NO823385L

NO823385L - POWER RECOVERY PROCESS UNDER APPLICATION OF HEAT EXCHANGE

Info

Publication number: NO823385L
Application number: NO823385A
Authority: NO
Inventors: Allen Henry Fink
Original assignee: Uop Inc
Priority date: 1982-10-08
Filing date: 1982-10-08
Publication date: 1984-04-09

Description

Foreliggende oppfinnelse angår en kraftgjenvinningsprosess for å gjenvinne mekanisk energi ved opphevelse av trykket på en varm gasstrøm. Slike prosesser anvendes ofte som en del av lufttilførselssystemene av de katalytiske regenereringssoner i enheter for fluidisert.katalytisk cracking (FCC) som anvendes ved raffinering av petroleum. Oppfinnelsen angår mere spesifikt en kraftgjenvinningsprosess for FCC-regeneratorer hvori avløpsgasstrømmen føres gjennom en partikkelfjerningssone og en kraftgjenvinnings-ekspanderer av turbintypen. Fjernelsen av partiklene fra gasstrømmen utføres ved å bringe gasstrømmen i kontakt med en væskestrøm. The present invention relates to a power recovery process for recovering mechanical energy by lifting the pressure on a hot gas stream. Such processes are often used as part of the air supply systems of the catalytic regeneration zones in units for fluidized catalytic cracking (FCC) used in the refining of petroleum. The invention relates more specifically to a power recovery process for FCC regenerators in which the waste gas stream is passed through a particle removal zone and a turbine-type power recovery expander. The removal of the particles from the gas stream is carried out by bringing the gas stream into contact with a liquid stream.

Fluidiserte katalytiske cracking-enheter anvendes meget vidt spredt kommersielt og finnes i de fleste raffinerier. De er beskrevet i US patenter nr. 4 051 013, 3 536 609, 4 006 075, 3 489 673, 3 563 911 og 3 909 392. En beskrivelse av utviklingen av FCC-enheter og en sammenligning av forskjellige konstruksjoner finnes hhv. i artiklene på Fluidized catalytic cracking units are widely used commercially and are found in most refineries. They are described in US patents no. 4,051,013, 3,536,609, 4,006,075, 3,489,673, 3,563,911 and 3,909,392. A description of the development of FCC units and a comparison of different designs can be found respectively in the articles on

side 102 av 15. mai 1972-utgaven av The Oil and Gas Journal og på side 65 av 8. oktober 1973-utgaven av The Oil and Gas Journal. En nyere artikkel om FCC-drift og som innbefatter page 102 of the May 15, 1972 issue of The Oil and Gas Journal and on page 65 of the October 8, 1973 issue of The Oil and Gas Journal. A recent article on FCC operation and that includes

et diagram av strømningen av regenerator-avløpsgass gjennom en kraftgjenvinningsenhet finnes på side 63 av 22. mai 1978-utgaven av The Oil and Gas Journal. a diagram of the flow of regenerator waste gas through a power recovery unit is found on page 63 of the May 22, 1978 issue of The Oil and Gas Journal.

Gjenvinning av energi fra en avløpsgasstrøm fra FCC-regeneratoren ved anvendelse av en kraftgjenvinnings-ekspanderer er velkjent og anvendes kommersielt. Økonomien ved dette er også omtalt, og et strømningsdiagram for kraft-gjenvinningssystemet er angitt i en artikkel på side 164 av 19. november 1979-utgaven av The Oil and Gas Journal. Regenerator-avløpsgass-kraftgjenvinningssystemer er også omtalt i US patenter nr. 3 076 769, 3 104 227 og 3 247 129 Recovery of energy from a waste gas stream from the FCC regenerator using a power recovery expander is well known and used commercially. The economics of this are also discussed, and a flow diagram of the power recovery system is provided in an article on page 164 of the November 19, 1979 issue of The Oil and Gas Journal. Regenerator waste gas power recovery systems are also disclosed in US Patent Nos. 3,076,769, 3,104,227 and 3,247,129

(alle klasse 252-417). Disse publikasjoner viser at det er kjent å anvende en tertiær partikkelseparator for å fjerne partikler som er blitt tilbake ved oppstrøms-separatorer og at den tertiære separator kan være nedstrøms for en damp-generator. US patent 3 401 124 viser også et avløpsgass-kraftgjenvinningssystem som anvender en ekspanderingsturbin. Denne publikasjon viser dannelsen av elektrisk energi ved å (all classes 252-417). These publications show that it is known to use a tertiary particle separator to remove particles left behind by upstream separators and that the tertiary separator can be downstream of a steam generator. US patent 3,401,124 also shows an off-gas power recovery system using an expander turbine. This publication shows the generation of electrical energy by

nedsette trykket på avløpsgassen gjennom en turbin som driver en elektrisk generator og en luftkompressor. US patent 4 163 364 angår en fremgangsmåte i hvilken elektrisk energi gjenvinnes ved å føre eksosgassen fra en masovn gjennom en turbin. reduce the pressure on the waste gas through a turbine that drives an electric generator and an air compressor. US patent 4,163,364 relates to a method in which electrical energy is recovered by passing the exhaust gas from a blast furnace through a turbine.

US patent 2 543 863 viser i fig. 2.vannskrubbing av en FCC-regenerator-avløpsgasstrøm efter at den er blitt ført US patent 2,543,863 shows in fig. 2.water scrubbing of an FCC regenerator waste gas stream after it has been routed

gjennom en spillvarmekjei. US patent nr. 2 431 630 viser føringen av en FCC-regenerator-avløpsgasstrøm gjennom flere indirekte varmevekslere fulgt av kontakt med en fortrinnsvis ikke-flyktig skrubbolje for å fjerne medrevne katalysatorpartikler. Io through a waste heat boiler. US Patent No. 2,431,630 discloses passing an FCC regenerator waste gas stream through multiple indirect heat exchangers followed by contact with a preferably non-volatile scrubbing oil to remove entrained catalyst particles. Io

US patent 4 208 384 er av interesse da det viser en kraftgjenvinningsprosess for en FCC-regenerator-avløps- US patent 4,208,384 is of interest as it shows a power recovery process for an FCC regenerator effluent

gasstrøm i hvilken partiklene fjernes fra en større del av avløpsgasstrømmen og den så føres gjennom en kraftgjenvinnings-ekspansjonssone. En mindre annen del av avløpsgasstrømmen føres inn i en sur vannstripper. Denne annen gasstrøm har et høyt faststoffinnhold fordi den inneholder i det vesent- gas stream in which the particles are removed from a larger part of the waste gas stream and it is then passed through a power recovery expansion zone. A smaller second part of the waste gas stream is fed into an acidic water stripper. This second gas stream has a high solids content because it essentially contains

lige alt faststoff som opprinnelig var tilstede i den større FCC-regenerator-avløpsgasstrøm, av hvilken den utgjør bare en relativt liten del. Den annen gasstrøm anvendes til å equal to all solids originally present in the larger FCC regenerator waste gas stream, of which it constitutes only a relatively small portion. The other gas flow is used to

strippe H2S fra surt vann slik at r^S og CX^ fra toppen av stripperen kan anvendes til å nøytralisere forbrukt alkali. strip H2S from acid water so that r^S and CX^ from the top of the stripper can be used to neutralize spent alkali.

En partikkelholdig vannstrøm taes ut fra bunnen av stripperen. A water stream containing particles is taken out from the bottom of the stripper.

Foreliggende oppfinnelse angår en kraftgjenvinningsprosess for anvendelse på varme gasstrømmer under trykk i hvilke i det vesentlige alle medrevne partikler fjernes, fra gasstrømmen ved en lav temperatur fulgt av gjenoppvarmning av gasstrømmen ved indirekte varmeveksling med seg selv i en regenerator til en tilstrekkelig høy temperatur til å til- The present invention relates to a power recovery process for application to hot gas streams under pressure in which essentially all entrained particles are removed from the gas stream at a low temperature followed by reheating of the gas stream by indirect heat exchange with itself in a regenerator to a sufficiently high temperature to -

late effektiv energigjenvinning ved ekspansjon. En bred ut-førelsesform av oppfinnelsen kan karakteriseres som en kraftgjenvinningsprosess som omfatter trinnene å kjøle en FFC-regenerator-avløpsgasstrøm til en temperatur under ca. 380°C allow efficient energy recovery during expansion. A broad embodiment of the invention can be characterized as a power recovery process comprising the steps of cooling an FFC regenerator waste gas stream to a temperature below approx. 380°C

i en første indirekte varmevekslingsanordning; videre avkjøle avløpsgasstrømmen til en temperatur under ca. 150°C i en annen indirekte varmevekslingsanordning; å fjerne partikler in a first indirect heat exchange device; further cool the waste gas stream to a temperature below approx. 150°C in another indirect heat exchange device; to remove particles

fra avløpsgasstrømmen ved å bringe avløpsgasstrømmen i kontakt med en væske i en partikkelfjerningssone; å oppvarme avløpsgasstrømmen ved å føre den gjennom en annen indirekte varmevekslingsanordning; og redusering av trykket av avløps-gasstrømmen i en kraftgjenvinnings-ekspanderér og derved utvinne mekanisk energi fra avløpsgasstrømmen. from the waste gas stream by contacting the waste gas stream with a liquid in a particle removal zone; heating the waste gas stream by passing it through another indirect heat exchange device; and reducing the pressure of the waste gas stream in a power recovery expander thereby extracting mechanical energy from the waste gas stream.

De stigende omkostninger for energi har øket gjennom-førbarheten av mange nye konstruksjoner og opereringsmetoder beregnet på å fremskaffe mere effektiv kraftgjenvinning og øket utnyttelse av den for tiden tilgjengelige fossile brenselsenergi. Et område som har tiltrukket seg økende oppmerksomhet, er gjenvinningen av energi fra avløpsgass-strømmene fra regenereringssonen . av fluidiserte katalytiske cracking-enheter (FCC) ved anvendelsen av kraftgjenvinnings-ekspanderere. Anvendelsen av kraftgjenvinnings-ekspanderere på store FCC-enheter er vanlig praksis, men inntil nylig har økonomien av kapitalomkostninger i forhold til gjenvunnet kraft ikke begunstiget anbringelsen av kraftgjenvinnings-ekspanderere på små FCC-enheter. Disse mindre enheter er dem som er konstruert for en hydrocarbon-innføringshastighet på mindre enn ca. 25.000 til 30.000 fat pr. strømdag. Turbintypen av maskiner som anvendes som strømgjenvinnings-ekspanderere kan bare tolerere nærvær av en minimal mengde av sterkt slipende katalysatorpartikler i avløpsgasstrømmen som føres gjennom ekspandereren. Det kan derfor være nødvendig for et raffineri å installere en partikkelfjerningssone som fjerner ytterligere mengder av partikler fra avløpsgass-strømmen for å kunne anvende en kraftgjenvinningsekspanderer. Samtidig er raffinerier og andre industrielle anlegg underkastet økende stringente omgivelsesbestemmelser som be-grenser utslipp av partikler i atmosfæren. For noen raffinerier kan det derfor være nødvendig å fjerne katalysatorpartikler fra FCC-avløpsgass selv om de ikke anvender en kraftgjenvinnings-ekspanderer. The rising cost of energy has increased the feasibility of many new constructions and operating methods intended to provide more efficient power recovery and increased utilization of the currently available fossil fuel energy. One area that has attracted increasing attention is the recovery of energy from the waste gas streams from the regeneration zone. of fluidized catalytic cracking (FCC) units in the application of power recovery expanders. The application of power recovery expanders on large FCC units is common practice, but until recently the economics of capital cost relative to recovered power did not favor the placement of power recovery expanders on small FCC units. These smaller units are those designed for a hydrocarbon feed rate of less than approx. 25,000 to 30,000 barrels per electricity day. The turbine type of machines used as power recovery expanders can only tolerate the presence of a minimal amount of highly abrasive catalyst particles in the waste gas stream passed through the expander. It may therefore be necessary for a refinery to install a particulate removal zone that removes additional amounts of particulates from the waste gas stream in order to use a power recovery expander. At the same time, refineries and other industrial facilities are subject to increasingly stringent environmental regulations that limit the emission of particles into the atmosphere. Therefore, for some refineries it may be necessary to remove catalyst particles from FCC waste gas even if they do not use a power recovery expander.

