JPS6232181A - Device for energy recovery from gas generated in regeneration tower of fluid catalytic cracking equipment - Google Patents
Device for energy recovery from gas generated in regeneration tower of fluid catalytic cracking equipmentInfo
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- JPS6232181A JPS6232181A JP60172576A JP17257685A JPS6232181A JP S6232181 A JPS6232181 A JP S6232181A JP 60172576 A JP60172576 A JP 60172576A JP 17257685 A JP17257685 A JP 17257685A JP S6232181 A JPS6232181 A JP S6232181A
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Abstract
Description
【発明の詳細な説明】
技術分野
本発明は、原油を、触媒を用いて流動接触分解するプラ
ントにおける触媒の再生塔から発生するがスのエネルギ
ーを、発電などによって回収する！Ｉ置に関する。[Detailed Description of the Invention] Technical Field The present invention recovers the energy of gas generated from a catalyst regeneration tower in a plant for fluid catalytic cracking of crude oil using a catalyst, through power generation, etc. Regarding I placement.
典型的な先行技術は、第５図に示されている。A typical prior art is shown in FIG.
原油の流動接触分解を行なうために、原油はポンプ１か
らライザ２を経て反応塔３に供給される。In order to perform fluid catalytic cracking of crude oil, crude oil is supplied from a pump 1 to a reaction tower 3 via a riser 2.
反応塔３では原油の流動接触分解が行なわれ、ここで脱
戻し、反応塔３からのガスは管路４から次段の主蒸留塔
に送られて良質なガソリンを得る。Fluid catalytic cracking of the crude oil is carried out in the reaction tower 3, where it is de-restored, and the gas from the reaction tower 3 is sent through a pipe 4 to the main distillation tower in the next stage to obtain high-quality gasoline.
反応塔３内での反応によって炭素が付着したアルミナな
どから成る触媒は、管路５から再生塔６に送られる。再
生塔６には、蒸気タービン７などによって駆動されるブ
ロア８から、管路９を経て空気が送られる。したがって
再生塔６では、触媒に付着している炭素が燃焼されて触
媒が再活性化される。活性化された触媒は管路５ａから
ライザ２に供給される。A catalyst made of alumina or the like to which carbon has been attached due to the reaction in the reaction tower 3 is sent to a regeneration tower 6 through a pipe 5. Air is sent to the regeneration tower 6 via a pipe 9 from a blower 8 driven by a steam turbine 7 or the like. Therefore, in the regeneration tower 6, the carbon adhering to the catalyst is burned and the catalyst is reactivated. The activated catalyst is supplied to the riser 2 through the pipe 5a.
再生塔６からの一酸化炭素を多量に含む発生ガスは、再
生塔６の塔頂から管路１０を経て排出され、サイクロン
集塵器１１で触媒が集塵され、ホッパ１２に捕集される
。サイクロン集１１５．器１１において集塵されたのち
の発生ガスは、管路１２がら流量制御を行なうスライド
弁１３を経て多重オリフィス１４を通り、２ボートスラ
イド弁１５からボイラ１６に、または冷却ボット１７に
供給される。ボイラ１６では一酸化炭素を多量に含む前
記発生ガスが燃焼され、その燃焼ガスは、管路１８から
煙突１９に供給される。２ボートスライド弁１５におい
て切換えられる発生ガスは、冷却ボット１７に導かれ、
管路２０から煙突１９に導かれて放散される。Generated gas containing a large amount of carbon monoxide from the regeneration tower 6 is discharged from the top of the regeneration tower 6 through a pipe 10, the catalyst is collected in a cyclone dust collector 11, and collected in a hopper 12. . Cyclone collection 115. The gas generated after being collected in the vessel 11 passes through a slide valve 13 that controls the flow rate through a pipe line 12, passes through a multiple orifice 14, and is supplied from a two-boat slide valve 15 to a boiler 16 or a cooling bot 17. . The generated gas containing a large amount of carbon monoxide is combusted in the boiler 16, and the combustion gas is supplied to a chimney 19 through a pipe 18. The generated gas, which is switched at the two-boat slide valve 15, is guided to the cooling bot 17,
It is led from the pipe 20 to the chimney 19 and is dissipated.
発明が解決すべき問題点
このような第５図に示される先行技術では、再生塔６か
ら排出される発生ガスの保有するエネルギーはボイラ１
６において燃焼され、蒸気エネルギーに変換されて回収
されている。しかしながらボイラ１６に供給される発生
ガス−は、スライド弁１３において絞り損失を生じ、ま
たボイラ１６において熱回収効率が低いことに起因し、
したがって再生塔６からの発生ガスのエネルギーを十分
回収しているものとは言いがたい。Problems to be Solved by the Invention In the prior art shown in FIG.
6, it is combusted, converted into steam energy, and recovered. However, the generated gas supplied to the boiler 16 causes throttling loss in the slide valve 13, and also due to low heat recovery efficiency in the boiler 16,
Therefore, it cannot be said that the energy of the gas generated from the regeneration tower 6 is sufficiently recovered.
本発明の目的は、再生塔からの発生が大のエネルギーを
十分に回収することができるようにして流動接触分解プ
ラントにおける再生塔からの発生〃大のエネルギー回収
装置を提供することである。SUMMARY OF THE INVENTION An object of the present invention is to provide an apparatus for recovering energy from a regeneration tower in a fluid catalytic cracking plant by sufficiently recovering energy from the regeneration tower.
問題点を解決するための手段
本発明は、原油を触媒によって流動接触分解し、その触
媒を再生するための再生塔からの発生ガスをコンバイン
ドサイクル設備に導き、このコンバインドサイクル設備
では、
前記発生がスを燃料圧縮機で昇圧しで燃焼器で燃焼させ
、この燃焼器からのｍ焼ガスでガスタービンを駆動し、
ガスタービンからの排がスを排熱回収ボイラに供給して
蒸気を発生し、この蒸気によって蒸気タービンを駆動す
ることを特徴とする流動接触分解置の解再生塔からの発
生ガスのエネルギー回収装置である。Means for Solving the Problems The present invention subjects crude oil to fluid catalytic cracking using a catalyst, and guides generated gas from a regeneration tower for regenerating the catalyst to a combined cycle facility, in which the generated gas is The gas is pressurized by a fuel compressor and combusted in a combustor, and the burned gas from the combustor drives a gas turbine.
