[go: up one dir, main page]

CN114207257B - 驱动乙烯厂蒸汽产生回路中的机器的方法和集成乙烯和发电厂系统 - Google Patents

驱动乙烯厂蒸汽产生回路中的机器的方法和集成乙烯和发电厂系统 Download PDF

Info

Publication number
CN114207257B
CN114207257B CN202080046899.4A CN202080046899A CN114207257B CN 114207257 B CN114207257 B CN 114207257B CN 202080046899 A CN202080046899 A CN 202080046899A CN 114207257 B CN114207257 B CN 114207257B
Authority
CN
China
Prior art keywords
steam
power plant
ethylene
high pressure
loop
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN202080046899.4A
Other languages
English (en)
Other versions
CN114207257A (zh
Inventor
彼得·伍德
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Decinib France
Original Assignee
Decinib France
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Decinib France filed Critical Decinib France
Publication of CN114207257A publication Critical patent/CN114207257A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN114207257B publication Critical patent/CN114207257B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
    • F01K13/006—Auxiliaries or details not otherwise provided for
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F01K23/067—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle the combustion heat coming from a gasification or pyrolysis process, e.g. coal gasification
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K11/00—Plants characterised by the engines being structurally combined with boilers or condensers
    • F01K11/02—Plants characterised by the engines being structurally combined with boilers or condensers the engines being turbines
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
    • F01K13/02—Controlling, e.g. stopping or starting
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K17/00—Using steam or condensate extracted or exhausted from steam engine plant
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K17/00—Using steam or condensate extracted or exhausted from steam engine plant
    • F01K17/04—Using steam or condensate extracted or exhausted from steam engine plant for specific purposes other than heating
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
    • F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
    • F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22D—PREHEATING, OR ACCUMULATING PREHEATED, FEED-WATER FOR STEAM GENERATION; FEED-WATER SUPPLY FOR STEAM GENERATION; CONTROLLING WATER LEVEL FOR STEAM GENERATION; AUXILIARY DEVICES FOR PROMOTING WATER CIRCULATION WITHIN STEAM BOILERS
    • F22D11/00—Feed-water supply not provided for in other main groups
    • F22D11/02—Arrangements of feed-water pumps
    • F22D11/06—Arrangements of feed-water pumps for returning condensate to boiler
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4081—Recycling aspects
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G9/34—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils by direct contact with inert preheated fluids, e.g. with molten metals or salts
    • C10G9/36—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils by direct contact with inert preheated fluids, e.g. with molten metals or salts with heated gases or vapours
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P30/00—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry
    • Y02P30/40—Ethylene production

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)

Abstract

用于驱动乙烯厂蒸汽产生回路中的例如过程压缩机的机器的方法包括以下步骤：从裂解炉回收作为高压蒸汽的热量；将高压蒸汽提供给至少一个蒸汽涡轮机，其中蒸汽涡轮机配置为驱动机器，诸如过程压缩机；在冷凝器中冷凝高压蒸汽的至少部分；将冷凝蒸汽泵送回裂解炉作为锅炉给水。

