PROCESO Y DISPOSITIVO PARA. CALENTAR GAS DE REGENERACIÓN ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN El campo de la presente invención es la recuperación de energía de una unidad de desintegración catalítica de fluidos (FCC) . La tecnología FCC, que actualmente ya cuenta con más de 50 años, ha pasado por continuos perfeccionamientos, y sigue siendo la fuente predominante de producción de gasolinas en muchas refinerías. Estas gasolinas, así como productos más ligeros, se forman como resultado de la desintegración de cargas de alimentación de hidrocarburos más pesados (es decir, de mayor peso molecular) y menos valiosos, como gasoil. En su forma más general, el proceso FCC comprende un reactor estrechamente acoplado con un regenerador, seguido por la separación corriente abajo de productos de hidrocarburos. La alimentación de hidrocarburos se contacta con catalizadores en el reactor para desintegrar los hidrocarburos en productos de menor peso molecular. Durante este proceso, el catalizador tiende a acumular coque, que se quema en el regenerador. Típicamente, el calor de la combustión en el regenerador produce gases de escape a temperaturas de entre 677 y 788°C y a un rango de presiones de entre 138 y 276 kPa. Aunque su presión es relativamente baja, las temperaturas
extremadamente elevadas y el gran volumen de los gases de escape del regenerador contienen suficiente energía cinética para garantizar una recuperación económica. Para recuperar energía de una corriente de gases de escape, se puede alimentar gas de escape a una unidad de recuperación de energía, que por ejemplo puede incluir una turbina expansora. La energía cinética del gas de escape se transfiere a través de las aspas del expansor a un rotor acoplado con un ventilador de aire principal, con lo que se produce aire de combustión para el regenerador FCC, o a un generador para producir energía eléctrica. Debido a la caída de presión de 138 a 207 kPa a lo largo de la turbina expansora, los gases de escape típicamente se descargan con una caída de temperatura de aproximadamente 125 a 167°C. Se pueden hacer pasar los gases de escape a un generador de vapor para recuperar aún más energía. Un tren de recuperación de energía puede incluir varios dispositivos, como una turbina expansora, un generador, un ventilador de aire, un reductor de engranajes, y una turbina de vapor de descenso. A fin de reducir los daños en los componentes corriente abajo del regenerador, también se conoce la eliminación de sólidos en los gases de escape. Esto comúnmente se logra con separadores de primera y segunda etapa, como ciclones, ubicados en el regenerador. Algunos sistemas también incluyen un separador de tercera etapa
(TSS), e incluso un separador de cuarta etapa (FSS), para eliminar partículas finas. El proceso FSS produce aproximadamente el 30% del gas seco que se produce en una refinería. El gas seco comprende principalmente metano, etano y otros gases ligeros. El gas seco se separa de otros productos FCC a altas presiones. El gas seco FCC es altamente olefínico, y típicamente se utiliza como gas combustible en las refinerías. El gas seco olefínico, como un gas seco que posee más de 10% del peso de olefinas, no es viable para utilizarse en turbinas de gas en los que las olefinas pueden causar contaminación interior, particularmente debido a la presencia de diolefinas. En algunos casos, las unidades FCC producen más gas seco de lo que consume la refinería. Se puede quemar el gas seco excedente, lo cual es una preocupación ambiental. Para producir menos gas seco, se puede reducir la temperatura de la columna ascendente, lo cual afecta adversamente la programación de producción, o se puede reducir el rendimiento, lo cual afecta adversamente la productividad. También se puede obtener gas seco olefínico de las operaciones de otras unidades, como las que son deficientes en hidrógeno, como las coquificadoras y los desintegradotes de vapor. SUMARIO DE LA INVENCIÓN Hemos descubierto un proceso y dispositivo para
