, чем в линии 204 сырья извлечения водорода. На четвертой стадии, газ порового пространства из четвертого слоя 114 может выпускаться через выпускной конец 114b и подаваться через выпускной конец 108b первого слоя 108, чтобы продуть слой от десорбированных веществ. На последней стадии, газ порового пространства из второго слоя 110 подают из выпускного конца 110b в выпускной конец 108b первого слоя 108, чтобы восстановить давление в первом слое. Затем газообразный продукт из выпускного конца 112b третьего слоя 112 подают в выпускной конец 108b первого слоя 108, чтобы обеспечить давление адсорбции в первом слое 108 от 1 МПа (150 абс. фунт/кв. дюйм) до 1.7 МПа (250 абс. фунт/кв. дюйм) в течение 5 - 10 минут. Поскольку теперь первый слой 108 находится под давлением адсорбции, в первом слое начинается новый цикл. Такая же технологическая последовательность осуществляется в других слоях 110-114, с отличием, относящимся к порядку расположения слоев 110-114.
Подходящим адсорбентом может быть активированный кальциевый цеолит A, с активированным углеродом или без него. Очищенный водород, имеющий более высокую концентрацию водорода и более низкую концентрацию углеводородов, чем в сжатом обессеренном потоке отходящего газа отпарной колонны в линии 204 сырья извлечения водорода, может транспортироваться по линии 104 для рециркуляции или транспортироваться в водородный коллектор для использования где угодно на нефтеперерабатывающем заводе. В линии 106 хвостового газа содержатся углеводороды с более низкой концентрацией водорода и более высокой концентрацией углеводородов относительно концентрации в линии 204 сырья извлечения водорода. Поскольку поток хвостового газа в линии 106 хвостового газа имеет значительное содержание углеводородов, его можно компримировать с помощью компрессора хвостового газа и транспортировать в секцию извлечения углеводородов.
С использованием компрессора отходящих газов отпарной колонны и установки извлечения водорода, можно извлечь и рециркулировать от 7 до 12 масс. % от подпиточного газообразного водорода и, таким образом, соответственно снизить потребление газообразного водорода.
Примеры
Авторы изобретения рассчитали усовершенствование извлечения водорода за счет сжатия обессеренного отходящего газа отпарной колонны из установки гидроочистки дистиллята, работающей при давлении 4,1 МПа (изб.) (600 фунт/кв. дюйм). Обессеренный поток отходящего газа отпарной колонны сжимали до давления 2670 кПа (изб.) (390 фунт/кв. дюйм) и обрабатывали в установке PSA. Извлечение водорода улучшается на 87 масс. % по сравнению со случаем без извлечения водорода из этого потока.
Конкретные варианты осуществления
Хотя следующее описание приведено в сочетании с конкретными вариантами осуществления, следует понимать, что это описание предназначено для иллюстрации, а не для ограничения объема предшествующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
Первый вариант осуществления изобретения представляет собой способ, включающий: гидропереработку потока углеводородного сырья в реакторе гидропереработки, чтобы получить выходящий поток гидропереработки; разделение выходящего потока гидропереработки в сепараторе, чтобы получить газообразный поток и жидкий поток; отпаривание легких газов из жидкого потока, чтобы получить поток отходящего газа отпарной колонны и отпаренный поток гидропереработки; сжатие потока отходящего газа отпарной колонны; и извлечение водорода из потока отходящего газа отпарной колонны. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом параграфе вплоть до первого варианта осуществления в этом абзаце, где извлечение водорода из потока отходящего газа отпарной колонны включает в себя адсорбцию примесей из водорода в потоке отходящего газа отпарной колонны, чтобы получить поток водорода. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом параграфе вплоть до первого варианта осуществления в этом абзаце, который дополнительно включает в себя абсорбцию кислых газов из потока отходящего газа отпарной колонны перед сжатием. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом параграфе вплоть до первого варианта осуществления в этом абзаце, который дополнительно включает в себя разделение газообразного потока сепаратора в холодном сепараторе, чтобы получить холодный газообразный поток и холодный жидкий поток, и отпаривание указанного холодного жидкого потока, чтобы получить указанный поток отходящего газа отпарной колонны. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом параграфе вплоть до первого варианта осуществления в этом абзаце, который дополнительно включает в себя совместное отпаривание холодного жидкого потока и горячего жидкого потока. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом параграфе вплоть до первого варианта осуществления в этом абзаце, который дополнительно включает в себя хранение отпаренного потока гидропереработки в качестве продукта. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом параграфе вплоть до первого варианта осуществления в этом абзаце, который дополнительно включает в себя отпаривание легких газов из жидкого потока сепаратора при давлении ниже 2,0 МПа (изб.) (300 фунт/кв. дюйм). Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом параграфе вплоть до первого варианта осуществления в этом абзаце, который дополнительно включает в себя охлаждение головного потока отходящего газа отпарной колонны и разделение указанного головного потока отходящего газа отпарной колонны на указанный поток отходящего газа отпарной колонны и жидкий головной поток отпарной колонны. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом параграфе вплоть до первого варианта осуществления в этом абзаце, который дополнительно включает в себя гидропереработку потока углеводородного сырья при давлении не больше, чем 6,9 МПа (изб.) (1000 фунт/кв. дюйм). Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом параграфе вплоть до первого варианта осуществления в этом абзаце, который дополнительно включает в себя сжатие потока отходящего газа отпарной колонны до давления от 2200 кПа (изб.) (320 фунт/кв. дюйм) до 3100 кПа (изб.) (450 фунт/кв. дюйм).