Description

驱动乙烯厂蒸汽产生回路中的机器的方法和集成乙烯和发电 厂系统
技术领域
本申请涉及一种用于驱动乙烯厂蒸汽产生回路中的例如过程压缩机的机器的方法，以及涉及一种集成的乙烯和发电厂系统。
背景技术
常规的乙烯厂回路，特别是蒸汽产生回路，包括至少一个、通常六个或更多个常规的裂解炉系统，如例如在文献US4,479,869中公开的。这种裂解炉系统通常包括对流段，在对流段中，烃原料进行预热和/或部分蒸发，并与稀释蒸汽混合以提供原料-稀释蒸汽混合物。该系统还包括辐射段，该辐射段包括在燃烧室中的至少一个辐射盘管，其中来自对流段的原料稀释蒸汽混合物通过热解在高温下转化成产品和副产品组分。该系统还包括冷却段，该冷却段包括至少一个骤冷交换器，例如输送管线交换器，该交换器配置成快速骤冷离开辐射段的产品或裂解气体，以停止热解副反应，并保持有利于产品的反应的平衡。来自输送管线交换器的热量可以以高压蒸汽的形式回收。然后，在裂解炉中由锅炉给水产生的这种高压蒸汽可用于发电。另外，蒸汽产生回路还包括至少一个、优选多个蒸汽涡轮机、以及由所述蒸汽涡轮机驱动的不同类型的机器，诸如压缩机和泵。这些蒸汽涡轮机可为不同类型的，诸如冷凝蒸汽涡轮机，例如用于大型机器，诸如裂化气体压缩机或丙烯或乙烯制冷压缩机，或背压涡轮机，例如用于相对小型的机器。蒸汽产生回路还包括一个或多个冷凝器和至少一个锅炉给水泵，例如通常在真空条件下操作的表面冷凝器，锅炉给水泵配置成收集冷凝蒸汽，并将冷凝蒸汽作为锅炉给水泵送回裂解炉系统。该回路还可包括冷凝物泵和在冷凝器与锅炉给水泵之间的除气器，其中冷凝物可与补充水混合，并用蒸汽汽提，以从冷凝物和补充水中除去空气。然后，可将在脱气器中收集的锅炉给水泵入裂解炉。
代替如上所述的常规裂解炉，已开发了高效裂解炉，高效裂解炉可通过修改炉的热量回收方案而显著提高燃烧室效率，并降低燃料消耗和CO2排放。用于这种高效裂解炉的不同种类的热量回收过程，诸如具有空气预热、具有全氧燃料燃烧或具有部分氧燃料燃烧的方法，在例如文献EP 341587中公开了。除了在初级输送管线换热器中而不是在对流段中加热原料稀释蒸汽混合物以及在次级输送管线换热器中产生高压蒸汽之外，高效裂解炉的改进的热量回收过程配置成在位于高压蒸汽过热器组上游的对流段中的锅炉盘管中产生高压蒸汽。锅炉盘管配置成使用烟道气而不是裂解气来产生高压蒸汽，从而保护过热器组免受高温。然而，这种高效裂解炉还可显著减少高压蒸汽的产生，同时仍然能够将原料稀释蒸汽混合物过热至优化的辐射盘管入口温度，该加热步骤在初级输送管线换热器中进行，而不是在对流段中进行。高效裂解炉例如可仅产生在常规裂解炉中产生的大约1/3的蒸汽，因而该量可能不足以使汽涡轮机驱动过程压缩机，诸如裂化气体压缩机、或丙烯或乙烯制冷压缩机。降低的高压蒸汽产生例如可仅驱动机器的部分，因而一个或多个压缩机则可能需要由电动机驱动，电动机所需的电力可由发电厂提供，该发电厂可位于乙烯厂附近。可替代地，所需的电力也可由可再生能源供应，诸如由风力涡轮机和/或太阳能电池板供应。然而，大功率变速驱动电动机可能不能以所需的尺寸获得，例如用于每年生产超过1500,000吨乙烯的世界规模的乙烯厂。对于最大的压缩机，这些工厂可能需要具有超过例如60MW容量的电驱动器。这将推动市场上实际可用的极限。同时，高效裂解炉也可节省燃料，例如甲烷和氢气，这增加了需要输出的燃料的量。氢可例如用于氢化，但是甲烷通常进行燃烧，这种方法仍然将CO2释放到大气中。
发明内容
本申请的目的是解决或缓解上述问题中的一个或多个。特别地，本申请的目的在于提供一种用于驱动乙烯厂回路中的机器的改进方法，该方法能够减少所产生的电力的碳足迹，即每千伏所产生电力所释放的CO2的量。