Utviklingen av en syntetisk brenselsindustri vil sannsynligvis øke antallet av storskala-behandlingsenheter av raffineringstypen i hvilke en høytemperatur overatmosfærisk gasstrøm som inneholder noe partikkelformig materiale, kan underkastes trykkreduksjon for å gjenvinne nyttig mekanisk energi.'Disse prosesser vil sannsynligvis være dem som produserer en forbrennbar gass fra et fast carbonholdig materiale som en kullforgasningsprosess. Kraftgjenvinning kan derfor bli en viktig økonomisk betraktning i andre prosessenheter enn FCC-enheter. The development of a synthetic fuel industry is likely to increase the number of large-scale refining-type processing units in which a high-temperature superatmospheric gas stream containing some particulate matter can be subjected to pressure reduction to recover useful mechanical energy.'These processes are likely to be those that produce a combustible gas from a solid carbonaceous material such as a coal gasification process. Power recovery can therefore become an important economic consideration in process units other than FCC units.

Det er et mål ved foreliggende oppfinnelse å fremskaffe en fremgangsmåte for å gjenvinne nyttig energi som kan anvendes til å fremstille elektrisitet eller til å komprimere en fluidumstrøm fra en relativt høytemperatur-gasstrøm. Det er også et mål ved foreliggende oppfinnelse å fremskaffe en fremgangsmåte som tillater økonomisk fjernelse av fine partikler fra en gasstrøm ved en relativt lav temperatur fulgt av gjenvinningen av nyttig mekanisk energi fra gasstrømmen ved trykkreduksjon. Det er et spesielt mål ved foreliggende oppfinnelse å fremskaffe en kraftgjenvinningsprosess for anvendelse på avløpsgasstrømmen fra katalysator-regenereringssonen av FCC-enheter. It is an aim of the present invention to provide a method for recovering useful energy which can be used to produce electricity or to compress a fluid flow from a relatively high temperature gas flow. It is also an aim of the present invention to provide a method which allows economical removal of fine particles from a gas stream at a relatively low temperature followed by the recovery of useful mechanical energy from the gas stream by pressure reduction. It is a particular object of the present invention to provide a power recovery process for application to the waste gas stream from the catalyst regeneration zone of FCC units.

De fleste store petroleumsraffinerier inneholder en behandlingsenhet som betegnes som en.FCC-enhet. Funksjonen av denne enhet er å nedbryte høymolekylærvekts-hydrocarboner til mindre, laveremolekylærvekts-hydrocarboner. En FCC-enhet er derfor en måte å opparbeide tunge hydrocarboner til lettere hydrocarboner med en høyere økonomisk verdi. En typisk påmatningsstrøm til en FCC-enhet omfatter en gassolje, som en atmosfærisk eller vakuum-gassolje med et utgangs-kokepunkt, bestemt ved den passende destillasjonsmetode, på over ca. 2 32°C. Tyngre påmatningsmaterialer som reduserte råoljer eller tunge vakuumgassoljer, kan også mates til FCC-enheten. Produktene erholdt fra FCC-enheten, innbefatter typisk en betraktelig mengde naftha, kerosen og en litt tyngre brenselsolje. Disse strømmer underkastes så den passende behandling for å ferdigbehandles i henhold til de vanlige produktspesifikasjoner for hhv. bensin, jetbrensel og dieselolje. En FCC-enhet vil også danne noe tyngre materiale-og en betraktelig mengde av lettere hydrocarboner innbefattende praktisk talt alle av de mere vanlige C^-acycliske hydrocarboner. Disse lette hydrocarboner gjenvinnes separat og har en høy økonomisk verdi på grunn av de lette olefiner, som ethylen og butylen, som er tilstede. Disse lette olefiner kan forbrukes i nedstrøms-alkylerings- eller polymeri-seringsenheter for å fremstille slike produkter som høyoctan-bensinblandingskomponenter og alkylaromatiske hydrocarboner innbefattende ethylbenzen. Most large petroleum refineries contain a processing unit referred to as an FCC unit. The function of this unit is to break down high molecular weight hydrocarbons into smaller, lower molecular weight hydrocarbons. An FCC unit is therefore a way to process heavy hydrocarbons into lighter hydrocarbons with a higher economic value. A typical feed stream to an FCC unit comprises a gas oil, such as an atmospheric or vacuum gas oil with an exit boiling point, determined by the appropriate distillation method, of above about 2 32°C. Heavier feed materials such as reduced crudes or heavy vacuum gas oils can also be fed to the FCC unit. The products obtained from the FCC unit typically include a considerable amount of naphtha, kerosene and a slightly heavier fuel oil. These streams are then subjected to the appropriate treatment in order to be finished in accordance with the usual product specifications for the respective petrol, jet fuel and diesel oil. An FCC unit will also form some heavier material - and a considerable amount of lighter hydrocarbons including practically all of the more common C 1 -acyclic hydrocarbons. These light hydrocarbons are recovered separately and have a high economic value due to the light olefins, such as ethylene and butylene, that are present. These light olefins can be consumed in downstream alkylation or polymerization units to produce such products as high octane gasoline blend components and alkylaromatic hydrocarbons including ethylbenzene.

