EP4524219A1 - Verfahren und anlage zum steamcracken - Google Patents

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EP4524219A1
EP4524219A1 EP23020429.9A EP23020429A EP4524219A1 EP 4524219 A1 EP4524219 A1 EP 4524219A1 EP 23020429 A EP23020429 A EP 23020429A EP 4524219 A1 EP4524219 A1 EP 4524219A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
cracked gas
gas cooler
temperature
cracking
approximately
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Withdrawn
Application number
EP23020429.9A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
David Bruder
René Quist
Gunther Schmidt
Tobias SINN
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Linde GmbH
Original Assignee
Linde GmbH
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Linde GmbH filed Critical Linde GmbH
Priority to EP23020429.9A priority Critical patent/EP4524219A1/de
Priority to PCT/EP2024/074197 priority patent/WO2025056332A1/de
Priority to CN202480057711.4A priority patent/CN121794350A/zh
Publication of EP4524219A1 publication Critical patent/EP4524219A1/de
Withdrawn legal-status Critical Current

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    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G9/002—Cooling of cracked gases
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G9/24—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils by heating with electrical means
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G9/34—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils by direct contact with inert preheated fluids, e.g. with molten metals or salts
    • C10G9/36—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils by direct contact with inert preheated fluids, e.g. with molten metals or salts with heated gases or vapours

Definitions

  • the convection zone is typically used to preheat boiler feedwater, generate or further heat steam, and/or preheat the reaction feed or further heat a mixture of reaction feed and steam.
  • appropriate tube bundles are passed through the convection zone.
  • the mixture of reaction feed and steam is passed through the radiant zone for conversion in so-called coils.
  • the coils can be provided in various configurations and arrangements described in the technical literature.
  • the cracked gas which is discharged from the radiation zone via the aforementioned cracking tubes and is initially at a temperature typically between 750 and 875 °C, must be cooled as quickly as possible to stop the ongoing reactions as quickly as possible and thus prevent the excessive formation of undesirable byproducts.
  • Quench heat exchangers which are also referred to below as “cracked gas coolers,” are used to cool the cracked gas.
  • Various designs are described in the specialist literature.
  • the present invention and its embodiments propose variants of a process control in a fired cracking furnace, which enable a significant minimization of the fuel gas consumption or the underfiring power (and associated emissions, in particular of carbon dioxide) of more than 30%, compared to a conventional cracking furnace.
  • combustion air preheating and cracked gas cooling against a reaction feed mixture i.e., the use of a feed-effluent heat exchanger, FEHE or FEX
  • FEHE feed-effluent heat exchanger
  • Particular improvements in embodiments of the invention include the realization of very high air preheating temperatures (approximately 400 to 700°C) during combustion air preheating.
  • (indirect) cracked gas heat integration and flue gas utilization via conventional bundles (tube bundles) directly at the cracking furnace, i.e., within the convection zone, are particularly possible.
  • the proposed cracked gas cooling system makes it possible to avoid and minimize obvious and expected disadvantages, difficulties, costs, and risks of existing processes and systems. This allows for increased flexibility and expanded application areas while maximizing fuel gas savings.
  • the invention and its embodiments encompass the avoidance of new and additional process risks, particularly with regard to selectivity losses, precracking (i.e., undesirable premature cracking processes), coking, furnace operating time, and design and flexibility limitations.
  • the invention and its embodiments can encompass conventional or only slightly modified process parameters (feed pressure, process steam pressure, process-side pressure drop).
  • the term "conventional" is intended to refer in particular to operation within typical, particularly known, process parameter ranges.
  • a conventional furnace design can be used, with corresponding cracking furnaces having, in particular, a conventional convection zone with flue gas bundles (hereinafter also referred to simply as "tube bundles” or “bundles”) in the convection zone.
  • Cracking gas cooling can be carried out in conventional heat exchangers (linear coolers or straight-tube heat exchangers). Minimizing the structural effort for Additional equipment, control and instrumentation, and the equipment itself, particularly with regard to the heat exchanger surfaces, are possible in embodiments of the invention. Furthermore, the use of additional, external heat sources can be avoided, thus maintaining furnace autonomy.
  • embodiments of the invention avoid conventional (large, complex) combustion air preheaters for heating fresh air with flue gas, as well as an unconventional and thus complex cracked gas cooler design. However, they still enable significant (additional) savings and high air preheating temperatures.
  • the proposed three-stage cracking gas cooling system can achieve a favorable balance of heat integration between benefits, effort, and risks, particularly despite the conventional design of the coolers.
  • a high degree of heat integration with regard to the cracked gas is advantageous because, due to the lack of flue gas, this is the only remaining internal heat source with the (required) high temperature level.
  • This approach enables the integration of the available cracking gas heat of up to 80% of the maximum integration achievable with the maximum possible effort for feed preheating. This is therefore a so-called 80% solution, in which 80% benefit is achieved with 20% effort.
  • a steam cracking process wherein a feed mixture containing one or more hydrocarbons and steam is fed to a cracking furnace, wherein a cracked gas is withdrawn from the cracking furnace, wherein the cracked gas or a part thereof is subjected to cracked gas cooling, wherein the cracked gas cooling is carried out using a primary cracked gas cooler, a secondary cracked gas cooler, and a tertiary cracked gas cooler, and wherein the secondary cracked gas cooler is arranged downstream of the primary cracked gas cooler and the tertiary cracked gas cooler is arranged downstream of the secondary cracked gas cooler.
  • this is also referred to as a secondary cracked gas cooler arranged "sandwich-like" between the primary and tertiary cracked gas coolers, a feed-effluent heat exchanger, or a feed-effluent heat exchanger.
  • the feed mixture or a part thereof is heated by means of the secondary cracked gas cooler.
  • a multi-stage air preheating system with at least one air preheater external to the convection zone and in particular indirectly against the cracked gas cooling (via saturated steam or hot boiler feed water, in particular from the tertiary cracked gas cooler or a steam drum) can be provided.
  • a further air preheater can be provided in particular as a conventional bundle in the convection zone and heated by means of flue gas.
  • additional preheating stages and media can be combined with this.
  • a multi-stage cracked gas cooling system for fired and electrically heated cracking furnaces with at least one intermediate feed-effluent heat exchanger can be provided.
  • An upstream steam generator, a downstream steam generator, a boiler feedwater heater, or other means can be provided.
  • the intermediate feed-effluent heat exchanger, i.e., the second cracked gas cooler, can be configured, in particular, for the temperature ranges specified below for cracked gas or feed.
  • the feed-effluent heat exchanger and thus the secondary cracked gas cooler, can be designed in particular in the form of a conventional heat exchanger, for example as a straight-tube heat exchanger, in particular corresponding to or Based on the TEMA standard.
  • Double-tube heat exchangers (with or without longitudinal fins) can also be used, as can conventional special designs (e.g., hairpin heat exchangers).
  • multi-stage air preheating of which at least one air preheater is arranged as a bundle in the convection zone and multi-stage cracked gas cooling with feed-effluent heat exchanger
  • multi-stage air preheating of which at least one air preheater is arranged as a bundle in the convection zone and multi-stage cracked gas cooling with feed-effluent heat exchanger
  • a single-stage air preheating system against feedwater can also be provided, particularly in the process path from the furnace boundary (or a boiler feedwater pump) to the steam drum.
  • This path includes at least the final cracking gas cooler (typically the tertiary cracking gas cooler).
  • upstream and/or downstream preheater bundles can be provided in the convection zone.
  • the sequence can include, in particular (starting, for example, from a boiler feedwater pump), the economizer bundle, then the tertiary cracked gas cooler, the air preheater, and another economizer bundle.
  • heating gas preheating is also possible, either in parallel with the first stage of air preheating (against saturated steam or boiler feed water) or as a convection zone bundle.
  • a three-stage cracked gas cooler system with primary, secondary, and tertiary coolers is proposed, with the secondary cooler serving to superheat the feed and steam.
  • the sandwich arrangement of the secondary cooler between the upstream and downstream primary and tertiary coolers allows the use of a conventional upstream primary cooler (linear or straight-tube steam generator) and avoids selectivity losses and runtime losses due to excessively rapid coking.
  • a conventional downstream tertiary cooler can be used (as a straight-tube exchanger for steam generation or as a boiler feedwater preheater). This allows the use of proven, efficient cooling options at the cold cracked gas end with a flexible temperature window of the secondary cooler.
  • a process-critical total pressure drop (e.g. 150 to 200 mbar) of the cracked gas cooling is not increased or only slightly increased by appropriate design in embodiments of the invention.
  • a feed-side preheating section can be implemented in such a way that the pressure drops are no higher than in conventional systems.
  • the pressure drop of the exchanger (including piping) corresponds approximately to that required for an equivalent bundle (in a range of e.g. 300 to 1000 mbar).
  • An adjustable temperature window can also be provided through appropriate upstream and downstream cooling, allowing the heat quantity to be adapted to the framework conditions or process requirements. Coking on the cracked gas side is minimized by selecting the temperature window. This can also prevent precracking. Furthermore, increased flexibility and advantages in the structural design (heat exchanger surface, material selection) result from the selection of the temperature window.
  • the proposed wiring and the resulting temperature windows can significantly reduce the overall length, which would not be possible without a downstream tertiary cooler. Typical examples are 6 to 8 m overall length compared to 14 to 20 m overall length.
  • the behavior over the runtime can be comparable to conventional convection zone bundles due to the positive coking behavior. No control is required.
  • the hydrocarbons in the feed mixture can have a boiling range of 35 to 400 °C to a proportion of more than 90%, i.e. originate in particular from naphtha or gas oil or correspond to corresponding cuts, wherein the secondary cracked gas cooler is provided with a cracked gas inlet temperature of 550 to 650 °C, in particular approx. 610 °C, a cracked gas outlet temperature of 420 to 520 °C, in particular approx. 460 °C, a feed mixture inlet temperature of 270 to 330 °C, in particular approx. 310 °C, and a feed mixture outlet temperature of 400 to 535 °C, in particular approx. 460 °C.
  • the hydrocarbons in the feed mixture can have a boiling range of less than 35 °C to a proportion of more than 90% and in particular comprise ethane or propane, wherein the secondary cracked gas cooler is operated with a cracked gas inlet temperature of 580 to 650 °C, in particular approximately 610 °C or else 580 to 680 °C, in particular approximately 630 °C, a cracked gas outlet temperature of 300 to 450 °C, in particular approximately 370 °C or else 300 to 550 °C, in particular approximately 360 °C, a feed mixture inlet temperature of 180 to 240 °C, in particular approximately 215 °C, and a feed mixture outlet temperature of 400 to 535 °C, in particular approximately 485 °C.
  • the mentioned ranges represent the temperature ranges used during runtime in consideration of the desired performance (20 to 50%) and can be selected or adjusted accordingly.
  • a straight-tube heat exchanger with tube-side cracked gas routing can be used as the secondary cracked gas cooler.
  • the tubes of the secondary cracked gas cooler can have an outer diameter of 40 to 50 mm and a tube length of up to 12 m, and/or the secondary cracked gas cooler can be operated with a pressure drop of 10 to 60 mbar and/or at up to 80% of the speed of sound.
  • a heat exchanger according to the TEMA standard (Tubular Exchanger Manufacturers Association) in the so-called no-tube-in-window design with advantageous cross-longitudinal flow, avoidance of hotspots/pre-cracking, and favorable behavior with regard to vibrations is possible, as is the use of inlet and outlet cones to prevent blockages of the cracked gas tubes due to deposits of coke particles.
  • the tubes are arranged in the baffles so that they always experience only a pure cross-flow of the cooling medium. In this way, heat exchange in stagnation zones and swirling areas, and thus also fouling or pre-cracking, can be avoided.
  • relevant specialist books for example RK Shah and DP Sekulic, "Fundamentals of Heat Exchanger Design", John Wiley & Sons, 2003, pages 18 and 19 , be referred to.
  • a low process-side pressure allows for compensators to prevent thermal stresses.
  • the main advantage over a primary feed-effluent gas cooler is that there is no increased pressure drop, because a high cooling rate is no longer required (which, in gas-to-gas exchangers, can only be achieved through pressure-loss-intensive measures).
  • a (linear) double-tube design or other known configurations are also possible. This allows for single or multiple configurations depending on the requirements (process, mechanics, installation, etc.).
  • the heat for the cracking reaction is supplied to the cracking tubes via direct heating.
  • the heat balance of the furnace's radiant zone is determined by the heat demand for the desired cracking reaction and the radiant zone efficiency.
  • the radiant zone efficiency is primarily determined by the air preheating temperature and fuel gas quality (with a typical excess air of 10%, selected geometry, and firing concept).
  • cracking furnaces are primarily underfired with residual gas.
  • this is usually a methane-rich fraction
  • methane/hydrogen fraction For liquid feedstock, this is usually a methane-rich fraction
  • methane/hydrogen fraction For gas feedstock, it is a methane/hydrogen fraction.
  • the example calculations are based on hydrogen-rich or exclusively hydrogen fuel gas. This is accompanied by an (additional) increase in the radiant zone efficiency. This is conservative in terms of considering the convection zone and the secondary cracking gas cooler and is associated with lower air preheating temperatures (in terms of savings). The addition of ammonia to the fuel gas is also feasible.
  • the combustion air preheating can be performed using an air preheater located outside a convection zone of the cracking furnace and subsequently heated using an air preheater in the convection zone. Further details and advantages are given above.
  • the combustion air preheating can be carried out using the air preheater in the convection zone to a temperature of more than 400 °C, in particular up to 600 °C or up to 700, 750 or 800 °C.
  • the air preheater located outside the convection zone can be operated using boiler feedwater, which is heated using the tertiary cracked gas cooler.
  • the fuel gas, or a portion thereof, can also be preheated using boiler feedwater, which in turn is then heated using the tertiary cracked gas cooler.
  • the fuel gas can have a hydrogen content of more than 90% or, as mentioned, it can be pure hydrogen. 70 to 80% of the fuel gas, for example, 77%, can be combusted using bottom burners, with the remaining portion being combusted using sidewall burners.
  • the potentially high air preheating temperature in the air preheater in the convection zone eliminates the need for complex air supply to numerous/small sidewall burners.
  • the combustion air for the sidewall burners is typically used unheated, whereas the air for the bottom burners is at least partially preheated.
  • New systems, in particular, are increasingly being implemented with pure bottom firing, but many existing furnaces have mixed firing with 30 to 40% sidewall burner output. The concept proposed here therefore also enables significant savings potential during retrofitting with reasonable conversion costs.
  • Examples include a mixed firing system with a ratio of 77/23 from floor to wall.
  • Preheated forced air can only be supplied to floor burners (within a temperature range of around 555 °C).
  • a supply of (unheated) fresh air to the side wall burners results in an average air preheating temperature of around 430 °C in the example. Savings of 30 to 40% of fuel gas or
  • Underfiring performance is achieved through a radiant zone efficiency of 50 to 55% and air preheating to 400 to 600 or 700 °C.
  • the proposed concept and its configurations enable flexible furnace design to reduce underfiring for a typical fuel gas quality (from primarily hydrocarbons (methane) to primarily/exclusively hydrogen) and common firing variants (bottom firing, mixed firing), as well as common cracked tube types.
  • a correspondingly optimized combination of efficiency and air preheating temperature can be found, subject to the constraints of the heat balance around the convection zone/cracked gas cooling.
  • the cracking furnace can also be heated using electric current, as discussed in particular in connection with the description of the figures.
  • Operating the secondary cracked gas cooler in the proposed manner also enables the utilization of the cracked gas heat for feed heating in corresponding electric cracking furnaces, achieving direct heat integration at the highest possible temperature level. This minimizes preheating with electric current, while minimizing process risks (regarding loss of selectivity, increasing coking or precracking), and using conventional heat exchangers.
  • the saturated steam produced can be used in a feed preheater, a dilution steam superheater, and a high-temperature bundle for preheating feed and, if necessary, process steam (up to approximately 300°C).
  • a liquid feed may still be present in two phases, so combining it with steam at the aforementioned 330 °C may be unfavorable. Downstream of the high-temperature bundle, a boost with appropriate steam may be possible if temperatures are significantly below 300 °C. This is unproblematic, since the feed is present in a purely gaseous state.
  • the proposed steam cracking plant is designed to feed a feed mixture containing one or more hydrocarbons and steam to a cracking furnace, withdraw a cracked gas from the cracking furnace, subject the cracked gas or a portion thereof to cracked gas cooling, and carry out the cracked gas cooling using a primary cracked gas cooler, a secondary cracked gas cooler, and a tertiary cracked gas cooler.
  • the secondary cracked gas cooler is arranged downstream of the primary cracked gas cooler and the tertiary cracked gas cooler is arranged downstream of the secondary cracked gas cooler.
  • the plant is designed to heat the feed mixture or a portion thereof by means of the secondary cracked gas cooler.
  • FIGS 1 to 8 illustrate methods according to embodiments of the invention and an embodiment not according to the invention.
  • Different embodiments of the invention may include, comprise, consist of, or consist essentially of other useful combinations of the described elements, components, features, parts, steps, means, etc., even if such combinations are not specifically described herein.
  • the disclosure may encompass other inventions that are not currently claimed but that may be claimed in the future, particularly if they are encompassed within the scope of the independent claims.
  • Reaction tubes 111 of a known type are arranged in the radiation zone 11, in which a mixture of a reaction feedstock (specified in more detail below) and steam is heated.
  • Heat exchangers and other devices are arranged in the convection zone 11, which are also explained below with reference to specific embodiments.
  • a flue gas is passed through the convection zone 12, from bottom to top in the plane of the drawing. This flue gas is discharged from the radiation zone 11 and cooled in the convection zone 12.
  • a feed stream 1 is heated in a feed preheater 121 from a temperature of, in particular, approximately 110°C (or more generally, in a range from 50 to 130°C, possibly also approximately 70°C) to a temperature of, in particular, approximately 152°C, with the flue gas downstream of the feed preheater 121 being at a temperature of, in particular, approximately 139°C.
  • a denitrification device 122 is arranged in the flue gas flow upstream of the preheater 121, wherein the temperature of the flue gas upstream of the denitrification device 122 is at a temperature of, in particular, approximately 306 °C.
  • the temperatures specifically mentioned here are examples that result from the specific design conditions, e.g., tube rows.
  • a process temperature of approximately 250 to 400 °C should be targeted here, in particular 300 to 350 °C. Corresponding temperatures may also depend on the manufacturer. At temperatures that are too low, more catalyst is required due to the lower activity; beyond 400 °C, limitations due to "sintering" come into effect, especially because the design temperature usually has a significant increase.
  • a return line with a fan is provided to recirculate flue gas from downstream of the denitrification device 122 to upstream of the denitrification device 122. This is not specifically designated.
  • a first high-temperature bundle 123 is arranged in the flue gas stream upstream of the denitrification device 122, wherein the temperature of the flue gas upstream of the first high-temperature bundle 123 is at a temperature of, in particular, approximately 438°C.
  • a dilution steam superheater 124 is located in the flue gas stream upstream of the first high-temperature bundle 123, wherein the temperature of the flue gas upstream of the dilution steam superheater 124 is at a temperature of, in particular, approximately 510°C.
  • Dilution steam 2 is optionally preheated by means of a steam preheater 13 from a temperature of, in particular, approximately 185 °C to a temperature of, in particular, approximately 311 °C, then superheated in the dilution steam superheater 124 to a temperature of, in particular, approximately 456 °C, then combined with the feed 1 preheated in the feed preheater 121, and passed through the first high-temperature bundle 123.
  • Further heat exchangers which are not specifically designated here, can optionally be provided upstream and/or downstream of the high-temperature bundle 123.
  • Components of a steam system include a first steam superheater 125 and a second steam superheater 126.
  • Saturated steam 3 from a steam drum 14 is passed through the first steam superheater 125 at a temperature of, in particular, approximately 322 °C and heated to a temperature of, in particular, approximately 462 °C.
  • the temperature is reduced to, in particular, approximately 451 °C, and the corresponding steam is superheated in the second steam superheater 126 to a temperature of, in particular, approximately 505 °C. It is now available for any application.
  • the mixture of feed 1 and steam 2, in Figure 1 designated 5, is present after heating in the first high-temperature bundle 123 at a temperature of in particular approximately 307 °C.
  • a corresponding mixture 5 would then be passed through a second high-temperature bundle, which is also arranged in the convection zone 12. This is not the case in the plant 100.
  • a device corresponding to such a second high-temperature bundle is nevertheless present in the form of an air preheater 127, wherein the temperature of the flue gas upstream of the air preheater 127 is in particular approximately 803 °C and downstream thereof, and thus upstream of the second steam superheater 126, is at a temperature of in particular approximately 655 °C.
  • Combustion air 6 is heated in a further air preheater 15 arranged externally of the convection zone 12 with saturated steam 9 from the steam drum 14 from a temperature of in particular approximately 15 °C to a temperature of in particular approximately 302 °C and then further heated by means of the air preheater 127 in the convection zone 12 to a temperature of in particular approximately 555 °C.
  • the correspondingly heated combustion air 6 can then be supplied to the burners that heat the radiation zone 11 and which are not separately illustrated here.
  • the heating of the mixture 5 of feed 1 and dilution steam 2 takes place against the cracked gas flow, as explained below, and only then in a further high-temperature bundle 128, which is referred to here as the third high-temperature bundle 128 to simplify comparability with conventional systems, even though in the embodiment illustrated here there is no conventional second high-temperature bundle for heating the mixture 5.
  • the temperature of the flue gas in the convection zone 12 upstream of the third high-temperature bundle 128 is in particular approximately 1099 °C.
  • the temperature of the flue gas in the convection zone 12 downstream of the third high-temperature bundle 128 and upstream of the air preheater 127 is in particular approximately 803 °C.
  • the mixture 5 is heated from a temperature of in particular approximately 461 °C to a temperature of in particular approximately 621 °C and then passed through the reaction tubes 111 in the radiation zone 11.
  • a fission gas 8 is taken from the reaction tubes 111 in the radiation zone 11 and cooled in a fission gas cooling system 16.
  • the cracked gas cooling system 16 comprises a primary cracked gas cooler 161, a secondary cracked gas cooler 162 and a tertiary cracked gas cooler 163, wherein the cracked gas 8 is present upstream of the primary cracked gas cooler 161 at a temperature of in particular approximately 861 °C, downstream of the primary cracked gas cooler 161 and upstream of the secondary cracked gas cooler 162 at a temperature of in particular approximately 600 °C, downstream of the secondary cracked gas cooler 162 and upstream of the tertiary cracked gas cooler 163 at a temperature of in particular approximately 455 °C, and downstream of the tertiary cracked gas cooler 163 at a temperature of in particular approximately 390 °C.
  • the cooling capacity of the primary cracked gas cooler 161 is in particular approximately 16.9 MW, that of the secondary cracked gas cooler 162 is in particular approximately 8.3 MW, and that of the tertiary cracked gas cooler 163 is in particular approximately 3.5 MW.
  • the primary cracked gas cooler 161 and the tertiary cracked gas cooler 163 can be operated in particular with boiler feed water 9 from the steam drum 14.
  • the mixture 5 is passed through the secondary cracked gas cooler 162, which is heated from a temperature of in particular approximately 307 °C to the aforementioned temperature of in particular approximately 461 °C.
  • the plant 100 is designed for liquid use.
  • a two-stage air preheating takes place, first external to the convection zone 12 against saturated steam 9 and then in the air preheater 127 in the convection zone 12.
  • the secondary cracked gas cooling in the secondary cracked gas cooler 162 takes place against the preheated mixture 5, embedded between the primary and tertiary cracked gas coolers 161 and 163, which operate as conventional high-pressure steam generators.
  • the steam preheater 13 and the alternative or additional preheating of the mixture feed (e.g. against saturated steam) in the mentioned optional heat exchangers upstream and downstream of the first high-temperature bundle 123 can be provided as additional possible elements.
  • the arrangement of the elements in the convection zone shown is particularly optimized for an air preheater 17 for a high preheating temperature.
  • the arrangement is not mandatory; in particular, the dilution steam superheater 124, the first and second steam superheaters 125 and 126, the air preheater 17, and the third high-temperature bundle 128 can also be arranged in a different order with corresponding advantages.
  • the entire combustion air can be preheated.
  • the air preheater 17 is arranged in particular at 400 to 450 °C in the flue gas, i.e., further up.
  • the air preheater 17 can be partially or completely arranged as the lowest bundle (see also Figure 5 ).
  • An economizer bundle (for feedwater preheating) is neither required nor possible in the proposed concept of plant 100, since there is no longer any excess heat.
  • a bundle can be usefully used (typically before and/or after feed preheater 11, not shown).
  • At least one additional mixing point for superheated process steam is typically required. This can be located, for example, between the parts of a split first high-pressure bundle or downstream of the secondary cracked gas cooler 162 (not shown).
  • Operating parameters of the plant 100 may include, in particular, operation with naphtha as feedstock in a mixed firing in a ratio of, in particular, approximately 77 to 23 (percentage shares based on the lower calorific value), a radiation zone efficiency of 54% with 78 mol percent hydrogen in the heating gas, a total underfiring of 73 MW, of which 10 MW is attributable to sensible heat (in the combustion air 6), a utilized heat quantity of 40 MW in the radiation zone 11 and 29 MW in the convection zone 12.
  • the air preheating in particular to approximately 555 °C, concerns the combustion air 6, which is supplied to the bottom burners in the radiant zone 11.
  • the combustion air temperature is in particular approximately 430 °C.
  • feedstock 1 can be processed in a quantity of 48 t/h with a propylene to ethylene ratio of 0.45.
  • Steam can be provided in a quantity of 22 t/h, in particular at approximately 115 bar and a temperature of in particular approximately 505 °C.
  • plant 100 results in a reduction in the underfiring capacity of 33% (based on the lower calorific value) and a 64% reduction in the amount of high-pressure steam.
  • the plant 200 illustrated is designed for processing gaseous feedstocks such as ethane and other mixtures, although such a feedstock is still designated 1 here.
  • An economizer bundle 129 is arranged in the convection zone 12 upstream of the feed preheater 121 and downstream of the denitrification device 122. However, a dilution steam superheater 124 is missing.
  • the temperatures of the flue gas in the convection zone 12 are upstream of the third high-temperature bundle 128 at in particular approximately 1141 °C, downstream thereof and upstream of the air preheater 127 at in particular approximately 853 °C, downstream thereof and upstream of the second steam superheater 126 at in particular approximately 624 °C, downstream of the first steam superheater 125 and upstream of the denitrification device 122 at in particular approximately 376 °C, downstream of the economizer bundle 129 and upstream of the feed preheater 121 at in particular approximately 259 °C, and downstream of the feed preheater 121 at in particular approximately 100 °C.
  • the feed 1 is heated in the feed preheater 121 from a temperature of, in particular, approximately 70 °C to a temperature of, in particular, approximately 210 °C, before dilution steam 2 is added to obtain a mixture, which is also designated here by 5. Further heating of the mixture 5 also takes place here in the secondary cracked gas cooler 162, specifically from a temperature of, in particular, approximately 203 °C to a temperature of, in particular, approximately 483 °C. The subsequent heating in the third high-temperature bundle 128 takes place to a temperature of, in particular, approximately 642 °C.
  • the cracked gas 8 is withdrawn from the reaction tubes 111 in the radiation zone 11 at a temperature of, in particular, approximately 842 °C.
  • the primary cracked gas cooler 161 cooling takes place to, in particular, approximately 600 °C, in the secondary cracked gas cooler 162 to a temperature of, in particular, approximately 355 °C, and in the tertiary cracked gas cooler 163 to a temperature of, in particular, approximately 180 °C.
  • the cooling capacity of the primary cracked gas cooler 161 is, in particular, approximately 15.1 MW, that of the secondary cracked gas cooler 162 is, in particular, approximately 14.6 MW, and that of the tertiary cracked gas cooler 163 is, in particular, approximately 8.8 MW.
  • the primary cracked gas cooler 161 can, in particular, be operated with boiler feedwater 9 from the steam drum 14.
  • the mixture 5 is passed through the secondary cracked gas cooler 162 as before.
  • the tertiary cracked gas cooler 163 is operated with boiler feedwater 4, in particular from the plant boundary, which is heated in the tertiary cracked gas cooler 163 from a temperature of in particular approximately 114 °C to a temperature of in particular approximately 311 °C. Subsequent cooling takes place in the further air preheater 15 arranged externally of the convection zone 12 to a temperature of in particular approximately 175 °C, before the boiler feedwater 4 is heated in the economizer bundle 129 to a temperature of in particular approximately 255 °C and can then be fed into the steam drum 14.
  • the steam drum 14 is operated at a pressure of in particular approximately 120 bar and a temperature of in particular approximately 325 °C.
  • the saturated steam 3 from the steam drum 14 is fed to the first steam superheater 125 at a temperature of, in particular, approximately 325 °C, and is heated there to a temperature of, in particular, approximately 470 °C.
  • the temperature is reduced to, in particular, approximately 435 °C, and the corresponding steam is superheated in the second steam superheater 126 to a temperature of, in particular, approximately 515 °C.
  • the combustion air 6 is heated in the further air preheater 15 arranged externally of the convection zone 12 from a temperature of in particular approximately 15 °C to a temperature of in particular approximately 291 °C, in particular against condensing saturated steam from the steam drum 14, and then by means of the air preheater 127 in the convection zone 12 to a temperature of in particular approximately 600 °C.
  • the correspondingly heated combustion air 6 can then be fed to the burners that heat the radiation zone 11 and which are not separately illustrated here.
  • the process control for gas feed implemented in plant 200 comprises a first stage of combustion air preheating in the air preheater 15 arranged externally of the convection zone 12 with feed water that was heated in the tertiary cracked gas cooler 163, followed by combustion air preheating in the air preheater 127 in the convection zone 12.
  • the cracked gas cooling in the secondary cracked gas cooler 162 is carried out against the correspondingly heated mixture 5 of feed 1 and dilution steam 2, embedded again between the primary and tertiary cracked gas coolers 161 and 163 operated in the form of conventional high-pressure steam generators.
  • the desired high air preheating temperature of 600 °C in the example is advantageously supplemented by pure bottom firing (large, few burners with little piping effort).
  • Operating parameters of plant 200 may, in particular, include operation with ethane as the feedstock in a pure bottom firing system, air preheating to 600 °C, and a radiant zone efficiency of 57% with 100 mol percent hydrogen as the fuel gas.
  • feedstock 1 may be processed at a rate of 51 t/h with a conversion of 60%.
  • plant 200 results in a reduction in the underfiring capacity of, as mentioned, 35% (based on the lower calorific value) and a 53% reduction in the amount of high-pressure steam.
  • the plant 300 illustrated is designed for processing gaseous feedstocks such as propane and other mixtures, with a corresponding feedstock still being designated 1 here.
  • gaseous feedstocks such as propane and other mixtures
  • a first economizer bundle 129a and a second economizer bundle 129b are arranged in the convection zone 12 upstream of the feed preheater 121 and downstream of the denitrification device 122.
  • a dilution steam superheater 124 is omitted, as in plant 200.
  • the temperatures of the flue gas in the convection zone 12 partially correspond to those of plant 200, whereby a temperature between the first economizer bundle 129a and the second economizer bundle 129b can be, in particular, approximately 307 °C, and a temperature upstream of the denitrification device 122 and downstream of the first high-pressure steam superheater 125 can be, in particular, approximately 394 °C.
  • the feed 1 is heated in the feed preheater 121 as described for plant 200, before dilution steam 2 is added to obtain a mixture, which is also designated 5 here. Further heating of the mixture 5 also takes place here in the secondary cracked gas cooler 162, and then in the third high-temperature bundle 128.
  • the temperatures correspond in particular to those already explained for plant 200.
  • the fission gas 8 is withdrawn from the reaction tubes 111 in the radiation zone 11 at a temperature that can, in particular, correspond to the temperatures according to Annex 200. This also applies to the cooling in the primary fission gas cooler 161 and the secondary fission gas cooler 162. In the tertiary fission gas cooler 163, however, a temperature of approximately 230 °C is reached, resulting in a cooling capacity of approximately 6.9 MW.
  • the specific performance data given here and below are examples and are to be understood in particular with reference to a total fission gas cooling capacity of just under 29 MW in the example.
  • the tertiary cracked gas cooler 163 is operated here with boiler feed water 4, in particular from the plant boundary, which is previously heated in the first economizer bundle 129a from a temperature of in particular approximately 114 °C to a temperature of in particular approximately 150 °C.
  • the further heating takes place in particular as in plant 200 to a temperature of in particular approximately. 311 °C.
  • the subsequent temperatures of the boiler feed water 4 and the resulting temperatures for the combustion air 6 correspond to those in the system 200, whereby the mentioned temperature of approximately 255 °C is reached in the second economizer bundle 129b.
  • the temperatures resulting for saturated steam 3 in the first steam superheater 125 and the second steam superheater also correspond to those already explained for system 200.
  • One difference is the smaller amount of steam produced in system 300.
  • Plant 300 is specifically designed for gas feed with a significant propane content.
  • the increasing erosion trends due to propane cracking are addressed by increased tube wall temperatures in the tertiary cracked gas cooler 163, particularly in the form of feedwater preheating in the first economizer bundle 129a upstream of the tertiary cracked gas cooler 163 and the increased cracked gas outlet temperature.
  • the high-pressure steam production is therefore naturally somewhat lower with the same fuel gas savings and the other aforementioned boundary conditions.
  • Operating parameters of plant 300 may, in particular, include operation with ethane as the feedstock in a pure bottom firing system and air and fuel gas preheating to 595 and 290 °C, respectively, and a radiant zone efficiency of 58% with 100 mol percent hydrogen as the fuel gas.
  • feedstock 1 can be processed at a rate of 51 t/h with a conversion of 60%.
  • plant 300 results in a reduction in the underfiring capacity of 35% (based on the lower calorific value) and a 58% reduction in the amount of high-pressure steam.
  • plant 400 illustrated is designed for processing gaseous feedstocks such as ethane and other mixtures, with a corresponding feedstock still being designated 1 here. Furthermore, plant 400 provides for heating gas preheating, which is explained further below.
  • the temperatures of the flue gas in the convection zone 12 of plant 400 are upstream of the third high-temperature bundle 128 in particular at approximately 1139 °C, downstream of this and upstream of the air preheater 127 in particular at approximately 839 °C, downstream of this and upstream of the second high-pressure steam superheater 126 in particular at 616 °C, downstream of the first high-pressure steam superheater 125 and upstream of the denitrification device 122 in particular at approximately 383 °C, downstream of the here again only one economizer bundle 129 and upstream of the feed preheater 121 in particular at approximately 266 °C and downstream of this in particular at approximately 100 °C.
  • the fission gas 8 is withdrawn from the reaction tubes 111 in the radiation zone 11 at a temperature that can, in particular, correspond to the temperatures according to systems 200 and 300. This also applies to the cooling in the primary fission gas cooler 161. In the secondary fission gas cooler 162, however, a temperature of, in particular, approximately 365 °C is reached, with the same cooling capacity. In the tertiary fission gas cooler 163, a temperature of, in particular, approximately 180 °C is reached, resulting in a cooling capacity of, in particular, approximately 8.8 MW.
  • the saturated steam 3 from the steam drum 14 is fed to the first steam superheater 125 at a temperature of, in particular, approximately 325 °C, and heated there to a temperature of, in particular, approximately 480 °C.
  • the temperature is reduced to, in particular, approximately 445 °C, and the corresponding steam is superheated in the second steam superheater 126 to a temperature of, in particular, approximately 515 °C.
  • the tertiary cracked gas cooler 163 is also operated here with boiler feed water 4, in particular from the plant boundary, which is heated in the convection zone 12 from a temperature of, as above, in particular approximately 114 °C to a temperature of, in particular, approximately 325 °C without preheating. Subsequent cooling takes place in parallel in sections 4a and 4b in the further air preheater 15 arranged externally of the convection zone 12 on the one hand and a fuel gas preheater 21 on the other hand.
  • a temperature of, in particular, approximately 134 °C is present before heating to a temperature of, in particular, approximately 221 °C can take place in the economizer bundle 129 and then feeding into the steam drum 14.
  • the steam drum 14 is operated at a pressure of, in particular, approximately 120 bar and a temperature of, in particular, approximately 325 °C.
  • Heating gas 22 is heated in the heating gas preheater 21 from a temperature of, in particular, approximately 50°C to a temperature of, in particular, approximately 290°C and used at this temperature in the burners of the radiation zone 11.
  • the combustion air 6 is heated in the further air preheater 15 arranged externally of the convection zone 12 from a temperature of, in particular, approximately 15°C to a temperature of, in particular, approximately 295°C and then further heated by means of the air preheater 127 in the convection zone 12 to a temperature of, in particular, approximately 595°C before it is also fed to the burners.
  • a process control system with heating gas preheating against feedwater 4b is thus implemented in parallel with the first stage of air preheating. With the same temperature and power requirements at the secondary cracked gas cooler 162, heating gas savings can be further increased.
  • Operating parameters of plant 400 may, in particular, include operation with ethane as the feedstock in a pure bottom firing system and air and fuel gas preheating to 595 and 290 °C, respectively, and a radiant zone efficiency of 58% with 100 mol percent hydrogen as the fuel gas.
  • feedstock 1 may be processed at a rate of 51 t/h with a conversion of 60%.
  • plant 400 results in a reduction in the underfiring capacity of 37% (based on the lower calorific value) and a 58% reduction in the amount of high-pressure steam.
  • the plant 500 illustrated is designed for processing gaseous feedstocks such as ethane and other mixtures, with a corresponding feedstock still being designated 1. Furthermore, the plant 500 includes a Heating gas preheating is provided, which is explained below and is integrated into the convection zone 12.
  • the temperatures of the flue gas in the convection zone 12 of plant 500 are upstream of the third high-temperature bundle 128 in particular at approximately 1137 °C, downstream of this and upstream of the air preheater 127 in particular at approximately 869 °C, downstream of this and upstream of the second high-pressure steam superheater 126 in particular at 597 °C, downstream of the first high-pressure steam superheater 125 and upstream of the denitrification device 122 in particular at approximately 376 °C, downstream of a heating gas preheater integrated here in the convection zone 12, which is designated 21 as in plant 4, and upstream of the here again only one economizer bundle 129 in particular at approximately 299 °C, downstream of this and upstream of the feed preheater 121 in particular at approximately 246 °C, and downstream of this especially at approx. 100 °C.
  • the cracked gas 8 is withdrawn from the reaction tubes 111 in the radiation zone 11 at a temperature that can correspond in particular to the temperatures according to systems 200, 300, and 400.
  • cooling takes place to, in particular, approximately 620 °C, with a cooling capacity of, in particular, approximately 13.8 MW.
  • a temperature of, in particular, approximately 340 °C is reached, with a cooling capacity of, in particular, approximately 16.7 MW.
  • a temperature of, in particular, approximately 180 °C is achieved, with a cooling capacity of, in particular, approximately 8 MW.
  • the saturated steam 3 from the steam drum 14 is fed to the first steam superheater 125 at a temperature of, in particular, approximately 316 °C.
  • the other temperatures correspond in particular to those explained for system 400.
  • the tertiary cracked gas cooler 163 is also operated here with boiler feedwater 4, in particular from the plant boundary, which is heated therein to the extent explained for plant 400. Subsequent cooling takes place in the additional air preheater 15 arranged externally of the convection zone 12 to a temperature of in particular approximately 176 °C, before heating to a temperature of in particular approximately 217 °C can take place in the economizer bundle 129 and then feeding into the steam drum 14.
  • the steam drum 14 is operated at a pressure of approximately 120 bar and a temperature of approximately 325 °C, as already explained for previous systems.
  • Heating gas 22 is heated in the heating gas preheater 21 in the convection zone 12 from a temperature of, in particular, approximately 50 °C to a temperature of, in particular, approximately 322 °C and is used at this temperature in the burners of the radiation zone 11.
  • the combustion air 6 is heated in the further air preheater 15 arranged externally of the convection zone 12 to the extent explained for system 400 and is then further heated by means of the air preheater 127 in the convection zone 12 to a temperature of, in particular, approximately 660 °C before it is also fed to the burners in the radiation zone 11.
  • the process control implemented in plant 500 with heating gas preheating in the convection zone 12 can make it possible to further increase the heating gas savings compared to the heating gas preheating explained for plant 400, while at the same time stricter temperature and power requirements on the secondary cracked gas cooler 162 and similar ones on the other heat exchangers.
  • Operating parameters of plant 500 may, in particular, include operation with ethane as the feedstock in a pure bottom firing system, air and feedstock preheating to 660 and 322 °C, and a radiant zone efficiency of 59% with 100 mol percent hydrogen as the fuel gas.
  • feedstock 1 may be processed at a rate of 51 t/h with a conversion of 60%.
  • plant 500 results in a reduction in the underfiring capacity of 40% (based on the lower calorific value) and a 62% reduction in the amount of high-pressure steam.
  • the system 600 illustrated is designed for processing gaseous feedstocks such as ethane and other mixtures, with a corresponding feedstock still being designated 1 here.
  • No heating gas preheating is provided; the combustion air preheating comprises a total of three stages using the air preheater 15 arranged externally of the convection zone 12 and two air preheaters 127a and 127b in the convection zone.
  • the temperatures of the flue gas in the convection zone 12 of plant 600 are in particular approximately 1137 °C upstream of the second air preheater 127b, in particular approximately 1006 °C downstream of this and upstream of the third high-temperature bundle 128, in particular approximately 777 °C downstream of this and upstream of the first air preheater 127a, in particular approximately 571 °C downstream of this and upstream of the second high-pressure steam superheater 126, in particular approximately 348 °C downstream of the first high-pressure steam superheater 125 and upstream of the denitrification device 122, in particular approximately 272 °C downstream of the economizer bundle 129 and upstream of the feed preheater 121, and in particular approximately 100 °C downstream of this.
  • the fission gas 8 is withdrawn from the reaction tubes 111 in the radiation zone 11, as before, at a temperature of, in particular, approximately 824 °C. Cooling in the primary fission gas cooler 161 takes place to a temperature of, in particular, approximately 630 °C, with a cooling capacity of, in particular, approximately 13.1 MW. In the secondary fission gas cooler 162, a temperature of, in particular, approximately 340 °C is reached, with a cooling capacity of, in particular, approximately 17.3 MW. In the tertiary fission gas cooler 163, a temperature of, in particular, approximately 180 °C is achieved; the cooling capacity in the tertiary fission gas cooler 163 is, in particular, approximately 8 MW.
  • the tertiary cracked gas cooler 163 is also operated here with boiler feed water 4, in particular from the plant boundary, which is heated therein from a temperature of in particular approximately 114°C to a temperature of in particular approximately 326°C. Subsequent cooling takes place in the further air preheater 15 arranged externally of the convection zone 12 to a temperature of in particular approximately 176°C, before heating to a temperature of in particular approximately 235°C and subsequently feeding into the steam drum 14 can take place in the economizer bundle 129.
  • the combustion air 6 is heated in the further air preheater 15 arranged externally of the convection zone 12 from a temperature of in particular approximately 15 °C to a temperature of in particular approximately 296 °C and is then further heated by means of the first air preheater 127a in the convection zone 12 to a temperature of in particular approximately 570 °C and by means of the second air preheater 127b in the convection zone 12 to a temperature of in particular approximately 750 °C before it is also fed to the burners in the radiation zone 11.
  • Operating parameters of plant 600 may, in particular, include operation with ethane as the feedstock in a pure bottom firing system, air preheating to 750 °C, and a radiant zone efficiency of 59% with 100 mol percent hydrogen as the fuel gas.
  • feedstock 1 can be processed at a rate of 51 t/h with a conversion of 60%.
  • plant 600 results in a reduction in the underfiring capacity of 40% (based on the lower calorific value) and a 62% reduction in the amount of high-pressure steam.
  • System 600 With System 600, the same high fuel gas savings as System 500 can be achieved, but without fuel gas preheating. Instead, a two-stage combustion air preheating is performed in the convection zone to accommodate the very high air temperature.
  • the plant 700 illustrated is designed for processing gaseous feeds such as ethane or propane and other mixtures, with a corresponding feed still being designated 1 here.
  • Combustion air preheating is carried out using boiler feed water; furthermore, a two-stage feed preheating is provided in feed preheaters 121a and 121b before combination with the dilution steam 2 takes place.
  • the temperatures of the flue gas in the convection zone 12 of plant 600 are upstream of the third high-temperature bundle 128 in particular at approximately 1127 °C, downstream of this and upstream of the second high-pressure steam superheater 126 in particular at approximately 624 °C, downstream of the first high-pressure steam superheater 125 and upstream of the first high-temperature bundle 123 arranged here in particular at approximately 438 °C, downstream of this and upstream of the denitrification device 122 in particular at approximately 305 °C, downstream of a second feed preheater 121b and upstream of the economizer bundle 129 in particular at approximately 218 °C, downstream of this and upstream of a first feed preheater 121a in particular at approximately 161 °C, and downstream of this in particular at approximately 116 °C.
  • the cracked gas 8 is withdrawn from the reaction tubes 111 in the radiation zone 11 at a temperature of, in particular, approximately 833 °C. Cooling in the primary cracked gas cooler 161 takes place to a temperature of, in particular, approximately 525 °C, with a cooling capacity of, in particular, approximately 14.5 MW. In the secondary cracked gas cooler 162, a temperature of, in particular, approximately 400 °C is reached, with a cooling capacity of, in particular, approximately 5.3 MW. In the tertiary cracked gas cooler 163, a temperature of, in particular, approximately 200 °C is achieved; the cooling capacity in the tertiary cracked gas cooler 163 is, in particular, approximately 7.5 MW.
  • the saturated steam 3 from the steam drum 14 is fed to the first steam superheater 125 at a temperature of, in particular, approximately 317 °C. At its outlet, the temperature is, in particular, approximately 447 °C. At the inlet of the second steam superheater 126, the temperature is, in particular, approximately 396 °C, and at the outlet, the temperature is, in particular, approximately 510 °C.
  • the tertiary cracked gas cooler 163 is also operated here with boiler feedwater 4, in particular from the plant boundary, which, however, is first preheated to a temperature of, in particular, approximately 153 °C by the economizer bundle 129.
  • the boiler feedwater 4 is heated in the tertiary cracked gas cooler 163 to a temperature of, in particular, approximately 301 °C.
  • Subsequent cooling takes place in the additional air preheater 15 arranged externally of the convection zone 12 to a temperature of, in particular, approximately 197 °C, at which it can then be fed into the steam drum 14.
  • the combustion air 6 is heated in the further air preheater 15 arranged externally of the convection zone 12 from a temperature of in particular approximately 15 °C to a temperature of in particular approximately 250 °C before it is fed at this temperature to the burners in the radiation zone 11.
  • Operating parameters of plant 700 may, in particular, include operation with ethane as the feedstock in a pure bottom firing system, air preheating to 250 °C, and a radiant zone efficiency of 49% when using hydrogen-rich (79 mol%) fuel gas.
  • feedstock 1 may be processed at a rate of 36 t/h with a conversion of 65%.
  • plant 700 results in a reduction in the underfiring capacity of 18% (based on the lower calorific value) and a 30% reduction in the amount of high-pressure steam.
  • the system 700 offers significant advantages. These include the absence of a risk of condensation in the flue gas and the elimination of a complex air preheating stage or reduced flue gas utilization.
  • a more compact design of the air preheater 17 is possible compared to an air preheater 127 in the flue gas duct. Complex and large flue gas ducts are eliminated, and a flexible installation location is possible.
  • a simple feedwater bypass at the air preheater 17 achieves flexibility with regard to air preheating temperature, steam production, and fuel gas consumption.
  • the upstream economizer bundle 129 and a cracked gas cooling system limited to 200 to 220 °C minimize the risk of blockages on the cracked gas side of the tertiary cracked gas cooler 163 due to (too) low tube wall temperatures.
  • a downstream economizer can be used, whereby a sequence of plant boundary - tertiary cracked gas cooler 163 - air preheater 17 - economizer - steam drum 14 can be provided. This results in a higher Temperature difference at the tertiary cracked gas cooler 163 (less space required) even when cooling the cracked gas to up to approx. 180°C (cf. Figure 2 ).
  • FIG. 8 8 illustrates a plant 800 according to a further embodiment of the invention, in which a cracking furnace is electrically heated and is therefore designated 80.
  • a cracking gas is withdrawn from the cracking furnace 80, wherein the cracking gas 8 or a portion thereof is subjected to cracking gas cooling.
  • This also comprises a primary cracking gas cooler 161 (in particular as a linear cooler), a secondary cracking gas cooler 162, and a tertiary cracking gas cooler 163.
  • the secondary cracking gas cooler 162 is arranged downstream of the primary cracking gas cooler 161 and the tertiary cracking gas cooler 163 is arranged downstream of the secondary cracking gas cooler 162, and a feed mixture 5 into the cracking furnace 80 is heated by means of the secondary cracking gas cooler 162.
  • a feed stream 1 heated in a steam-operated feed preheater 121 and a dilution steam 2 heated in a steam-operated steam preheater 13, more precisely a process steam preheater or, more correctly, a process steam superheater, are combined.
  • the feed mixture 5 is then heated in a heat exchanger that functionally corresponds to the previously described high-temperature bundle 123 and is therefore designated as such here, but is operated with steam.
  • a steam drum is designated 14; it also supplies the primary and tertiary cracked gas coolers 161 and 163, respectively, with steam 9.
  • a large part of the steam generation can take place in the primary and tertiary cracked gas coolers 161, 163 (here, in particular, the primary cracked gas cooler 161 is provided as a linear cooler).
  • the steam is used to preheat feed 1 and, if necessary, process steam 2 (up to approximately 300°C).
  • process steam 2 up to approximately 300°C.
  • a large part of the required feed heating is provided via saturated steam utilization and the secondary cracked gas cooler 162. This amounts to 70 to 80% with moderate/acceptable space requirements.
  • the final feed heating to the inlet temperature into the coils is carried out primarily with an electrically heated heat exchanger 81 (650 to 690 °C for gas feed such as ethane and propane, 580 to 620 °C for liquid feed such as naphtha). Condensed steam is collected in a condensate collector 82 and returned to the steam drum 14.
  • an electrically heated heat exchanger 81 650 to 690 °C for gas feed such as ethane and propane, 580 to 620 °C for liquid feed such as naphtha.
  • a three-stage quench cooler or cracked gas cooler system with primary, secondary, and tertiary coolers is proposed, with the secondary cooler serving to superheat the feed and steam, i.e., as feed-effluent heat transfer.
  • the sandwich arrangement of the upstream and downstream primary and tertiary coolers enables/includes, among other things, the following configurations and aspects and leads to the advantages listed below.
  • a conventional upstream primary cooler (especially a linear or straight-tube steam generator) prevents selectivity losses as well as premature coking and fouling.
  • a conventional downstream tertiary cooler (a straight-tube exchanger for steam generation or a CFB preheater) enables proven, efficient cooling at the cold cracked gas end with a flexible temperature window. This results in a necessary, direct reduction in steam production for fired furnaces. Better utilization of the high cracked gas temperature level compared to conventional steam generation is possible.
  • a process-critical total pressure loss (e.g., 150 to 200 mbar) of the cracked gas cooling is not or hardly increased by appropriate design.
  • a temperature window of the secondary cooling can be adjusted by appropriate upstream and downstream primary and tertiary cooling.
  • the heat quantity can be adapted to the framework conditions/process requirements. Minimization of coking (on the cracked gas side) is achieved by selecting the temperature window, as is avoidance of precracking by selecting the temperature window used.
  • flexibility and optimization of the structural design are also enabled by selecting the temperature window. Behavior over the operating time can be comparable to bundles in the convection zone, particularly due to positive coking behavior. In some embodiments of the invention, no control is required. Should control be necessary (e.g., for different cracking operations and/or applications), this can be achieved via a (typical, known) air bypass, or possibly also via a steam-side control system (condensate cover, less space required).
  • the secondary cracked gas cooler can be designed, in particular, as an efficient counterflow exchanger, for example, as a conventional straight-tube heat exchanger, with the cracked gas being conducted within the tube. Exemplary dimensions and other aspects and advantages, particularly in comparison to a corresponding feed-effluent heat exchanger as the primary cracked gas cooler, are shown.
  • Air preheating using tube bundles in the convection zone enables the realization of high air preheating temperatures of over 300 to approximately 700 °C and reduced heat dissipation in the convection zone to only approximately 30 to 50% of the heat transferred in the secondary cracked gas cooler. Further advantages include a moderate pressure drop on the air side (around 50 mbar) and a compact design thanks to a correspondingly high flue gas temperature window.
  • the first stage of air preheating enables indirect use of quench heat and thus the necessary reduction in steam production.
  • Saturated steam utilization from the steam drum is possible, resulting in various designs/installations.
  • a design above the steam drum with gravitational condensate return is possible.
  • operation in the circulation of a steam generator primary/tertiary cooler
  • Flexible condensate return to the drum via a receiver and booster pump can be provided, as can condensate subcooling and operation with an external boiler feedwater treatment system.
  • Feedwater utilization is possible in a gas furnace from the tertiary cracked gas cooler, and is particularly simple and elegant. It is also conceivable in a liquid furnace from a steam drum (forced circulation pump). This can be achieved with flexible heat supply and the required air preheating to 250 to 310 °C, as well as with a low air pressure drop (typically less than 30 mbar). 250 °C is a reasonable lower limit for efficiency reasons. However, a range of 200 to 310 °C can also be used. Below this temperature, medium-pressure steam can also be used effectively, whereby temperatures of 160 to 180 °C can typically be achieved. A compact design with a hot medium in finned tubes is possible, with very good heat transfer from the steam or boiler feed water in the tube.
  • the finning results in good heat transfer to the air.
  • a significantly more compact design is possible than with typical fresh air counter flue gas heaters.
  • Control is not required, as air preheating is limited by the condensate or boiler feed water temperature.
  • control is possible (condensate cover or steam pressure control; air bypass), e.g. for additional flexibility for different operating conditions/applications.
  • shut-off valve with minimum flow if heat retention is required
  • This can be combined with an upstream air heater for protection against external media (e.g., quench water, medium- or low-pressure steam).
  • a charge preheater In a gas furnace without air preheating, a charge preheater is typically only possible as the topmost bundle (at the cold flue gas end). The gaseous charge heats up significantly faster than the flue gas cools ("pinch", clamping due to temperature equalization). With air preheating, the radiant zone efficiency increases, while the underfiring and flue gas volume decrease. The temperature profiles of the charge and flue gas equalize or eventually reverse (e.g., at a radiant zone efficiency of 55%). In addition, with such reduced underfiring, the furnace can be operated only with residual gas (sulfur-free; methane and hydrogen, alternatively pure hydrogen fraction), i.e., without sulfur-containing imported fuel gas. The typical sulfuric acid dew point as a limitation at the topmost bundle is eliminated. Thus, a charge preheater as the topmost bundle enables a low flue gas outlet temperature (significantly below 130 °C), thus high thermal furnace efficiency (up to over 95%).
  • a very flexible preheating system is possible in a single bundle: e.g., from 70 °C to 150 to 300 °C. This provides a control variable for the secondary cracked gas cooler with regard to its heat output and space requirements.
  • heating gas preheating A combination with (known) concepts in the form of heating gas preheating is also possible.
  • This comparable to air preheating, represents a way to introduce heat into the radiant zone and thus reduce heating gas consumption directly and indirectly (through increased efficiency).
  • This equivalence means that air preheating can be partially replaced by heating gas preheating, up to approximately 30% with pure hydrogen firing, and less so with increasing methane content.
  • the fundamental advantage is the heat supply at a lower temperature level, thus being more efficient.
  • the overall process advantage depends on where and how the heating gas preheating is implemented.
  • the disadvantage is the potentially considerable (structural, process-related) effort.
  • heating gas preheating e.g. according to b., can therefore be used sensibly.
  • a denitrification device is used within the usual flue gas temperature range (approximately 300 to 350 or 400 °C).
  • Typical special furnace operations decoking, holding, switching/emergency
  • Typical and potentially critical conditions include reduced radiation zone efficiencies, increased excess air, and elevated temperature levels in the convection zone bundles.
  • the proposed concepts demonstrate primarily favorable behavior in this regard.
  • the secondary cooler used as a feed-effluent heat exchanger, is associated with comparatively low heat input compared to a high-temperature bundle in the convection zone.
  • a proposed second stage of air preheating absorbs significant amounts of heat. Forced air flow allows for easy reduction of the air volume (e.g., speed control of the fresh air fan). This reduces deviations from typical and potentially critical operating parameters.
  • the radiant zone efficiency decreases to a lesser extent, and as an additional, simple intervention option, decommissioning the first air preheating stage and the saturated steam preheater is possible.
  • the overall goal is to achieve a fuel gas saving of 30 to 40% in fired cracking furnaces (for olefin production). This is achieved by enabling very high air preheating temperatures (approximately 400 to 700 °C), heat integration directly at the furnace itself, and integration of cracking gas heat for (indirect) air preheating and process heating.
  • an optimization of the waste heat integration is achieved, which achieves or includes a more efficient use of the existing temperature levels of fission gas, a more efficient use of the existing temperature levels of flue gas, a more efficient use of the underfiring for the process task (fission reaction) and a reduction of steam as a waste heat product.
  • Start-up and standby operating modes can be implemented similarly to those in a conventional cracking furnace, resulting in a comparably minimal control effort as in a conventional cracking furnace.
  • Boiler feedwater from the tertiary cracked gas cooler can be fed to the air preheater as a heat transfer medium. Only an additional, compact air preheater and the (always required) air preheating to the burners are required. This can be achieved by using hot boiler feedwater from low-temperature cracked gas cooling (conventional tertiary cracked gas cooler). This also results in a compact design and flexible installation, as well as little or no additional work on the furnace.
  • the sandwich cracked gas cooler allows 75 to 85% of the total, useful heat recovery to be utilized for process purposes. This occurs, as also mentioned, without process-related restrictions or additional risks (selectivity, coking, flexibility). Again, minimized effort for cracked gas heat integration with known and proven equipment types, as well as a compact design and flexible installation in appropriate configurations, are possible.
  • all-electric feed heating corresponds to 100%.
  • Partially electric feed heating with indirect use of the cracked gas heat for feed heating via saturated steam then corresponds to 60%. If the heat exchanger described here is also used, a combination of indirect and direct heat integration can reduce the electrical power requirement for feed heating to 30% of all-electric heating.

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Abstract

Es wird ein Verfahren zum Steamcracken vorgeschlagen, wobei ein Einsatzgemisch (5), das einen oder mehrere Kohlenwasserstoffe und Dampf enthält, einem Spaltofen (10, 80) zugeführt wird, wobei dem Spaltofen (10, 80) ein Spaltgas (8) entnommen wird, wobei das Spaltgas (8) oder ein Teil hiervon einer Spaltgaskühlung (16) unterworfen wird, wobei die Spaltgaskühlung (16) unter Verwendung eines primären Spaltgaskühlers (161), eines sekundären Spaltgaskühlers (162) und eines tertiären Spaltgaskühlers (163) durchgeführt wird, und wobei der sekundäre Spaltgaskühler (162) stromab des primären Spaltgaskühlers (161) und der tertiäre Spaltgaskühler (163) stromab des sekundären Spaltgaskühlers (162) angeordnet ist. Hierbei ist vorgesehen, dass das Einsatzgemisch (5) oder ein Teil hiervon mittels des sekundären Spaltgaskühlers (162) erwärmt wird. Eine entsprechende Anlage (100-800) ist ebenfalls Gegenstand.

Description

  • Die Erfindung betrifft ein Verfahren und eine Anlage zum Steamcracken.
    • Hintergrund
  • Verfahren und Anlagen zum Steamcracken von Kohlenwasserstoffen sind beispielsweise im Artikel "Ethylene" in Ullmann's Encyclopedia of Industrial Chemistry, Onlineausgabe, 15. April 2009, DOI: 10.1002/14356007.a10_045.pub2, beschrieben. Das Steamcracken (engl. Steam Cracking, im Deutschen auch als Dampfspalten bezeichnet) wird vorwiegend zur Gewinnung von kurzkettigen Olefinen wie Ethylen und Propylen, Diolefinen wie Butadien oder von Aromaten eingesetzt, ist jedoch nicht auf die Gewinnung solcher Verbindungen beschränkt.
  • Zum Steamcracken werden Dampfspaltanlagen mit sogenannten Spaltöfen (engl. Cracking Furnaces) eingesetzt. Diese Spaltöfen können auch in einer oder in mehreren Gruppen bereitgestellt und unter unterschiedlichen Bedingungen betrieben bzw. mit unterschiedlichen Einsätzen (engl. Feeds) beschickt werden. Bekannte Spaltöfen weisen typischerweise eine sogenannte Konvektionszone (engl. Convection Section) und eine sogenannte Strahlungszone (engl. Radiant Section) auf. Die Strahlungszone wird mittels zumindest bodenseitig angeordneten Brennern befeuert. Rauchgase aus der Strahlungszone strömen über die Konvektionszone ab.
  • Die Konvektionszone dient typischerweise zum Vorheizen von Kesselspeisewasser, zum Erzeugen bzw. weiteren Erwärmen von Dampf und/oder zum Vorheizen des Reaktionseinsatzes bzw. zum weiteren Erwärmen eines Gemischs aus Reaktionseinsatz und Dampf. Hierzu werden entsprechende Rohrbündel durch die Konvektionszone geführt. Das Gemisch aus Reaktionseinsatz und Dampf wird zur Umsetzung in sogenannten Spaltrohren (engl. Coils) durch die Strahlungszone geführt. Die Spaltrohre können in unterschiedlichen, in der Fachliteratur beschriebenen Konfigurationen und Anordnungen bereitgestellt sein.
  • Das über die erwähnten Spaltrohre aus der Strahlungszone ausgeführte sogenannte Spaltgas (engl. Cracked Gas), das zunächst auf einer Temperatur von typischerweise 750 bis 875 °C vorliegt, muss, um die ablaufenden Reaktionen möglichst rasch zum Stillstand zu bringen und damit eine übermäßige Bildung von unerwünschten Nebenprodukten zu verhindern, möglichst rasch abgekühlt werden. Zur Abkühlung des Spaltgases dienen dabei sogenannte Quenchwärmetauscher, die nachfolgend auch unter dem Begriff "Spaltgaskühler" zusammengefasst werden. Unterschiedliche Bauformen sind in der Fachliteratur beschrieben.
  • In der EP 3 415 587 A1 wird ein modifizierter Aufbau der Konvektionszone und der Quenchwärmetauscher für befeuerte Öfen mit Luftvorwärmung vorgeschlagen, bei dem ein Gemisch aus Kohlenwasserstoffen und Prozessdampf direkt vor der Einspeisung in die Reaktionsrohre in der Strahlungszone gegen Spaltgas direkt nach der Entnahme aus den Reaktionsrohren in einem Spaltgaskühler erhitzt wird.
  • Es besteht weiterhin der Bedarf nach Verbesserungen bei entsprechenden Verfahren und Anlagen zum Steamcracken, die bestimmte Nachteile herkömmlicher Verfahren überwinden und insbesondere energetische Vorteile liefern.
    • Kurzbeschreibung
  • Vor diesem Hintergrund werden ein Verfahren und eine Anlage zum Dampfspalten mit den Merkmalen der unabhängigen Patentansprüche vorgeschlagen. Ausgestaltungen der vorliegenden Erfindung sind Gegenstand der abhängigen Patentansprüche und der nachfolgenden Beschreibung.
  • Die vorliegende Erfindung und ihre Ausgestaltungen schlagen Varianten einer Prozessführung in einem befeuerten Spaltofen vor, die eine erhebliche Minimierung des Heizgasverbrauchs bzw. der Unterfeuerungsleistung (und damit einhergehende Emissionen, insbesondere von Kohlendioxid) von über 30%, verglichen mit einem konventionellen Spaltofen, ermöglichen.
  • Kombiniert mit kohlenstofffreiem Heizgas (blauer oder grüner Wasserstoff oder Ammoniak) und einer Kompensation der reduzierten Dampfproduktion mittels elektrischen statt Dampfturbinenantrieben (grüner Strom) kann eine teilweise bis weitestgehend kohlendioxidemissionsfreie und nachhaltige Produktion von Ethylen und optional anderen Olefinen erreicht werden.
  • Im Rahmen der vorliegenden Erfindung und ihrer Ausgestaltungen werden dabei insbesondere eine Verbrennungsluftvorwärmung und eine Spaltgaskühlung gegen ein Reaktionseinsatzgemisch (d.h. die Verwendung eines Feed-Effluent-Wärmetauschers; engl. Feed Effluent Heat Exchanger, FEHE bzw. FEX) vorgeschlagen. Besondere Verbesserungen umfassen in Ausgestaltungen der Erfindung die Darstellung von sehr hohen Luftvorwärmtemperaturen (etwa 400 bis 700°C) bei der Verbrennungsluftvorwärmung, wobei in entsprechenden Ausgestaltungen insbesondere eine (indirekte) Spaltgaswärmeintegration und eine Rauchgasnutzung über konventionelle Bündel (Rohrbündel) direkt am Spaltofen, d.h. innerhalb der Konvektionszone, möglich ist.
  • Die vorgeschlagene Spaltgaskühlung ermöglicht dabei insbesondere ein Vermeiden und Minimieren offensichtlicher und erwarteter Nachteile, Schwierigkeiten, Aufwand und Risiken bekannter Verfahren und Anlagen. Dazu wird eine erhöhte Flexibilität und Erweiterung des Einsatzbereichs bei möglichst hoher Heizgaseinsparung erreicht.
  • Die Erfindung und ihre Ausgestaltungen umfassen die Vermeidung neuer und zusätzlicher Prozessrisiken, insbesondere bezüglich Selektivitätsverlusten, Precracking, d.h. unerwünschter zu früher Spaltvorgänge, Verkokung, Ofenlaufzeit, Design- und Flexibilitätseinschränkungen. Die Erfindung und ihre Ausgestaltungen können dabei konventionelle oder demgegenüber nur geringfügig abgeänderte Prozessparameter (Feedvordruck, Prozessdampfvordruck, prozessseitiger Druckverlust) umfassen. Der Begriff "konventionell" soll dabei insbesondere einen Betrieb im Rahmen typischer, insbesondere bekannter, Prozessparameterbereiche bezeichnen.
  • In Ausgestaltungen der Erfindung kann dabei eine konventionelle Ofenbauweise erfolgen, wobei entsprechende Spaltöfen insbesondere eine konventionelle Konvektionszone mit Rauchgasbündeln (nachfolgend auch einfach als "Rohrbündel" oder "Bündel" bezeichnet) in der Konvektionszone aufweisen. Eine Spaltgaskühlung kann in konventionellen Wärmeübertragern (Linearkühler oder Wärmeübertrager vom Geradrohrtyp) erfolgen. Eine Minimierung des baulichem Aufwands für Zusatzapparate, Regelung und Instrumentierung und an den Apparaten selbst, insbesondere hinsichtlich der Wärmeübertragerflächen, ist in Ausgestaltungen der Erfindung möglich. Ferner kann die Verwendung zusätzlicher, externer Wärmequellen vermieden und damit die Ofenautarkie erhalten werden.
  • Ausgestaltungen der Erfindung vermeiden darüber hinaus klassische (große, aufwändige) Verbrennungsluftvorwärmer für die Erwärmung von Frischluft mit Rauchgas, sowie ein unkonventionelles und damit aufwändiges Spaltgaskühlerdesign. Sie ermöglichen dabei aber dennoch erhebliche (Mehr-)Einsparungen bzw. hohe Luftvorwärmtemperaturen.
  • Für elektrisch beheizte Spaltöfen, deren Einsatzvorwärmung ohne Rauchgasabwärme erfolgen muss, kann mit der vorgeschlagenen dreistufigen Spaltgaskühlung eine vorteilhafte Balance der Wärmeintegration zwischen Nutzen, Aufwand und Risiken erreicht werden, und zwar insbesondere trotz konventioneller Ausführung der Kühler. Bei elektrisch beheizten Spaltöfen ist ein hoher Grad von Wärmeintegration hinsichtlich des Spaltgases vorteilhaft, da wegen fehlendem Rauchgas dies die einzig verbliebene interne Wärmequelle mit (erforderlichem) hohen Temperaturniveau ist. Es handelt sich um einen Ansatz, der eine Integration der verfügbaren Spaltgaswärme von bis zu 80% der maximalen, mit maximal möglichem Aufwand realisierbaren Integration für die Einsatzvorwärmung ermöglicht. Es handelt sich also um eine sogenannte 80%-Lösung, bei der mit 20% Aufwand 80% Nutzen erzielt wird.
  • Zusätzlich wird eine elegante, einfache Verschaltung zur Nutzung der Spaltgaswärme zur Luftvorwärmung an befeuerten Spaltöfen mit Gaseinsatz vorgeschlagen (indirekt über Speisewasser, bis ca. 300 °C).
  • Neben der vorteilhaften Nutzung von Spaltgasabwärme wird damit gegenüber einer klassischen Luftvorwärmung mittels Rauchgas eine besonders kompakte Bauweise und flexible Aufstellung erreicht.
  • Erreicht werden diese Vorteile in einem Verfahren zum Steamcracken, wobei ein Einsatzgemisch, das einen oder mehrere Kohlenwasserstoffe und Dampf enthält, einem Spaltofen zugeführt wird, wobei dem Spaltofen ein Spaltgas entnommen wird, wobei das Spaltgas oder ein Teil hiervon einer Spaltgaskühlung unterworfen wird, wobei die Spaltgaskühlung unter Verwendung eines primären Spaltgaskühlers, eines sekundären Spaltgaskühlers und eines tertiären Spaltgaskühlers durchgeführt wird, und wobei der sekundäre Spaltgaskühler stromab des primären Spaltgaskühlers und der tertiäre Spaltgaskühler stromab des sekundären Spaltgaskühlers angeordnet ist. Nachfolgend ist dabei auch von einem "sandwichartig" zwischen dem primären und tertiären Spaltgaskühlern angeordneten sekundären Spaltgaskühler, einem Feed-Effluent-Wärmetauscher oder Feed-Effluent-Wärmeübertrager die Rede.
  • In dem vorgeschlagenen Verfahren wird das Einsatzgemisch oder ein Teil hiervon mittels des sekundären Spaltgaskühlers erwärmt.
  • Die Erfindung kombiniert in nachfolgend beschriebenen Aspekten und entsprechenden Ausgestaltungen insbesondere folgende Elemente für einen gefeuerten Spaltofen:
    Ein mehrstufiges Luftvorwärmsystem mit mindestens einem Luftvorwärmer extern der Konvektionszone und insbesondere indirekt gegen die Spaltgaskühlung (über Sattdampf bzw. heißes Kesselspeisewasser, insbesondere aus dem tertären Spaltgaskühler oder einer Dampftrommel kann vorgesehen sein. Ein weiterer Luftvorwärmer kann insbesondere als konventionelles Bündel in der Konvektionszone vorgesehen sein und mittels Rauchgas erwärmt werden. Hiermit können in weiteren Ausgestaltungen zusätzliche Vorwärmstufen und Medien (ggf. auch externe Medien, Wärmequellen und dergleichen) kombiniert werden.
  • Ferner kann in dieser oder anderen Ausgestaltungen eine mehrstufige Spaltgaskühlung für befeuerte und elektrisch beheizte Spaltöfen mit mindestens einem zwischenliegenden Feed-Effluent-Wärmetauscher (in der erwähnten SandwichAnordnung) vorgesehen sein. Hierbei kann ein vorgeschalteter Dampferzeuger, ein nachgeschalter Dampferzeuger oder ein Kesselspeisewasseranwärmer oder anderes bereitgestellt sein. Der zwischenliegende Feed-Effluent-Wärmetauscher, d.h. der zweite Spaltgaskühler, kann insbesondere für die nachfolgend angegebenen Temperaturbereiche für Spaltgas bzw. Einsatz eingerichtet sein.
  • Der Feed-Effluent-Wärmetauscher, und damit der sekundäre Spaltgaskühler, kann insbesondere in Form eines konventionelle Wärmeübertragers ausgebildet sein, beispielsweise als Geradrohr-Wärmetauscher, insbesondere entsprechend oder angelehnt an den TEMA-Standard. Auch Doppelrohrtypen (mit oder ohne Längsberippung) können verwendet werden, ebenso wie an sich bekannte Sonderbauformen (z.B. Hairpin-Wärmeübertrager).
  • In Ausgestaltungen der Erfindung kann insbesondere eine Kombination und Verschaltung der vorstehend erwähnten Aspekte (Luftvorwärmung mehrstufig, davon mindestens ein Luftvorwärmer als Bündel in der Konvektionszone und mehrstufige Spaltgaskühlung mit Feed-Effluent-Wärmeübertrager) für verschiedene Ofentypen mit weiteren Varianten/Ergänzungen vorgesehen sein.
  • In alternativen Ausgestaltungen kann auch eine einstufige Luftvorwärmung gegen Speisewasser (insbesondere für einen Spaltofen für Gaseinsatz) vorgesehen sein, insbesondere im Prozessweg von der Ofengrenze (bzw. einer Kesselspeisewasserpumpe) zur Dampftrommel. Der Weg enthält dabei mindestens den letzten Spaltgaskühler (typischerweise den tertiären Spaltgaskühler).
  • In weiteren Ausgestaltungen der Erfindung können vor- und/oder nachgeschaltete Vorwärmbündel (Economizerbündel) in der Konvektionszone vorgesehen sein. Die Reihenfolge kann dabei insbesondere (ausgehend beispielsweise von einer Kesselspeisewasserpumpe) das Economizerbündel, danach den tertiären Spaltgaskühler, den Luftvorwärmer und ein weiteres Economizerbündel umfassen
  • In Ausgestaltungen der Erfindung ist auch eine Heizgasvorwärmung möglich, und zwar parallel zur ersten Stufe der Luftvorwärmung (gegen Sattdampf oder Kesselspeisewasser) oder als Konvektionszonenbündel.
  • Vorgeschlagen wird, nochmals zusammengefasst, ein dreistufiges Spaltgaskühlersystem mit Primär-, Sekundär und Tertiärkühler, wobei der Sekundärkühler zur Überhitzung von Einsatz und Dampf dient. Die SandwichAnordnung des Sekundärkühler zwischen vor- und nachgelagertem Primär- und Tertiärkühler ermöglicht die Verwendung eines konventionellen, vorgeschalteten Primärkühlers (Linear- oder Geradrohrdampferzeuger) und vermeidet Selektivitätsverluste sowie Laufzeitverluste durch zu schnelles Verkoken. Ein konventioneller nachgeschalteter Tertiärkühler kann verwendet werden (als Geradrohrtauscher zur Dampferzeugung oder als Kesselspeisewasservorwärmer). Es kann damit auf bewährte, effiziente Kühloptionen am kalten Spaltgasende bei flexiblem Temperaturfenster des Sekundärkühlers zurückgegriffen werden. Es erfolgt eine direkte Reduzierung der Dampfproduktion für gefeuerte Öfen und eine bessere Ausnutzung des hohen Spaltgastemperaturniveaus gegenüber der Dampferzeugung. Ein prozesskritischer Gesamtdruckverlust (z.B. 150 bis 200 mbar) der Spaltgaskühlung wird durch entsprechendes Design in Ausgestaltungen der Erfindung nicht oder nur kaum erhöht. Eine speiseseitige Vorwärmstrecke kann so realisiert werden, dass die Druckverluste nicht höher sind als bei konventionellen Anlagen. Feedseitig entspricht der Druckverlust des Tauschers (incl. Verrohrung) etwa dem, was ein gleichwertiges Bündel benötigt (in einem Bereich von bspw. 300 bis 1000 mbar).
  • Auch ein anpassbares Temperaturfenster durch entsprechende vor- und nachgelagerte Kühlung kann vorgesehen sein, wodurch eine an Wärmemenge an Rahmenbedingungen oder Prozessanforderungen anpassbar wird. Die Verkokung wird dabei spaltgasseitig durch Wahl des Temperaturfensters minimiert. Auch kann hierdurch ein Precracking vermieden werden. Es ergeben sich ferner eine erhöhte Flexibilität und Vorteile bei der baulichen Ausführung (Wärmetauscherfläche, Materialwahl) durch die Wahl des Temperaturfensters. Durch die vorgeschlagene Verschaltung und die daraus resultierenden Temperaturfenster kann eine deutliche Reduzierung der Baulänge erfolgen, die ohne einen nachfolgenden Tertiärkühler nicht möglich wäre. Typuische Beispiele sind 6 bis 8 m Baulänge gegenüber 14 bis 20 m Baulänge.
  • Das Verhalten über die Laufzeit kann in Ausgestaltungen der vorliegenden Erfindung vergleichbar zu den herkömmlichen Konvektionszonenbündeln wegen des positiven Verkokungsverhaltens sein. Es ist keine Regelung erforderlich.
  • In Ausgestaltungen der Erfindung können die Kohlenwasserstoffe in dem Einsatzgemisch zu einem Anteil von mehr als 90% einen Siedebereich von 35 bis 400 °C aufweisen, also insbesondere aus Naphtha oder Gasöl stammen bzw. entsprechenden Schnitten entsprechen, wobei der sekundäre Spaltgaskühler mit einer Spaltgaseintrittstemperatur von 550 bis 650 °C, insbesondere ca. 610 °C, einer Spaltgasaustrittstemperatur von 420 bis 520 °C, insbesondere ca. 460 °C, einer Einsatzgemischeintrittstemperatur von 270 bis 330 °C, insbesondere ca. 310 °C, und einer Einsatzgemischaustrittstemperatur von 400 bis 535 °C, insbesondere ca. 460 °C, betrieben wird.
  • In anderen Ausgestaltungen der Erfindung können die Kohlenwasserstoffe in dem Einsatzgemisch zu einem Anteil von mehr als 90% einen Siedebereich von weniger als 35 °C aufweisen und insbesondere Ethan oder Propan umfassen, wobei der sekundäre Spaltgaskühler mit einer Spaltgaseintrittstemperatur von 580 bis 650 °C, insbesondere ca. 610 °C oder auch 580 bis 680 °C, insbesondere ca. 630 °C, einer Spaltgasaustrittstemperatur von 300 bis 450 °C, insbesondere ca. 370 °C oder auch 300 bis 550 °C, insbesondere ca. 360 °C, einer Einsatzgemischeintrittstemperatur von 180 bis 240 °C, insbesondere ca. 215 °C, und einer Einsatzgemischaustrittstemperatur von 400 bis 535 °C, insbesondere ca. 485 °C, betrieben wird.
  • Die genannten Bereiche stellen dabei die während der Laufzeit verwendeten Temperaturbereiche in Anbetracht der gewünschten Leistung (20 bis 50%) dar und können in entsprechender Weise gewählt oder angepasst werden.
  • In dem vorgeschlagenen Verfahren kann als der sekundäre Spaltgaskühler ein Geradrohrwärmeübertrager mit rohrseitiger Spaltgasführung verwendet werden. Rohre des sekundären Spaltgaskühlers können dabei einen Außendurchmesser von 40 bis 50 mm und eine Rohrlänge von bis zu 12 m aufweisen und/oder der sekundäre Spaltgaskühler kann mit einem Druckverlust von 10 bis 60 mbar und/oder bei bis zu 80% Schallgeschwindigkeit betrieben werden.
  • In entsprechenden Ausgestaltungen wird ein besonders effizienter Gegenstromtauscher geschaffen. Ein Wärmetauscher nach dem TEMA-Standard (Tubular Exchanger Manufacturers Association) im sogenannten No-Tube-in-Window-Design mit vorteilhafter Quer-Längsströmung, Vermeidung von Hotspots/Pre-Cracking und vorteilhaftem Verhalten hinsichtlich Schwingungen ist möglich, ebenso wie die Verwendung von Ein- und Austrittskonen, um Blockaden der Spaltgasrohre durch Ablagerungen von Kokspartikeln zu vermeiden. In einem Wärmetauscher mit einem No-Tube-in-Window Design sind die Rohre in den Umlenkblechen so angeordnet, dass sie immer nur eine reine Queranströmung des kühlenden Mediums erfahren. Auf diese Weise kann der Wärmeaustausch in Stagnationszonen und Verwirbelungsbereichen und daher auch Fouling oder Precracking vermieden werden. Zum fachmännischen Verständnis kann auf entsprechende Fachbücher, beispielsweise R.K. Shah und D.P. Sekulic, "Fundamentals of Heat Exchanger Design", John Wiley & Sons, 2003, Seiten 18 und 19, verwiesen werden.
  • Ein niedriger Prozessseitiger Druck (Mantelraum) ermöglicht Kompensatoren zur Vermeidung von Thermospannungen. Der Vorteil gegenüber einem primären Feed-Effluent-Spaltgaskühler ist insbesondere, dass kein erhöhter Druckverlust vorliegt, weil keine hohe Abkühlrate mehr erforderlich ist (was bei Gas-Gas-Tauschern nur über druckverlustintensive Maßnahmen erreichbar ist). Auch eine Ausbildung als (Linear-)Doppelrohr oder andere bekannte Ausführungen sind möglich. Dies ermöglicht eine einfache oder mehrfache Ausführung je nach Anforderung (Prozess, Mechanik, Aufstellung etc.).
  • In dem Verfahren kann der Spaltofen unter Verwendung eines Brenngases betrieben werden, das mit Verbrennungsluft verbrannt wird, wobei die Verbrennungsluft oder ein Teil hiervon einer Verbrennungsluftvorwärmung unterworfen wird.
  • In der Strahlungszone werden den Spaltrohren über direkte Beheizung die Wärme für die Spaltreaktion zugeführt. Die Wärmebilanz der Strahlungszone des Ofens wird bestimmt durch den Wärmebedarf für die gewünschte Spaltreaktion und dem Strahlungszonenwirkungsgrad. Der Strahlungszonenwirkungsgrad ergibt sich vornehmlich aus der Luftvorwärmtemperatur und Heizgasqualität (bei typischem Luftüberschuss von 10%, gewählter Geometrie und Feuerungskonzept).
  • Typischerweise werden die Spaltöfen vornehmlich mit Restgas unterfeuert. Für Flüssigeinsatz ist dies gewöhnlich eine methanreiche Fraktion, bei Gaseinsatz eine Methan/Wasserstofffraktion. Im Hinblick auf Dekarbonisierungsbemühungen sind die Beispielrechnungen mit wasserstoffreichem bzw. ausschließlich aus Wasserstoff bestehenden Heizgas betrachtet. Damit einher geht eine (zusätzliche) Erhöhung des Strahlungszonenwirkungsgrads. Dies ist konservativ im Sinne der Betrachtung der Konvektionszone und des sekundären Spaltgaskühlers und geht einher mit weniger hohen Luftvorwärmtemperaturen (bezogen auf Einsparung). Die Zumischung von Ammoniak ins Heizgas ist auch darstellbar.
  • In Ausgestaltungen der Erfindung kann die Verbrennungsluftvorwärmung unter Verwendung eines außerhalb einer Konvektionszone des Spaltofens angeordneten Luftvorwärmers und danach unter Verwendung eines Luftvorwärmers in der Konvektionszone erwärmt werden. Weitere Details und Vorteile sind oben angegeben.
  • Die Verbrennungsluftvorwärmung kann unter Verwendung des Luftvorwärmers in der Konvektionszone auf eine Temperatur von mehr als 400 °C, insbesondere bis 600 °C oder bis zu 700, 750 oder 800 °C, durchgeführt werden.
  • In Ausgestaltungen der Erfindung kann der außerhalb der Konvektionszone angeordnete Luftvorwärmer unter Verwendung von Kesselspeisewasser betrieben werden, das unter Verwendung des tertiären Spaltgaskühlers erwärmt wird. Auch das Brenngas oder ein Teil hiervon kann unter Verwendung von Kesselspeisewasser vorgewärmt werden, das seinerseits dann unter Verwendung des tertiären Spaltgaskühlers erwärmt wird.
  • Das Brenngas kann einen Wasserstoffgehalt von mehr als 90% aufweisen oder es kann sich, wie erwähnt, um reinen Wasserstoff handeln. Das Brenngas kann zu einem Anteil von 70 bis 80%, beispielsweise 77%, mittels Bodenbrennern und in einem verbleibenden Anteil mittels Seitenwandbrennern verfeuert werden. Durch die mögliche hohe Luftvorwärmtemperatur im Luftvorwärmer in der Konvektionszone kann die aufwändige Luft-Zuführung zu vielen/kleinen Seitenwandbrennern vermieden werden. In hier vorgeschlagenen Ausgestaltungen wird die Verbrennungsluft der Seitenwandbrenner typischerweise unvorgewärmt verwendet, wohingegen für die Bodenbrenner eine zumindest teilweise Luftvorwärmung erfolgt. Insbesondere Neuanlagen werden zunehmend mit reiner Bodenfeuerung realisiert, aber viele Bestandsöfen weisen eine Mischfeuerung mit 30 bis 40% Seitenwand-Brennerleistung auf. Das hier vorgeschlagene Konzept ermöglicht daher auch ein erhebliches Einsparpotenzial bei Nachrüstung bei vertretbarem Umbauaufwand
  • Beispiele umfassen damit eine Mischfeuerung im Verhältnis zu 77/23 von Boden zu Wand. Eine Zufuhr vorgewärmter Zwangsluft kann dabei nur zu Bodenbrennern (in einem Temperaturbereich um 555 °C) erfolgen. Eine Zufuhr (unerwärmter) Frischluft zu den Seitenwandbrennern ergibt eine gemittelte Luftvorwärmtemperatur von im Beispiel um 430 °C. Die Einsparung von 30 bis 40% Heizgas bzw.
  • Unterfeuerungsleistung wird erreicht über einen Strahlungszonenwirkungsgrad von 50 bis 55% und eine Luftvorwärmung auf 400 bis 600 oder 700 °C.
  • Das vorgeschlagene Konzept und seine Ausgestaltungen ermöglichen eine flexible Ofenauslegung zur Unterfeuerungseinsparung für eine typische Heizgasqualität (von vornehmlich Kohlenwasserstoffen (Methan) bis vornehmlich/ausschließlich Wasserstoff) und übliche Feuerungsvarianten (Bodenfeuerung, Mischfeuerung) sowie übliche Spaltrohrtypen. Eine entsprechend optimierte Paarung von Wirkungsgrad und Luftvorwärmtemperatur lässt sich finden, unter den Nebenbedingungen aus der Wärmebilanz um die Konvektionszone/Spaltgaskühlung.