Второй вариант осуществления изобретения представляет собой способ, включающий: гидропереработку потока углеводородного сырья в реакторе гидропереработки при давлении не больше, чем 6,9 МПа (изб.) (1000 фунт/кв. дюйм), чтобы получить выходящий поток гидропереработки; разделение выходящего потока гидропереработки в сепараторе, чтобы получить газообразный поток и жидкий поток; отпаривание легких газов из жидкого потока, чтобы получить поток отходящего газа отпарной колонны и отпаренный поток гидропереработки; сжатие потока отходящего газа отпарной колонны; и извлечение водорода из потока отходящего газа отпарной колонны путем адсорбции примесей из водорода в потоке отходящего газа отпарной колонны, чтобы получить поток водорода. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом абзаце, вплоть до второго варианта осуществления в этом абзаце, который дополнительно включает в себя разделение газообразного потока сепаратора в холодном сепараторе, чтобы получить холодный газообразный поток и холодный жидкий поток, и отпаривание указанного холодного жидкого потока, чтобы получить указанный поток отходящего газа отпарной колонны. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом абзаце, вплоть до второго варианта осуществления в этом абзаце, который дополнительно включает в себя совместное отпаривание холодного жидкого потока и горячего жидкого потока. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом абзаце, вплоть до второго варианта осуществления в этом абзаце, который дополнительно включает в себя абсорбцию кислых газов из потока отходящего газа отпарной колонны перед сжатием. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом абзаце, вплоть до второго варианта осуществления в этом абзаце, который дополнительно включает в себя хранение отпаренного потока гидропереработки в качестве продукта. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом абзаце, вплоть до второго варианта осуществления в этом абзаце, который дополнительно включает в себя отпаривание легких газов из жидкого потока сепаратора при давлении ниже 2,0 МПа (изб.) (300 фунт/кв. дюйм).
Третий вариант осуществления изобретения представляет собой устройство, содержащее реактор гидроочистки; сепаратор, находящийся в сообщении с реактором гидроочистки; отпарную колонну, находящуюся в сообщении с линией кубового потока сепаратора; компрессор, находящийся в сообщении с головной линией отпарной колонны; и установку извлечения водорода, находящуюся в сообщении с головной линией отпарной колонны. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом абзаце, вплоть до третьего варианта осуществления в этом абзаце, который дополнительно содержит абсорбционную колонну, находящуюся в сообщении ниже по ходу потока с головной линией отпарной колонны, причем указанная установка извлечения водорода находится в сообщении ниже по ходу потока с указанной абсорбционной колонной. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом абзаце, вплоть до третьего варианта осуществления в этом абзаце, в котором установка извлечения водорода представляет собой установку адсорбции при переменном давлении. Вариантом осуществления изобретения является один, любой или все предшествующие варианты осуществления в этом абзаце, вплоть до третьего варианта осуществления в этом абзаце, который дополнительно содержит холодный сепаратор, находящийся в сообщении ниже по ходу потока с головной линией сепаратора, причем указанная отпарная колонна находится в сообщении ниже по ходу потока с линией кубового потока указанного холодного сепаратора.
Предполагается, что специалист в этой области техники с использованием предшествующего описания, без дополнительной разработки, может применять настоящее изобретение в наиболее полном объеме, и легко определить существенные характеристики настоящего изобретения, не выходя за пределы существа и объема изобретения, чтобы выполнить различные изменения и модификации изобретения, чтобы приспособить изобретение к применению в различных условиях. Поэтому предшествующие предпочтительные конкретные варианты осуществления, можно считать просто иллюстративными, и не ограничивающими остальную часть описания ни в коей мере, и что они предназначены для защиты различных модификаций и эквивалентных компоновок, входящих в объем прилагаемой формулы изобретения.
В вышеизложенном описании, все температуры приведены в градусах Цельсия, и все части и проценты даны по массе, если не указано другое.