СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО НАГРЕВА СЫРЬЯ С ПОМОЩЬЮ ОХЛАДИТЕЛЯ ОТХОДЯЩИХ ГАЗОВ
METHOD AND DEVICE FOR PRELIMINARY HEATING OF RAW MATERIALS BY MEANS OF COOLER OF WASTE GASES

Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к утилизации теплоты отходящих газов, отведенных из регенератора катализатора.
Уровень техники
Многие технологические процессы переработки углеводородов включают использование реактора, который тесно связан с регенератором и за которым ниже по ходу движения потока осуществляется разделение полученного углеводородного продукта. В реакторе углеводородное сырье контактирует с катализатором, при этом осуществляется конверсия углеводородов до требуемых продуктов. Во время протекания этого процесса катализатор имеет тенденцию накапливания на нем отложений кокса, который выжигают в регенераторе.
2
В одном таком процессе, крекинге с псевдоожиженным катализатором (FCC процесс), тепловой процесс выжигания кокса в регенераторе обычно приводит к получению отходящего газа с температурой от 677° до 788°C (1250-1450°F) и давлением от 138 до 276 кПа (20-40 фунт/дюйм). Хотя такое давление является относительно низким, температура крайне высокая, и поэтому большой объем отводимых из регенератора отходящих газов содержит достаточно тепловой энергии для обеспечения экономически выгодной утилизации теплоты.
2
Для утилизации тепловой энергии потока отходящих газов, эти отходящие газы могут быть направлены в устройство для утилизации тепловой энергии. Цепочка аппаратов для утилизации энергии может содержать несколько устройств, таких как турбодетандер, электрический генератор, воздуходувка, редуктор, паровая турбина для снижения давления. Энергия отходящих газов передается посредством лопаток расширительного устройства ротору, соединенному с основной воздуходувкой, служащей для нагнетания воздуха горения в регенератор, и/или с генератором для выработки электрической энергии. Поскольку перепад давления в турбодетандере составляет от 138 до 207 кПа (20-30 фунт/дюйм), отходящие газы обычно выходят с температурой в интервале от 125 до 167°C (225-300°F). Отходящие газы затем могут быть направлены в парогенератор, работающий на отходящих газах, для дополнительной утилизации тепловой энергии указанных отходящих газов и их охлаждения.
Типичный парогенератор, работающий на отходящих газах, для установки, в которой осуществляют FCC процесс, содержит три теплообменника, а именно, экономайзер для предварительного нагрева питательной воды для котла, испаритель для генерирования водяного пара высокого давления и пароперегреватель, предназначенный для нагревания пара высокого давления с превращением его в перегретый пар. После удаления мелких твердых частиц отходящие газы затем могут быть выброшены в дымовую трубу.
Более низкие температуры отводимых отходящих газов свидетельствуют о большей степени утилизации теплоты отходящих газов. Однако минимальная температура отводимых отходящих газов ограничена точкой конденсации серной кислоты. Необходимо, чтобы указанная температура была достаточно выше точки конденсации во избежание конденсации серной кислоты в дымовой трубе, что может привести к осаждению серной кислоты в зоне дымовой трубы.
В установке FCC процесса углеводородное сырье, такое как вакуумный газойль (VGO), обычно предварительно нагревают путем косвенного теплообмена с циркулирующей суспензией катализатора в нефтепродукте, отведенной из основной колонны фракционирования. В основную колонну фракционирования поступают для разделения горячие продукты FCC процесса. Теплообмен исходного сырья с использованием циркуляции указанной суспензии способствует охлаждению продуктов FCC процесса.
Существует необходимость в улучшении утилизации теплоты отходящих газов, отведенных из регенератора катализатора.
Сущность изобретения
Авторы изобретения обнаружили, что отходящие газы из регенератора катализатора являются исключительным веществом для косвенного теплообмена с углеводородным сырьем. Было установлено, что температура отходящих газов FCC процесса после проведения теплообмена с исходным сырьем может быть достаточно выше точки конденсации серной кислоты, что позволяет благополучно избежать конденсации серной кислоты. За счет предварительного нагрева углеводородного сырья путем косвенного теплообмена с отходящими газами, обеспечивающего подогрев углеводородного сырья до более высокой температуры, поток продуктов FCC процесса, обычно используемый для предварительного нагрева сырья, может быть использован для других возможных применений утилизации теплоты или для генерирования пара или выработки энергии. Кроме того, отходящие газы являются достаточно горячими для частичного или полного испарения углеводородного сырья или для предварительного нагрева сырья до температуры, которая является более высокой, чем обычно достигаемая за счет теплообмена с потоками продуктов FCC процесса. Следовательно, количество кокса, которое должно быть образовано и выжжено в регенераторе FCC процесса для достаточного нагревания катализатора и испарения сырья в подъемной вертикальной трубе (стояке) установки FCC процесса, уменьшается, и в результате образуется меньшее количество диоксида углерода.