为此目的，根据本申请的第一方面，提供了一种用于驱动乙烯厂蒸汽产生回路中的例如过程压缩机的机器的方法，该方法的特征在于权利要求1的特征。特别地，该用于驱动机器的方法包括以下步骤：从裂解炉回收作为高压蒸汽的热量；将所述高压蒸汽提供给至少一个蒸汽涡轮机，该蒸汽涡轮机配置成驱动机器，诸如过程压缩机；在冷凝器中冷凝高压蒸汽的至少部分；以及将冷凝蒸汽作为锅炉给水泵送回裂解炉。该方法还包括以下步骤：从发电厂回路的废热回收锅炉回收作为高压蒸汽的热量；以及以创造性的方式将来自发电厂回路的高压蒸汽的至少部分提供给乙烯厂蒸汽产生回路的至少一个蒸汽涡轮机。通过从发电厂回路向乙烯厂蒸汽产生回路的至少一个蒸汽涡轮机提供高压蒸汽，可补偿由于使用高效裂解炉而导致的乙烯厂蒸汽产生回路中产生的高压蒸汽减少，使得至少一个蒸汽涡轮机可驱动诸如过程压缩机的机器，而不需要额外的电动机。
另外，将来自乙烯厂蒸汽产生回路的裂解炉的过量燃料提供给发电厂回路的废热回收锅炉，用于辅助点火。如上所述，在高效炉中，不是所有提供给燃烧室的燃料都被使用。由于高效炉的改进的热回收方案，可节省高达30％的燃料。这种过量的燃料存在于离开高效裂解炉的裂解气中，然后可例如通过低温蒸馏从裂解气中分离，从而可回收燃料。然后，可将这种回收的过量燃料提供给发电厂回路的废热回收锅炉，用于额外的点火，以提高废热回收锅炉中的温度。过量燃料可例如包括甲烷。由于甲烷的燃烧，CO2被释放到大气中。然而，由于废热回收锅炉中的燃烧是发电厂回路的部分，因而通过提高燃烧热转化为电能的效率，可显著增加由一定量的甲烷产生的电量，这可减少所产生的电能的碳足迹，即每千瓦所产生电能的CO2排放量。
可优选地向废热回收锅炉提供来自发电厂回路的至少一个燃气涡轮机的废气。发电厂的至少一个燃气涡轮机例如可包括燃烧室和空气压缩机。空气可通过空气压缩机供给到燃烧室，燃料气体也可供给到燃烧室。烟道气或废气包括过量的空气含量，可以以相对高的温度离开燃气涡轮机，并可被送到废热回收锅炉。
有利的是，来自乙烯厂蒸汽产生回路的裂解炉的过量燃料可被提供给发电厂回路的燃气涡轮机以用于燃烧。如上所述，在离开高效裂解炉的裂解气中可能存在过量的燃料，然后，该过量的燃料可例如通过低温蒸馏使其与裂解气分离，从而可回收燃料。然后，这种回收的过量燃料不仅可提供给发电厂回路的废热回收锅炉，而且也可或替代地提供给发电厂回路的燃气涡轮机以用于燃烧，从而进一步减少了该方法的碳足迹。
作为发电厂回路的部分的至少一个燃气涡轮机可优选地配置成驱动乙烯厂蒸汽产生回路的机器，诸如过程压缩机。所有上述特征，特别是从发电厂回路的废热回收锅炉向蒸汽产生回路的至少一个汽涡轮机提供高压蒸汽；从燃烧室向发电厂回路的燃气涡轮机的燃烧室和发电厂回路的废热回收锅炉提供过量燃料；以及通过发电厂回路的燃气涡轮机驱动乙烯厂蒸汽产生回路的过程压缩机，可全部在乙烯厂蒸汽产生回路与发电厂回路之间建立互连，并且可提供用于在乙烯厂蒸汽产生回路中结合发电厂回路驱动例如过程压缩机的机器的方法，该方法可产生比现有技术的方法和回路多大约50％的电力，并且相对于现有技术的方法和回路减少大约1/3的碳足迹。
该方法还可包括以下步骤：将来自发电厂回路的废热回收锅炉的高压蒸汽的至少部分提供给发电厂回路的至少一个蒸汽涡轮机，该蒸汽涡轮机配置成驱动发电机以发电；在发电厂回路的冷凝器中冷凝高压蒸汽的至少部分；以及将所述冷凝蒸汽作为锅炉给水泵送回废热回收锅炉。
该方法特别适用于包括高效裂解炉的乙烯厂蒸汽产生回路。燃烧室效率可定义为通过作为吸热反应的热解将烃原料转化成裂化气体的至少一个辐射盘管吸收的热量与燃烧区中基于25℃的较低热值的燃烧过程释放的热量之间的比率。该定义对应于API标准560(用于一般炼油厂服务的火炉)中定义的燃料效率3.25的公式。这种效率越高，燃料消耗越低，而且在对流段中可用于原料预热的热量也越低。在高效裂解炉中，可配置燃烧室，使得燃烧室效率高于40％，优选高于45％，更优选高于48％。常规裂解炉的正常燃烧室效率在40％左右。如果高于该效率，则原料不能再加热到最佳温度，因为在烟道气中可用的热量不足：将燃烧室效率从大约40％提高到大约48％会将对流段中可用的热量的分数从大约50-55％减少到大约42-47％。高效裂解炉可处理对流段中这种降低的热利用率。通过将燃烧室效率从大约40％提高到大约48％，可节省大约20％的燃料。
