CN107200302A - 用于制备用于蒸汽重整***的混合进料流的方法和设备 - Google Patents

用于制备用于蒸汽重整***的混合进料流的方法和设备 Download PDF

Info

Publication number
CN107200302A
CN107200302A CN201710155288.3A CN201710155288A CN107200302A CN 107200302 A CN107200302 A CN 107200302A CN 201710155288 A CN201710155288 A CN 201710155288A CN 107200302 A CN107200302 A CN 107200302A
Authority
CN
China
Prior art keywords
stream
hydrogenation
zone
utensil
shunting
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.)
Pending
Application number
CN201710155288.3A
Other languages
English (en)
Inventor
约尔格·奥特
迈克·莱曼
塞巴斯蒂安·尼丁
克里斯蒂安·赛莱特
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.)
LAir Liquide SA pour lEtude et lExploitation des Procedes Georges Claude
Original Assignee
LAir Liquide SA pour lEtude et lExploitation des Procedes Georges Claude
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 LAir Liquide SA pour lEtude et lExploitation des Procedes Georges Claude filed Critical LAir Liquide SA pour lEtude et lExploitation des Procedes Georges Claude
Publication of CN107200302A publication Critical patent/CN107200302A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C01INORGANIC CHEMISTRY
    • C01BNON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/38Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G25/00Refining of hydrocarbon oils in the absence of hydrogen, with solid sorbents
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G45/00Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G45/00Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G45/00Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/32Selective hydrogenation of the diolefin or acetylene compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G67/00Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only
    • C10G67/02Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only
    • C10G67/06Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one process for refining in the absence of hydrogen only plural serial stages only including a sorption process as the refining step in the absence of hydrogen
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G70/00Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00
    • C10G70/02Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00 by hydrogenation
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING 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
    • C10G70/00Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00
    • C10G70/04Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00 by physical processes
    • C10G70/046Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00 by physical processes by adsorption, i.e. with the use of solids
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C01INORGANIC CHEMISTRY
    • C01BNON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C01INORGANIC CHEMISTRY
    • C01BNON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0233Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a steam reforming step
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C01INORGANIC CHEMISTRY
    • C01BNON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1205Composition of the feed
    • C01B2203/1211Organic compounds or organic mixtures used in the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1235Hydrocarbons
    • C01B2203/1241Natural gas or methane
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C01INORGANIC CHEMISTRY
    • C01BNON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1258Pre-treatment of the feed
    • C01B2203/1264Catalytic pre-treatment of the feed
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C01INORGANIC CHEMISTRY
    • C01BNON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1258Pre-treatment of the feed
    • C01B2203/1264Catalytic pre-treatment of the feed
    • C01B2203/127Catalytic desulfurisation

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

本发明涉及一种用于制备用于蒸汽重整***的混合进料流的方法和设备,具体地一种用于从包含甲烷的第一进料流和包含高级烃、烯烃和二烯烃的第二进料流制备用于蒸汽重整***的混合进料流的方法和设备。根据本发明,单烯烃和二烯烃的所需加氢以及进料流中所包含的有机硫化合物的加氢脱硫在每种情形中优化的工艺条件下逐步进行。此外,控制进入相应的反应区的入口温度,以避免原料过热,否则会导致不希望的焦炭沉积、堵塞和所使用的催化剂的加速失活。

Description

用于制备用于蒸汽重整***的混合进料流的方法和设备
技术领域
本发明涉及一种制备用于蒸汽重整***的混合进料流的方法,该蒸汽重整***包含至少一个重整级。混合进料流包括包含甲烷的第一进料流和包含高级烃、烯烃和二烯烃的第二进料流,其中第一和/或第二进料流还包含有机硫化合物。可以使用天然气作为第一进料流,并且可以使用例如炼厂废气作为第二进料流。第二进料流还能够包含甲烷、氢气以及金属和氯化物。
此外,本发明还涉及一种用于实施这种方法的设备。
背景技术
能够通过使用蒸汽将烃催化转化为合成气,即氢(H2)和一氧化碳(CO)的混合物。如在乌尔曼工业化学百科全书,第六版,1998电子版本,关键词“气体制备”中所解释的,这种所谓的蒸汽重整是制备合成气的最常用的方法,合成气随后能够被转化为诸如甲醇或氨的更重要的基础化学品。
天然气的蒸汽重整强烈吸热地进行。因此,其在重整炉中进行,在重整炉中,许多含催化剂的重整器管平行地布置,在重整器管中发生蒸汽重整反应。重整器管主要通过燃烧器点火,燃烧器安装在重整炉的内部空间中的上侧或下侧或侧壁上,并且直接点燃重整器管之间的空间。
在通过热交换器或燃烧加热器预热之后,烃-蒸汽混合物在最终加热之后进入重整器管并且在重整器管中在重整催化剂处转化以获得一氧化碳和氢气。产物气体的组成由反应平衡决定;除了一氧化碳和氢气之外,产物气体因此还包含二氧化碳、未转化的甲烷和蒸汽。
对于能量优化和/或在具有高级烃的原料中,在预热器之后的所谓的预重整器能够被用于预裂解原料。在另一加热器中,然后将预裂化原料加热到进入主重整器(例如蒸汽重整器)的期望入口温度。常规预重整能够被定义为在有限温度(明显低于700℃)下的蒸汽重整过程。其导致气态中间产物,其主要成分是甲烷和蒸汽。中间产物不含或仅含少量高级烃。该中间产物通常在称为主重整器的蒸汽重整器中进一步被处理。
如在在上述引文中的乌尔曼工业化学百科全书中所解释的,镍基催化剂通常用于蒸汽重整。它们通常对催化剂毒物如硫、砷、铜、钒、铅和氯或卤素敏感。硫特别明显地降低催化剂活性,并且实际上能够在适合作为蒸汽重整的进料的所有原料中找到。较早的脱硫***用浸渍的活性炭作为吸附剂并且在环境温度下操作。然而,该吸附方法的效率取决于进料气流中的具体硫化合物而不同。为此,现在优选如下脱硫***:其中在350-400℃的温度下对作为吸附剂的氧化锌进行硫化合物的除去。这些基于氧化锌的脱硫***在吸收硫化氢和诸如硫化羰和硫醇的硫化合物(有局限性)方面是非常可靠的。另一方面,除去诸如例如噻吩的环状有机硫化合物通常需要在通常为350℃至380℃的温度下用氢气或含氢气体在钴-钼或镍-钼催化剂上加氢。这里也参考加氢脱硫或加氢脱硫(HDS)。将环状硫化合物加氢成硫化氢,然后将硫化氢结合在下游固定的氧化锌床中。该加氢同时能够用于在进料气中对不饱和烃(例如,烯烃或二烯烃)加氢。由于该加氢的温度范围通常限于250℃至400℃,所以进料气中不饱和化合物的含量必须受到限制,这是因为它们的加氢强烈放热地进行。
对于蒸汽重整,使用含甲烷的天然气作为原料或所谓的进料是主要的;但是,根据局部可用性,还使用其它烃,例如石脑油、液化气或炼厂气。美国专利说明书US 3,477,832例如描述了一种通过石脑油和类似烃的催化蒸汽重整来制备合成气的方法。本申请意义上的石脑油应理解为平均碳数为七的烃,其包含直链烃和支链烃,一定量的芳香烃和烯烃以及各种杂质,例如硫组分。为了在环境条件下将该物质混合物液体转移到用于蒸汽重整的进料流中,将其蒸发并加热,其中温度理想地应在260℃至316℃之间,但绝不应超过343℃,否则包含在进料中的组分的分解将通过在蒸汽重整***和上游***部件中形成不期望的碳沉积物而发生。
国际专利申请WO2011/016981A2公开了一种制备用于蒸汽重整***的混合进料流的方法,其中炼厂气,例如FCC废气或焦化废气用作基础,这些废气与天然气流混合。除烯烃外,这两种炼厂气还包含二烯烃,例如1,3-丁二烯。据教导,烯烃含量和这些流在有机硫化合物中的含量需要预处理,以避免碳沉积在重整催化剂上或催化剂受到硫化合物毒害,否则可能导致这种催化剂失活。
美国专利说明书US7,037,485B1也教导了用于蒸汽重整的混合进料的形成,该混合进料包括天然气流和炼厂气流。最初将两种进料流合并并且混合,随后通过与来自蒸汽重整***下游的CO转化***的热产物流进行间接热交换而加热。随后,将加热的混合物流在反应器中处理,该反应器包含用于烯烃和硫化合物的加氢以及用于部分自热重整(ATR)的催化剂。当反应器以部分ATR模式***作时,将用作温度调节剂的蒸汽以及可选地氧气添加到反应器中,其中已经实现了高级烃预重整成甲烷和合成气组分。不利的是供应蒸汽和氧气需要物流。过多的蒸汽添加也能够使反应器中的温度下降过多,并且因此不利地影响预重整。此外,下游的硫析出也受损。
US 7,037,485 B1进一步教导了该方法的两个实施方案,其中天然气流和炼厂气流被完全单独预处理,并且仅在引入到蒸汽重整单元中之前才被合并。非常不利的是,所有预处理装置因此必须存在两次。
发明内容
因此,本发明的目的是指示一种制备用于蒸汽重整***的混合进料流的方法和设备,该方法和设备能够没有现有技术的所述缺点。
该目的通过具有权利要求1的特征的方法以及具有权利要求10的特征的设备来实现。本发明的其它方面将在各个从属权利要求中找到。
根据本发明的方法:
一种制备蒸汽重整***的混合进料流的方法,该蒸汽重整***包含至少一个重整级,该混合进料流包括包含甲烷的第一进料流和包含高级烃、烯烃和二烯烃的第二进料流,其中第一和/或第二进料流还包含硫化合物,并且其中该方法包括以下步骤:
(a)提供第一进料流和第二进料流,
(b)在第一加热装置中加热第一进料流,
(c)使第一进料流的至少一部分与第二进料流合并并且混合、将该混合物引入到第一加氢区中、使二烯烃在第一加氢区中在二烯烃加氢条件下至少部分地转化、从第一加氢区排出二烯烃加氢产物流,
(d)将二烯烃加氢产物流引入到第二加氢区中、使烯烃在第二加氢区中在烯烃加氢条件下至少部分地转化、从第二加氢区排出烯烃加氢产物流,
(e)将烯烃加氢产物流引入到第三加氢区中,使硫化合物在第三加氢区中在加氢脱硫(HDS)条件下至少部分转化为脱硫烃和硫化氢、从第三加氢区排出HDS产物流,
(f)将HDS产物流引入到至少一个吸附区中,所述至少一个吸附区填充有对硫化氢有选择性的吸附剂、通过吸附在吸附剂上而至少部分地分离硫化氢、从吸附区排出硫化氢贫化的吸附器产物流,
(g)将吸附器产物流作为混合进料流引入到至少一个重整级中。
根据本发明的设备:
一种制备用于蒸汽重整***的混合进料流的设备,该蒸汽重整***包含至少一个重整级,该混合进料流包括包含甲烷的第一进料流和包含高级烃、烯烃和二烯烃的第二进料流,其中第一和/或第二进料流还包含硫化合物,并且其中该设备包括彼此流体连接的以下部件:
(a)用于提供第一进料流和第二进料流的器具,
(b)用于加热第一进料流的第一加热装置,
(c)用于使第一进料流的至少一部分与第二进料流合并并且混合的器具、第一加氢区、用于将该混合物引入到第一加氢区中的器具、用于从第一加氢区排出二烯烃加氢产物流的器具,
(d)第二加氢区、用于将二烯烃加氢产物流引入到第二加氢区中的器具、用于从第二加氢区排出烯烃加氢产物流的器具,
(e)第三加氢区(HDS)、用于将烯烃加氢产物流引入到第三加氢区中的器具、用于从第三加氢区排出HDS产物流的器具,
(f)填充有对硫化氢有选择性的吸附剂的吸附区、用于将HDS产物流引入到所述至少一个吸附区中的器具、用于从吸附区排出硫化氢贫化的吸附器产物流的器具,
(g)至少一个重整级、用于将作为混合进料流的吸附器产物流引入到所述至少一个重整级中的器具。
根据本发明的设备的两个区域之间的流体连接被理解为任何种类的连接,其使得流体(例如,气流)能够从两个区域中的一个流到另一个,而不管任何***区域或部件。
在本发明意义上,高级烃被理解为在分子中具有多于一个C原子的所有烃。
本领域技术人员从现有技术例如从上面讨论的文献获知二烯烃在第一加氢区中的转化、烯烃在第二加氢区中的转化和硫化合物在第三加氢区中的转化所需的转化条件。将根据常规实验使这些条件适应于相应的操作要求。
根据本发明,在进料流中所包含的单烯烃和二烯烃的所需加氢以及有机硫化合物的加氢脱硫在每种情况下优化的工艺条件下逐步进行。此外,控制进入相应的反应区中的入口温度,从而避免原料的过热,否则会导致不希望的焦炭沉降、堵塞和所使用的催化剂的加速失活。
由于存在能够在相同或相似的工艺条件下实现烯烃的加氢和有机硫化合物的加氢脱硫的催化剂,所以在使用这种催化剂的情况下本发明应理解为使得第二和第三加氢区重合。
第二进料流还能够包含甲烷、氢气以及金属和氯化物。这通常是当炼厂废气用作第二进料流时的情况。
当执行根据本发明的方法时,将氢气添加到所述进料流中的一个进料流或两个进料流中,除非在进料流之一中已经存在足够的氢气。为此,通过对进料流进行取样和分析,可能地在线测量氢含量;如果需要,通过来自蒸汽重整***的氢气产物流的氢气再循环流的再循环来实现加氢步骤的氢气的化学计量需要。在根据本发明的设备中,因此必须提供对应的测量点或采样点以及用于从蒸汽重整产物的氢气的再循环的回流导管。
本发明的优选方面
在根据本发明的方法的优选方面中,第一进料流的至少一部分与第二进料流的组合和混合被实现为使得在进入第一加氢区时,混合物具有低于300℃,优选低于250℃,最优选低于230℃的温度。以这种方式,安全地避免了混合物中所含的烯烃,特别是二烯烃的不期望的裂化反应和聚合反应。在这些不期望的反应中,形成焦炭,其沉积在管路导管和设备内并且以机械方式阻塞管路导管和设备,使得压力损失升高并且热交换器的热交换效率受损。焦炭在所使用的固定催化剂床上或之中的沉积导致催化剂床失活。为了除去焦炭沉积物,必须关闭蒸汽重整***,这导致停机时间和制备损失。
根据本发明的方法的另一个优选方面的特征在于:
-在第一加热装置中加热之后,将第一进料流分成第一加氢分流和第二加氢分流,
-将第一加氢分流引入到冷却装置中,
-从冷却装置排出冷却的第一加氢分流,
-使冷却的第一加氢分流与第二进料流合并并且混合,
-将由此获得的混合物引入到第一加氢区中。
非常有利的是,将包含烯烃和二烯烃的第二进料流添加到冷却的第一加氢分流中,并且因此在相对冷的点处引入到该方法中。该措施也非常有助于避免混合物中所含的烯烃和二烯烃的不期望的裂化和聚合反应。特别有利的是,包含烯烃和二烯烃的第二进料流在二烯烃在第一加氢区中转化之前不再与热交换器的热交换表面接触。由于热传递限制,所述热交换表面总是必须比离开热交换器的流体流的期望出口温度更高,所以在这种热交换表面处发生不饱和烃到焦炭的增加的分解。
在根据本发明的方法的上述方面的发展中,使二烯烃加氢产物流与第二加氢分流合并并且混合,并且将由此获得的混合物引入到第二加氢区中。以这种方式,将所有烯烃供应到第二加氢区中的加氢。由于第二进料流中的二烯烃已经首先在第一加氢区中被预加氢的事实,因此可以关于单烯烃的加氢来优化第二加氢区中的反应条件。此外,降低了第二加氢区中的放热性。
在根据本发明的方法的上述两个方面的进一步发展中,使用空气冷却器或热交换器作为冷却装置,其中在使用热交换器时,优选在第一加热装置之前通过与第一进料流的至少一部分间接热交换来实现冷却。在添加第二进料流之前,两个冷却装置提供第一加氢分流的充分冷却。在使用热交换器时,还利用第一加氢分流的焓来加热另一流体流,优选冷却的第一进料流。
在根据本发明的方法的上述方面中,特别优选的是,冷却装置的冷却能力和/或第一加氢分流对第二加氢分流的量比被选择为使得在进入第一加氢区时,混合物具有低于300℃,优选低于250℃,最优选低于230℃的温度。因此,能够通过控制冷却装置的冷却能力或者通过利用相应的量和流量控制来改变第一加氢分流对第二加氢分流的量比来设定进入到第一加氢区中的混合物的期望入口温度控制。这两种措施的组合也是可能的。当将所需的入口温度设定到第一加氢区中时,这导致额外的自由度和大的灵活性。
在根据本发明的方法的一个特定方面中,在使第二进料流与第一进料流的至少一部分组合并且混合之前,将第二进料流引入到吸附区中,该吸附区填充有对金属有选择性的吸附剂。例如炼厂废气的基于石油的进料流能够包含大量的金属,其能够在下游工艺阶段中充当催化剂毒物,因此必须首先除去。
在根据本发明的方法的另一方面中,第一加热装置被设计为热交换器,其中第一进料流通过与来自蒸汽重整***的热的粗制合成气产物流、来自重整炉的热烟道气流或来自蒸汽重整***下游的CO转化(CO变换)***的热产物气流间接热交换而被加热。由于这种措施,利用所述工艺流的热含量来加热第一进料流,因此改善了整个方法的能量效率。
在根据本发明的方法的一个发展中,蒸汽重整***包括预重整级(预重整器),在预重整级中,高级烃在预重整条件下至少部分地被转化为甲烷。该发展特别有利地与根据本发明的制备混合进料流的方法配合,因为混合进料流中所含的单烯烃和二烯烃被加氢成对应的烷烃,所述烷烃然后能够在混合进料流进入主重整级之前在预重整级中特别地预转化为甲烷。
在根据本发明的设备的特定方面中,其还包括提供这样的器具,该器具提供用以执行第一进料流的至少一部分与第二进料流的合并和混合,使得在进入第一加氢区时,混合物具有低于300℃,优选低于250℃,最优选低于230℃的温度。这种器具特别地包括温度测量和温度控制装置。以这种方式,安全地避免了混合物中所含的烯烃,特别是二烯烃的不期望的裂化反应和聚合反应。在这些不期望的反应中,形成焦炭,其在导管和设备内堆积,并且机械地阻塞焦炭,使得压力损失升高并且热交换器的热交换效率受损。焦炭在使用的固定催化剂床上或之中的沉积导致它们的失活。为了除去焦炭沉积物,必须关闭蒸汽重整***,这导致停机时间和制备损失。
根据本发明的设备的另一优选方面的特征在于,其还包括:
-分离装置,分离装置用于在第一加热装置中加热之后将第一进料流分成第一加氢分流和第二加氢分流,
-冷却装置和用于将第一加氢分流引入到冷却装置中的器具,
-用于从冷却设备排出冷却的第一加氢分流的器具,
-用于使冷却的第一加氢分流与第二进料流合并并且混合的器具,
-用于将由此获得的混合物引入到第一加氢区中的器具。
非常有利的是,由于设备的这种构造,包含烯烃和二烯烃的第二进料流被添加到冷却的第一加氢分流中,并且因此在相对冷的点处引入到该工艺中。该措施还非常有助于避免混合物中所含的烯烃和二烯烃的不期望的裂化和聚合反应。特别有利的是,包含烯烃和二烯烃的第二进料流在二烯烃在第一加氢区中的转化之前不再与热交换器的热交换表面接触。由于热传递限制,热交换表面总是必须比离开热交换器的流体流的期望出口温度更高,所以在这种热交换表面上发生不饱和烃向焦炭的增加的分解。
在根据本发明的设备的上述构造的发展中,该设备还包括用于使二烯烃加氢产物流与第二加氢分流合并并且混合并且将所获得的混合物引入到第二加氢区的器具。以这种方式,将所有烯烃供应到第二加氢区中的加氢。由于第二进料流中的二烯烃已经首先在第一加氢区中预加氢的事实,因此可以关于单烯烃的加氢来优化第二加氢区中的反应条件。此外,降低了第二加氢区中的放热性。
在根据本发明的设备的两个上述构造的进一步发展中,空气冷却器或热交换器用作冷却装置,其中在使用热交换器时,优选地在第一加热装置之前通过与第一进料流的至少一部分间接热交换来实现冷却。在添加第二进料流之前,两个冷却装置提供第一加氢分流的充分冷却。在使用热交换器时,还利用第一加氢分流的焓来加热另一流体流,优选冷却的第一进料流。
在根据本发明的设备的上述构造中,当能够设定冷却装置的冷却能力和/或能够借助于至少一个流动控制装置来选择第一加氢分流对第二加氢分流的量比,使得在进入第一加氢区时混合物具有低于300℃,优选低于250℃,最优选低于230℃的温度时,是特别优选的。因此,能够通过控制冷却装置的冷却能力或者通过利用对应的量和流量控制来改变第一加氢分流与第二加氢分流的量比而设定混合物进入到第一加氢区中的期望的入口温度。这两种措施的组合也是可能的。当设定进入到第一加氢区中的期望的入口温度时,这导致额外的自由度和大的灵活性。
在根据本发明的设备的特定构造中,该设备还包括吸附区,吸附区填充有对金属有选择性的吸附剂,并且吸附区布置在用于使第二进料流与第一进料流的至少一部分合并并且混合的所述一个或多个器具的上游。诸如炼厂废气的基于石油的进料流能够包含大量的金属,其在下游工艺阶段可以用作催化剂毒物,因此必须首先除去。
在根据本发明的设备的另一方面中,第一加热装置被设计为热交换器,并且适于在第一进料流与来自蒸汽重整***的热的粗制合成气产物流、来自重整炉的热烟道气流或来自在蒸汽重整***的下游的CO转化***(CO变换)的热产物气流之间执行间接热交换。由于这种构造,所述工艺流的热含量被用于加热第一进料流,并且因此改善了整个工艺的能量效率。
在根据本发明的设备的发展中,蒸汽重整***包括预重整级(预重整器),在预重整级中,高级烃在预重整条件下至少部分地转化为甲烷。该发展特别有利地与根据本发明的制备混合进料流的设备配合,因为包含在混合进料流中的单烯烃和二烯烃被加氢成对应的烷烃,烷烃然后能够在混合进料流进入主重整级中之前特别地预转化为甲烷。
附图说明
示例性实施例和数值示例:
本发明的其它特征、优势和可能的应用还能够从以下对示例性实施例和数值示例的描述以及附图中获得。所描述和/或示出的所有特征本身或以任何组合形式形成本发明的主题,独立于它们包括在权利要求或其后向引用中。
在附图中:
图1示出根据现有技术的在蒸汽重整***中制备天然气进料流及其后续转化的方法,
图2示出根据第一方面的本发明的方法和本发明的设备的示意图,
图3示出根据第二方面的本发明的方法和本发明的设备的示意图。
具体实施方式
在图1中,根据现有技术的用于在流重整***中制备天然气进料流及其随后转化为含氢产物气体的方法被示意性地示出为方框流程图(通过天然气蒸汽重整来制氢的生命周期评估,P.L.,Mann,M.K.,国家可再生能源实验室技术报告,NREL/TP-570-27637,2001年2月,图1,第4页)。
将含烃进料流,例如天然气(NG)引导到加氢级(Hydr)中。在加氢级中,实现将不饱和烃(例如单烯烃和二烯烃)加氢成对应的烷烃,以及将含硫有机化合物(例如硫醇)加氢脱硫(HDS)成硫还原的有机化合物和硫化氢(H2S)。硫化氢(H2S)在下游的吸附级中被吸附或吸收在氧化锌(ZnO)上,并且因此从重整器进料中除去硫分。随后将重整器进料引入蒸汽重整级(R),并且在蒸汽重整级中用同样供应的蒸汽(V)进行转化以获得粗制合成气。随后将粗制合成气装载到CO转化级(变换),在CO转化级中,通过使用额外供应的蒸汽(未示出)将粗制合成气中所含的一氧化碳(CO)转化为另外的氢气。CO转化级的产物流随后被引导到变压吸附***(PSA)中,在变压吸附***中,CO转化级的产物流被分成氢清洁产物流和残余气流(F)。残余气流仍然包含可燃组分并且被再循环到重整器,在重整器中,残余气流用于与另外供应的天然气一起加热重整炉。氢清洁产物流的一部分作为加氢剂被再循环到加氢级。
图2示意性地示出根据第一方面的本发明的方法和本发明的设备。第一进料流(在该情形中为天然气)经由导管10被传送到热交换器30。第二进料流(在本示例中为炼厂废气)经由导管20被供应到吸附器21,该吸附器21填充有对金属具有选择性的吸附剂(例如用硫浸渍的活性炭),并且因此实现第二进料流的脱金属。该吸附器还包含用于沉积氯化物的吸附剂。
金属贫化的第二进料流经由导管22被引导至冷凝器23,在该冷凝器23中冷凝并且经由导管24与导管10中的第一进料流合并并且混合。所得混合进料流在热交换器30中通过与来自蒸汽重整***下游的CO转化***(CO变换)的热产物气流间接热交换而被加热,所述热产物气流经导管32被引导至热交换器30。
为了在热交换器30中加热混合进料流时限制温度升高,热交换器30配备有旁路、导管34和布置在导管路径34中的控制阀35。以相同的方式,能够考虑不饱和烃的加氢的放热,并且例如来自第二加氢区的出口温度能够保持恒定。在可替代的构造中,还能够省略导管路径34和布置在其中的控制阀35,并且替代地,冷却装置能够集成到导管路径31(未示出)中。在另一替代构造中,代替如下导管34的旁路:来自CO转化***的热产物气流的一部分通过该导管34的旁路围绕热交换器30被引导,能够连接如下旁路:冷的第一进料流(这里是天然气)的一部分通过该旁路围绕热交换器30(未示出)被引导。这些构造的组合也是可能的。
加热的混合进料流经由导管31从热交换器30排出并且经由导管40被装载到二烯烃加氢反应器41(第一加氢区),该二烯烃加氢反应器41配备有颗粒状固体加氢催化剂的固定床,该颗粒状固体加氢催化剂对烯烃特别是二烯烃的加氢是活性的并且具有选择性,并且同时耐受有机硫化合物的毒害。通过交换保留对应的催化剂库存。选择二烯烃加氢反应器中的反应条件,特别是种类和所选择的入口温度,使得首要地将混合进料流中所包含的二烯烃,以及所包含的单烯烃的较少部分加氢成对应的单烯烃或烷烃,并且温度的绝热增加受到限制。二烯烃加氢产物流经由导管42从二烯烃加氢反应器中排出。
如果必须在正在进行的操作中对二烯烃加氢反应器41执行修改工作(例如,更换所包含的加氢催化剂),则从导管40分支的导管43、布置在导管路径43中的阀44以及另外的未示出的截流装置和辅助导管基本上用于围绕二烯烃加氢反应器41旁路的连接。在正常操作中,阀44保持关闭。
经由导管42从二烯烃加氢反应器排出的二烯烃贫化的二烯烃加氢产物流经由导管50被装载到加氢反应器51(第二加氢区)。在本示例中,加氢反应器51配备有上固定催化剂床和下固定催化剂床。形成第二加氢区的上固定催化剂床包含颗粒状固体加氢催化剂床,其对于烯烃的加氢是活性的且具有选择性,并且同时耐受有机硫化合物的毒害。另一方面,形成第三加氢区的下固定催化剂床首要地用于所包含的有机硫组分的加氢脱硫(加氢脱硫,HDS)。这样的催化剂本身是已知的并且可商购;它们通常基于活性组分镍-钼(NiMo)或钴-钼(CoMo)。
HDS产物流经由导管52从烯烃加氢反应器中排出。它现在主要地仅包含加氢且因此饱和的烃和硫化氢。该物料流经由导管60被引入到第一吸附器61中,在本示例中,该吸附器包含设计为固定床的两个吸附区。上吸附区配备有对吸附氯化物有活性的固体氧化铝基吸附剂床。下吸附区包含基于氧化锌的固体吸附剂床,用于除去硫化氢。这两种吸附剂本身是已知的并且可商购。
硫化氢和氯化物贫化的第一吸附器产物流经由导管62从第一吸附器61排出,并且经由导管70引入到第二吸附器71中,第二吸附器71以与第一吸附器61相同的方式构造和填充。第一吸附器和第二吸附器串联连接,第二吸附器用于第一吸附器产物流的后处理,由此获得硫化氢和氯化物进一步贫化的第一吸附器产物流,其经由导管72从第二吸附器71排出。
如果在正在进行的操作中必须在第一吸附器61上执行修改工作(例如更换所包含的吸附剂),则从导管60分支的导管63、布置在导管路径63中的阀64以及另外的未示出的截流装置和辅助导管例如用于围绕第一吸附器61旁路的连接。
现在完全预处理的混合进料流经由导管72从方法或设备中排出。该混合进料流现在能够被供应至蒸汽重整***。由于其来源和预处理,该进料流现在包含大量的高级烃,推荐使其首先经受预重整,借此将高级烃***成甲烷和/或已经部分地转化为合成气组分。
在如图3所示的根据第二方面的本发明的方法或本发明的设备的示意图中,相同的附图标记原则上对应于已经在图1中在本发明的第一方面的说明中描述的工艺步骤和设备部件。除非在下文中另有说明,否则相应的工艺条件、工作步骤、设备部件和辅助物质也相同。
与第一方面相反,第一进料流(天然气)现在在热交换器30中加热之前不与第二进料流(炼厂废气)合并,而是在热交换器中单独加热。这具有的优势是,由于在导管10中被引导的流体流中未饱和化合物的浓度显著更小,通常甚至等于零,所以在热交换器30中的焦炭沉积的风险显著降低。因此,能够省略围绕热交换器30的旁路,围绕热交换器30的旁路意图在于在加热时减小温度的增加。
加热的第一进料流经由导管31离开热交换器30,并且被分成第一加氢分流和第二加氢分流,第一加氢分流和第二加氢分流在导管45和43中被引导。阀44现在被设计为控制阀,并且进一步与部分未示出的控制装置一起用于设定该两个加氢分流的质量流,第一加氢分流经由导管45和布置在导管路径45中的阀46被引入到冷却装置47中,该冷却装置47在本示例中被设计为空气冷却器。冷却的第一加氢分流经由导管40从冷却装置47排出,并且现在与第二进料流合并并且混合,第二进料流在其已经首先被以上述方式去金属和冷凝之后经由导管24被供给。
非常有利的是,将包含烯烃和二烯烃的第二进料流添加到冷却的第一加氢分流中,并因此在相对冷的点处引入到该工艺中。通过相对应地设定冷却装置的冷却能力和/或第一加氢分流对第二加氢分流的量比,确保在进入二烯烃加氢反应器41(第一加氢区)时,混合物的温度低于300℃,优选低于250℃,最优选低于230℃。该措施非常有助于避免混合物中所含的烯烃和二烯烃的不期望的裂化和聚合反应。特别有利的是,在二烯烃在第一加氢区中转化之前,第二进料流不再与热交换器(例如热交换器30)的热交换表面接触。由于热传递限制,所述热交换表面总是必须比从热交换器离开的流体流的期望离开温度更热,在这种热交换表面处发生不饱和烃向焦炭的增加的分解。
将由冷却的第一加氢分流和第二进料流形成的混合物经由导管40添加到作为第一加氢反应器的二烯烃加氢反应器41中,该二烯烃加氢反应器41关于其特征和其操作与上面讨论的本发明的第一方面对应。通过相对应地适应冷却装置的冷却能力的示例,进入二烯烃加氢反应器的入口温度被设定为最佳值。
二烯烃贫化的二烯烃加氢产物流经由导管42和位于导管路径42中的阀48从二烯烃加氢反应器中排出,并且与经由导管43供给的第二加氢分流合并。将由此获得的混合物经由50引导至烯烃加氢反应器51(第二加氢区)。从附图标记50开始,第二方面对应于本发明的第一方面。
数值示例
在下面的数值实施例中,参考模拟计算的结果来说明本发明的作用方式。在此不考虑有机硫组分,因为关于所得的温度分布,单烯烃和二烯烃的加氢是决定性的。
两个实施例都基于天然气作为第一进料流和炼厂废气作为第二进料流。第一和第二进料流的组成在下面列出的材料流表的导管10和导管24的列中示出。材料流表中的所有其它指示仅适用于示例2。炼厂废气的氢含量对于根据本发明的加氢步骤是足够的,使得能够省略来自蒸汽重整***的氢气产物流的氢气的再循环。
示例1
根据本发明的第一方面,作为第一进料流的天然气在室温(25℃)下经由导管10被引导至热交换器30。作为第二进料流的炼厂废气最初在吸附器21中脱金属,随后在冷凝器23中冷凝,且然后具有81℃的温度。第二进料流经由导管24与第一进料流合并。在热交换器30中,将混合的进料流加热,使得在进入二烯烃加氢反应器41之前导管40中的温度为260℃。由于二烯烃和一部分烯烃的放热进行的加氢,在进入第二加氢级(反应器51,烯烃加氢+HDS)之前导管50中的温度为约290℃。由于烯烃和硫化合物的再次释放的加氢反应焓,在反应器51的出口处的温度为约360℃(导管52)。气体流经由导管60以略低于该值的温度进入到吸附器61中,在该吸附器中,在加氢脱硫期间形成的硫化氢与氧化锌结合。
在如示例1所示的本发明的方面中,有利的是,在二烯烃加氢反应器41和烯烃加氢或HDS反应器51的入口处,不超过300℃的温度。安全地维持如在US 3,477,832中限定的343℃的上限,并且因此防止焦炭在加氢催化剂上的沉积和吸附剂的沉积。
示例2
在所指示的材料流表中示出与以下第二实施例的解释结合的重要材料流的组成和性质。
根据本发明的第二方面,作为第一进料流的天然气在室温(25℃)下经由导管10被引导至热交换器30。在热交换器30中,天然气流在不混合第二进料流的情况下被加热,使得在分支到导管43和45中之前导管31中的气体温度为368℃。经由导管45分支出的第一加氢分流被引入到冷却装置47中,在冷却装置47中被冷却。并且经由导管40与经由导管24供应且具有81℃的温度的第二进料流组合。然后所获得的混合物以222℃的温度进入二烯烃加氢反应器41中,并且在导管42中以229℃的温度离开所述反应器。在与第二加氢分流(导管43)合并并且混合之后,由此获得的混合物进入具有313℃温度的烯烃加氢或HDS反应器51中,并且以354℃的温度在导管52中离开烯烃加氢或HDS反应器51。
材料流表,示例2,本发明的第二方面
总而言之,示例2中所解释的本发明的方面具有与结合示例1所述相同的优势。另一个优势在于,包含明显大部分烯烃和二烯烃的第二进料流是在相对冷的点处引入到该工艺中,且特别地不与第一进料流一起在热交换器30中被加热。通过对应地设定冷却装置的冷却能力和/或第一加氢分流对第二加氢分流的量比,确保在进入二烯烃加氢反应器41时混合物具有低于230℃的期望温度。
工业适用性
本发明提供了一种制备用于蒸汽重整***的混合进料流的方法和设备。作为进料流,能够使用包括大量的不饱和烃和有机硫化合物的天然气和高级烃流。由于根据本发明的逐步加氢和优化的温度分布,避免了原料的过热,原料的过热导致特别是所含不饱和烃的热裂解,导致不期望的焦炭沉积,并且因此导致设备和下游***的堵塞和加速所使用的催化剂的失活。因此提高了设备的可用性并因此提高了下游蒸汽重整***的经济性。
附图标记列表
10 导管
20 导管
21 吸附器(脱金属)
22 导管
23 冷凝器
24 导管
30 热交换器
31 导管
32 导管
33 导管
34 导管
35 阀
40 导管
41 二烯烃加氢反应器(第一加氢区)
42 导管
43 导管
44 阀
45 导管
46 阀
47 冷却装置
48 导管
50 导管
51 烯烃加氢+HDS反应器(第二+第三加氢区)
52 导管
60 导管
61 吸附器
62 导管
63 导管
64 阀
70 导管
71 吸附器
72 导管

Claims (18)

1.一种用于制备用于蒸汽重整***的混合进料流的方法,所述蒸汽重整***包含至少一个重整级,所述混合进料流包括包含甲烷的第一进料流和包含高级烃、烯烃和二烯烃的第二进料流,其中所述第一进料流和/或所述第二进料流还包含硫化合物,并且其中所述方法包括以下步骤:
(a)提供所述第一进料流和所述第二进料流,
(b)在第一加热装置中加热所述第一进料流,
(c)使所述第一进料流的至少一部分与所述第二进料流合并并且混合、将混合物引入到第一加氢区中、使所述二烯烃在所述第一加氢区中在二烯烃加氢条件下至少部分地转化、从所述第一加氢区排出二烯烃加氢产物流,
(d)将所述二烯烃加氢产物流引入到第二加氢区中、使所述烯烃在所述第二加氢区中在烯烃加氢条件下至少部分地转化、从所述第二加氢区排出烯烃加氢产物流,
(e)将所述烯烃加氢产物流引入到第三加氢区中、使所述硫化合物在所述第三加氢区中在加氢脱硫(HDS)的条件下至少部分地转化为脱硫烃和硫化氢、从所述第三加氢区排出HDS产物流,
(f)将所述HDS产物流引入到填充有对硫化氢有选择性的吸附剂的至少一个吸附区中、通过吸附在所述吸附剂上而至少部分地分离所述硫化氢、从所述吸附区排出硫化氢贫化的吸附器产物流,
(g)将所述吸附器产物流作为混合进料流引入到至少一个重整级中。
2.根据权利要求1所述的方法,其特征在于,所述第一进料流的至少一部分与所述第二进料流的组合和混合被实现为使得在进入所述第一加氢区时,所述混合物具有低于300℃,优选低于250℃,最优选低于230℃的温度。
3.根据权利要求1或2所述的方法,其特征在于,
-在所述第一加热装置中加热之后,将所述第一进料流分成第一加氢分流和第二加氢分流,
-将所述第一加氢分流引入到冷却装置中,
-将冷却的第一加氢分流从所述冷却装置排出,
-使所述冷却的第一加氢分流与所述第二进料流合并并且混合,
-将由此获得的混合物引入到所述第一加氢区中。
4.根据权利要求3的方法,其特征在于,使所述二烯烃加氢产物流与所述第二加氢分流合并并且混合,并且将由此获得的混合物引入到所述第二加氢区中。
5.根据权利要求3或4所述的方法,其特征在于,空气冷却器或热交换器被用作冷却装置,其中在使用热交换器时,优选地在所述第一加热装置之前通过与所述第一进料流的至少一部分间接热交换来实现冷却。
6.根据前述权利要求中任一项所述的方法,其特征在于,所述冷却装置的冷却能力和/或所述第一加氢分流对所述第二加氢分流的量比被选择为使得在进入所述第一加氢区时,所述混合物具有低于300℃,优选低于250℃,最优选低于230℃的温度。
7.根据前述权利要求中任一项所述的方法,其特征在于,在与所述第一进料流的至少一部分合并并且混合之前,将所述第二进料流引入到填充有对金属有选择性的吸附剂的吸附区中。
8.根据前述权利要求中任一项所述的方法,其特征在于,将所述第一加热装置设计为热交换器,其中所述第一进料流通过与来自所述蒸汽重整***的热的粗制合成气产物流、与来自重整炉的热的烟道气流,或与来自所述蒸汽重整***下游的CO转化***(CO变换)的热的产物气流间接热交换而被加热。
9.根据前述权利要求中任一项所述的方法,其特征在于,所述蒸汽重整***包括预重整级(预重整器),在所述预重整级中,在预重整条件下将高级烃至少部分地转化为甲烷。
10.一种用于制备用于蒸汽重整***的混合进料流的设备,所述蒸汽重整***包含至少一个重整级,所述混合进料流包括包含甲烷的第一进料流和包含高级烃、烯烃和二烯烃的第二进料流,其中所述第一进料流和/或所述第二进料流还包含硫化合物,并且其中所述设备包括彼此流体连接的以下部件:
(a)用于提供所述第一进料流和所述第二进料流的器具,
(b)用于加热所述第一进料流的第一加热装置,
(c)用于使所述第一进料流的至少一部分与所述第二进料流合并并且混合的器具、第一加氢区、用于将该混合物引入到所述第一加氢区中的器具、用于从所述第一加氢区排出二烯烃加氢产物流的器具,
(d)第二加氢区、用于将所述二烯烃加氢产物流引入到所述第二加氢区中的器具、用于从所述第二加氢区排出烯烃加氢产物流的器具,
(e)第三加氢区(HDS)、用于将所述烯烃加氢产物流引入到所述第三加氢区中的器具、用于从所述第三加氢区排出HDS产物流的器具,
(f)填充有对硫化氢有选择性的吸附剂的吸附区、用于将所述HDS产物流引入到至少一个吸附区中的器具、用于从所述吸附区排出硫化氢贫化的吸附器产物流的器具,
(g)至少一个重整级、用于将所述吸附器产物流作为混合进料流引入到所述至少一个重整级中的器具。
11.根据权利要求10所述的设备,其特征在于,所述设备还包括这样的器具,该器具提供用以执行所述第一进料流的至少一部分与所述第二进料流的合并和混合,使得在进入所述第一加氢区时,所述混合物具有低于300℃,优选低于250℃,最优选低于230℃的温度。
12.根据权利要求10或11所述的设备,其特征在于,所述设备还包括:
-分离装置,所述分离装置用于将所述第一进料流在所述第一加热装置中加热之后分成第一加氢分流和第二加氢分流,
-冷却装置和用于将所述第一加氢分流引入到所述冷却装置中的器具,
-用于将冷却的第一加氢分流从所述冷却装置排出的器具,
-用于使所述冷却的第一加氢分流与所述第二进料流合并并且混合的器具,
-用于将由此获得的混合物引入到所述第一加氢区中的器具。
13.根据权利要求12所述的设备,其特征在于,所述设备还包括:用于使所述二烯烃加氢产物流与所述第二加氢分流合并并且混合的器具,和用于将获得的混合物引入到所述第二加氢区中的器具。
14.根据权利要求12或13所述的设备,其特征在于,空气冷却器或热交换器用作冷却装置,其中在使用热交换器时,优选地在所述第一加热装置之前通过与所述第一进料流的至少一部分间接热交换来实现冷却。
15.根据前述权利要求中任一项所述的设备,其特征在于,能够设定所述冷却装置的冷却能力和/或能够借助于流动控制装置来选择所述第一加氢分流对所述第二加氢分流的量比,使得在进入所述第一加氢区时,所述混合物具有低于300℃,优选低于250℃,最优选低于230℃的温度。
16.根据前述权利要求中任一项所述的设备,其特征在于,所述设备还包括吸附区,所述吸附区填充有对金属有选择性的吸附剂并且所述吸附区被布置在用于使所述第二进料流与所述第一进料流的至少一部分合并并且混合的一个或多个器具的上游。
17.根据前述权利要求中任一项所述的设备,其特征在于,所述第一加热装置被设计为热交换器,并且适于在所述第一进料流和来自所述蒸汽重整***的热的粗制合成气产物流、来自所述重整炉的热的烟道气流、或来自所述蒸汽重整***下游的CO转化***(CO变换)的热的产物气流之间执行间接热交换。
18.根据前述权利要求中任一项所述的设备,其特征在于,所述蒸汽重整***包括预重整级(预重整器),在所述预重整级中,高级烃在预重整条件下至少部分地转化为甲烷。
CN201710155288.3A 2016-03-16 2017-03-15 用于制备用于蒸汽重整***的混合进料流的方法和设备 Pending CN107200302A (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP16400005.1 2016-03-16
EP16400005.1A EP3219666B1 (de) 2016-03-16 2016-03-16 Verfahren und vorrichtung zum herstellen eines gemischten feedstroms für eine dampfreformierungsanlage

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN107200302A true CN107200302A (zh) 2017-09-26

Family

ID=55699595

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201710155288.3A Pending CN107200302A (zh) 2016-03-16 2017-03-15 用于制备用于蒸汽重整***的混合进料流的方法和设备
CN201720253382.8U Expired - Fee Related CN207259145U (zh) 2016-03-16 2017-03-15 用于制备用于蒸汽重整***的混合进料流的设备

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201720253382.8U Expired - Fee Related CN207259145U (zh) 2016-03-16 2017-03-15 用于制备用于蒸汽重整***的混合进料流的设备

Country Status (9)

Country Link
US (1) US10633250B2 (zh)
EP (1) EP3219666B1 (zh)
KR (1) KR102349658B1 (zh)
CN (2) CN107200302A (zh)
DE (1) DE102016107455A1 (zh)
EA (1) EA035995B1 (zh)
MX (1) MX2018010541A (zh)
SG (1) SG11201807337PA (zh)
WO (1) WO2017157531A1 (zh)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP3828132A1 (de) 2019-11-26 2021-06-02 L'air Liquide, Société Anonyme Pour L'Étude Et L'exploitation Des Procédés Georges Claude Verfahren und anlage zum herstellen von reinwasserstoff
CN111849566A (zh) * 2020-07-30 2020-10-30 中国科学院过程工程研究所 一种高炉煤气水解脱硫装置及方法

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101102963A (zh) * 2004-11-18 2008-01-09 普莱克斯技术有限公司 蒸汽甲烷重整方法
US20080237090A1 (en) * 2007-03-30 2008-10-02 Nicholas Musich Process and system for redcuing the olefin content of a hydrocarbon feed gas and production of a hydrogen-enriched gas therefrom
CN102471705A (zh) * 2009-08-04 2012-05-23 普莱克斯技术有限公司 用于产生用作具有蒸汽甲烷转化装置的制氢装置的进料的含已处理烃的气流的方法及装置
US20120288412A1 (en) * 2006-08-03 2012-11-15 Vincitore Antonio M Fuel Processing of Feedstocks Having Components Harmful to Hydrodesulfurization
CN103025852A (zh) * 2009-08-04 2013-04-03 普莱克斯技术有限公司 烃的处理方法和装置

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3477832A (en) 1964-06-05 1969-11-11 Girdler Corp Process for the catalytic steam reforming of naphtha and related hydrocarbons
US7785461B2 (en) * 2004-11-10 2010-08-31 Petroleo Brasileiro S.A. - Petrobras Process for selective hydrodesulfurization of naphtha
WO2006055326A1 (en) * 2004-11-18 2006-05-26 Praxair Technology, Inc. Steam methane reforming method
BRPI0601787B1 (pt) * 2006-05-17 2016-06-07 Petroleo Brasileiro Sa processo de hidrodessulfurização seletiva de nafta
US8664459B2 (en) * 2008-03-31 2014-03-04 Air Products And Chemicals, Inc. Process for hydrogenating olefins
CN106068323B (zh) * 2014-01-08 2019-09-06 希路瑞亚技术公司 乙烯成液体的***和方法

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101102963A (zh) * 2004-11-18 2008-01-09 普莱克斯技术有限公司 蒸汽甲烷重整方法
US20120288412A1 (en) * 2006-08-03 2012-11-15 Vincitore Antonio M Fuel Processing of Feedstocks Having Components Harmful to Hydrodesulfurization
US20080237090A1 (en) * 2007-03-30 2008-10-02 Nicholas Musich Process and system for redcuing the olefin content of a hydrocarbon feed gas and production of a hydrogen-enriched gas therefrom
CN102471705A (zh) * 2009-08-04 2012-05-23 普莱克斯技术有限公司 用于产生用作具有蒸汽甲烷转化装置的制氢装置的进料的含已处理烃的气流的方法及装置
CN103025852A (zh) * 2009-08-04 2013-04-03 普莱克斯技术有限公司 烃的处理方法和装置

Also Published As

Publication number Publication date
US10633250B2 (en) 2020-04-28
WO2017157531A1 (en) 2017-09-21
EP3219666B1 (de) 2019-07-03
CN207259145U (zh) 2018-04-20
MX2018010541A (es) 2019-06-12
EA201891903A1 (ru) 2019-01-31
DE102016107455A1 (de) 2017-09-21
US20190077660A1 (en) 2019-03-14
EA035995B1 (ru) 2020-09-10
KR20180124050A (ko) 2018-11-20
SG11201807337PA (en) 2018-09-27
EP3219666A1 (de) 2017-09-20
KR102349658B1 (ko) 2022-01-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN101102963B (zh) 蒸汽甲烷重整方法
AU2005201340B2 (en) Process for producing synthesis gas for the Fischer-Tropsch synthesis and producing apparatus thereof
US8409427B2 (en) Hydrocarbon treatment method and apparatus
KR102009829B1 (ko) 수소 제조 장치의 운전 방법 및 수소 제조 장치
CA2526659C (en) Hydrogenation of middle distillate using a counter-current reactor
US20080237090A1 (en) Process and system for redcuing the olefin content of a hydrocarbon feed gas and production of a hydrogen-enriched gas therefrom
CN103025852A (zh) 烃的处理方法和装置
CN207259145U (zh) 用于制备用于蒸汽重整***的混合进料流的设备
WO2015140590A1 (en) Reactor system and method for the treatment of a gas stream
JP2005521778A (ja) 結合された水素化処理
US7300567B2 (en) Hydrotreating process
US11274039B2 (en) Process and apparatus for producing a feed stream for a steam reforming plant
CN105084313B (zh) 用于执行co变换的方法和设备
CN110475744B (zh) 用于生产用于蒸汽重整设备的进料流的方法
CN101932676A (zh) 使含烯烃的原料脱硫的方法
US10597593B2 (en) Process for hydrotreatment of a fuel gas stream containing more than 4% olefins

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
WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication
WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication

Application publication date: 20170926