An energy recovery device for gas generated from a cracking regeneration tower of a fluid catalytic cracking plant, characterized by supplying exhaust gas from a gas turbine to an exhaust heat recovery boiler to generate steam, and driving a steam turbine with this steam. It is.
好ましい実施態様では、前記ガスタービンまたは前記蒸
気タービンのいずれか少なくとも一方の動力によって、
燃料圧ＪＩｉＩＷ１を駆動することを特徴とする。In a preferred embodiment, by the power of at least one of the gas turbine and the steam turbine,
It is characterized by driving the fuel pressure JIiIW1.
本発明はまた、原油を触媒によって流動接触分解し、そ
の触媒を再生するための再生塔からの発生ガスを膨張タ
ービンによって降圧、降温したのちに、コンバインドサ
イクル股備１こ導きこのコンバインドサイクル設備では
、
前記発生ガスを燃料圧ｌａ８！で昇圧して、燃焼器で燃
焼させ、この燃焼器からの燃焼ガスをガスタービンに供
給して駆動し、ガスタービンからの徘がスを排熱回収ボ
イラに供給して蒸気を発生し、この蒸気によって蒸気タ
ービンを駆動することを特徴とする流動接触分解装置再
生塔からの発生ガスのエネルギー回収装置である。The present invention also provides fluid catalytic cracking of crude oil using a catalyst, and the generated gas from the regenerator for regenerating the catalyst is lowered in pressure and temperature by an expansion turbine, and then introduced into a combined cycle equipment. , The generated gas is heated to a fuel pressure of la8! The combustion gas from the combustor is supplied to a gas turbine to drive it, and the wandering gas from the gas turbine is supplied to an exhaust heat recovery boiler to generate steam. This is an energy recovery device for gas generated from a fluid catalytic cracker regeneration tower, which is characterized by driving a steam turbine using steam.
作 用
本発明に従えば、再生塔からの発生ガスをコンバインド
サイクル設備に導き、ガスタービンおよび蒸気タービン
によって発Ｍｌまたは動力などとして回収するようにし
たので高効率で発生がスの保有エネルギーを回収するこ
とが可能になる。Function According to the present invention, the generated gas from the regeneration tower is guided to the combined cycle equipment and recovered as generated Ml or power by a gas turbine and a steam turbine, so that the retained energy of the generated gas can be recovered with high efficiency. It becomes possible to do so.
また本発明に従えば、再生塔がらの発生ガスは、膨張タ
ービンによって降圧、降温し、さらに熱交換器で降温し
たのちに、コンバインドサイクル設備に導くようにして
いるので、圧力エネルギーを回収することができるとと
もに、この膨張タービンに後続するコンバインドサイク
ル設備の燃料圧縮機において再生塔発生ガスの外圧を容
易に１〒なうことができる。Furthermore, according to the present invention, the gas generated from the regeneration tower is lowered in pressure and temperature by the expansion turbine, further lowered in temperature by the heat exchanger, and then led to the combined cycle equipment, so that the pressure energy can be recovered. At the same time, the external pressure of the gas generated in the regeneration tower can be easily reduced to 1 〒 in the fuel compressor of the combined cycle equipment following this expansion turbine.
実施例 第１図は本発明の一実施例のブロック図である。Example FIG. 1 is a block diagram of one embodiment of the present invention.
前述の第５図と同一の構成要素には同一の参照符を付す
。原油の流動接触分解を行なうために、原油はポンプ１
からライザ２を経て反応塔３に供給される。反応塔３で
は原油の流動接触分解が行なわれ、ここで脱炭し、反応
塔３からのガスは管路４から次段の主蒸留塔に送られて
良質な〃ソリンを得る。反応塔３内での反応によって炭
素が付着したアルミナなどから成る触媒は、管路５から
再生塔６に送られる。再生塔６には、蒸気タービン７に
よって駆動されるブロア８から、管路９を経て空気が送
られる。したがって再生塔６では、触媒に付着している
炭素が燃焼されて触媒が再活性化される。活性化された
触媒は管路５ａからライザ２に供給される。Components that are the same as those in FIG. 5 described above are given the same reference numerals. In order to perform fluid catalytic cracking of crude oil, the crude oil is pumped to pump 1.
From there, it is supplied to the reaction tower 3 via the riser 2. Fluid catalytic cracking of the crude oil is carried out in the reaction column 3, where it is decarburized, and the gas from the reaction column 3 is sent to the next main distillation column through a pipe 4 to obtain high-quality sorin. A catalyst made of alumina or the like to which carbon has been attached due to the reaction in the reaction tower 3 is sent to a regeneration tower 6 through a pipe 5. Air is sent to the regeneration tower 6 from a blower 8 driven by a steam turbine 7 via a pipe 9. Therefore, in the regeneration tower 6, the carbon adhering to the catalyst is burned and the catalyst is reactivated. The activated catalyst is supplied to the riser 2 through the pipe 5a.
再生塔６からの一酸化炭素を多量に含む登生がスは、再
生塔６の塔頂から管路１０を経て排出され、サイクロン
集塵器１１で触媒が集塵され、ホッパ１２１こｔｔａ集
される。サイクロン集塵器１１１こおいて集塵されたの
ちの発生ガスは、管路１２から流量制御を行なうスライ
ド弁１３を経て多重オリフィス１４を通り、２ボートス
ライド弁１５から冷却ボット１７に供給される６発生ガ
スは、冷却ボット１７に導かれ、管路２０から煙突１９
に導かれて放散される。Gas containing a large amount of carbon monoxide from the regeneration tower 6 is discharged from the top of the regeneration tower 6 through a pipe 10, the catalyst is collected in a cyclone dust collector 11, and collected in a hopper 121. be done. The gas generated after being collected in the cyclone dust collector 111 passes through a slide valve 13 that controls the flow rate from a pipe line 12, passes through a multiple orifice 14, and is supplied to a cooling bot 17 from a two-boat slide valve 15. 6 Generated gas is guided to the cooling bot 17 and then from the pipe 20 to the chimney 19
is guided and dissipated.
再生塔６から管路１０およびサイクロン集塵器１１を介
する発生ガスは、管路１２に導かれるとともに、管路３
０から膨張タービン設備３１を経てコンバインドサイク
ル設備３２に供給される。Generated gas from the regeneration tower 6 via the pipe 10 and the cyclone precipitator 11 is guided to the pipe 12 and the pipe 3
0, is supplied to a combined cycle facility 32 via an expansion turbine facility 31.
膨張タービン設備３１では、管路３０からの発生ガスは
調速弁３３から膨張タービン３４に導かれる。調速弁３
３の上流側および膨張タービン３４の下流側には、バイ
パス管路３５が接続される。In the expansion turbine equipment 31 , generated gas from the pipe line 30 is guided to the expansion turbine 34 through the regulating valve 33 . Speed regulating valve 3
A bypass pipe line 35 is connected to the upstream side of the expansion turbine 3 and the downstream side of the expansion turbine 34 .
バイパス管路３５には、開閉動作を行なうバイパス弁３
６が介在される。こうして管路３０からの発生ガスは、
膨張タービン３４を通ることによって圧力が降下される
とともに温度が降下される。The bypass pipe line 35 includes a bypass valve 3 that opens and closes.
6 is interposed. In this way, the gas generated from the pipe line 30 is
Passage through expansion turbine 34 reduces pressure and temperature.
膨張タービン３４の動力によって発電機３７が駆動され
る。A generator 37 is driven by the power of the expansion turbine 34 .
膨張タービン３４から、またはバイパス管路３５から、
管路３Ｂ、３９．４０を経由した発生ガスは、熱交換器
４１を経てコンバインドサイクル股＠３２に供給される
。管路３９には、〃スホルグ４２が接続される。コンバ
インドサイクル設備３２は、基本的には、燃料圧縮機装
置５０と、ガスタービン装置６０と、排熱回収ボイラ装
置７０と、蒸気タービン装置８０とを含む。燃料圧縮機
装置５０では、熱交換器４１において温度が降下された
発生がスは、管路５１から低圧圧縮機５２を経て、さら
にインタークーラ５３を経て高圧圧縮機５４に導かれる
。低圧圧縮機５２および高圧圧縮機５４は、各々にサー
ジ防止弁５５，５（３と静翼可変５７，５８による流量
調節機能を備えており、通常は、高圧圧縮機５４の吐出
圧力Ｐｃを、所定の値に保つように、圧力調節機構５９
で制御されている。From the expansion turbine 34 or from the bypass line 35,
The generated gas that has passed through the pipes 3B and 39.40 is supplied to the combined cycle unit 32 via the heat exchanger 41. A sholug 42 is connected to the conduit 39. The combined cycle equipment 32 basically includes a fuel compressor device 50, a gas turbine device 60, an exhaust heat recovery boiler device 70, and a steam turbine device 80. In the fuel compressor device 50 , the generated gas whose temperature has been lowered in the heat exchanger 41 is guided from a pipe 51 to a low pressure compressor 52 , further via an intercooler 53 to a high pressure compressor 54 . The low-pressure compressor 52 and the high-pressure compressor 54 are each equipped with a flow rate adjustment function using surge prevention valves 55, 5 (3) and variable stator vanes 57, 58, and normally the discharge pressure Pc of the high-pressure compressor 54 is adjusted to A pressure adjustment mechanism 59 is used to maintain the pressure at a predetermined value.
is controlled by.
燃料圧縮機装置５０からの前記発生ガスは、管路１１０
からガスタービン装置６０のガス燃料制御弁６１を介し
て、燃焼器６２に供給される。燃焼器６２には、また、
液体燃料制御弁６３から管路６４を経て液体燃料が供給
される。管路６４からの液体燃料は、通常起動時および
助燃時に使用される。燃焼器６２には、前記ガス又は液
体燃料の他に、吸気管６５からの空気を空気圧縮機６６
で圧縮外圧した燃焼用空気が供給される。燃焼器６２に
おいて燃焼した燃焼ガスは、パワタービン６７に導かれ
て回転力に変換され、ガスタービン装置６０が駆動され
る。The generated gas from the fuel compressor device 50 is passed through the line 110
The fuel is supplied to the combustor 62 via the gas fuel control valve 61 of the gas turbine device 60. The combustor 62 also includes:
Liquid fuel is supplied from a liquid fuel control valve 63 through a pipe line 64 . Liquid fuel from conduit 64 is used during normal startup and auxiliary combustion. In addition to the gas or liquid fuel, air from the intake pipe 65 is supplied to the combustor 62 by an air compressor 66.
Combustion air compressed externally is supplied. The combustion gas combusted in the combustor 62 is guided to a power turbine 67 and converted into rotational force, thereby driving the gas turbine device 60.
ガスタービン装置６０からの排ガスは、管路６８から排
熱回収ボイラ装置７０におけるダンパ７１およびボイラ
７３に供給される。ボイラ７３からの４ＩＰガスおよび
管路６８からの余剰俳γスは、ダンパ７２から管路９５
を経て煙突９Ｇから放散される。Exhaust gas from the gas turbine device 60 is supplied from a pipe line 68 to a damper 71 and a boiler 73 in an exhaust heat recovery boiler device 70 . The 4IP gas from the boiler 73 and the surplus gas from the pipe line 68 are transferred from the damper 72 to the pipe line 95.
It is then emitted from chimney 9G.
ボイラ７３において発生された高圧ｇ気は、管路７４か
ら流量制御弁１１１を経て管路１１２から蒸気消費装置
に供給される。The high pressure gas generated in the boiler 73 is supplied from a pipe 74 through a flow control valve 111 and from a pipe 112 to a steam consuming device.
管路７４からの蒸気は、通常、管路１１３から蒸気ター
ビンＶ装置８０に供給され調速弁８１を経て蒸気タービ
ン８２を回転させ、動力を発生させコンデンサ８３へ排
出される。フデンサ８３で冷却され凝縮した水は管路１
１４を経て給水ポンプ１１５によって圧送され、インタ
ークーラ５３に供給され、さらに管路１１６を経て熱交
換器４１に導かれ、その後、管路１１７を経て排熱回収
ボイラ７３に供給される。Steam from the pipe 74 is normally supplied to the steam turbine V device 80 through the pipe 113, rotates the steam turbine 82 through the speed regulating valve 81, generates power, and is discharged to the condenser 83. The water cooled and condensed by the fudensa 83 is transferred to pipe 1.
14, is fed under pressure by a water supply pump 115, is supplied to an intercooler 53, is further led to a heat exchanger 41 via a pipe line 116, and then is supplied to an exhaust heat recovery boiler 73 via a pipe line 117.
発電ｆｉ１１８は、ガスタービン装置６０および蒸気タ
ービン装置８０によって回転部！ｌＪされ、さらにまた
増速Ｓ車装置１１９を介して低圧および高圧圧Ｊｌｉ１
機５２．５４が回転駆動される。The power generation fi118 is generated by the gas turbine device 60 and the steam turbine device 80. lJ, and furthermore the low pressure and high pressure Jli1 via the speed increasing S vehicle device 119.
Machines 52 and 54 are driven to rotate.
反応塔３お上り再生塔６との各塔頂の差圧は、差圧検出
器１２１によって検出され、その差圧検出出力は、膨張
タービン圧力制御装置１２２の調節計１２３に与えられ
る。差圧設定器１２４において設定された値Ｐｄｓを表
わす出力は、減算器１２５に４乏られる。この減算器１
２５では、偏差設定１Ｓ１２６において設定された値Δ
Ｐｄｓとの減算を行なって、値Ｐｃ１ｌを求める。The differential pressure between the reaction column 3 and the top of each column with the regeneration column 6 is detected by a differential pressure detector 121 , and the differential pressure detection output is given to a controller 123 of an expansion turbine pressure control device 122 . An output representing the value Pds set by the differential pressure setting device 124 is sent to a subtractor 125 by 4. This subtractor 1
25, the value Δ set in deviation setting 1S126
By performing subtraction with Pds, the value Pc1l is obtained.
Ｐｄ１＝Ｐｄｓ−ΔＰｄｓ ”１１）
調節計１２３の出力によって膨張タービン設備３１の調
速弁３３の開度が調整され、これによって反応塔３およ
び再生塔６における塔頂差圧が一定となるように制御さ
れる。こうして通常の運転時には、膨張タービン圧力制
御１ｆｉ１２２が膨張タービン装置３１の調速弁３３を
駆動し、反応塔３と再生塔６との塔頂差圧がＰｄ１
となるように保持する。Pd1=Pds-ΔPds ”11)
The opening degree of the regulating valve 33 of the expansion turbine equipment 31 is adjusted by the output of the controller 123, and thereby the differential pressure at the top of the reaction tower 3 and the regeneration tower 6 is controlled to be constant. Thus, during normal operation, the expansion turbine pressure control 1fi 122 drives the governor valve 33 of the expansion turbine device 31, and the differential pressure at the top of the reaction tower 3 and regeneration tower 6 is Pd1.
Hold it so that
一方、スライド弁１３は、差圧制御装置１３０に備えら
れている調節計１３１からの出力に応答する。このＷ！
４ｎ計１３１には、差圧検出器１２１からの出力と、差
圧設定器１２４からの出力とが与えられる。スライド弁
１３は、反応塔３と再生塔６との塔頂差圧が差圧設定器
１２４において設定された値Ｐｄｓとなるように制御さ
れる。したがって、このときスライド弁１３は全閉状態
となっており、なんらかの異常で塔頂差圧が異常に大き
くなったときに開くことができるように待機状態となっ
ている。On the other hand, the slide valve 13 responds to an output from a controller 131 included in the differential pressure control device 130. This W!
The output from the differential pressure detector 121 and the output from the differential pressure setting device 124 are given to the 4n meter 131. The slide valve 13 is controlled so that the differential pressure at the top of the reaction column 3 and the regeneration column 6 becomes a value Pds set in the differential pressure setting device 124. Therefore, at this time, the slide valve 13 is in a fully closed state, and is in a standby state so that it can be opened when the top differential pressure becomes abnormally large due to some abnormality.
膨張タービン設備３１に備えられているバイパス弁３６
は、膨張タービン３４によって駆動される発電機３７の
負荷遮断時、および膨張タービン３４のトリップ時にお
いて、塔頂差圧Ｐｄｓが異常に大きくなるのを防ぐため
にフィト７オーワード制御Ｉ信号によって開弁状態とな
り、一種の安全装置として働く。Bypass valve 36 provided in expansion turbine equipment 31
is set in an open state by the Phyto7 overhead control I signal in order to prevent the top differential pressure Pds from becoming abnormally large when the load of the generator 37 driven by the expansion turbine 34 is cut off and when the expansion turbine 34 is tripped. This acts as a kind of safety device.
コンバインドサイクル設備３２の起動にあたっては、管
路１１２から逆に供給される蒸気に上って、あるいはま
た助燃炉７６において助燃を行なうことによって、ボイ
ラ７３がら発生される蒸気を管路１１３から蒸気タービ
ン装置８０に供給し、軸系を駆動する。この回転速度が
所定の値まで上昇した時点で、ガスタービン装置６０に
おいて、液体燃料制御弁６３からの液体燃料を供給して
燃焼器６２において燃焼を行ない、〃スタービン装ｆ！
１６０を起動させる。これによって燃料圧縮磯装ｆｆ１
５０から管路１１０を介して供給される発生ガスの圧力
が十分に上昇した時、αで、ガス燃料制御弁６１を介し
て発生がスを供給して、液体燃料から、発生ガスの使用
に切り換え、ガスタービン装置６０は定常運転に入る。When starting up the combined cycle equipment 32, the steam generated in the boiler 73 is passed from the pipe 113 to the steam turbine by rising to the steam supplied from the pipe 112 or by performing auxiliary combustion in the auxiliary combustion furnace 76. It is supplied to the device 80 and drives the shaft system. When this rotational speed increases to a predetermined value, in the gas turbine device 60, liquid fuel is supplied from the liquid fuel control valve 63 and combustion is performed in the combustor 62, and the turbine device f!
160 is activated. As a result, the fuel compression unit ff1
When the pressure of the generated gas supplied from 50 through the pipe line 110 rises sufficiently, at α, the generated gas is supplied via the gas fuel control valve 61, and the generated gas is changed from liquid fuel to use. After switching, the gas turbine device 60 enters steady operation.
排熱回収ボイラ装置７０においてガスタービン装置６
０から管路６８を介する排ガスの流量を２つのグンバ７
１．７２の繰作によって、あるいはまｒこ助燃炉７６の
運転によって暖気する。この暖気完了を行なった時、α
で、管路１１２、流量制御弁１１１および管路７４をこ
の順序で逆に供給される蒸気を遮断し、ボイラ７３から
の蒸気を蒸気タービンｖ装置８０に供給する。In the exhaust heat recovery boiler device 70, the gas turbine device 6
The flow rate of exhaust gas from 0 through the pipe 68 to the two goombas 7
1.72 operations or by operating the marco auxiliary combustion furnace 76. When this warm-up is completed, α
Then, the steam supplied to the conduit 112, flow rate control valve 111, and conduit 74 in the reverse order is shut off, and the steam from the boiler 73 is supplied to the steam turbine v device 80.
ガスタービン装置ｉ６０に備えられでいるガス燃料制御
弁Ｇ１は、がバナ１３２によってその開度が制御される
。ガバナ１３２は軸系の回転速度に応答し、発電機１１
８を駆動するにあたり、その〃バチ１３２の回転速度制
ｍｍ能によって発電機系統への同期回転速度まで上昇さ
せて発電機１１８を電力系統に並列に投入し、並列運転
を可能とする。この同期投入後には、〃バチ１３２は管
路３９の圧力検出器１３３によって検出されるガス圧力
ガス圧力設定値がＰＦＳとなるように〃ス燃料制御井６
１を制御しつつ、調圧運転が行なわれる。The opening degree of the gas fuel control valve G1 provided in the gas turbine device i60 is controlled by the lever 132. The governor 132 responds to the rotational speed of the shaft system and controls the generator 11.
8, the rotational speed of the drum 132 is increased to a synchronous rotational speed to the generator system, and the generator 118 is connected to the power system in parallel to enable parallel operation. After this synchronization, the drum 132 controls the fuel control well 6 so that the gas pressure set value detected by the pressure detector 133 of the pipe line 39 becomes PFS.
Pressure regulating operation is carried out while controlling 1.
ガスタービン装置６０の運転がなんらかの外的な条件で
制限される場合には、調圧運転を解除し、その制限条件
の範囲で運転が行なわれる。If the operation of the gas turbine device 60 is restricted by some external condition, the pressure regulating operation is canceled and the gas turbine device 60 is operated within the range of the restriction conditions.
排熱回収ボイラ装置７０における流量制御弁７５の開度
は、調節計１４０によっても制御ｌされる。The opening degree of the flow rate control valve 75 in the exhaust heat recovery boiler device 70 is also controlled by the controller 140.
調節計１４０には、圧力検出器１３３からの出力が与え
られるとともに、圧力設定器１４１において設定された
圧力Ｐ、ｌなる信号が与えられる。The controller 140 is given an output from the pressure detector 133 and also given signals of pressures P and l set in the pressure setting device 141.
ＰＦ、＝ＰＦｓ＋ΔＰｐｓ ・
・１２）こうして管路３９の圧力ＰＦは、それよりも若
干圧力の高い設定値ＰＦ＋で設定されているＷ！４ｆｆ
ｌ！計１４０の働きによって、助燃炉７６への発生ガス
の流量が制御され、こうして管路３９における発生ガス
の圧力が値ＰＦＩに調節される。PF, = PFs + ΔPps ・
・12) In this way, the pressure PF of the pipe line 39 is set at the set value PF+, which is slightly higher than the set value W! 4ff
l! The flow rate of the generated gas to the auxiliary combustion furnace 76 is controlled by the action of the meter 140, and thus the pressure of the generated gas in the pipe 39 is adjusted to the value PFI.
圧力検出器１３３からの出力は、さらに調節計１５０に
も与えられる。この調節計１５０には、圧力設定器１５
１からの圧力ＰＦ２なる信号が与えられる。The output from pressure detector 133 is also provided to controller 150. This controller 150 includes a pressure setting device 15.
A signal of pressure PF2 from 1 is given.
Ｐ ｐ２ ＝Ｐ ｐｓ＋ΔＰＦＳ＋ΔＰｓｓ
−（３）調節計１５０からの出力は、安全弁１５２の
開度を制御する。安全弁１５２は、２ボートスライド弁
１５と冷却ボット１７との間に介在される。P p2 = P ps + ΔPFS + ΔPss
-(3) The output from the controller 150 controls the opening degree of the safety valve 152. The safety valve 152 is interposed between the two-boat slide valve 15 and the cooling bot 17.
以上、管路３９のガス圧力は〃ビナ１３２および２つの
調節計１４１．１５０を介し、各々ガス燃料制御弁６１
、流量制御弁７５お上り安全弁１５２で制御されるが、
各々の圧力設定値に差圧をもたせているので、通常はま
ずガスタービンｖ装置６０のガス燃料制御弁６１が全開
になＱ 、Ｐ ｐ＞ Ｐ ｐｓとなった場合に、次に、
排熱ボイラ装置７０の流量制御弁７５が制御を開始する
。さらに流量制御弁７５が全開近傍に米でもなお圧力が
上昇し、こうして管路３９における発生ガスの圧力が上
昇したとき、ｐＦ＞ｐ、、になると、安全弁１５２が制
御を開始し、発生ガスは冷却ボット１７から管路２０を
経て煙突１９から放散される。As described above, the gas pressure in the pipe line 39 is controlled by the gas fuel control valve 61 through the bina 132 and the two controllers 141 and 150, respectively.
, the flow rate control valve 75 is controlled by the upstream safety valve 152,
Since each pressure setting value has a differential pressure, normally first, when the gas fuel control valve 61 of the gas turbine v device 60 is fully open Q and P p > P ps, next,
The flow rate control valve 75 of the waste heat boiler device 70 starts controlling. Furthermore, when the flow rate control valve 75 is close to fully open, the pressure still rises, and when the pressure of the generated gas in the pipe line 39 rises, pF>p, the safety valve 152 starts controlling and the generated gas is It is radiated from the cooling bot 17 through the pipe 20 and from the chimney 19.
排熱回収ボイラ装置７０から管路７４を経て発生される
蒸気の圧力は、圧力検出器１６０によって検出され、そ
の出力は調節計１６１に与えられる。調節計１６１は、
蒸気タービン装置１１８０の管路１１３に介在されてい
る調速弁８１の開度を制御し、管路７４の圧力が一定と
なるように圧力制御する。管路７４の蒸気圧力がさらに
上昇した時には、調節計１６１において設定されている
圧力値よりも若干高い圧力に管路７４が保たれるように
調節計１７０が動作し、流量制御弁１１１の開度を制御
する。こうして流量制御弁１１１および管路１１２を介
して蒸気消費装置へ蒸気が供給される。The pressure of steam generated from the exhaust heat recovery boiler device 70 via the pipe line 74 is detected by a pressure detector 160, and its output is given to a controller 161. The controller 161 is
The opening degree of the regulating valve 81 interposed in the pipe line 113 of the steam turbine device 1180 is controlled to control the pressure so that the pressure in the pipe line 74 is constant. When the steam pressure in the pipe line 74 increases further, the controller 170 operates to maintain the pressure in the pipe line 74 at a pressure slightly higher than the pressure value set in the controller 161, and the flow rate control valve 111 is opened. Control the degree. Steam is thus supplied to the steam consumer via the flow control valve 111 and the line 112.
第２図は、第１図における実施例の膨張タービン！ｆｉ
３１およびコンバインドサイクル設＠３２の両者が停止
している状況における運転状態を示す。この運転状態で
はサイクロン集塵器１１からの発生ガスは、スライド弁
１３から多重オリフィス１４を経て２ボートスライド弁
１５に導かれ、冷却ボット１７から管路２０を経て煙突
１９から放散される。こうして安全な流動接触分解の運
転が続行される。この第２図では運転中の部分のみが示
めされている。Figure 2 shows the expansion turbine of the embodiment shown in Figure 1! fi
31 and the combined cycle installation @ 32 are both stopped. In this operating state, gas generated from the cyclone precipitator 11 is guided from the slide valve 13 through the multiple orifices 14 to the two-boat slide valve 15, and is emitted from the chimney 19 through the cooling bot 17 and the pipe 20. In this way, safe fluid catalytic cracking operation continues. In FIG. 2, only the portion in operation is shown.
第３図は、第１図に示された実施例において膨張タービ
ン設置１Ｉ３１が停止している時の状態を示す。この運
転中においては、サイクロ集塵器１１からの発生がスは
スライド弁１３から多重オリフィス１４を経てスライド
弁１５に導かれ、さらに管路３９から熱交換器４１を経
て、コンバインドサイクル設＠３２に供給される。FIG. 3 shows the situation in the embodiment shown in FIG. 1 when the expansion turbine installation 1I31 is at rest. During this operation, the gas generated from the cyclo dust collector 11 is guided from the slide valve 13 through the multiple orifice 14 to the slide valve 15, and further from the pipe 39 through the heat exchanger 41 to the combined cycle equipment @ 32. supplied to
第４図は、第１図に示された実施例におけるコンバイン
ドサイクル設＠３２が停止している時の動作状態を示す
、サイクロ２集塵器１１がらの発生ガスは、管路３０を
経て膨張タービン設備３１に供給され、さらに管路３８
．３９を経て排熱回収ボイラ装置７０の助燃炉７６に供
給される。助燃炉７６からの４１Ｐｌｆスは、ボイラ７
３に与えられ、その排ガスは管路７５から煙突７６に導
かれる。FIG. 4 shows the operating state when the combined cycle equipment @ 32 is stopped in the embodiment shown in FIG. It is supplied to the turbine equipment 31 and further connected to the pipe line 38
．． 39 and is supplied to the auxiliary combustion furnace 76 of the exhaust heat recovery boiler device 70. The 41Plf gas from the auxiliary combustion furnace 76 is sent to the boiler 7.
3, and its exhaust gas is led to a chimney 76 from a pipe 75.
この場合ポンプ１８０がら供給される水は、コンデンサ
８３からインタークーラ５３を経て、さらに熱交換器４
１に導かれて、予熱され、管路１１７を経てボイラ７３
に供給される。In this case, water supplied from the pump 180 passes from the condenser 83 to the intercooler 53, and then to the heat exchanger 4.
1, is preheated, and passes through a pipe 117 to a boiler 73.
supplied to
このような実施例によれば、再生塔６からの発生ガスの
全量を膨張タービン装置３１に送り、膨張タービン３４
の調速弁３３または可変静翼などの流量調整手段を駆動
して膨張タービン設備３１の運転状況を制御装置１２２
で制御し、この膨張タービン設＠３１において降圧、降
温した発生ガスを熱交換器４１でさらに冷却させ、その
後、燃料圧縮機５０で外圧し、ガスタービン装置６０に
燃料として供給する。ガスタービン装置６０において発
生した高温度の排ガスは排熱回収ボイラ装置１１７０に
供給され、ここで蒸気が発生される。蒸気は蒸気タービ
ン装置８０に供給されガスタービン装置６０と協力して
負荷である発１１！機１１８をｗＡ！ＩＩシ、電力とし
てさらには動力としてエネルギーを回収することができ
る。そのうえ排熱回収ボイラ装置７０への給水は、蒸気
タービン装置８０におけるコンデンサ８３から給水ポン
プ１１５により燃料圧縮機装置５０のインタークーラ５
３に供給され、さらに熱交換器４１を通過し、このよう
にして加熱昇温された高温度の給水は、ボイラ７３に送
られる。このようにして装置全体のエネルギー回収を高
効率で行なうことができるようになる。このようにして
本発明の実施例によれば、再生塔６からの発生ガスが有
するエネルギーを膨張タービン装Ｗ１３１お上りコンバ
インドサイクル設備３２において有効に回収することが
できる。According to such an embodiment, the entire amount of generated gas from the regeneration tower 6 is sent to the expansion turbine device 31, and the expansion turbine 34
The control device 122 controls the operating status of the expansion turbine equipment 31 by driving the flow regulating means such as the speed governor valve 33 or the variable stator vane.
The generated gas, which has been reduced in pressure and temperature in this expansion turbine installation 31, is further cooled in a heat exchanger 41, and then externally pressured in a fuel compressor 50 and supplied to a gas turbine device 60 as fuel. The high temperature exhaust gas generated in the gas turbine device 60 is supplied to the exhaust heat recovery boiler device 1170, where steam is generated. The steam is supplied to a steam turbine unit 80 and cooperates with the gas turbine unit 60 to generate a load, steam 11! Wow machine 118! II. Energy can be recovered as electric power or as motive power. Furthermore, water is supplied to the exhaust heat recovery boiler device 70 from the condenser 83 in the steam turbine device 80 to the intercooler 5 of the fuel compressor device 50 by a water supply pump 115.
3, further passes through the heat exchanger 41, and the high-temperature feed water heated and heated in this way is sent to the boiler 73. In this way, energy recovery for the entire device can be performed with high efficiency. In this way, according to the embodiment of the present invention, the energy contained in the generated gas from the regeneration tower 6 can be effectively recovered in the expansion turbine W131 upstream combined cycle equipment 32.
このとき、流動接触分解のための設備を大幅に変更する
ことなくまた、その装置の動作になんら悪影響を与える
ことなしにエネルギーの回収を行なうことができるとい
う優れた利点が達成される。The great advantage is then achieved that energy recovery can be carried out without significant changes to the equipment for fluid catalytic cracking and without any adverse effects on the operation of the equipment.
また第２図〜＃４４図に関連して述べたように膨張ター
ビン設備３１またはコンバインドサイクル設＠３２のい
ずれか少なくとも一方が異常となってそれを切り放して
停止しでも、いずれか他方を運転続行状態とすることが
でき、しかもこの場合流！ｌＩ接触分解の揉業にはなん
ら悪影響を及ぼすことがない。Furthermore, as described in relation to Figures 2 to #44, even if at least one of the expansion turbine equipment 31 or the combined cycle equipment @ 32 becomes abnormal and is disconnected and stopped, the operation of the other one continues. It can be a state, and in this case flow! It has no adverse effect on the II catalytic cracking process.
上述の実施例では、低圧および高圧圧縮機５２゜５４、
空気圧縮機６６およびガスタービン６７ならびに蒸気タ
ービン８２は、単一の軸系に連結されているけれども、
これらは相互に連結されていなくてもよく、たとえば低
圧および高圧圧縮機５２．５４はモータなどによって回
転駆動されるようにしてもよい、また、プロア１はモー
タなどによって駆動されるようにしてもよい。膨張ター
ビン設備３１は省略されてもよい１本発明は、他の化学
プラントから発生する燃焼可能なガスのエネルギーを回
収するためにもまた、実施されることができる。In the embodiments described above, the low pressure and high pressure compressors 52, 54,
Although the air compressor 66, the gas turbine 67, and the steam turbine 82 are connected to a single shaft system,
These do not need to be interconnected; for example, the low pressure and high pressure compressors 52, 54 may be rotationally driven by a motor, or the compressor 1 may be driven by a motor or the like. good. The expansion turbine installation 31 may be omitted. The invention can also be implemented for recovering the energy of combustible gases generated from other chemical plants.
効 果
以上のように本発明によれば、再生塔からの発生がスを
燃料圧Ｗａｆｉにおいて圧縮して燃焼し、その排ガスに
よってガスタービンを駆動し、その後のｇＰ〃スはボイ
ラにおいて熱回収される。ボイラからの蒸気は、蒸気タ
ービンに供給される。このようにして、高効率の熱回収
を行なうことができる。さらにまた膨張タービン設備に
よって、再生塔からの発生がスを膨張して降圧し、しか
も降温しでさらに熱交換器で降温することにより燃料圧
＃１８！装置の穿量を軽減するようにしたので、発生ガ
スからのエネルギーの回収をさらに高効率で行なうこと
ができる。Effects As described above, according to the present invention, the gas generated from the regeneration tower is compressed and combusted at the fuel pressure Wafi, the gas turbine is driven by the exhaust gas, and the subsequent gas is heat-recovered in the boiler. Ru. Steam from the boiler is supplied to a steam turbine. In this way, highly efficient heat recovery can be performed. Furthermore, the expansion turbine equipment expands the gas generated from the regenerator to lower the pressure, lower the temperature, and further lower the temperature in the heat exchanger, resulting in a fuel pressure of #18! Since the amount of penetration of the device is reduced, energy can be recovered from the generated gas with higher efficiency.
第１図は本発明の一実施例の系統図、第２図は第１図示
の実施例における膨張タービン装［３１およびコンバイ
ンドサイクル設備３２の両者が停止しているときの運転
状態を示す系統図、第３図は第１図に定められた実施例
における膨張タービン設備３１が停止しでいるときの運
転状態を示す系統図、第４図は第１図に示された実施例
におけるコンバインドサイクル設備３２が停止している
ときの運転状態を示す系統図、第５図は先行技術の系統
図である。
３・・・度応塔、６・・・再生塔、１１川サイクロン集
歴器、１４・・・多重オルフイース、１５・・・スライ
ド弁、１７・・・冷却ポット、３１・・・膨張タービン
設備、３２・・・コンバインドサイクル設備、３４・・
・膨張タービン、４２・・・ガスホールグ、５０・・・
燃料圧＃ｉ！磯装置、５２・・・低圧圧縮機、５３・・
・インタークーラ、５４・・・高圧圧縮機、６０・・・
ガスタービン装置、６２・・・燃焼器、６Ｇ・・・空気
圧縮機、６７・・・〃スタービン、７０・・・排熱回収
ボイラｙ装置、７３・・・ボイラ、７６・・・助燃炉、
８０・・・蒸気タービンｖ装置、８２・・・蒸気タービ
ン、８３・・・コンデンサ、１１９・・・増速歯車装置
代理人 弁理士 画数 圭一部
手続補正書
昭和６０年 ７月 １日Fig. 1 is a system diagram of one embodiment of the present invention, and Fig. 2 is a system diagram showing the operating state when both the expansion turbine equipment [31 and the combined cycle equipment 32] are stopped in the embodiment shown in Fig. 1. , FIG. 3 is a system diagram showing the operating state when the expansion turbine equipment 31 in the embodiment defined in FIG. 1 is stopped, and FIG. 4 is a system diagram showing the combined cycle equipment in the embodiment shown in FIG. 1. FIG. 5 is a system diagram showing the operating state when 32 is stopped, and FIG. 5 is a system diagram of the prior art. 3... Degree conversion tower, 6... Regeneration tower, 11 River cyclone concentrator, 14... Multiple orifice, 15... Slide valve, 17... Cooling pot, 31... Expansion turbine equipment , 32... Combined cycle equipment, 34...
・Expansion turbine, 42...Gas holeg, 50...
Fuel pressure #i! Iso equipment, 52...Low pressure compressor, 53...
・Intercooler, 54...High pressure compressor, 60...
Gas turbine device, 62... Combustor, 6G... Air compressor, 67... Turbin, 70... Exhaust heat recovery boiler y device, 73... Boiler, 76... Assist combustion furnace,
80...Steam turbine V device, 82...Steam turbine, 83...Condenser, 119...Speed-up gear device Agent Patent attorney Number of strokes Kei Partial Procedures Amendment July 1, 1985
Claims (3)
再生するための再生塔からの発生ガスをコンバインドサ
イクル設備に導き、このコンバインドサイクル設備では
、 前記発生ガスを燃料圧縮機で昇圧して燃焼器で燃焼させ
、この燃焼器からの燃焼ガスでガスタービンを駆動し、
ガスタービンからの排ガスを排熱回収ボイラに供給して
蒸気を発生し、この蒸気によって蒸気タービンを駆動す
ることを特徴とする流動接触分解装置再生塔からの発生
ガスのエネルギー回収装置。(1) Crude oil is subjected to fluid catalytic cracking using a catalyst, and the generated gas from the regeneration tower for regenerating the catalyst is led to a combined cycle facility, where the generated gas is pressurized by a fuel compressor and combusted. The combustion gas from this combustor drives a gas turbine.
An energy recovery device for gas generated from a fluid catalytic cracker regeneration tower, characterized in that exhaust gas from a gas turbine is supplied to an exhaust heat recovery boiler to generate steam, and the steam turbine is driven by the steam.
れか少なくとも一方の動力によって、燃料圧縮機を駆動
することを特徴とする特許請求の範囲第１項記載の流動
接触分解装置再生塔からの発生ガスのエネルギー回収装
置。(2) A fuel compressor is driven by the power of at least one of the gas turbine and the steam turbine. Energy recovery device.
再生するための再生塔からの発生ガスを膨張タービンに
よって降圧、降温したのちに、コンバインドサイクル設
備に導き、このコンバインドサイクル設備では、 前記発生ガスを燃料圧縮機で昇圧して、燃焼器で燃焼さ
せ、この燃焼器からの燃焼ガスでガスタービンを駆動し
、ガスタービンからの排ガスを排熱回収ボイラに供給し
て蒸気を発生し、この蒸気によって蒸気タービンを駆動
することを特徴とする流動接触分解装置再生塔からの発
生ガスのエネルギー回収装置。(3) Crude oil is subjected to fluid catalytic cracking using a catalyst, and the generated gas from the regeneration tower for regenerating the catalyst is lowered in pressure and temperature by an expansion turbine, and then guided to a combined cycle facility, where the generated gas is Gas is pressurized with a fuel compressor and combusted in a combustor. The combustion gas from the combustor drives a gas turbine. The exhaust gas from the gas turbine is supplied to an exhaust heat recovery boiler to generate steam. An energy recovery device for gas generated from a fluid catalytic cracker regeneration tower, characterized in that a steam turbine is driven by steam.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP60172576A JPS6232181A (en) | 1985-08-05 | 1985-08-05 | Device for energy recovery from gas generated in regeneration tower of fluid catalytic cracking equipment |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP60172576A JPS6232181A (en) | 1985-08-05 | 1985-08-05 | Device for energy recovery from gas generated in regeneration tower of fluid catalytic cracking equipment |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JPS6232181A true JPS6232181A (en) | 1987-02-12 |
| JPH0517162B2 JPH0517162B2 (en) | 1993-03-08 |
Family
ID=15944394
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP60172576A Granted JPS6232181A (en) | 1985-08-05 | 1985-08-05 | Device for energy recovery from gas generated in regeneration tower of fluid catalytic cracking equipment |
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| Country | Link |
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| JPH0517162B2 (en) | 1993-03-08 |
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