用于在高效裂解炉中裂化烃原料的改进的热量回收方案的实例可包括第一原料预热步骤和第二原料预热步骤。第一原料预热步骤包括通过裂解炉的热烟道气预热烃原料，以及第二原料预热步骤包括在原料进入裂解炉的辐射段之前，使用输送管线交换器通过裂解炉的裂解气的废热进一步预热原料。锅炉水可从裂解炉的蒸汽罐供给到裂解炉的对流段中的锅炉盘管。锅炉水可通过热烟道气加热，优选蒸发，并且水和蒸汽的混合物可返回到所述蒸汽罐。以这种方式，排出物中的热量部分地转移到原料的预热，以便在进入辐射段之前达到原料的最佳温度，同时烟道气中的热量被转移以产生高压蒸汽。与转移至饱和高压蒸汽的产生相比，可将更多的热量转移至原料的加热，这可降低高压蒸汽的产生，有利于增加原料的加热。高压蒸汽可通过使用副输送管线交换器的裂解炉的裂解气的废热产生。根据燃烧室效率并因此根据冷却段中的可用热量，可将配置成产生高压蒸汽的副输送管线交换器串联放置在主输送管线交换器之后，以进一步冷却来自辐射段的裂解气体。当主输送管线交换器配置成在进入辐射段之前加热原料时，副输送管线交换器可配置成部分地蒸发锅炉水。
根据本申请的另一方面，提供了一种集成的乙烯和发电厂系统，其特征在于权利要求6的特征。这种系统可提供一个或多个上述优点。
附图说明
以下将参考示例性实施方式的附图来进一步阐述本申请。相应的元件用相应的附图标记来表示。
图1示出了乙烯厂蒸汽产生回路和发电厂回路的示意性图示；
图2示出了根据本申请的集成乙烯和发电厂系统的示意图。
具体实施方式
图1示出了乙烯厂蒸汽产生回路和发电厂回路的示意性图示。乙烯厂蒸汽产生回路1包括用于将烃原料转化成裂解气体的裂解炉3。裂解炉3配置成从锅炉给水5产生高压蒸汽4。蒸汽产生回路1还包括配置成由高压蒸汽4驱动的至少一个蒸汽涡轮机6、以及配置成由至少一个蒸汽涡轮机6驱动的至少一个过程压缩机7，诸如裂解气压缩机、丙烯制冷压缩机、乙烯制冷压缩机或其它压缩机。蒸汽产生回路1还包括至少一个冷凝器8和至少一个泵9，冷凝器8配置成冷凝高压蒸汽4的至少部分，泵9配置成将冷凝蒸汽作为锅炉给水泵送到裂解炉。冷凝器8例如可为在真空下操作的表面冷凝器、或中压冷凝器、或本领域技术人员已知的任何其它冷凝器。在常规裂解炉的情况下，可产生足够的高压蒸汽4，以使蒸汽涡轮机6驱动机器，诸如过程压缩机。然而，如果裂解炉3是如EP 341587中所公开和示出的、具有修正的热回收方案的低排放裂解炉，则低排放裂解炉不能产生蒸汽涡轮机6驱动至少一个压缩机7所需的足够量的高压蒸汽4。乙烯厂的一个或多个这样的过程压缩机7可能需要由电动机10驱动。然后，驱动电动机10的动力可由发电厂2提供。传统的发电厂2可包括至少一个燃气涡轮机11，燃气涡轮机11具有带有空气压缩机13的燃烧室12。空气14可经由空气压缩机13供给到燃烧室12，燃料气体15也可供给到燃烧室12。燃料气体15可在加压燃烧室12中以相对高的过量空气含量燃烧。由所述燃烧产生的烟道气可通过例如背压涡轮机的涡轮机11的叶片降低到环境压力。作用在这些叶片上的力可用于驱动发电机16，该发电机16配置成产生电力以驱动电动机，例如配置成驱动乙烯厂中的过程压缩机的电动机10。包括过量空气成分的烟道气或废气17可离开具有相对较高温度的燃气涡轮机11，并可被送到废热回收锅炉18。所述锅炉18可包括附加燃烧器，在该燃烧器中可燃烧燃料19，以减少过量空气并提高废气17的温度。在废热回收锅炉18中回收的热量可用于产生高压蒸汽20，该蒸汽用于驱动蒸汽涡轮机21，例如冷凝蒸汽涡轮机。然后，所述蒸汽涡轮机21可驱动发电机22，以与由燃气涡轮机11驱动的发电机16产生的电力并行地产生电力。由蒸汽涡轮机21驱动的发电机22产生的电力可发送到电网中，或也可用于驱动电动机，诸如乙烯发电厂回路的电动机10。蒸汽可在真空下在例如蒸汽涡轮机21的表面冷凝器的冷凝器23中冷凝。冷凝蒸汽能够可选地首先优选地使用冷凝泵供给到脱气器，该步骤未示出，然后可通过锅炉给水泵24送回到废热回收锅炉18作为锅炉给水25，以关闭发电厂回路。
图2示出了根据本申请的集成乙烯和发电厂系统的示意图。这种集成系统包括乙烯厂蒸汽产生回路1’和发电厂回路2’，乙烯厂蒸汽产生回路1’配置成从锅炉给水5产生高压蒸汽4，用于驱动至少一个机器，诸如过程压缩机7，发电厂回路2’配置成产生电力。乙烯厂蒸汽产生回路包括裂解炉3，具体为高效裂解炉，用于将烃原料转化成裂解气。裂解炉3配置成从锅炉给水5产生高压蒸汽4。乙烯厂蒸汽产生回路还包括：至少一个蒸汽涡轮机6，配置成由所述高压蒸汽4驱动；至少一个过程压缩机7，配置成由所述至少一个蒸汽涡轮机6驱动；至少一个冷凝器8，例如中压冷凝器或在真空下操作的冷凝器，配置成冷凝高压蒸汽4的至少部分；以及至少一个泵9，配置成将冷凝蒸汽作为锅炉给水5泵送至裂解炉3，从而关闭循环。发电厂回路2’包括废热回收锅炉18，废热回收锅炉18配置成将热量作为高压蒸汽20回收。以具有发明性的方式，该系统还包括乙烯厂蒸汽产生回路1’与电厂回路2’之间的第一连接部27，该第一连接部27配置成将高压蒸汽20的至少部分从废热回收锅炉18引导至乙烯厂蒸汽产生回路1的至少一个蒸汽涡轮机6，以驱动所述至少一个蒸汽涡轮机6。类似于图1的发电厂回路2，集成系统的发电厂回路2’可进一步包括至少一个蒸汽涡轮机21和至少一个发电机22。回路2’可配置成将来自废热回收锅炉18的高压蒸汽20的至少部分提供给发电厂回路2’的至少一个蒸汽涡轮机21，并且该至少一个蒸汽涡轮机21可配置成驱动该至少一个发电机22以发电。发电厂回路2’可进一步包括冷凝器23和泵24，冷凝器23配置成冷凝高压蒸汽20的至少部分，以及泵24配置成将所述冷凝蒸汽作为锅炉给水25泵送回废热回收锅炉18。发电厂回路2’可进一步包括至少一个燃气涡轮机11，该至少一个燃气涡轮机11连接至废热回收锅炉18，使得来自该至少一个燃气涡轮机11的废气17由废热回收锅炉18回收。以具有发明性的方式，用于在回收锅炉18中额外燃烧以提高废气17的温度的燃料可经由乙烯厂蒸汽产生回路1’与发电厂回路2’之间的第二连接部(未示出)提供，该第二连接部将过量燃料26的至少部分从乙烯厂蒸汽产生回路1’引导至废热回收锅炉18的至少一个燃烧器。特别地，离开乙烯厂蒸汽产生回路1’的高效裂解炉3的裂化气体仍然可包括可例如通过低温蒸馏从裂化气体中分离的燃料气体。然后，可有利地将来自乙烯厂回路的所述过量燃料26提供给废热回收锅炉18的至少一个燃烧器。乙烯厂蒸汽产生回路1’与发电装置回路2’之间的另一连接部(未示出)可配置成将过量燃料26的至少部分从乙烯厂蒸汽产生回路1’引导至至少一个燃气涡轮机11，特别是引导至燃气涡轮机11的燃烧室12，以便燃烧。乙烯厂蒸汽产生回路1’可进一步包括至少一个过程压缩机7’，该过程压缩机7’配置成由发电厂回路2’的至少一个燃气涡轮机11直接驱动，这与图1中的至少一个过程压缩机7相反，该过程压缩机7可由蒸汽涡轮机6或电动机10驱动。
导致这一申请的项目已收到来自欧盟H2020方案(H2020-SPIRE-2016)的资助，遵守批准协议n°723706。
出于清楚和简明描述的目的，本文中将特征描述为相同或单独实施方式的一部分，然而，应当理解的是，本申请的范围可包括具有所描述的所有或一些特征的组合的实施方式。可理解的是，所示实施方式具有相同或相似的部件，除了它们被描述为不同的地方。
在权利要求中，置于括号内的任何参考标记不应被解释为限制权利要求。词语“包括”不排除存在权利要求中所列的那些以外的其它特征或步骤。另外，词语“一(a)”和“一(an)”不应被解释为限于“仅一个”，而是用于意指“至少一个”，并且不排除多个。在互不相同的权利要求中陈述某些措施的事实并表示这些措施的组合不能被有利地使用。许多变型对于本领域技术人员是显而易见的。应理解的是，所有的变型都包括在所附权利要求所限定的本发明的范围内。
附图标记的说明
1、1’ 乙烯厂蒸汽产生回路
2、2’ 发电厂回路
3 裂解炉
4 高压蒸汽
5 锅炉给水
6 蒸汽涡轮机
7、7’ 过程压缩机
8 冷凝器
9 泵
10 电动机
11 燃气涡轮机
12 燃烧室
13 压缩机
14 空气
15 燃料
16 发电机
17 废气
18 废热回收锅炉
19 燃料
20 高压蒸汽
21 蒸汽涡轮机
22 发电机
23 冷凝器
24 泵
25 锅炉给水
26 过量燃料
27 第一连接部

Claims (14)

1.一种用于驱动乙烯厂蒸汽产生回路中的机器的方法，所述方法包括以下步骤：
从裂解炉回收作为高压蒸汽的热量；
将所述高压蒸汽提供给至少一个蒸汽涡轮机，其中，所述蒸汽涡轮机配置为驱动机器；
在冷凝器中冷凝所述高压蒸汽的至少部分；
将冷凝蒸汽作为锅炉给水泵送回所述裂解炉；
其中，所述方法还包括以下步骤：
从发电厂回路的废热回收锅炉中回收作为高压蒸汽的热量；
将来自所述发电厂回路的所述高压蒸汽的至少部分提供给所述乙烯厂蒸汽产生回路的所述至少一个蒸汽涡轮机；以及
其中，将来自所述乙烯厂蒸汽产生回路的所述裂解炉的过量燃料提供给所述发电厂回路的所述废热回收锅炉，以用于辅助点火。
2.根据权利要求1所述的方法，其中，向所述废热回收锅炉提供来自所述发电厂回路的至少一个燃气涡轮机的废气。
3.根据权利要求2所述的方法，其中，将来自所述乙烯厂蒸汽产生回路的所述裂解炉的过量燃料提供给所述发电厂回路的所述燃气涡轮机，以进行燃烧。
4.根据权利要求2或3所述的方法，其中，所述至少一个燃气涡轮机配置成驱动所述乙烯厂蒸汽产生回路的机器。
5.根据权利要求1-3中任一项所述的方法，还包括以下步骤：
将来自所述发电厂回路的所述废热回收锅炉的高压蒸汽的至少部分提供给所述发电厂回路的至少一个蒸汽涡轮机，其中，所述蒸汽涡轮机配置为驱动发电机来发电；
在所述发电厂回路的冷凝器中冷凝所述高压蒸汽的至少部分；
将所述冷凝蒸汽泵送回所述废热回收锅炉作为锅炉给水。
6.根据权利要求1-3中任一项所述的方法，其中，所述机器为过程压缩机。
7.一种集成乙烯和发电厂系统，包括乙烯厂蒸汽产生回路和配置成发电的发电厂回路，其中，所述乙烯厂蒸汽产生回路包括：
裂解炉，用于将烃原料转化成裂解气体，其中，所述裂解炉配置为从锅炉给水产生高压蒸汽；
至少一个蒸汽涡轮机，配置成由所述高压蒸汽驱动；
至少一个过程压缩机，配置为由所述至少一个蒸汽涡轮机驱动；
至少一个冷凝器，配置为冷凝所述高压蒸汽的至少部分；
至少一个泵，配置为将冷凝蒸汽泵送至所述裂解炉作为锅炉给水；
其中，所述发电厂回路包括废热回收锅炉，所述废热回收锅炉配置为回收作为高压蒸汽的热量，
其中，所述集成乙烯和发电厂系统还包括在所述乙烯厂蒸汽产生回路与所述发电厂回路之间的第一连接部，所述第一连接部配置成将来自所述废热回收锅炉的所述高压蒸汽的至少部分引导至所述乙烯厂蒸汽产生回路的所述至少一个蒸汽涡轮机，以驱动所述至少一个蒸汽涡轮机；以及
其中，所述集成乙烯和发电厂系统还包括在所述乙烯厂蒸汽产生回路与所述发电厂回路之间的第二连接部，所述第二连接部配置成将来自所述乙烯厂蒸汽产生回路的过量燃料的至少部分引导至所述废热回收锅炉的至少一个燃烧器。
8.根据权利要求7所述的集成乙烯和发电厂系统，其中，所述发电厂回路还包括至少一个燃气涡轮机，其中，所述至少一个燃气涡轮机连接至所述废热回收锅炉，使得来自所述至少一个燃气涡轮机的废气通过所述废热回收锅炉回收。
9.根据权利要求8所述的集成乙烯和发电厂系统，还包括在所述乙烯厂蒸汽产生回路与所述发电厂回路之间的另外的连接部，所述另外的连接部配置成将来自所述乙烯厂蒸汽产生回路的过量燃料的至少部分引导至所述至少一个燃气涡轮机以供燃烧。
10.根据权利要求8或9所述的集成乙烯和发电厂系统，其中，所述乙烯厂蒸汽产生回路包括配置成由所述发电厂回路的所述至少一个燃气涡轮机直接驱动的至少一个过程压缩机。
11.根据权利要求7-9中任一项所述的集成乙烯和发电厂系统，其中，所述发电厂回路还包括至少一个蒸汽涡轮机和至少一个发电机，其中，所述发电厂回路配置成将来自所述废热回收锅炉的所述高压蒸汽的至少部分提供给所述发电厂回路的所述至少一个蒸汽涡轮机，其中，所述至少一个蒸汽涡轮机配置成驱动所述至少一个发电机以发电。
12.根据权利要求11所述的集成乙烯和发电厂系统，其中，所述发电厂回路还包括冷凝器和泵，所述发电厂回路的所述冷凝器配置成冷凝所述高压蒸汽的至少部分，所述泵配置成将所述冷凝蒸汽泵送回所述废热回收锅炉作为锅炉给水。
13.根据权利要求7-9中任一项所述的集成乙烯和发电厂系统，其中，所述裂解炉是高效裂解炉，所述高效裂解炉包括辐射段、对流段和冷却段，其中，所述冷却段包括至少一个输送管线交换器，所述输送管线交换器配置成在进入所述辐射段之前预热原料，以及其中，所述对流段包括锅炉盘管，所述锅炉盘管配置成从烟道气产生饱和蒸汽。
14.根据权利要求13所述的集成乙烯和发电厂系统，其中，所述锅炉盘管位于所述对流段的底部。
CN202080046899.4A 2019-06-06 2020-06-05 驱动乙烯厂蒸汽产生回路中的机器的方法和集成乙烯和发电厂系统 Active CN114207257B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP19178729.0 2019-06-06
EP19178729.0A EP3748138B1 (en) 2019-06-06 2019-06-06 Method for driving machines in an ethylene plant steam generation circuit, and integrated ethylene and power plant system
PCT/EP2020/065644 WO2020245370A1 (en) 2019-06-06 2020-06-05 Method for driving machines in an ethylene plant steam generation circuit, and integrated ethylene and power plant system

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN114207257A CN114207257A (zh) 2022-03-18
CN114207257B true CN114207257B (zh) 2024-03-12

Family

ID=66776208

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202080046899.4A Active CN114207257B (zh) 2019-06-06 2020-06-05 驱动乙烯厂蒸汽产生回路中的机器的方法和集成乙烯和发电厂系统

Country Status (13)

Country Link
US (1) US11713696B2 (zh)
EP (2) EP3748138B1 (zh)
JP (1) JP7408692B2 (zh)
KR (1) KR20220016907A (zh)
CN (1) CN114207257B (zh)
CA (1) CA3142660A1 (zh)
ES (2) ES2960810T3 (zh)
FI (2) FI3748138T3 (zh)
HU (2) HUE063559T2 (zh)
PL (2) PL3748138T3 (zh)
PT (2) PT3748138T (zh)
SA (1) SA521431027B1 (zh)
WO (1) WO2020245370A1 (zh)

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2021205011A1 (en) 2020-04-09 2021-10-14 Technip France Ultra-low emission ethylene plant
EP4056894A1 (en) * 2021-03-10 2022-09-14 Linde GmbH Method and system for steamcracking
EP4166629A1 (en) 2021-10-14 2023-04-19 Technip Energies France SAS Ethylene plant, comprising an electrically-powered pyrolysis reactor and a feed-effluent heat exchanger

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1411383A (en) * 1972-09-11 1975-10-22 Inst De Proiectart Pentru Ind Thermal power plant
CN86108633A (zh) * 1985-12-23 1987-07-15 凯洛格总公司 燃烧空气的预热
CN1113290A (zh) * 1994-02-28 1995-12-13 奥马特工业有限公司 外燃联合循环燃气轮机系统
JPH11264325A (ja) * 1998-03-18 1999-09-28 Toshiba Corp 二酸化炭素回収型発電プラント
CN102227488A (zh) * 2009-01-05 2011-10-26 埃克森美孚化学专利公司 重质烃原料料流的裂化方法
WO2014127913A2 (en) * 2013-02-21 2014-08-28 Faramarz Bairamijamal High pressure process for co2 capture, utilization for heat recovery, power cycle, super-efficient hydrogen based fossil power generation and conversion of liquid co2 with water to syngas and oxygen
CN104823316A (zh) * 2012-11-13 2015-08-05 三菱日立电力系统株式会社 发电系统及发电系统的运行方法
CN106164222A (zh) * 2014-02-25 2016-11-23 沙特基础工业公司 提高工艺炉能量效率的方法

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3765167A (en) * 1972-03-06 1973-10-16 Metallgesellschaft Ag Power plant process
US4172857A (en) * 1978-04-03 1979-10-30 Arthur G. Mckee & Company Process and apparatus for ethylene production
US4453323A (en) * 1979-06-19 1984-06-12 Nicholas Nassir Method and system for recovering energy from hot pressurized waste
DE3314132A1 (de) * 1983-04-19 1984-10-25 Linde Ag, 6200 Wiesbaden Verfahren zum betreiben einer anlage fuer die spaltung von kohlenwasserstoffen
US4479869A (en) 1983-12-14 1984-10-30 The M. W. Kellogg Company Flexible feed pyrolysis process
DE3644030A1 (de) * 1986-12-22 1988-08-04 Siemens Ag Aufgeladener, kohlebefeuerter dampferzeuger
JPH1135950A (ja) 1996-12-26 1999-02-09 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 発電方法及び発電装置
US20050154245A1 (en) 2003-12-18 2005-07-14 Rian Reyneke Hydrogen recovery in a distributed distillation system
US20160045841A1 (en) * 2013-03-15 2016-02-18 Transtar Group, Ltd. New and improved system for processing various chemicals and materials
US10377682B2 (en) 2014-01-09 2019-08-13 Siluria Technologies, Inc. Reactors and systems for oxidative coupling of methane
US10160919B2 (en) 2015-09-21 2018-12-25 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Process and apparatus for reducing thermal shock in a hydrocarbon steam cracking furnace
EP3415587B1 (en) 2017-06-16 2020-07-29 Technip France Cracking furnace system and method for cracking hydrocarbon feedstock therein

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1411383A (en) * 1972-09-11 1975-10-22 Inst De Proiectart Pentru Ind Thermal power plant
CN86108633A (zh) * 1985-12-23 1987-07-15 凯洛格总公司 燃烧空气的预热
CN1113290A (zh) * 1994-02-28 1995-12-13 奥马特工业有限公司 外燃联合循环燃气轮机系统
JPH11264325A (ja) * 1998-03-18 1999-09-28 Toshiba Corp 二酸化炭素回収型発電プラント
CN102227488A (zh) * 2009-01-05 2011-10-26 埃克森美孚化学专利公司 重质烃原料料流的裂化方法
CN104823316A (zh) * 2012-11-13 2015-08-05 三菱日立电力系统株式会社 发电系统及发电系统的运行方法
WO2014127913A2 (en) * 2013-02-21 2014-08-28 Faramarz Bairamijamal High pressure process for co2 capture, utilization for heat recovery, power cycle, super-efficient hydrogen based fossil power generation and conversion of liquid co2 with water to syngas and oxygen
CN106164222A (zh) * 2014-02-25 2016-11-23 沙特基础工业公司 提高工艺炉能量效率的方法

Also Published As

Publication number Publication date
HUE063283T2 (hu) 2024-01-28
PT3748138T (pt) 2023-11-03
EP3748138A1 (en) 2020-12-09
US20220356818A1 (en) 2022-11-10
PT3980627T (pt) 2023-10-16
PL3980627T3 (pl) 2023-12-18
EP3980627B1 (en) 2023-07-12
FI3748138T3 (fi) 2023-10-30
WO2020245370A1 (en) 2020-12-10
PL3748138T3 (pl) 2024-01-29
CA3142660A1 (en) 2020-12-10
EP3748138B1 (en) 2023-07-26
ES2961297T3 (es) 2024-03-11
KR20220016907A (ko) 2022-02-10
JP7408692B2 (ja) 2024-01-05
US11713696B2 (en) 2023-08-01
HUE063559T2 (hu) 2024-01-28
ES2960810T3 (es) 2024-03-06
EP3980627A1 (en) 2022-04-13
JP2022543961A (ja) 2022-10-17
FI3980627T3 (fi) 2023-10-12
CN114207257A (zh) 2022-03-18
SA521431027B1 (ar) 2023-10-09

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN114207257B (zh) 驱动乙烯厂蒸汽产生回路中的机器的方法和集成乙烯和发电厂系统
RU2501958C2 (ru) Способ выработки энергии посредством осуществления термодинамических циклов с водяным паром высокого давления и умеренной температуры
CN1661202A (zh) 蒸汽轮机设备
EP3844371B1 (en) System for generating energy in a working fluid from hydrogen and oxygen and method of operating this system
CN116981880A (zh) 用于蒸汽裂解的方法和系统
AU659903B2 (en) Apparatus and method for firing low caloric-value gas
CN106989611A (zh) 一种焦炉煤气与干熄焦余热综合发电系统
KR101140126B1 (ko) 하이브리드형 태양열 화력발전 시스템
RU101090U1 (ru) Энергетическая надстроечная парогазовая установка (варианты)
US9145793B2 (en) Combined cycle power plant with absorption heat transformer
KR101781627B1 (ko) 복합발전 플랜트 및 이의 터빈연료 예열방법
US20150027121A1 (en) Method to integrate regenerative rankine cycle into combined cycle applications
RU2693567C1 (ru) Способ работы парогазовой установки электростанции
RU2561770C2 (ru) Способ работы парогазовой установки
RU2804471C2 (ru) Способ приведения в действие машин в контуре парогенерации установки по производству этилена и объединенная система установки по производству этилена и электростанции
KR20100127755A (ko) 공기 분리 장치와 스팀 재가열 사이클의 통합
US20060266040A1 (en) Steam power plant
CN208282066U (zh) 一种生物质直燃发电系统
RU2791066C1 (ru) Способ работы энергетической газотурбодетандерной установки теплоэлектроцентрали
US20240200472A1 (en) Generating electrical energy from hydrogen and oxygen
CN217400982U (zh) 一种提高二次再热机组热耗率的热力系统
RU2801441C2 (ru) Способ работы компрессорной станции магистрального газопровода
KR20180067917A (ko) 발전 플랜트
RU2021138276A (ru) Способ приведения в действие машин в контуре парогенерации установки по производству этилена и объединенная система установки по производству этилена и электростанции
JPH08189309A (ja) ガスタービンコンバインド・サイクル発電方法

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
CB02 Change of applicant information

Address after: Kolb Watt, France

Applicant after: Decinib France

Address before: France Courbevoie

Applicant before: Fa Guodexinibu

CB02 Change of applicant information
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant