CN1396887A - 交换反应器与加氢处理装置的联用 - Google Patents

交换反应器与加氢处理装置的联用 Download PDF

Info

Publication number
CN1396887A
CN1396887A CN01804427.1A CN01804427A CN1396887A CN 1396887 A CN1396887 A CN 1396887A CN 01804427 A CN01804427 A CN 01804427A CN 1396887 A CN1396887 A CN 1396887A
Authority
CN
China
Prior art keywords
hydrogen
stream
gas
reactor
shift
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
CN01804427.1A
Other languages
English (en)
Inventor
P·S·瓦拉斯
K·A·约翰森
C·卡普托
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.)
Texaco Development Corp
Original Assignee
Texaco Development Corp
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 Texaco Development Corp filed Critical Texaco Development Corp
Publication of CN1396887A publication Critical patent/CN1396887A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • 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
    • C10G2/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon
    • C10G2/30—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon from carbon monoxide with hydrogen
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/06—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of inorganic compounds containing electro-positively bound hydrogen, e.g. water, acids, bases, ammonia, with inorganic reducing agents
    • C01B3/12—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of inorganic compounds containing electro-positively bound hydrogen, e.g. water, acids, bases, ammonia, with inorganic reducing agents by reaction of water vapour with carbon monoxide
    • C01B3/16—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of inorganic compounds containing electro-positively bound hydrogen, e.g. water, acids, bases, ammonia, with inorganic reducing agents by reaction of water vapour with carbon monoxide using catalysts
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production 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
    • C01B3/34—Production 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
    • C01B3/48—Production 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 followed by reaction of water vapour with carbon monoxide
    • 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
    • C10G49/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00
    • C10G49/007—Treatment of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen-generating compounds, not provided for in a single one of groups C10G45/02, C10G45/32, C10G45/44, C10G45/58 or C10G47/00 in the presence of hydrogen from a special source or of a special composition or having been purified by a special treatment
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K3/00—Modifying the chemical composition of combustible gases containing carbon monoxide to produce an improved fuel, e.g. one of different calorific value, which may be free from carbon monoxide
    • C10K3/02—Modifying the chemical composition of combustible gases containing carbon monoxide to produce an improved fuel, e.g. one of different calorific value, which may be free from carbon monoxide by catalytic treatment
    • C10K3/04—Modifying the chemical composition of combustible gases containing carbon monoxide to produce an improved fuel, e.g. one of different calorific value, which may be free from carbon monoxide by catalytic treatment reducing the carbon monoxide content, e.g. water-gas shift [WGS]
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/025—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a partial oxidation step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0283—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a CO-shift step, i.e. a water gas shift step
    • C01B2203/0288—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a CO-shift step, i.e. a water gas shift step containing two CO-shift steps
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0405—Purification by membrane separation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0415—Purification by absorption in liquids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0435—Catalytic purification
    • C01B2203/0445—Selective methanation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0435—Catalytic purification
    • C01B2203/045—Purification by catalytic desulfurisation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/047—Composition of the impurity the impurity being carbon monoxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/0475—Composition of the impurity the impurity being carbon dioxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/0485—Composition of the impurity the impurity being a sulfur compound
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/0495—Composition of the impurity the impurity being water
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C01B2203/063—Refinery processes
    • C01B2203/065—Refinery processes using hydrotreating, e.g. hydrogenation, hydrodesulfurisation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0838—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by heat exchange with exothermic reactions, other than by combustion of fuel
    • C01B2203/0844—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by heat exchange with exothermic reactions, other than by combustion of fuel the non-combustive exothermic reaction being another reforming reaction as defined in groups C01B2203/02 - C01B2203/0294
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0872—Methods of cooling
    • C01B2203/0877—Methods of cooling by direct injection of fluid
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0872—Methods of cooling
    • C01B2203/0883—Methods of cooling by indirect heat exchange
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1205—Composition of the feed
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1258—Pre-treatment of the feed
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/14—Details of the flowsheet
    • C01B2203/146—At least two purification steps in series
    • C01B2203/147—Three or more purification steps in series
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/80—Aspect of integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas not covered by groups C01B2203/02 - C01B2203/1695
    • C01B2203/84—Energy production

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Industrial Gases (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
  • Electrotherapy Devices (AREA)

Abstract

在本发明中，在来自加氢处理装置的氢气再循环物流在返回加氢处理装置前用第一个变换反应生成的能量加热，这样就不需要使用明火加热炉加热氢气再循环物流。因为加氢处理装置不需要明火加热炉，并且不需要用锅炉冷却第一段变换反应的流出物，所以这种热集成方法能够大大降低总的投资和操作成本，并且能够大大降低炼油厂的废物排放量。