Предпочтительно предложенные способ и установка могут обеспечить большую степень утилизации теплоты отходящих газов из регенератора катализатора.
Дополнительные особенности и преимущества настоящего изобретения будут понятны из нижеследующего описания изобретения, сопровождающего чертежа и приложенных пунктов формулы изобретения.
Краткое описание чертежа
На фигуре представлено схематическое изображение установки FCC процесса, участка утилизации тепловой энергии и участка фракционирования продуктов FCC процесса, используемых в составе нефтеперерабатывающего комплекса.
Осуществление изобретения
Настоящее изобретение может быть применено к любому процессу каталитической конверсии, в котором используют регенератор катализатора, такому как превращение оксигенатов в олефины или FCC процесс. Для облегчения описания настоящее изобретение будет раскрыто в отношении установки FCC процесса. Температура выходящих газов для обычного охладителя отходящих газов, полученных при проведении FCC процесса, как правило, составляет около 288°C. Авторами изобретения было обнаружено, что температура выходящих газов в охладителе отходящих газов зачастую ограничена скачком минимальной разности температур в парогенераторе, а не точкой конденсации серной кислоты, как это обычно считают. Соответственно, было обнаружено, что отходящие газы, отводимые в дымовую трубу при температуре 288°C, все еще содержат существенное количество теплоты, которая может быть полезно использована для предварительного нагревания потока углеводородного сырья, поступающего в каталитический реактор.
В установке FCC процесса, в которой углеводородное сырье в значительной степени подогревается отходящими газами, потоки продуктов FCC процесса, используемые ранее для подогрева сырья, такие как тяжелый рецикловый газойль (ТРГ) или суспензия катализатора в нефтепродукте, теперь могут быть использованы для генерирования водяного пара более высокого давления. В известной конструкции предварительный нагрев питательной воды для котла (ПВК) обеспечивают посредством косвенного теплообмена с водой, температура которой равна температуре насыщения, поступающей из барабана парового котла, для повышения температуры ПВК до величины 177°C, необходимой для предотвращения коррозии в охладителе отходящих газов.
На фигуре, на которой одинаковые элементы конструкции обозначены одинаковыми номерами позиций, представлен нефтеперерабатывающий комплекс 100, который обычно содержит участок 10 установки для проведения FCC процесса, участок 60 утилизации теплоты и участок 90 извлечения продукта. Участок 10 установки для проведения FCC процесса содержит реактор 12 и регенератор 14 катализатора. Регулируемые параметры процесса обычно включают температуру реакции крекинга, составляющую от 400 до 600°C, и температуру регенерации катализатора, составляющую от 500 до 900°C. Как крекинг, так и регенерация производятся при абсолютном давлении менее 5 атмосфер.
На фигуре показан типичный реактор 12 для проведения FCC процесса, в котором поток тяжелого углеводородного сырья или сырой нефти, входящий в распределитель 16, контактирует с регенерированным катализатором крекинга, поступающим из нагнетательного трубопровода 18, служащего для возврата регенерированного катализатора. Указанное контактирование может происходить в узкой вертикальной подъемной трубе 20, проходящей снизу вверх к днищу корпуса реактора 22. Контактирующие сырье и катализатор псевдоожижаются потоком газа, поступающего из трубопроводной линии 24 сжижающего газа. В одном воплощении теплота, полученная от катализатора, испаряет углеводородное сырье или нефть, и углеводородное сырье после этого подвергают крекингу в присутствии катализатора с превращением в углеводороды с меньшим молекулярным весом, по мере того как оба они транспортируются вверх по вертикальной подъемной трубе 20 в корпус 22 реактора. Полученные продукты крекинга в виде легких углеводородов затем отделяют от катализатора крекинга, используя циклонные сепараторы, которые могут включать в себя первичный сепаратор 26 и одно- или двухступенчатые циклоны 28, размещенные внутри корпуса реактора 22. Газообразные продукты крекинга выходят из корпуса реактора 22 через патрубок 31 для выпуска продуктов в трубопровод 32, транспортирующий их в находящийся ниже по потоку участок 90 извлечения продукта. В подъемной трубе 20, неизбежно протекают побочные реакции, оставляя на катализаторе отложения кокса, что снижает активность катализатора. Для дальнейшего использования отработавшего или покрытого коксом катализатора необходима его регенерация. Закоксованный катализатор, после его отделения от газообразных углеводородных продуктов, падает в отпарную секцию 34, в которую через сопло подают водяной пар для удаления с поверхности катализатора, путем десорбирования, остаточных паров углеводорода. После проведения указанного процесса десорбирования закоксованный катализатор транспортируют в регенератор 14 катализатора через трубопровод 36 подачи отработавшего катализатора.