  • In Ausgestaltungen der vorliegenden Erfindung kann der Spaltofen auch unter Verwendung von elektrischem Strom erwärmt werden, wie insbesondere im Zusammenhang mit der Figurenbeschreibung diskutiert.
  • Der Betrieb des sekundären Spaltgaskühlers in der vorgeschlagenen Weise ermöglicht in entsprechenden elektrischen Spaltöfen ebenfalls die Ausnutzung der Spaltgaswärme zur Einsatzerhitzung, durch die direkte Wärmeintegration auf möglichst hohem Temperaturniveau erreicht wird. Damit wird die Vorwärmung gegen elektrischen Strom minimiert, und zwar unter minimalen Prozessrisiken (bzgl. Selektivitätsverlust, steigender Verkokung oder Precracking), und unter Einsatz konventioneller Wärmetauscher.
  • Die Dampferzeugung erfolgt in Ausgestaltungen im primären und tertiären Spaltgaskühler (wobei der primäre Spaltgaskühler hier insbesondere als Linearkühler ausgebildet ist). In den in den Figuren veranschaulichten Ausgestaltungen kann der dabei produzierte Sattdampf in einem Einsatzvorwärmer, einem Verdünnungsdampfüberhitzer und einem Hochtemperaturbündel zur Vorwärmung von Einsatz und ggf. Prozessdampf (bis ca.300°C) genutzt werden.
  • Wenn (insbesondere bei Umbau/Nachrüstung) die Wärmebilanz der Konvektionszone nicht aufgeht, kann dies mit externen Wärmetauschern mit Sattdampf als Heizmedium ausgeglichen werden. Aufgrund der Temperaturlimitierung des Dampfes bei etwa 330 °C ist dies stromauf des Verdünnungsdampfüberhitzers möglich. Die resultierende erhöhte Prozessdampftemperatur ist für die Verdampfung des Feeds vorteilhaft.
  • Zwischen einem Einsatzvorwärmer und einem Hochtemperaturbündel kann ein Flüssigeinsatz noch zweiphasig vorliegen, so dass eine Vereinigung mit Dampf bei den erwähnten 330 °C ungünstig sein kann. Stromab des Hochtemperaturbündels kann ggf. ein "Boosten" mit entsprechendem Dampf erfolgen, wenn man deutlich unter 300 °C landet. Dies ist unproblematisch, da der feed hier rein gasförmig vorliegt.
  • Zusammengenommen wird ein Großteil der benötigten Einsatzerhitzung über Sattdampfnutzung und bereitgestellt: So kann 70-80% der verfügbaren Spaltgaswärme mit moderatem/akzeptablem FEX-Heizfläche für die Feed und Prozessdampfvorwärmung genutzt werden.. Das entspricht etwa 80-90% dessen, was mit einem einzelnen, technisch komplexen Primär-FEX erreichbar ist (unter der Annahme, dass auch bei diesem hohe Wandtemperaturen von >650-700°C prozessseitig unbedingt vermieden werden sollen (wegen PreCracking und möglicher Verkokung). Gegenüber einem sehr aufwändigen mehrstufigen Primär-FEX entspricht dies immer noch 75-80% Anmerkung zum Beispiel: Bei entsprechender Aufstellung (FPH, DSS und HTC über der Dampftrommel) kann der Kondensat-Sammelbehälter und die Kondensat Rückführ-Pumpe entfallen (gravitative Kondensat-Rückführung).
  • Die vorgeschlagene Anlage zum Steamcracken ist dafür eingerichtet, ein Einsatzgemisch, das einen oder mehrere Kohlenwasserstoffe und Dampf enthält, einem Spaltofen zuzuführen, dem Spaltofen ein Spaltgas zu entnehmen, das Spaltgas oder einen Teil hiervon einer Spaltgaskühlung zu unterwerfen, und die Spaltgaskühlung unter Verwendung eines primären Spaltgaskühlers, eines sekundären Spaltgaskühlers und eines tertiären Spaltgaskühlers durchzuführen, wobei der sekundäre Spaltgaskühler stromab des primären Spaltgaskühlers und der tertiäre Spaltgaskühler stromab des sekundären Spaltgaskühlers angeordnet ist. Die Anlage ist dafür eingerichtet, das Einsatzgemisch oder einen Teil hiervon mittels des sekundären Spaltgaskühlers zu erwärmen.
  • Zu weiteren Merkmalen und Vorteilen einer entsprechenden Anlage und Ausgestaltungen hiervon sei auf die obigen Erläuterungen betreffend das erfindungsgemäß vorgeschlagene Verfahren und seine Ausgestaltungen ausdrücklich verwiesen, da diese hierfür in gleicher Weise gelten.
  • Entsprechendes gilt auch für eine Anlage, die gemäß einer Ausgestaltung der Erfindung dazu eingerichtet ist, ein Verfahren gemäß einer beliebigen Ausgestaltung der vorliegenden Erfindung durchzuführen.
    • Kurze Beschreibung der Zeichnung
  • Ausführungsformen der Erfindung werden nachfolgend rein beispielhaft unter Bezugnahme auf die beigefügte Zeichnung unter Erläuterung des technischen Hintergrunds beschrieben.
  • Figuren 1 bis 8 veranschaulichen dabei Verfahren gemäß Ausgestaltungen der Erfindung und einer nicht erfindungsgemäßen Ausgestaltung.
    • Ausführungsformen der Erfindung
  • Die nachfolgend beschriebenen Ausführungsformen werden lediglich zu dem Zweck beschrieben, den Leser beim Verständnis der beanspruchten und zuvor erläuterten Merkmale zu unterstützen. Sie stellen lediglich repräsentative Beispiele dar und sollen hinsichtlich der Merkmale der Erfindung nicht abschließend und/oder beschränkend betrachtet werden. Es versteht sich, dass die zuvor und nachfolgend beschriebenen Vorteile, Ausführungsformen, Beispiele, Funktionen, Merkmale, Strukturen und/oder anderen Aspekte nicht als Beschränkungen des Umfangs der Erfindung, wie er in den Ansprüchen definiert ist, oder als Beschränkungen von Äquivalenten zu den Ansprüchen zu betrachten sind, und dass andere Ausführungsformen verwendet und Änderungen vorgenommen werden können, ohne vom Umfang der beanspruchten Erfindung abzuweichen.
  • Unterschiedliche Ausführungsformen der Erfindung können weitere zweckmäßige Kombinationen der beschriebenen Elemente, Komponenten, Merkmale, Teile, Schritte, Mittel usw. umfassen, aufweisen, aus ihnen bestehen oder im Wesentlichen aus ihnen bestehen, auch wenn solche Kombinationen hier nicht spezifisch beschrieben sind. Darüber hinaus kann die Offenbarung andere Erfindungen umfassen, die gegenwärtig nicht beansprucht sind, die aber in Zukunft beansprucht werden können, insbesondere wenn sie vom Umfang der unabhängigen Ansprüche umfasst sind.
  • Erläuterungen, die sich auf Vorrichtungen, Apparate, Anordnungen, Systeme usw. gemäß Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung beziehen, können auch für Verfahren, Prozesse, Methoden usw. gemäß den Ausführungsformen der vorliegenden Erfindung gelten und umgekehrt. Gleiche, gleich wirkende, in ihrer Funktion einander entsprechende, baulich identisch oder vergleichbar aufgebaute Elemente, Verfahrensschritte usw. können mit identischen Bezugszeichen angegeben sein.
  • In den Figuren sind Anlagen gemäß Ausgestaltungen der vorliegenden Erfindung veranschaulicht und insgesamt mit den nachfolgend jeweils angegebenen Bezugszeichen versehen. Diese umfassen jeweils einen Spaltofen 10 mit einer Strahlungszone 11 und einer Konvektionszone 12.
  • In der Strahlungszone 11 sind Reaktionsrohre 111 bekannter Art angeordnet, in denen ein Gemisch aus einem unten jeweils genauer spezifizierten Reaktionseinsatz und Dampf erhitzt wird. In der Konvektionszone 11 sind, insbesondere an sich bekannter Form, d.h. in Form von Rohrbündeln, Wärmetauscher und andere Einrichtungen angeordnet, die ebenfalls unter Bezugnahme auf spezifische Ausgestaltungen weiter unten erläutert werden. Durch die Konvektionszone 12 wird, von unten nach oben in der Zeichenebene, ein Rauchgas geführt, das aus der Strahlungszone 11 ausgeleitet wird und in der Konvektionszone 12 abgekühlt wird.
  • Eine in Figur 1 veranschaulichte Anlage 100 ist für die Verarbeitung von flüssigen Einsätzen wie Naphtha eingerichtet. Ein Einsatzstrom 1 wird dabei in einem Einsatzvorwärmer 121 von einer Temperatur von insbesondere ca. 110 °C (oder allgemeiner in einem Bereich von 50 bis 130 °C, ggf. auch ca. 70 °C) auf eine Temperatur von insbesondere ca. 152 °C erwärmt, wobei das Rauchgas stromab des Einsatzvorwärmers 121 auf einer Temperatur von insbesondere ca. 139 °C vorliegt.
  • Im Rauchgasstrom stromauf des Einsatzvorwärmers 121 ist eine Entstickungseinrichtung 122 angeordnet, wobei die Temperatur des Rauchgases stromauf der Entstickungseinrichtung 122 auf einer Temperatur von insbesondere ca. 306 °C vorliegt. Die hier konkret gennanten Temperaturen sind Beispiele, die sich durch die konkreten Designrahmenbedingungen, z.B. Rohrreihen, ergeben. Anzupeilen sind hier insbesondere etwa 250 bis 400 °C Prozesstemperatur, insbesondere 300 bis 350 °C. Entsprechende Temperaturen sind evtl. auch herstellerabhängig. Bei zu tiefen Temperaturen ist mehr Katalysator wegen der geringeren Aktivität nötig, jenseits von 400 °C kommen Einschränkungen durch "Versinterung" zum Tragen, insbesondere weil die Designtemperatur meist noch einen erheblichen Aufschlag bekommt. Eine Rückführleitung mit einem Gebläse ist vorgesehen, um Rauchgas von stromab der Entstickungseinrichtung 122 nach stromauf der Entstickungseinrichtung 122 zurückzuführen. Diese ist nicht gesondert bezeichnet.
  • Im Rauchgasstrom stromauf der Entstickungseinrichtung 122 ist ein erstes Hochtemperaturbündel 123 angeordnet, wobei die Temperatur des Rauchgases stromauf des ersten Hochtemperaturbündels 123 auf einer Temperatur von insbesondere ca. 438°C vorliegt. Im Rauchgasstrom stromauf des ersten Hochtemperaturbündels 123 befindet sich ein Verdünnungsdampfüberhitzer 124, wobei die Temperatur des Rauchgases stromauf des Verdünnungsdampfüberhitzers 124 auf einer Temperatur von insbesondere ca. 510 °C vorliegt.
  • Verdünnungsdampf 2 wird optional mittels eines Dampfvorwärmers 13 von einer Temperatur von insbesondere ca. 185 °C auf eine Temperatur von insbesondere ca. 311 °C vorgewärmt, danach in dem Verdünnungsdampfüberhitzer 124 auf eine Temperatur von insbesondere ca. 456 °C überhitzt, danach mit dem in dem Einsatzvorwärmer 121 vorgewärmten Einsatz 1 vereinigt, und durch das erste Hochtemperaturbündel 123 geführt. Stromauf und/oder stromab des Hochtemperaturbündels 123 können optional weitere Wärmetauscher vorgesehen sein, die hier nicht gesondert bezeichnet sind.
  • Komponenten eines Dampfsystems umfassen einen ersten Dampfüberhitzer 125 und einen zweiten Dampfüberhitzer 126. Sattdampf 3 aus einer Dampftrommel 14 wird dabei auf einer Temperatur von insbesondere ca. 322 °C durch den ersten Dampfüberhitzer 125 geführt und auf eine Temperatur von insbesondere ca. 462 °C erwärmt. Nach einer Zuspeisung von Kesselspeisewasser 4 reduziert sich die Temperatur auf insbesondere ca. 451 °C, und der entsprechende Dampf wird in dem zweiten Dampfüberhitzer 126 auf eine Temperatur von insbesondere ca. 505 °C überhitzt. Er steht nun für beliebige Anwendungen zur Verfügung.
  • Das Gemisch aus Einsatz 1 und Dampf 2, in Figur 1 mit 5 bezeichnet, liegt nach der Erwärmung in dem ersten Hochtemperaturbündel 123 auf einer Temperatur von insbesondere ca. 307 °C vor. In herkömmlichen Anlagen zum Steamcracken würde ein entsprechendes Gemisch 5 nun durch ein zweites Hochtemperaturbündel geführt, das ebenfalls in der Konvektionszone 12 angeordnet ist. Dieses ist in der Anlage 100 nicht der Fall. Eine Einrichtung, die einem derartigen zweiten Hochtemperaturbündel entspricht, ist gleichwohl in Form eines Luftvorwärmers 127 vorhanden, wobei die Temperatur des Rauchgases stromauf des Luftvorwärmers 127 bei insbesondere ca. 803 °C und stromab hiervon, und damit stromauf des zweiten Dampfüberhitzers 126, auf einer Temperatur von insbesondere ca. 655 °C liegt.
  • Verbrennungsluft 6 wird in einem extern der Konvektionszone 12 angeordneten weiteren Luftvorwärmer 15 mit Sattdampf 9 aus der Dampftrommel 14 von einer Temperatur von insbesondere ca. 15 °C auf eine Temperatur von insbesondere ca. 302 °C erwärmt und dann mittels des Luftvorwärmers 127 in der Konvektionszone 12 auf eine Temperatur von insbesondere ca. 555 °C weiter erhitzt. Die entsprechend erhitzte Verbrennungsluft 6 kann dann den Brennern, die die Strahlungszone 11 erwärmen, und welche hier nicht gesondert veranschaulicht sind, zugeführt werden.
  • Die Erwärmung des Gemischs 5 aus Einsatz 1 und Verdünnungsdampf 2 erfolgt gegen den Spaltgasstrom, wie unten erläutert, und erst dann in einem weiteren Hochtemperaturbündel 128, das hier, um eine Vergleichbarkeit mit herkömmlichen Anlagen zu vereinfachen, als drittes Hochtemperaturbündel 128 bezeichnet wird, auch wenn in der hier veranschaulichten Ausgestaltung kein klassisches zweites Hochtemperaturbündel zur Erwärmung des Gemischs 5 vorhanden ist. Eine Temperatur des Rauchgases in der Konvektionszone 12 stromauf des dritten Hochtemperaturbündels 128 liegt bei insbesondere ca. 1099 °C. Die Temperatur des Rauchgases in der Konvektionszone 12 stromab des dritten Hochtemperaturbündels 128 und stromauf des Luftvorwärmers 127 bei insbesondere ca. 803 °C.
  • In dem dritten Hochtemperaturbündel 128 wird das Gemisch 5 von einer Temperatur von insbesondere ca. 461 °C auf eine Temperatur von insbesondere ca. 621 °C erwärmt und danach durch die Reaktionsrohre 111 in der Strahlungszone 11 geführt. Wie veranschaulicht, wird in der Strahlungszone 11 die erhitzte Verbrennungsluft 6 eingesetzt, sowie Frischluft 7. Aus den Reaktionsrohren 111 in der Strahlungszone 11 wird ein Spaltgas 8 entnommen in einer Spaltgaskühlung 16 abgekühlt.
  • Die Spaltgaskühlung 16 umfasst einen primären Spaltgaskühler 161, einen sekundären Spaltgaskühler 162 und einen tertiären Spaltgaskühler 163, wobei das Spaltgas 8 stromauf des primären Spaltgaskühlers 161 auf einer Temperatur von insbesondere ca. 861 °C, stromab des primären Spaltgaskühlers 161 und stromauf des sekundären Spaltgaskühlers 162 auf einer Temperatur von insbesondere ca. 600 °C, stromab des sekundären Spaltgaskühlers 162 und stromauf des tertiären Spaltgaskühlers 163 auf einer Temperatur von insbesondere ca. 455 °C, und stromab des tertiären Spaltgaskühlers 163 auf einer Temperatur von insbesondere ca. 390 °C vorliegt.
  • Eine Kühlleistung des primären Spaltgaskühlers 161 liegt bei insbesondere ca. 16,9 MW, des sekundären Spaltgaskühlers 162 bei insbesondere ca. 8,3 MW und des tertiären Spaltgaskühlers 163 bei insbesondere ca. 3,5 MW. Der primäre Spaltgaskühler 161 und der tertiäre Spaltgaskühler 163 können insbesondere mit Kesselspeisewasser 9 aus der Dampftrommel 14 betrieben werden. Durch den sekundären Spaltgaskühler 162 wird dagegen das Gemisch 5 geführt, das dabei von einer Temperatur von insbesondere ca. 307 °C auf die erwähnte Temperatur von insbesondere ca. 461 °C erwärmt wird.
  • Die Anlage 100 ist, wie erwähnt, für einen flüssigen Einsatz eingerichtet. Wie zuvor mit anderen Worten erläutert, erfolgt eine zweistufige Luftvorwärmung, und zwar erst extern der Konvektionszone 12 gegen Sattdampf 9 und danach in dem Luftvorwärmer 127 in der Konvektionszone 12. Die sekundäre Spaltgaskühlung in dem sekundären Spaltgaskühler 162 erfolgt gegen das vorgewärmte Gemisch 5 eingebettet zwischen den als klassische Hochdruckdampferzeuger arbeitenden primären und tertiären Spaltgaskühlern 161 und 163.
  • Für komplexere Fälle (Einsatzflexibilität und Mischfeuerung) können hier als zusätzliche, mögliche Elemente der Dampfvorwärmer 13 sowie die alternative bzw. zusätzliche Vorwärmung des Gemischs Einsatz (z.B. gegen Sattdampf) in den erwähnten optionalen Wärmetauschern stromauf und stromab des ersten Hochtemperaturbündels 123 vorgesehen sein.
  • Die in Figur 1 abgebildete Anordnung der Elemente in der Konvektionszone ist insbesondere auf einen Luftvorwärmer 17 für eine hohe Vorwärmtemperatur optimiert. Die Anordnung ist nicht zwingend, insbesondere der Verdünnungsdampfüberhitzer 124, die ersten und zweiten Dampfüberhitzer 125 und 126, der Luftvorwärmer 17, und das dritte Hochtemperaturbündel 128 können auch in anderer Reihenfolge mit entsprechenden Vorteilen angeordnet sein. So kann in einem ersten Beispiel die gesamte Verbrennungsluft vorgewärmt werden. Der Luftvorwärmer 17 wird dabei insbesondere bei 400 bis 450 °C im Rauchgas angeordnet, d.h. weiter oben. In einem zweiten Beispiel kann bei einer Luftvorwärmung auf mehr als 600 °C oder aus mechanischen und/oder materialtechnischen Überlegungen der Luftvorwärmer 17 teilweise oder vollständig als unterstes Bündel sinnvoll sein (siehe auch Figur 5).
  • Auch eine Teilung der Bündel (wie beispielhaft mit den Hochdruckdampfüberhitzern 125 und 126 der Fall) sowie Stromtyp (Gegen- oder Gleichstrom), die sich aus Detailerwägungen ergeben, und eine damit einhergehende Verschachtelung ist unter Umständen möglich und vorteilhaft, hier aber nicht dargestellt.
  • Ein Economizerbündel (zur Speisewasservorwärmung) ist im vorgeschlagenen Konzept der Anlage 100 nicht erforderlich und möglich, da keine Überschusswärme mehr vorhanden ist. Für geringeren Strahlungszonenwirkungsgrad bzw. geringere Luftvorwärmung kann ein solches sinnvoll eingesetzt werden (typischerweise vor und/oder nach dem Einsatzvorwärmer 11, nicht dargestellt).
  • Für schwerere und schwere Einsätze wird typischerweise mindestens eine weitere Mischstelle für überhitzten Prozessdampf erforderlich. Diese kann z.B. zwischen den Teilen eines geteilten ersten Hochdruckbündels oder auch nach dem sekundären Spaltgaskühler 162 angeordnet sein (nicht dargestellt).
  • Betriebsparameter der Anlage 100 können insbesondere einen Betrieb mit Naphtha als Einsatz bei einer gemischten Befeuerung in einem Verhältnis von insbesondere ca. 77 zu 23 (prozentuale Anteile bezogen auf den unteren Heizwert), einen Strahlungszonenwirkungsgrad von 54% bei 78 Molprozent Wasserstoff im Heizgas, eine Gesamtunterfeuerung von 73 MW, wobei 10 MW auf sensible Wärme (in der Verbrennungsluft 6) entfallen, eine genutzte Wärmemenge von 40 MW in der Strahlungszone 11 und 29 MW in der Konvektionszone 12 umfassen.
  • Die Luftvorwärmung auf insbesondere ca. 555 °C betrifft die Verbrennungsluft 6, die den Bodenbrennern in der Strahlungszone 11 zugeführt wird, im Mittel beträgt die Verbrennungslufttemperatur insbesondere ca. 430 °C. Es kann beispielsweise Einsatz 1 in einer Menge von 48 t/h mit einem Verhältnis von Propylen zu Ethylen von 0,45 verarbeitet werden. Dampf kann in einer Menge von 22 t/h auf insbesondere ca. 115 bar und einer Temperatur von insbesondere ca. 505 °C bereitgestellt werden.
  • Es ergibt sich gegenüber herkömmlichen Anlagen in der Anlage 100 insbesondere eine Reduzierung der Unterfeuerungsleistung von 33% (bezogen auf den unteren Heizwert) und eine um 64% reduzierte Menge von Hochdruckdampf.
  • Eine in Figur 2 veranschaulichte Anlage 200 ist für die Verarbeitung von gasförmigen Einsätzen wie Ethan und anderen Gemischen eingerichtet, wobei ein entsprechender Einsatz hier aber weiterhin mit 1 bezeichnet ist.
  • Hierbei ist in der Konvektionszone 12 stromauf des Einsatzvorwärmers 121 und stromab der Entstickungseinrichtung 122 ein Economizerbündel 129 angeordnet. Ein Verdünnungsdampfüberhitzer 124 fehlt dagegen. Die Temperaturen des Rauchgases in der Konvektionszone 12 liegen stromauf des dritten Hochtemperaturbündels 128 bei insbesondere ca. 1141 °C, stromab hiervon und stromauf des Luftvorwärmers 127 bei insbesondere ca. 853 °C, stromab hiervon und stromauf des zweiten Dampfüberhitzers 126 bei insbesondere ca. 624 °C, stromab des ersten Dampfüberhitzers 125 und stromauf der Entstickungseinrichtung 122 bei insbesondere ca. 376 °C, stromab des Economizerbündels 129 und stromauf des Einsatzvorwärmers 121 bei insbesondere ca. 259 °C, und stromab des Einsatzvorwärmers 121 bei insbesondere ca. 100 °C.
  • Der Einsatz 1 wird in dem Einsatzvorwärmer 121 von einer Temperatur von insbesondere ca. 70 °C auf eine Temperatur von insbesondere ca. 210 °C erwärmt, bevor unter Erhalt eines Gemischs, das auch hier mit 5 bezeichnet wird, Verdünnungsdampf 2 zugespeist wird. Eine weitere Erwärmung des Gemischs 5 erfolgt auch hier in dem sekundären Spaltgaskühler 162, und zwar von einer Temperatur von insbesondere ca. 203 °C auf eine Temperatur von insbesondere ca. 483 °C. Die sich anschließende Erwärmung in dem dritten Hochtemperaturbündel 128 erfolgt auf eine Temperatur von insbesondere ca. 642 °C.
  • Das Spaltgas 8 wird den Reaktionsrohren 111 in der Strahlungszone 11 auf einer Temperatur von insbesondere ca. 842 °C entnommen. Im primären Spaltgaskühler 161 erfolgt eine Abkühlung auf insbesondere ca. 600 °C, im sekundären Spaltgaskühler 162 auf eine Temperatur von insbesondere ca. 355 °C, und im tertiären Spaltgaskühler 163 auf eine Temperatur von insbesondere ca. 180 °C. Eine Kühlleistung des primären Spaltgaskühlers 161 liegt bei insbesondere ca. 15,1 MW, des sekundären Spaltgaskühlers 162 bei insbesondere ca. 14,6 MW und des tertiären Spaltgaskühlers 163 bei insbesondere ca. 8,8 MW. Der primäre Spaltgaskühler 161 kann insbesondere mit Kesselspeisewasser 9 aus der Dampftrommel 14 betrieben werden. Durch den sekundären Spaltgaskühler 162 wird wie zuvor das Gemisch 5 geführt.
  • Der tertiäre Spaltgaskühler 163 wird mit Kesselspeisewasser 4, insbesondere von der Anlagengrenze, betrieben, das in dem tertiären Spaltgaskühler 163 von einer Temperatur von insbesondere ca. 114 °C auf eine Temperatur von insbesondere ca. 311 °C aufgeheizt wird. Eine anschließende Abkühlung erfolgt in dem extern der Konvektionszone 12 angeordneten weiteren Luftvorwärmer 15 auf eine Temperatur von insbesondere ca. 175 °C, bevor das Kesselspeisewasser 4 in dem Economizerbündel 129 eine Erwärmung auf eine Temperatur von insbesondere ca. 255 °C erfährt und anschließend in die Dampftrommel 14 eingespeist werden kann. Die Dampftrommel 14 wird auf einem Druck von insbesondere ca. 120 bar und einer Temperatur von insbesondere ca. 325 °C betrieben.
  • Der Sattdampf 3 aus der Dampftrommel 14 wird auf einer Temperatur von insbesondere ca. 325 °C dem ersten Dampfüberhitzer 125 zugeführt und dort auf eine Temperatur von insbesondere ca. 470 °C erwärmt. Nach einer Zuspeisung von Kesselspeisewasser 4 reduziert sich die Temperatur auf insbesondere ca. 435 °C, und der entsprechende Dampf wird in dem zweiten Dampfüberhitzer 126 auf eine Temperatur von insbesondere ca. 515 °C überhitzt.
  • Die Verbrennungsluft 6 wird in dem extern der Konvektionszone 12 angeordneten weiteren Luftvorwärmer 15 von einer Temperatur von insbesondere ca. 15 °C auf eine Temperatur von insbesondere ca. 291 °C erwärmt, insbesondere gegen kondensierenden Sattdampf aus der Dampftrommel 14, und dann mittels des Luftvorwärmers 127 in der Konvektionszone 12 auf eine Temperatur von insbesondere ca. 600 °C weiter erhitzt. Die entsprechend erhitzte Verbrennungsluft 6 kann dann den Brennern, die die Strahlungszone 11 erwärmen, und welche hier nicht gesondert veranschaulicht sind, zugeführt werden.
  • Die in Anlage 200 realisierte Prozessführung für Gaseinsatz umfassen, mit anderen Worten, eine erste Stufe der Verbrennungsluftvorwärmung in dem extern der Konvektionszone 12 angeordneten Luftvorwärmer 15 mit Speisewasser, das im tertiären Spaltgaskühler 163 erwärmt wurde, gefolgt von der Verbrennungsluftvorwärmung in dem Luftvorwärmer 127 in der Konvektionszone 12. Die Spaltgaskühlung in dem sekundären Spaltgaskühler 162 wird gegen das entsprechend erwärmte Gemisch 5 aus Einsatz 1 und Verdünnungsdampf 2 vorgenommen, eingebettet wiederum zwischen den in Form klassischer Hochdruckdampferzeuger betriebenen primären und tertiären Spaltgaskühlern 161 und 163. Die erwünschte hohe Luftvorwärmtemperatur von im Beispiel 600 °C wird günstigerweise über reine Bodenfeuerung (große, wenige Brenner mit wenig Verrohrungsaufwand) ergänzt.
  • Das Beispiel erreicht bereits eine beachtliche Einsparung von insbesondere ca. 35% Heizgas und ist dabei an keiner der üblichen Stellen kritisch. Es erfolgt eine ausreichende Hochdruckdampfüberhitzung in den Hochdruckdampfüberhitzern 125 und 126, und es liegen unkritische (Rohrwand-) Temperaturen in den Spaltgaskühlern 161, 162 und 163 bei ausreichender Temperaturdifferenz für eine kompakte Bauweise vor. Dies gilt auch für die anderen Einrichtungen in der Konvektionszone.
  • Betriebsparameter der Anlage 200 können insbesondere einen Betrieb mit Ethan als Einsatz bei einer reinen Bodenfeuerung, eine Luftvorwärmung auf 600 °C, und einen Strahlungszonenwirkungsgrad von 57% bei 100 Molprozent Wasserstoff als Heizgas umfassen. Es kann beispielsweise Einsatz 1 in einer Menge von 51 t/h mit einer Umsetzung von 60% bearbeitet werden.
  • Es ergibt sich gegenüber herkömmlichen Anlagen in der Anlage 200 insbesondere eine Reduzierung der Unterfeuerungsleistung von, wie erwähnt, 35% (bezogen auf den unteren Heizwert) und eine um 53% reduzierte Menge von Hochdruckdampf.
  • Eine in Figur 3 veranschaulichte Anlage 300 ist für die Verarbeitung von gasförmigen Einsätzen wie Propan und anderen Gemischen eingerichtet, wobei ein entsprechender Einsatz hier noch immer mit 1 bezeichnet ist.
  • Hierbei sind in der Konvektionszone 12 stromauf des Einsatzvorwärmers 121 und stromab der Entstickungseinrichtung 122 ein erstes Economizerbündel 129a und ein zweites Economizerbündel 129b angeordnet. Ein Verdünnungsdampfüberhitzer 124 fehlt wie in Anlage 200. Die Temperaturen des Rauchgases in der Konvektionszone 12 entsprechen teilweise jenen der Anlage 200, wobei eine Temperatur zwischen dem ersten Economizerbündel 129a und dem zweiten Economizerbündel 129b bei insbesondere ca. 307 °C liegen kann und eine Temperatur stromauf der Entstickungseinrichtung 122 und stromab des ersten Hochdruckdampfüberhitzers 125 bei insbesondere ca. 394 °C liegen kann.
  • Der Einsatz 1 wird in dem Einsatzvorwärmer 121 wie zu Anlage 200 angegeben erwärmt, bevor unter Erhalt eines Gemischs, das auch hier mit 5 bezeichnet wird, Verdünnungsdampf 2 zugespeist wird. Eine weitere Erwärmung des Gemischs 5 erfolgt auch hier in dem sekundären Spaltgaskühler 162, und danach in dem dritten Hochtemperaturbündel 128. Die Temperaturen entsprechen dabei insbesondere jenen, die bereits zu der Anlage 200 erläutert wurden.
  • Das Spaltgas 8 wird den Reaktionsrohren 111 in der Strahlungszone 11 auf einer Temperatur entnommen, die insbesondere den Temperaturen gemäß Anlage 200 entsprechen kann. Dies gilt auch für die Abkühlung im primären Spaltgaskühler 161 und im sekundären Spaltgaskühler 162. Im tertiären Spaltgaskühler 163 wird dagegen eine Temperatur von insbesondere ca. 230 °C erreicht, so dass sich hier eine Kühlleistung von insbesondere ca. 6,9 MW ergibt. Die hier und nachfolgend angegebenen konkreten Leistungsangaben sind Beispiele und insbesondere im Bezug auf eine Gesamtspaltgaskühlung von im Beispiel knapp 29 MW zu verstehen.
  • Der tertiäre Spaltgaskühler 163 wird hier mit Kesselspeisewasser 4, und zwar insbesondere von der Anlagengrenze, betrieben, das aber zuvor in dem ersten Economizerbündel 129a von einer Temperatur von insbesondere ca. 114 °C auf eine Temperatur von insbesondere ca. 150 °C aufgeheizt wird. Die weitere Erwärmung erfolgt insbesondere wie in der Anlage 200 auf eine Temperatur von insbesondere ca. 311 °C. Die nachfolgenden Temperaturen des Kesselspeisewassers 4, und die sich für die Verbrennungsluft 6 ergebenden Temperaturen, entsprechen jenen in der Anlage 200, wobei in dem zweiten Economizerbündel 129b die erwähnte Temperatur von insbesondere ca. 255 °C erreicht wird.
  • Die sich für den Sattdampf 3 ergebenden Temperaturen in dem ersten Dampfüberhitzer 125 und dem zweiten Dampfüberhitzer entsprechen ebenfalls den bereits zu Anlage 200 erläuterten. Ein Unterschied ergibt sich in der geringeren Dampfmenge, die in Anlage 300 produziert wird.
  • Die Anlage 300 ist insbesondere für einen Gaseinsatz mit signifikantem Propananteil ausgelegt. Die zunehmenden Verlegungstendenzen aufgrund der Propanspaltung werden durch erhöhte Rohrwandtemperaturen im tertiären Spaltgaskühler 163 adressiert, insbesondere in Form der Speisewasservorwärmung in dem ersten Economizerbündel 129a stromauf des tertiären Spaltgaskühlers 163 und der erhöhten Spaltgasaustrittstemperatur. Die Dampfproduktion an Hochdruckdampf ist damit naturgemäß etwas geringer bei gleicher Heizgaseinsparung und den anderen genannten Randbedingungen.
  • Es wäre wünschenswert, die hier gezeigte Teilung in das erste und zweite Economizerbündel 129a, 129b im Speisewasserweg wegen des damit verbundenen Aufwands zu vermeiden, also auf das zweite Economizerbündel 129b zu verzichten. Um die Vergleichbarkeit mit den zu Anlage 200 gezeigten Prozessdaten zu gewährleisten, wurde dies hier jedoch zu Anlage 300 nicht versucht bzw. gezeigt.
  • Betriebsparameter der Anlage 300 können insbesondere einen Betrieb mit Ethan als Einsatz bei einer reinen Bodenfeuerung und eine Luft- bzw. Heizgasvorwärmung auf 595 bzw. 290 °C, einen Strahlungszonenwirkungsgrad von 58% bei 100 Molprozent Wasserstoff als Heizgas umfassen. Es kann beispielsweise Einsatz 1 in einer Menge von 51 t/h mit einer Umsetzung von 60 % bearbeitet werden.
  • Es ergibt sich gegenüber herkömmlichen Anlagen in der Anlage 300 insbesondere eine Reduzierung der Unterfeuerungsleistung von 35% (bezogen auf den unteren Heizwert) und eine um 58% reduzierte Menge von Hochdruckdampf.
  • Eine in Figur 4 veranschaulichte Anlage 400 ist für die Verarbeitung von gasförmigen Einsätzen wie Ethan und anderen Gemischen eingerichtet, wobei ein entsprechender Einsatz hier noch immer mit 1 bezeichnet ist. Ferner ist in der Anlage 400 eine Heizgasvorwärmung vorgesehen, die weiter unten erläutert wird.
  • Die Temperaturen des Rauchgases in der Konvektionszone 12 von Anlage 400 liegen stromauf des dritten Hochtemperaturbündels 128 insbesondere bei ca. 1139 °C, stromab hiervon und stromauf des Luftvorwärmers 127 insbesondere bei ca. 839 °C, stromab hiervon und stromauf des zweiten Hochdruckdampfüberhitzers 126 insbesondere bei 616 °C, stromab des ersten Hochdruckdampfüberhitzers 125 und stromauf der Entstickungseinrichtung 122 insbesondere bei ca. 383 °C, stromab des hier wieder nur einen Economizerbündels 129 und stromauf des Einsatzvorwärmers 121 insbesondere bei ca. 266 °C und stromab hiervon insbesondere bei ca. 100 °C.
  • Das Spaltgas 8 wird den Reaktionsrohren 111 in der Strahlungszone 11 auf einer Temperatur entnommen, die insbesondere den Temperaturen gemäß den Anlagen 200 und 300 entsprechen kann. Dies gilt auch für die Abkühlung im primären Spaltgaskühler 161. Im sekundären Spaltgaskühler 162 wird dagegen eine Temperatur von insbesondere ca. 365 °C erreicht, bei gleicher Kühlleistung. Im tertiären Spaltgaskühler 163 wird eine Temperatur von insbesondere ca. 180 °C erreicht, so dass sich hier eine Kühlleistung von insbesondere ca. 8,8 MW ergibt.
  • Der Sattdampf 3 aus der Dampftrommel 14 wird auf einer Temperatur von insbesondere ca. 325 °C dem ersten Dampfüberhitzer 125 zugeführt und dort auf eine Temperatur von insbesondere ca. 480 °C erwärmt. Nach einer Zuspeisung von Kesselspeisewasser 4 reduziert sich die Temperatur auf insbesondere ca. 445 °C, und der entsprechende Dampf wird in dem zweiten Dampfüberhitzer 126 auf eine Temperatur von insbesondere ca. 515 °C überhitzt.
  • Der tertiäre Spaltgaskühler 163 wird auch hier mit Kesselspeisewasser 4, insbesondere von der Anlagengrenze, betrieben, das in diesem ohne Vorwärmung in der Konvektionszone 12 von einer Temperatur von wie oben insbesondere ca. 114 °C auf eine Temperatur von insbesondere ca. 325 °C aufgeheizt wird. Eine anschließende Abkühlung erfolgt parallel in Anteilen 4a und 4b in dem extern der Konvektionszone 12 angeordneten weiteren Luftvorwärmer 15 einerseits und einem Brenngasvorwärmer 21 andererseits. Nach der erneuten Vereinigung der entsprechenden Anteile liegt eine Temperatur von insbesondere ca. 134 °C vor, bevor in dem Economizerbündel 129 eine Erwärmung auf eine Temperatur von insbesondere ca. 221 °C und anschließend eine Einspeisung in die Dampftrommel 14 vorgenommen werden kann. Die Dampftrommel 14 wird auch hier auf einem Druck von insbesondere ca. 120 bar und einer Temperatur von insbesondere ca. 325 °C betrieben.
  • Heizgas 22 wird in dem Heizgasvorwärmer 21 von einer Temperatur von insbesondere ca. 50 °C auf eine Temperatur von insbesondere ca. 290 °C erwärmt und auf dieser Temperatur in den Brennern der Strahlungszone 11 verwendet. Die Verbrennungsluft 6 wird in dem extern der Konvektionszone 12 angeordneten weiteren Luftvorwärmer 15 von einer Temperatur von insbesondere ca. 15 °C auf eine Temperatur von insbesondere ca. 295 °erwärmt und dann mittels des Luftvorwärmers 127 in der Konvektionszone 12 auf eine Temperatur von insbesondere ca. 595 °C weiter erhitzt, bevor sie ebenfalls den Brennern zugeführt wird.
  • In Anlage 400 ist damit eine Prozessführung mit Heizgasvorwärmung gegen Speisewasser 4b parallel zur ersten Stufe der Luftvorwärmung realisiert. Mit gleichen Temperatur- und Leistungsanforderungen am sekundären Spaltgaskühler 162 kann die Heizgaseinsparung hiermit weiter gesteigert werden.
  • Betriebsparameter der Anlage 400 können insbesondere einen Betrieb mit Ethan als Einsatz bei einer reinen Bodenfeuerung und eine Luft- bzw. Heizgasvorwärmung auf 595 bzw. 290 °C, einen Strahlungszonenwirkungsgrad von 58% bei 100 Molprozent Wasserstoff als Heizgas umfassen. Es kann beispielsweise Einsatz 1 in einer Menge von 51 t/h mit einer Umsetzung von 60 % bearbeitet werden.
  • Es ergibt sich gegenüber herkömmlichen Anlagen in der Anlage 400 insbesondere eine Reduzierung der Unterfeuerungsleistung von 37% (bezogen auf den unteren Heizwert) und eine um 58% reduzierte Menge von Hochdruckdampf.
  • Eine in Figur 5 veranschaulichte Anlage 500 ist für die Verarbeitung von gasförmigen Einsätzen wie Ethan und anderen Gemischen eingerichtet, wobei ein entsprechender Einsatz hier noch immer mit 1 bezeichnet ist. Ferner ist in der Anlage 500 eine Heizgasvorwärmung vorgesehen, die weiter unten erläutert wird, und die in die Konvektionszone 12 integriert ist.
  • Die Temperaturen des Rauchgases in der Konvektionszone 12 von Anlage 500 liegen stromauf des dritten Hochtemperaturbündels 128 insbesondere bei ca. 1137 °C, stromab hiervon und stromauf des Luftvorwärmers 127 insbesondere bei ca. 869 °C, stromab hiervon und stromauf des zweiten Hochdruckdampfüberhitzers 126 insbesondere bei 597 °C, stromab des ersten Hochdruckdampfüberhitzers 125 und stromauf der Entstickungseinrichtung 122 insbesondere bei ca. 376 °C, stromab eines hier in die Konvektionszone 12 integrierten Heizgasvorwärmers, der wie in Anlage 4 mit 21 bezeichnet ist, und stromauf des hier wieder nur einen Economizerbündels 129 bei insbesondere ca. 299 °C, stromab hiervon und stromauf des Einsatzvorwärmers 121 insbesondere bei ca. 246 °C, und stromab hiervon insbesondere bei ca. 100 °C.
  • Das Spaltgas 8 wird den Reaktionsrohren 111 in der Strahlungszone 11 auf einer Temperatur entnommen, die insbesondere den Temperaturen gemäß den Anlagen 200, 300 und 400 entsprechen kann. Im primären Spaltgaskühler 161 erfolgt eine Abkühlung von insbesondere ca. 620 °C, bei einer Kühlleistung von insbesondere ca. 13,8 MW. Im sekundären Spaltgaskühler 162 wird eine Temperatur von insbesondere ca. 340 °C erreicht, bei einer Kühlleistung von insbesondere ca. 16,7 MW. Im tertiären Spaltgaskühler 163 ergibt sich eine Temperatur von insbesondere ca. 180 °C, bei einer Kühlleistung von insbesondere ca. 8 MW.
  • Der Sattdampf 3 aus der Dampftrommel 14 wird auf einer Temperatur von insbesondere ca. 316 °C dem ersten Dampfüberhitzer 125 zugeführt. Die weiteren Temperaturen entsprechen insbesondere den zu Anlage 400 erläuterten.
  • Der tertiäre Spaltgaskühler 163 wird auch hier mit Kesselspeisewasser 4, insbesondere von der Anlagengrenze, betrieben, das in diesem in dem zu Anlage 400 erläuterten Umfang aufgeheizt wird. Eine anschließende Abkühlung erfolgt in dem extern der Konvektionszone 12 angeordneten weiteren Luftvorwärmer 15 auf eine Temperatur von insbesondere ca. 176 °C, bevor in dem Economizerbündel 129 eine Erwärmung auf eine Temperatur von insbesondere ca. 217 °C und anschließend eine Einspeisung in die Dampftrommel 14 vorgenommen werden kann. Die Dampftrommel 14 wird auf einem Druck von insbesondere ca. 120 bar und einer Temperatur von insbesondere ca. 325 °C betrieben, wie auch bereits zu vorigen Anlagen erläutert.
  • Heizgas 22 wird in dem Heizgasvorwärmer 21 in der Konvektionszone 12 von einer Temperatur von insbesondere ca. 50 °C auf eine Temperatur von insbesondere ca. 322 °C erwärmt und auf dieser Temperatur in den Brennern der Strahlungszone 11 verwendet. Die Verbrennungsluft 6 wird in dem extern der Konvektionszone 12 angeordneten weiteren Luftvorwärmer 15 in dem zu Anlage 400 erläuterten Umfang erwärmt und dann mittels des Luftvorwärmers 127 in der Konvektionszone 12 auf eine Temperatur von insbesondere ca. 660 °C weiter erhitzt, bevor sie ebenfalls den Brennern in der Strahlungszone 11 zugeführt wird.
  • Die in Anlage 500 realisierte Prozessführung mit Heizgasvorwärmung in der Konvektionszone 12 kann es ermöglichen, bei gleichzeitig verschärften Temperatur- und Leistungsanforderungen am sekundären Spaltgaskühler 162 und ähnlichen an den anderen Wärmeübertragern, gegenüber der zu Anlage 400 erläuterten Heizgasvorwärmung nach die Heizgaseinsparung nochmals zu steigern.
  • Betriebsparameter der Anlage 500 können insbesondere einen Betrieb mit Ethan als Einsatz bei einer reinen Bodenfeuerung und eine Luft- bzw. Einsatzvorwärmung auf 660 und 322 °C und einen Strahlungszonenwirkungsgrad von 59% bei 100 Molprozent Wasserstoff als Heizgas umfassen. Es kann beispielsweise Einsatz 1 in einer Menge von 51 t/h mit einer Umsetzung von 60 % bearbeitet werden.
  • Es ergibt sich gegenüber herkömmlichen Anlagen in der Anlage 500 insbesondere eine Reduzierung der Unterfeuerungsleistung von 40% (bezogen auf den unteren Heizwert) und eine um 62% reduzierte Menge von Hochdruckdampf.
  • Eine in Figur 6 veranschaulichte Anlage 600 ist für die Verarbeitung von gasförmigen Einsätzen wie Ethan und anderen Gemischen eingerichtet, wobei ein entsprechender Einsatz hier noch immer mit 1 bezeichnet ist. Eine Heizgasvorwärmung ist nicht vorgesehen, die Verbrennungsluftvorwärmung umfasst insgesamt drei Stufen unter Verwendung des extern der Konvektionszone 12 angeordneten Luftvorwärmers 15 und zweier Luftvorwärmer 127a und 127b in der Konvektionszone.
  • Die Temperaturen des Rauchgases in der Konvektionszone 12 von Anlage 600 liegen stromauf des zweiten Luftvorwärmers 127b insbesondere bei ca. 1137 °C, stromab hiervon und stromauf des dritten Hochtemperaturbündels 128 insbesondere bei ca. 1006 °C, stromab hiervon und stromauf des ersten Luftvorwärmers 127a insbesondere bei 777 °C, stromab hiervon und stromauf des zweiten Hochdruckdampfüberhitzers 126 insbesondere bei ca. 571 °C, stromab des ersten Hochdruckdampfüberhitzers 125 und stromauf der Entstickungseinrichtung 122 insbesondere bei ca. 348 °C, stromab des Economizerbündels 129 und stromauf des Einsatzvorwärmers 121 insbesondere bei ca. 272 °C, und stromab hiervon insbesondere bei ca. 100 °C.
  • Das Spaltgas 8 wird den Reaktionsrohren 111 in der Strahlungszone 11 wie zuvor auf einer Temperatur von insbesondere ca. 824 °C entnommen. Die Abkühlung im primären Spaltgaskühler 161 erfolgt auf eine Temperatur von insbesondere ca. 630 °C, bei einer Kühlleistung von insbesondere ca. 13,1 MW. Im sekundären Spaltgaskühler 162 wird eine Temperatur von insbesondere ca. 340 °C erreicht, bei einer Kühlleistung von insbesondere ca. 17,3 MW. Im tertiären Spaltgaskühler 163 ergibt sich eine Temperatur von insbesondere ca. 180 °C, die Kühlleistung in dem tertiären Spaltgaskühler 163 beträgt insbesondere ca. 8 MW.
  • Der Sattdampf 3 aus der Dampftrommel 14 wird auf einer Temperatur von insbesondere ca. 325 °C dem ersten Dampfüberhitzer 125 zugeführt. Die weiteren Temperaturen entsprechen den zu Anlage 400 und 500 erläuterten. Die Dampftrommel 14 wird auch hier auf einem Druck von insbesondere ca. 120 bar und einer Temperatur von insbesondere ca. 325 °C betrieben.
  • Der tertiäre Spaltgaskühler 163 wird auch hier mit Kesselspeisewasser 4, insbesondere von der Anlagengrenze, betrieben, das in diesem von einer Temperatur von insbesondere ca. 114°C auf eine Temperatur von insbesondere ca. 326 °C aufgeheizt wird. Eine anschließende Abkühlung erfolgt in dem extern der Konvektionszone 12 angeordneten weiteren Luftvorwärmer 15 auf eine Temperatur von insbesondere ca. 176 °C, bevor in dem Economizerbündel 129 eine Erwärmung auf eine Temperatur von insbesondere ca. 235 °C und anschließend eine Einspeisung in die Dampftrommel 14 vorgenommen werden kann.
  • Die Verbrennungsluft 6 wird in dem extern der Konvektionszone 12 angeordneten weiteren Luftvorwärmer 15 von einer Temperatur von insbesondere ca. 15 °C auf eine Temperatur von insbesondere ca. 296 °C erwärmt und danach mittels des ersten Luftvorwärmers 127a in der Konvektionszone 12 auf eine Temperatur von insbesondere ca. 570 °C und mittels des zweiten Luftvorwärmers 127b in der Konvektionszone 12 auf eine Temperatur von insbesondere ca. 750 °C weiter erhitzt, bevor sie ebenfalls den Brennern in der Strahlungszone 11 zugeführt wird.
  • Betriebsparameter der Anlage 600 können insbesondere einen Betrieb mit Ethan als Einsatz bei einer reinen Bodenfeuerung und eine Luftvorwärmung auf 750 °C und einen Strahlungszonenwirkungsgrad von 59% bei 100 Molprozent Wasserstoff als Heizgas umfassen. Es kann beispielsweise Einsatz 1 in einer Menge von 51 t/h mit einer Umsetzung von 60 % bearbeitet werden.
  • Es ergibt sich gegenüber herkömmlichen Anlagen in der Anlage 600 insbesondere eine Reduzierung der Unterfeuerungsleistung von 40% (bezogen auf den unteren Heizwert) und eine um 62% reduzierte Menge von Hochdruckdampf.
  • Mit Anlage 600 lässt sich die gleiche, hohe Heizgaseinsparung wie in Anlage 500, aber ohne Heizgasvorwärmung, erzielen. Stattdessen wird eine zweistufige Verbrennungsluftvorwärmung in der Konvektionszone zur Darstellung der sehr hohen Lufttemperatur vorgenommen.
  • Eine in Figur 7 veranschaulichte Anlage 700 ist für die Verarbeitung von gasförmigen Einsätzen wie Ethan bzw. Propan und anderen Gemischen eingerichtet, wobei ein entsprechender Einsatz hier noch immer mit 1 bezeichnet ist. Die Verbrennungsluftvorwärmung erfolgt unter Verwendung von Kesselspeisewasser, ferner ist eine zweistufige Einsatzvorwärmung in Einsatzvorwärmern 121a und 121b vorgesehen, bevor die Vereinigung mit dem Verdünnungsdampf 2 erfolgt.
  • Die Temperaturen des Rauchgases in der Konvektionszone 12 von Anlage 600 liegen stromauf des dritten Hochtemperaturbündels 128 insbesondere bei ca. 1127 °C, stromab hiervon und stromauf des zweiten Hochdruckdampfüberhitzers 126 insbesondere bei ca. 624 °C, stromab des ersten Hochdruckdampfüberhitzers 125 und stromauf des hier angeordneten ersten Hochtemperaturbündels 123 insbesondere bei ca. 438 °C, stromab hiervon und stromauf der Entstickungseinrichtung 122 insbesondere bei ca. 305 °C, stromab eines zweiten Einsatzvorwärmers 121b und stromauf des Economizerbündels 129 insbesondere bei ca. 218 °C, stromab hiervon und stromauf eines ersten Einsatzvorwärmers 121a insbesondere bei cal 161 °C, und stromab hiervon insbesondere bei ca. 116 °C.
  • Das Spaltgas 8 wird den Reaktionsrohren 111 in der Strahlungszone 11 auf einer Temperatur von insbesondere ca. 833 °C entnommen. Die Abkühlung im primären Spaltgaskühler 161 erfolgt auf eine Temperatur von insbesondere ca. 525 °C, bei einer Kühlleistung von insbesondere ca. 14,5 MW. Im sekundären Spaltgaskühler 162 wird eine Temperatur von insbesondere ca. 400 °C erreicht, bei einer Kühlleistung von insbesondere ca. 5,3 MW. Im tertiären Spaltgaskühler 163 ergibt sich eine Temperatur von insbesondere ca. 200 °C, die Kühlleistung in dem tertiären Spaltgaskühler 163 beträgt insbesondere ca. 7,5 MW.
  • Der Sattdampf 3 aus der Dampftrommel 14 wird auf einer Temperatur von insbesondere ca. 317 °C dem ersten Dampfüberhitzer 125 zugeführt. An dessen Ausgang liegt eine Temperatur von insbesondere ca. 447 °C vor. Am Eingang des zweiten Dampfüberhitzers 126 liegt eine Temperatur von insbesondere ca. 396 °C vor, am Ausgang eine Temperatur von insbesondere ca. 510 °C.
  • Der tertiäre Spaltgaskühler 163 wird auch hier mit Kesselspeisewasser 4, insbesondere von der Anlagengrenze, betrieben, das aber erst indem Economizerbündel 129 auf eine Temperatur von insbesondere ca. 153 °C vorgewärmt wird. Das Kesselspeisewasser 4 wird in dem tertiären Spaltgaskühler 163 auf eine Temperatur von insbesondere ca. 301 °C aufgeheizt. Eine anschließende Abkühlung erfolgt in dem extern der Konvektionszone 12 angeordneten weiteren Luftvorwärmer 15 auf eine Temperatur von insbesondere ca. 197 °C, auf der es anschließend in die Dampftrommel 14 eingespeist werden kann. Auch der sekundäre Spaltgaskühler 162 wird hier mit Kesselspeisewasser 9 aus der Dampftrommel 14 betrieben, das auf einer Temperatur von insbesondere ca. 187 °C in den sekundären Spaltgaskühler 162 eingespeist wird. Die Dampftrommel 14 wird auf einem Druck von insbesondere ca. 108 bar und einer Temperatur von insbesondere ca. 317 °C betrieben.
  • Die Verbrennungsluft 6 wird in dem extern der Konvektionszone 12 angeordneten weiteren Luftvorwärmer 15 von einer Temperatur von insbesondere ca. 15 °C auf eine Temperatur von insbesondere ca. 250 °C erwärmt, bevor sie auf dieser Temperatur den Brennern in der Strahlungszone 11 zugeführt wird.
  • Betriebsparameter der Anlage 700 können insbesondere einen Betrieb mit Ethan als Einsatz bei einer reinen Bodenfeuerung und eine Luftvorwärmung auf 250 °C und einen Strahlungszonenwirkungsgrad von 49% bei der Verwendung von wasserstoffreichem (79 Molprozent) Heizgas umfassen. Es kann beispielsweise Einsatz 1 in einer Menge von 36 t/h mit einer Umsetzung von 65 % bearbeitet werden.
  • Es ergibt sich gegenüber herkömmlichen Anlagen in der Anlage 700 insbesondere eine Reduzierung der Unterfeuerungsleistung von 18% (bezogen auf den unteren Heizwert) und eine um 30% reduzierte Menge von Hochdruckdampf.
  • Die Anlage 700 weist gegenüber einer Anlage mit klassischer Luftvorwärmung durch Rauchgas (Rauchgasnutzung unterhalb ca. 300 °C kombiniert mit Einsatz-bzw. Dampfanwärmung im tertiären Spaltgaskühler 163) deutliche Vorteile, die umfassen, dass kein Risiko für eine Kondensation im Rauchgas besteht und eine aufwändige Luftvorwärmstufe oder verringerte Rauchgasausnutzung entfällt. Eine kompaktere Bauweise des Luftvorwärmers 17 gegenüber einem Luftvorwärmer 127 im Rauchgaskanal ist möglich. Aufwändige und große Rauchgaskanäle entfallen und es ist ein flexibler Aufstellungsort möglich. Mit einem einfachen Speisewasser-Umgang am Luftvorwärmer 17 erreicht man Flexibilität bezüglich Luftvorwärm-Temperatur, Dampfproduktion und Heizgasverbrauch. Es ergeben sich eine geringere Leistung und ein besserer Wärmeübergang am tertiären Spaltgaskühler 163 gegenüber einer Einsatz- bzw. Dampfanwärmung. Das vorgeschaltete Economizerbündel 129 und eine auf 200 bis 220 °C limitierte Spaltgaskühlung minimieren das Risiko von Verlegungen spaltgasseitig am tertiären Spaltgaskühler 163 durch (zu) geringe Rohrwandtemperaturen.
  • Für reinen Ethaneinsatz (der eine geringe Verlegungstendenz des Spaltgases bewirkt) kann ein nachgeschalteter Ecomomizer sinnvoll eingesetzt werden, wobei eine Sequenz Anlagengrenze - tertiärer Spaltgaskühler 163 - Luftvorwärmer 17 - Economizer - Dampftrommel 14 vorgesehen sein kann. Es ergibt sich eine höhere Temperaturdifferenz am tertiärem Spaltgaskühler 163 (weniger Flächenbedarf) auch bei Abkühlung des Spaltgases auf bis zu ca. 180°C (vgl. Figur 2).
  • In Figur 8 ist eine Anlage 800 gemäß einer weiteren Ausgestaltung der Erfindung veranschaulicht, in der ein Spaltofen allerdings elektrisch beheizt wird und daher mit 80 bezeichnet ist. Auch hier wird dem Spaltofen 80 ein Spaltgas entnommen, wobei das Spaltgas 8 oder ein Teil hiervon einer Spaltgaskühlung unterworfen wird. Diese umfasst hier ebenfalls einen primären Spaltgaskühler 161 (insbesondere als Linearkühler), einen sekundären Spaltgaskühler 162 und einen tertiären Spaltgaskühler 163. Wie zuvor ist der sekundäre Spaltgaskühler 162 stromab des primären Spaltgaskühlers 161 und der tertiäre Spaltgaskühler 163 stromab des sekundären Spaltgaskühlers 162 angeordnet, und ein Einsatzgemisch 5 in den Spaltofen 80 wird mittels des sekundären Spaltgaskühlers 162 erwärmt.
  • Zur Bereitstellung des Einsatzgemischs 5 werden auch hier ein in einem dampfbetriebenen Einsatzvorwärmer 121 erwärmter Einsatzstrom 1 und ein in einem ebenfalls dampfbetriebenen Dampfvorwärmer 13, genauer einem Prozessdampfvorwärmer oder korrekter Prozessdampfvorüberhitzer erwärmter Verdünnungsdampf 2 vereinigt, wobei anschließend eine Erwärmung des Einsatzgemischs 5 in einem Wärmetauscher erfolgt, der funktional dem zuvor erläuterten Hochtemperaturbündel 123 entspricht und daher hier so bezeichnet ist, aber mit Dampf betrieben wird. Eine Dampftrommel ist mit 14 bezeichnet; sie versorgt auch den primären und tertiären Spaltgaskühler 161 bzw. 163 mit Dampf 9.
  • Ein großer Teil der Dampferzeugung kann dabei im primären und tertiären Spaltgaskühler 161, 163 erfolgen (hier ist insbesondere der primäre Spaltgaskühler 161 als Linearkühler bereitgestellt). Der Dampf wird zur Vorwärmung von Einsatz 1 und ggf. Prozessdampf 2 (bis ca. 300°C) genutzt. Zusammengenommen wird ein Großteil der benötigten Einsatzerhitzung über Sattdampfnutzung und den sekundären Spaltgaskühler 162 bereitgestellt. Es handelt sich um 70 bis 80% mit moderatem/akzeptablem Flächenbedarf. Das entspricht etwa 80 bis 90% dessen, was mit einem einzelnen, aufwändigen primären Spaltgaskühler 161, der entsprechend, d.h. als Feed-Effluent-Wärmeübertrager, verwendet würde, erreichbar ist (unter der Annahme, dass auch in diesem Fall sehr hohe Wandtemperaturen von mehr als 650 bis 700 °C prozessseitig unbedingt vermieden werden sollen (wegen Precracking und möglicher Verkokung). Im Prinzip kann hier ein Linearkühler mit "Impingement" oder Änliches verwendet werden, der im Gleich- oder Gegenstrom betrieben werden kann. Gegenüber einem sehr aufwändigen mehrstufigen primären Spaltgaskühler als Feed-Effluent-Wärmeübertrager entspricht dies noch 75 bis 80%. Die finale Feedanwärmung auf die Eintrittstemperatur in die Coils erfolgt insbesondere mit einem elektrisch beheizten Wärmetauscher 81 (650 bis 690 °C bei Gaseinsatz wie Ethan und Propan, 580 bis 620 °C bei Flüssigeinsatz wie Naphtha). Kondensierter Dampf wird in einem Kondensatsammler 82 gesammelt und in die Dampftrommel 14 zurückgeführt.
  • Nachfolgend sollen nochmals Aspekte der vorliegenden Erfindung, insbesondere hinsichtlich Auswirkungen, Anforderungen und Design der verwendeten Apparate und Bündel erläutert werden, wobei, teilweise das zuvor Gesagte wiederholt wird. Die Erläuterungen können jeweils einige oder alle Ausgestaltungen betreffen.
  • Vorgeschlagen wird eine dreistufiges Quenchkühler- bzw. Spaltgaskühlersystem mit Primär-, Sekundär und Tertiärkühler, wobei der Sekundärkühler zur Überhitzung von Einsatz und Dampf, d.h. als Feed-Effluent-Wärmeübertragung dient. Die zuvor mehrfach erläuterte Sandwichanordnung des zwischen vor- und nachgelagertem Primär- und Tertiärkühler ermöglicht/umfasst unter anderem folgende Ausgestaltungen bzw. Aspekte bzw. führt zu den nachfolgend angegebenen Vorteilen.
  • Ein konventioneller vorgeschalteter Primärkühler (insbesondere als Linear- oder Geradrohr-Dampferzeuger ausgeführt) vermeidet Selektivitätsverlust sowie vorzeitige Verkokung und vorzeitiges Fouling. Ein konventioneller nachgeschalteter Tertiärkühler (Geradrohrtauscher zur Dampferzeugung oder als KSW-Vorwärmer) ermöglicht eine bewährte, effiziente Kühlung am kalten Spaltgasende bei flexiblem Temperaturfenster. Es kommt zu einer erforderlichen, direkten Reduzierung der Dampfproduktion für gefeuerte Öfen. Eine bessere Ausnutzung des hohen Spaltgastemperaturniveaus gegenüber der herkömmlichen Dampferzeugung ist möglich.
  • Ein prozesskritischer Gesamtdruckverlust (z.B. 150 bis 200mbar) der Spaltgaskühlung wird durch entsprechendes Design nicht/kaum erhöht. Insbesondere kann ein Temperaturfenster der Sekundärkühlung durch entsprechende vor- und nachgelagerte Primär- und Tertiärkühlung angepasst werden. Insbesondere ist eine an Rahmenbedingungen/Prozessanforderungen Wärmemenge anpassbar. Eine Minimierung der Verkokung (spaltgasseitig) wird durch Wahl des Temperaturfensters erreicht, ebenso eine Vermeidung des Precrackings durch Wahl des verwendeten Temperaturfensters.
  • In Ausgestaltungen wird außerdem eine Flexibilität und Optimierung der baulichen Ausführung (Fläche, Material usw.) durch Wahl des Temperaturfensters ermöglicht. Ein Verhalten über die Laufzeit kann vergleichbar zu Bündeln in der Konvektionszone sein, insbesondere wegen eines positiven Verkokungsverhaltens. In Ausgestaltungen der Erfindung ist keine Regelung erforderlich. Falls eine Regelung erforderlich werden sollte (z.B. bei unterschiedliche Spaltbetrieben und/oder Einsätzen), kann dies über einen (typischen, bekannten Luftbypass, ggf. auch über eine dampfseitige Regelung (Kondensat-Abdeckung, weniger Platzbedarf) erfolgen.
  • Der sekundäre Spaltgaskühler kann insbesondere als effizienter Gegenstromtauscher ausgebildet sein, beispielsweise auch als konventioneller Geradrohr-Wärmeübertrager, wobei das Spaltgas im Rohr geführt wird. Beispielhafte Dimensionen und weitere Aspekte und Vorteile, insbesondere im Vergleich zu einem entsprechenden Feed-Effluent-Wärmeübertrager als primäre Spaltgaskühler.
  • Aspekte der Strahlungszone und von deren Ausgestaltung wurden ebenfalls in Bezug auf entsprechende Ausführungsformen der Erfindung erläutert. Eine entsprechend optimierte Paarung "Wirkungsgrad/Luftvorwärmtemperatur" kann durch den Fachmann ausgewählt werden, , unter den Nebenbedingungen aus der Wärmebilanz um die Konvektionszone/Spaltgaskühlung.
  • In der klassischen Konvektionszone eines unterfeuerten Ofens wird die im Rauchgas verbliebene Wärme bestmöglich genutzt, der thermische Gesamtwirkungsgrad ergibt sich dabei vornehmlich aus der Rauchgasaustrittstemperatur. Ohne Luftvorwärmung ergibt sich typischerweise ein Wärmeüberschuss (nach Bedienen des Prozesswärmebedarfs und Hochdruckdampfüberhitzung), der mittels Speisewasservorwärmung (in einem Economizerbündel) der Dampferzeugung zugeführt wird. Die vorgeschlagenen Verschaltungen unter Einbeziehung der Spaltgaskühlerwärme mittels in der erläuterten Weise und eines Luftvorwärmbündels ermöglicht die Bilanzierung auch bei erheblich reduziertem Wärmeangebot (durch hohe Luftvorwärmtemperaturen). Ausgestaltungen der zweifachen Luftvorwärmung wurden bereits zuvor erläutert, wobei eine entsprechende gestufte Luftvorwärmung mit Dampf bis maximal 320 °C und anschließend mittels eines Bündels in der Konvektionszone erfolgen kann.
  • Die Luftvorwärmung mittels Rohrbündel in der Konvektionszone ermöglicht die Realisierung hoher Luftvorwärmtemperaturen von über 300 bis etwa 700 °C und eine reduzierte Wärmeabfuhr in der Konvektionszone von nur ca. 30 bis 50% der im sekundären Spaltgaskühler übertragenen Wärme. Als weitere Vorteile sind ein mäßiger Druckverlust luftseitig (um 50 mbar) und eine kompakte Bauweise durch ein entsprechend hohes Rauchgastemperaturfenster zu nennen.
  • Der Einsatz von hochtemperaturbeständigem Material wird minimiert wegen des nur minimalen Innendrucks (Luft bei deutlich weniger als 1 bar Überdruck), so dass sich nur eine geringe erforderliche Wandstärke ergibt. Das Medium Luft ist unkritisch, eine : Leckage ins Rauchgas ist kein Sicherheitsrisiko. Das Verhalten über die Laufzeit mit etwas steigender Vorwärmtemperatur ist positiv. So kann teilweise der Verlust an Strahlungszonenwirkungsgrad (durch Verkokung der Spaltrohre/reduzierte Wärmeübertragung) kompensiert werden. Eine Regelung ist nicht erforderlich.
  • Die erste Stufe der Luftvorwärmung ermöglicht eine indirekte Nutzung von Quench-Wärme und damit die erforderliche Reduzierung der Dampfproduktion. Eine Sattdampf-Nutzung aus der Dampftrommel ist möglich, wobei sich diverse Ausführungen/Aufstellungen ergeben. Eine Ausführung oberhalb der Dampftrommel und gravitativer Kondensat-Rückführung ist möglich. Alternativ oder zusätzlich ist auch ein Betrieb im Umlauf eines Dampferzeugers möglich ist (Primär-/Tertiärkühler). Eine flexible Kondensatrückführung zur Trommel via Sammler und Booster-Pumpe kann vorgesehen sein, ebenso wie eine Kondensat-Unterkühlung und Fahrweise zu einer externen Kesselspeisewasseraufbereitung.
  • Eine Speisewassernutzung ist bei einem Gasofen aus dem tertiären Spaltgaskühler möglich, und besonders einfach und elegant. Aus einer Dampftrommel (Zwangsumlauf-Pumpe) auch bei einem Flüssigofen denkbar. Dies kann bei flexibler Wärmebereitstellung mit einer erforderliche Luftvorwärmung auf 250 bis 310 °C erfolgen, sowie bei einem geringen Druckverlust luftseitig (typischerweise weniger als 30 mbar). Die 250°C sind eine sinnvolle untere Grenze aus Effizienzgründen, allerdings kann auch ein Bereich von 200 bis 310 °C verwendet werden. Darunter kann man auch Mitteldruckdampf sinnvoll einsetzen, wodurch typischerweise 160 bis 180 °C erreichbar werden. Eine kompakte Bauweise mit heißem Medium in berippten Rohren ist möglich, bei sehr gutem Wärmeübergang vom Dampf bzw. Kesselspeisewasser im Rohr. Durch die Berippung ergibt sich ein guter Wärmeübergang zur Luft. Insbesondere ist eine deutlich kompaktere Bauweise als bei typischen Frischluftgegen-Rauchgasanwärmer möglich. Eine Regelung nicht erforderlich, die Luftvorwärmung ist begrenzt durch Kondensations- bzw. Kesselspeisewassertemperatur. Gleichwohl ist eine Regelung möglich (Kondensat-Abdeckung oder Dampfdruck-Regelung; Luft-Umgang), z.B. für zusätzliche Flexibilität für unterschiedliche Betriebszustände/Einsätze.
  • Eine Außerbetriebnahme für Sonderbetriebe ist einfach möglich (z.B. Absperrarmatur mit Minimaldurchfluss, falls Warmhalten erforderlich). Diese kann ggf. kombiniert werden mit vorgeschaltetem Luft-Anwärmer gegen externe Medien (z.B. Quenchwasser, Mittel- oder Niederdruckdampf).
  • Ein Einsatzvorwärmer ist bei einem Gasofen ohne Luftvorwärmung typischerweise nur als oberstes (am kalten Rauchgasende) platziertes Bündel möglich. Der gasförmige Einsatz erwärmt sich deutlich schneller als das Rauchgas sich abkühlt ("pinch", Einklemmen durch Temperaturangleichung). Bei Luftvorwärmung steigt der Strahlungszonenwirkungsgrad, die Unterfeuerung und Rauchgasmenge sinkt. Die Temperaturprofile von Einsatz und Rauchgas gleichen sich an bzw. kehren sich schließlich um (etwa bei z.B. 55 % Strahlungszonenwirkungsgrad). Zusätzlich kann der Ofen bei derart verringerter Unterfeuerung nur mit Restgas(schwefelffrei; Methan und Wasserstoff, alternativ reine Wasserstofffraktion) betrieben werden, also insbesondere ohne schwefelhaltiges Import-Heizgas. Der typische Schwefelsäure-Taupunkt als Limitierung am obersten Bündel entfällt. Damit ermöglicht ein Einsatzvorwärmer als oberstes Bündel eine niedrige Rauchgas-Austrittstemperatur (deutlich weniger als 130 °C), damit hoher thermischer Ofenwirkungsgrad (bis über 95%).
  • Es ist eine sehr flexible Einsatzvorwärmung in einem Bündel: z.B. von 70 °C auf 150 bis 300°C möglich. Damit existiert eine Stellgröße für sekundären Spaltgaskühler bezüglich dessen Wärmeleistung und Flächenbedarf.
  • Eine Kombination mit (bekannten) Konzepten in Form einer Heizgasvorwärmung ist ebenfalls möglich. Diese stellt, vergleichbar zur Luftvorwärmung, eine Möglichkeit dar, Wärme in die Strahlungszone einzubringen und damit den Heizgasverbrauch direkt und indirekt (über erhöhten Wirkungsgrad) zu vermindern. Aus dieser Äquivalenz folgt, dass eine Luftvorwärmung teilweise durch Heizgasvorwärmung ersetzbar ist, und zwar bis etwa 30% bei reiner Wasserstofffeuerung, bei steigendem Methananteil weniger. Grundsätzlicher Vorteil ist die Wärmezufuhr auf niedrigerem Temperaturniveau, also effizienter. Der Gesamt-Prozessvorteil hängt davon ab, wo/womit die HeizgasVorwärmung realisiert wird. Nachteil ist der ggf. erhebliche (bauliche, prozesstechnische) Aufwand.
  • Zur Abwägung Aufwand/Nutzen werden drei Fälle betrachtet:
    1. a. Heizgasvorwärmung in Analogie zur zweistufigen Luftvorwärmung.
      Hierbei steht der Aufwand in keinem günstigen Verhältnis zum Nutzen von etwas verringerten Heizflächen.
    2. b. Heizgasvorwärmung analog zur ersten Luftvorwärmstufe.
      Hierbei kann eine höhere Quenchwärmenutzung bzw. effizientere Rauchgasnutzung erfolgen, weniger Wärme im Luftvorwärmerbündel in der Konvektionszone. Es kann eine Entlastung der Konvektionszone im kritischen Rauchgasfenster (600 bis 350°C, "pinch"-Bereich) erfolgen. Im Beispiel Gasofen lässt sich die Einsparung an Heizgas/Unterfeuerung nochmals etwas steigern (um bis ca. 3%) und weiterhin spezifikationsgerecht Hochdruckdampf abgeben. Die Ausgestaltungen der Erfindung umfassen eine Installation eines Heizgasvorwärmers parallel zur ersten Stufe der Luftvorwärmung mit einem zusätzlichen Apparat oder eines Heizgasvorwärmers in der Konvektionszone und zwar (i) unterhalb eines Economizerbündels als ein zusätzliches Bündel, oder (ii) anstelle des Economizerbündels mit minimalem Aufwands, jedoch unter Verlust der Flexibilität der Feedvorwärmung und damit teilweise an Gestaltungspielraum am Sekundärkühler im Spaltgas.
    3. c. Heizgasvorwärmung außerhalb des Ofens.
  • Diese kann durch eine externe Wärmequelle (z.B. Anlagendampf) erfolgen. Grundsätzlich günstig und möglich, allerdings wäre der Beitrag eher gering (niedrigere Vorwärmtemperaturen) oder der Aufwand/die Komplexität erhöht
  • Je nach Rahmenbedingungen und Einsparziel kann daher insbesondere eine Heizgasvorwärmung z.B. nach b. sinnvoll eingesetzt werden.
  • Bei der gewünschten, nötigen Erhöhung der Feuerraumtemperatur lässt sich technisch eine Erhöhung der Stickoxidemissionen nicht sinnvoll vermeiden. Daher wird eine in Ausgestaltungen der Erfindung eine Entstickungseinrichtung im üblichen RauchgasTemperaturfenster (etwa 300 bis 350 oder 400 °C) verwendet.
  • Typische Sonderbetriebe eines Ofens (Entkoken, Warmhalten, Umschalten/Notfall) sollten möglichst ohne Zusatzaufwand durchführbar sein. Typisch und ggf. kritisch sind verringerte Strahlungszonenwirkungsgrade, ein erhöhter Luftüberschuss und erhöhtes Temperaturniveau der Konvektionszonenbündel.
  • Die vorgeschlagenen Konzepte zeigen vornehmlich günstiges Verhalten hierbei. Der als Feed-Effluent-Wärmeübertrager verwendete Sekundärkühler geht mit vergleichsweise wenig Wärmeeintrag ggü. einem Hochtemperaturbündel in der Konvektionszone einher. Eine vorgeschlagene zweite Stufe der Luftvorwärmung nimmt erhebliche Wärmemengen auf. Eine Zwangsluft-führung ermöglicht eine einfache Reduzierung der Luftmenge (z.B. Drehzahlregelung Frischluftgebläse). Es verringern sich die Abweichungen typischer und ggf. kritische Betriebsparameter. Der Strahlungszonenwirkungsgrad sinkt in geringerem Umfang ab, und als zusätzliche, einfache Eingriffsmöglichkeit ist eine Außerbetriebnahme der ersten Luftvorwärmstufe und des Sattdampf-Vorwärmers möglich.
  • Das Ziel einer Verminderung des Heizgasbedarfs geht am gefeuerten Ofen zwangsweise einher mit einer (überproportionalen) Verminderung der Dampfproduktion. Damit ergibt sich für eine typischen Cracker die Notwenigkeit, Alternativen zu den bisherigen Antrieben mit Dampfturbinen bereitzustellen, ggf. auch Alternativen zur Dampfbeheizung. Im Sinne der Dekarbonisierung sind z.B. grüner Strom und elektrische Antriebe und Wärmepumpen zielführend. In den Beispielen wird ein typisches Dampfniveau (mit über 500 °C, und mehr als 110 bar) zugrunde gelegt, was weiterhin eine möglichst effiziente Nutzung in Turbinen gewährleistet. Ein niedriges Druck- und Temperaturniveau des Dampfes kann in einer Gesamtbetrachtung sinnvoll sein, da damit etwas Spielraum in der Konvektionszone für weiteres Einsparpotenzial an Heizgas geschaffen wird.
  • Übergeordnet wird das Ziel erreicht, eine Einsparung an Heizgas von 30 bis 40% an gefeuerten Spaltöfen (zur Olefinerzeugung) zu erzielen. Dies wird durch die Ermöglichung sehr hoher Luftvorwärmtemperaturen (etwa 400 bis 700 °C), Wärmeintegration direkt am Ofen selbst und Integration von Spaltgaswärme für (indirekte) Luftvorwärmung und Prozess-Anwärmung erzielt.
  • Thermodynamisch wird eine Optimierung der Abwärme-Integration erreicht, die eine effizientere Nutzung der vorhandenen Temperaturniveaus von Spaltgas, eine effizientere Nutzung der vorhandenen Temperaturniveaus von Rauchgas, eine effizientere Nutzung der Unterfeuerung für die Prozessaufgabe (Spaltreaktion) und Eine Verminderung von Dampf als Abwärmeprodukt erzielt bzw. umfasst.
  • Prozessseitig werden keine/wenig Einschränkungen erreicht oder Zusatzrisiken erwartet, und zwar weder bezüglich Selektivität der Spaltung, bezüglich der Einsatzflexibilität, noch bezüglich Verkokung und Laufzeitverhalten des Ofens.
  • Apparatetechnisch wird ein Einsatz von bekannten und bewährten Apparatetypen/Bündeln ermöglicht sowie eine kompakte Bauart und flexible Aufstellung der Apparate/Bündel. Damit ist für den gesamten Ofen ein vergleichsweise klassischer, kompakter Aufbau möglich.
  • Betriebsseitig werden keine/wenig Einschränkungen bewirkt. Start-Up- und Standby-Betriebsmodi sind ähnlich zum klassischen Spaltofen realisierbar und es ergibt sich ein vergleichbar minimaler Regelungsaufwand wie beim klassischen Spaltofen.
  • Insgesamt bleibt Flexibilität erhalten (z.B. hinsichtlich Spaltung, Einsatz, Last, Heizgas), und es ergibt sich ein vergleichbares, ggf. sogar günstigeres Laufzeitverhalten. Für einen Spaltofen mit Gaseinsatz wird eine Einsparung an Heizgas von 10 bis 20 % bereits allein durch Anwendung einer einfachen Luftvorwärmung (etwa 150 bis 300 °C) aus Spaltgas-Abwärme erreicht.
  • Kesselspeisewasser aus dem tertiären Spaltgaskühler kann als Wärmeträgermedium zum Luftvorwärmer geführt werden. Nur ein zusätzlicher, kompakter Luftvorwärmer und der (immer erforderlichen) Luftvorwärmung zu den Brennern ist erforderlich. Diese kann gegen heißes Kesselspeisewasser aus Niedertemperatur-Spaltgaskühlung (klassischer tertiärer Spaltgaskühler) erzielt werden. Auch hier ergeben sich eine kompakte Bauweise und flexible Aufstellung sowie kein bzw. kaum weiterer Zusatzaufwand am Ofen.
  • Für die Spaltgas-Wärmeintegration einer elektrisch beheizten Spaltung, beispielsweise wie in Figur 8 dargestellt, kann durch den Sandwich-Spaltgaskühler ein Anteil von 75 bis 85% der gesamten, sinnvollen Wärmerückgewinnung für Prozesszwecke genutzt werden. Dies erfolgt, wie ebenfalls angesprochen, ohne prozessseitige Einschränkungen oder Zusatzrisiken (Selektivität, Verkokung, Flexibilität). Wiederum sind ein minimierter Aufwand zur Spaltgas-Wärmeintegration mit bekannten und bewährten Apparatetypen und eine kompakte Bauweise und flexible Aufstellung in entsprechenden Ausgestaltungen möglich.
  • Eine vollelektrische Feedanwärmung entspricht per Definition hier 100%. Eine teilelektrische Feedanwärmung mit indirekter Nutzung der Spaltgaswärme für die Feedanwärmung über Sattdampf entspricht dann 60%. Wenn zusätzlich noch der hier beschriebene Wärmetauscher eingesetzt angewendet wird, kann eine Kombination aus indirekter und direkter Wärmeintegration den elektrischen Strombedarf für die Feedanwärmung auf 30% einer vollelektrischen Anwärmung reduzieren.

Claims (15)

  1. Verfahren zum Steamcracken, wobei ein Einsatzgemisch (5), das einen oder mehrere Kohlenwasserstoffe und Dampf enthält, einem Spaltofen (10, 80) zugeführt wird, wobei dem Spaltofen (10, 80) ein Spaltgas (8) entnommen wird, wobei das Spaltgas (8) oder ein Teil hiervon einer Spaltgaskühlung (16) unterworfen wird, wobei die Spaltgaskühlung (16) unter Verwendung eines primären Spaltgaskühlers (161), eines sekundären Spaltgaskühlers (162) und eines tertiären Spaltgaskühlers (163) durchgeführt wird, und wobei der sekundäre Spaltgaskühler (162) stromab des primären Spaltgaskühlers (161) und der tertiäre Spaltgaskühler (163) stromab des sekundären Spaltgaskühlers (162) angeordnet ist, dadurch gekennzeichnet, dass das Einsatzgemisch (5) oder ein Teil hiervon mittels des sekundären Spaltgaskühlers (162) erwärmt wird.
  2. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem die Kohlenwasserstoffe in dem Einsatzgemisch (5) zu einem Anteil von mehr als 90% einen Siedebereich von 35 bis 400 °C aufweisen, wobei der sekundäre Spaltgaskühler (162) mit einer Spaltgaseintrittstemperatur von 550 bis 650 °C, einer Spaltgasaustrittstemperatur von 420 bis 520 °C, einer Einsatzgemischeintrittstemperatur von 270 bis 330 °C und einer Einsatzgemischaustrittstemperatur von 400 bis 535 °C betrieben wird.
  3. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem die Kohlenwasserstoffe in dem Einsatzgemisch (5) zu einem Anteil von mehr als 90% einen Siedebereich von weniger als 35 °C aufweisen, wobei der sekundäre Spaltgaskühler (162) mit einer Spaltgaseintrittstemperatur von 580 bis 650 °C, einer Spaltgasaustrittstemperatur von 300 bis 450 °C, einer Einsatzgemischeintrittstemperatur von 180 bis 240 °C und einer Einsatzgemischaustrittstemperatur von 400 bis 535 °C betrieben wird.
  4. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem als der sekundäre Spaltgaskühler (162) ein Geradrohrwärmeübertrager mit rohrseitiger Spaltgasführung verwendet wird.
  5. Verfahren nach Anspruch 4, bei dem Rohre des sekundären Spaltgaskühlers (162) einen Außendurchmesser von 40 bis 50 mm und eine Rohrlänge von bis zu 12 m aufweisen und/oder der sekundäre Spaltgaskühler (162) mit einem Druckverlust von 10 bis 60 mbar und/oder bei bis zu 80% Schallgeschwindigkeit betrieben wird.
  6. Verfahren nach einem der vorstehenden Ansprüche, bei dem der Spaltofen (10) unter Verwendung eines Brenngases betrieben wird, das mit Verbrennungsluft (6) verbrannt wird, wobei die Verbrennungsluft (6) oder ein Teil hiervon einer Verbrennungsluftvorwärmung unterworfen wird.
  7. Verfahren nach Anspruch 6, bei dem die Verbrennungsluftvorwärmung unter Verwendung eines außerhalb einer Konvektionszone (12) des Spaltofens (10) angeordneten Luftvorwärmers (15) und danach unter Verwendung eines Luftvorwärmers (127) in der Konvektionszone (12) erwärmt wird.
  8. Verfahren nach Anspruch 7, bei dem die Verbrennungsluftvorwärmung unter Verwendung des Luftvorwärmers (127) in der Konvektionszone (12) auf eine Temperatur von mehr als 400 °C durchgeführt wird.
  9. Verfahren nach einem der Ansprüche 6 bis 8, bei dem der außerhalb der Konvektionszone (12) angeordnete Luftvorwärmer (15) unter Verwendung von Kesselspeisewasser betrieben wird, das unter Verwendung des tertiären Spaltgaskühlers (162) erwärmt wird.
  10. Verfahren nach einem der Ansprüche 6 bis 9, bei dem das Brenngas oder ein Teil hiervon unter Verwendung von Kesselspeisewasser vorgewärmt wird, das unter Verwendung des tertiären Spaltgaskühlers (162) erwärmt wird.
  11. Verfahren nach einem der Ansprüche 6 bis 10, bei dem das Brenngas einen Wasserstoffgehalt von mehr als 90% aufweist.
  12. Verfahren nach einem der Ansprüche 6 bis 11, bei dem das Brenngas zu einem Anteil von 70 bis 80% mittels Bodenbrennern und in einem verbleibenden Anteil mittels Seitenwandbrennern verfeuert wird.
  13. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, bei dem der Spaltofen (80) unter Verwendung von elektrischem Strom erwärmt wird.
  14. Anlage (100-800) zum Steamcracken, die dafür eingerichtet ist, ein Einsatzgemisch (5), das einen oder mehrere Kohlenwasserstoffe und Dampf enthält, einem Spaltofen (10, 80) zuzuführen, dem Spaltofen (10, 80) ein Spaltgas (8) zu entnehmen, das Spaltgas (8) oder einen Teil hiervon einer Spaltgaskühlung (16) zu unterwerfen, und die Spaltgaskühlung (16) unter Verwendung eines primären Spaltgaskühlers (161), eines sekundären Spaltgaskühlers (162) und eines tertiären Spaltgaskühlers (163) durchzuführen, wobei der sekundäre Spaltgaskühler (162) stromab des primären Spaltgaskühlers (161) und der tertiäre Spaltgaskühler (163) stromab des sekundären Spaltgaskühlers (162) angeordnet ist, dadurch gekennzeichnet, dass die Anlage (100-800) dafür eingerichtet ist, das Einsatzgemisch (5) oder einen Teil hiervon mittels des sekundären Spaltgaskühlers (162) zu erwärmen.
  15. Anlage (100-800) nach Anspruch 14, die zur Durchführung eines Verfahrens nach einem der Ansprüche 1 bis 13 eingerichtet ist.
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