Description

变换反应器与加氢处理装置的联用
发明背景
加氢处理是炼油厂的一个基本工艺，其中用石油的催化加氢工艺使富含硫的烃释放出低硫液体和H2S，使含氮的烃释放出氨，生成硫和氮含量都降低的石油。加氢处理装置一般在600-780°F下操作，用明火加热炉将原料物流加热到反应温度。油和过量的氢气一起加入加氢处理装置。加氢处理反应器将硫、氮、金属和焦炭母体从油中除去。明火加热炉中的结焦现象是加氢处理装置停工的一个重要原因，当加热油时，会发生局部结焦现象。因为加热炉壁上积聚的焦炭阻碍热传递，所以结焦现象将降低明火加热炉的效率。当流向加热炉的物流受到严重阻碍时，该工艺必须停工，在继续该工艺前必须将焦炭除去。
多年来一直通过气化法用烃类物流如煤、石油焦、渣油及其它材料生产氢气和燃料气(也称为合成气)。在氧气存在下将烃气化，其中的氧气通常是用空气分离装置生产的，将空气的氮气除去就可得到纯净氧。氢气的产生使得气化成为炼油工艺如加氢处理单元的原料制备单元。气化产生的合成气也被用作燃气涡轮机的燃料，用于发电。
由于能量需求的增加及对原本价值很低的含碳材料的清洁利用需求的增加，长期以来一直用固体和液体含碳燃料，特别是煤、焦炭和液体烃类原料生产合成气的方法近来得到了很大改进。通常在气化反应器中在水蒸气或水存在下通过加热含碳燃料和活化气体如空气或氧气生产合成气，得到的合成气是从气化反应器中抽出的。
然后可以将合成气进行进一步处理，通常通过分离得到纯净的氢气物流。可以将合成气物流加工得到纯度大于99.9mol％的氢气物流。氢气是多种不同炼油工艺的原料源。例如，纯净的H2产品可以在预加热后送往加氢处理单元，以更低的成本得到更高价值的石油产品。
尽管已经有了这些和其它的发展，但是在工业上一直需要一种有效的利用气化工艺生产的合成气的方法。
发明概述
在本发明中，在来自加氢处理装置的氢气循环物流在返回到加氢处理装置前用第一个变换反应生成的能量加热，这样就不需要使用明火加热炉加热氢气循环物流。气化反应器中生成的合成气主要含有H2和CO，在第一个变换反应器中使合成气进行变换反应，提高合成气中的H2含量。第一个变换反应器的出口为氢气循环物流供热，合成气经过进一步处理后通常也加入加氢处理装置。因为加氢处理装置不需要明火加热炉，并且不需要用锅炉冷却第一段变换反应的流出物，所以这种热集成方法能够大大降低总的投资和操作成本，并且能够大大降低炼油厂的废物排放量。
必须冷却终段变换反应的流出物，以脱除下游的CO2。对于加氢处理装置中使用的氢气，也必须脱除CO2。在环境温度或冷冻温度下用物理溶剂如Selexol和Rectisol脱除酸性气体如CO2是常用的方法。可以再用终段变换反应器产生的热将脱掉CO2的氢气和从氢气中脱除的CO2物流加热。这样做可以使热负荷达到平衡，因为氢气和CO2物流都被再次加热。
用溶剂将氢气中的CO2脱除。用氮气汽提溶剂，以脱除其中的CO2，使溶剂可以再循环到酸性气体脱除工艺中。汽提工艺释放出主要为CO2和氮气的物流。该物流一般送往燃气涡轮机用作燃料稀释剂。
为了在加氢处理装置中使用氢气，必须将残余的CO和CO2转化成甲烷。为了使反应能够发生，一般在甲烷化步骤中需要用水蒸汽预热富氢物流，但是，使用这种设计的热交换器时，制备甲烷转化器的H2物流不需要外热。
本发明使用热交换器生产用于加氢处理装置的加热的氢气。用放热变换反应器和甲烷化反应器产生的能量使原料气饱和，并用于加热氢气和CO2稀释剂物流产品。因为在开工和运行阶段不需要用明火加热炉或锅炉控制热平衡，所以这些热交换器的结构能够降低总的投资和操作费用。
在所有用气化法生产用于石油加工的氢气和用于燃气涡轮机的燃料的场合，本发明都能适用。
本发明的一些优点对于本领域普通技术人员来说是显而易见的，这些优点包括：
●第一段变换反应器的流出物流产生的能量转化成热量，加热用于加氢处理装置的脱硫H2循环物流。
●不需要用明火加热炉加热来自加氢处理装置的循环H2物流，这样可以降低操作和投资费用，提高安全性，并能降低废物排放量。在加氢处理装置中，反应开始需要的能量通常加入加氢处理单元的原料油中，因为在明火加热炉中加热油通常比加热H2更容易也更安全。因为本发明使用工艺热加热H2，所以加热H2时更安全，热交换器的效率不是问题，因为热交换器使用原本无用的废热。
●因为不损耗燃料，所以加氢处理装置的效率更高。
●因为明火加热炉中没有结焦现象，所以运行时间增加，所以加氢处理装置的产率提高。
●因为在上游CO2脱除单元附近使用了原料/流出物热交换器，所以甲烷转化器不需要启动预热器。
●从溶剂单元出来的H2物流被污染的危险性降至最低，因为直接用主要为H2和CO2的合成气加热富H2物流。如果有CO2进入富H2物流，则在甲烷转化器中会反应生成CH4。
●稀释剂CO2在进入燃气涡轮机之前被预热，这将提高其效率。
本领域普通技术人员在阅读完本申请的说明书之后，对本发明的这些特点及其它特点会有清楚的理解。
附图简述
下面结合附图进行说明，其中：
图1是本发明的一个例示性实施方案的示意图，其中，将脱硫氢气原料通入变换反应器。
图2示出图1所示实施方案的加氢处理单元的示意图，该单元也用于图3所示的实施方案。
图3是本发明的一个例示性实施方案的总览图，其中，将含硫氢气原料通入变换反应器。
图4是流程图，示出本发明的两种不同实施方案的总体设计流量和通用部件。
                  例示性实施方案的说明
