UA77491C2 - Спосіб та установка для одержання вуглеводнів - Google Patents
Спосіб та установка для одержання вуглеводнів Download PDFInfo
- Publication number
- UA77491C2 UA77491C2 UA20040806797A UA20040806797A UA77491C2 UA 77491 C2 UA77491 C2 UA 77491C2 UA 20040806797 A UA20040806797 A UA 20040806797A UA 20040806797 A UA20040806797 A UA 20040806797A UA 77491 C2 UA77491 C2 UA 77491C2
- Authority
- UA
- Ukraine
- Prior art keywords
- gas
- reforming
- turbine
- unit
- steam
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 68
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 58
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 58
- 238000002407 reforming Methods 0.000 claims abstract description 113
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 42
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims abstract description 42
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 40
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 185
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 32
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 31
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 31
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 31
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 27
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 25
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 25
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 22
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 20
- 239000000047 product Substances 0.000 claims description 19
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 12
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 11
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 8
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims description 7
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 3
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 2
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 claims description 2
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims 1
- 238000003809 water extraction Methods 0.000 claims 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 29
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 19
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 19
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical class [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 11
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 11
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 11
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 7
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910002090 carbon oxide Inorganic materials 0.000 description 4
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 4
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 3
- -1 paraffins Chemical class 0.000 description 3
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 3
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002453 autothermal reforming Methods 0.000 description 2
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 2
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 2
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 2
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 2
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 2
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 2
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 2
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical class CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N ZrO2 Inorganic materials O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 1
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 229910001882 dioxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);zirconium(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[Zr+4] RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011112 process operation Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 1
- 238000007086 side reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 229910052723 transition metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003624 transition metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 1
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
- C10G2/32—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon from carbon monoxide with hydrogen with the use of 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
- C01B3/38—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 using catalysts
- C01B3/382—Multi-step 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
- C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
- C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
- C01B2203/0233—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a steam reforming 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
- C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
- C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
- C01B2203/0244—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being an autothermal reforming step, e.g. secondary reforming 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
- C01B2203/04—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
- C01B2203/042—Purification by adsorption on solids
-
- 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
- C01B2203/062—Hydrocarbon production, e.g. Fischer-Tropsch process
-
- 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
- C01B2203/0883—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
- C01B2203/14—Details of the flowsheet
- C01B2203/142—At least two reforming, decomposition or partial oxidation 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)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Спосіб одержання вуглеводнів за Фішером-Тропшем, в якому синтез-газ одержують первинним паровим риформінгом вуглеводневої сировини в трубах установки теплообмінного риформінгу шляхом піддавання газу первинного риформінгу повторному риформінгу і використання гарячого газу повторного риформінгу для нагрівання труб в установці теплообмінного риформінгу, утворений риформінг-газ охолоджують, зневоднюють і використовують для утворення вуглеводнів. Принаймні частину залишкового газу процесу Фішера-Тропша спалюють в газовій турбіні для одержання енергії для процесу риформінгу. Установка для здійснення вказаного способу.
Description
Опис винаходу
Даний винахід відноситься до процесу Фішера-Тропша отримання вуглеводнів і, зокрема до ефективного 2 використання вуглецевих значень в сировині для отримання синтезу-газу, що містить водень і оксиди вуглецю, шляхом каталітичної реакції пари з вуглеводневою сировиною, яка буде використана в процесі Фішера-Тропша для отримання вуглеводнів.
У процесі Фішера-Тропша синтез-газ, що містить монооксид вуглецю і водень, реагує в присутності каталізатора, який звичайно є композицією, що містить кобальт і/або залізо. Процес може бути здійснений з 710 використанням одного або декількох нерухомих шарів каталізатора або з використанням рухомого каталізатора, наприклад, суспензії каталізатора у вуглеводневій рідині. Отриману вуглеводневу рідину відділяють від залишкового газу. Ця реакція може бути проведена за один прохід, або частина залишкового газу може бути з'єднана зі свіжим синтезом-газом і повернена в реактор Фішера-Тропша. Будь-який залишковий газ, який не повертається в реактор Фішера-Тропша для подальших реакцій, називається тут хвостовим газом. Залишковий газ, крім водню, що не прореагував, і монооксиду вуглецю, містить деякі легкі вуглеводні, наприклад, парафіни, включаючи метан, етан, бутан, олефіни, такі як пропілен, спирти, як етанол, і сліди інших малих складових, таких як органічні кислоти. Він також звичайно містить небагато двоокису вуглецю, який може бути присутнім в синтезі-газі, що подається на процес Фішера-Тропша і/або утворюватися внаслідок побічних реакцій.
Можливо, як результат неповного розділення рідкого вуглеводневого продукту, залишковий газ може також містити невелику частку вищих вуглеводнів, тобто, вуглеводнів, що містять 5 або більше атомів вуглецю. Ці компоненти залишкового газу є цінним джерелом пального.
У даному винаході принаймні частина залишкового газу використовується для спалення в газовій турбіні, щоб забезпечити подачу енергії в процес. Це дає виграш у виході по енергії процесу і може привести до значної економії вартості установки, оскільки може бути значно скорочена або зовсім усунена потреба в паровій турбіні с високого тиску. Ге)
Паровий риформінг широко практикується і використовується для отримання потоку водню і синтезу-газу для ряду процесів, таких як отримання аміаку, метанолу і процес Фішера-Тропша.
У процесі парового риформінгу знесірчена вуглеводнева сировина, наприклад, природний газ або неочищена суміш змішуються з парою і проводяться при підвищеній температурі і тиску через прийнятний каталізатор, -- звичайно перехідній метал, зокрема, нікель, на прийнятній підкладці, наприклад, з окислу алюмінію, окислу Ге»! магнію, двоокису цирконію або глиноземистого цементу. У процесі парового риформінгу будь-які присутні вуглеводні, що містять два або більше атомів вуглецю, перетворюються в монооксид вуглецю і водень, і, крім З того, відбуваються зворотні реакції метанування/паровий риформінг і реакції водяного газу. Ступінь, до якого ча доходять ці зворотні реакції, залежить від умов процесу, наприклад, температури і тиску, складу живлення і активності каталізатора риформінгу. Реакція метанування/паровий риформінг є сильно ендотермічною, і тому в для конверсії метану в оксиди вуглецю сприятливі високі температури. З цієї причини паровий риформінг звичайно здійснюють при температурах на виході вище 6002С, звичайно в інтервалі від 6502 до 9509С, пропускаючи суміш сировина/пара через каталізатор первинного парового риформінгу, розташований в трубах, «КК нагрітих ззовні. Крім того, склад отриманого газу залежить від співвідношення між компонентами сировини, З7З 70 тиску і температури. Продукт звичайно містить метан, водень, оксиди вуглецю, пару і який-небудь газ, як азот, с який присутній в подачі і який інертний в умовах, що застосовуються. Для синтезу Фішера-Тропша бажано, щоб "з мольне відношення водню до монооксиду вуглецю складало близько 2 і щоб кількість присутнього діоксиду вуглецю була незначною.
Щоб отримати синтез-газ, більш прийнятний для синтезу Фішера-Тропша, газ первинного риформінгу може 79 зазнавати повторного риформінгу шляхом часткового спалення газу первинного риформінгу, використовуючи ї прийнятний окислювач, наприклад повітря або кисень. Це підвищує температуру риформінг-газу, який потім в -І адіабатичних умовах проходить через шар каталізатора повторного риформінгу, знов звичайно з нікелю на прийнятній підкладці, щоб довести склад газу до рівноважного. Повторний риформінг відповідає трьом чинникам: т температурі, підвищеній внаслідок часткового спалення і подальшого адіабатичного риформінгу, що приводить (Се) 50 до більшого ступеня риформінгу, так що газ повторного риформінгу містить знижену кількість залишкового га метану. По-друге, підвищена температура сприятлива для зворотної реакції водяної пари, так що збільшується відношення монооксиду вуглецю до діоксиду вуглецю. По-третє, при частковому спаленні ефективно використовується частина водню, присутнього в риформінг-газі, знижуючи таким чином відношення водню до оксидів вуглецю. Всі разом, ці чинники роблять газ повторного риформінгу, утворений з природного газу як 59 сировини, більш прийнятним для використання як синтез-газ для таких застосувань, як синтез Фішера-Тропша,
ГФ) ніж, якби стадія повторного риформінгу була відсутньою. Також з газу повторного риформінгу може бути юю витягнуто більше тепла: зокрема, регенероване тепло може бути використане для нагрівання труб установки первинного риформінгу, що містять каталізатор. Таким чином, первинний риформінг може бути здійснений в установці теплообмінного риформінгу, в якій утримуючі каталізатор труби установки риформінгу нагріваються 60 газом повторного риформінгу. Використання як окислювача не повітря, а кисню, забезпечує подальші переваги, оскільки в синтез-газ не вводять інертний азот. Це означає, що можливі як рецикл СО 5, який легко може поглинатися з синтез-газу за відсутності азоту, так і рецикл залишкового газу процесу Фішера-Тропша, який не прореагував, що збільшує міру перетворення газу, який подається в рідині процесу Фішера-Тропша. Приклади таких установок риформінгу і процесів, що використовують їх, розкриті, наприклад, в патентах ОЗ 4690690 і 05 бо двоБАА2.
У публікації УМО 00/09441 описаний процес риформінгу, в якому суміш сировина/пара піддають первинному риформінгу за допомогою каталізатора, розміщеного в нагрітих трубах установки теплообмінного риформінгу, потім отриманий газ первинного риформінгу піддають повторному риформінгу шляхом часткового спалення газу первинного риформінгу газом, що містить кисень, і доводячи отримані газоподібні продукти часткового згоряння до рівноваги на каталізаторі повторного риформінгу, і потім отриманий газ повторного риформінгу використовується для нагрівання труб установки теплообмінного риформінгу. У цій публікації УМО 00/09441 двоокис вуглецю відділяють від продукту до або після його використання в синтезі сполук, що містять вуглець, і повертають на живлення установки риформінгу. В одному варіанті виконання, описаному в цій публікації, 7/0 Діоксид вуглецю, що повертається, був частиною залишкового газу процесу синтезу Фішера-Тропша, і додають до сировини - природного газу - до десульфуризації останнього.
У патенті О5-А-5733941 описаний процес Фішера-Тропша, в якому синтез-газ виготовляється в установці автотермічного риформінгу. Залишковий газ процесу Фішера-Тропша спалюють і використовують для приведення в дію силової турбіни. Тепло з установки риформінгу проходить через множину теплообмінників, і /5 регенероване тепло використовується для нагрівання пари і попереднього нагрівання вуглеводневого газу, що подається на установку риформінгу, синтез-газу, що подається на процес Фішера-Тропша, і залишкового газу процесу Фішера-Тропша. Хоча залишковий газ використовується для виробництва енергії, все ще залишається необхідність у виробництві пари високого тиску з тепла установки риформінгу.
У патенті Ш5-8-6172124 описаний так званий процес "газ в рідині" в якому залишковий газ процесу Фішера-Тропша використовується для топки в газовій турбіні, яка приводить в дію повітряні компресори, що використовуються в процесі. Синтез-газ виготовляється також в установці автотермічного риформінгу, в якій повітря і пара реагують з вуглеводневим газом, що подається з утворенням суміші синтез-газу, який містить азот, монооксид вуглецю і водень. Тепло, вироблене в установці риформінгу, регенерується з потоку синтез-газу і використовується для отримання пари. с
Коли газ повторного риформінгу використовується для нагрівання труб установки теплообмінного риформінгу, в якій відбувається процес первинного риформінгу, тобто коли для отримання синтез-газу і) використовується установка риформінгу з газовим нагріванням (УРГН), тепло від процесу риформінгу ефективно регенерується без необхідності використання парогенератора високого тиску. Це відрізняється від роботи звичайної автотермічної установки риформінгу, яка описана, наприклад, в патентах И5-А-5733941 і «- зо З-8-6172124, де тепло від продуктового потоку синтез-газу повинно бути регенеровано в системі теплообмінників і використане для виробництва пари. Хоча використання УРГН для отримання синтез-газу Ме відкриває можливості для зменшення необхідного парогенератора, загальні потреби в енергії процесу "газ в «г рідині" звичайно вимагають наявності парогенератора для отримання енергії за допомогою парових турбін і т.п.
Такий парогенератор може топитися залишковим газом Фішера-Тропша, доповненим іншим джерелом палива, - з5 Наприклад, природним газом, який інакше міг би використовуватися для отримання синтез-газу. Очевидно, що ча використання додаткового палива знижує повну конверсію вуглецю процесу "газ в рідині", а необхідність забезпечити виробництво пари збільшує вартість установки.
У патенті ЕР-А-1197471 описаний спосіб отримання синтез-газу, прийнятний для живлення процесів
Фішера-Тропша, в якому вуглеводнева сировина, наприклад, природний газ, реагує з парою і/або киснем, і « принаймні частина потреби в парі забезпечується теплообміном від відхідного газу газової турбіни, що з с приводить в дію повітророздільну установку, що забезпечує принаймні частину кисню, необхідного для отримання синтез-газу. Оскільки газова турбіна живиться горючим паливним газом, який може містити частину ;» залишкового газу процесу Фішера-Тропша, виробництво синтез-газу не включає первинний риформінг суміші вуглеводнева сировина/пара на каталізаторі розміщеному в нагрітих трубах установки теплообмінного риформінгу, піддаючи газ, отриманий в первинному риформінгу, повторному риформінгу шляхом часткового -І спалення газу первинного риформінгу кисеневмісним газом і доведення газу, отриманого внаслідок часткового спалення, до рівноваги за допомогою каталізатора повторного риформінгу, а потім використовуючи газ,
Ш- отриманий у повторному риформінгу для нагрівання труб установки теплообмінного риформінгу. їх Було виявлено, що процес "газ в рідині", який використовує такий спосіб отримання синтез-газу, може бути
Зроблений більш ефективним, коли залишковий газ процесу Фішера-Тропша використовується як паливо в ік газовій турбіні для генерації енергії. шк Відповідно до викладеного, даний винахід відноситься до способу отримання вуглеводнів процесом
Фішера-Тропша, що включає: а) піддавання суміші газоподібної знесірченої вуглеводневої сировини і пари паровому риформінгу шляхом: ї проходження суміші через каталізатор, розміщений в нагрітих трубах установки теплообмінного риформінгу,
Ф) ії) піддавання газу, що утворився в первинному риформінгу, повторному риформінгу шляхом часткового ка спалення газу первинного риформінгу киснем і приведення утворених газоподібних продуктів часткового згоряння до рівноваги за допомогою каталізатора повторного риформінгу, і во ії) використання газу, утвореного у повторному риформінгу, для нагрівання труб установки теплообмінного риформінгу для отримання частково охолодженого риформінг-газу,
Б) подальше охолоджування частково охолодженого риформінг-газу нижче точки роси пари, щоб сконденсувати воду і відділити сконденсовану воду з отриманням зневодненого синтез-газу, с) проходження зневодненого синтез-газу через реакцію синтезу вуглеводнів для отримання потоку продуктів 65 реакції, 4) розділення принаймні частини потоку продуктів реакції на вуглеводневий потік продукту і потік залишкового газу, е) спалення принаймні частини залишкового газу для отримання робочого газу, і 7) використання робочого газу для приведення в дію турбіни для отримання енергії від турбіни.
В іншому аспекті винаходу, запропонована хімічна установка для отримання рідкого вуглеводневого продукту з знесірченої вуглеводневої сировини, що подається на живлення, і пари, що містить: а) установку первинного теплообмінного риформінгу, яка включає кожух, множину реакційних труб, розміщених всередині вказаного кожуха і, що містять каталізатор риформінгу, і засобу для переміщення теплообмінного середовища всередині кожуха для нагрівання реакційних труб, 70 В) установку повторного риформінгу, що включає зону згоряння вгору по потоку і зону риформінгу вниз по потоку, що містить шар каталізатора риформінгу, і засоби для введення збагаченого киснем газу і газу первинного риформінгу в зону згоряння, с) засоби для перенесення газу повторного риформінгу з установки повторного риформінгу в кожух установки первинного риформінгу, а) засоби для перенесення газу повторного риформінгу з кожуха установки первинного риформінгу в реактор синтезу вуглеводнів за допомогою засобів видалення води, е) реактор синтезу вуглеводнів, 7) засоби для розділення потоку синтезованих вуглеводнів, отриманих в реакторі синтезу вуглеводнів, на продуктовий потік рідких вуглеводнів і потік залишкового газу, 9) газотурбінний агрегат, що включає повітряний компресор, камеру згоряння і блок турбіни,
І) засоби для перенесення принаймні частини залишкового газу в камеру згоряння газової турбіни.
Кількість кисню, необхідна для установки повторного риформінгу, визначається двома основними чинниками, а саме, бажаним складом отриманого газу і тепловим балансом установки теплообмінного риформінгу. Так, звичайно збільшення кількості кисню спричиняє зниження відношення |Н 2МСО) і зниження частки двоокису сч ов Вуглецю. З іншого боку, якщо умови підібрані так, що склад продукту і температура підтримуються постійними, збільшення температури, за якої сировина подається на установку теплообмінного риформінгу, знижує потребу в і) кисні (при постійній температурі подачі кисню). Зниження необхідної кількості кисню вигідне, оскільки це означає, що можна використати меншу, а значить, більш дешеву повітророздільну установку для отримання кисню. Температура сировини може бути збільшена за допомогою будь-якого прийнятного джерела тепла, яке за "де зо необхідності може бути топковим нагрівником, який для спалення може використовувати повітря, а не кисень.
Кисень, який згоряє з газом первинного риформінгу на етапі а) (ії), доставляється шляхом подачі Ме збагаченого киснем газу, який переважно більше ніж на 9095, зокрема 29595 є киснем. Збагачений киснем газ « переважно виробляється на повітророздільній установці. Використання збагаченого киснем газу замість повітря для подачі кисню для часткового спалення газу первинного риформінгу скорочує об'єм інертного газу (головним - з5 чином азоту), що вводиться в процес. Присутність інертних газів знижує теплоту згоряння палива, тобто, ча тепловміст утвореного потоку залишкового газу, так що переважно їх мінімізувати.
Реакція синтезу вуглеводнів переважно є процесом Фішера-Тропша (Ф-Т), добре відомим в рівні техніки. У процесі Ф-Т синтез-газ, що містить монооксид вуглецю і водень, реагує в присутності каталізатора, який звичайно є композицією, що містить кобальт і/або залізо. Реактор Ф-Т може бути реактором з нерухомим шаром, « реактором з каталізаторною суспензією або іншою прийнятною конфігурацією реактора, відомою фахівцям в з с даній галузі. Бажаними продуктами є рідкі вуглеводні (Ф-Т-вуглеводні), які відділяють, звичайно на стадії . первинного розділення, разом з утвореною водою, від газоподібних продуктів реакції, які містять гази, які не и?» прореагували. Частина потоку газоподібних продуктів реакції звичайно повертається в процес Ф-Т, однак, щоб уникнути утворення інертних газів в процесі, продувальний потік залишкового Ф-Т-газу також відділяють від потоку продуктів реакції. -І Реактор Ф-Т вимагає безперервного охолоджування, і відведене тепло може використовуватися для генерації пари низького тиску. Принаймні частина потоку залишкового Ф-Т-газу, який містить деяку кількість ш- водню і вуглеводню, використовується для опалювання газотурбінного агрегату для отримання енергії. При їх бажанні один або більше додаткових продувальних потоків, наприклад, з установки регенерації Но або установки гідрокрекінгу, можуть об'єднуватися з потоком залишкового Ф-Т-газу до подачі в камеру згоряння і, газової турбіни. Інша частина потоку залишкового Ф-Т-газу може повертатися на установку повторного як риформінгу, тобто, частина залишкового Ф-Т-газу може подаватися в газ первинного риформінгу до його спалення. Теплота згоряння палива залишкового газу звичайно становить 2000-10000 (британських теплових одиниць) бто/фт і такий рецикл забезпечує корисне джерело палива.
Газова турбіна має звичайну форму і включає повітряний компресор, камеру згоряння і турбінний агрегат, в якому робочі гази розширяються, щоб привести в дію турбіну, і таким чином обертають привідний(і) вал(и).
Ф) Залишковий газ подається в камеру згоряння газової турбіни, де він спалюється разом з повітрям з повітряного ка компресора. Тепло переважно регенерується з відхідного газу турбіни і використовується в процесі. Наприклад, теплота, присутня у відхідному газі газової турбіни, може використовуватися для перегрівання пари низького бо тиску (НТ) з реактора Ф-Т і для постачання теплом системи сатурації робочої пари. Додаткове паливо може спалюватися у витяжному каналі, щоб забезпечити ефективне нагрівання. Перегріта пара НТ використовується для приведення в дію парових турбін. Було виявлено, що парою НТ може бути вироблена значна кількість енергії.
У переважному виконанні частина повітря з секції повітряного компресора газової турбіни відводиться на 65 повітророздільну установку, яка подає збагачений киснем робочий газ на установку повторного риформінгу. У цьому випадку в установці передбачені засоби, такі, як трубопровід для транспортування відведеного повітря.
Це має ту перевагу, що знижується потреба в енергії для будь-якого повітряного компресора, який живить повітророздільну установку. Звичайно для живлення повітророздільної установки може бути взято до 2090 об'ємного повітряного потоку газотурбінного компресора.
Коли збагачений киснем газ для процесу повторного риформінгу забезпечується повітророздільною установкою, значна кількість небажаного інертного газу (головним чином азоту) також утворюється при підвищеному тиску. Далі, переважно, щоб інертні гази, утворені в процесі розділення повітря, вводилися в газову турбіну, щоб збільшити об'єм газу, який проходить через турбіну і, таким чином, збільшити вихід енергії. У цьому варіанті виконання передбачені трубопроводи, щоб транспортувати газ з повітророздільної 7/о установки в газотурбінний агрегат.
Між потоком стиснутого повітря і потоком інертних газів з повітророздільної установки може пройти деякий теплообмін, щоб трохи нагріти інертні гази і охолодити стиснуте повітря перед введенням в газову турбіну. У випадку роботи з введенням інертних газів бажано зрівняти, принаймні приблизно, потоки через газотурбінний компресор і турбіну. Тому мольна швидкість потоку інертного газу, що вводиться в турбіну, і мольна швидкість /5 потоку стиснутого повітря, відведеного від газотурбінного компресора, переважно підтримуються приблизно однаковими.
Енергія, вироблена газовою турбіною, може використовуватися безпосередньо для подачі енергії в ряді технологічних операцій в рамках процесу "газ в рідині". Енергія може бути використана безпосередньо для приведення в дію, наприклад, повітророздільної установки, компресора рециклу Ф-Т, компресора залишкового 2о тазу або холодильної системи регенерації Ф-Т-вуглеводнів. Частина або вся енергія може бути проведена на генератор змінного струму, щоб отримати електрику, необхідну в процесі.
Якщо необхідно, додаткове вуглеводневе паливо може подаватися в газотурбінний агрегат, якщо тепловміст в залишковому газі недостатній для забезпечення енергії, необхідної для технологічних операцій. Звичайно додаткове паливо може бути природним газом, тому що дуже можливо, щоб подача природного газу була с ов доступна для постачання вуглеводневою сировиною операції риформінгу.
Газотурбінний агрегат вибирається так, щоб він був відповідного розміру і специфікацій для установки, і) враховуючи існуючі потоки газу і необхідний вихід по енергії. Переважно газова турбіна вибирається так, щоб вона працювала при 8095-10095 своїй потужності, щоб максимізувати економічну ефективність установки.
Фахівець може, використовуючи свій досвід, вибрати відповідний газотурбінний агрегат для конкретної «- зо конструкції установки.
Винахід ілюструється посиланнями на прикладене креслення, яке є схематичною картою технологічного б» процесу одного варіанту виконання винаходу. «Е
На кресленні суміш знесірченої вуглеводневої сировини, наприклад, природного газу, і пари подається, звичайно при тиску від 10 до 5Оабс.бар., по лінії 10 в теплообмінник 12 і звідти по лінії 14 в труби 16, що ї- містять каталізатор, установки теплообмінного риформінгу 18. До введення в труби 16 суміш звичайно ї- нагрівають до температури в інтервалі від 350 до 5502. Для простоти на кресленні показані тільки три труби, на практиці може бути декілька десятків або сотень таких труб.
Суміш сировина/пара зазнає парового риформінгу в трубах 16, і газ первинного риформінгу залишає установку теплообмінного риформінгу 18 по лінії 20, звичайно при температурі в інтервалі від 600 до 80020. Газ « первинного риформінгу подається по лінії 20 в установку повторного риформінгу ЗО, в яку кисень надходить по - с лінії 28. Повітря в трубопроводі 22 стискається повітряним компресором 24 і подається у повітророздільну ц установку 26, з якої збагачений киснем газ подається по лінії 28 в установку повторного риформінгу 30. "» Суміш газу первинного риформінгу і залишкового газу частково згоряє в установці повторного риформінгу і приводиться в рівновагу шляхом проходження через каталізатор повторного риформінгу 32. Газ повторного риформінгу покидає установку повторного риформінгу по лінії 34, звичайно при температурі в інтервалі від 850 -І до 115096. -1 Тепло регенерується з гарячого газу повторного риформінгу при проходженні газу повторного риформінгу по лінії 34 в міжтрубний простір установки теплообмінного риформінгу 18, тобто газ повторного риформінгу утворює
ЧК» теплообмінне середовище установки теплообмінного риформінгу. Газ повторного риформінгу таким чином с 50 охолоджується внаслідок теплообміну з газом, що зазнає риформінгу в трубах 16, і залишає установку теплообмінного риформінгу по лінії 36, звичайно при температурі, на 50-1502С вищій за температуру, при якій - суміш вуглеводнева сировина/пара подається в труби 16.
Потім частково охолоджений газ повторного риформінгу охолоджується далі з регенерацією тепла в одному або більше теплообмінниках 38 до температури нижче точки роси води в газі повторного риформінгу. Регенероване тепло може використовуватися для нагрівання сатуратора процесу (не показаний), який о забезпечує робочою парою процес синтезу. Охолоджений газ повторного риформінгу потім подається по лінії 40 в сепаратор 42, в якому сконденсована вода відділяється як потік рідкої води 44. Ця вода може повертатися їмо) шляхом Її нагрівання і контактування вуглеводневої сировини з гарячою водою, що утворилася в сатураторі для отримання суміші вуглеводнів і пари. 6о0 Зневоднений газ, що залишився, проводиться потім по лінії 45 в необов'язкову установку розділення водню 46, наприклад, мембранну установку або стадію адсорбції з коливаннями тиску, щоб розділити частину водню в зневодненому газі у вигляді потоку водню 48. Водень з сепаратора водню може бути використаний для гідродесульфуризації початкової вуглеводневої сировини, що подається в установку теплообмінного риформінгу 18. Також, водень з цієї стадії може сполучатися із залишковим Ф-Т-газом перед спаленням в газовій турбіні. 65 Зневоднений газ, що утворився, з відділеним воднем подається потім по лінії 50 в реактор синтезу
Фішера-Тропша 52, і цільовий потік розділяється в розділювальній установці 56 на потік рідких вуглеводнів і побічної води, як цільовий вуглеводневий потік 58, і потік газоподібних продуктів 61, який також містить гази, які не прореагували. Бажані рідкі вуглеводні потім відділяють від продуктового потоку рідких вуглеводнів 58 (не показано). Пара НТ може утворюватися, прямо або непрямо, в охолоджувачі, необхідному для охолоджування реактора Ф-Т, і ця пара може бути перегріта для приведення в дію парових турбін.
Газоподібний цільовий потік 61 повертається в реактор Ф-Т 52 по лінії 50. Залишковий Ф-Т-газ продувають як потік 60 з газоподібного цільового потоку 61, щоб уникнути утворення інертних газів, наприклад, азоту, який може бути присутнім у вуглеводневій сировині як забруднююча домішка і/або часто присутній в малих кількостях як домішка в кисні, що використовується для часткового спалення. Продувальний потік залишкового 7/о газу 60 спалюють в камері згоряння 62 газотурбінної установки.
Газотурбінна установка включає повітряний компресор 66, камеру згоряння 62 і турбіну 68. Повітря подається в компресор 66 по лінії 64. Газоподібні продукти згоряння розширяються в турбінній установці 68, проводячи таким чином енергію у валу турбіни. Тепло може бути рекуперовано з витяжного каналу 74 турбіни за допомогою обмінників 78 і використане в процесі для перегрівання пари НТ або нагрівання сатуратора процесу. 7/5 Додаткове тепло може вводитися у витяжний канал шляхом спалення в каналі додаткового палива з природного газу, введеного з лінії 76.
В одному варіанті виконання винаходу лінія 70 може бути використана для транспортування стиснутого азоту і інших інертних газів з повітророздільної установки на вхід турбіни, щоб збільшити потік газу через турбіну 68. Лінія 72 може використовуватися в іншому виконанні винаходу для транспортування частини стиснутого го повітря, виробленого установкою повітряного компресора 66, у повітророздільну установку, що скорочує кількість енергії, необхідної повітряним компресором 24, який забезпечує стиснутим повітрям повітророздільну установку 26.
Далі винахід ілюструється наступним розрахунковим прикладом процесу відповідно до приведеної вище послідовності технологічних операцій. У наступній таблиці приведені тиск (Р, в абс.бар), температури (Т, в 2С) і сч 25 Швидкості потоку (кг/год.) різних компонентів потоків, округлені до найближчого цілого.
Приклади в таблиці показують характеристики процесу "газ в рідину" (ГВР), що виробляє 15000 барелів на о день рідкого вуглеводневого продукту Ф-Т. У порівняльному прикладі (а) залишковий Ф-Т-газ спалюють в котлі скидного тепла (з додатковим спаленням природного газу), щоб отримати пару ВТ для виробництва енергії. У випадку (Б), який є способом згідно з винаходом, залишковий Ф-Т-газ згоряє в газовій турбіні (з додатковим «-- 30 спаленням природного газу) для виробництва енергії. У випадку (Б) процес є в основному тим процесом, що описаний вище і проїлюстрований на кресленні. Процес включає необов'язкове введення М 5, отриманого у іа повітророздільній установці, в газову турбіну і подачу стиснутого повітря, отриманого в повітряному «І компресорі газової турбіни, у повітророздільну установку. ча зв щі 1 Путорівняння| (вувинакд ч 4 З с . нн » - нини ц нини ши ї» со 20 -з
ШЮВЗШ-ШШЗАКАБИИШВШВ2-О-15Б.1.035315---- о нин з 60
Як можна бачити з таблиці, випадок (Б) виявляє поліпшення в ефективності в порівнянні з випадком (а).
Крім того, вимоги до виробництва пари ВТ у випадку (Б) відсутні, таким чином, капітальні витрати на установку можуть бути відповідно знижені. б5
Claims (9)
1. Спосіб одержання вуглеводнів за процесом Фішера-Тропша, що включає: а) піддавання суміші газоподібної знесірченої вуглеводневої сировини і пари паровому риформінгу шляхом ї проходження суміші через каталізатор, розміщений в нагрітих трубах установки теплообмінного риформінгу, ії) піддавання газу, утворюваного в первинному риформінгу, вторинному риформінгу шляхом часткового спалення газу первинного риформінгу збагаченим киснем газом, що містить до 90 95 кисню, і приведення утворених газоподібних продуктів часткового згоряння до рівноваги за допомогою каталізатора вторинного 70 риформінгу, та її) використання газу, утворюваного у вторинному риформінгу, для нагрівання труб установки теплообмінного риформінгу для одержання частково охолодженого риформінг-газу, Б) подальше охолоджування частково охолодженого риформінг-газу нижче точки роси пари для конденсування води і відділення сконденсованої води для одержання зневодненого синтез-газу, с) здійснення реакції синтезу вуглеводнів за участю зневодненого синтез-газу з утворенням потоку продуктів реакції, 4) розділення принаймні частини потоку продуктів реакції на вуглеводневий потік продукту і потік залишкового газу, е) спалення принаймні частини залишкового газу для одержання робочого газу та 7) використання робочого газу для приведення в дію турбіни для одержання енергії для процесу.
2. Спосіб за п. 1, в якому збагачений киснем газ одержують у повітророздільній установці, а азот, одержаний в повітророздільній установці, подають в турбіну.
З. Спосіб за п. 1 або 2, в якому турбіна є частиною комплексного газотурбінного агрегату, що включає повітряний компресор для подачі стиснутого повітря для використання в газотурбінному агрегаті, камеру Ге! згоряння і турбіну. (5)
4. Спосіб за п. 3, в якому частину стиснутого повітря подають у повітророздільну установку.
5. Спосіб за будь-яким з попередніх пунктів, в якому відхідні гази з газової турбіни пропускають Через теплообмінник для регенерування тепла з використанням його в процесі.
6. Установка для одержання рідкого вуглеводневого продукту зі знесірченої вуглеводневої сировини і пари, - що містить: Ф а) установку первинного теплообмінного риформінгу, яка включає кожух, множину реакційних труб, які розміщені всередині кожуха та містять каталізатор риформінгу, і засоби для переміщення теплообмінного « середовища всередині кожуха для нагрівання реакційних труб, м в) установку повторного риформінгу, що включає зону згоряння вгору за потоком та зону риформінгу вниз за потоком, що містить шар каталізатора риформінгу, і засоби для введення збагаченого киснем газу, що міститьдо їх. 90 9о кисню, і газу первинного риформінгу в зону згоряння, с) засоби для перенесення газу вторинного риформінгу з установки вторинного риформінгу в міжтрубний простір установки первинного риформінгу, « а) засоби для перенесення газу вторинного риформінгу з міжтрубного простору установки первинного риформінгу в реактор синтезу вуглеводнів за допомогою засобів вилучення води, - с е) реактор синтезу вуглеводнів, а 7) засоби для розділення потоку синтезованих вуглеводнів, одержаних в реакторі синтезу вуглеводнів, на є» продуктовий потік рідких вуглеводнів та потік залишкового газу, 9) газотурбінний агрегат, що включає повітряний компресор, камеру згоряння і блок турбіни, Р) засоби для перенесення принаймні частини вказаного залишкового газу в камеру згоряння газової турбіни. -і
7. Установка за п. б, що додатково містить повітророздільну установку для розділення повітря на - збагачений киснем газ для подачі в установку повторного риформінгу і азотовмісний газ.
8. Установка за п. 7, що додатково містить засоби для введення азотовмісного газу в газотурбінний агрегат.
ї
9. Установка за пп. 7 або 8, що додатково містить засоби для введення стиснутого повітря, одержаного в с 50 повітряному компресорі, в газотурбінний агрегат. - Ф) іме) 60 б5
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GBGB0200891.0A GB0200891D0 (en) | 2002-01-16 | 2002-01-16 | Hydrocarbons |
| PCT/GB2002/005905 WO2003062142A1 (en) | 2002-01-16 | 2002-12-23 | Process for the production of hydrocarbons |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| UA77491C2 true UA77491C2 (uk) | 2006-12-15 |
Family
ID=9929143
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| UA20040806797A UA77491C2 (uk) | 2002-01-16 | 2002-12-23 | Спосіб та установка для одержання вуглеводнів |
Country Status (11)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7087652B2 (uk) |
| EP (1) | EP1465834B1 (uk) |
| AU (1) | AU2002367448B2 (uk) |
| CA (1) | CA2472326C (uk) |
| EA (1) | EA005783B1 (uk) |
| GB (1) | GB0200891D0 (uk) |
| MY (1) | MY142122A (uk) |
| NO (1) | NO20043345L (uk) |
| UA (1) | UA77491C2 (uk) |
| WO (1) | WO2003062142A1 (uk) |
| ZA (1) | ZA200405256B (uk) |
Families Citing this family (36)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB0225961D0 (en) * | 2002-11-07 | 2002-12-11 | Johnson Matthey Plc | Production of hydrocarbons |
| GB2407818B (en) * | 2003-10-20 | 2005-11-30 | Johnson Matthey Plc | Steam reforming process |
| US7694523B2 (en) | 2004-07-19 | 2010-04-13 | Earthrenew, Inc. | Control system for gas turbine in material treatment unit |
| US7685737B2 (en) | 2004-07-19 | 2010-03-30 | Earthrenew, Inc. | Process and system for drying and heat treating materials |
| US7024800B2 (en) | 2004-07-19 | 2006-04-11 | Earthrenew, Inc. | Process and system for drying and heat treating materials |
| WO2006039475A2 (en) * | 2004-09-30 | 2006-04-13 | Aker Kvaerner, Inc. | Recovery of organic compounds using a saturator |
| DE102004062687A1 (de) * | 2004-12-21 | 2006-06-29 | Uhde Gmbh | Verfahren zum Erzeugen von Wasserstoff und Energie aus Synthesegas |
| US8115373B2 (en) | 2005-07-06 | 2012-02-14 | Rochester Institute Of Technology | Self-regenerating particulate trap systems for emissions and methods thereof |
| US7610692B2 (en) * | 2006-01-18 | 2009-11-03 | Earthrenew, Inc. | Systems for prevention of HAP emissions and for efficient drying/dehydration processes |
| US7632476B2 (en) * | 2006-03-09 | 2009-12-15 | Praxair Technology, Inc. | Method of recovering carbon dioxide from a synthesis gas stream |
| CN101878283A (zh) * | 2007-09-14 | 2010-11-03 | 赫多特普索化工设备公司 | 烃和电力的联合生产 |
| US7699975B2 (en) | 2007-12-21 | 2010-04-20 | Uop Llc | Method and system of heating a fluid catalytic cracking unit for overall CO2 reduction |
| US7932204B2 (en) | 2007-12-21 | 2011-04-26 | Uop Llc | Method of regenerating catalyst in a fluidized catalytic cracking unit |
| US7699974B2 (en) | 2007-12-21 | 2010-04-20 | Uop Llc | Method and system of heating a fluid catalytic cracking unit having a regenerator and a reactor |
| US7811446B2 (en) | 2007-12-21 | 2010-10-12 | Uop Llc | Method of recovering energy from a fluid catalytic cracking unit for overall carbon dioxide reduction |
| US7767075B2 (en) | 2007-12-21 | 2010-08-03 | Uop Llc | System and method of producing heat in a fluid catalytic cracking unit |
| US7935245B2 (en) | 2007-12-21 | 2011-05-03 | Uop Llc | System and method of increasing synthesis gas yield in a fluid catalytic cracking unit |
| US8375725B2 (en) | 2008-03-14 | 2013-02-19 | Phillips 66 Company | Integrated pressurized steam hydrocarbon reformer and combined cycle process |
| DE102008025577A1 (de) * | 2008-05-28 | 2009-12-03 | Uhde Gmbh | Verfahren zum Betreiben einer Fischer-Tropsch-Synthese |
| US8640465B2 (en) * | 2008-07-03 | 2014-02-04 | Anagenesis Trees Corporation | Combined heat, ice, power, and steam system |
| MY158365A (en) | 2009-04-22 | 2016-09-30 | Shell Int Research | Process for the preparation of hydrogen and carbon monoxide containing gas |
| GB0922410D0 (en) | 2009-12-22 | 2010-02-03 | Johnson Matthey Plc | Conversion of hydrocarbons to carbon dioxide and electrical power |
| GB0922411D0 (en) | 2009-12-22 | 2010-02-03 | Johnson Matthey Plc | Conversion of hydrocarbons to carbon dioxide and electrical power |
| US8592492B2 (en) * | 2010-03-08 | 2013-11-26 | Praxair Technology, Inc. | Using fossil fuels to increase biomass-based fuel benefits |
| US8889037B2 (en) | 2011-02-01 | 2014-11-18 | Kellogg Brown & Root Llc | Systems and methods for producing syngas and products therefrom |
| GB201115929D0 (en) * | 2011-09-15 | 2011-10-26 | Johnson Matthey Plc | Improved hydrocarbon production process |
| JP6057643B2 (ja) | 2012-09-21 | 2017-01-11 | 三菱重工業株式会社 | 液体燃料を製造するとともに発電する方法およびシステム |
| US9290422B2 (en) | 2012-11-27 | 2016-03-22 | Praxair Technology, Inc. | Hybrid plant for liquid fuel production |
| RU2527536C1 (ru) * | 2013-02-06 | 2014-09-10 | Кирячек Владимир Георгиевич | Способ переработки углеводородного газа в стабильные жидкие синтетические нефтепродукты и энергетический комплекс для его осуществления |
| US9145525B2 (en) | 2013-06-26 | 2015-09-29 | Praxair Technology, Inc. | Acid gas management in liquid fuel production process |
| CA2911660C (en) * | 2013-11-13 | 2016-10-04 | Nexen Energy Ulc | Conversion of synthesis gas into liquid hydrocarbons via fischer tropsch synthesis |
| KR20230162999A (ko) | 2016-11-09 | 2023-11-29 | 8 리버스 캐피탈, 엘엘씨 | 통합 수소 생산을 구비하는 동력 생산을 위한 시스템들 및 방법들 |
| AU2018364702B2 (en) * | 2017-11-09 | 2024-01-11 | 8 Rivers Capital, Llc | Systems and methods for production and separation of hydrogen and carbon dioxide |
| US10836634B1 (en) * | 2019-03-21 | 2020-11-17 | Emerging Fuels Technology, Inc. | Integrated GTL process |
| AU2020292848A1 (en) | 2019-06-13 | 2022-02-03 | 8 Rivers Capital, Llc | Power production with cogeneration of further products |
| US11691874B2 (en) | 2021-11-18 | 2023-07-04 | 8 Rivers Capital, Llc | Apparatuses and methods for hydrogen production |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0157480B1 (en) | 1984-03-02 | 1989-07-26 | Imperial Chemical Industries Plc | Process for producing ammonia synthesis gas |
| EP0194067B2 (en) | 1985-03-05 | 1994-05-11 | Imperial Chemical Industries Plc | Steam reforming hydrocarbons |
| US5245110A (en) * | 1991-09-19 | 1993-09-14 | Starchem, Inc. | Process for producing and utilizing an oxygen enriched gas |
| US5733941A (en) | 1996-02-13 | 1998-03-31 | Marathon Oil Company | Hydrocarbon gas conversion system and process for producing a synthetic hydrocarbon liquid |
| CA2257848A1 (en) | 1996-06-21 | 1997-12-24 | Syntroleum Corporation | Synthesis gas production system and method |
| PE17599A1 (es) * | 1996-07-09 | 1999-02-22 | Syntroleum Corp | Procedimiento para convertir gases a liquidos |
| GB0025150D0 (en) | 2000-10-13 | 2000-11-29 | Air Prod & Chem | A process and apparatus for the production of synthesis gas |
| GB9817526D0 (en) * | 1998-08-13 | 1998-10-07 | Ici Plc | Steam reforming |
| US6277894B1 (en) | 1999-03-30 | 2001-08-21 | Syntroleum Corporation | System and method for converting light hydrocarbons into heavier hydrocarbons with a plurality of synthesis gas subsystems |
| US6596780B2 (en) | 2001-10-23 | 2003-07-22 | Texaco Inc. | Making fischer-tropsch liquids and power |
-
2002
- 2002-01-16 GB GBGB0200891.0A patent/GB0200891D0/en not_active Ceased
- 2002-12-23 EA EA200400952A patent/EA005783B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2002-12-23 EP EP02806566.2A patent/EP1465834B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-12-23 CA CA2472326A patent/CA2472326C/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-12-23 US US10/501,631 patent/US7087652B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-12-23 AU AU2002367448A patent/AU2002367448B2/en not_active Ceased
- 2002-12-23 WO PCT/GB2002/005905 patent/WO2003062142A1/en not_active Application Discontinuation
- 2002-12-23 UA UA20040806797A patent/UA77491C2/uk unknown
-
2003
- 2003-01-14 MY MYPI20030107A patent/MY142122A/en unknown
-
2004
- 2004-07-01 ZA ZA2004/05256A patent/ZA200405256B/en unknown
- 2004-08-11 NO NO20043345A patent/NO20043345L/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| ZA200405256B (en) | 2005-08-31 |
| CA2472326C (en) | 2011-06-14 |
| US7087652B2 (en) | 2006-08-08 |
| EA200400952A1 (ru) | 2004-12-30 |
| EP1465834B1 (en) | 2014-03-05 |
| MY142122A (en) | 2010-09-15 |
| AU2002367448B2 (en) | 2007-12-13 |
| EA005783B1 (ru) | 2005-06-30 |
| GB0200891D0 (en) | 2002-03-06 |
| CA2472326A1 (en) | 2003-07-31 |
| NO20043345L (no) | 2004-08-11 |
| US20050080146A1 (en) | 2005-04-14 |
| WO2003062142A1 (en) | 2003-07-31 |
| EP1465834A1 (en) | 2004-10-13 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| UA77491C2 (uk) | Спосіб та установка для одержання вуглеводнів | |
| EP0989093B1 (en) | Synthesis gas production by mixed conducting membranes with integrated conversion into liquid products | |
| US5229102A (en) | Catalytic ceramic membrane steam-hydrocarbon reformer | |
| US6248794B1 (en) | Integrated process for converting hydrocarbon gas to liquids | |
| US9969666B1 (en) | Method and apparatus for co-production of methanol and hydrogen | |
| AU2002367448A1 (en) | Process for the production of hydrocarbons | |
| EP0723930B1 (en) | Gasification process combined with steam methane performing to produce syngas suitable for methanol production | |
| US8445549B2 (en) | Systems and processes for processing hydrogen and carbon monoxide | |
| EP1197471B1 (en) | A process and apparatus for the production of synthesis gas | |
| JPS5813482B2 (ja) | コウノウドノカンゲンガス オ セイゾウスル ホウホウ | |
| MX2008013780A (es) | Proceso para preparar hidrocarburos liquidos. | |
| CN105820036B (zh) | 使用部分氧化生产甲醇的方法和*** | |
| US20230294985A1 (en) | Low carbon hydrogen fuel | |
| US20030119919A1 (en) | Process and apparatus for the production of synthesis gas | |
| WO2013013895A1 (en) | Process for production of synthesis gas | |
| US20030014974A1 (en) | Installation and process for the production of synthesis gas comprising a reactor for steam reforming and a reactor for converting CO2 heated by a hot gas | |
| WO1997033847A1 (en) | Turbine-powered, synthesis-gas system and method | |
| EP0111376B1 (en) | Process for the preparation of methanol | |
| CA3218971A1 (en) | Heat exchange reactor for co2 shift |