2
2
2
На фигуре показан регенератор 14, называемый также камерой сгорания. Однако могут быть использованы и другие типы регенераторов. В регенератор 14 катализатора через распределитель 38 воздуха вводят поток кислородсодержащего газа, например, воздуха, для контактирования с закоксованным катализатором и выжигания осажденного на нем кокса, в результате получают регенерированный катализатор и отходящие газы. Основная воздуходувка 50 приводится в действие приводным двигателем 52 для подачи воздуха или другого кислородсодержащего газа из трубопроводной линии 51 в регенератор 14 по линии 30. Приводным двигателем 52 может служить, например, электродвигатель, привод от паровой турбины или какое-то другое устройство для подвода энергии. В процессе регенерации катализатор получает значительное количество теплоты, обеспечивающей тепловую энергию для запуска эндотермических реакций крекинга, протекающих в подъемной вертикальной трубе 20 реактора. Катализатор и воздух проходят совместно вверх вдоль вертикального стояка 40 камеры сгорания, размещенного внутри регенератора 14 катализатора и, после регенерации, первоначально разделяются за счет выгрузки через отвеиватель 42. Дополнительное извлечение регенерированного катализатора и отходящих газов, выходящих из указанного отвеивателя 42, достигается за счет использования циклонных сепараторов 44, 46 первой и второй ступеней соответственно, установленных в регенераторе 14 катализатора. Катализатор, отделенный от отходящих газов, отводится из циклонов 44, 46 через опускные трубы, в то время как более легкие отходящие газы последовательно выходят из циклонов 44, 46 и из корпуса 14 регенератора через патрубок 47 для выпуска отходящих газов в линию 48 отходящих газов. Регенерированный катализатор возвращают обратно в вертикальную подъемную трубу 20 через нагнетательный трубопровод 18 для регенерированного катализатора. В результате выжигания кокса пары, содержащиеся в отходящих газах, выходящие с верха регенератора 14 катализатора и поступающие в трубопроводную линию 48, содержат CO, CO, N и HO вместе с меньшими количествами других веществ.
2
2
2
Горячие отходящие газы выходят из регенератора 14 через выпускной патрубок 47 для отходящих газов, входят в трубопроводную линию 48 и поступают в участок 60 утилизации тепловой энергии. Указанный участок 60 утилизации тепловой энергии находится ниже по потоку от патрубка 47 для выпуска отходящих газов и сообщается с ним посредством трубопроводной линии 48. «Сообщение при нахождении ниже по ходу движения потока» означает, что, по меньшей мере, часть текучей среды, протекающей к одному элементу установки, сообщающемуся при нахождении ниже по ходу движения потока, может при функционировании установки протекать к нему от другого элемента, с которым он сообщается. «Сообщение» означает, что при функционировании установки между перечисленными элементами обеспечивается возможность протекания текучей среды. Для утилизации теплоты подходящими являются многие типы конструкций, и следующее воплощение является весьма подходящим, но не необходимым для настоящего изобретения. Трубопроводная линия 48 направляет отходящие газы к теплообменнику 62, который предпочтительно является парогенератором высокого давления (например, равного 4137 кПа (избыточное давление) (600 фунт/дюйм)). Стрелки, направленные к теплообменнику 62 и от него, показывают подачу питательной воды для котла и отвод водяного пара высокого давления. Теплообменником 62, в конкретных случаях может быть парогенератор промежуточного давления (например, равного 3102 кПа (избыточное давление) (450 фунт/дюйм)) или парогенератор низкого давления (например, 345 кПа (абсолютное давление) (50 фунт/дюйм)). Как показано на фигуре, в рассматриваемом воплощении для селективной подачи текучей среды в трубопроводной линии 48 для отходящего газа может быть установлен инжектор 64 для ввода охлаждающей питательной воды котла.
При необходимости может быть использован также дополнительный теплообменник 63, установленный ниже по ходу движения потока от теплообменника 62. Например, дополнительным теплообменником 63, как правило, может быть парогенератор низкого давления, для которого на фигуре стрелками показан ввод питательной воды котла и отвод пара низкого давления. Однако в определенных случаях в качестве теплообменника 63 может быть использован парогенератор промежуточного давления. В представленном на фигуре воплощении трубопровод 66 обеспечивает сообщение по текучей среде между теплообменником 62 и дополнительным теплообменником 63. Отходящие газы, выходящие из дополнительного теплообменника 63, направляют по линии 69 к линии 67 отработавших отходящих газов и, в конце концов, к дымовой трубе 196, которая предпочтительно снабжена соответствующим оборудованием для защиты окружающей среды, таким как электростатический осадитель или скруббер для мокрой очистки газа. Обычно отходящие газы затем охлаждают в охладителе 110 отходящих газов за счет теплообмена с теплоносителем, которым предпочтительно является вода, при этом генерируется водяной пар высокого давления и перегретый пар. Иллюстрируемый на чертеже пример, кроме того, показывает, что линия 69 может быть приспособлена для прохождения отходящих газов через первое сужающее устройство 71 с большим числом отверстий, первый регулирующий клапан 74 для отходящих газов, и, возможно, через второй регулирующий клапан 75 для отходящих газов и второе сужающее устройство 76 с большим числом отверстий, размещенные на пути движения отработавших отходящих газов к трубопроводной линии 67, при этом все указанные сужающие устройства и клапаны снижают давление отработавших газов в трубопроводной линии 69 перед достижением ими дымовой трубы 196. Регулирующие клапаны 74, 75 для отходящих газов обычно представляют собой дроссельные заслонки и могут регулироваться по показаниям давления в регенераторе 14.
Для выработки электрической энергии участок 60 утилизации тепловой энергии, кроме того, содержит расширительное устройство 70, служащее для утилизации энергии, которым, как правило, является одноступенчатая турбина, работающая на горячих газах, и электрический генератор 78. В частности, расширительное устройство 70 имеет выходной вал, который обычно соединен с электрическим генератором 78 через редуктор 77, который приводит в действие генератор 78. Генератор 78 вырабатывает электрическую энергию, которая может быть использована по желанию в пределах нефтеперерабатывающего комплекса или за его пределами. В качестве альтернативы, расширительное устройство 70 может быть подключено к основной воздуходувке 50 и служит ее приводом, заменяя тем самым привод 52, но такая схема на фигуре не показана.
В одном воплощении расширительное устройство 70, утилизирующее тепловую энергию, сообщается с теплообменником 62 при размещении от него ниже по ходу движения потока. Однако теплообменник может быть установлен выше или ниже по ходу движения потока от расширительного устройства 70. В качестве примера трубопроводная линия 79 подает отходящие газы через отсечной клапан 81 к сепаратору 80 третьей ступени (TSS), который удаляет из отходящих газов большую часть оставшихся твердых частиц. Очищенные отходящие газы выходят из TSS 80 и поступают с трубопроводную линию 82 отходящего газа, которая подводит поток отходящих газов к расширительному устройству 70.
Для регулирования расхода отходящих газов, проходящих между TSS 80 и расширительным устройством 70, выше по потоку от расширительного устройства 70 могут быть установлены регулирующий клапан 83 и дроссельный клапан 84 для дополнительного регулирования расхода газа, поступающего на вход расширительного устройства. Порядок расположения клапанов 83, 84 может быть изменен, и они предпочтительно представляют собой дисковые поворотные клапаны (клапан-бабочка). Кроме того, часть потока отходящих газов может быть отведена в байпасную линию 73 от места, находящегося выше по потоку от расширительного устройства 70, через синхронизирующий клапан 85, обычно дисковый поворотный клапан, для объединения с отходящими газами, проходящими по отводящей линии 86. После прохождения через отсечной клапан 87 очищенные отходящие газы, проходящие по линии 86, объединяются с отходящими газами, протекающими вниз по потоку от дополнительного теплообменника 63 по трубопроводной линии 67 отработанных отходящих газов, и направляются к охладителю 110 отходящих газов.
Для дополнительного удаления твердых частиц, которые выходят из сепаратора TSS 80, для отведенного снизу сепаратора потока, протекающего по трубопроводу 89, при необходимости может быть использован сепаратор 88 четвертой ступени. После того, как указанный отведенный снизу поток дополнительно очищен в сепараторе 88 четвертой ступени, он может воссоединиться с отходящими газами, протекающими по линии 86, после прохождения через сопло 72 с критическим сечением, которое устанавливает величину расхода.
На участке 90 фракционирования и получения продуктов газообразный продукт FCC процесса, проходящий по трубопроводной линии 32, направляют в нижнюю секцию основной колонны 92 фракционирования продуктов FCC процесса. Из основной колонны могут быть отделены и отведены различные фракции, включая суспензию катализатора в нефтепродукте, содержащуюся в кубовом остатке, отводимую по линии 93, поток тяжелого рециклового газойля, отводимый по линии 94, легкий рецикловый газойль, отводимый по линии 95, и поток тяжелой нафты - по линии 96. Любая или все указанные фракции, протекающие по трубопроводным линиям 93-96, могут быть охлаждены и возвращены путем нагнетания обратно в основную колонну 92 фракционирования для охлаждения основной колонны, при этом обычно указанное возвращение осуществляют в точке, находящейся на более высоком уровне. Бензин и газообразные легкие углеводороды отводят из колонны по линии 97 отвода паров с верха основной колонны 92 и частично конденсируют перед вводом в приемный резервуар 99 основной колонны. Водосодержащий поток отводят из отстойника приемного резервуара 99. Кроме того, по трубопроводу 101 отводят поток сконденсированной легкой нафты, в то время как газообразный поток легких углеводородов отводят по трубопроводу 102. Оба потока по трубопроводным линиям 101 и 102 могут поступать в секцию удаления паров (не показана).
2
Линия 67 отработавших отходящих газов подает отходящие газы под давлением от 7 до 28 кПа (изб.) (1-4 фунт/дюйм) в охладитель 110 отходящих газов. Охладитель 110 отходящих газов имеет внешний корпус 112, который может вмещать три отдельных теплообменника. В одном воплощении отходящие газы поступают в охладитель 110 отходящих газов и косвенным путем обмениваются теплотой с теплоносителями, протекающими через каналы в каждом из трех отдельных теплообменников.
2
2
Первый теплообменник, размещенный в охладителе 110 отходящих газов, представляет собой пароперегреватель. Пароперегреватель может иметь первую сторону, сообщающуюся с паровым барабаном, и вторую сторону, сообщающуюся с линией транспортирования отходящих газов. Пароперегреватель 114, содержит теплообменные каналы 116, транспортирующие водяной пар высокого давления (ВД), проходящий по трубопроводу 118, и насыщенный пар высокого давления, поступающий из парового барабана 124 в трубопровод 144 при давлении приблизительно равном 39,4 кг/см (изб.) (560 фунт/дюйм) и температуре выше 232°C (450°F). Теплообменные каналы 116 могут содержать пучок труб, расположенный горизонтально или вертикально и изготовленный из хромомолибденовой (Cr-Mo) стали. Пароперегреватель имеет первую внешнюю сторону каналов 116, которая сообщается с трубопроводом 48 для отходящих газов и регенератором 14 катализатора, находясь от них ниже по потоку, и вторую внутреннюю сторону каналов 116, которая сообщается с паровым барабаном 124, находящимся выше по ходу движения потока. «Сообщение при нахождении выше по ходу движения потока» означает, что, по меньшей мере, часть текучей среды, вытекающей из одного элемента установки, находящегося выше по потоку с возможностью сообщения, может при функционировании установки протекать к другому элементу, с которым он сообщается. Пар ВД обменивается теплотой путем косвенного теплообмена с отходящими газами, которые могут находиться при повышенной температуре, более 538°C (1000°F), производят перегретый водяной пар с температурой выше 399°C (750°F) и частично охлаждают отходящие газы, до температуры менее 496°C (925°F). Перегретый водяной пар может быть быстро охлажден с помощью питательной воды котла, поступающей из линии 120, и направляется к остальной части нефтеперерабатывающего комплекса по трубопроводной линии 123.
Частично охлажденные отходящие газы поступают во второй теплообменник, который представляет собой испарительный теплообменник 122. Испарительный теплообменник может иметь первую сторону, сообщающуюся с паровым барабаном, и вторую сторону, сообщающуюся с линией транспортирования отходящих газов. Испарительный теплообменник 122 имеет первую внешнюю сторону каналов 128, которая сообщается с линией 48 отходящих газов и регенератором 14 катализатора, и вторую внутреннюю сторону каналов, которая сообщается с паровым барабаном 124. Испарительный теплообменник 122 содержит паровой барабан 124, частично выступающий из верхней стенки корпуса 112, и нижний барабан 126, выступающий из днища корпуса 112. Паровой барабан 124 находится выше по потоку от пароперегревателя 114 и сообщается с ним посредством линии 144 пара высокого давления и посредством линии 156 сообщается с теплообменником 150 для подогрева воды ниже по потоку, от которого он находится. Каналы 128 могут быть образованы трубами испарителя, которые проходят горизонтально или вертикально через внутренний объем охладителя 110 отходящих газов между нижним барабаном 126 и паровым барабаном 124. Частично охлажденные отходящие газы, проходящие через внутренний объем охладителя 110 дымовых газов, обтекают трубы испарителя, и при этом нагревают путем косвенного теплообмена предварительно подогретую воду в трубах 128 испарителя и генерируют пар ВД. Трубы 128 испарителя могут быть изготовлены из углеродистой стали. Трубы 128 испарителя передают испаряющуюся воду из нижнего барабана 126 к паровому барабану 124. Трубы 128 испарителя снабжены переточными трубами для транспортирования сконденсированной воды из парового барабана 124 к нижнему барабану 126. Жидкость может быть отведена из нижнего барабана 126 по линии 134, и ее отвод регулируется с помощью клапана. Полученный пар ВД отбирают из парового барабана 124 в линию 140. При этом часть пара ВД по линии 142 может быть направлена к другим потребителям, имеющимся в нефтеперерабатывающем комплексе 100, в то время как линия 144 направляет пар ВД в линию 118, транспортирующую пар ВД давления к пароперегревателю 114 для его перегрева. Охлажденные отходящие газы выходят из испарителя при температуре ниже 371°C (700°F), и предпочтительно ниже 343°C (650°F).
Охлажденные отходящие газы поступают в третий теплообменник, который представляет собой теплообменник 150 предварительного нагрева воды. Теплообменник предварительного нагрева воды, может иметь первую сторону, сообщающуюся с линией подачи воды, и вторую сторону, сообщающуюся с указанной линией транспортирования отходящих газов. Теплообменник 150 предварительного нагрева воды содержит теплообменные каналы 160, внешняя сторона которых сообщается с линией 48 отходящих газов и регенератором 14 катализатора и находится по отношению к ним ниже по ходу движения потока, а вторая внутренняя сторона сообщается с питательной водой котла, протекающей по линии 152, и находится по отношению к ней ниже по потоку. Теплообменные каналы 160 могут быть образованы трубным пучком, расположенным горизонтально или вертикально и изготовленным из углеродистой стали. Питательную воду котла, транспортируемую по линии 152, предпочтительно подогревают до температуры 177°C (350°F), чтобы избежать конденсации серной кислоты в каналах охладителя отходящих газов. Линия 120 питательной воды котла, служащей пароохладителем, транспортирует часть воды для ее объединения с перегретым паром, протекающим по линии 123, с целью регулирования температуры водяного пара ВД в указанной линии 123, ведущей к нефтеперерабатывающему комплексу 100. Другая часть питательной воды котла, поступающей из линии 152, питает контур 154, содержащий теплообменные каналы 160, которые проходят через внутренний объем охладителя 110 отходящих газов, и путем косвенного теплообмена обменивается теплотой с охлаждаемыми в указанном охладителе отходящими газами с получением подогретой питательной воды котла, транспортируемой по линии 156. Температура предварительно нагретой питательной вода котла на линии 156 повышается до величины более 204°C (400°F) и поступает в паровой барабан 124, в то время как отходящие газы дополнительно охлаждаются ниже 327°C (620°F). Часть воды, которая конденсируется в паровом барабане 124, отводится в линию 158 отвода воды из парового барабана, завершая циркуляцию в контуре 154. Транспортирование текучей среды в контуре 154 может обеспечиваться с помощью насоса 157. Линия 158 всасывания насоса отводит воду из парового барабана 124 и транспортирует ее в контур 154 для подогрева и, в конце концов, возвращения в испарительный теплообменник 122.