气化
烃类材料可以气化生成氢气、一氧化碳和二氧化碳的混合物，该混合物也称为合成气。某些烃类材料的气化及随后的燃烧方法提供了一种用这些原本对环境不友好的材料发电和生产所需化学原料的环境友好方法。本申请中表示各种合适的原料使用的术语″烃类″，包括气体、液体和固体烃，含碳材料及其混合物。事实上，基本上所有可燃的含碳有机物或其浆液都可包括在术语″烃类″所定义的范围内。固体、气体和液体原料可以混合并同时使用；这些原料可以包括以任何比例混和的链烷烃、烯烃、炔烃、环烷烃和芳香烃化合物。术语″烃类″的定义中还包括氧化烃类有机物，包括糖、纤维素质、醛、有机酸、醇、酮、氧化燃料油、含氧化烃类有机物的化学工艺的废液和副产品，及其混合物。煤、包括石油焦和其它含碳材料的石油基原料、废烃、渣油及重质石油的副产品常用于气化反应。
烃类燃料与含活性氧的气体，如空气，或氧气含量约大于90mol％的基本纯净的氧气，或氧气含量约大于21mol％的富氧空气反应。优选基本纯净的氧气。为了得到基本纯净的氧气，在制氧装置中将空气压缩后分离成基本纯净的氧气和基本纯净的氮气。这样的制氧装置在工业上是公知的。
可以用部分氧化法生产合成气。优选用氧气含量约大于95mol％的基本纯净的氧气进行该气化工艺。气化工艺在本领域是公知的。例如，参见美国专利4099382和4178758，此处引入这两篇专利作为参考。
在气化反应器中，烃类燃料与含自由氧的气体反应生成合成气，该反应可任选地在温度调节剂如水蒸汽的存在下进行。在反应区，反应物的温度通常达到约900℃-1700℃，更典型的温度是约1100℃至约1500℃。压力一般是约1大气压(101kPa)至约250大气压(25250kPa)，更典型的是约15大气压(1515kPa)至约150大气压(15150kPa)，甚至更典型的是约800psi(5515kPa)至约2000psi(13788kPa)(其中：1大气压＝101.325kPa，1psi＝6.894kPa)。
合成气主要包括一氧化碳气体和氢气。合成气中常见的其它物质包括硫化氢、二氧化碳、氨气、烃、氰化物和颗粒形式的炭和痕量金属。合成气中各种污染物的含量取决于原料种类、具体使用的气化工艺及操作条件。
当合成气从气化器中排出时，通常要进行涉及洗涤技术的冷却和清洗作业，将合成气通入洗涤器，与水喷流接触，水喷流将合成气冷却，并除去合成气中的颗粒物和离子组分。在冷却的同时可以进行热回收，生成高压和低压形式的水蒸汽，但是用热交换器排热也是有利的，在热交换器中用低位热预热反应物，或蒸发制氧装置中生产的氮。
脱硫和气体分离
可以对初步冷却的合成气处理，以在使用合成气前将其脱硫。使用传统的酸性气体脱除技术可以很容易地脱除硫化合物和酸性气体。含胺的溶剂流体如MDEA不仅可用于脱除最常见的酸性气体硫化氢，而且可以脱除其它酸性气体。这些流体可以是低级一元醇如甲醇或多元醇如乙二醇等。该流体还可以含有胺如二乙醇胺，甲醇，N-甲基-吡咯烷酮，或聚乙二醇的二甲醚。也可使用物理溶剂如SELEXOL和RECTISOL。一般使用物理溶剂，因为在高压下物理溶剂更好操作。合成气与物理溶剂在脱除酸性气体的接触器中接触，该接触器可以是本领域公知的任何类型的接触器，包括板式塔或填料塔。这样的脱除酸性气体的接触器的操作条件对于本领域普通技术人员来说应当是公知的。
为了提高氢气含量，在水蒸汽存在下使合成气进行水煤气变换反应(即，水蒸汽变换反应)是有利的。在一个实施方案中，对合成气进行水蒸汽变换反应，提高分离前的合成气中的氢气含量，然后将合成气中的富氢部分从变换后的合成气中分离。在另一个实施方案中，合成气中的富氢部分与硫和酸性气体分离后进行水蒸汽变换反应。在另外一个实施方案中，合成气在分离前进行水蒸汽变换反应，以提高氢气含量，然后分离出合成气中的富氢部分，然后再使分离的富氢部分进行一段时间的水蒸汽变换反应，以提高回收氢气的含量。
可以用气体分离膜将合成气分离成富氢气体和贫氢气体。气体分离膜体系允许小分子如氢气选择性地通过膜(渗透物)，而大分子(CO2，CO)不能通过膜(非渗透物)。从性价比方面考虑，气体分离膜是变压吸附单元的合适的替代品。因为气体分离膜降低了氢气产品的压力，所以富氢部分在使用前必须压缩。
气体分离膜可以是任何类型的膜，但优选氢气的渗透性大于二氧化碳和一氧化碳的渗透性的膜。许多种类的膜材料在本领域都是公知的，但高度优选氢气的扩散性大于氮气、一氧化碳和二氧化碳的扩散性的膜材料。这样的膜材料包括：硅橡胶，丁基橡胶，聚碳酸酯，聚苯氧，尼龙6，6，聚苯乙烯，聚砜，聚酰胺，聚酰亚胺，聚醚，聚芳撑氧，聚胺酯，聚酯等。气体分离膜单元可以是任何传统的结构，优选中空纤维型结构。
因为气体分离膜降低了富氢物流的压力，所以在使用前必须压缩。合成气或混和气流在高压下进入膜，其压力一般是约800psi(5515kPa)至约1600psi(11030kPa)，更典型的是约800psi(5515kPa)至约1200psi(8273kPa)。气体温度一般是约10℃至约100℃，更典型的是约20℃至约50℃。气体分离膜允许小分子如氢气通过(渗透物)，而大分子(CO2，CO)不能通过(非渗透物)。当渗透物通过该膜时，其压力有很大降低，降低量为约500psi(3447kPa)至约700psi(4826kPa)。因此，富氢渗透物的压力一般是约100psi(689kPa)至约700psi(4826kPa)，更典型的是约300psi(2068kPa)至约600psi(4136kPa)。
富氢渗透物可以含有约50mol％至约98mol％的氢气。如果合成气在膜分离前进行了水蒸汽变换反应，则渗透物(也称为富氢合成气)的氢气含量将达到这一范围的上限值。如果合成气在膜分离前没有进行变换反应，则富氢渗透物的氢气含量将是这一范围的下限值。富氢渗透物的一般组成为：60mol％的氢气，20mol％的一氧化碳，20mol％的二氧化碳，每一组分含量的变化幅度为约±10mol％。
不能渗透的物质在膜单元中的压力降可忽略不计。不能通过膜渗透的气体物流主要包括二氧化碳，一氧化碳和一些氢气。还可能存在有其它化合物，特别是挥发烃和惰性气体。已经发现，这种不能渗透的物质可以成为燃气涡轮机的优质燃料。在涡轮膨胀机中将这种不能渗透的物质的压力降下来以发电或在该物质在燃气涡轮机中燃烧前为压缩机供能是有利的。
用于加氢处理装置的氢气物流在用于如高压加氢处理装置时可能需要压缩。这种压缩可以在任何时候进行。优选使用膨胀机/压缩机组合单元，增加氢气压力的同时降低进入燃气涡轮机的气体压力。
水煤气变换反应器
然后用水蒸汽变换来自膜的富氢气体或来自气化器的合成气是有利的，利用水煤气变换反应将合成气中的一氧化碳转化成二氧化碳和氢气。进行水煤气变换反应的一个优点是脱除一氧化碳，对于大多数消耗H2的工艺来说，一氧化碳是有毒的。如下式所示，用水蒸汽和合适的催化剂变换来自气化器的合成气或来自气体分离单元的富氢气体，形成氢气。
变换工艺，也称为水煤气变换工艺或水蒸汽重整工艺，能够将水和一氧化碳转化成氢气和二氧化碳。这种变换工艺描述在如美国专利5472986中，此处引入该专利作为参考。水蒸汽重整工艺是加入水或使用含在气体中的水分，使得到的气体混合物在水蒸汽重整催化剂上进行绝热反应。水蒸汽重整的优点是既能提高氢气含量又能降低气体混合物中的一氧化碳含量。
水蒸汽重整催化剂可以是在耐热载体上的一种或多种VIII族金属。可以使用传统的用在如二级重整器中的无规则填装的陶瓷负载的催化剂片，但是，因为要对气体产生很大的压力降，所以使用具有大致平行于反应物流动方向的通道的整装催化剂通常是有利的。
变换反应是可逆反应，低温有利于氢气和二氧化碳的生成。但是，低温下的反应速率慢。因此，使高温变换反应和低温变换反应串联通常是有利的。高温变换反应中的气体温度一般为350℃-1050℃。高温催化剂通常是结合有少量氧化铬的氧化铁。优选的变换反应是含硫变换，其中几乎没有甲烷，该变换反应是放热反应。低温变换反应器中的气体温度约为150℃-300℃，更典型的是200℃-250℃。低温变换催化剂一般是可负载在氧化锌和氧化铝上的氧化铜。在水蒸汽变换反应的同时通常用如产品/反应物热交换器或水蒸汽发生器进行有效热利用。这样的变换反应器在本领域是公知的。
变换反应器的设计和操作优选能使气体的压力降最小。因此，合成气的压力能够保持不变。一般用一连串的变换反应器达到所需的氢气转化率。本发明可以使用一连串1-4个变换反应器，但常用2-3个变换反应器。
酸性气体洗涤
变换反应器的流出物含有4mol％-50mol％的二氧化碳，因此，必须降低二氧化碳含量。可以通过使合成气与合适的溶剂在脱除酸性气体的接触器中接触来脱除合成气中的二氧化碳。该接触器可以是本领域公知的任何类型的接触器，包括板式塔或填料塔。这样的脱除酸性气体的接触器的操作条件在本领域是公知的。
和酸性气体反应的流体种类并不重要。因此在脱除二氧化碳步骤中，可以使用所谓的″化学″溶剂，如乙醇胺或碳酸钾，特别是在一些成熟工艺中，如″Amine Guard″，″Benfield″，″Benfield-DEA″，″Vetrocoke″和″Catacarb″，压力可以是适用于本发明方法的任意压力。也可以用物理溶剂脱除合成气中的酸性气体。物理溶剂的例子有：环丁砜(″Sulfinor’)；碳酸亚丙酯(Fluor)；N-甲基-2-吡咯烷酮(″Purisol″)；聚乙二醇二甲醚(″Selexol″)和甲醇(″Rectisol″)。也可以使用水，特别是当用水控制pH的时候。这样的一种方法是使用碳酸盐基水体系，水中的碳酸盐如碳酸钾能够降低pH值。这种pH值低的水吸收二氧化碳形成碳酸氢盐。最后，将这种水加热，释放出二氧化碳，再生出碳酸钾。
一般使用上述物理溶剂，因为在高压下物理溶剂更好操作。为了有效使用物理溶剂，工艺压力优选至少为20bar(2000kPa)(1bar＝100kPa)。
合成气与溶剂在脱除酸性气体的接触器中接触，该接触器可以是本领域公知的任何类型的接触器，包括板式塔或填料塔。这样的脱除酸性气体的接触器的操作条件对于本领域普通技术人员来说应当是公知的。
甲烷化反应器
甲烷化反应将氢气和残余的二氧化碳结合，形成甲烷和水。这些反应是剧烈的放热反应，如果需要，可以将这些反应放出的热收集起来用于生产水蒸汽。甲烷化反应的催化剂一般是负载在耐火材料如氧化铝上的镍，尽管其它合适的催化剂也可以使用。甲烷化步骤能够将碳氧化物含量降低到约20ppm以下，优选约5ppm以下。这样的甲烷化反应及甲烷化反应器的操作条件对于本领域普通技术人员来说应当是公知的，例如，参见美国专利3730694；4151191；4177202；4260553或其中引用的参考文献，此处将其引入作为参考。
上述工艺得到的氢气纯度约为90％-99.99％，更典型的是约95％-99.9％。
燃气涡轮机