mejorar la recuperación de energía de una unidad FCC. El proceso y dispositivo implican la combustión de un gas producto con oxígeno, antes de combinarse con una corriente de gases de escape de un regenerador FCC para calentar la corriente de gases de escape. Luego se expande el gas de escape combinado para recuperar energía, o se cambia calor para recuperar calor. El proceso y dispositivo puede implicar la expansión del gas producto a alta presión obtenido de una corriente producto FCC a una menor presión, para recuperar energía antes de la combustión. El gas producto preferido es un gas seco que puede obtenerse de diversas reacciones de procesado de hidrocarburos que son deficientes en hidrógeno. Ventajosamente, el proceso y dispositivo puede permitir a la unidad FCC utilizar una corriente de producto de poco valor, para producir gases más compatibles con el medio ambiente. Muchas otras características y ventajas de la presente invención se harán aparentes a partir de la descripción, figuras y reivindicaciones de la presente invención. BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS La Figura 1 es un dibujo esquemático de una unidad FCC, un tren de recuperación de energía y un sistema de recuperación de productos FCC en una refinería. La Figura 2 es un esquema de una modalidad
alternativa de la invención de la Figura 1. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Pasando ahora a las Figuras, donde números similares designan componentes similares, la Figura 1 ilustra un complejo refinero 100 equipado para procesar corrientes de una unidad FCC para recuperación de energía. El complejo refinero 100 incluye en general una sección de unidad FCC 10, una sección de recuperación de energía 60, y una sección de recuperación de producto 90. La sección de unidad FCC 10 incluye un reactor 12 y un regenerador de catalizador 14. Las variables del proceso típicamente incluyen una temperatura de reacción de desintegración de entre 400 y 600°C, y una temperatura de regeneración de catalizador de entre 500 y 900°C. Tanto la desintegración como la regeneración ocurren a una presión absoluta de menos de 5 atmósferas. La Figura 1 muestra una unidad de proceso FCC típica de la técnica anterior, en la que se contacta una alimentación de hidrocarburos pesados o corriente de petróleo crudo en una línea 16 con un catalizador de desintegración recién regenerado que entra desde una tubería vertical de catalizador regenerado 18. Este contacto puede ocurrir en una columna estrecha 20, que se extiende hacia arriba hasta el fondo del tanque de reactor 22. El contacto de alimentación y catalizador se fluidiza con gas de una línea de fluidización 24. El calor del catalizador vaporiza el petróleo, y
posteriormente se desintegra el petróleo a hidrocarburos de menor peso molecular en presencia del catalizador, conforme ambos son transferidos por la columna 20 hacia el tanque de reactor 22. Posteriormente, los productos desintegrados de hidrocarburos ligeros son separados del catalizador de desintegración utilizando separadores ciclónicos que pueden incluir un separador 26 y ciclones de una o dos etapas 28 en el tanque de reactor 22. Los gases producto salen del tanque de reactor 10 por una salida de producto 31 -a la linea 32 para ser transportados a una sección de recuperación de producto 90 corriente abajo. En la columna 20 ocurren reacciones secundarias inevitables que dejan depósitos de coque sobre el catalizador, y que reducen su actividad. El catalizador gastado o coquificado requiere de regeneración para que se le pueda seguir utilizando. El catalizador coquificado, tras la separación del hidrocarburo producto gaseoso, cae en una sección destiladora 34, donde se inyecta vapor a través de una boquilla, para purgar cualquier vapor residual de hidrocarburos. Tras la operación de destilado, se alimenta el catalizador coquificado al regenerador de catalizador 14 a través de una tubería vertical de catalizador gastado 36. La Figura 1 muestra un regenerador 14 conocido como combustor. Sin embargo, son adecuados otros tipos de regeneradores. En el regenerador de catalizador 14, se
introduce una corriente de gas que contiene oxigeno, como aire, por un distribuidor de aire 38 para contactar el catalizador coquificado, quemar el coque depositado sobre éste, y suministrar catalizador regenerado y gases de escape. Un ventilador de aire principal 50 está impulsado por un impulsor 52 para suministrar aire u otro gas que contiene oxigeno desde la linea 51 al regenerador 14. El impulsor 52 puede ser, por ejemplo, un motor, una turbina de vapor, o cualquier otro dispositivo que suministre potencia. El proceso de regeneración de catalizador añade una significativa cantidad de calor al catalizador, suministrando energía para compensar las reacciones endotérmicas de desintegración que ocurren en el conducto de reactor 16. El catalizador y el aire fluyen hacia arriba junto con una columna de combustor 40 ubicada dentro del regenerador de catalizador 14 y, tras la regeneración, son separados inicialmente por descarga mediante un separador 42. La separación más fina del catalizador regenerado y el gas de escape que salen del separador 42 se obtiene utilizando ciclones separadores de primera y segunda etapa 44, 46, respectivamente dentro del regenerador de catalizador 14. El catalizador separado del gas de escape pasa por un tubo de inmersión de los ciclones 44, 46, en tanto el gas de escape, relativamente más ligero, en el catalizador sale secuencialmente de los ciclones 44, 46 y sale del tanque
regenerador 14 por la salida de gases de escape 47 en la linea 48. El catalizador regenerado se vuelve a reciclar a la columna de reactor 12 a través de la tubería vertical de catalizador regenerado 18. Como resultado de la combustión de coque, los vapores de gases de escape que salen en la parte superior del regenerador de catalizador 14 en la linea 48 contienen CO, C02 y H20, junto con cantidades menores de otras especies . Los gases de escape calientes salen del regenerador 14 por la salida de gases de escape 47 en una linea 48, y entran a la sección de recuperación de energía 60. La sección de recuperación de energía 60 está en comunicación corriente abajo con la salida de gases de escape 47 a través de la línea 48. "Comunicación corriente abajo" significa que cuando menos una porción del fluido del componente corriente arriba fluye hacia el componente corriente abajo. Son adecuados varios tipos de configuraciones de recuperación de energía, y la siguiente modalidad es muy adecuada, aunque no necesaria para la presente invención. La línea 48 dirige el gas de escape a un cambiador de calor 62, que preferiblemente es un generador de vapor de alta presión (es decir, de 4,137 kPa) . Las flechas hacia y desde el cambiador de calor 62 indican el agua de alimentación de la caldera entrante y el vapor a alta presión saliente. El cambiador de calor 62 puede ser un generador de vapor de presión media (es decir, de 3,102 kPa)
o generador de vapor de baja presión (de 345 kPa) en situaciones particulares. Como se muestra en la modalidad de la Figura 1, se puede proporcionar un inyector de interrupción 64 de agua de alimentación de la caldera (BFW) para suministrar selectivamente fluidos al conducto 48. También se puede proporcionar un cambiador de calor complementario 63 corriente abajo del cambiador de calor 62. Por ejemplo, la reducción de temperatura complementaria típicamente sería un generador de vapor de baja presión, para el que las flechas indican agua de alimentación de caldera entrante y vapor de bajá presión saliente. Sin embargo, el cambiador de calor 63 puede ser un generador de vapor de presión alta o media en situaciones particulares. En la modalidad de la Figura 1, el conducto 66 proporciona comunicación de fluidos del cambiador de calor 62 al cambiador de calor complementario 63. El gas de escape que sale del cambiador de calor complementario 63 está dirigido por el conducto 69 a una línea de gases de desecho 67, y finalmente a una pila de salida 68, preferiblemente equipada con un equipo ambiental apropiado, como un precipitador electrostático o torre de lavado de gas húmedo. Típicamente, el gas de escape se enfría adicionalmente en un enfriador de gases de escape 61, que cambia calor con un medio de intercambio de calor, que preferiblemente es agua, para generar vapor de alta presión. Las flechas hacia y desde el
enfriador de gases de escape 61 indican el medio de intercambio de calor entrante y el medio calentado de intercambio de calor saliente, que preferiblemente es agua de alimentación de caldera entrante, y vapor saliente. El ejemplo ilustrado en la Figura 1 además especifica que el conducto 69 puede estar equipado para dirigir los gases de escape a través de un primer orificio de perforaciones múltiples (MHO) 71, una primera válvula de control de gases de escape (FGCV) 74, y potencialmente una segunda FGCV 75 y un segundo MHO 76 en la ruta a la línea de gases de desecho 67, para reducir la presión del gas de escape en el conducto 69 antes de llegar a la pila 68. Las FGCV 74, 75 son típicamente válvulas de mariposa, y pueden ser controladas a partir de una lectura de presión o temperatura del regenerador 14. A fin de generar electricidad, la sección de recuperación de energía 60. además incluye un expansor de recuperación de energía 70, que típicamente es una turbina de vapor, y un generador de recuperación de energía ("generador") 78. Más específicamente, el expansor 70 posee un eje de salida típicamente acoplado con un generador eléctrico 78 al impulsar un reductor de engranajes 77, que a su vez impulsa el generador 78. El generador 78 suministra energía eléctrica que puede ser utilizada como se desee dentro de la planta, o externamente. Alternativamente, se
puede acoplar el expansor 70 con el ventilador de aire principal 50 para que funcione como impulsor, obviando el impulsor 52, aunque no se muestra esta disposición. En una modalidad, el expansor de recuperación de energía 70 está ubicado en comunicación corriente abajo con el cambiador de calor 62. Sin embargo, un cambiador de calor puede estar corriente abajo o corriente arriba del expansor 70. Por ejemplo, un conducto 79 alimenta gases de escape por una válvula de aislamiento 81 a un separador de tercera etapa (TSS) 80, que elimina la mayor parte de las partículas sólidas restantes del gas de escape. El gas de escape limpio sale del TSS 80 por una línea de gases de escape 82 que alimenta una corriente de gases de escape a una línea combinada .54, que impulsa el expansor 70. Para controlar el flujo del gas de escape entre el
TSS 80 y el expansor 70, se pueden instalar una válvula de control de entrada de expansor 83 y una válvula obturadora 84 corriente arriba del expansor 70, para controlar aún más el flujo de gas que entra a una entrada de expansor. El orden de las válvulas 83, 84 puede invertirse, y preferiblemente son válvulas de mariposa. Adicionalmente, se puede desviar una porción de la corriente de gas de escape mediante una línea derivadota 73, desde un lugar corriente arriba del expansor 70, a través de una válvula de sincronización 85, típicamente una válvula de mariposa, para unir el gas de escape en la
línea de escape 86. Luego de pasar por una válvula de aislamiento 87, el gas de escape limpio en la línea 86 se une con el flujo de gases de desecho corriente abajo del cambiador de calor complementario 63 en la línea de gases de desecho 67, y fluye hacia la pila de salida 68. Se puede proporcionar un separador de cuarta etapa 88 opcional, para eliminar aún más sólidos que salen del TSS 80 en una corriente de flujo inferior en el conducto 89. Luego de limpiar aún más la corriente de flujo inferior en el separador 88 de cuarta etapa, puede reunirse con los gases de escape en la línea 86 luego de pasar por una boquilla de flujo crítico 72 que fija a su través la velocidad de flujo. En la sección de recuperación de producto 90, el producto FCC gaseoso en la línea 32 es dirigido a una sección inferior de una columna fraccionadora principal FCC 92. Se pueden separar varias fracciones, y ser llevadas desde la columna principal, incluyendo un cieno de petróleo pesado de la corriente de destilación inferior en la línea 93, una corriente de petróleo pesado de ciclo en la línea 94, un petróleo ligero de ciclo en la línea 95, y una corriente de nafta pesada en la línea 96. Una o todas las líneas 93-96 pueden ser enfriadas y volverse a bombear a la columna principal 92, para enfriar la columna principal, que típicamente está en un lugar más elevado. Las gasolinas e hidrocarburos gaseosos ligeros se extraen en una línea
superior 97 de la columna principal 92, y se condensan antes de entrar a un receptor de columna principal 99. Se elimina una corriente acuosa de una zapata en el receptor 99. Además, se elimina una corriente condensada de nafta ligera en la linea 101, y se elimina una corriente de hidrocarburos ligeros gaseosos en la linea 102. Ambas corrientes en las lineas 101 y 102 pueden entrar a una sección de recuperación de vapor 120 de la sección de recuperación de producto 90. Se muestra la sección de recuperación de vapor 120 como un sistema basado en absorción, aunque se puede utilizar cualquier sistema de recuperación de vapor, incluyendo un sistema de caja fría. Para obtener suficiente separación de componentes gaseosos ligeros, se comprime la corriente gaseosa en la línea 102 en el compresor 104. Se puede utilizar más de una etapa de compresores, aunque típicamente se utiliza una compresión de etapa dual. La corriente de hidrocarburos ligeros comprimidos en la línea 106 se incorpora a corrientes en las líneas 107 y 108, se enfrían y se suministran a un receptor de alta presión 110. Se puede dirigir una corriente de hidrocarburos gaseosos por la línea 112 a un absorbedor primario 114, en el que se contacta con una gasolina no estabilizada del receptor de la columna principal 99 en la línea 101 para efectuar una separación entre C3+ y C2". Se devuelve una corriente de C3+ líquido en la línea 107 a la línea 106 antes del enfriado. Se puede
utilizar una corriente de gases de ebullición en la linea 116 del absorbedor primario 114 como corriente de producto seleccionado de la pluralidad de corrientes producto separados del producto FCC en la presente invención, o dirigirse opcionalmente a un absorbedor secundario 118, donde una corriente circulante de aceite ligero de ciclo en la linea 121 derivado de la linea 95 absorbe la mayor parte del material Cs+ y parte del material C3-C4 en la corriente de gases de ebullición. Se devuelve el petróleo ligero de ciclo de la parte inferior del absorbedor secundario en la linea 119, más rico en material C3+ a la columna principal 92 mediante el bombeo para la linea 95. Se elimina la corriente superior del absorbedor secundario 118, que comprende gas seco de hidrocarburos predominantemente C2~ con sulfuro de hidrógeno, aminas e hidrógeno, por la linea 122, y puede utilizarse como corriente de producto seleccionado de la pluralidad de corrientes producto separadas del producto FCC en la presente invención. Queda contemplado que otra corriente puede comprender también una corriente de producto seleccionado de la pluralidad de corrientes producto separadas del producto FCC en la presente invención. Se envía el líquido del receptor de alta presión 110 en la línea 124 a un destilador 126. Se elimina la mayor parte del C2~ en la corriente superior del destilador 126 y se devuelve a la línea 106 por la línea superior 108. Se envía
una corriente liquida inferior del destilador 126 a una columna desbutanizadora 130 por la linea 128. Una corriente superior en la linea 132 del desbutanizador comprende producto olefinico C3-C4, y se puede tratar adicionalmente una corriente inferior en la linea 134 que comprende gasolina estabilizada, para enviarse a almacenado de gasolina. Se puede introducir una linea de corriente de producto seleccionado, preferiblemente la linea 122, que comprende el gas seco que contiene gases de ebullición del absorbedor secundario, a una unidad absorbedora de aminas 140. Se introduce una solución acuosa de aminas a través de la linea 142 al absorbedor 140, donde se contacta con la corriente de flujo de gas seco para absorber sulfuro de hidrógeno, y se extrae una solución de absorción acuosa rica en aminas de la zona de absorción 140 a través de la linea 144, para recuperarse. Se extrae una linea de corriente de producto seleccionado, que preferiblemente comprende una corriente de gas seco con una concentración reducida de sulfuro de hidrógeno, de la zona de absorción 140 a través de la linea 146. Cualquiera de las lineas que transporta producto desde el reactor FCC 12, que incluye las lineas 116 o 122 y 146 puede funcionar como linea de producto seleccionado en comunicación con una sección de recuperación de energía 146 corriente abajo, para transportar una corriente de producto seleccionado desde la sección de
recuperación de gas 120 de la estación de recuperación de producto 90 a la sección de recuperación de energía 60. Adicionalmente, se puede suministrar gas seco a la sección de recuperación de energía 60 desde cualquier otra fuente en la refinería 100, como una unidad coquificadora o unidad desintegradora de vapor. Se puede utilizar el gas de producto FCC seleccionado de la sección de recuperación de producto 90 en la línea 146 en la sección de recuperación de energía 60 en un proceso continuo, y en el mismo complejo refinero. La sección de recuperación de energía 60 está en comunicación corriente abajo con la sección de recuperación de vapor de la sección de recuperación de producto 90 por la línea 146. Como alternativa a enviar el gas seleccionado en la línea 146 al cabezal de gas combustible de la refinería, se puede disminuir la presión del gas producto seleccionado en un incremento de volumen a lo largo del expansor 150 para recuperar energía de presión del gas. El gas seleccionado sigue a la alta presión utilizada en la sección de recuperación de vapor 120 de la sección de recuperación de producto 90 al ser suministrada al expansor 150 debido a la operación del compresor 104. El gas seleccionado sale del expansor 150 por la línea de escape 152. El expansor está conectado mediante una transmisión 154 a un generador eléctrico 78 para generar energía eléctrica que puede
utilizarse en la refinería, o exportarse. Además de la conexión mediante la transmisión 154 al generador eléctrico, el expansor 150 puede conectarse, alternativa o adicionalmente, mediante una transmisión (no se muestra) con el ventilador de aire principal 50 para soplar aire al regenerador 14, obviando la necesidad de un impulsor 52. Se puede proporcionar un reductor de engranajes en la transmisión 154 entre el expansor 150 y el generador 78, en cuyo caso el reductor de engranajes (no se muestra) conectaría dos transmisiones, de las cuales la transmisión 154 es una de ellas. El expansor 150 puede estar en comunicación corriente abajo con la línea de producto seleccionado 146 y con la sección de recuperación de vapor 120 de la sección de recuperación de producto 90 a través de la línea 146. También está contemplado que se pueda conectar un expansor de vapor adicional (no se muestra) mediante una transmisión adicional o la misma transmisión 154 para hacer girar el generador eléctrico 78, y producir energía eléctrica adicional, o para hacer funcionar el ventilador de aire principal 50. Se podría alimentar el expansor de vapor adicional con excedentes de vapor de la refinería. El expansor adicional podría ser una turbina de extracción o inducción. En este último caso, el expansor adicional podría cobrar la forma de una cámara adicional en el expansor 150 o
70, donde el vapor excedente alimentaría la cámara adicional (no se muestra) . El expansor adicional podría estar acoplado mediante un reductor de engranajes (no se muestra) a la transmisión adicional o a la misma transmisión 154. También queda contemplado que los expansores 70 y 150 podrían ser el mismo expansor, con alimentación de inducción de la línea 82, 54 o 146, respectivamente, introduciendo una corriente a una cámara intermedia del expansor. Se podría utilizar el gas producto seleccionado como medio para recalentar gases de regeneración. Se puede desviar en la línea 151 una porción del gas producto seleccionado para otros propósitos. Antes, después, o en vez de dirigir el gas producto seleccionado al expansor 150 para recuperación de energía, el gas seleccionado es dirigido al precalentador de gas de regeneración en la línea de escape del expansor 152, si el expansor 150 está siendo utilizado. El calor por la combustión del gas de producto seleccionado funciona para precalentar gas de regeneración antes de contactar el catalizador FCC coquificado en el regenerador 14, que funciona para minimizar la producción de componentes no selectivos del gas de escape, como NOx y CO. El gas de regeneración precalentado debe ser calentado a una temperatura de entre 177 y 427 °C. En la modalidad de la Figura 1, una línea de suministro de gas de regeneración 158 está en comunicación
corriente abajo con el ventilador de aire principal 50, y suministra gas de regeneración que contiene oxigeno, como aire, al precalentador de gas de regeneración 156 que está en comunicación corriente abajo con la linea 158 y el ventilador 50. El precalentador de gas de regeneración 156 está en comunicación corriente abajo con la sección de recuperación de vapor 120 de la sección de recuperación de producto 90 a través de las lineas 116, 122, 146 o 152, y el regenerador 14 está en comunicación corriente abajo con el calentador de gas de regeneración 156. La linea 158 puede estar en comunicación corriente abajo con la linea 152, con lo que se combina la corriente de gas de regeneración que contiene oxigeno del ventilador 50 y cuando menos una porción del gas de producto seleccionado en la linea 152 antes de que ambos entren al precalentador de gas de regeneración 156. El gas de regeneración que contiene oxigeno y el gas de producto seleccionado son quemados continuamente para quemar el gas de producto seleccionado en el precalentador de gas de regeneración, y obtener una temperatura elevada en una corriente de gases quemados. El precalentador de gas de regeneración 156 está en comunicación corriente abajo con las lineas de producto seleccionado 116, 122, 146 o 152. La velocidad de flujo de oxigeno desde el ventilador 50 debe ser suficiente para quemar el gas seleccionado en el calentador de gas de regeneración 156 y quemar coque del catalizador en
el regenerador 14. Por consiguiente, la corriente de gas quemado en la linea 160 contendrá gas de regeneración que contiene excedente de oxigeno y gas de producto seleccionado quemado. El precalentador 156 puede estar en comunicación corriente abajo con el expansor 150. Asi, la caída de presión a lo largo del expansor 150 debería proporcionar la corriente de gas seleccionado en la línea 152 a una presión equivalente al gas de regeneración que sale del ventilador 50 en la línea 158. Una línea de combustión 160 está en comunicación corriente abajo con el precalentador 156. El gas de regeneración precalentado que contiene gas seleccionado quemado entra al regenerador 14 a través de la línea de combustión 160 a una temperatura elevada, preferiblemente por el distribuidor 38. El distribuidor 38 del regenerador 14 está en comunicación corriente abajo con la sección de recuperación de producto 90, el ventilador 50 y el precalentador de gas de regeneración 156. Esta disposición es económicamente atractiva, puesto que puede maximizar la utilización de los recursos ya existentes, y también permite la combustión de gas seco rico en olefinas del reactor FCC 12 u otro reactor en el cual el hidrógeno sea deficiente, lo cual no es viable para utilizarse en turbinas de gas en las que las olefinas pudieran causar contaminación interna. La Figura 2 muestra una modalidad alternativa,
donde la mayoría de los elementos son los mismos que en la Figura 1, indicados por números de referencia similares, pero con las diferencias en las configuraciones indicadas al designar a los números de referencia como "prima" (""'). El calentador de gases de escape 156' está en comunicación corriente abajo con la sección de recuperación de vapor 120 de la sección de recuperación de producto 90 a través de las líneas 116, 122, 146 o 152' . Se combina una corriente de gas que contiene oxígeno en la línea 158 con cuando menos una porción del gas producto seleccionado en la línea 152' . Conjunta o separadamente, la corriente que contiene oxígeno y la corriente de gas de producto seleccionado entran al precalentador de gas de regeneración 156' , se queman, y sale una corriente de combustión de gas de producto seleccionado quemado a una temperatura elevada del precalentador 156' por la línea de combustión 160' . Una línea de suministro de gas de regeneración 30' en comunicación corriente abajo con el ventilador 50 suministra un gas de regeneración que contiene oxígeno. Una línea combinada 163 está en comunicación corriente abajo con la línea de suministro de gas de regeneración 30' , y la línea de combustión 160' que transporta la corriente de combustión en comunicación corriente abajo con el precalentador 156' . Al mezclarse, la corriente de combustión calienta el gas de regeneración en la línea combinada 163, para suministrar gas de regeneración a
temperatura elevada al distribuidor 38 en el regenerador 14, tanto en comunicación corriente abajo paralela con el ventilador a través de la línea de suministro 30' y el precalentador 156' a través de la línea 160' . El gas de regeneración precalentado suministrado al regenerador 14 en la línea combinada 163 contacta el catalizador coquificado a temperatura elevada para minimizar la generación de productos de combustión indeseables, y al mismo tiempo quema coque del catalizador coquificado. Otra línea de combustión 162 puede transportar gas de producto seleccionado quemado al cambiador de calor 61 en comunicación corriente abajo con el precalentador 156' . Una válvula de presión 161 puede regular el flujo, de modo que el gas quemado que exceda el necesario para obtener la temperatura deseada del gas de regeneración en la línea combinada 163 sea derivado a intercambio de calor adicional, preferiblemente para la generación de vapor en el cambiador de calor 61. También queda contemplado que la línea de combustión pueda alimentar la líneas de gases de escape 48 o 66 para aumentar el intercambio de calor, y preferiblemente la generación de vapor en los cambiadores de calor 62 y 63 que podrían estar en comunicación corriente abajo con el precalentador 156' . También queda contemplado que esta modalidad se pueda aplicar a la modalidad de la Figura 1. En la presente se describen las modalidades
preferidas de la presente invención, incluyen la mejor modalidad conocida para los inventores para realizar la invención. Se comprenderá que las modalidades ilustradas son únicamente ejemplares, y no deberán interpretarse como limitaciones para el alcance de la presente invención.