En FCC-enhet omfatter en reaksjonssone og en katalysator-regenereringssone. I reaksjonssonen bringes påmatnings-strømmen i kontakt med en findelt fluidisert katalysator som holdes ved forhøyede temperaturer og et moderat positivt trykk. Denne kontakt bevirker overføringen av påmatnings-stfømmen til de mere flyktige produkter, som gjenvinnes fra en dampformig avløpsstrøm. fra reaksjonssonen, og akkumuler-ingen av carbonholdige avsetninger betegnet som koks, på katalysatoren. Disse avsetninger minsker den katalytiske effektivitet av katalysatoren. For å overvinne aktivitets-nedsettelsen bevirket av koksavsetningene, blir en strøm av brukt katalysator kontinuerlig fjernet fra reaksjonssonen og overført til en katalysator-regenereringssone av FCC-enheten. Den innkommende katalysator forener seg med et lag av katalysator holdt tilbake i regenereringssonen og bringes i kontakt med en trykkluftsstrøm under høye tempera-turbetingelser slik at carbonavsetningene på katalysatoren forbrennes i regenereringssonen. I Brenningen av koksen fører til en reaktivering eller regenerering av katalysatoren og gir også en meget stor mengde varme. Forbrenningsproduktene og de inerte bestanddeler av oxygen-tilførselsstrømmen til-ført til regenereringssonen, fjernes fra. regenereringssonen som en gasstrøm med meget høy temperatur, betegnet som avløpsgasstrømmen fra regenereringssonen.. Denne strøm kan ha en temperatur på fra ca. 650°C til 732°C, og et trykk på ca. 1,76 - 4,22 kg/cm<2>manometertrykk. An FCC unit comprises a reaction zone and a catalyst regeneration zone. In the reaction zone, the feed stream is brought into contact with a finely divided fluidized catalyst which is maintained at elevated temperatures and a moderate positive pressure. This contact causes the transfer of the feed stream to the more volatile products, which are recovered from a vaporous effluent stream. from the reaction zone, and the accumulation of carbonaceous deposits, known as coke, on the catalyst. These deposits reduce the catalytic efficiency of the catalyst. To overcome the activity reduction caused by the coke deposits, a stream of spent catalyst is continuously removed from the reaction zone and transferred to a catalyst regeneration zone by the FCC unit. The incoming catalyst combines with a layer of catalyst retained in the regeneration zone and is brought into contact with a stream of compressed air under high temperature conditions so that the carbon deposits on the catalyst are burned off in the regeneration zone. I The burning of the coke leads to a reactivation or regeneration of the catalyst and also provides a very large amount of heat. The combustion products and the inert constituents of the oxygen feed stream supplied to the regeneration zone are removed. the regeneration zone as a gas stream with a very high temperature, referred to as the waste gas stream from the regeneration zone. This stream can have a temperature of from approx. 650°C to 732°C, and a pressure of approx. 1.76 - 4.22 kg/cm<2>manometer pressure.

Avløpsgasstrømmen som fjernes fra FCC-regenereringssonen, vil vanligvis bli ført gjennom én eller flere par-tikkelseparatorer beliggende i regenereringssonen beregnet på å fjerne det meste av de medførte katalysatorpartikler fra avløpsgasstrømmen. Det er imidlertid vanligvis nødvendig å føre avløpsgasstrømmen gjennom minst en 4- eller 3-trinns- partikkelsepareringssone for ytterligere å nedsette konsen-trasjonen av sterkt erroderende fine katalysatorpartikler i avløpsgasstrømmen før føringen av avløpsgasstrømmen gjennom en kraftgjenvinningsenhet. Separatorer beregnet på dette formål er beskrevet i US patenter 2 941 621, 2 986 278 og 3 415 042. En kraftgjenvinnings-ekspanderer er en anordning av turbintypen hvori avløpsgasstrømmen underkastes trykkreduksjon til litt over atmosfæretrykk og som overfører en del av energien i den varme trykkformige avløpsgasstrøm til nyttig rotasjonskraft. Kraftgjenvinningsekspandereren kan være av enten den sentrifugale type eller den aksiale type. Efter at den forlater kraftgjenvinnings-ekspandereren, føres avløpsgassen så til de passende avfallsvarme-gjenvinnings-anordninger, forurensningsregulerende anordninger,eller direkte til en skorsten hvor den føres til atmosfæren. The waste gas stream removed from the FCC regeneration zone will typically be passed through one or more particle separators located in the regeneration zone designed to remove most of the entrained catalyst particles from the waste gas stream. However, it is usually necessary to pass the waste gas stream through at least a 4- or 3-stage particle separation zone to further reduce the concentration of highly erosive fine catalyst particles in the waste gas stream prior to passing the waste gas stream through a power recovery unit. Separators intended for this purpose are described in US patents 2,941,621, 2,986,278 and 3,415,042. A power recovery expander is a turbine-type device in which the waste gas stream is subjected to pressure reduction to slightly above atmospheric pressure and which transfers part of the energy in the hot pressurized waste gas flow to useful rotary power. The power recovery expander can be of either the centrifugal type or the axial type. After it leaves the power recovery expander, the waste gas is then routed to the appropriate waste heat recovery devices, pollution control devices, or directly to a stack where it is vented to the atmosphere.

Ved foreliggende oppfinnelse anvendes en regenererende varmeveksler for først å redusere temperaturen av avløps-gasstrømmen for å tillate at partikkelfjerningsoperasjonen kan foregå ved en relativt lav temperatur og så oppvarme den samme gasstrøm til en temperatur som nærmer seg den opprinne-lige temperatur. Fjernelsen av katalysatorpartiklene ved en relativt lav temperatur muliggjør anvendelsen av visse metoder, som væskeskrubbing, som ikke er mulige ved høyere temperaturer og kan nedsette omkostningene ved andre partikkel-fjerningsmetoder som anvendelsen av elektrostatiske feilere. Den regenererende varmeveksler gjenoppvarmer samtidig gass-strømmen til en temperatur som er nødvendig for den praktiske anvendelse av kraftgjenvinnings-ekspandereren. Den regenererende varmevekslingsanordning kan være en roterende varmeveksler av Ljungstrøm-typen eller en statisk type skall- og rør- eller platefinne-type varmeveksler i hvilken varme overføres mellom to gasstrømmer gjennom en fast varmeover-føringsflate som skiller strømningen av de to gasstrømmer. In the present invention, a regenerative heat exchanger is used to first reduce the temperature of the waste gas stream to allow the particle removal operation to take place at a relatively low temperature and then heat the same gas stream to a temperature approaching the original temperature. The removal of the catalyst particles at a relatively low temperature enables the use of certain methods, such as liquid scrubbing, which are not possible at higher temperatures and can reduce the costs of other particle removal methods such as the use of electrostatic precipitators. The regenerative heat exchanger simultaneously reheats the gas stream to a temperature necessary for the practical application of the power recovery expander. The regenerative heat exchange device can be a rotary heat exchanger of the Ljungstrøm type or a static type of shell and tube or plate fin type heat exchanger in which heat is transferred between two gas streams through a fixed heat transfer surface that separates the flow of the two gas streams.

På vedlagte tegning vises totalstrømningen ved én ut-førelsesform av foreliggende oppfinnelse anvendt for gjen-. vinning av nyttig energi fra avløpsgasstrømmen fra en FCC-regenerator. En strøm av brukt katalysator ført av ledning 1 og en strøm av.trykkluft anvendt ved regenerering av katalysatoren gjennom ledning 2, føres inn i FCC-regeneratoren 3. Dette gir regenerert katalysator som fjernes fra regeneratoren gjennom ledning 4 og går til FCC-reaksjonssonen som ikke er vist. Gass inneholdende en stor mengde katalysator, føres gjennom en separeringsanordning av syklontypen som ikke er vist, som er beliggende i toppdelen av FCC-regeneratoren 3 og kommer ut som en avløpsgasstrøm gjennom røret 5. Varme gjenvinnes fra avløpsgasstrømmen i en damp-generator 6, og avløpsgasstrømmen føres så inn i ledningen 7. En del av eller hele avløpsgasstrømmen kan føres utenom gjennom ledningen 16 med en hastighet regulert ved en ventil 17 efter behov. Gassen kan få lov til å strømme gjennom ledningen 16 når partikkelskrubbesonen og/eller kraftgjenvinningsenheten ikke er i drift eller som en del av reguleringssystemet for kraftgjenvinningsenheten. The attached drawing shows the total flow in one embodiment of the present invention used for re-. recovery of useful energy from the waste gas stream from an FCC regenerator. A stream of spent catalyst carried by line 1 and a stream of compressed air used in regenerating the catalyst through line 2 are fed into the FCC regenerator 3. This provides regenerated catalyst which is removed from the regenerator through line 4 and goes to the FCC reaction zone which is not shown. Gas containing a large amount of catalyst is passed through a separator of the cyclone type, not shown, which is located in the top part of the FCC regenerator 3 and exits as a waste gas stream through pipe 5. Heat is recovered from the waste gas stream in a steam generator 6, and the waste gas flow is then led into line 7. Part or all of the waste gas flow can be led outside through line 16 at a rate regulated by a valve 17 as required. The gas may be allowed to flow through conduit 16 when the particle scrubber zone and/or power recovery unit is not in operation or as part of the control system for the power recovery unit.

Avløpsgasstrømmen avkjøles ved indirekte varmevekslingThe waste gas stream is cooled by indirect heat exchange

i regeneratoren 8 og føres inn i en partikkelskrubbesone 9 ved eller nær bunnen av denne sone. I denne sone bringes avløpsgasstrømmen til å gå oppad i.motstrøm til en. nedadgående væske som kommer inn i sonen gjennom ledning 10. Den nedadgående væske fjerner en meget stor del av de fine katalysatorpartikler som var tilstede i avløpsgasstrømmen og fjernes fra skrubbesonen gjennom ledning 11. Den således rensede avløpsgasstrøm fjernes fra skrubbesonen gjennom ledning 12 og føres gjennom regeneratoren 8 hvori den oppvarmes til en temperatur som fortrinnsvis er i området 50 - 70°C av den temperatur ved hvilken avløpsgasstrømmen først går inn i regeneratoren. Avløpsgasstrømmen fortsetter så gjennom ledning 12 og går inn i en kraft-regenererings-turbin 13 hvorved dens trykk synker til et svakt overatmosfærisk trykk før den slippes ut i en skorsten gjennom led-ningene 15 og 18. Kraftgjenvinningsturbinen 13 anvendes i dette tilfelle til å drive en elektrisk generator 14. in the regenerator 8 and fed into a particle scrubbing zone 9 at or near the bottom of this zone. In this zone, the waste gas flow is brought to rise in countercurrent to a. downward liquid entering the zone through line 10. The downward liquid removes a very large part of the fine catalyst particles that were present in the waste gas stream and is removed from the scrubbing zone through line 11. The thus cleaned waste gas stream is removed from the scrubbing zone through line 12 and passed through the regenerator 8 in which it is heated to a temperature which is preferably in the range of 50 - 70°C of the temperature at which the waste gas stream first enters the regenerator. The waste gas flow then continues through line 12 and enters a power regeneration turbine 13 whereby its pressure drops to a slightly above-atmospheric pressure before it is discharged into a chimney through lines 15 and 18. The power recovery turbine 13 is used in this case to drive an electric generator 14.

I foreliggende fremgangsmåte avkjøles FCC-avløpsgass-strømmen i to separate varmevekslingsanordninger i serie. In the present process, the FCC waste gas stream is cooled in two separate heat exchange devices in series.

Det foretrekkes at varmen fjernes fra røkgasstrømmen ved regenerering eller oppvarmning av damp i en første varmeveksler på lignende måte som dampgeneratorer nu anvendes ved mange FCC-enheter. Det foretrekkes også at den annen varmeveksler virker som en regenerator i hvilken varme overføres fra den ubehandlede høytemperatur-avløpsgasstrøm til den behandlede lavtemperatur-avløpsgasstrøm. Det vil si at i varmevekslingsanordningen betegnet her som.regeneratoren 8, varmeveksles røkgasstrømmen mot seg selv efter en mellom-liggende partikkelf jerningsoperas jon. Det foretrekkes at både den første og annen varmevekslingsanordning omfatter konvensjonelle indirekte varmevekslere som Ljungstrøm-skall-og rør- eller plate-finnetypen av vekslere. Temperaturen av gasstrømmen som går inn i den første varmeveksler, bør være over 5 30°C og er fortrinnsvis over 650°C. Temperaturen av den ubehandlede gasstrøm er fortrinnsvis mellom ca. 260°C og 400°C når den går inn i den annen varmevekslingsanordning. Den ubehandlede gasstrøm bør ha en temperatur under 150°C, It is preferred that the heat be removed from the flue gas stream by regeneration or heating of steam in a first heat exchanger in a similar way to steam generators now used in many FCC units. It is also preferred that the second heat exchanger acts as a regenerator in which heat is transferred from the untreated high temperature waste gas stream to the treated low temperature waste gas stream. That is to say, in the heat exchange device referred to here as the regenerator 8, the flue gas flow is heat exchanged against itself after an intermediate particle removal operation. It is preferred that both the first and second heat exchange devices comprise conventional indirect heat exchangers such as the Ljungstrøm shell and tube or plate fin type of exchangers. The temperature of the gas stream entering the first heat exchanger should be above 530°C and is preferably above 650°C. The temperature of the untreated gas stream is preferably between approx. 260°C and 400°C when it enters the second heat exchange device. The untreated gas stream should have a temperature below 150°C,

og fortrinnsvis under 85°C, når den.kommer ut av den annen varmevekslingsanordning. and preferably below 85°C, when it comes out of the second heat exchange device.

Efter å være avkjølt i den annen varmevekslingsanordning føres den ubehandlede gass inn i en partikkelfjerningssone eller skrubbesone. I denne sone bringes den ubehandlede gasstrøm i kontakt med en væskestrøm under betingelser som fremmer fjernelsen av partikler fra gasstrømmen. Væsken kan være vann, et flytende skrubbemiddel inneholdende en blanding av valgte kjemiske forbindelser oppløst i vann eller annet oppløsningsmiddel, eller en blanding av hydrocarbonholdige forbindelser avledetjiy petroleum, kull eller olje-skifer. En væske med lav flyktighet under betingelsene som foreligger i partikkelfjerningssonen, foretrekkes. Hvis derfor vann er væsken, bør partikkelfjerningssonen holdes ved en lavere temperatur enn hvis en tung olje eller vakuum-gassolje anvendes. En hydrocarbonvæske har den fordel at den kan avpasses til operasjoner i likhet med dem som anvendes i forbindelse med FCC-oppslemningsolje og.kan derfor føres inn i en avsetningssone, idet avsatte partikler og væske pumpes til FCC-reaksjonssonen. En hydrocarbonholdig væske har den ulempen at der. muligens dannes utslipnings- eller forurens-ningsproblemer hvis noe av væsken går inn i den varme damp-strøm. Dette vil imidlertid ikke være noe problem hvis av- løpsgasstrømmen fra turbinen føres inn i en forbrenningssone som en CO-kjele slik som finnes på eldre FCC-enheter eller en oppfyrt oppvarmer. Eventuelle hydrocarbonholdige forbindelser anvendt som skrubbevæske ville fortrinnsvis ha et 10% kokepunkt over 260°C. Vann er den foretrukne væske for anvendelse som skrubbevæske. After being cooled in the second heat exchange device, the untreated gas is fed into a particle removal zone or scrubbing zone. In this zone, the untreated gas stream is brought into contact with a liquid stream under conditions that promote the removal of particles from the gas stream. The liquid can be water, a liquid scrubbing agent containing a mixture of selected chemical compounds dissolved in water or other solvent, or a mixture of hydrocarbon-containing compounds derived from petroleum, coal or oil shale. A liquid with low volatility under the conditions present in the particle removal zone is preferred. Therefore, if water is the fluid, the particle removal zone should be kept at a lower temperature than if a heavy oil or vacuum gas oil is used. A hydrocarbon liquid has the advantage that it can be adapted to operations similar to those used in connection with FCC slurry oil and can therefore be introduced into a deposition zone, with deposited particles and liquid being pumped to the FCC reaction zone. A hydrocarbon-containing liquid has the disadvantage that there spillage or contamination problems may arise if some of the liquid enters the hot steam stream. However, this will not be a problem if the waste gas stream from the turbine is fed into a combustion zone such as a CO boiler as found on older FCC units or a fired heater. Any hydrocarbon-containing compounds used as scrubbing liquid would preferably have a 10% boiling point above 260°C. Water is the preferred liquid for use as scrubbing liquid.

Partikkelfjerningssonen er fortrinnsvis en vertikal sylindrisk kolonne hvorigjennom gasstrømmen føres oppad i motstrøm til den nedadgående væske. Anvendelse av et spray-tårn hvori væsken sprayes inn i gassen, foretrekkes da trykk-fallet som påføres den stigende damp, er lavt. Perforerte kontaktrister eller pakningsmateriale kan anvendes for å sikre god kontakt, men deres anvendelse er ikke foretrukket. Anvendelsen av tåkefjerningsanordninger på utløpet for den behandlede gasstrøm foretrekkes. Andre.typer av gass-væske-kontaktapparater beregnet på partikkelfjernelse som støt-typen av kontaktfremkallingsanordninger og sykloner, kan også anvendes som apparatet i partikkelfjerningssonen. Det foretrekkes at partikkelfjerningssonen drives ved et trykk mellom ca. 1,4 og 5,6 kg/cm 2 og med en temperaturforskjell mellom den inngående og utgående gasstrøm under ca. 55°C. The particle removal zone is preferably a vertical cylindrical column through which the gas flow is led upwards in countercurrent to the downward liquid. Use of a spray tower in which the liquid is sprayed into the gas is preferred as the pressure drop applied to the rising steam is low. Perforated contact grids or packing material can be used to ensure good contact, but their use is not preferred. The use of mist removal devices at the outlet of the treated gas stream is preferred. Other types of gas-liquid contact apparatus intended for particle removal, such as the impact type of contact induction devices and cyclones, can also be used as the apparatus in the particle removal zone. It is preferred that the particle removal zone is operated at a pressure between approx. 1.4 and 5.6 kg/cm 2 and with a temperature difference between the incoming and outgoing gas flow below approx. 55°C.

Efter å være underkastet partikkelfjerningsbehandlingen føres gasstrømmen inn i den annen varmevekslingsanordning for annen gang. Ved denne gjennomgang gjennom regeneratoren oppvarmes gasstrømmen til en temperatur som fortrinnsvis er i området av ca. 300°C til 375°C, men kan selvsagt avvike fra dette område. Gasstrømmen føres så inn i kraftgjenvinningsturbinen og trykket reduseres, idet energien gjenvunnet fra gasstrømmen, anvendes til nyttig arbeide som drift av en kompressor eller for å danne elektrisk strøm. Et omførings-system som avleder gassen rundt kraftgjenvinningsturbinen, vil vanligvis bli anvendt for å forhindre for stor hastighet på turbinen. Disse systemer er beskrevet i US patent nr. 3 777 486 og 3 855 788. Kraftgjenvinningsturbinen eller annet utstyr som kreves for å utføre oppfinnelsen, er temme-lig spesialisert, men er kommersielt tilgjengelig. After being subjected to the particle removal treatment, the gas stream is fed into the second heat exchange device for a second time. During this passage through the regenerator, the gas stream is heated to a temperature which is preferably in the range of approx. 300°C to 375°C, but can of course deviate from this range. The gas stream is then fed into the power recovery turbine and the pressure is reduced, as the energy recovered from the gas stream is used for useful work such as operating a compressor or to generate electrical current. A bypass system that diverts the gas around the power recovery turbine will usually be used to prevent excessive speed of the turbine. These systems are described in US Patent Nos. 3,777,486 and 3,855,788. The power recovery turbine or other equipment required to carry out the invention is quite specialized, but is commercially available.

