RU2797297C1 - Method and system for removing light fractions and non-condensable gases to prevent their accumulation during olefin/paraffin membrane separation - Google Patents
Method and system for removing light fractions and non-condensable gases to prevent their accumulation during olefin/paraffin membrane separation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2797297C1 RU2797297C1 RU2021138486A RU2021138486A RU2797297C1 RU 2797297 C1 RU2797297 C1 RU 2797297C1 RU 2021138486 A RU2021138486 A RU 2021138486A RU 2021138486 A RU2021138486 A RU 2021138486A RU 2797297 C1 RU2797297 C1 RU 2797297C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- stream
- hydrocarbons
- stripper
- hydrogen
- gas
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Область применения изобретенияScope of the invention
Настоящее описание в целом относится к способу и системе разделения олефинов и парафинов в мембранной системе. Более конкретно, настоящее описание относится к способам предотвращения накопления легких фракций в потоке пропилена.This description generally relates to a method and system for the separation of olefins and paraffins in a membrane system. More specifically, the present disclosure relates to methods for preventing accumulation of light ends in a propylene stream.
Предпосылки создания изобретенияPrerequisites for the creation of the invention
Для очистки потоков, содержащих смесь пропана и пропилена, разработаны способы, включающие использование мембраны. Было обнаружено, что газовая смесь, поступающая в такие мембраны, содержит легкие фракции, включая водород, метан, этан и этилен. Эти легкие фракции становятся проблемой, поскольку они могут накапливаться в системе и снижать производительность либо компрессора верхнего потока колонны, либо мембраны, при этом характеристики продукта не будут соответствовать требуемым.For the purification of streams containing a mixture of propane and propylene, methods have been developed that include the use of a membrane. It has been found that the gas mixture entering such membranes contains light fractions including hydrogen, methane, ethane and ethylene. These light ends become a problem because they can build up in the system and reduce the performance of either the column overhead compressor or the membrane, causing the product to not perform as desired.
К способам получения пропилена относится флюид-каталитический крекинг, при котором получают жидкие продукты нафты и сырой нефти, а также более легкие углеводороды и водород. Более легкие углеводороды можно подвергать различным видам обработки, включая удаление соединений серы с помощью способов, таких как способ Мерокс (Merox), разработанный компанией UOP, для окисления соединений меркаптана и направления их через разделители C3/C4 с целью удаления углеводородов фракции C4 из потока C3/C4 и разделителей C3 (ректификационных колонн для удаления пропана). В способе предшествующего уровня техники для удаления и рециркуляции фракций C2 используют колонну деэтанизации.Processes for producing propylene include fluid catalytic cracking, which produces liquid naphtha and crude oil products, as well as lighter hydrocarbons and hydrogen. Lighter hydrocarbons can be subjected to a variety of treatments, including removal of sulfur compounds using methods such as the Merox process developed by UOP to oxidize mercaptan compounds and route them through C3/C4 splitters to remove C4 hydrocarbons from the C3 stream /C4 and C3 splitters (distillation columns for propane removal). The prior art process uses a deethanizer to remove and recycle C2 cuts.
В типичном способе флюид-каталитический крекинг (ФКК) предшествующего уровня техники после получения продуктов согласно способу, которые включают в себя продукт тяжелой нафты, продукт легкого рециклового газойля и продукт тяжелой нефти, присутствуют потоки пара, которые включают в себя некоторые более легкие углеводороды и нестабилизированный бензин. Бензин удаляют для использования в качестве топливного газа. Присутствуют углеводороды фракций C3 и C4, которые направляют для дальнейшей обработки, включая алкилирование или полимеризацию, а также способы удаления меркаптанов, в том числе способ Мерокс, разработанный компанией UOP. После удаления меркаптанов поток в типичной установке направляют в разделитель C3/C4 для извлечения углеводородов C4 с последующим удалением углеводородов C2 колонной деэтанизации как части потока отходящего газа и рециркулируют в блок концентрирования газа. Затем поток подают в разделитель C3 для отделения пропилена и пропана.In a typical prior art fluid catalytic cracking (FCC) process, after producing process products that include heavy naphtha product, light cycle oil product, and heavy oil product, vapor streams are present that include some lighter hydrocarbons and unstabilized petrol. The gasoline is removed for use as fuel gas. C3 and C4 hydrocarbons are present and sent for further processing, including alkylation or polymerization, as well as mercaptan removal processes, including the Merox process developed by UOP. After removal of mercaptans, the stream in a typical plant is sent to a C3/C4 splitter to recover C4 hydrocarbons, followed by removal of C2 hydrocarbons by a deethanizer as part of the off-gas stream and is recycled to the gas concentration unit. The stream is then fed to a C3 splitter to separate propylene and propane.
Изложение сущности изобретенияStatement of the Invention
В одном варианте осуществления изобретение представляет собой способ удаления водорода и более легких углеводородов из потока углеводородов, включающий пропускание потока газа, содержащего водород и углеводороды C1–C3, в отпарную колонну для получения потока отходящего газа отпарной колонны из верхней секции указанной отпарной колонны и потока нижнего продукта, содержащего углеводороды C3, пропускание указанного потока нижнего продукта через разделитель C3 для получения второго потока нижнего продукта, содержащего пропан и второй поток верхнего продукта, содержащий пропилен;In one embodiment, the invention is a process for removing hydrogen and lighter hydrocarbons from a hydrocarbon stream, comprising passing a gas stream containing hydrogen and C1-C3 hydrocarbons to a stripper column to obtain a stripper off-gas stream from said stripper head section and a bottom stream. a product containing C3 hydrocarbons, passing said underflow stream through a C3 splitter to obtain a second underflow stream containing propane and a second overhead stream containing propylene;
направление указанного второго потока верхнего продукта через мембранный блок для получения потока пермеата, содержащего более высокую концентрацию пропилена, чем указанный второй поток верхнего продукта, и потока ретентата, содержащего более высокую концентрацию пропана, чем указанный второй поток верхнего продукта; и возвращение указанного потока ретентата в указанный разделитель C3.directing said second overhead stream through a membrane unit to produce a permeate stream containing a higher concentration of propylene than said second overhead stream and a retentate stream containing a higher concentration of propane than said second overhead stream; and returning said retentate stream to said separator C3.
Другой вариант осуществления изобретения представляет собой способ удаления более легких углеводородов из потока газа, включающий направление потока газа, содержащего углеводороды от C1 до C3, в мембранный блок для получения потока пропиленового пермеата и потока ретентата, содержащего углеводороды фракций C1–C3; направление указанного потока ретентата в уравнительный резервуар для разделения указанного потока ретентата на поток пропана и поток отходящего газа уравнительного резервуара, содержащий углеводороды от C1 до C2; и направление указанного потока отходящего газа уравнительного резервуара в блок концентрирования газа.Another embodiment of the invention is a process for removing lighter hydrocarbons from a gas stream, comprising directing a gas stream containing C1 to C3 hydrocarbons into a membrane unit to obtain a propylene permeate stream and a retentate stream containing C1 to C3 hydrocarbons; directing said retentate stream to a surge tank to separate said retentate stream into a propane stream and a surge tank off-gas stream containing C1 to C2 hydrocarbons; and directing said surge tank off-gas stream to a gas concentration unit.
Краткое описание графических материаловBrief description of graphic materials
На фиг. 1 показана схема потока с добавленной отпарной колонной.In FIG. 1 shows a flow diagram with a stripper added.
На фиг. 2 показана схема потока с добавленным уравнительным резервуаром.In FIG. 2 shows a flow diagram with a surge tank added.
Подробное описание изобретенияDetailed description of the invention
В данном изобретении представлены два альтернативных способа удаления легких фракций из потока пропилена. Первый способ заключается в их удалении за счет обеспечения небольшой отпарной колонны после реактора селективной гидрогенизации. Второй способ заключается в удалении легких фракций из ретентата за счет обеспечения уравнительного резервуара с насадочной секцией для эффективного разделения.The present invention provides two alternative methods for removing light ends from a propylene stream. The first way is to remove them by providing a small stripper after the selective hydrogenation reactor. The second method is to remove light ends from the retentate by providing a surge tank with a packed section for efficient separation.
В существующих установках при отсутствии колонны деэтанизации, которая удаляет C2 и более легкие компоненты и возвращает их в блок концентрирования газа, необходимо включать в их состав небольшую отпарную колонну для управления легкими фракциями и неконденсирующимися газами, выходящими из продукта KLP-реактора. Способ KLP представляет собой способ гидрогенизации для преобразования ацетиленовых соединений в олефины. Легкие фракции, если они не удалены, могут накапливаться в верхнем продукте разделителя C3 и могут создавать ряд проблем: снижение производительности компрессора, повышение/накопление концентрации с течением времени без выхода (хотя легкие олефины, этилен могут просачиваться вместе с C3 =) и снижение чистоты продукта. Отпарная колонна может работать при давлении 2170–3204 кПа (300–450 фунтов/кв. дюйм изб.) или предпочтительно при давлении 2377–2997 кПа (330–420 фунтов/кв. дюйм изб.), включая 10–30 тарелок или предпочтительно 15–25 тарелок. Отпарная колонна также может представлять собой насадочную колонну (с неупорядоченными/структурированными насадками) с высокой эффективностью и нижней HETP (высотой, эквивалентной теоретической тарелке) в 5–25 теоретических тарелок или предпочтительно 8–22 теоретических тарелок. При таком рабочем давлении температура конденсации верхнего продукта составляет 37,8–65,6 °C (100–150°°F) или предпочтительно 43,3–60 °C (110–140°°F), которая может понижаться путем подачи воздуха или охлаждающей воды. Водород и метан можно полностью удалять в верхнем продукте отпарной колонны, а углеводороды C2 можно удалять вплоть до 80–100% или предпочтительно 90–99%. Концентрация C2 в потоке нижнего продукта отпарной колонны составляет 0–30 ч/млн по объему или предпочтительно 2–25 ч/млн по объему.In existing plants, in the absence of a deethanization column that removes C2 and lighter components and returns them to the gas concentration unit, it is necessary to include a small stripper column to manage light ends and non-condensable gases leaving the product of the KLP reactor. The KLP process is a hydrogenation process for converting acetylenic compounds to olefins. Light ends, if not removed, can accumulate in the overflow of the C3 splitter and can create a number of problems: reduced compressor performance, increase/accumulation of concentration over time with no escape (although light olefins, ethylene can leak out with C3=) and reduced purity product. The stripper can be operated at 2170-3204 kPa (300-450 psig) or preferably 2377-2997 kPa (330-420 psig) including 10-30 trays or preferably 15-25 plates. The stripper can also be a packed column (random/structured packing) with high efficiency and a lower HETP (theoretical plate equivalent height) of 5-25 theoretical plates, or preferably 8-22 theoretical plates. At this operating pressure, the top product condensing temperature is 100-150°F (37.8-65.6°C) or preferably 110-140°F (43.3-60°C), which can be lowered by supplying air or cooling water. Hydrogen and methane can be completely removed in the stripper overhead, and C2 hydrocarbons can be removed up to 80-100% or preferably 90-99%. The C2 concentration in the stripper bottoms stream is 0-30 ppmv, or preferably 2-25 ppmv.
Второй способ удаления легких фракций в настоящем изобретении без использования отпарной колонны заключается в установке уравнительного резервуара с приемником потока ретентата с мембраны. Компоненты легких фракций, такие как метан и этан, не могут просачиваться, а вместо этого остаются с пропаном. Однако при отсутствии выхода эти компоненты могут легко накапливаться в этом потоке из-за рециркуляционной петли, которая возвращается в колонну. Таким образом, при установке уравнительного резервуара при определенной температуре обеспечивается выход для этих компонентов и предотвращается их накапливание в системе. Следует отметить, что любой выпуск C3 вместе с C1 и C2 в потоке отдувочного газа можно направлять обратно в блок концентрирования газа для дополнительного извлечения C3 (подобно обработке отходящего газа колонны деэтанизации и отходящего газа отпарной колонны). Уравнительный резервуар представляет собой приемник с выталкивающим водяным башмаком и вертикальной вентиляционной секцией в верхней части. Вертикальная вентиляционная секция представляет собой насадочную секцию/газоход высотой 0,6–6,1 м (2–20 футов) или предпочтительно 1,2–3,7 м (4–12 футов) диаметром 0,30–1,5 м (1–5 футов) или предпочтительно 0,3–0,9 м (1–3 фута). Верхнюю часть вертикальной секции 0,3–3,0 м (1–10 футов) или предпочтительно 0,61–2,4 м (2–8 футов) охлаждают хладагентом для поддержания температуры 7,2–21,1 °C (45–70°°F), предпочтительно 12,8–18,3 °C (55–65°°F). Хладагент может представлять собой внешний хладагент или внутренний технологический флюид (пропиленовый продукт), который можно рециклировать, повторно сжимать и охлаждать для соблюдения требований по режиму охлаждения. С уравнительным резервуаром общее удаление этана составляет 85–99%, предпочтительно 90–98%. Следует отметить, что, если продукт реактора гидрогенизации ацетилена имеет более 100 об. ч/млн. этилена, первая конфигурация с использованием отпарной колонны является предпочтительной по сравнению с отпарной колонной отдувочного газа вследствие того, что этилен может просачиваться через мембрану вместе с C3 =. Отпарная колонна отдувочного газа может эффективно удалять этан, даже если продукт реактора гидрогенизации ацетилена имеет до 2800 моль ч/млн. этана (или концентрацию C2 0,28 мол.%). Отпарная колонна отдувочного газа также может удалять любую воду из ретентата и накапливать ее в загрузочной секции оборудования. Отходящий газ из уравнительного резервуара имеет 0,1–20% C2 или предпочтительно 0,5–10% молярную концентрацию C2 и может направляться в блок концентрирования газа для извлечения компонентов C3. Специалист в данной области может изменять порядок или применять предлагаемые конфигурации различными способами. Комбинация, которая была бы целесообразной, могла бы сочетать обе конфигурации, имеющие отпарную колонну после KLP-реактора и отпарную колонну отдувочного газа на потоке ретентата.The second way to remove light ends in the present invention without the use of a stripper column is to install a surge tank with a receiver for the flow of retentate from the membrane. The light ends components, such as methane and ethane, cannot leak out, but instead remain with the propane. However, in the absence of an outlet, these components can easily accumulate in this stream due to the recycle loop that is returned to the column. Thus, by installing a surge tank at a certain temperature, an outlet for these components is provided and their accumulation in the system is prevented. It should be noted that any C3 outlet along with C1 and C2 in the stripping gas stream can be sent back to the gas concentration unit for additional C3 recovery (similar to treating deethanizer offgas and stripper offgas). The surge tank is a receiver with a push water shoe and a vertical vent section at the top. The vertical vent section is a 0.6–6.1 m (2–20 ft) high or preferably 1.2–3.7 m (4–12 ft) high or 0.30–1.5 m (0.30–1.5 m) diameter ( 1-5 ft) or preferably 0.3-0.9 m (1-3 ft). The top of the 0.3-3.0 m (1-10 ft) or preferably 0.61-2.4 m (2-8 ft) vertical section is cooled with refrigerant to maintain a temperature of 7.2-21.1 °C (45 -70°°F), preferably 12.8-18.3°C (55-65°°F). The refrigerant may be an external refrigerant or an internal process fluid (propylene product) that can be recycled, recompressed and cooled to meet refrigeration requirements. With a surge tank, the overall ethane removal is 85-99%, preferably 90-98%. It should be noted that if the product of the acetylene hydrogenation reactor has more than 100 vol. ppm ethylene, the first configuration using a stripper is preferred over a stripper stripper due to the fact that ethylene can permeate through the membrane along with C3=. The stripping column can effectively remove ethane even if the product of the acetylene hydrogenation reactor has up to 2800 mol ppm. ethane (or a C2 concentration of 0.28 mole %). The stripping column can also remove any water from the retentate and store it in the feed section of the equipment. The off-gas from the surge tank has 0.1-20% C2 or preferably 0.5-10% C2 molar concentration and can be sent to a gas concentration unit to recover the C3 components. The person skilled in the art can change the order or apply the proposed configurations in various ways. A combination that would be useful would be both configurations, having a stripper downstream of the KLP reactor and a stripping column on the retentate stream.
На фиг. 1 приведено решение, в котором отпарная колонна 164 показан после реактора 158 селективной гидрогенизации. На фиг. 1 показан реактор 120 флюид-каталитического крекинга (ФКК), в который направляют свежее углеводородное сырье 126, подлежащее обработке в соответствии со способом, хорошо известным в данной области. Регенератор 114 размещают рядом с реактором 120, причем воздух 112 поступает в регенератор вместе с отработанным катализатором 122. Катализатор регенерируют и возвращают по линии 124 в реактор 120. Поток 116 дымового газа показан выходящим из верхней части регенератора 114. Поток 128 выходит из верхней части реактора 120 и направляется в основную разделительную колонну 130 для разделения на продукт 134 тяжелого рециклового газойля, продукт 136 легкого рециклового газойля и продукт 138 тяжелой нафты. Поток 132 верхнего продукта, который содержит смесь углеводородов, водород и нестабилизированный бензин, выходит из верхней части основной разделительной колонны 130 и направляется в блок 140 концентрирования газа. Поток 146 топливного газа, поток 142 дебутанизированного бензина и поток 144 углеводородов, содержащий углеводороды от C1 до C4, направляют в блок 148 для удаления меркаптанов с получением потока 150, показанного поступающим далее в разделитель 152 C3/C4 с получением потока 154 нижнего продукта C4, который направляют на хранение, и потока 156 верхнего продукта в виде пара, направляемого для дальнейшей обработки, изображенной в виде устройств 158 обработки, включая реактор селективной гидрогенизации, в котором ацетилен взаимодействует с водородом 159. Далее поток 160 направляют в отпарную колонну 164 для получения более легкого потока 162 отходящего газа и потока 166 нижнего продукта, который затем направляют в разделитель 168 C3 для получения потока 170 пропана, который можно направлять на хранение (не показано), и более легкого потока 172, который направляют в мембранный блок 174. Поток 176 ретентата возвращают в разделитель 168 C3, а поток 177 пермеата направляют в компрессор/сушилку 180 для получения потока 182 пропилена.In FIG. 1 shows a solution in which a
На фиг. 2 показано решение, в котором уравнительный резервуар 290 показан обрабатывающим ретентат 276 из мембранного блока 274. На фиг. 2 показан реактор 220 флюид-каталитического крекинга (ФКК), в который направляют свежее углеводородное сырье 226, подлежащее обработке в соответствии со способом, хорошо известным в данной области. Регенератор 214 расположен рядом с реактором 220 с воздухом 212, поступающим вместе с отработанным катализатором 222. Катализатор регенерируют и возвращают через линию 224 в реактор 220. Поток 216 дымового газа показан, выходящий из верхней части регенератора 214. Поток 228 выходит из верхней части реактора 220 и направляется в основную разделительную колонну 230 для разделения на продукт 234 тяжелого рециклового газойля, продукт 236 легкого рециклового газойля и продукт 238 тяжелой нафты. Верхний поток 232, который содержит смесь углеводородов, водород и нестабилизированный бензин, выходит из верхней части основной разделительной колонны 230 и направляется в блок 240 концентрирования газа. Поток 246 топливного газа, поток 242 дебутазированного бензина и поток 244 углеводородов, содержащий углеводороды от C1 до C4, направляют в блок 248 для удаления меркаптанов с получением потока 250, показанного поступающим далее в разделитель 252 C3/C4 с получением потока 254 нижнего продукта C4, который направляют на хранение, и потока 256 верхнего продукта в виде пара, направляемого для дальнейшей обработки, изображенной в виде устройств 258 обработки, включая реактор селективной гидрогенизации, в котором ацетилен взаимодействует с водородом 259. Затем поток 260 подают в разделитель 268 C3 для получения потока 270 пропана, который можно направлять на хранение (не показано) и более легкий поток 272, который направляют в мембранный блок 274. Поток 276 ретентата возвращают в разделитель 268 С3, а поток 277 пермеата направляют в компрессор/сушилку 280 для получения потока 282 пропилена. Показан уравнительный резервуар 290, через который проходит поток 276 газа-ретентата, который перед этим охлаждают в охладителе 275, при этом большую часть жидкостей направляют по линии 294 в разделитель 268 C3, вода выходит по линии 296 и ее необязательно возвращают в более легкий поток 272 для того, чтобы этот поток имел соответствующий уровень влажности на входе в мембранный блок 274. Поток 262 отдувочного газа возвращают в блок 240 концентрирования газа. Также показан вход 292 для потока хладагента, такого как пропановый хладагент, для подачи в уравнительный резервуар 290, при этом поток 293 хладагента выходит из уравнительного резервуара 290.In FIG. 2 shows a solution in which
Конкретные варианты осуществленияSpecific Embodiments
Хотя приведенное ниже описание относится к конкретным вариантам осуществления, следует понимать, что настоящее описание предназначено для иллюстрации и не ограничивает объем предшествующего описания и прилагаемой формулы изобретения.While the following description refers to specific embodiments, it should be understood that the present description is intended to be illustrative and does not limit the scope of the foregoing description and the appended claims.
Первый вариант осуществления изобретения представляет собой способ удаления водорода и более легких углеводородов из потока газа, включающий пропускание потока газа, содержащего углеводороды и углеводороды C1–C3, в отпарную колонну для получения потока отходящего газа отпарной колонны из верхней секции отпарной колонны и потока нижнего продукта, содержащего углеводороды C3, пропускание потока нижнего продукта через разделитель C3 для получения второго потока нижнего продукта, содержащего пропан и второй поток верхнего продукта, содержащий пропилен; направление второго потока верхнего продукта через мембранный блок для получения потока пермеата, содержащего более высокую концентрацию пропилена, чем второй поток верхнего продукта, и потока ретентата, содержащего более высокую концентрацию в пропане, чем второй поток верхнего продукта; и возвращение потока ретентата в разделитель C3. Вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в настоящем разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в настоящем разделе, причем отпарную колонну эксплуатируют при давлении 2170–3204 кПа (давлении 300–450 фунтов/кв. дюйм изб.) и предпочтительно при давлении 2377–2997 кПа (давлении 330–420 фунтов/кв. дюйм изб.). Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в настоящем разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в настоящем разделе, причем отпарная колонна содержит 10–30 тарелок и предпочтительно 15–25 тарелок. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в настоящем разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в настоящем разделе, причем отпарная колонна снабжена насадками и содержит 5–25 теоретических тарелок, предпочтительно 8–22 теоретических тарелок. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в настоящем разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в настоящем разделе, причем 100 мас.% водорода и метана и 80–100 мас.% углеводородов C2 удаляют в отпарной колонне и направляют в поток верхнего продукта к блоку концентрирования газа. Вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в настоящем разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в настоящем разделе, причем поток нижнего продукта отпарной колонны содержит 0–30 ч/млн по объему углеводородов C2. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в настоящем разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в настоящем разделе, причем поток углеводородов, содержащий углеводороды C1–C3, содержит 0–10 мол.% водорода и предпочтительно 0–2 мол.% водорода. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в настоящем разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в настоящем разделе, причем поток углеводородов, содержащий водород и углеводороды C1–C3, содержит 0–10 мол.% метана, предпочтительно 0–2 мол.% метана и 0–10 мол.% углеводородов C2, предпочтительно 0–5 мол.% углеводородов C2. Вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в настоящем разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в настоящем разделе, причем поток углеводородов, содержащий водород и углеводороды C1–C3, контролируют анализаторами и онлайн-системой для контроля и измерения концентраций H2, углеводородов СН4 и C2. Вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в настоящем разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в настоящем разделе, причем поток отходящего газа отпарной колонны находится в сообщении с конденсатором верхнего продукта и конденсатором выпара. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в настоящем разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в настоящем разделе, причем выходной поток пара из конденсатора выпара содержит 0–10 мол.% водорода, предпочтительно 0–5 мол.% водорода и 0–50 мол.% углеводородов C2 или предпочтительно 0–35 мол.% углеводородов. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в настоящем разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в настоящем разделе, причем пар конденсатора выпара направляют в систему топочного газа, продувают или направляют в блок концентрирования газа, где происходит извлечение этилена и пропилена. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в настоящем разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в настоящем разделе, причем пар конденсатора выпара полностью конденсируется без обнаружения конденсируемых газов в потоке сырья к отпарной колонне. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в настоящем разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в настоящем разделе, причем отпарную колонну эксплуатируют посредством перепуска потока сырья к отпарной колонне для прямой связи с колонной разделителя C3.The first embodiment of the invention is a process for removing hydrogen and lighter hydrocarbons from a gas stream, comprising passing a gas stream containing hydrocarbons and C1-C3 hydrocarbons to a stripper column to obtain a stripper off-gas stream from the top section of the stripper column and a bottom product stream, containing C3 hydrocarbons, passing the bottoms stream through a C3 separator to obtain a second bottoms stream containing propane and a second tops stream containing propylene; directing a second overhead stream through a membrane unit to obtain a permeate stream containing a higher concentration of propylene than the second overhead stream and a retentate stream containing a higher concentration in propane than the second overhead stream; and returning the retentate stream to separator C3. An embodiment of the present invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section up to the first embodiment presented in this section, wherein the stripper column is operated at a pressure of 2170-3204 kPa (300-450 psi). . inch g) and preferably at a pressure of 2377-2997 kPa (pressure 330-420 psig). An embodiment of the invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section up to the first embodiment presented in this section, wherein the stripper contains 10-30 trays and preferably 15-25 trays. An embodiment of the invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section up to the first embodiment presented in this section, wherein the stripper is packed and contains 5-25 theoretical plates, preferably 8-22 theoretical plates . An embodiment of the invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section up to the first embodiment presented in this section, wherein 100% by weight of hydrogen and methane and 80-100% by weight of C2 hydrocarbons are removed in stripping column and sent to the overhead stream to the gas concentration unit. An embodiment of the present invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section up to the first embodiment presented in this section, wherein the stripper bottoms stream contains 0-30 ppmv C2 hydrocarbons. An embodiment of the invention is one, any or all of the preceding embodiments presented in this section up to and including the first embodiment presented in this section, wherein the hydrocarbon stream containing C1-C3 hydrocarbons contains 0-10 mole % hydrogen and preferably 0-2 mole % hydrogen. An embodiment of the invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section up to the first embodiment presented in this section, wherein the hydrocarbon stream containing hydrogen and C1-C3 hydrocarbons contains 0-10 mole % methane, preferably 0-2 mole% methane and 0-10 mole% C2 hydrocarbons, preferably 0-5 mole% C2 hydrocarbons. An embodiment of the present invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section up to the first embodiment presented in this section, wherein the hydrocarbon stream containing hydrogen and C1-C3 hydrocarbons is controlled by analyzers and an online system for control and measurement of concentrations of H 2 , hydrocarbons CH 4 and C 2 . An embodiment of the present invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section up to the first embodiment presented in this section, wherein the stripper off-gas stream is in communication with an overhead condenser and a flash condenser. An embodiment of the invention is one, any or all of the preceding embodiments presented in this section up to the first embodiment presented in this section, wherein the vapor effluent from the flash condenser contains 0-10 mole % hydrogen, preferably 0- 5 mol% hydrogen and 0-50 mol% C2 hydrocarbons or preferably 0-35 mol% hydrocarbons. An embodiment of the invention is one, any, or all of the preceding embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, wherein the vapor from the flash condenser is sent to the flue gas system, purged, or sent to a gas concentration unit where ethylene and propylene are extracted. An embodiment of the invention is one, any, or all of the preceding embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, wherein the flash condenser vapor is completely condensed without detection of condensable gases in the feed stream to the stripper. An embodiment of the invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section up to the first embodiment presented in this section, wherein the stripper is operated by bypassing the feed stream to the stripper for direct communication with the C3 splitter column.
Второй вариант осуществления изобретения представляет собой способ удаления водорода и более легких углеводородов из потока газа, включающий направление потока газа, содержащего углеводороды от C1 до C3, в мембранный блок для получения потока пропиленового пермеата и потока ретентата, содержащего углеводороды C1–C3; направление потока ретентата в уравнительный резервуар для разделения потока ретентата на поток пропана и поток отходящего газа уравнительного резервуара, содержащий углеводороды от C1 до C2; и направление потока отходящего газа уравнительного резервуара в блок концентрирования газа. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в настоящем разделе, вплоть до второго варианта осуществления, представленного в настоящем разделе, причем уравнительный резервуар представляет собой приемник с выталкивающим водяным башмаком и вертикальной вентиляционной секцией в верхней секции уравнительного резервуара. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в настоящем разделе, вплоть до второго варианта осуществления, представленного в настоящем разделе, причем вертикальная вентиляционная секция представляет собой насадочную секцию, имеющую высоту от 0,6 до 6,1 м и предпочтительно от 0,3 до 0,9 м. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в настоящем разделе, вплоть до второго варианта осуществления, представленного в настоящем разделе, причем верхнюю секцию уравнительного резервуара охлаждают до 7,2–21,1 °C. Вариант осуществления настоящего изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в настоящем разделе, вплоть до второго варианта осуществления, представленного в настоящем разделе, причем поток отходящего газа уравнительного резервуара содержит 0,5–10 мол.% углеводородов C2. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в настоящем разделе, вплоть до второго варианта осуществления, представленного в настоящем разделе, причем удаляют в целом 85–99 мас.% этана.The second embodiment of the invention is a process for removing hydrogen and lighter hydrocarbons from a gas stream, comprising directing a gas stream containing C1 to C3 hydrocarbons into a membrane unit to obtain a propylene permeate stream and a retentate stream containing C1 to C3 hydrocarbons; directing the retentate stream to a surge tank to separate the retentate stream into a propane stream and a surge tank off-gas stream containing C1 to C2 hydrocarbons; and directing the off-gas flow of the surge tank to the gas concentration unit. An embodiment of the invention is one, any or all of the preceding embodiments presented in this section up to the second embodiment presented in this section, wherein the surge tank is a receptacle with a push water shoe and a vertical vent section in the top section of the surge tank . An embodiment of the invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section up to the second embodiment presented in this section, wherein the vertical vent section is an orifice section having a height of 0.6 to 6.1 m and preferably from 0.3 to 0.9 m. An embodiment of the invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section, up to the second embodiment presented in this section, and the upper section of the surge tank is cooled up to 7.2–21.1 °C. An embodiment of the present invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section up to the second embodiment presented in this section, wherein the surge tank off-gas stream contains 0.5-10 mole % C2 hydrocarbons. An embodiment of the invention is one, any, or all of the preceding embodiments presented in this section up to the second embodiment presented in this section, wherein 85-99 wt% of ethane is removed in total.
Без дополнительной проработки считается, что с помощью предшествующего описания специалист в данной области может в полной мере использовать настоящее изобретение и легко устанавливать основные характеристики настоящего изобретения, чтобы без отступления от сущности и объема изобретения вносить в него различные изменения и модификации изобретения и адаптировать его к различным вариантам применения и условиям. Таким образом, предшествующие предпочтительные конкретные варианты осуществления следует рассматривать как исключительно иллюстративные, не накладывающие каких-либо ограничений на остальную часть описания и охватывающие различные модификации и эквивалентные конструкции, входящие в объем прилагаемой формулы изобретения.Without further elaboration, it is believed that with the help of the foregoing description, a person skilled in the art can make full use of the present invention and easily establish the main characteristics of the present invention in order to make various changes and modifications to the invention and adapt it to various applications and conditions. Thus, the foregoing preferred specific embodiments are to be considered as illustrative only, without imposing any limitation on the remainder of the description, and covering various modifications and equivalent constructions falling within the scope of the appended claims.
Если не указано иное, в приведенном выше описании все температуры представлены в градусах по шкале Цельсия, а все доли и процентные значения даны по массе.Unless otherwise indicated, in the above description, all temperatures are in degrees Celsius and all fractions and percentages are by weight.
Claims (14)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US16/425,894 | 2019-05-29 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2797297C1 true RU2797297C1 (en) | 2023-06-01 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3408792A (en) * | 1966-08-22 | 1968-11-05 | Universal Oil Prod Co | Purification of hydrogen-containing gaseous streams |
| RU2099654C1 (en) * | 1988-11-21 | 1997-12-20 | Элкор Корпорейшн | Method of separation of gases and device for its realization |
| US6112602A (en) * | 1993-06-14 | 2000-09-05 | New Jersey Institute Of Technology | Analytical apparatus and instrumentation for on-line measurement of volatile organic compounds in fluids |
| US20110049051A1 (en) * | 2008-01-28 | 2011-03-03 | Ifp | Process for separating propane and propylene using a distillation column and a membrane separation column |
| RU2445301C1 (en) * | 2008-06-27 | 2012-03-20 | Ламмус Текнолоджи Инк. | Improved method for separation when producing olefins |
| WO2012061214A2 (en) * | 2010-11-01 | 2012-05-10 | Uop Llc | Propane dehydrogenation process utilizing fluidized catalyst system |
| WO2016093558A1 (en) * | 2014-12-11 | 2016-06-16 | 에스케이가스 주식회사 | Method for separating propylene from dehydrogenation reaction products of propane-containing feedstock |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3408792A (en) * | 1966-08-22 | 1968-11-05 | Universal Oil Prod Co | Purification of hydrogen-containing gaseous streams |
| RU2099654C1 (en) * | 1988-11-21 | 1997-12-20 | Элкор Корпорейшн | Method of separation of gases and device for its realization |
| US6112602A (en) * | 1993-06-14 | 2000-09-05 | New Jersey Institute Of Technology | Analytical apparatus and instrumentation for on-line measurement of volatile organic compounds in fluids |
| US20110049051A1 (en) * | 2008-01-28 | 2011-03-03 | Ifp | Process for separating propane and propylene using a distillation column and a membrane separation column |
| RU2445301C1 (en) * | 2008-06-27 | 2012-03-20 | Ламмус Текнолоджи Инк. | Improved method for separation when producing olefins |
| WO2012061214A2 (en) * | 2010-11-01 | 2012-05-10 | Uop Llc | Propane dehydrogenation process utilizing fluidized catalyst system |
| WO2016093558A1 (en) * | 2014-12-11 | 2016-06-16 | 에스케이가스 주식회사 | Method for separating propylene from dehydrogenation reaction products of propane-containing feedstock |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA1298065C (en) | Processing nitrogen-rich, hydrogen-rich, and olefin- rich gases with physical solvents | |
| KR100230672B1 (en) | Absorption process for ethylene and hydrogen recovery | |
| EP1215459B1 (en) | Process and installation for recovering and purifying of ethylen produced by hydrocarbon pyrolysis | |
| US5045177A (en) | Desulfurizing in a delayed coking process | |
| US8524070B2 (en) | Method for processing hydrocarbon pyrolysis effluent | |
| CN102408294B (en) | Integration of a methanol-to-olefin reaction system with a hydrocarbon pyrolysis system | |
| US20180170839A1 (en) | Recovery of Hydrogen and Ethylene from Fluid Catalytic Cracking Refinery Off Gas | |
| KR20100097092A (en) | Splitter with multi-stage heat pump compressor and inter-reboiler | |
| EA008236B1 (en) | Recovery of ethylene and propylene from a methanol to olefin reaction system | |
| EP0512165A1 (en) | Method of operating an unsaturated gas plant | |
| JP2010505033A (en) | Absorption and recovery of light olefins without carbon dioxide | |
| US8952211B2 (en) | Absorber demethanizer for FCC process | |
| NL9300322A (en) | METHOD FOR TREATING ACID LIQUEFIED PETROLEUM GAS. | |
| WO2014064172A2 (en) | Process for recovery light molecules from olefinic feedstream | |
| EP1198540B1 (en) | Propene recovery | |
| US6358399B1 (en) | Process for separating ethane and ethylene by solvent absorption and hydrogenation of the solvent phase | |
| EP0113180B1 (en) | Catalytic conversion of light-olefinic feedstocks in a fluidized-catalytic-cracking gas plant | |
| US11136280B2 (en) | Process and system for removal of light ends and non-condensables to prevent buildup in an olefin/paraffin membrane separation process | |
| RU2797297C1 (en) | Method and system for removing light fractions and non-condensable gases to prevent their accumulation during olefin/paraffin membrane separation | |
| US8524046B2 (en) | Distillation column pressure control | |
| US10160921B2 (en) | Process for removing oxygenates from hydrocarbon streams | |
| US10399914B2 (en) | Green oil removal from ethylene plants | |
| US5763715A (en) | Butadiene removal system for ethylene plants with front end hydrogenation systems | |
| US3267028A (en) | Separation of wet pyrolysis gases by sorbent treating and fractionation | |
| US11279890B1 (en) | Chemisorption of carbonyls from liquid phase hydrocarbons using solid sodium bisulfite |