2
2
Предусмотрено также, что охладитель отходящих газов может быть использован для получения пара промежуточного давления, составляющего более 8,5 кг/см (изб.) (121 фунт/дюйм), перед подогревом питательной воды котла для получения пара ВД с использованием или без использования косвенного теплообмена между отходящими газами и углеводородным сырьем.
Пар ВД, протекающий по линии 118, может быть генерирован в результате теплообмена с циркулирующими потоками тяжелых углеводородов. При необходимости подогретая питательная вода котла, транспортируемая по линии 170, может быть направлена в одну ветвь 172 для косвенного теплообмена с суспензией катализатора в нефтепродукте, находящейся в линии 93 циркуляции остатка от перегонки. Ветвь 174 может принимать питательную воду для котла из линии 170 для осуществления косвенного теплообмена с тяжелым рецикловым газойлем, транспортируемым по циркуляционной линии 94 для тяжелого рециклового газойля. Указанные ветви объединяются в линию 176 подвода пара ВД к линии 118 для последующего перегрева пара.
Дополнительно охлажденные отходящие газы выходят из охладителя отходящих газов в трубопроводную линию 180 и проходят через распределительный клапан 182, который сообщается при нахождении выше но потоку с входной линией 184 теплообменника подогрева и байпасной линией 186. Входная линия 184 теплообменника предварительного нагрева транспортирует отходящие газы для питания теплообменника 188 предварительного нагрева, содержащего теплообменные каналы 189. Первая сторона указанных теплообменных каналов сообщается, при нахождении ниже по потоку, с регенератором 14 катализатора и линией 48 отходящих газов, а вторая сторона каналов сообщается с линией 190 для углеводородного сырья и расположена по отношению к пей ниже по потоку. При этом первая сторона теплообменных каналов 189 сообщается с дымовой трубой 196 при нахождении от нее выше по потоку. Теплообменник 188 предварительного нагрева сырья содержит внешний корпус 191, предпочтительно изготовленный из углеродистой стали. Теплообменник 188 предварительного нагрева сырья может быть отделен от охладителя 110 отходящих газов. Теплообменные каналы 189 образованы в трубном пучке, расположенном горизонтально или вертикально и изготовленном из углеродистой стали, нержавеющей стали или хромомолибденовой (Cr-Mo) стали. Предпочтительным типом теплообменника 188 предварительного нагрева сырья является кожухотрубный теплообменник, но могут быть подходящими и другие типы теплообменников, например, пластинчатый теплообменник. Первая сторона теплообменника предварительного нагрева сырья, предназначенного для осуществления теплообмена отходящих газов с углеводородным сырьем, сообщается с линией транспортирования отходящих газов, а вторая сторона указанного теплообменника сообщается с указанной линией подачи сырья. Охлажденные отходящие газы обмениваются теплотой посредством косвенного теплообмена с углеводородным сырьем, поступающим из линии 190, с получением подогретого углеводородного сырья, транспортируемого по линии 198, и дополнительно охлажденных отходящих газов в трубопроводе 192. Углеводородное сырье поступает в теплообменник предварительного нагрева сырья с температурой выше 177°C (350°F) и выходит из теплообменника при температуре выше 204°C (400°F).
Контроллер индикатора расхода непрерывно контролирует расход углеводородного сырья в трубопроводной линии 190. Если поток углеводородного сырья прерывается так, что расход падает ниже предварительно заданной величины, отводящий клапан переключает некоторую часть или весь поток отходящих газов па байпасную линию 186, которая направляет отходящие газы в обход теплообменника 188 предварительного нагрева с тем, чтобы избежать повреждения указанного теплообменника 188 предварительного нагрева.
Дополнительно охлажденные отходящие газы, выходящие из теплообменника 188 предварительно нагрева и поступающие в линию 192, объединяются с газами байпасной линии 186 и транспортируются к устройству для удаления мелкодисперсной твердой фазы, например, к электростатическому осадителю 194 с целью удаления мелкодисперсных частиц катализатора для обеспечения допустимого уровня их содержания с точки зрения охраны окружающей среды. Отходящие газы затем отводятся из нефтеперерабатывающего комплекса 100 в дымовую трубу 196. Дополнительно охлажденные отходящие газы выходят из теплообменника 188 предварительного нагрева сырья с температурой ниже 246°C (475°F) и предпочтительно с температурой равной или ниже 232°C (450°F), но вполне достаточно с температурой, которая, по меньшей мере, на 27°C (50°F) выше точки конденсации серной кислоты 177°C (350°F). Дополнительно охлажденные отходящие газы находятся при температуре на 38°C (100°F) ниже температуры, при которой они направляются в дымовую трубу 196 в общеизвестной конструкции. Таким образом, извлекают тепловую энергию за счет дополнительного охлаждения отходящих газов на 38°C (100°F).
Предварительно нагретое углеводородное сырье выходит из теплообменника 188 предварительного нагрева, поступает в трубопровод 198 и может быть также транспортировано для последующего косвенного теплообмена с потоком продукта FCC процесса, такого как суспензия катализатора в нефтепродукте, транспортируемого но циркуляционной линии 93 из остатков перегонки. Поскольку предварительный нагрев углеводородного сырья обеспечивается, главным образом, отходящими газами, теплота, содержащаяся в суспензии катализатора в нефтепродукте, еще способна генерировать пар ВД, протекающий в трубопроводе 172, и предварительно нагревает поток углеводородного сырья от температуры ниже 216°C (420°F) до температуры выше 271°C (520°F). Предварительно нагретое углеводородное сырье, протекающее в питающей линии 200, подают к распределителю 16 сырья реактора 12 FCC процесса.
2
В одном воплощении также предусмотрено, что теплообменник 188 для предварительного нагрева сырья размещают выше по потоку от охладителя 110 отходящих газов и используемых при необходимости теплообменников 62 и 63, в том случае, когда углеводородное сырье требуется полностью или частично испарить или предварительно нагреть до более высокой температуры перед его вводом в реактор 12 FCC процесса. Температура сырья, достигаемая благодаря теплообмену с отходящими газами выше по потоку от охладителя 110 отходящих газов, превышает получаемую за счет теплообмена с разделенными в основной колонне 92 и отведенными из нее продуктами FCC процесса. Следовательно, для поддерживания испарения сырья в реакторе 12 может быть необходимым образование меньшего количества отложений кокса при сопутствующем уменьшении образования CO. В рассматриваемом воплощении один или большее число охладителей 110 отходящих газов и теплообменники 62 и 63 могут быть исключены.
Пример
Авторы изобретения вычислили в качестве прогноза экономию затрат, связанных с осуществлением теплообмена отходящих газов с углеводородным сырьем в установке FCC процесса и с самой указанной установкой. Результаты вычислений приведены в таблице.
Базовый случай
Охлаждение отходящих газов в охладителе отходящих газов и в теплообменнике предварительного нагревания сырья
Прирост
Пар ВД из отходящих газов, Мт/час
74.20
66.60
-7.60
Пар ВД за счет суспензии
катализатора в нефтепродукте, Мт/час
74.99
91.41
16.42
Пар ВД из НСО, Мт/час
0.00
27.11
27.11
Общее количество пара ВД, Мт/час
149.20
185.12
35.92
Экономический эффект, миллион долларов США/год
44.2
54.9
10.6
За счет теплообмена отходящих газов с углеводородным сырьем для генерирования пара ВД в распоряжении имеется большее количество теплоты, содержащейся в циркуляционных потоках тяжелого углеводородного продукта FCC процесса. Производится почти на 36 метрических тонн в час больше пара высокого давления по сравнению с возможным случаем использования циркуляции суспензии катализатора в нефтепродукте для всего предварительного подогрева сырья, что приводит к дополнительному экономическому эффекту, составляющему более 10 миллионов долларов США.
Предполагается, что специалист в данной области техники может без дополнительной проработки на основе вышеизложенного описания использовать настоящее изобретение во всей его полноте. Раскрытые выше предпочтительные конкретные воплощения изобретения, таким образом, следует истолковывать лишь как иллюстративные и не ограничивающие каким-либо образом остальное раскрытие изобретения.
В вышеизложенном описании все температуры приведены в градусах Цельсия, а все доли и проценты являются массовыми, если не указано иное.
Из вышеприведенного описания специалист в данной области техники может легко установить важные характеристики настоящего изобретения, и без выхода за пределы объема и сущности изобретения может осуществить различные изменения и модификации изобретения с тем, чтобы приспособить его к различным случаям и условиям применения.