Ved en alternativ utførelsesform av oppfinnelsen oppvarmes den behandlede gasstrøm efter at den kommer ut fra regeneratoren, men før den går inn i kraftgjenvinningsturbinen. Denne oppvarmning kan utføres ved føring gjennom den første varmevekslingsanordning, men oppnåes fortrinnsvis ved varmeveksling i en tredje varmeveksler. I de tilfelle ved hvilke for meget varme dannes i FCC-regeneratoren og denne varme fjernes ved varmeveksling, kan gasstrømmen oppvarmes ved føring gjennom kjølespoler beliggende i katalysator-regenereringssonen. Ved denne utførelsesform oppvarmes den behandlede gasstrøm fortrinnsvis til en temperatur over 490°C, og fortrinnsvis mellom 530°C og 700°C før den går inn i kraftgjenvinningsturbinen. Disse høye temperaturer er ønske-lige da de øker effektiviteten av energigjenvinningen som utføres i turbinen. In an alternative embodiment of the invention, the treated gas stream is heated after it leaves the regenerator, but before it enters the power recovery turbine. This heating can be carried out by passing through the first heat exchange device, but is preferably achieved by heat exchange in a third heat exchanger. In those cases where too much heat is generated in the FCC regenerator and this heat is removed by heat exchange, the gas stream can be heated by passing it through cooling coils located in the catalyst regeneration zone. In this embodiment, the treated gas stream is preferably heated to a temperature above 490°C, and preferably between 530°C and 700°C before it enters the power recovery turbine. These high temperatures are desirable as they increase the efficiency of the energy recovery carried out in the turbine.

Denne beskrivelse av flere utførelsesformer av oppfinnelsen er ikke ment å utelukke fra oppfinnelsens omfang de andre anvendelser og utførelsesformer- av oppfinnelsen som oppnåes fra normal og forventet modifisering av oppfinnelses-idéen. Eksempelvis kan den nettopp beskrevne gjenoppvarmning av den behandlede gasstrøm anvendes på andre gasstrømmer enn FCC-avløpsgasstrømmer. Som et eksempel på dette kan produkt-gasstrømmen i en høytrykks-kullforgasningsprosess-enhet behandles som beskrevet ovenfor idet gjenoppvarmningen av den behandlede gasstrøm utføres ved anvendelse av den regenererende varmeveksler og én eller flere andre varmevekslere opp-strøms for kraftutvinningsturbinen. Ved denne spesielle ut-førelsesform ville en ideell varmekilde for disse varmevekslere være i en methaniseringssone som øker BTU-verdien av produktgassen fra kullforgasning. Denne type av methan-iseringsprosess er beskrevet i mange patenter innbefattende US patent 3 511 624, 3 728 093, 3 854 895, 3 870 738, 3 967 936, 4 005 996 og 4 064 156. This description of several embodiments of the invention is not intended to exclude from the scope of the invention the other applications and embodiments of the invention which are obtained from normal and expected modification of the invention idea. For example, the just described reheating of the treated gas stream can be applied to gas streams other than FCC waste gas streams. As an example of this, the product gas stream in a high-pressure coal gasification process unit can be treated as described above, with the reheating of the treated gas stream being carried out using the regenerative heat exchanger and one or more other heat exchangers upstream of the power extraction turbine. In this particular embodiment, an ideal heat source for these heat exchangers would be in a methanization zone that increases the BTU value of the product gas from coal gasification. This type of methanization process is described in many patents including US patents 3,511,624, 3,728,093, 3,854,895, 3,870,738, 3,967,936, 4,005,996 and 4,064,156.

Påmatningsgassen til raethaniseringssonen er ofte en hydrogenrik gass fremstilt ved å føre forgasningssone- The feed gas to the raethanization zone is often a hydrogen-rich gas produced by passing the gasification zone

avløpet gjennom en vann-gass-skiftreaksjonssone og derpå fjerne carbondioxyd. Påmatningsgasstrømmen føres vanligvis gjennom flere methaniseringssoner eller reaktorer i serie med mellomtrinnsavkjøling anvendt.på. grunn av den høyt ekso- the effluent through a water-gas shift reaction zone and then remove carbon dioxide. The feed gas stream is usually passed through several methanation zones or reactors in series with interstage cooling applied.on. due to the high ex-

terme natur av methaniseringsreaksjonen og ønsket om å opp- term nature of the methanation reaction and the desire to up-

rettholde ønskede methaniseringsbetingelser. Varmen fjernet i mellomtrinnsavkjølingen av methaniseringsgasser kan anvendes til å gjenoppvarme det behandlede forgasningssoneavløp før det føres inn i kraftgjenvinningsturbinen. Methaniserings-gassene vil typisk ha en mellomtrinns-reaktorutløpstemperatur mellom ca. 305°C og ca. 515°C og vil bli avkjølt til ca. 250°C til ca. 345°C. Methaniseringsgasser kan ha reaktorutløps-temperaturer på inntil ca. 620°C. Graden til hvilken for-gasningsproduktgassen kan økonomisk oppvarmes, i. methaniser-ingssonen, vil avhenge av slike faktorer som relative strøm-ningshastigheter, methaniseringsbetingelser/etc. maintain desired methanation conditions. The heat removed in the intermediate cooling of methanation gases can be used to reheat the treated gasification zone effluent before it is fed into the power recovery turbine. The methanation gases will typically have an intermediate-stage reactor outlet temperature between approx. 305°C and approx. 515°C and will be cooled to approx. 250°C to approx. 345°C. Methanation gases can have reactor outlet temperatures of up to approx. 620°C. The degree to which the gasification product gas can be economically heated, in the methanization zone, will depend on such factors as relative flow rates, methanization conditions/etc.

En foretrukken utførelsesform ved foreliggende oppfinnelse kan karakteriseres som en prosess for å gjenvinne energi fra avløpsgasstrømmen fra den katalytiske regenereringssone av en fluidisert katalytisk crackingenhet som omfatter trinnene å avkjøle en superatmosfærisk-trykk-avløpsgasstrøm fjernet fra en FCC-katalytisk regenereringssone til en temperatur mellom 260°C og 380°C ved å føre den gjennom en første indirekte varmevekslingsanordning i hvilken damp produseres; avkjøle avløpsgasstrømmen til en temperatur under ca. 105°C i en annen indirekte varmevekslingsanordning; føre avløpsgasstrømmen gjennom en partikkelfjerningssone i hvilken katalysatorpartikler fjernes fra avløpsgasstrømmen ved kontakt med en væske under betingelser egnet for å over-føre katalysatorpartikler fra avløpsgasstrømmen- til væsken; oppvarme gasstrømmen i en annen indirekte varmevekslingsanordning til en temperatur over 330°C; og føre avløps-gasstrømmen gjennom en kraftturbin i hvilken trykket av avløpsgasstrømmen reduseres. I foreliggende prosess går i det vesentlige all den ubehandlede gasstrøm inn i den annen varmevekslingsanordning og kontaktsonen. Fortrinnsvis går alt av den således behandlede (partikkelfrie) gasstrøm inn i den annen varmeveksler. Som anvendt her, er uttrykket "i det vesentlig all" ment å referere seg til en mengde eller mål svarende til minst 90 mol% av forbindelsen, gruppen av forbindelser eller prosesstrømmen som beskrives med dette ut-trykk . A preferred embodiment of the present invention can be characterized as a process for recovering energy from the waste gas stream from the catalytic regeneration zone of a fluidized catalytic cracking unit comprising the steps of cooling a superatmospheric pressure waste gas stream removed from an FCC catalytic regeneration zone to a temperature between 260° C and 380°C by passing it through a first indirect heat exchange device in which steam is produced; cool the waste gas flow to a temperature below approx. 105°C in another indirect heat exchange device; passing the waste gas stream through a particle removal zone in which catalyst particles are removed from the waste gas stream by contact with a liquid under conditions suitable for transferring catalyst particles from the waste gas stream to the liquid; heating the gas stream in another indirect heat exchange device to a temperature above 330°C; and passing the waste gas stream through a power turbine in which the pressure of the waste gas stream is reduced. In the present process, essentially all of the untreated gas flow enters the second heat exchange device and the contact zone. Preferably, all of the thus treated (particle-free) gas flow enters the second heat exchanger. As used herein, the term "substantially all" is intended to refer to an amount or measure corresponding to at least 90 mol% of the compound, group of compounds or process stream described by this term.

Claims

1. Procedure for recovering energy from a gas stream, characterized by the steps: (a) a high temperature superatmospheric gas stream is passed through a first indirect heat exchange device and the gas stream is cooled to a temperature below about 400°C; (b) the gas stream is passed through another indirect' heat the exchanger and the gas stream are cooled to a temperature below 150°C; (c) particles are removed from the gas stream in a particle removal zone in which the gas stream is contacted with a liquid under conditions suitable for transfer of the particles from the gas stream to the liquid; (d) the gas stream is passed through another indirect heat exchange device and the gas stream is heated to a temperature above 300°C; and (e) the gas stream is subjected to pressure reduction in a turbine and useful mechanical energy is thus recovered from the gas stream. in

2. Method according to claim 1, characterized in that the gas stream is heated to a temperature between approx. 300°C and approx. 375°C in step (d).

3. Method according to claim 2, characterized in that the liquid with which the gas stream is brought into contact in the particle removal zone is water.

4. Method according to claim 2, characterized in that the liquid as the gas stream is brought into contact with in the particle removal zone, comprises a mixture of hydrocarbon compounds with a 10% boiling point above 260°C.

5. Method according to claim 1, characterized in that the gas flow is the waste gas flow from the catalytic regeneration zone of a fluidized catalytic cracking unit.

6. Method according to claim 5, characterized in that the gas stream is heated in the catalyst regeneration zone by indirect heat exchange after having passed through the particle removal zone and has been heated: in the second indirect heat exchange device, but before the pressure reduction of. the gas flow in the power recovery turbine.

7. Method according to claim 1, characterized in that the gas flow is produced as part of a method for producing a combustible gas from a solid carbonaceous material.

8. Method according to claim 7, characterized in that the gas flow is produced in a coal gasification process.

9. Method according to claim 8, characterized in that the gas stream is heated in a methanization zone which receives a feed gas stream obtained from the gas stream after the gas stream has passed through the particle removal zone, but before the gas stream enters the power recovery turbine.

10. Method for recovering energy from the waste gas stream from the catalytic regeneration zone of a fluidized catalytic cracking unit, characterized by the steps: (a) an off-gas stream from an FCC catalyst regeneration zone is cooled to a temperature between 260°C and 380°C by passing through a first indirect heat exchange device in which steam is produced; (b) the waste gas stream is cooled to a temperature below approx. 105°C in another indirect heat exchange device; (c) the waste gas stream is passed through a particle removal zone"in which catalyst particles are removed from the waste gas stream by contact with a liquid under conditions suitable for transferring catalyst particles from the waste gas stream to the liquid; (d) the gas stream is heated in said second indirect heat exchange device to a temperature above 330°C; and (e) the exhaust gas stream is passed through a power recovery turbine in which the pressure on the exhaust gas stream is reduced.

11. Method according to claim 10, characterized in that the waste gas stream is heated by indirect heat exchange after having passed through the particle removal zone and has been heated in the second indirect heat exchange device.

12. Method according to claim 10, characterized in that the liquid used in the particle removal zone is a hydrocarbon-containing liquid with a

10% boiling point above 260°C.

13. Method according to claim 12, characterized in that the waste gas stream is led into a combustion zone after passing through the power recovery turbine.

14. Method according to claim 10, characterized in that the liquid used in the particle removal zone is water.