加入的吹扫气体不会对燃气涡轮机中使用的燃料气质量产生负面影响，这种吹扫气体在燃气涡轮机中的燃烧能够产生有价值的电能。燃气涡轮机中加入空气，燃烧这些混合物，然后，废气在整个涡轮机中膨胀。这样的燃气涡轮机在本领域是公知的。
大多数燃气涡轮机对每立方英尺的燃料气产生的热值有一个下限规定。在常用燃料中，具有最高热值的燃料是甲烷，其燃料值约为900-1000BTU/scf。其它气体燃料的热值较低，低至300-500BTU/scf，在一定程度上可以用与天然气类似的方式处理这些燃料。但是，当其热值低于约300BTU/scf时，必须严格监测燃气涡轮机的状态，以避免在膨胀机侧加入太多惰性材料。
如果燃料气的热值低于约100BTU/scf，则会出现其它问题，如火焰稳定性-燃气涡轮机中的火焰会熄灭。在这种低热值情况下，在燃料气进入膨胀机本体前必须检测燃料气在燃气涡轮机的单个燃烧器或多个燃烧器中的驻留时间内是否燃烧完全。不完全燃烧能够使含碳物质沉积在膨胀机叶片上，这将缩短燃气涡轮机的使用寿命。因此，尾气燃料的热值不能太低，优选其热值至少应当为约100BTU/scf。另外，BTU/scf值这样低的燃料气应当具有快速燃烧性能。特别是在燃气涡轮机的燃烧器的可用空间有限时这样的燃料气确实具有快速燃烧性能，在很多商购的燃气涡轮机中确实是这种情况。
燃烧最快速的物质是氢气。非常低热值的燃料气中的大部分热值必须由氢气提供。适当的，至少约30-40％的燃烧热值BTU由氢气提供。在较小空间内快速燃烧的氢气能够使火焰温度升高很多并且能够保持火焰稳定性，因此，其它低热值的可燃物具有更多的适当燃烧的机会。这种情况特别会出现在下述情形中：当氢气已经燃烧后，气体温度因此而升高，可以得到热的水蒸汽，然后，尾气燃料中存在的所有CO都能快速燃烧。
燃料气中存在的甲烷一般燃烧很慢。因此，升高温度使这种慢速燃烧的物质能够完全燃烧是很重要的。因此，燃烧热总量的比方说30％来自尾气燃料中的甲烷是不合适的。
例示性实施方案
参考附图，下表给出参考数字和字母的说明：
表1
参考数字/字母 说明
    A 来自加氢处理单元(HTU)的含硫氢气送往H2S脱除单元(2)
    B 饱和器的水送往低温冷却气体单元(LTCG)
    C 送往燃气涡轮机(CT)的燃料气
    D 来自气化器的含硫合成气
    E 来自加氢处理单元(HTU)的含硫燃料气送往H2S脱除单元(2)
    G 来自空气分离单元的氮气
    H 送往脱硫***(SRS)的酸性气体
    J 送往饱和器的高压水蒸汽
    K 饱和器的补充水
    L 来自低温冷却气体单元的饱和器的水
    M 送往燃气涡轮机的CO2/N2稀释气体
    N 送往加氢处理装置的热的再循环H2
    P 送往加氢处理装置的冷的再循环氢气
    Q 送往加氢处理装置的含硫原料油
    R 催化加氢裂化器的脱硫原料
    S 轻烃馏出物
    T 送往气化器的含硫再循环水
    2 H2S洗涤器和气体分离器
    4 水蒸汽加热器
    6 氧化锌保护床
    8 饱和器
    10 高压水蒸汽加热器
    12 第一段变换反应器
    14 氢气热交换器
    16 预热饱和器的水的热交换器
    18 第二段变换反应器
    20 原料气预热器(热交换器)
    22 空气冷却的热交换器
    24 可拆卸塔
    26 酸性气体洗涤器(Selexol)/气体分离器单元
    28 甲烷化反应器
    30 预热补充的氢气(热交换器)
    32 水冷却的热交换器
    34 可拆卸塔
    36 补充氢气压缩器
    38 来自H2S洗涤器的高压氢气(任选)
    40 可拆卸塔的废水泵
    42 可拆卸塔的废水泵
    44 饱和器的废水泵
    100 加氢处理单元(HTU)
    102 原料油预热器
    104 原料油开工预热器(任选)
    106 可拆卸分离器
    108 汽提单元
    110 空气冷却的热交换器
    112 水冷却的热交换器
    114 含硫水分离器
    116 含硫水泵
    118 水冷却的热交换器
    120 烃分离塔
    122 轻馏出物泵
    200 气化单元
    202 湿合成气
    204 氧气原料气
    206 原料烃
    208 H2S气体脱除单元
    210 脱硫氢气的水煤气变换反应器单元
    212 加氢处理单元(HTU)
    214 加氢处理的石油
    216 氢气再循环回路
    218 含硫水煤气变换反应器单元
    220 H2S气体脱除单元
    222 加氢处理单元(HTU)
    224 加氢处理的石油
    226 氢气再循环回路
现在参考图1，这是一个示意性流程图，用于说明脱硫水煤气变换过程。这一过程的主要特点是在将这种含氢气和一氧化碳的气体混合物加入水煤气变换反应器之前脱除合成气中的含硫气体组分。最初输入的气体是来自气化器的含硫合成气’D’。经过变换和净化后，来自合成气的氢气与来自加氢处理装置的再循环氢气结合作为加氢处理装置的高压和预热的氢气的稳定源。使用这种在加入加氢处理装置前必须进行加热和压缩的“进口”氢气是有利的。通过用气化反应器作为氢气源，就不需要明火加热炉用于氢气，这就可以降低投资和操作费用及废物排放量。
如图1所示，H2S气体洗涤器和气体分离器***2将含硫合成气物流’D’脱硫，然后使其流经水蒸汽加热器4和氧化锌保护塔6进入水饱和塔8。然后使饱和的气体混合物流经高压水蒸汽加热器10进入第一个水煤气变换反应器12。利用第一个水煤气变换反应器12产生的热在热交换器14中加热来自加氢处理装置的再循环氢气’A’，并在热交换器16中预热加入饱和塔8中的水。然后使稍微冷却的气体流经第二个水煤气变换反应器18，进一步提高气体中的氢气含量。使来自第二个变换反应器的热气流经串联的三个交换回路，以回收热量。回收的热用于预热甲烷化反应器的原料(热交换器21和25)并用于加热来自酸性气体洗涤器26的CO2/N2稀释剂’M’，稀释剂’M’送往燃气涡轮机，用于发电。空气冷却的热交换器22进一步冷却这种热气，然后使其进入可拆卸塔24，使水组分与气体组分分离。气体组分是一种氢气和二氧化碳的混合物，然后将气体组分送往酸性气体洗涤器/分离器单元26以脱除CO2、氮气及其它酸性气体，生成富氢物流。回收酸性气体洗涤器中的氮气和二氧化碳组分后作为稀释剂’M’送往燃气涡轮机。
然后在热交换器25和21中用第二个水煤气变换反应器18产生的热将富氢物流再加热后送往甲烷化反应器28。经过甲烷化反应器28后，含有氢气和甲烷气体的热产品气流经热交换器30以释放热量并冷凝气体中存在的水分。然后使该物流流经水冷却的热交换器32进行进一步冷却。然后将气体混合物送往可拆卸塔34以除去气体中的冷凝水。塔顶流出物35主要是氢气，但是也可能含有少量甲烷和惰性气体，用氢气压缩器36对流出物35重新加压，在热交换器30中用甲烷化反应器28的出口物流产生的热对流出物35重新加热。然后使该氢气物流与H2S分离器中回收的氢气再循环物流结合，并用第一个水煤气变换反应器12的出口物流加热，然后将该结合物流作为热氢气’N’送往加氢处理装置。不用第一个水煤气变换反应器12的出口物流再次加热H2S洗涤器中回收的第二部分氢气而是作为冷氢气’P’送往加氢处理装置，用于骤冷加氢处理反应。
图2示出与刚才图1所示和描述的产生氢气的流程图联用的加氢处理单元的一个例子。当使用表1所示的参考符号时，本领域普通技术人员会明白，在所有方面，这都是一种传统设计。
图3示出本发明的含硫变换反应器实施方案的基本部件和基本概念。图3中使用与图1相应的设备符号，这样易于理解图3。
如图1所示，含硫合成气物流’D’送往第一个水煤气变换反应器12。利用第一个水煤气变换反应器12产生的热在热交换器中加热来自加氢处理装置的再循环氢气’A’。然后使稍微冷却的气体流经第二个水煤气变换反应器18，进一步提高气体中的氢气含量。然后使从第二个变换反应器出来的热气流经H2S气体洗涤器和分离器***2及酸性气体洗涤器26，生成富氢物流。然后将富氢物流送往甲烷化反应器28，产生一种热气物流，该物流主要是氢气，但是也可能含有少量甲烷和惰性气体。然后使该氢气物流与H2S分离器中回收的氢气再循环物流结合，并用第一个水煤气变换反应器12的出口物流加热，然后将该结合物流作为热氢气’N’送往加氢处理装置。不用第一个水煤气变换反应器12的出口物流再次加热H2S洗涤器中回收的第二部分氢气而是作为冷氢气’P’送往加氢处理装置，用于骤冷加氢处理反应。图2示出加氢处理单元的一个例子，也能与刚才图3所示和描述的产生含硫氢气的工艺联用。
图4说明本发明任选的两种例示性实施方案的总体概念、联系及设计结构。气化单元200在氧气原料206的存在下通过将烃原料204受控氧化生成合成气202。如图1和2所述，合成气可以用在脱硫变换反应器工艺中，或者如图3和2所述，用在含硫变换反应器工艺中。
一般来说，在脱硫变换反应器过程中，在脱硫氢气的水煤气变换反应器单元210之前有H2S脱除单元208，水煤气变换反应器单元210可以由一个或多个水煤气变换反应器组成。氢气产品用在加氢处理单元212中生产加氢处理的石油214。该过程中提供有加氢处理工艺中未消耗完的氢气的再循环回路216，该回路和水煤气变换反应器单元的出口进行热交换。
相反，在含硫变换反应器过程中，在H2S脱除单元220之前有含硫氢气的水煤气变换反应器单元218，氢气产品用在加氢处理单元222中生产加氢处理的石油224。该过程中提供有加氢处理工艺中未消耗完的氢气的再循环回路226，该回路和水煤气变换反应器单元的出口进行热交换。
选择脱硫变换反应器过程还是含硫变换反应器过程取决于多种因素，这些因素包括：气化器的含碳原料，合成气中的H2S气体含量，现有设备的有效性及生产能力和对于本领域普通技术人员来说显而易见的其它因素。关于本发明例示性实施方案的其它细节对于本领域普通技术人员来说是显而易见的，这些细节也处于本发明的保护范围之内。
上述例示性实施方案的目的是作为本发明可能的实施方案的简化示意图。化学工程领域的普通技术人员应当理解的是，具体实施方案的细节是不同的，这取决于地点和需要考虑的所需要的***。所有这些能够达到本发明目的的过程、示意性替代方案和实施方案都在本领域普通技术人员的能力范围内，因此处于本发明的保护范围内。
虽然已经根据优选实施方案对本发明的设备、化合物和方法进行了说明，但是，在不背离本发明的观念和范围的情况下对本发明的工艺进行一些变化对本领域普通技术人员是显而易见的。所有这些对本领域普通技术人员来说是显而易见的类似替代和改进都处于本发明的保护范围和观念内。

Claims (18)

1、一种联用加氢处理反应器和合成气变换反应器的工艺，其包括在至少一部分来自加氢处理反应器的氢气再循环物流和合成气变换反应器的出口物流之间进行热交换。
2、根据权利要求1的工艺，其中氢气再循环物流被加热到足够高的温度，以产生在加氢处理反应器中进行加工的反应引发能。
3、根据权利要求1的工艺，其中氢气再循环物流含有硫化合物，在与变换反应器的出口物流进行热交换之前将氢气再循环物流中的硫脱除。
4、根据权利要求1的工艺，其还包括与加氢处理反应器和变换反应器联用的气化反应器，其中，气化反应器生成供给加氢处理装置的氢气原料物流。
5、根据权利要求4的工艺，其还包括对来自气化反应器的合成气产品进行处理以脱除合成气中所有的硫化合物，在变换反应器中加工合成气，纯化合成气以生成氢气物流，将氢气物流供给加氢处理装置。
6、根据权利要求5的工艺，其中，合成气纯化步骤的副产品在燃气涡轮机中加工以用于发电。
7、根据权利要求5的工艺，其中，氢气物流至少是90％纯度的氢气。
8、根据权利要求7的工艺，其中，氢气物流至少是95％纯度的氢气。
9、根据权利要求4的工艺，其还包括在变换反应器中加工来自气化反应器的合成气产品，处理合成气以脱除合成气中所有的硫化合物，纯化合成气以生成至少一种氢气物流，将氢气物流供给加氢处理装置。
10、根据权利要求9的工艺，其中，合成气纯化步骤的副产品在燃气涡轮机中加工以用于发电。
11、根据权利要求9的工艺，其中，氢气物流至少是90％纯度的氢气。
12、根据权利要求11的工艺，其中，氢气物流至少是95％纯度的氢气。
13、一种加氢处理工艺，其包括：
在气化反应器中气化烃类材料，生成合成气；
在第一个变换反应器中加工合成气；
在脱除酸性气体的接触器中使合成气与溶剂接触，生成氢气物流和酸性气体物流；
使氢气物流在甲烷化反应器中反应，生成基本纯净的氢气物流；
将基本纯净的氢气物流供给加氢处理反应器，形成含硫氢气再循环物流；
纯化含硫氢气再循环物流，形成脱硫氢气再循环物流；
在至少一部分脱硫氢气再循环物流和第一个变换反应器的出口物流之间进行热交换；
将脱硫氢气再循环物流返回加氢处理反应器。
14、根据权利要求13的工艺，其还包括在第一个变换反应器中加工合成气之前将合成气脱硫。
15、根据权利要求13的工艺，其中，合成气在多个变换反应器中进行加工。
16、根据权利要求15的工艺，其中多个变换反应器的最后一个的出口物流与脱除酸性气体的接触器生成的氢气物流和酸性气体物流进行热交换。
17、根据权利要求13的工艺，其还包括在第一个变换反应器中加工合成气之后将合成气脱硫。
18、根据权利要求13的工艺，其中，脱除酸性气体的接触器生成的酸性气体物流在燃气涡轮机中燃烧以发电。
CN01804427.1A 2000-02-01 2001-01-30 交换反应器与加氢处理装置的联用 Pending CN1396887A (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US17950700P 2000-02-01 2000-02-01
US60/179,507 2000-02-01

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN1396887A true CN1396887A (zh) 2003-02-12

Family

ID=22656874

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN01804427.1A Pending CN1396887A (zh) 2000-02-01 2001-01-30 交换反应器与加氢处理装置的联用

Country Status (8)

Country Link
US (1) US20020004533A1 (zh)
EP (1) EP1252092A1 (zh)
JP (1) JP2003521576A (zh)
CN (1) CN1396887A (zh)
AU (1) AU2001233112A1 (zh)
MX (1) MXPA02007407A (zh)
NO (1) NO20023635L (zh)
WO (1) WO2001056922A1 (zh)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102123942A (zh) * 2008-12-12 2011-07-13 三菱重工业株式会社 氢制造***及发电***
CN102350170A (zh) * 2005-01-21 2012-02-15 埃克森美孚研究工程公司 石油化工工艺单元中的氢处理

Families Citing this family (34)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6732796B2 (en) * 2000-04-24 2004-05-11 Shell Oil Company In situ production of synthesis gas from a hydrocarbon containing formation, the synthesis gas having a selected H2 to CO ratio
US6918443B2 (en) * 2001-04-24 2005-07-19 Shell Oil Company In situ thermal processing of an oil shale formation to produce hydrocarbons having a selected carbon number range
AU2002359306B2 (en) * 2001-10-24 2009-01-22 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Installation and use of removable heaters in a hydrocarbon containing formation
US8238730B2 (en) * 2002-10-24 2012-08-07 Shell Oil Company High voltage temperature limited heaters
DE10323636B4 (de) * 2003-05-26 2015-02-19 Robert Bosch Gmbh Brennstoffzellenvorrichtung
EP1651116B1 (en) * 2003-07-14 2013-06-26 W.L. Gore & Associates, Inc. Tubular patent foramen ovale (pfo) closure device with catch system
US7776208B2 (en) * 2004-01-12 2010-08-17 L'air Liquide - Societe Anonyme A Directoire Et Conseil De Surveillance Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Integration of gasification, hydrocarbon synthesis unit, and refining processes
US7482420B2 (en) 2004-03-24 2009-01-27 Construction Research & Technology Gmbh Silane-terminated polyurethanes with high strength and high elongation
CN1946918B (zh) 2004-04-23 2010-11-03 国际壳牌研究有限公司 井筒中的崩落的禁止效应
CA2581677C (en) * 2004-09-24 2014-07-29 Nmt Medical, Inc. Occluder device double securement system for delivery/recovery of such occluder device
US20070130832A1 (en) * 2005-12-13 2007-06-14 General Electric Company Methods and apparatus for converting a fuel source to hydrogen
US7621973B2 (en) 2005-12-15 2009-11-24 General Electric Company Methods and systems for partial moderator bypass
US7744663B2 (en) * 2006-02-16 2010-06-29 General Electric Company Methods and systems for advanced gasifier solids removal
US20080104961A1 (en) * 2006-11-08 2008-05-08 Ronald Scott Bunker Method and apparatus for enhanced mixing in premixing devices
US20090084035A1 (en) * 2007-09-28 2009-04-02 General Electric Company Polygeneration systems
JP5174411B2 (ja) * 2007-09-28 2013-04-03 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 管式リフォーマーの有効熱利用方法
US8673034B2 (en) * 2008-02-21 2014-03-18 General Electric Company Methods and systems for integrated boiler feed water heating
US20100004493A1 (en) * 2008-07-02 2010-01-07 Porter John R Integrated Process
US9132401B2 (en) * 2008-07-16 2015-09-15 Kellog Brown & Root Llc Systems and methods for producing substitute natural gas
ES2602332T3 (es) * 2008-09-10 2017-02-20 Haldor Topsøe A/S Procedimiento de hidrotratamiento
US7935324B2 (en) * 2008-12-04 2011-05-03 Uop Llc Integrated warm gas desulfurization and gas shift for cleanup of gaseous streams
AU2009332961A1 (en) * 2008-12-31 2011-07-14 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process for producing a methane-rich gas
US7785399B2 (en) * 2009-01-16 2010-08-31 Uop Llc Heat integration for hot solvent stripping loop in an acid gas removal process
JP5412171B2 (ja) * 2009-04-30 2014-02-12 三菱重工業株式会社 合成ガスから酸性ガスを分離する方法および装置
US8703094B2 (en) * 2009-06-30 2014-04-22 Shell Oil Company Process to prepare a hydrogen rich gas mixture
CN102482173B (zh) 2009-08-03 2015-04-01 国际壳牌研究有限公司 生产甲烷的方法
EP2467351A4 (en) 2009-08-03 2013-02-20 Shell Int Research PROCESS FOR COPRODUCTION OF SUPERHEATED STEAM AND METHANE
JP5495749B2 (ja) * 2009-12-10 2014-05-21 三菱重工業株式会社 水素製造設備および発電プラント
JP5835003B2 (ja) * 2012-02-27 2015-12-24 Ｊｆｅスチール株式会社 有機物質の利材化方法
JP5925105B2 (ja) 2012-10-26 2016-05-25 三菱重工業株式会社 サチュレータ及びこれを備える天然ガス改質システム
US9359563B2 (en) 2013-04-15 2016-06-07 Uop Llc Hydroprocessing initializing process and apparatus relating thereto
JP6549388B2 (ja) * 2015-02-27 2019-07-24 三菱日立パワーシステムズ株式会社 メタン製造固体燃料ガス化システム
KR102204443B1 (ko) * 2016-02-18 2021-01-18 8 리버스 캐피탈, 엘엘씨 메탄화를 포함하는 동력 생산을 위한 시스템 및 방법
KR102585318B1 (ko) * 2021-11-15 2023-10-05 예상철 폐기물 분해를 통한 수소 정제 생산 시스템 및 이를 이용한 수소 가스 정제 생산 방법

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3537977A (en) * 1968-07-08 1970-11-03 Chevron Res Refinery utilizing hydrogen produced from a portion of the feed
US3551106A (en) * 1968-12-31 1970-12-29 Chevron Res Centrifugal compression of hydrogen to two pressure levels
US4025612A (en) * 1974-12-13 1977-05-24 Texaco Inc. Process for the production of hydrogen
US5335628A (en) * 1993-09-03 1994-08-09 Aqua-Chem, Inc. Integrated boiler/fuel cell system
US5769909A (en) * 1996-05-31 1998-06-23 International Fuel Cells Corp. Method and apparatus for desulfurizing fuel gas
US6103773A (en) * 1998-01-27 2000-08-15 Exxon Research And Engineering Co Gas conversion using hydrogen produced from syngas for removing sulfur from gas well hydrocarbon liquids

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102350170A (zh) * 2005-01-21 2012-02-15 埃克森美孚研究工程公司 石油化工工艺单元中的氢处理
CN102350170B (zh) * 2005-01-21 2014-12-10 埃克森美孚研究工程公司 石油化工工艺单元中的氢处理
CN102123942A (zh) * 2008-12-12 2011-07-13 三菱重工业株式会社 氢制造***及发电***
US8561408B2 (en) 2008-12-12 2013-10-22 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Hydrogen production system and power generation system

Also Published As

Publication number Publication date
WO2001056922A1 (en) 2001-08-09
MXPA02007407A (es) 2003-09-05
AU2001233112A1 (en) 2001-08-14
NO20023635L (no) 2002-09-25
NO20023635D0 (no) 2002-07-31
EP1252092A1 (en) 2002-10-30
JP2003521576A (ja) 2003-07-15
US20020004533A1 (en) 2002-01-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN1396887A (zh) 交换反应器与加氢处理装置的联用
TWI291988B (zh)
US6282880B1 (en) Method of utilizing purge gas from ammonia synthesis
KR100693949B1 (ko) 멤브레인을 이용한 수소 재생 및 산 가스 제거방법
CN107021454B (zh) 用于制氢的方法
CN105820036B (zh) 使用部分氧化生产甲醇的方法和***
US20230264955A1 (en) Process for producing a gas stream comprising carbon monoxide
US6550252B2 (en) Nitrogen stripping of hydrotreater condensate
EP1140694B1 (en) Reclaiming of purge gas from hydrotreaters and hydrocrackers
KR20230127991A (ko) 친환경 메탄올 생산
JP4030846B2 (ja) メタノールの製造方法および装置
CN107001034A (zh) 用于消除氨装置中的挥发性有机化合物和有害空气污染物的方法
JP2006513128A (ja) 改良されたシフト転化の構成と方法
JP5348938B2 (ja) 一酸化炭素ガス発生装置および方法
US20240109772A1 (en) Hydrogen Production by Sulfur Steam Reforming
EA046288B1 (ru) Низкоуглеродное водородное топливо
MXPA01007014A (en) Reclaiming of purge gas from hydrotreaters and hydrocrackers

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C02 Deemed withdrawal of patent application after publication (patent law 2001)
WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication