WO2014173452A1 - Verfahren und reaktoranlage zur synthese von methanol mit kreisgas- und purgegasrückführung - Google Patents

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reactor
methanol
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Lothar Brehm
Hermann Göhna
Peter König
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Silicon Fire Ag
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Definitions

  • the present application relates to methods and reactor systems for providing methanol.
  • it is about the catalytic
  • Carbon dioxide C0 2 (usually called carbon dioxide) is a compound that is a compound that has a wide range of carbon dioxide.
  • Carbon dioxide is a colorless and odorless gas. It is a natural component of the air with a low concentration and is formed in living beings in cell respiration, but also in the combustion of carbonaceous substances with sufficient
  • climate neutrality is sought by pursuing approaches that attempt to compensate for the associated with C0 2 emissions energy production in one place by generating alternative energy in other places. This approach is strong
  • FIG. 1 Issuers of greenhouse gases (GHG), such as industrial companies (eg car manufacturers) 1 or power plant operators 2, invest or operate eg. For example, wind farms 3 at other locations in the context of balancing projects in order to generate energy without GHG emissions. In purely mathematical terms, this can result in climate neutrality. Numerous companies are trying to buy a "climate-neutral vest" in this way.
  • GHG greenhouse gases
  • Such a combination makes it possible to produce hydrocarbon-based energy sources in corresponding silicone-fire plants.
  • These silicon-fire systems are particularly suitable for synthesizing methanol.
  • This system is characterized by a particularly favorable
  • Circular gas ratio (P / E) and therefore has numerous environmental and economic advantages over other known reactors for
  • a reactor system for providing a methanol-containing product is provided.
  • a method for using or operating such a reactor plant is proposed.
  • a carbon-containing gas fraction preferably carbon dioxide
  • the carbon-containing gas fraction is reacted with a hydrogen portion in the presence of a synthesis reaction catalyst to convert these gases to the methanol-containing product.
  • C0 2 separation is removed from a combustion process or an oxidation process of carbon or hydrocarbons by C0 2 separation.
  • C0 2 but z. B. also come from a sewage treatment plant, a biogas plant or a separation stage, which separates the C0 2 share of naturally occurring raw gas.
  • C0 2 can be provided, for example, via a longer pipeline, a local gas line or even in steel cylinders or tanks.
  • the hydrogen can over a longer pipeline, a local
  • the hydrogen is produced locally by means of electrolysis of water or provided by a sewage treatment plant or a biogas plant.
  • the hydrogen may also be generated by an oxidation reaction of elemental silicon or other elemental metal.
  • Carbon dioxide as a carbon source can be removed according to the invention also from raw gas, which depending on the natural gas source about 10%
  • Carbon dioxide can z. B. also originate from processes of Kalkbumpss or calcination to soda.
  • the invention is used in a reactor plant or for use, which is designed specifically for the synthesis of a methanol-containing product.
  • the synthesis is carried out using a starting material containing a gas Carbon content (preferably carbon dioxide) and hydrogen content.
  • the reactor of the reactor plant has a gas inlet and a
  • Product gas outlet wherein a process stage is arranged at the product gas outlet. This process stage is designed to produce a product gas mixture that is at the
  • Product gas outlet is provided, in a purge gas, in a
  • the reactor system further comprises a cycle gas recirculation to lead back the cycle gas fraction and combine with the starting material before the resulting mixed gas can be fed to the gas inlet.
  • the mixture of the starting materials has process-related to a hydrogen excess. This excess must be removed from the process (eg by blowing off) to maintain process pressure.
  • the surplus, which is blown off, is called purge gas (exhaust gas) and is flared so far mainly in large plants, underfeuert and in very small systems of small quantities due to the environment
  • the reactor system of the invention is characterized in that it comprises a return line, the so with its line input to the downstream process stage and with its line output with a
  • the reactor plant therefore according to the invention comprises a measuring device which is arranged in the region of the input stage for determining the instantaneous carbon dioxide fraction.
  • control means which are arranged in the region of the input stage for predetermining the carbon dioxide proportion and / or the hydrogen content.
  • the process control in the reactor plant is such that the
  • Purgegas a carbon dioxide content, a hydrogen content and a
  • the control means together with the measuring device are able to compensate for these process fluctuations by regulating the fresh carbon dioxide content and / or the fresh hydrogen content on the input side of the input stage.
  • the measuring device In order to control the process fluctuations control, the measuring device must be able to determine the carbon dioxide content in the gas flow of the return line quickly and reliably.
  • the invention is here in preferred embodiments to a
  • Carbon content carbon dioxide and carbon monoxide together
  • the hydrogen content can be reliably determined and distinguished from the hydrogen content, such as
  • the thermal conductivity sensor directly determines the thermal conductivity of the purge gas, taking advantage of the fact that for a given temperature, gas molecules have the same mean kinetic energy. That Carbon dioxide and hydrogen of the gas stream have the same mean kinetic energy (e.g., at one
  • a hydrogen atom with the relative mass 1 has a much greater velocity than the carbon dioxide with the relative mass 44. Because of this higher molecular velocity, hydrogen transports energy faster than carbon dioxide, that is, the thermal conductivity is greater.
  • the thermal conductivity of carbon dioxide is more than 10 times lower than the thermal conductivity of hydrogen. This difference becomes one in preferred embodiments Thermal conductivity sensor determined.
  • the inventive recirculation design for the purge gas is characterized in that a simple, robust and fast control is provided, the
  • volume control of the feed gases H 2 and C0 2 provides.
  • the so-called solvent gas can be recycled in order to achieve a further improvement.
  • the reactor system according to the invention is controlled and the individual processes are "linked" with each other so that
  • Reactor plant to be as minimal as possible.
  • regenerative electrical energy is used to operate the reactor system in all embodiments.
  • methanol is produced as a storable and transportable energy form. That is, renewable energy is chemically transformed into an uncritical and relatively simple storage and transportable (liquid) form of energy.
  • Methanol can serve as an energy buffer.
  • methanol can be stored in order to be able to provide additional electrical energy in the event of peak energy demand in the electrical grid.
  • methanol can either be incinerated in thermal power plants, or electric energy can be generated in fuel cells (eg direct methanol fuel cells, MFC).
  • the methanol can be catalytically converted into a cracking gas of hydrogen and carbon monoxide before combustion. This results in advantages in certain implementation processes.
  • Preferred embodiments of the invention are based on the hydrogen production by means of electrical energy, which is generated as far as possible renewable and comes for example from wind, water and / or solar power plants.
  • Hydrogen, the z. B. produced by electrolysis or by the use of elemental silicon and water, so does not need stored or highly compressed or liquefied refrigerated and transported over long distances, but serves as an intermediate, preferably at the location of its production directly the the aforementioned reaction for the production of methanol is supplied.
  • an energy-converting process in which regenerative energy is converted into electrical energy is followed, for example, by material-converting (chemical) processes, namely the intermediary provision of hydrogen and the conversion of the hydrogen together with a carbon carrier (here in the form of Carbon dioxide) to methanol.
  • material-converting (chemical) processes namely the intermediary provision of hydrogen and the conversion of the hydrogen together with a carbon carrier (here in the form of Carbon dioxide) to methanol.
  • FIG. 1 shows a diagram representing the basic steps of the method according to the invention, or a corresponding Silicon-Fire plant;
  • FIG. 1 shows a side elevational view of an exemplary reactor of the invention
  • Fig. 3 shows a schematic view of a reactor plant of the invention, e.g. a reactor according to FIG. 4 can be used;
  • FIG. 4 shows a schematic view of the high-pressure region of another reactor plant according to the invention, wherein z. B. a reactor of FIG. 4 can be used.
  • energy source is used here for liquids that z. B. can be used as fuel or fuel. This refers in particular to methanol 108 or to products containing methanol 108.
  • methanol-containing product is used here because the product which is provided at the outlet 201 of a reactor system 50 does not consist of one hundred percent methanol rather, a so-called
  • methanol-containing product 108 physical mixture of methanol and water, referred to herein as methanol-containing product 108.
  • methanol-containing product 108 By a subsequent distillation process can then be recovered if necessary pure methanol.
  • the process direction the direction from the input side E to the output side A, i. the flow or flow direction SR in the interior of a reactor 10 and the reactor system 50 is designated. Details are shown in FIG. 5.
  • the pressure range between 1 bar and 30 bar is referred to here.
  • the pressure range between 50 bar and 100 bar is referred to here.
  • the reactor plant 50 of the invention as shown in FIG. 5 and 6 are shown by way of example, e.g. the input side of static mixer 257 (i.e., supply line 258 to static mixer 257) in said low pressure region.
  • the return line 250 is in the low pressure region, if the return line 250 couples the purge gas PG before the static mixer 257.
  • the gas inlet 21, the reactor 10, the gas outlet 23 and the recycle gas 262, however, are in the aforementioned high-pressure area.
  • a passive mixing element is referred to the gases with respect to temperature and / or concentration
  • As (gas) compressor (eg, the compressors 260, 263) is here called a compressor that compresses gases, ie, the pressure of the gas increases when flowing from the input side of the (gas) compressor to the output side.
  • gases gases are in process engineering well known.
  • a heater / heat exchanger 267 here an element or an assembly is referred to the / can heat or cool the gas stream as needed. Since the heater / heat exchanger 267 is used in the high-pressure region of the reactor system 50, a high-pressure heater / heat exchanger 267 is used.
  • Such heaters / heat exchangers 267 are well known in the process engineering.
  • the / a high pressure gas cooling down As a final cooler 269 here an element or an assembly is referred to, the / a high pressure gas cooling down. In all embodiments, this is preferably a high-pressure gas cooler. In the figures, it is schematically indicated that the end cooler 269 a
  • Cooling loop 286 includes. This cooling loop 286 may be e.g. be passed through water to escape the high-pressure gas process heat. Such high pressure gas coolers are well known in the process engineering.
  • a high-pressure separator 270 an element is referred to here, which receives a product gas mixture PGG and separates into gas and liquid. The gas is released either via the output 274 as a recycle gas KG or via the output 277 as purge gas PG.
  • a level gauge 272 together with an actuator S4 form a level control that controls this operation as needed. This level control maintains the liquid level at a predetermined level in the high pressure separator 270.
  • the high pressure separator 270 and the liquid level are sized to provide sufficient time to blow off / discharge the crude methanol while leaving no foam or mist on the gas side.
  • the level control is preferably autonomous in all embodiments and does not control any other operation in the reactor plant 50.
  • the purge gas PG is discharged as surplus at the pressure hold controller 280 / S6.
  • peripheral equipment parts 272, S4, 280, S6 are in process engineering
  • a low-pressure separator 271 here an element is referred to, which receives a liquid and separates C0 2 gas from this liquid.
  • the C0 2 gas is released via the outlet 278 as the release gas LG.
  • Low-pressure separator 271 and also the peripheral system parts 273, S5 are well known in the process engineering.
  • synthesis reactor 10 Another element of the methanol synthesis is the synthesis reactor 10. Details of a suitable reactor 10 are the above-mentioned international patent application PCT / EP2010 / 064948 of the present
  • Fig. 2 shows a schematic block diagram of the
  • This overall plant 100 is designed so that a method of providing the methanol-containing product 108 can be carried out.
  • the corresponding procedure is based on the following basic steps.
  • carbon dioxide 101 is provided as a carbon source and hydrogen 103.
  • the required for providing the hydrogen 103 DC electric energy El is here as far as possible generated by means of renewable energy technology and the entire system 100 is provided.
  • Particularly suitable as renewable energy technology are solar thermal systems 300 and photovoltaic systems 400, which are based on solar modules.
  • hydropower can also be used.
  • Water electrolysis 105 is used as shown in FIG DC electric power El performed to produce the hydrogen (gas) 103 as an intermediate of water 102.
  • FIG. 2 an overall system 100 is shown.
  • an economically and ecologically optimal combination of a regenerative power supply (by the systems 300 and / or 400) and a conventional power supply, here represented by a part of a network 500, is preferably realized.
  • the entire system 100 therefore provides the regenerative electrical energy El largely directly
  • a corresponding converter 501 is used, as shown in FIG. 2 indicated in schematic form.
  • the corresponding system components or components are also referred to here as energy supply system 501.
  • an intelligent system controller 110 may, for. B. the
  • the plant controller 110 of FIG. 2 may be used in all embodiments with the plant controller 110 of FIG. 5 designed / realized as a common control. However, these controls 110 can also be designed / implemented separately in all embodiments. In principle, the respective currently available excess energy portion E2 is taken from the interconnected network 500, while the other
  • Solar power plant 300 and / or 400 (and / or from a wind power plant and / or from a hydroelectric power plant and / or from a wastewater treatment plant and / or from a biogas plant).
  • a wind power plant and / or from a hydroelectric power plant and / or from a wastewater treatment plant and / or from a biogas plant it is preferable for an intelligent reversal of the previous principle, in which the
  • Frequency control capacities for regenerative power plants in the Verbundnetz 500 vorzuhalten This principle allows the operator of a total plant 100 to include additional technical and economic parameters in the control of the overall plant 100. These parameters are so-called input quantities II, 12, etc., which are included in decisions by the controller 110. A part of the parameters can be specified within the controller 110 in a parameter memory 111. Another part of the parameters can come from the outside. Here, for example, price and / or availability information can be received from the operator of the interconnected network 500.
  • FIG. 3 a further overall system 700 is now shown schematically. A part of this total plant 700 corresponds to the entire plant 100 according to FIG. 2. In this respect, reference is therefore made to the preceding description of the corresponding elements.
  • Embodiment of FIG. 3 wholly or substantially (preferably more than 80%) from renewable energy sources 300 and / or 400 (or from other renewable energy sources).
  • Lines 112, 113 and 114 are shown. These lines 112, 113 and 114 control energy or mass flows of the entire system 100 or 700.
  • Processor of the controller 110 executes control software and makes decisions based on parameters programmed decisions.
  • Control / regulate energy and mass flows cause.
  • electrical signals sl, s2 control actuators Sl, S2, as shown in Figures 2, 3 and 5 indicated. This also applies to the other signals and actuators.
  • carbon dioxide 101 is used as a gaseous carbon source, as indicated schematically in Figures 2, 3 and 5.
  • the carbon dioxide 101 is derived from a combustion process or an oxidation process via C0 2 deposition (eg, a Silicon Fire
  • the carbon dioxide 101 can also be separated off from crude gas and provided or originate from one of the other sources mentioned above.
  • the carbon dioxide 101 can also come from other sources.
  • the carbon dioxide 101 is provided via a pipeline, a conduit, a steel bottle or a tank.
  • the DC power El is used in the illustrated embodiment to perform a water electrolysis to produce hydrogen 103 as an intermediate.
  • the electrolysis system respectively
  • FIG. 2 and FIG. 3 Performing such an electrolysis, is shown in FIG. 2 and FIG. 3 by the
  • the carbon dioxide 101 is with the
  • the corresponding (mixed) gas is referred to herein as the starting material AS.
  • reactor plant 50 of the invention is preferably in all
  • Embodiments of a part of the entire plant 100 or 700 Embodiments of a part of the entire plant 100 or 700.
  • a water electrolysis using DC El as mentioned.
  • the required hydrogen 103 is in an electrolysis plant 105 through the
  • the required (electrical) energy El for this reaction of 286.02 kJ / mol corresponds to 143010 kJ per kg of H 2 .
  • Reaction 2 gives the stoichiometry for the methanol synthesis. From a purely mathematical point of view, the starting material AS1 at the inlet 21 of the
  • Reactor 10 ideally a composition with 3 moles of H 2 per mole of C0 2 .
  • the composition should be approx. 3.05 to 3.10 moles of H 2 per mole of C0 2 , since it must have a slight excess of hydrogen 103.
  • all embodiments of the invention operate with about 3.05 to 3.10 moles of H 2 per mole of CO 2 .
  • the reactor 10 may include a fluid space 14 (see, eg, FIG.
  • the actual reaction area (s) inside the reactor 10 are surrounded by a reactor jacket and cooled by a fluid (preferably water).
  • a fluid preferably water.
  • Fig. 4 are a corresponding fluid supply 16 and a
  • Typical synthesis conditions in the synthesis reactor 10 are about 50 to 150 bar and about 250 ° C to 270 ° C.
  • the pressure is preferably between 50 and 100 bar.
  • the heat of reaction may, for. B. to other system elements, such as to an evaporator of a distillation column (which may be downstream of the process stage 200) or to other downstream plant areas "passed".
  • Reaction area / reaction areas of the reactor 10 carried out so that the reaction product liquid methanol 108 (or methanol-water mixture) is formed.
  • FIG. 2 and FIG. 3 is based on the dashed arrow 112
  • the controller 110 can regulate the energy flow El.
  • the arrow 112 represents a control or signal line.
  • Other possible control or signal lines 113, 114 are also shown.
  • the control or signal line 113 controls, for example, the C0 2 amount that is available for the reaction 106 in the reactor 10. If, for example, less hydrogen 103 is produced by the electrolysis 105, proportionally less C0 2 must be supplied.
  • the optional control or signal line 114 may regulate, for example, the amount of H 2 via an actuator Sl. Such a regulation makes sense if there is a hydrogen buffer, which can be taken from hydrogen 103, even if at the moment no hydrogen or less hydrogen by the electrolysis 105th (or by the use of elemental silicon) is produced.
  • an optional control or signal line 113 may control the C0 2 amount via an actuator S2.
  • an actuator S2 Preferably, in all embodiments of the invention, two actuators Sl, S2 followed by a static mixer 257 used to a process technically correct mixture of the components of the gaseous
  • Stoichiometrically correct mixing of the components 101 and 103 takes place, for example, using the controller 110 and a suitable measuring device 254 (preferably 3.05 mol to 3.10 mol of H 2 per mol of CO 2 as starting material AS
  • a reactor 10 or a reactor unit 50 is used, which at the outlet (at Domausiass 23) a methanol-containing material with a high methanol concentration (preferably a methanol-water mixture in the ratio 1: 1 (molar); 29.5 wt.% Water in crude methanol).
  • a methanol-containing material with a high methanol concentration preferably a methanol-water mixture in the ratio 1: 1 (molar); 29.5 wt.% Water in crude methanol.
  • an exemplary reactor 10 is shown in a schematic representation.
  • the reactor 10 has z. B. two input-side gas inlets 21, two output-side product outlets 23 a preferably a fluid space 14.
  • the fluid space 14 serves in a preferred mode of operation of the
  • a fluid e.g., water or gas
  • a fluid discharge 17 is provided on the fluid space 14 to remove the fluid.
  • a fluid e.g., water or gas
  • a fluid discharge 17 is provided on the fluid space 14 to remove the fluid.
  • a controller (which, for example, may be embodied as part of the (plant) controller 110) is provided
  • Reactor 10 is used which initially applies warm fluid to the fluid space 14 during the "start-up" of the reactor 10 to initiate the synthesis reaction, followed by the introduction of a cooled fluid to remove heat of reaction resulting from the exothermic synthesis Depending on the capacity of the reactor 10, reaction heat may be supplied by means of a fluid in the fluid space 14 and the synthesis reaction may proceed in the endothermic region.
  • the starting material AS and / or AS1 is preheated (eg by the
  • Heater / heat exchanger 267) and introduced into the reactor 10 at elevated pressure The pressure and the temperature depend on the type of catalyst.
  • the temperature can range between 100 and 350 degrees Celsius and the pressure between 15 and 150 bar.
  • the temperature is in the range between 200 and 280 degrees Celsius and the pressure between 50 and 100 bar.
  • the invention is used or used in a reactor system 50, which is shown in FIG. 5 is shown schematically.
  • the reactor plant 50 is designed specifically for the synthesis of a methanol-containing product 108.
  • the synthesis reaction 106 is carried out using a starting material AS1 which contains a gas having a carbon dioxide fraction 101 and a hydrogen fraction 103.
  • the reactor 10 of the reactor system 50 has a gas inlet 21 and a Product outlet 23, wherein at the product outlet 23 a process stage 200 is arranged.
  • This process stage 200 is designed to separate a product gas mixture PGG, which is provided at the product outlet 23, into a purge gas component PG, into a portion of the methanol-containing product 108 and into a recycle gas component KG.
  • the reactor system 50 further comprises a cycle gas recirculation 262 in order to recirculate the recycle gas component KG and to combine it with the starting material AS before the resulting mixed gas (here called AS1) can be fed to the gas inlet 21.
  • the reactor system 50 of the invention is characterized in that it comprises in all embodiments in addition to the recycle gas 262 a return line 250, the so with its line input 251 to the process stage 200 and with its line output 252 to the input stage 253 of the reactor system 50th is connectable, that at least a portion of the purge gas PG is attributable to the input stage 253 to be passed through the reactor 10 again.
  • the reactor system 50 includes a measuring device 254, which in the area of the input stage 253 for determining the current
  • Carbon (dioxide) proportion is arranged. It comes preferably one
  • Control device 255 is used, which may be part of the (plant) controller 110.
  • the control device 255 or the (plant) control 110 is designed to specify the carbon dioxide content and / or the hydrogen content and therefore controls / controls the input stage 253.
  • control device 255 or the (plant) controller 110 preferably controls the actuator S1 and / or the actuator S2.
  • the process control in the reactor system 50 is carried out using the control device 255 and / or the (plant) controller 110 so that the purge gas PG mainly only a carbon dioxide content and a
  • the purge gas portion PG may include a small amount of carbon monoxide. Due to process variations in the reactor system 50, the ratio between the carbon dioxide content, the hydrogen content and the carbon monoxide content at the outlet 23 of the reactor 10 is variable.
  • the controller 255 and / or the (plant) controller 110 are / are together with the measuring device 254 capable of this
  • the reactor 10 is, as described, filled with a catalyst for the catalytic conversion of the carbon dioxide content and the
  • Control device 255 and / or the (plant) controller 110 is a desired stoichiometry of the carbon dioxide content and the hydrogen content of the
  • Predetermined starting material AS1 which in all embodiments per mole
  • Carbon dioxide portion 101 preferably 3.05 to 3.10 moles of hydrogen has 103 shares. It should be noted here that depending on the catalyst, e.g. Also, a small excess of the hydrogen content 103 may be possible. In this case, the control device 255 and / or the (plant) controller 110 predefines a correspondingly adapted nominal stoichiometry. However, the kinetics of methanol synthesis 106 always requires a slight excess of hydrogen 103.
  • the conversion to the methanol-containing product 108 is incomplete because the reaction 106 is limited by a thermodynamic equilibrium.
  • the conversion of the reactants i.e., the proportion of carbon dioxide 101 and the proportion of hydrogen 103 in the starting material AS1
  • feedstocks (reactants) are discharged at the outlet of the reactor 10, but the proportionate amount thereof is always lower as the cycle ratio is increased.
  • the recirculating gas recirculation 262 preferably comprises in all embodiments a compressor 263 (also referred to as a recirculation gas compressor) which is used to reduce the proportion of circulating gas KG, which is recirculated through the recycle gas 262, from that of the recirculation gas
  • cycle gas ratio (P / E) 4 means that 4
  • the equilibrium and kinetics of the reaction 106 for the product 108 are favorably influenced by the dilution of the reactants in the reaction gas.
  • a product gas mixture PGG is output.
  • the synthesis reaction 106 requires a minor one
  • purge gas PG comprises in the present process management essentially carbon dioxide, hydrogen and a low carbon monoxide content, the ratio between the
  • Carbon dioxide, the hydrogen and the carbon monoxide component is variable. This variability results from a whole series of parameters, such as pressure fluctuations, saturation of the catalyst 60, degree of consumption of the catalyst, temperature fluctuations, etc. in the reactor system 50.
  • the amount of purge gas per se is not a (strongly) variable variable.
  • the input stage 253 of FIG Reactor 50 have a fresh gas supply 264 for hydrogen gas 103 and carbon dioxide gas 101.
  • Fresh gas supply 264 each have an actuator Sl or S2 to the
  • Actuators S1 and S2 are preferably controlled in all embodiments by the control device 255 and / or by the (plant) controller 110.
  • FIG. 5 embodiment shown includes
  • Reactor 50 a flow control 265 to determine the flow rate can.
  • the two fresh gases 103 and 101 are fed via a supply line 258 in the static mixer 257, so as to obtain a homogenized mixture of the fresh gases 103 and 101.
  • the static mixer 257 preferably, the
  • both the return line 250 and the supply line 258 are in FIG.
  • the purge gas PG is preferably in Low pressure range fed in front of the fresh gas compressor 260.
  • the controller 255 is disposed between the static mixer 257 and the fresh gas compressor 260 to flow directly in the flow of the
  • the electrical signal sl of the measuring device 254 drives preferably at all
  • the actuator Sl (the mass flow controller) of the actuator
  • the signal value of the starting material AS without the purge gas recirculation 250 serves as a setpoint.
  • Flow control 265 (eg in the form of a flow controller), which is arranged downstream of the measuring device 254 in the flow direction SR.
  • Flow control 265 preferably drives actuator S2 (the mass flow controller) of the carbon dioxide flow in all embodiments.
  • Feed gas mixture EGG brings from the low pressure area into the high pressure area.
  • the output line 261 of the fresh gas compressor 260 is merged with a line 266 of the recycle gas 262.
  • the cycle gas recirculation 262 comprises a cycle gas compressor 263.
  • a heater / heat exchanger 267 follows on the input side of the reactor 10. This heater / heat exchanger 267 heats the starting material AS1, as required.
  • an actuator S3 and a flow control 268 may be provided in the area downstream of the recycle gas compressor 263.
  • the flow control 268 controls the actuator S3 by means of an electrical signal s3.
  • the downstream process stage 200 preferably comprises the following elements in all embodiments.
  • the (gas) outlet 23 feeds a final cooler 269. Behind this final cooler 269 are a
  • each of the separators 270, 271 may be an associated
  • Actuator S4, S5 follow as shown.
  • Each of the actuators S4, S5 is controlled by a level indicator 272, 273 (LIC, Level indicator controller). That the level gauge 272, 273 together with the respective actuator S4, S5, a level control.
  • the corresponding electrical signals are referred to here as s4, s5.
  • Low pressure separator 271 delivered.
  • the methanol content (residual methanol) of the cycle gas KG is only determined by the pressure and temperature of the final cooler 269.
  • the corresponding circulating gas stream is as follows: outlet 23 final cooler 269 high-pressure separator 270 outlet 274 circulating gas compressor 263 line 266 heater / heat exchanger 267 inlet 21 reactor
  • Raw methanol is withdrawn as follows: outlet 23 final cooler 269 high-pressure separator 270 outlet 275 low-pressure separator 271 outlet 276 outlet 201. After the outlet 201, a line, a tank or a distillation stage can follow.
  • the purge gas PG can be removed via an output 277, as already described.
  • the pressure of the Niederbuchabscheiders 271 at the output 278 should be set slightly higher are considered to be the pressure of the fresh gas AS in front of the static mixer 257 in order to be able to incorporate the gas flow of the release gas LG into the purge gas return line 250.
  • the purge gas PG and possibly also the release gas LG is fed via the return line 250 back to the input stage 253.
  • only purge gas PG is fed back to the input stage 253 and the release gas LG is delivered via a line 279.
  • purge gas PG can be controlled in all embodiments via a pressure display controller 280 and a corresponding actuator S6, which is controlled with an electrical signal s6.
  • a flow control 282 may be arranged with a further actuator S7 to deliver purge gas PG, if necessary, instead of leading back according to the invention.
  • a pressure display controller 283 and a corresponding actuator S8, which is controlled by an electrical signal s8, can be used (see FIG. 5).
  • an optional connection line 284 is arranged according to the invention, the dissolving gas LG e.g. can be taken at a point after the actuator S8 and introduced into the area where the line input 251 of the return line 250 attaches.
  • the optional connection line 284 is indicated by a dotted arrow. This release gas recirculation is optional.
  • Feed gas mixture EGG and the cycle gas KG also take place before the compressor 263.
  • the compressor 263 In the in Fig. 6 approach, the compressor 263 must be dimensioned slightly larger than in Fig. 5.
  • the in FIG. 6 variant can be used in all embodiments of the invention.
  • the carbon dioxide content in all embodiments in the supply line 256 is determined / measured.
  • Conductivity sensor (as part of a measuring device 254 on the supply line 256) provides a reliable and reproducible indication that it is the
  • Control device 255 and / or the (plant) control 110 makes it possible to intervene in order to increase or decrease the proportion of the freshly supplied carbon dioxide gas 101 and / or the hydrogen gas 103 so that the predetermined desired stoichiometry of the feed gas composition AS1 can essentially be maintained , Furthermore, it has been found that the feed gases 101, 103 are very pure are and therefore have no or very low levels of unreactable interfering or even harmful components. Therefore, even in the purge gas PG despite concentration only very small amounts of these
  • the composition of the purge gas stream PG is very different from the desired feed gas composition AS1, it is necessary to reduce the amount of fresh feed gases, ie. the carbon dioxide gas 101 and / or the hydrogen gas 103, adjust accordingly.
  • the invention makes its way over the already mentioned thermal conductivity measurement using at least one conductivity sensor 259.
  • the very different thermal conductivity of the gases H 2 and C0 2 is measured using a thermal conductivity detector (analyzer). Sensor 259) determines the gas stream to be analyzed with sufficient accuracy. The chromatographic splitting of the gas can be dispensed with.
  • FIG. 5 is a preferred embodiment , which uses a measuring device 254 to conduct an analysis of the instantaneous gas flow in the supply line 256
  • the measuring device 254 is preferably at all
  • the electrical signal sl of the measuring device 254 drives the mass flow controller S1 of the hydrogen flow.
  • the setpoint is the signal size of the fresh gas H 2 without
  • the volume control of the total fresh gas flow (H 2 and C0 2 ) is preferably carried out in all embodiments by the flow controller 265, arranged in the gas flow to the measuring device 254. Its signal s2 drives, for example, the mass flow controller S2 of the C0 2 stream.
  • Purge gas loss actually has a small effect on the fresh gas requirement, if the purge gas PG as previously, for example, simply released into the environment. For example, in a reference system 50, approximately 1% of C0 2 and 3% of H 2 would be lost under design conditions in Purgegas PG. But the high prices of the pure feed gases 101, 103 and the complete avoidance of the exhaust gas losses and the exhaust emissions make the small additional
  • An advantage of the invention is the avoidance of exhaust emissions.
  • C0 2 utilization has heretofore been more than 98% designed to "lose" only about 2% of C0 2 in the process.
  • reactor 50 can be designed to operate at substantially lower conversions This makes it possible to reduce the reactor volume of the reactor 10 and the associated circuit 262. This is particularly noticeable in the case of investment costs for the reactor 10, which must preferably be designed for high pressures in the range between 50 and 100 bar.
  • the reactor 10 is particularly suitable for the synthesis of regenerative methanol CH 3 OH from carbon dioxide C0 2 and hydrogen H 2 , if the hydrogen H 2 via the (endothermic) electrolysis of water with
  • Embodiments of course can also be used for other synthesis processes and that the synthesis can be operated with regenerative energy and / or with regenerative starting material AS, but also with fossil energy and / or with fossil starting material AS.
  • the synthesis gas from carbon dioxide and hydrogen or from a very small amount of carbon monoxide, and larger proportions of carbon dioxide 101 and hydrogen 103 can be implemented in a reactor 10 according to the invention using a suitable catalyst for each of methanol 108 and a methanol-containing product 108, such as described.
  • a suitable catalyst for each of methanol 108 and a methanol-containing product 108 such as described.
  • copper-based catalysts eg., CuO catalysts
  • zinc oxide catalysts eg ZnO catalysts
  • Chromium oxide-zinc oxide catalysts are used. All other known catalysts are suitable for use in a reactor 10.
  • the catalyst may also comprise a suitable carrier (eg carbon, silicate, aluminum (eg Al 2 O 3 ) or ceramic).
  • a suitable carrier eg carbon, silicate, aluminum (eg Al 2 O 3 ) or ceramic.
  • Metallic catalysts can also be used an organic catalyst.

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Abstract

Die Erfindung betrifft eine Reaktoranlage (50) zur Synthese eines methanolhaltigen Produkts (108) unter Einsatz eines Ausgangsstoffes (AS1), der ein Gas mit Kohlenstoffanteil (101) und Wasserstoffanteil (103) enthält. Der Reaktor (10) hat einen Gaseintritt (21) und einen Produktauslass (23), wobei am Produktauslass (23) eine Prozessstufe (200) angeordnet ist, die dazu ausgelegt ist ein Produktgasgemisch (PGG) in einen Anteil des methanolhaltigen Produkts (108) und in einen Kreisgasanteil (KG) zu trennen. Dabei wird auch ein Purgegasanteil (PG) bereit gestellt. Die Reaktoranlage (50) umfasst weiterhin eine Kreisgasrückführung (262), um den Kreisgasanteil (KG) in Richtung des Gaseintritts (21) zurückführen zu können. Es ist eine Rückführungsleitung (250) vorgesehen, die so mit der Prozessstufe (200) und einer Eingangsstufe (253) verbunden ist, dass mindestens ein Teil des Purgegasanteils (PG) zu der Eingangsstufe (253) zurückführbar ist, um erneut durch den Reaktor (10) geführt zu werden. Es kommt eine Messvorrichtung (254) zum Einsatz, die zum Ermitteln des momentanen Kohlenstoffanteils ausgelegt ist. Eine Steuervorrichtung (110, 255) dient zum Vorgeben des Verhältnisses des Kohlenstoffanteils und des Wasserstoffanteils.

Description

VERFAHREN UND REAKTORANLAGE ZUR SYNTHESE VON METHANOL MIT KREISGAS- UND PURGEGASRÜCKFÜHRUNG
[0001] Die vorliegende Anmeldung betrifft Verfahren und Reaktoranlagen zum Bereitstellen von Methanol . Insbesondere geht es um die katalytische
Methanolsynthese.
[0002] Kohlenstoffdioxid C02 (meist Kohlendioxid genannt) ist eine
chemische Verbindung aus Kohlenstoff und Sauerstoff. Kohlendioxid ist ein farb- und geruchloses Gas. Es ist mit einer geringen Konzentration ein natürlicher Bestandteil der Luft und entsteht in Lebewesen bei der Zellatmung, aber auch bei der Verbrennung von kohlenstoffhaltigen Substanzen bei ausreichender
Anwesenheit von Sauerstoff. Seit Beginn der Industrialisierung steigt der C02- Anteil in der Atmosphäre deutlich an . Hauptursache hierfür sind die vom
Menschen verursachten - sogenannten anthropogenen - C02-Emissionen . Das Kohlendioxid in der Atmosphäre absorbiert einen Teil der Wärmestrahlung . Diese Eigenschaft macht Kohlendioxid zu einem so genannten Treibhausgas (THG) und zu einem der Mitverursacher des globalen Treibhauseffekts.
[0003] Aus diesen und auch aus anderen Gründen wird zur Zeit in
verschiedenste Richtungen geforscht und entwickelt, um einen Weg zu finden, um die anthropogenen C02-Emissionen zu reduzieren . Besonders im
Zusammenhang mit der Energieerzeugung, die häufig durch das Verbrennen fossiler Energieträger, wie Kohle, Öl oder Gas, erfolgt, aber auch mit anderen Verbrennungsprozessen, zum Beispiel der Müllverbrennung, besteht ein großer Bedarf zur Reduktion der C02-Emission. Es werden pro Jahr über 20 Milliarden Tonnen C02 durch solche Prozesse in die Atmosphäre abgegeben.
[0004] Es wird unter anderem das Prinzip der Klimaneutralität angestrebt, indem Ansätze verfolgt werden, bei denen man versucht, die mit C02-Emissionen verbundene Energieerzeugung an einem Ort durch das Erzeugen alternativer Energien an anderen Orten zu kompensieren. Dieser Ansatz ist stark
schematisiert in Fig . 1 dargestellt. Emittenten von Treibhausgasen (THG), wie Industrieunternehmen (z. B. Automobilhersteller) 1 oder Kraftwerksbetreiber 2, investieren oder betreiben z. B. Windfarmen 3 an anderen Standorten im Rahmen von Ausgleichsprojekten, um dort Energie ohne THG- Emissionen zu erzeugen. Rein rechnerisch kann sich damit eine Klimaneutralität ergeben. Zahlreiche Firmen versuchen, sich auf diesem Weg eine„klimaneutrale Weste" zu erkaufen.
[0005] Es ist zu konstatieren, dass die erneuerbaren Energieformen bei einer rein wirtschaftlichen Betrachtung nicht mit den fossilen Energieformen
konkurrieren können.
[0006] Es wurde bereits gezeigt, dass sich die regenerativen Energieformen besonders vorteilhaft mit fossilen Energieformen kombinieren lassen, um z. B. eine bessere Wirtschaftlichkeit zu erreichen. Details hierzu sind zum Beispiel den folgenden Parallelanmeldungen des vorliegenden Anmelders zu entnehmen :
- publizierte internationale Anmeldung WO2010069385A1;
- publizierte internationale Anmeldung WO2010069622A1;
- publizierte europäische Patentanmeldung EP2226290 A2.
[0007] Eine solche Kombination ermöglicht es, kohlenwasserstoff-basierte Energieträger in entsprechenden Silicon-Fire Anlagen herzustellen. Diese Silicon- Fire Anlagen sind besonders geeignet, um damit Methanol zu synthetisieren.
[0008] Es sind zahlreiche Verfahren und Reaktoren zur Herstellung von Methanol bekannt. Im Folgenden sind entsprechende beispielhafte
Patentanmeldungen und Patente genannt: - EP 0 790 226 Bl;
- WO 2010/037441 AI;
- EP 4 483 919 A2. [0009] Bei Syntheseanlagen zur Herstellung von kohlenwasserstoff-basierten Energieträgern, wie Methanol, kommen meist grosse, komplexe und sehr teuere Synthesereaktoren zum Einsatz. Auch sind die Rohstoffe teilweise sehr teuer, wenn man Methanol regenerativ erzeugen möchte. [00010] Es besteht daher der Bedarf Synthesereaktoren bereit zu stellen, die eine effizientere Synthese von Methanol ermöglichen.
[00011] Insbesondere geht es auch darum existierende Anlagen durch
Umrüsten effizienter zu gestalten oder neue Anlagen von Anfang an effizienter auszulegen.
[00012] Eine vorteilhafte Anlage zur Methanolsynthese ist der internationalen Patentanmeldung PCT/EP2010/064948 des vorliegenden Anmelders zu
entnehmen. Diese Anlage zeichnet sich durch ein besonders günstiges
Kreisgasverhältnis (KGV) aus und hat daher zahlreiche ökologische und ökonomische Vorteile gegenüber anderen bekannten Reaktoren zur
Methanolsynthese.
[00013] Es stellt sich daher die Aufgabe, eine Methanol-Synthese- Reaktoranlage und ein entsprechendes Verfahren noch effizienter und
wirtschaftlich sinnvoller zu gestalten, um die Herstellung von Methanol weiter zu verbessern. Ein besonderes Augenmerk gilt dabei dem Aspekt der
Umweltverträglichkeit. Ausserdem soll eine entsprechend ausgelegte
Reaktoranlage skalierbar sein, um Reaktoren und Anlagenkomponenten verschiedenster Kapazität und Grösse realisieren zu können.
[00014] Gemäß Erfindung werden eine Reaktoranlage zum Bereitstellen eines methanolhaltigen Produkts bereit gestellt. Ausserdem wird ein Verfahren zur Verwendung bzw. zum Betreiben einer solchen Reaktoranlage vorgeschlagen. [00015] Gemäß Erfindung wird ein kohlenstoffhaltiger Gasanteil, vorzugsweise Kohlenstoffdioxid, als Kohlenstofflieferant eingesetzt. Der kohlenstoffhaltige Gasanteil wird mit einem Wasserstoffanteil in Anwesenheit eines Katalysators zur Synthesereaktion gebracht, um diese Gase zu dem methanolhaltigen Produkt umzusetzen .
[00016] Vorzugsweise wird Kohlendioxid aus einem Verbrennungsprozess oder einem Oxidationsprozess von Kohlenstoff oder Kohlenwasserstoffen mittels C02-Abscheidung entnommen . C02 kann aber z. B. auch aus einer Kläranlage, einer Biogasanlage oder aus einer Trennstufe stammen, die den C02-Anteil von natürlich vorkommendem Roherdgas trennt. C02 kann zum Beispiel über eine längere Pipeline, eine lokale Gasleitung oder aber auch in Stahlflaschen oder Tanks bereitgestellt werden . [00017] Der Wasserstoff kann über eine längere Pipeline, eine lokale
Gasleitung oder aber auch in Stahlflaschen oder Tanks bereitgestellt werden . Vorzugsweise wird der Wasserstoff jedoch vor Ort mittels Wasserelektrolyse hergestellt oder durch eine Kläranlage oder eine Biogasanlage bereitgestellt. Alternativ kann der Wasserstoff auch durch eine Oxidationsreaktion von elementarem Silizium oder einem anderen elementaren Metall erzeugt werden .
[00018] Kohlendioxid als Kohlenstofflieferant kann gemäß Erfindung auch aus Roherdgas entnommen werden, das je nach Erdgasquelle über 10 %
Kohlendioxid-Anteil aufweisen kann . Kohlendioxid kann z. B. auch aus Prozessen des Kalkbrennens oder des Kalzinierens zu Soda entstammen .
[00019] Gemäß Erfindung wird ein möglichst konstanter, stabiler (d .h . nicht schwankender) und langzeitiger Anlagenbetrieb einer entsprechenden
Reaktoranlage angestrebt, was durch eine gleichmäßige Beschickung und durch den Einsatz einer software-basierten, computergesteuerten Prozesskontrolle mittels eine entsprechenden Anlagensteuerung erzielt wird .
[00020] Die Erfindung kommt in einer Reaktoranlage zum Einsatz bzw. zur Anwendung, die speziell zur Synthese eines methanolhaltigen Produkts ausgelegt ist. Die Synthese erfolgt unter Einsatz eines Ausgangsstoffes, der ein Gas mit Kohlenstoffanteil (vorzugsweise Kohlenstoffdioxid) und Wasserstoffanteil enthält. Der Reaktor der Reaktoranlage hat einen Gaseintritt und einen
Produktgasauslass, wobei am Produktgasauslass eine Prozessstufe angeordnet ist. Diese Prozessstufe ist dazu ausgelegt ein Produktgasgemisch, das am
Produktgasauslass bereitgestellt wird, in einen Purgegasanteil, in einen
(flüssigen) Anteil des methanolhaltigen Produkts und in einen Kreisgasanteil zu trennen . Die Reaktoranlage umfasst weiterhin eine Kreisgasrückführung, um den Kreisgasanteil zurück zu führen und mit dem Ausgangsstoff zu kombinieren, bevor das so entstandene Mischgas dem Gaseintritt zugeführt werden kann .
[00021] Die Anzahl der Kreisläufe bestimmt die Wirtschaftlichkeit der
Methanolsynthese. Das Gemisch aus den Ausgangsstoffen (Einsatzgas) weist prozessbedingt einen Wasserstoffüberschuss auf. Dieser Überschuss muss aus dem Prozess entnommen werden (z. B. durch Abblasen), um den Prozessdruck einzuhalten . Der Überschuss, der abgeblasen wird, wird Purgegas (Abgas) genannt und wird bisher vor allem bei großen Anlagen abgefackelt, unterfeuert und bei sehr kleinen Anlagen der kleinen Mengen wegen in die Umwelt
abgegeben . [00022] Ein weiteres Überschussgas ist C02, das, unreagiert im Rohmethanol gelöst, den Synthesekreislauf verlässt. Das unreagierte C02 wird bisher in drei Strömen abgegeben :
- gasförmig im Purgegas zum Abblasen, Abfackeln oder Unterfeuern;
- gasförmig im sogenannten Lösegas zum Abblasen;
- gelöst bleibend im Rohmethanol entsprechend dem Druck im
Niederdruckabscheider und mit dem Rohmethanol der Destillation zugeführt.
[00023] Die Reaktoranlage der Erfindung zeichnet sich dadurch aus, dass sie eine Rückführungsleitung umfasst, die so mit ihrem Leitungseingang mit der nachgelagerten Prozessstufe und mit ihrem Leitungsausgang mit einer
Eingangsstufe der Reaktoranlage verbindbar ist, dass mindestens ein Teil des Purgegases zu der Eingangsstufe zurückführbar ist, um erneut durch den Reaktor geführt zu werden . Da sich aber die Zusammensetzung des Purgegases sehr von der gewünschten Einsatzgaszusammensetzung (Make-Up-Gas) unterscheidet, ist es notwendig, die Menge mindestens eines der Einsatzgase Wasserstoff und Kohlendioxid entsprechend anzupassen. Die Reaktoranlage umfasst daher gemäss Erfindung eine Messvorrichtung, die im Bereich der Eingangsstufe zum Ermitteln des momentanen Kohlenstoff(dioxid)anteils angeordnet ist. Ausserdem umfasst sie Steuermittel, die im Bereich der Eingangsstufe zum Vorgeben des Kohlenstoff(dioxid)anteils und/oder des Wasserstoffanteils angeordnet sind .
[00024] Die Prozessführung in der Reaktoranlage erfolgt so, dass das
Purgegas einen Kohlendioxidanteil, einen Wasserstoffanteil und einen
Kohlenmonoxidanteil umfasst. Aufgrund von Prozessschwankungen ist das Verhältnis zwischen dem Kohlendioxidanteil, dem Wasserstoffanteil und dem Kohlenmonoxidanteil am Ausgang des Reaktors veränderlich. Die Steuermittel zusammen mit der Messvorrichtung sind in der Lage diese Prozessschwankungen regelungstechnisch auszugleichen indem sie den frischen Kohlendioxidanteil und/oder den frischen Wasserstoffanteil auf der Eingangsseite der Eingangsstufe regeln.
[00025] Um die Prozessschwankungen regelungstechnisch in den Griff zu bekommen, muss die Messvorrichtung den Kohlendioxidanteil im Gasstrom der Rückführungsleitung schnell und zuverlässig ermitteln können. Die Erfindung setzt hier in bevorzugten Ausführungsformen auf einen
Wärmeleitfähigkeitssensor, da anhand von Leitfähigkeitsmessung der
Kohlenstoffanteil (Kohlendioxid und Kohlenmonoxid zusammen) zuverlässig ermittelt und vom Wasserstoffanteil unterschieden werden kann, wie
Untersuchungen gezeigt haben. Der Wärmeleitfähigkeitssensor ermittelt bei bevorzugten Ausführungsformen direkt die Wärmeleitfähigkeit des Purgegases und nutzt dabei die Tatsache, dass bei gegebener Temperatur Gasmoleküle die gleiche mittlere kinetische Energie haben. D.h. Kohlendioxid und Wasserstoff des Gasstroms haben die gleiche mittlere kinetische Energie (z.B. an einem
Messpunkt nach einem statischen Mischer). Ein Wasserstoffatom mit der relativen Masse 1 hat deshalb eine deutlich größere Geschwindigkeit als das Kohlendioxid mit der relativen Masse 44. Aufgrund dieser höheren molekularen Geschwindigkeit transportiert Wasserstoff Energie schneller als Kohlendioxid, das heißt die Wärmeleitfähigkeit ist größer. Die Wärmeleitfähigkeit von Kohlendioxid ist mehr als 10 mal geringer als die Wärmeleitfähigkeit von Wasserstoff. Dieser Unterschied wird bei bevorzugten Ausführungsformen einen Wärmeleitfähigkeitssensor ermittelt.
[00026] Die erfindungsgemässe Rückführungsgestaltung für das Purgegas zeichnet sich dadurch aus, dass eine einfache, robuste und schnelle Regelung vorgesehen wird, die
- ohne (absolute) Mengenbestimmung der Volumenströme auskommt,
- ohne den komplexen Rechenvorgang einer Volumenstromanpassung
auskommt,
- einen einfachen C02-Analysator vorsieht, und die
- gegenüber vorbekannten Lösungen eine veränderte Schaltung der
Mengenregelung der Einsatzgase H2 und C02 vorsieht.
[00027] Durch die Erfindung konnte die Methanolsynthese im Vergleich zum Stand der Technik weiter verbessert werden, indem einerseits die
Verfahrenseffizienz (Stromverbrauch, Verbrauch von Ausgangsstoffen etc.) verbessert wurde und indem andererseits das bisher teilweise übliche Abfackeln oder Abblasen des Purgegases komplett oder größtenteils unterbunden wurde.
[00028] Gemäss Erfindung kommt vorzugsweise bei allen Ausführungsformen eine (steuerungstechnisch) geregelte Purgegasrückführung zum Einsatz.
[00029] Bei allen Ausführungsform kann zusätzlich auch das sogenannte Lösegas rückgeführt werden, um eine weitere Verbesserung zu erzielen. [00030] Die erfindungsgemäße Reaktoranlage wird so gesteuert und die einzelnen Prozesse werden so miteinander„verknüpft", dass
- der Gesamtertrag und die Qualität (wie z.B. die Reinheit) des
methanolhaltigen Produkts möglichst maximal wird,
- und/oder die C02-(Gesamt-)Emission in Form von Purgegas und ggf. Lösegas möglichst minimal wird,
- und/oder eine möglichst stabile und langzeitige Anlagenauslastung erzielt wird,
- und/oder die produktspezifischen Investitions- und Betriebskosten der
Reaktoranlage möglichst minimal werden. [00031] Vorzugsweise wird bei allen Ausführungsform regenerative elektrische Energie zum Betrieb der Reaktoranlage eingesetzt.
[00032] Mit einer Reaktoranlage der Erfindung wird Methanol als speicher- und transportierbare Energieform hergestellt. D.h., es werden die erneuerbaren Energien auf chemischem Wege in eine unkritische und relativ einfach speicherund transportierbare (flüssige) Energieform überführt.
[00033] Die Produktion von Methanol kann jederzeit heruntergefahren oder gar unterbrochen werden. Die verfahrenstechnischen Anlagenteile zur
Herstellung von Methanol können relativ einfach und schnell heruntergefahren oder abgeschaltet werden. Hier liegt gemäss Erfindung die Entscheidungshoheit im Verantwortungsbereich des Betreibers der Reaktoranlage. [00034] Methanol kann als Energiepuffer dienen. So kann zum Beispiel Methanol gespeichert werden, um bei Spitzen-Energiebedarf im elektrischen Verbundnetz zusätzlich elektrische Energie zur Verfügung stellen zu können. Methanol kann bei Bedarf entweder in Wärmekraftwerken verbrannt werden, öder es kann damit in Brennstoffzellen (z. B. Direkt-Methanol Brennstoffzellen; MFC genannt) elektrische Energie erzeugt werden.
[00035] Bei Bedarf kann das Methanol vor der Verbrennung katalytisch in ein Spaltgas aus Wasserstoff und Kohlenmonoxid überführt werden. Daraus ergeben sich Vorteile bei gewissen Umsetzungsprozessen.
[00036] Bevorzugte Ausführungsformen der Erfindung basieren auf der Wasserstofferzeugung mit Hilfe elektrischer Energie, die weitmöglich regenerativ erzeugt wird und z.B. aus Wind-, Wasser und/oder Solarkraftwerken stammt. Wasserstoff, der z. B. vor Ort per Elektrolyse oder durch den Einsatz von elementarem Silizium und Wasser erzeugt wird, braucht also nicht gelagert oder hoch verdichtet oder tief gekühlt verflüssigt und über größere Strecken transportiert zu werden, sondern dient als Zwischenprodukt, das vorzugsweise am Standort seiner Erzeugung direkt der vorgenannten Reaktion zur Erzeugung von Methanol zugeführt wird. [00037] Einem energieumwandelnden Prozess, bei dem regenerative Energie in elektrische Energie umgewandelt wird, folgen je nach Ausführungsform der Erfindung z.B. stoffumwandelnde (chemische) Prozesse, nämlich die intermediäre Bereitstellung von Wasserstoff und die Umwandlung des Wasserstoffs zusammen mit einem Kohlenstoffträger (hier in Form von Kohlendioxid) zu Methanol.
[00038] Unter Beachtung entsprechender energietechnischer,
anlagentechnischer und wirtschaftlicher Vorgaben, zusammen mit der Forderung nach schonender Nutzung aller stofflichen, energetischen und ökonomischen Ressourcen, wird gemäß Erfindung eine neue energietechnische Lösung bereitgestellt.
[00039] Weitere vorteilhafte Ausführungsformen sind der Beschreibung, den Figuren und den abhängigen Ansprüchen zu entnehmen.
[00040] In den Zeichnungen sind verschiedene Aspekte der Erfindung schematisch dargestellt. zeigt ein Schema, welches das Prinzip der Klimaneutralität durch die Investition in, oder das Betreiben von Ausgleichsprojekten darstellt; zeigt ein Schema, das die grundlegenden Schritte des Verfahrens, gemäß einer der eingangs erwähnten internationalen
Patentanmeldungen, respektive einer entsprechenden Silicon-Fire Anlage wiedergibt;
zeigt ein Schema, das die grundlegenden Schritte des Verfahrens gemäß Erfindung, respektive einer entsprechenden Silicon-Fire Anlage wiedergibt;
zeigt eine seitliche Außenansicht eines beispielhaften Reaktors der Erfindung;
zeigt eine schematische Ansicht einer Reaktoranlage der Erfindung, wobei z.B. ein Reaktor nach Fig . 4 zum Einsatz kommen kann;
zeigt eine schematische Ansicht des Hochdruckbereichs einer weiteren Reaktoranlage gemäss Erfindung, wobei z. B. ein Reaktor nach Fig. 4 zum Einsatz kommen kann. [00041] Der Begriff Energieträger wird hier verwendet für flüssige Stoffe, die z. B. als Kraftstoff oder Brennstoff eingesetzt werden können. Hier geht es insbesondere um Methanol 108, bzw. um methanolhaltige Produkte 108. Der Begriff„methanolhaltiges Produkt" wird hier verwendet, da das Produkt, das am Ausgang 201 einer Reaktoranlage 50 bereitgestellt wird, nicht zu hundert Prozent aus Methanol besteht. Es handelt sich vielmehr um ein sogenanntes
physikalisches Gemisch aus Methanol und Wasser, das hier als methanolhaltiges Produkt 108 bezeichnet wird . Durch einen anschließenden Destillationsprozess kann dann bei Bedarf reines Methanol gewonnen werden .
[00042] Als Prozessrichtung wird hier die Richtung von der Eingangsseite E zur Ausgangsseite A, d.h. die Fluss- oder Strömungsrichtung SR im Inneren eines Reaktors 10 und der Reaktoranlage 50 bezeichnet. Details sind der Fig. 5 zu entnehmen.
[00043] Als Niederdruckbereich wird hier der Druckbereich zwischen 1 bar und 30 bar bezeichnet. Als Hochdruckbereich wird hier der Druckbereich zwischen 50 bar und 100 bar bezeichnet. Bezogen auf die Reaktoranlage 50 der Erfindung, wie in Fig . 5 und Fig. 6 beispielhaft gezeigt, befindet sich z.B. die Eingangsseite des statischen Mischers 257 (d.h. die Zufuhrleitung 258 zum statischen Mischer 257) im besagten Niederdruckbereich. Auch die Rückführungsleitung 250 liegt im Niederdruckbereich, falls die Rückführungsleitung 250 das Purgegas PG vor dem statischen Mischer 257 einkoppelt. Der Gaseintritt 21, der Reaktor 10, der Gasauslass 23 und die Kreisgasrückführung 262 liegen dagegen im erwähnten Hochdruckbereich.
[00044] Als statischer (Gas-)Mischer 257 wird hier ein passives Mischelement bezeichnet, das Gase bezüglich Temperatur und/oder Konzentration
homogenisiert. Solche statischen (Gas-)Mischer sind in der Verfahrenstechnik hinlänglich bekannt.
[00045] Als (Gas-)Kompressor (z.B. die Kompressoren 260, 263) wird hier ein Verdichter bezeichnet, der Gase komprimiert, d.h. der beim Durchströmen von der Eingangsseite des (Gas-)Kompressors zur Ausgangsseite den Druck des Gases erhöht. Solche (Gas-)Kompressoren sind in der Verfahrenstechnik hinlänglich bekannt.
[00046] Als Erhitzer/Wärmetauscher 267 wird hier ein Element bzw. eine Baugruppe bezeichnet, das/die je nach Bedarf den Gasstrom erwärmen oder abkühlen kann. Da der Erhitzer/Wärmetauscher 267 im Hochdruckbereich der Reaktoranlage 50 eingesetzt wird, kommt ein Hochdruck- Erhitzer/Wärmetauscher 267 zum Einsatz. In den Figuren ist schematisch angedeutet, dass der Erhitzer/Wärmetauscher 267 eine Heiz-/Kühlschleife 285 umfasst. Diese Heiz-/Kühlschleife 285 kann z.B. wasserdurchströmt sein. Solche Erhitzer/Wärmetauscher 267 sind in der Verfahrenstechnik hinlänglich bekannt.
[00047] Als Schlusskühler 269 wird hier ein Element bzw. eine Baugruppe bezeichnet, das/die einen Hochdruckgastrom herunter kühlt. Es handelt sich hier vorzugsweise bei allen Ausführungsformen um einen Hochdruck-Gaskühler. In den Figuren ist schematisch angedeutet, dass der Schlusskühler 269 eine
Kühlschleife 286 umfasst. Diese Kühlschleife 286 kann z.B. wasserdurchströmt sein, um dem Hochdruckgastrom Prozesswärme zu entziehen. Solche Hochdruck- Gaskühler sind in der Verfahrenstechnik hinlänglich bekannt. [00048] Als Hochdruckabscheider 270 wird hier ein Element bezeichnet, das ein Produktgasgemisch PGG aufnimmt und in Gas und Flüssigkeit trennt. Das Gas wird entweder über den Ausgang 274 als Kreisgas KG oder über den Ausgang 277 als Purgegas PG abgegeben. Ein Niveaustandsmesser 272 zusammen mit einem Stellglied S4 bilden eine Niveaustandsregelung, die diesen Vorgang nach Bedarf steuert. Diese Niveaustandsregelung hält das Flüssigkeitsniveau auf einer vorbestimmten Höhe im Hochdruckabscheider 270. Der Hochdruckabscheider 270 und das Flüssigkeitsniveau sind so bemessen, dass genügend Zeit zum Ausblasen/Abgeben des Rohmethanols gegeben ist und gleichzeitig kein Schaum oder Nebel an der Gasseite entsteht. Die Niveaustandsregelung ist vorzugsweise bei allen Ausführungsformen autonom und steuert keinen anderen Vorgang in der Reaktoranlage 50. Das Purgegas PG wird am Druckhalteregler 280/S6 als Überschuss abgegeben. Solche Hochdruckabscheider 270 und auch die
peripheren Anlagenteile 272, S4, 280, S6 sind in der Verfahrenstechnik
hinlänglich bekannt. [00049] Als Niederdruckabscheider 271 wird hier ein Element bezeichnet, das eine Flüssigkeit aufnimmt und C02-Gas aus dieser Flüssigkeit trennt. Das C02- Gas wird über den Ausgang 278 als Lösegas LG abgegeben. Ein
Niveaustandsmesser 273 zusammen mit einem Stellglied S5 bilden eine
Niveaustandsregelung, die diesen Vorgang nach Bedarf steuert. Solche
Niederdruckabscheider 271 und auch die peripheren Anlagenteile 273, S5 sind in der Verfahrenstechnik hinlänglich bekannt.
[00050] Ein weiteres Element der Methanolsynthese ist der Synthese-Reaktor 10. Details zu einem geeigneten Reaktor 10 sind der eingangs genannten internationalen Patentanmeldung PCT/EP2010/064948 des vorliegenden
Anmelders zu entnehmen. Es können aber auch andere bekannte Synthese- Reaktoren 10 eingesetzt werden. Die Erfindung eignet sich nicht nur zum Einsatz in kleinen oder mittleren Anlagen sondern sie kann auch in grossen
(industriellen) Anlagen eingesetzt werden.
[00051] Fig. 2 zeigt in einer schematischen Blockdarstellung die
Bausteine/Komponenten, respektive Verfahrensschritte, einer Gesamtanlage 100 gemäß einer der eingangs erwähnten internationalen Patenanmeldungen. Diese Gesamtanlage 100 ist so ausgelegt, dass ein Verfahren zum Bereitstellen des methanolhaltigen Produkts 108 ausgeführt werden kann . Das entsprechende Verfahren basiert auf den folgenden grundlegenden Schritten.
[00052] Es werden z. B. Kohlenstoffdioxid 101 als Kohlenstofflieferant und Wasserstoff 103 bereitgestellt. Die zum Bereitstellen des Wasserstoffs 103 erforderliche elektrische Gleichstromenergie El wird hier so weit wie möglich mittels erneuerbarer Energietechnik erzeugt und der Gesamtanlage 100 zur Verfügung gestellt. Besonders als erneuerbare Energietechnik geeignet sind Solarthermieanlagen 300 und Photovoltaikanlagen 400, die auf Solarmodulen basieren. Es kann z.B. auch Wasserkraft eingesetzt werden. Es ist auch möglich, eine Kombination von mehreren Anlagentypen 300 und 400 vorzusehen. Eine Solarthermieanlage 300 kann eine Vorrichtung 301 umfassen, die es ermöglicht Wärme in Gleichstrom (El( = ) umzuwandeln. [00053] Es wird gemäß Fig . 2 eine Wasserelektrolyse 105 unter Einsatz der elektrischen Gleichstromenergie El durchgeführt, um das Wasserstoff(-gas) 103 als Zwischenprodukt aus Wasser 102 zu erzeugen .
[00054] In Fig . 2 ist eine Gesamtanlage 100 dargestellt. Bei der gezeigten Gesamtanlage 100 wird vorzugsweise eine wirtschaftlich und ökologisch optimale Kombination einer regenerativen Stromversorgung (durch die Anlagen 300 und/oder 400) und einer konventionellen Stromversorgung, hier durch einen Teil eines Verbundnetzes 500 dargestellt, realisiert. Die Gesamtanlage 100 sieht daher vor, die regenerative elektrische Energie El weitgehend direkt
entsprechend ihrem Anfall für chemische Reaktionen (hier die Elektrolysereaktion 105) zu nutzen und damit chemisch zu binden und zu speichern . Ein weiterer Anteil der benötigten Energie wird hier beispielsweise aus dem Verbundnetz 500 bezogen . Dieser Anteil wird in Gleichstrom(energie) E2 umgewandelt. Zu diesem Zweck kommt ein entsprechender Umwandler 501 zum Einsatz, wie in Fig . 2 in schematischer Form angedeutet. Die entsprechenden Anlagenteile oder - komponenten werden hier auch als Energieversorgungsanlage 501 bezeichnet.
[00055] Mittels einer intelligenten Anlagensteuerung 110 kann z. B. die
Energieversorgung der Gesamtanlage 100 nach Fig . 2 gesteuert und geregelt werden . Die Anlagensteuerung 110 der Fig . 2 kann bei allen Ausführungsformen mit der Anlagensteuerung 110 der Fig . 5 als eine gemeinsame Steuerung ausgelegt/realisiert sein . Diese Steuerungen 110 können aber auch bei allen Ausführungsformen separat ausgelegt/realisiert sein . [00056] Es wird im Prinzip der jeweils momentan verfügbare überschüssige Energieanteil E2 aus dem Verbundnetz 500 bezogen, während der andere
Energieanteil (hier El ) soweit möglich aus einem Anlage-bezogenen
Solarkraftwerk 300 und/oder 400 (und/oder aus einem Windkraftwerk und/oder aus einem Wasserkraftwerk und/oder aus einer Abwasseranlage und/oder aus einer Biogasanlage) bezogen wird . Hier kommt es vorzugsweise zu einer intelligenten Umkehrung des bisherigen Prinzips, bei dem die
Energieschwankungen erneuerbarer Energieanlagen 300, 400 durch Zu- und Abschalten konventioneller Kraftwerke abgefangen werden . Man braucht daher zum Betreiben einer Gesamtanlage 100 keine zusätzlichen Leistungs- und
Frequenzregelkapazitäten für die regenerativen Kraftwerksanlagen im Verbundnetz 500 vorzuhalten. Dieses Prinzip ermöglicht es dem Betreiber einer Gesamtanlage 100, zusätzliche technische und wirtschaftliche Parameter bei der Steuerung der Gesamtanlage 100 einzubeziehen. Bei diesen Parametern handelt es sich um sogenannte Input-Größen II, 12, usw., die von der Steuerung 110 in Entscheidungen einbezogen werden. Ein Teil der Parameter kann innerhalb der Steuerung 110 in einem Parameterspeicher 111 vorgegeben werden. Ein anderer Teil der Parameter kann von außen kommen. Hier können zum Beispiel Preis- und/oder Verfügbarkeitsinformationen vom Betreiber des Verbundnetzes 500 eingehen.
[00057] In Fig. 3 ist nun eine weitere Gesamtanlage 700 schematisch dargestellt. Ein Teil dieser Gesamtanlage 700 entspricht der Gesamtanlage 100 nach Fig. 2. In dieser Beziehung wird daher auf die vorausgehende Beschreibung der entsprechenden Elemente verwiesen.
[00058] Es wird vorzugsweise bei allen Ausführungsform, wie beschrieben, durch eine Wasserelektrolyse 105 hochreiner Wasserstoff 103 erzeugt, der hier zu Methanol 108 umgesetzt wird. Die Energie hierzu stammt bei der
Ausführungsform nach Fig . 3 ganz oder weitestgehend (vorzugsweise zu mehr als 80%) aus regenerativen Energiequellen 300 und/oder 400 (oder aus anderen regenerativen Energiequellen).
[00059] Es können bei allen Ausführungsform eine Reihe von Steuer- oder Signalleitungen vorgesehen sein, wie anhand der beispielhaft gezeigten
Leitungen 112, 113 und 114 dargestellt. Diese Leitungen 112, 113 und 114 steuern Energie- oder Massenströme der Gesamtanlage 100 oder 700.
[00060] In der Anlagensteuerung 110 der Fig . 2, Fig . 3 und/oder Fig . 5 sind sogenannte Software- basierte EntScheidungsprozesse implementiert. Ein
Prozessor der Steuerung 110 führt eine Steuerungssoftware aus und fällt unter Berücksichtigung von Parametern programmierte Entscheidungen. Diese
Entscheidungen werden in Schalt- oder Steuerungsbefehle umgesetzt, die zum Beispiel über Steuer- oder Signalleitungen 112, 113, 114 die
Steuerung/Regelung von Energie- und Massenströmen bewirken. Z.B. können elektrische Signale sl, s2 Stellglieder Sl, S2 regeln, wie in den Figuren 2, 3 und 5 angedeutet. Das gilt auch für die anderen Signale und Stellglieder.
[00061] Gemäß einer besonders bevorzugten Ausführungsform der Erfindung wird Kohlendioxid 101 als gasförmiger Kohlenstofflieferant eingesetzt, wie in den Figuren 2, 3 und 5 schematisch angedeutet. Vorzugsweise wird das Kohlendioxid 101 bei allen Ausführungsform aus einem Verbrennungsprozess oder einem Oxidationsprozess über C02-Abscheidung (z. B. eine Silicon-Fire
Rauchgasreinigungsanlage) entnommen . Das Kohlendioxid 101 kann aber auch von Roherdgas abgetrennt und bereitgestellt werden oder aus einem der anderen eingangs genannten Quellen stammen . Das Kohlendioxid 101 kann auch aus anderen Quellen kommen . Vorzugsweise wird das Kohlendioxid 101 über eine Pipeline, eine Leitung, eine Stahlflasche oder einen Tank bereit gestellt.
[00062] Die Gleichstromenergie El wird bei der gezeigten Ausführungsform zum Durchführen einer Wasserelektrolyse eingesetzt, um Wasserstoff 103 als Zwischenprodukt zu erzeugen . Die Elektrolyseanlage, respektive das
Durchführen einer solchen Elektrolyse, ist in Fig . 2 und Fig . 3 durch das
Bezugszeichen 105 gekennzeichnet. Das Kohlendioxid 101 wird mit dem
Wasserstoff 103 zusammen geführt. Das geschieht in einer Eingangstufe 253, wie in Fig . 5 beispielhaft gezeigt. Das entsprechende (Misch-)Gas wird hier als Ausgangsstoff AS bezeichnet. Der Ausgangsstoff AS wird zur Reaktion
(Methanolsynthese in einem Reaktor 10) gebracht, um die gasförmigen
Ausgangsstoffe 101, 103 zu einem methanolhaltigen Produkt 108 umzusetzen, wobei gemäss Erfindung bei allen Ausführungsformen sowohl Kreisgas KG in Kreis geführt als auch Purgegas PG und optional auch Lösegas LG zurück geführt wird/werden . Die Synthesereaktion wird in dem Reaktor 10 durchgeführt. Die Entnahme, respektive das Bereitstellen des methanolhaltigen Produkts 108, ist in Fig . 2 und Fig . 3 durch das Bezugszeichen 107 gekennzeichnet. In Fig . 5 ist gezeigt, dass das methanolhaltige Produkt 108 an einem Ausgang 201 der (nachgelagerten) Prozessstufe 200 bereit gestellt wird .
[00063] Im Folgenden werden weitere grundlegende Details des Verfahrens, einer Reaktoranlage 50 der Erfindung und der entsprechenden Gesamtanlagen 100 und 700 beschrieben . Diese grundlegenden Details des Verfahrens können in allen Ausführungsformen der Erfindung zur Anwendung/zum Einsatz kommen . [00064] Die Reaktoranlage 50 der Erfindung ist vorzugsweise bei allen
Ausführungsformen ein Teil der Gesamtanlage 100 oder 700. [00065] Um Wasserstoff 103 als Zwischenprodukt erzeugen zu können, eignet sich eine Wasser-Elektrolyse unter Einsatz von Gleichstrom El, wie erwähnt. Der benötigte Wasserstoff 103 wird in einer Elektrolyseanlage 105 durch die
Elektrolyse von Wasser H20 nach folgender Gleichung hergestellt: H20 - 286,02 kJ = H2 + 0,5 02. (Reaktion 1)
[00066] Die benötigte (elektrische) Energie El für diese Reaktion von 286,02 kJ/mol entspricht 143010 kJ pro kg H2. [00067] Die Synthese des methanolhaltigen Produkts 108 (CH3OH + Wasser) kann in dem Reaktor 10/ Reaktoranlage 50 der Gesamtanlage 100 oder 700 nach der exothermen Reaktion zwischen Kohlendioxid 101 (C02) und Wasserstoff 103 (H2) wie folgt erfolgen : C02 + 3 H2 = CH3OH + H20 - 49,6 kJ (Methanol-Wassergemisch, dampfförmig)
(Reaktion 2)
[00068] Die Reaktion 2 gibt die Stöchiometrie für die Methanolsynthese vor. Rein rechnerisch betrachtet hat der Ausgangsstoff AS1 am Einlass 21 des
Reaktors 10 idealerweise eine Zusammensetzung mit 3 Mol H2 pro Mol C02. In der Praxis sollte die Zusammensetzung ca . 3,05 bis 3, 10 Mol H2 pro Mol C02, da es einen geringen Überschuss an Wasserstoff 103 haben muss. Vorzugsweise arbeiten daher alle Ausführungsformen der Erfindung mit ca. 3,05 bis 3, 10 Mol H2 pro Mol C02.
[00069] Die entstehende Reaktionswärme von 49,6 kJ/mol = 1550 kJ pro kg Methanol = 0,43 kWh pro kg Methanol 108 wird aus dem entsprechenden
Reaktor 10 abgeführt. Zu diesem Zweck kann der Reaktor 10 einen Fluidraum 14 (siehe z. B. Fig . 4) umfassen . In diesem bevorzugten Fall ist der eigentliche Reaktionsbereich/sind die Reaktionsbereiche im Inneren des Reaktors 10 von einem Reaktormantel umgeben und durch ein Fluid (vorzugsweise Wasser) gekühlt. In Fig . 4 sind eine entsprechende Fluidzufuhr 16 und eine
entsprechende Fluidabfuhr 17 gezeigt. [00070] Typische Synthesebedingungen im Synthesereaktor 10 sind ca. 50 bis 150 bar und ca. 250 °C bis 270 °C. Vorzugsweise liegt der Druck zwischen 50 bis 100 bar. Die Reaktionswärme kann z. B. an andere Anlagenelemente, wie zum Beispiel an einen Verdampfer einer Destillationskolonne (die der Prozessstufe 200 nachgeschaltet sein kann) oder an andere nachgeschaltete Anlagenbereiche „übergeben" werden.
[00071] Die (Methanol-)Synthese wird gemäss Erfindung bei allen
Ausführungsformen unter Einsatz eines Katalysators in dem/den
Reaktionsbereich/Reaktionsbereichen des Reaktors 10 durchgeführt, damit als Reaktionsprodukt flüssiges Methanol 108 (bzw. Methanol-Wasser-Gemisch) entsteht.
[00072] Falls sich die Gesamtanlage 100 oder 700 in der Nähe einer C02- Quelle befindet, kann auf eine Verflüssigung von C02 für den Transport verzichtet werden. Ansonsten ist es nach dem Stand der Technik relativ einfach, das C02 zu verflüssigen und auch über große Entfernungen zu einer Gesamtanlage 100 oder 700 zu bringen.
[00073] In Fig. 2 und Fig . 3 ist anhand des gestrichelten Pfeils 112
angedeutet, der von der Steuerung 110 ausgeht, dass die Steuerung 110 den Energiestrom El regeln kann. Der Pfeil 112 stellt eine Steuer- oder Signalleitung dar. Es sind auch andere mögliche Steuer- oder Signalleitungen 113, 114 dargestellt. Die Steuer- oder Signalleitung 113 regelt zum Beispiel die C02- Menge, die für die Reaktion 106 im Reaktor 10 zur Verfügung steht. Wenn zum Beispiel durch die Elektrolyse 105 weniger Wasserstoff 103 produziert wird, dann muss auch proportional weniger C02 zugeführt werden. Die optionale Steueroder Signalleitung 114 kann zum Beispiel die H2-Menge über ein Stellglied Sl regeln. Eine solche Regelung ist dann sinnvoll, wenn es einen Wasserstoff- Pufferspeicher gibt, dem man Wasserstoff 103 entnehmen kann, auch wenn im Moment kein Wasserstoff oder weniger Wasserstoff durch die Elektrolyse 105 (oder durch den Einsatz elementaren Siliziums) produziert wird . Zusätzlich oder alternativ kann eine optionale Steuer- oder Signalleitung 113 die C02-Menge über ein Stellglied S2 regeln. [00074] Vorzugsweise kommen bei allen Ausführungsformen der Erfindung zwei Stellglieder Sl, S2 gefolgt von einem statischen Mischer 257 zum Einsatz, um eine prozesstechnisch richtige Mischung der Anteile des gasförmigen
Ausgangsstoffes AS bereit steilen zu können. Die Bereitstellung der
stöchiometrisch richtigen Mischung der Komponenten 101 und 103 erfolgt z.B. unter Einsatz der Steuerung 110 und einer geeigneten Messvorrichtung 254 (um als Ausgangsstoffes AS vorzugsweise 3,05 bis 3,10 Mol H2 pro Mol C02
vorzugeben).
[00075] Untersuchungen haben ergeben, dass es besonders wirtschaftlich und umwelttechnisch sinnvoll ist, wenn die Gesamtanlage 100 so ausgelegt ist oder gesteuert wird, dass zwischen 15% und 40% des Methanols 108 aus
regenerativer Energie erzeugt wird, während weiteres Methanol für die
Ergänzung zu 100% aus anderen Kohlenwasserstoffen (z.B. aus Methangas) bereitgestellt wird . Die vorliegende Erfindung ist jedoch unabhängig von der Art der eingesetzten Energie.
[00076] Besonders bevorzugt ist eine Ausführungsform des Betriebskonzepts der Gesamtanlage 100 oder 700, die den Bezug kostengünstiger elektrischer Energie in den Schwachlastzeiten aus einem Verbundnetz 500 vorsieht (wie in Fig. 2 gezeigt).
[00077] Vorzugsweise wird bei allen Ausführungsformen ein Reaktor 10 oder eine Reaktoranlage 50 eingesetzt, die am Ausgang (am Produktausiass 23) einen methanolhaltigen Stoff mit einer hohen Methanolkonzentration (vorzugsweise ein Methanol-Wassergemisch im Verhältnis 1 : 1 (molar); damit sind etwa 29,5 Gew. % Wasser im Rohmethanol) bereitstellt.
[00078] In den Fig. 4 ist ein beispielhafter Reaktor 10 in schematisierter Darstellung gezeigt. Der Reaktor 10 hat z. B. zwei eingangsseitige Gaseintritte 21, zwei ausgangsseitige Produktauslässe 23 ein vorzugsweise einen Fluidraum 14. Der Fluidraum 14 dient dazu in einer bevorzugten Betriebsweise des
Reaktors 10 eine isotherme Umgebung zu schaffen. Zu diesem Zweck kann ein Fluid (z.B. Wasser oder Gas) durch eine Fluidzufuhr 16 in den Fluidraum 14 gelangen. Es ist eine Fluidabfuhr 17 am Fluidraum 14 vorgesehen, um das Fluid abzuführen. Je nach Situation kann gekühlt oder geheizt werden .
[00079] Vorzugsweise kommt bei allen Ausführungsformen eine Steuerung (die z. B. als Teil der (Anlagen-)Steuerung 110 ausgeführt sein kann) des
Reaktors 10 zum Einsatz, die anfangs beim„Hochfahren" des Reaktors 10 den Fluidraum 14 mit warmem Fluid beaufschlagt, um die Synthesereaktion in Gang zu setzen. Anschliessend wird vorzugsweise ein gekühltes Fluid zugeführt, um Reaktionswärme, die bei der exothermen Synthese entsteht, abzuführen und um so eine isotherme Umgebung zu schaffen. Abhängig von der Kapazität des Reaktors 10 kann Reaktionswärme mittels eines Fluids im Fluidraum 14 zugeführt werden und die Synthesereaktion kann im endothermen Bereich ablaufen.
[00080] Vorzugsweise wird bei allen Ausführungsformen der Erfindung der Ausgangsstoff AS und/oder AS1 vorgewärmt (z. B. durch den
Erhitzer/Wärmetauscher 267) und mit erhöhtem Druck in den Reaktor 10 eingebracht. Der Druck und die Temperatur hängen von der Art des Katalysators ab. Die Temperatur kann im Bereich zwischen 100 und 350 Grad Celsius und der Druck zwischen 15 und 150 bar liegen. Vorzugweise liegt die Temperatur im Bereich zwischen 200 und 280 Grad Celsius und der Druck zwischen 50 und 100 bar.
[00081] Unter Bezugnahme auf Fig . 5 und Fig. 6 werden nun wichtige Aspekte der Erfindung erläutert. [00082] Die Erfindung kommt in einer Reaktoranlage 50 zum Einsatz bzw. zur Anwendung, die in Fig . 5 schematisch dargestellt ist. Die Reaktoranlage 50 ist speziell zur Synthese eines methanolhaltigen Produkts 108 ausgelegt. Die Synthesereaktion 106 erfolgt unter Einsatz eines Ausgangsstoffes AS1, der ein Gas mit einem Kohlenstoffdioxidanteil 101 und einem Wasserstoffanteil 103 enthält. Der Reaktor 10 der Reaktoranlage 50 hat einen Gaseintritt 21 und einen Produktauslass 23, wobei am Produktauslass 23 eine Prozessstufe 200 angeordnet ist. Diese Prozessstufe 200 ist dazu ausgelegt ein Produktgasgemisch PGG, das am Produktauslass 23 bereitgestellt wird, in einen Purgegasanteil PG, in einen Anteil des methanolhaltigen Produkts 108 und in einen Kreisgasanteil KG zu trennen. Die Reaktoranlage 50 umfasst weiterhin eine Kreisgasrückführung 262, um den Kreisgasanteil KG zurück zu führen und mit dem Ausgangsstoff AS zu kombinieren, bevor das so entstandene Mischgas (hier AS1 genannt) dem Gaseintritt 21 zugeführt werden kann. [00083] Die Reaktoranlage 50 der Erfindung zeichnet sich dadurch aus, dass sie bei allen Ausführungsformen zusätzlich zu der Kreisgasrückführung 262 eine Rückführungsleitung 250 umfasst, die so mit ihrem Leitungseingang 251 mit der Prozessstufe 200 und mit ihrem Leitungsausgang 252 mit der Eingangsstufe 253 der Reaktoranlage 50 verbindbar ist, dass mindestens ein Teil des Purgegases PG zu der Eingangsstufe 253 zurückführbar ist, um erneut durch den Reaktor 10 geführt zu werden. Die Reaktoranlage 50 umfasst eine Messvorrichtung 254, die im Bereich der Eingangsstufe 253 zum Ermitteln des momentanen
Kohlenstoff(dioxid)anteils angeordnet ist. Es kommt vorzugsweise eine
Steuervorrichtung 255 zum Einsatz, die ein Teil der (Anlagen-)Steuerung 110 sein kann. Die Steuervorrichtung 255 bzw. die (Anlagen-)Steuerung 110 ist zum Vorgeben des Kohlendioxidanteils und/oder des Wasserstoffanteils ausgelegt und steuert/kontrolliert daher die Eingangsstufe 253.
[00084] Vorzugsweise steuert die Steuervorrichtung 255 bzw. die (Anlagen-) Steuerung 110 bei allen Ausführungsformen das Stellglied Sl und/oder das Stellglied S2.
[00085] Die Prozessführung in der Reaktoranlage 50 erfolgt unter Einsatz der Steuervorrichtung 255 und/oder der (Anlagen-)Steuerung 110 so, dass der Purgegasanteil PG überwiegend nur einen Kohlendioxidanteil und einen
Wasserstoffanteil umfasst. Zusätzlich kann der Purgegasanteil PG einen kleinen Kohlenmonoxidanteil umfassen. Aufgrund von Prozessschwankungen in der Reaktoranlage 50 ist das Verhältnis zwischen dem Kohlendioxidanteil, dem Wasserstoffanteil und dem Kohlenmonoxidanteil am Auslass 23 des Reaktors 10 veränderlich. Die Steuervorrichtung 255 und/oder die (Anlagen-)Steuerung 110 sind/ist zusammen mit der Messvorrichtung 254 in der Lage diese
Prozessschwankungen regelungstechnisch auszugleichen, indem sie den frischen Kohlendioxidanteil 101 und/oder den frischen Wasserstoffanteil 103 auf der Eingangsseite E der Eingangsstufe 253 regeln/t.
[00086] Der Reaktor 10 ist, wie beschrieben, mit einem Katalysator befüllt, der zur katalytischen Umsetzung des Kohlendioxidanteils und des
Wasserstoffanteils zu dem Produktgasgemisch PGG dient. Durch die
Steuervorrichtung 255 und/oder die (Anlagen-)Steuerung 110 ist eine Soll- Stöchiometrie des Kohlendioxidanteils und des Wasserstoffanteils des
Ausgangsstoffs AS1 vorgebbar, die bei allen Ausführungsformen pro Mol
Kohlendioxidanteil 101 vorzugsweise 3,05 bis 3,10 Mol Wasserstoffanteile 103 aufweist. [00087] Hier sei angemerkt, dass je nach Katalysator z.B. auch ein kleiner Überschuss des Wasserstoffanteils 103 möglich sein kann. In diesem Fall gibt die Steuervorrichtung 255 und/oder die(Anlagen-)Steuerung 110 eine entsprechend angepasste Soll-Stöchiometrie vor. Die Kinetik der Methanolsynthese 106 erfordert jedoch stets einen leichten Überschuss an Wasserstoff 103.
[00088] Die Umsetzung zu dem methanolhaltigen Produkt 108 erfolgt nur unvollständig, weil die Reaktion 106 durch ein thermodynamisches Gleichgewicht limitiert ist. Der Umsatz der Reaktanden (d.h. des Kohlendioxidanteils 101 und des Wasserstoffanteils 103 im Ausgangsstoff AS1) erfolgt nicht vollständig in Richtung der Produkte (Methanol und Wasser). Dadurch ist eine sogenannte Kreislauffahrweise erforderlich, bei der am Auslass 23 aus dem Reaktor 10 austretendes Reaktionsgas (hier als Produktgasgemisch PGG bezeichnet) mittels einer Kreisgasrückführung 262 zurück zum Einlass 21 geführt wird . Es werden in jedem Fall Einsatzstoffe (Reaktanden) am Ausgang des Reaktors 10 abgegeben, deren anteilige Menge aber mit der Erhöhung des Kreislaufverhältnisses immer geringer wird. Die Kreisgasrückführung 262 umfasst vorzugsweise bei allen Ausführungsformen einen Verdichter 263 (auch Kreislauf-Gaskompressor genannt), der zum Einsatz kommt, um den Kreisgasanteil KG, der durch die Kreisgasrückführung 262 zurück geführt wird, von dem etwas niedrigeren
Druckniveau am Auslass 23 auf das höherer Druckniveau am Einlass 21 zu bringen. Durch den Einsatz der Kreisgasrückführung 262 wird der Umsatz der Reaktanden erhöht. Ohne eine solche Kreisgasrückführung 262 würde man auf der Auslassseite 23 zusammen mit dem Produkt 108 auch Einsatzstoffe
(Reaktanden) abgeben müssen, was in den meisten Fällen ökologisch und ökonomisch nicht sinnvoll ist.
[00089] Im Schlusskühler 269 werden die Reaktionsprodukte Methanol und Wasser durch Kondensation fast vollständig aus dem Gasgemisch am Auslass 23 entfernt. Es werden nur die dann noch übriggebliebenen gasförmigen
Komponenten in das Kreislaufgas KG zurückgeführt. Als Maß für die Menge gilt das Volumen des Gases. So bedeutet Kreisgasverhältnis (KGV) 4, dass 4
Volumeneinheiten des unvollständig ausreagierten Gases mit 1 Volumeneinheit Make-Up Gas AS (so nennt man bei diesem Verfahren das Frischgasgemisch) gemischt wird . Dieses Kreislaufgas KG durchläuft danach erneut den Reaktor 10 und wird auf diese Weise ebenfalls zu Methanol (und Wasser) umgesetzt.
Außerdem werden durch die Verdünnung der Reaktanden im Reaktionsgas das Gleichgewicht und die Kinetik der Reaktion 106 für das Produkt 108 günstig beeinflusst. [00090] Am Auslass 23 des Reaktors 10 wird ein Produktgasgemisch PGG ausgegeben. Die Synthesereaktion 106 verlangt einen geringfügigen
Wasserstoffüberschuss. Dieser wird im Kreislauf angereichert. Dabei würde sich ohne Druckeinhaltung der Druck im Reaktor 10 stetig erhöhen. Der Druckhalte- Regler 280/S6 am Ausgang 277 des Hochdruckabscheiders 270 bläst deshalb den Gasüberschuss (Purgegas PG) ab. D.h. am Hochdruckabscheider 270 wird prozessbedingt Purgegas PG abgegeben. Das Purgegas PG umfasst bei der vorliegenden Prozessführung im Wesentlichen Kohlendioxid, Wasserstoff und einen geringen Kohlenmonoxidanteil, wobei das Verhältnis zwischen dem
Kohlendioxid, dem Wasserstoff und dem Kohlenmonoxidanteil veränderlich ist. Diese Veränderlichkeit ergibt sich aus einer ganzen Reihen von Einflussgrössen, wie Druckschwankungen, Sättigung des Katalysators 60, Grad des Verbrauchs des Katalysators, Temperaturschwankungen usw. in der Reaktoranlage 50. Die Purgegasmenge an sich ist keine (stark) veränderliche Grösse.
[00091] Im Folgenden werden weitere Details der Reaktoranlage 50 beschrieben. Wie in Fig . 5 gezeigt, kann die Eingangsstufe 253 der Reaktoranlage 50 eine Frischgasversorgung 264 für Wasserstoffgas 103 und Kohlendioxidgas 101 aufweisen. Die beiden Ausgangsleitungen der
Frischgasversorgung 264 haben je ein Stellglied Sl bzw. S2, um die
Volumenanteile der Frischgase 103 und 101 vorgeben zu können. Diese
Stellglieder Sl und S2 werden vorzugsweise bei allen Ausführungsformen von der Steuervorrichtung 255 und/oder von der (Anlagen-)Steuerung 110 gesteuert.
[00092] Bei der in Fig . 5 gezeigten Ausführungsform umfasst die
Reaktoranlage 50 eine Flusskontrolle 265, um die Durchflussmenge ermitteln zu können.
[00093] Bei der in Fig . 5 gezeigten Ausführungsform greifen sowohl die
Messvorrichtung 254 als auch die Flusskontrolle 265 auf die Zufuhrleitung 256 nach dem statischen Mischer 257 zu . Die Steuervorrichtung 255 oder die
(Anlagen-)Steuerung 110 geben entsprechende Stellsignale sl und s2 an die Stellglieder Sl und S2, wie in Fig . 5 schematisch durch gestrichelte
Signalleitungen dargestellt.
[00094] Die beiden Frischgase 103 und 101 werden über eine Zufuhrleitung 258 in den statischen Mischer 257 geführt, um so eine homogenisierte Mischung der Frischgase 103 und 101 zu erhalten. Vorzugsweise setzt die
Rückführungsleitung 250 bei allen Ausführungsform vor dem statischen Mischer 257 an (wie in Fig . 5 gezeigt). Sie kann aber unter Umständen auch zwischen dem statischen Mischer 257 und einem nachfolgenden Frischgaskompressor 260 ansetzen (nicht gezeigt).
[00095] Bei der in Fig . 5 gezeigten beispielhaften Ausführungsform liegen sowohl die Rückführungsleitung 250 als auch die Zufuhrleitung 258 im
Niederdruckbereich vor der Steuervorrichtung 255. Dies ist vorzugsweise bei allen Ausführungsformen der Fall.
[00096] Wichtig ist hier die Feststellung, dass die Rückführungsleitung 250 Purgegas PG mit relativ niedrigem Druck (vorzugsweise bei allen
Ausführungsformen im Niederdruckbereich zwischen 5 bar und 30 bar) zur Eingangsstufe 253 liefert. Daher wird das Purgegas PG vorzugsweise im Niederdruckbereich vor dem Frischgaskompressor 260 eingespeist. Bei
Lösungen, die das Purgegas PG nach dem Frischgaskompressor 260 einspeisen, wäre ein separater Purgegaskompressor (nicht gezeigt) erforderlich, um das Purgegas PG mit einem entsprechend höheren Druck einspeisen zu können.
[00097] In einer besonders bevorzugten Ausführungsform ist, wie in Fig. 5 gezeigt, die Steuervorrichtung 255 zwischen dem statischen Mischer 257 und dem Frischgaskompressor 260 angeordnet, um direkt im Strom des
homogenisierten Einsatzgasgemischs EGG (d.h. im Strom der Zufuhrleitung 256), die erforderliche(n) Messung(en) durchzuführen . Das elektrische Signal sl der Messvorrichtung 254 treibt (bzw. regelt) vorzugsweise bei allen
Ausführungsformen das Stellglied Sl (den Massedurchflussregler) des
Wasserstoffstroms an. Als Sollwert dient in diesem Fall die Signalgrösse des Ausgangsstoffs AS ohne die Purgegasrückführung 250.
[00098] Bei allen Ausführungsformen erfolgt vorzugsweise die
Mengenregelung des gesamten Einsatzgasgemischs EGG durch eine
Flusskontrolle 265 (z. B. in Form eines Flowcontrollers), der in Strömungsrichtung SR hinter der Messvorrichtung 254 angeordnet ist. Das Signal s2 der
Flusskontrolle 265 treibt (bzw. regelt) vorzugsweise bei allen Ausführungsformen das Stellglied S2 (den Massedurchflussregler) des Kohlendioxidstroms an.
[00099] Mit dieser Anordnung wird die richtige Zusammensetzung und das richtige Mengenverhältnis der Einsatzgase 101, 103 und des PG gesichert, und zwar unabhängig davon, ob die Purgegasrückführung 250 bei Teillast- oder Volllastbetrieb läuft oder gar abgeschaltet ist.
[000100] Nach dem statischen Mischer 257 folgt in Strömungsrichtung SR betrachtet der bereits erwähnte Frischgaskompressor 260, der das
Einsatzgasgemisch EGG vom Niederdruckbereich in den Hochdruckbereich bringt. Die Ausgangsleitung 261 des Frischgaskompressors 260 ist mit einer Leitung 266 der Kreisgasrückführung 262 zusammengeführt. Um das problemlose
Zusammenführen der Leitungen 261 und 266, respektive des Gases auf der Ausgangsseite des Frischgaskompressors 260 und des Kreisgases KG zu ermöglichen, muss das Kreisgase KG auf den Druck des Gases in der Ausgangsleitung 261 des Frischgaskompressors 260 gebracht werden. Daher umfasst die Kreisgasrückführung 262 einen Kreislaufgaskompressor 263. Das zusammengeführte Gas (EGG plus KG), das nun in Richtung des Gaseinlasses 21 des Reaktors 10 geführt wird, wird als eigentlicher Ausgangsstoff ASl
bezeichnet. Der eigentliche Ausgangsstoff ASl befindet sich bereits im
geeigneten Hochdruckbereich, um den Reaktor 10 beschicken zu können. Um aber auch die optimale Temperatur des Ausgangsstoffs ASl vorgeben zu können, folgt auf der Eingangsseite des Reaktors 10 ein Erhitzer/Wärmetauscher 267. Dieser Erhitzer/Wärmetauscher 267 erhitzt den Ausgangsstoff ASl, je nach Bedarf.
[000101] In dem Bereich nach dem Kreislaufgaskompressor 263 können bei allen Ausführungsformen ein Stellglied S3 und eine Flusskontrolle 268
angeordnet sein. Die Flusskontrolle 268 regelt das Stellglied S3 mittels eines elektrischen Signals s3.
[000102] Die nachgeschaltete Prozessstufe 200 umfasst vorzugsweise bei allen Ausführungsformen die folgenden Elemente. Der (Gas-)Auslass 23 speist einen Schlusskühler 269. Hinter diesem Schlusskühler 269 sind ein
Hochdruckabscheider 270 und ein Niederdruckabscheider 271 in Reihe
angeordnet. Nach jedem der Abscheider 270, 271 kann ein zugeordnetes
Stellglied S4, S5 folgen, wie gezeigt. Jedes der Stellglieder S4, S5 wird durch einen Niveaustandsmesser 272, 273 (LIC, Level indicator Controller) geregelt. D.h. die Niveaustandsmesser 272, 273 bilden zusammen mit dem jeweiligen Stellglied S4, S5 eine Niveaustandsregelung . Die entsprechenden elektrischen Signale werden hier mit s4, s5 bezeichnet.
[000103] Die Gesamtmenge des Rohmethanols wird in den
Niederdruckabscheider 271 abgegeben. Der Methanolgehalt (Restmethanol) des Kreislaufgases KG wird nur durch Druck und Temperatur des Schlusskühlers 269 bestimmt.
[000104] Der entsprechende Kreisgasstrom verläuft vereinfacht betrachtet wie folgt: Auslass 23 Schlusskühler 269 Hochdruckabscheider 270 Ausgang 274 Kreislaufgaskompressor 263 Leitung 266 Erhitzer/Wärmetauscher 267 Einlass 21 Reaktor
[000105] Rohmethanol wird wie folgt entnommen : Auslass 23 Schlusskühler 269 Hochdruckabscheider 270 Ausgang 275 Niederdruckabscheider 271 Ausgang 276 Ausgang 201. Nach dem Ausgang 201 kann eine Leitung, ein Tank oder eine Destillationsstufe folgen.
[000106] Aus dem Hochdruckabscheider 270 kann das Purgegas PG über einen Ausgang 277 entnommen werden, wie bereits beschrieben.
[000107] Ein Teil des C02 wird nicht in der Methanolsynthese im Reaktor 10 umgesetzt. Dieses unreagierte C02 aus dem Synthesekreislauf ist im
Rohmethanol sehr gut löslich. Ein Teil dieses unreagierten C02 verlässt den Synthesekreislauf in gelöster Form. Beim Entspannen des Rohmethanols im Niederdruckabscheider 271 wird abhängig von Druck und Temperatur ein Teil des C02 gasförmig als Lösegas LG abgegeben. Aus dem Niederdruckabscheider 271 kann optional dieses Lösegas LG über einen Ausgang 278 entnommen werden.
[000108] Es ist - abhängig vom Druck - mehr oder minder lohnend, dieses Lösegas LG dem Purgegas PG zuzuführen und gemeinsam zur Eingangsstufe 253 zurück zu führen. Bei niedrigem Druck vor dem statischen Mischer 257 (bis ca. 15 bar) kann eine Wirtschaftlichkeit für das Rückführen des Lösegases LG gegeben sein. Bei höherem Druck vor dem statischen Mischer 257 (z.B. bei 20 bar) ist der Effekt der Wirtschaftlichkeit nicht so bedeutend .
[000109] Höherer Druck bedeutet hier einen höheren Saugdruck für den Frischgaskompressor 260, der damit deutlich kleiner wird und weniger Energie verbraucht. Dieser Effekt überwiegt bei der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung einer optionalen Lösegasrückführung. Durch eine Lösegasrückführung reduziert sich der C02-Ausstoß nach draußen und ist damit ein ökologisches Argument. Deshalb kann diese Lösegasrückführung optional für alle Ausführungsformen vorgesehen werden.
[000110] Falls man eine Lösegasrückführung vorsieht, sollte der Druck des Niederdruckabscheiders 271 am Ausgang 278 geringfügig höher eingestellt werden als der Druck des Frischgases AS vor dem statischen Mischer 257, um den Gasstrom des Lösegases LG in die Purgegasrückführleitung 250 einbinden zu können. [000111] Gemäss Erfindung wird das Purgegas PG und eventuell auch das Lösegas LG über die Rückführungsleitung 250 zurück zur Eingangsstufe 253 geführt. Bei der in Fig . 5 gezeigten Ausführungsform wird nur Purgegas PG zurück zur Eingangsstufe 253 geführt und das Lösegas LG wird über eine Leitung 279 abgegeben.
[000112] Das Bereitstellen von Purgegas PG kann bei allen Ausführungsformen über einen Druckanzeige-Controller 280 und ein entsprechendes Stellglied S6, das mit einem elektrischen Signal s6 geregelt wird, kontrolliert werden. Am Ausgang 281 kann eine Flusskontrolle 282 mit einem weiteren Stellglied S7 angeordnet sein, um im Bedarfsfalle Purgegas PG abzugeben, statt gemäss Erfindung zurück zu führen.
[000113] Falls das Lösegas LG aus der Reaktoranlage 50 abgegeben werden soll, kann bei allen Ausführungsformen ein Druckanzeige-Controller 283 und ein entsprechendes Stellglied S8, das mit einem elektrischen Signal s8 geregelt wird, eingesetzt werden (siehe Fig . 5). Falls das Lösegas LG im Bedarfsfalle zusammen mit Purgegas PG zurückgeführt werden soll, ist gemäss Erfindung eine optionale Verbindungsleitung 284 so angeordnet, das Lösegas LG z.B. an einem Punkt nach dem Stellglied S8 entnommen und in den Bereich eingebracht werden kann, an dem der Leitungseingang 251 der Rückführungsleitung 250 ansetzt. In Fig. 5 ist die optionale Verbindungsleitung 284 durch einen gepunkteten Pfeil angedeutet. Diese Lösegasrückführung ist optional.
[000114] Wie in Fig . 6 gezeigt, kann das Zusammenführen des
Einsatzgasgemischs EGG und des Kreisgases KG auch vor dem Verdichter 263 erfolgen. Bei dem in Fig . 6 gezeigten Ansatz muss der Verdichter 263 etwas grösser dimensioniert sein als in Fig. 5. Die in Fig . 6 gezeigte Variante kann in allen Ausführungsformen der Erfindung zum Einsatz kommen.
[000115] In den Kreisgasstrom KG wird immer eine bestimmte Menge des Einsatzgasgemischs EGG (als Gemisch aus H2, C02 und kleinen Mengen von CO) eingeleitet, so dass ein Synthesegasgemisch (Ausgangsstoff ASl genannt) bereit gestellt wird, das in den Reaktor 10 geleitet werden kann. Eventuell wird durch den Erhitzer/Wärmetauscher 267 noch die Temperatur des Ausgangsstoffs ASl angehoben. Somit wird immer in der vorliegenden Methanolsynthese im Reaktor 10 ein Teil des Einsatzgasgemischs EGG als frisches Gas (das hier auch das rückgeführte Purgegas PG und eventuell auch Lösegas LG enthält) mit dem Kreisgasstrom KG, der nicht vollständig reagierte Produkte enthält, zusammen in den/die Reaktionszone/n des Reaktors 10 gebracht. Durch die Häufigkeit, mit der man diese Schleife fährt, wird der Anteil der unvollständig reagierten Gase gewissermaßen durch eine Aufkonzentration immer geringer. Man bezeichnet die Anzahl der Umläufe der Kreisgasmenge als Kreisgasverhältnis KGV, wie bereits erwähnt.
[000116] Untersuchungen haben gezeigt, dass aufgrund der Schwankungen der Zusammensetzung des Purgegasanteils PG keine statische Lösung möglich ist. Daher kommt gemäss Erfindung eine geregelte Purgegasrückführung zum
Einsatz. Es hat sich gezeigt, dass der Kohlendioxidanteil entweder im
rückgeführten Purgegasanteil PG in der Rückführungsleitung 250 und im Bereich nach dem Stellglied S2 oder nur im Bereich der Zufuhrleitung 256 ermittelt werden braucht, um eine zuverlässige Regelung der Purgegasrückleitung der Erfindung zu ermöglichen. Vorzugsweise wird der Kohlendioxidanteil bei allen Ausführungsformen in der Zufuhrleitung 256 ermittelt/gemessen.
[000117] Weiter hat sich gezeigt, dass sich der Kohlendioxidanteil zuverlässig und schnell ermitteln lässt, indem man auf eine Leitfähigkeitsmessung setzt. Eine solche Leitfähigkeitsmessung unter Einsatz mindestens eines
Leitfähigkeitssensors (als Teil einer Messvorrichtung 254 an der Zufuhrleitung 256) ergibt eine verlässliche und reproduzierbare Angabe, die es der
Steuervorrichtung 255 und/oder der (Anlagen-)Steuerung 110 ermöglicht regelnd einzugreifen, um den Anteil des frisch zugeführten Kohlendioxidgases 101 und/oder des Wasserstoffgases 103 zu erhöhen oder zu erniedrigen, damit die vorgegebene Soll-Stöchiometrie der Einsatzgaszusammensetzung ASl im Wesentlichen eingehalten werden kann. [000118] Weiterhin hat sich ergeben, dass die Einsatzgase 101, 103 sehr rein sind und deshalb keine oder nur sehr geringe Anteile an nicht reagierbaren störenden oder gar schädlichen Komponenten haben. Deshalb sind auch im Purgegas PG trotz Aufkonzentration nur sehr geringe Mengen dieser
Komponenten vorhanden.
[000119] Da sich die Zusammensetzung des Purgegasstroms PG sehr von der gewünschten Einsatzgaszusammensetzung AS1 unterscheidet, ist es notwendig, die Menge der frischen Einsatzgase, d .h. des Kohlendioxidgases 101 und/oder des Wasserstoffgases 103, entsprechend anzupassen.
[000120] Es geht hier im Zusammenhang mit der entsprechenden Regelung bei allen Ausführungsformen um Vorgänge, die quasi in Echtzeit ablaufen und die kontinuierlich sind . Das Erfassen, Auswerten und Regeln der Volumenströme und der momentanen Zusammensetzung wäre technisch zu aufwendig. Ausserdem wäre ein solcher Regelprozess anfällig und je nach Situation eventuell auch unstabil. Um den technischen Aufwand und die Kosten vertretbar zu halten, geht die Erfindung den Weg über die bereits erwähnte Wärmeleitfähigkeitsmessung unter Einsatz mindestens eines Leitfähigkeitssensors 259. [000121] Über die sehr unterschiedliche Wärmeleitfähigkeit der Gase H2 und C02 wird mit einem Wärmeleitfähigkeitsdetektor (Analysator/Sensor 259) der zu analysierende Gasstrom genügend genau bestimmt. Die chromatographische Aufspaltung des Gases kann damit entfallen. Es hat sich gezeigt, dass die im Purgegas PG vorhandene sehr geringe Menge CO in der Auswirkung auf die Messergebnisse vernachlässigbar ist. Der CO-Anteil wird messtechnisch als C02- Anteil erfasst. Die Messung mittels eines Wärmeleitfähigkeitsdetektors 259 wird hier möglich, da sich die Wärmeleitfähigkeiten von C02 und CO aufgrund der sehr viel höheren molaren Masse deutlich von dem leichten Wasserstoff
unterscheiden.
[000122] Es gibt zwei grundlegende Ausführungsformen der Erfindung, die sich im Wesentlichen dadurch unterscheiden, ob die Analyse des Purgegasstroms PG in oder an der Rückführungsleitung 250 erfolgt, oder ob eine Analyse des momentanen Gasstroms in der Zufuhrleitung 256 erfolgt, die den
Frischgaskompressor 260 speist. In Fig. 5 ist eine bevorzugte Ausführungsform gezeigt, die eine Messvorrichtung 254 einsetzt, um mittels Leitfähigkeitsmessung eine Analyse des momentanen Gasstroms in der Zufuhrleitung 256
durchzuführen. Diese Analyse erfolgt also in Strömungsrichtung SR betrachtet hinter dem Punkt, an dem das Purgegas PG in die Zufuhrleitung 258 eingespeist wird . Bei der erstgenannten grundlegenden Ausführungsform hingegen erfolgt die Analyse Purgegas PG in oder an der Leitung 250. Es ist auch denkbar die beiden Ausführungsformen so zu kombinieren, dass man
Leitfähigkeitsmessungen sowohl in oder an der Leitung 250 als auch in oder an der Leitung 256 macht. Dieser technische Mehraufwand ermöglicht je nach Ausgestaltung eine noch genauere und/oder schnellere Regelung .
[000123] Die in Fig . 5 gezeigte Ausführungsform wird bevorzugt, da sie quasi in Echtzeit nicht nur den Einfluss des rückgeführten Purgegases PG (und ggf. des Lösegases LG) ermittelt, sondern auch die aktuelle Zusammensetzung der Frischgase 101, 103 nach dem statischen Mischer 257 fest stellt. Diese Lösung ermöglicht quasi eine Gesamtschau mit nur einer Messvorrichtung 254. Das hat unter anderem den Vorteil, dass die Reaktoranlage 50 auch dann funktionieren würde, wenn temporär (z. B. während Wartungsarbeiten) kein Purgegas PG zurück geführt würde. Die Steuervorrichtung 255 und/oder die (Anlagen-) Steuerung 110 stellt in diesem Fall zusammen mit der Messvorrichtung 254 die richtige Zusammensetzung (Soll-Stöchiometrie) der Frischgase 101, 103 ein. In diesem Sonderfall (falls PG = Null) gilt stark vereinfacht betrachtet AS = EGG.
[000124] Bei allen Ausführungsformen wird jedoch stets die richtige
Zusammensetzung und das richtige Mengenverhältnis der Einsatzgase gesichert, und zwar unabhängig davon, ob die Purgegasrückführung bei Teillast- oder Volllastbetrieb läuft.
[000125] Die Messvorrichtung 254 wird vorzugsweise bei allen
Ausführungsformen direkt im Strom des fertigen Einsatzgasgemischs EGG zwischen dem statischen Mischer 257 und dem Frischgaskompressor 260 angeordnet, wie in Fig . 5 gezeigt. Das elektrische Signal sl der Messvorrichtung 254 treibt beispielsweise den Massedurchflussregler Sl des Wasserstoffstroms an. Der Sollwert ist die Signalgröße des Frischgases H2 ohne
Purgegasrückführung. [000126] Die Mengenregelung des gesamten Frischgasstroms (H2 und C02) erfolgt vorzugsweise bei allen Ausführungsformen durch den Flowcontroller 265, angeordnet im Gasstrom nach der Messvorrichtung 254. Dessen Signal s2 treibt beispielsweise den Massedurchflussregler S2 des C02-Stroms an.
[000127] Untersuchungen und Berechnungen haben ergeben, dass der
Purgegasverlust sich eigentlich auf den Frischgasbedarf eher gering auswirkt, wenn das Purgegas PG wie bisher z.B. einfach in die Umgebung abgegeben würde. So würden bei einer Referenzanlage 50 ca. 1 % des C02 und 3 % des H2 bei Designbedingungen im Purgegas PG verloren gehen. Aber die hohen Preise der reinen Einsatzgase 101, 103 und die völlige Vermeidung der Abgasverluste und der Abgasemissionen machen den geringen zusätzlichen
verfahrenstechnischen und steuerungstechnischen Aufwand der vorliegenden Erfindung wirtschaftlich und ökologisch sinnvoll . Ein Vorteil der Erfindung liegt in der Vermeidung von Abgasemissionen.
[000128] Ein wesentlich größerer Vorteil ist der Wegfall der Notwendigkeit, den Kreislauf der Methanolsynthese auf sehr hohe Umsätze auszulegen.
Typischerweise wurde bisher die C02-Ausnutzung auf mehr als 98 % ausgelegt, um nur ca. 2% des C02 im Prozess zu„verlieren". Wird das Purgegas PG gemäß Erfindung zurück geführt, kann die Reaktoranlage 50 gesamthaft auf wesentlich niedrigere Umsätze ausgelegt werden. Damit lässt sich das Reaktorvolumen des Reaktors 10 und der zugehörige Kreislauf 262 verkleinern. Das ist speziell beim Investitionskosteneinsatz für den Reaktor 10 deutlich spürbar, der vorzugsweise für hohe Drücke im Bereich zwischen 50 und 100 bar ausgelegt sein muss.
Ebenso hat dies einen Einfluss auf den Katalysatorbedarf, der nicht unwesentlich zu den sogenannten Verbrauchskosten beiträgt. [000129] Die Aspekte der verschiedenen Ausführungsformen lassen sich problemlos durch kleinere Anpassungen miteinander kombinieren.
[000130] Im Folgenden werden weitere grundlegende Aspekte
erfindungsgemäßer Verfahren zum Bereitstellen von methanolhaltigen Produkten 108 beschrieben. [000131] Der Reaktor 10 eignet sich speziell für die Synthese von regenerativem Methanol CH3OH aus Kohlendioxid C02 und Wasserstoff H2, falls der Wasserstoff H2 über die (endotherme) Elektrolyse von Wasser mit
regenerativer elektrischer Energie gemäß Reaktion 1, wie bereits weiter oben erwähnt, erzeugt wird .
H20 - 286,02 kJ/mol = H2 + 0,5O2 . (Reaktion 1) [000132] Die exotherme Methanolsynthese (Reaktion 2, wie weiter oben bereits erwähnt) wird durch die Summenformel dargestellt:
C02 + 3 H2 = CH3OH + H20 - 49,6 kJ (Methanol gasförmig) . (Reaktion 2) [000133] Es muss betont werden, dass der Reaktor 10 in allen
Ausführungsformen natürlich auch für andere Syntheseverfahren eingesetzt werden kann und dass die Synthese mit regenerativer Energie und/oder mit regenerativem Ausgangsstoff AS, aber auch mit fossiler Energie und/oder mit fossilem Ausgangsstoff AS betrieben werden kann .
[000134] Besonders vorteilhaft ist der Einsatz der Erfindung im Zusammenhang mit einem Verfahren zur Methanolsynthese, das bei niedrigen Drücken (z. B. 80 bar) arbeitet. [000135] Das Prinzip der Erfindung lässt sich auch auf Grossanlagen
übertragen . Die Linearität der Prozess spielt hier beim Hochskalieren eine sehr wichtige Rolle.
[000136] Das Synthesegas aus Kohlendioxid und Wasserstoff oder aus einer sehr kleinen Mengen Kohlenmonoxid, und größeren Anteilen Kohlendioxid 101 und Wasserstoff 103 kann in einem erfindungsgemässen Reaktor 10 unter Einsatz eines jeweils geeigneten Katalysators zu Methanol 108 bzw. einem methanolhaltigen Produkt 108 umgesetzt werden, wie beschrieben . Je nach Synthesereaktion können z. B. kupfer-basierte Katalysatoren (z. B. CuO- Katalysatoren), oder Zinkoxid-Katalysatoren (z. B. ZnO-Katalysatoren), oder Chromoxid-Zinkoxid-Katalysatoren eingesetzt werden. Auch alle anderen bekannten Katalysatoren eignen sich für den Einsatz in einem Reaktor 10.
Besonders geeignet sind Festbett- Katalysatoren oder Flüssigbett-Katalysatoren. Der Katalysator kann auch einen geeigneten Träger (z.B. Karbon, Silikat, Aluminium (z. B. Al203) oder Keramik umfassen). Statt der erwähnten
„metallischen" Katalysatoren kann auch ein organischer Katalysator eingesetzt werden.
Bezugszeichen :
Fahrzeugindustrie / Automobilbau 1
Kraftwerksbetreiber 2
Windfarm 3
Reaktor 10
Fluidraum 14
Fluidzufuhr 16
Fluidabfuhr 17
Gaseintritt 21
(Produkt)auslass / Gasauslass 23
Reaktoranlage 50
Gesamtanlage 100
Kohlenstoffdioxid 101
Wasser 102
Wasserstoff 103
Bereitstellen von Kohlenstoffdioxid 104
Durchführen einer Elektrolyse 105
Reaktion 106
Abgeben/Bereitstellen von Methanol 107
methanolhaltiges Produkt 108
(Anlagen-)Steuerung 110
Parameterspeicher 111
Steuer- oder Signalleitungen 112, 113, 114 nachgelagerte Prozessstufe 200
Ausgang 201
Rückführungsleitung 250
Leitungseingang 251
Leitungsausgang 252
Eingangsstufe 253
Messvorrichtung 254
Steuervorrichtung 255
Zufuhrleitung 256
statischer (Gas-)Mischer 257
Zufuhrleitung 258
Wärmeleitfähigkeitssensor 259
Frischgaskompressor 260
Ausgangsleitung 261
Kreisgasrückführung 262
Verdichter / Kreislaufgaskompressor 263
Frischgasversorgung 264
Flusskontrolle 265
Leitung 266 Erhitzer/Wärmetauscher 267
Flusskontrolle 268
Schlusskühler 269
Hochdruckabscheider 270
Niederdruckabscheider 271
Niveaustandsmesser 272
Niveaustandsmesser 273
Ausgang 274
Ausgang 275
Ausgang 276
Ausgang 277
Ausgang 278
Leitung 279
Druckhalteregler 280
Ausgang 281
Flusskontrolle 282
Druckanzeige-Controller 283
Verbindungsleitung 284
Heiz-/Kühlschleife 285
Heiz-/Kühlschleife 286
Solarthermieanlage 300
Umwandlung von Wärme in Gleichstrom 301
Solaranlage (Photovoltaikanlage) 400
Verbundnetz 500
Umwandlung von Wechselspannung in 501
Gleichstrom (Energieversorgungsanlage)
Silicon-Fire Gesamtanlage 700
Ausgangsseite A
Ausgangsstoff AS
Ausgangsstoff AS1
Eingangsseite E
Gleichstromenergie El
Gleichstromenergie E2
Einsatzgasgemisch EGG
Inputgrößen II, 12, usw.
Kreisgas KG
Kreisgasverhältnis KGV
Lösegas LG
Produktgasgemisch PGG
Purgegas / Überschussgas PG
Stellglied / Massedurchflussregler Sl, S2, S3, S4, S5, S6, S7, S8
Signalleitungen/elektrische Signale sl, s2, s3, s4, s5, s6, s7, s8
Strömungsrichtung SR

Claims

Patentansprüche:
1. Reaktoranlage (50) zur Synthese eines methanolhaltigen Produkts (108) unter Einsatz eines Ausgangsstoffes (ASl), der ein Gas mit Kohlenstoffanteil (101) und Wasserstoffanteil (103) enthält, wobei der Reaktor (10) einen Gaseintritt (21) und einen Produktauslass (23) aufweist, wobei am
Produktauslass (23) eine Prozessstufe (200) angeordnet ist, die dazu ausgelegt ist ein Produktgasgemisch (PGG), das am Produktauslass (23) bereitgestellt wird, in einen Anteil des methanolhaltigen Produkts (108) und in einen Kreisgasanteil (KG) zu trennen, wobei durch die Prozessstufe (200) auch ein Purgegasanteil (PG) bereit gestellt wird, und wobei die
Reaktoranlage (50) eine Kreisgasrückführung (262) umfasst, um den
Kreisgasanteil (KG) in Richtung des Gaseintritts (21) zurückführen zu können, dadurch gekennzeichnet, dass die Reaktoranlage (50) umfasst:
- eine Rückführungsleitung (250), die so mit einem Leitungseingang (251) mit der Prozessstufe (200) und mit einem Leitungsausgang (252) mit einer Eingangsstufe (253) der Reaktoranlage (50) verbindbar ist, dass mindestens ein Teil des Purgegasanteils (PG) zu der Eingangsstufe (253) zurückführbar ist, um erneut durch den Reaktor (10) geführt zu werden,
- eine Messvorrichtung (254), die zum Ermitteln des momentanen
Kohlenstoffanteils im Bereich der Eingangsstufe (253) ausgelegt ist,
- eine Steuervorrichtung (110, 255), die im Bereich der Eingangsstufe
(253) zum Vorgeben oder Anpassen des Verhältnisses des
Kohlenstoffanteils und des Wasserstoffanteils angeordnet ist.
2. Reaktoranlage (50) nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, dass der
Reaktor (10) mit einem Katalysator zur katalytischen Umsetzung des
Kohlenstoffanteils und des Wasserstoffanteils zu dem Produktgasgemisch (PGG) bestückt ist, wobei durch die Steuervorrichtung (255) eine Soll- Stöchiometrie des Kohlenstoffanteils und des Wasserstoffanteils unter Berücksichtigung des Purgegasanteils (PG) vorgebbar ist.
3. Reaktoranlage (50) nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, dass die Umsetzung zu dem methanolhaltigen Produkt (108) nur
unvollständig erfolgt und dass der Purgegasanteil (PG) einen Kohlendioxidanteil, einen Wasserstoffanteil und einen Kohlenmonoxidanteil umfasst, wobei das Verhältnis zwischen dem Kohlendioxidanteil, dem Wasserstoffanteil und dem Kohlenmonoxidanteil veränderlich ist.
Reaktoranlage (50) nach Anspruch 1, 2 oder 3, dadurch gekennzeichnet, dass die Messvorrichtung (254) einen Wärmeleitfähigkeitssensor (259) umfasst, um den momentanen Kohlendioxidanteil im Gasstrom in der Eingangsstufe (253) durch eine Leitfähigkeitsmessung ermitteln zu können.
Reaktoranlage (50) nach Anspruch 4, dadurch gekennzeichnet, dass durch die Messvorrichtung (254) der momentane Kohlendioxidanteil im Gasstrom der Rückführungsleitung (250) und/oder im Gasstrom einer Zufuhrleitung (256) zu einem Verdichter (260) der Eingangsstufe (253) ermittelbar ist.
Reaktoranlage (50) nach einem der vorhergehenden Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass die Steuervorrichtung (110, 255) dazu ausgelegt ist
- bei einem zu grossen Kohlendioxidanteil im Gasstrom der
Rückführungsleitung (250) die Zufuhr des Wasserstoffanteils (103) zu erhöhen, und
- bei einem zu geringen Kohlendioxidanteil im Gasstrom der
Rückführungsleitung (250) die Zufuhr des Wasserstoffanteils (103) zu reduzieren.
Reaktoranlage (50) nach einem der vorhergehenden Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, dass die Steuervorrichtung (255) dazu ausgelegt ist
- bei einem zu grossen Kohlendioxidanteil im Gasstrom der
Rückführungsleitung (250) die Zufuhr des Kohlendioxidanteils (101) zu reduzieren, und
- bei einem zu geringen Kohlendioxidanteil im Gasstrom der
Rückführungsleitung (250) die Zufuhr des Kohlendioxidanteils (101) zu erhöhen.
8. Reaktoranlage (50) nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass sie einen statischen Mischer (257) und einen in Strömungsrichtung (SR) nachgeschalteten Verdichter (260) umfasst, die Teile der Eingangsstufe (253) sind .
9. Reaktoranlage (50) nach Anspruch 8, dadurch gekennzeichnet, dass der
Leitungsausgang (252) der Rückführungsleitung (250) in einem Bereich vor dem statischen Mischer (257) strömungstechnisch mit einer Zufuhrleitung (258) des statischen Mischers (257) verbunden ist.
10. Reaktoranlage (50) nach Anspruch 8, dadurch gekennzeichnet, dass der
Leitungsausgang (252) der Rückführungsleitung (250) strömungstechnisch mit einer Ausgangsleitung (256) des statischen Mischers (257) verbunden ist verbunden ist.
11. Reaktoranlage (50) nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Reaktoranlage (50) durch ein
Kreisgasverhältnis (KGV) charakterisiert ist, das kleiner ist als 5, wobei das Kreisgasverhältnis (KGV) definiert ist als Anzahl von Umläufen des
Kreisgases (KG) durch die Kreisgasrückführung (262).
Reaktoranlage (50) nach einem der vorhergehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, dass die Rückführungsleitung (250) der Reaktoranlage (50) in einem Niederdruckbereich angesiedelt ist wohingegen die
Kreisgasrückführung (262) in einem Hochdruckbereich angesiedelt ist.
Verwendung einer Reaktoranlage (50) nach einem der vorhergehenden Ansprüche zur Herstellung von Methanol, wobei vorzugsweise ein Anteil des Energiebedarfs der Reaktoranlage (50) durch regenerative Energie bereitgestellt wird .
Verfahren zum Bereitstellen eines methanolhaltigen Produkts (108) mit den folgenden Schritten :
- Bereitstellen (104) eines Gases mit Kohlenstoffanteil (101) als
Kohlenstofflieferant, - Bereitstellen eines Wasserstoffanteils (103),
- Bereitstellen eines Ausgangsstoffes (AS), der den Kohlenstoffanteil (101) und Wasserstoffanteil (103) umfasst,
- Bereitstellen eines Purgegasanteils (PG) mittels einer
Rückführungsleitung (250),
- Zusammenbringen des Ausgangsstoffes (AS) und des Purgegasanteils (PG), um so ein Gasgemisch (AS1; EGG) zu erhalten,
- Einbringen des Gasgemischs (AS1; EGG) in einen Reaktor (10), wobei das Gasgemisch (AS1; EGG) im Reaktor (10) eine Reaktionstrecke durchläuft, die mit einem Katalysator bestückt ist,
- Bereitstellen eines Produktgasgemischs (PGG) an einer Ausgangseite (23) des Reaktors (10)
- Abtrennen des methanolhaltigen Produkts (108) aus dem
Produktgasgemisch (PGG), wobei der Purgegasanteil (PG) anfällt, und
- Einbringen des Purgegasanteils (PG) in die Rückführungsleitung (250).
15. Verfahren nach Anspruch 14, dadurch gekennzeichnet, dass eine
Kreisgasrückführung (262) vorgesehen ist, wobei nach dem Abtrennen des methanolhaltigen Produkts (108) ein Gasgemisch als Kreisgas (KG) durch die Kreisgasrückführung (262) zurück geführt wird, und wobei das Kreisgas (KG) mit dem Gasgemisch (EGG) zusammen gebracht wird, bevor das so entstandene Gasgemisch (AS1) in den Reaktor (10) eingebracht wird .
16. Verfahren nach Anspruch 14 oder 15, gekennzeichnet durch folgenden Schritt:
- Einsetzen eines Hochdruckabscheiders (270) und einer
Niveaustandsregelung (272, S4), um das Abtrennen des
methanolhaltigen Produkts (108) vorzunehmen, wobei der
Purgegasanteil (PG) an dem Hochdruckabscheider (270) anfällt.
17. Verfahren nach Anspruch 16, gekennzeichnet durch folgenden Schritt:
- Einsetzen eines Niederdruckabscheiders (271) und einer
Niveaustandsregelung (273, S5), um ein Lösegas (LG), das
Kohlendioxid enthält, von dem methanolhaltigen Produkt (108) abzutrennen. Verfahren nach Anspruch 17, gekennzeichnet durch folgenden Schritt: - Rückführen des Lösegases (LG) zusammen mit den Purgegasanteil (PG).
Verfahren nach einem der Ansprüche 14 bis 18, gekennzeichnet durch folgende Schritte :
- Ermitteln der Wärmeleitfähigkeit des Kohlenstoffanteils (101) vor oder nach dem Zusammenbringen mit dem Purgegasanteil (PG),
- Ermitteln, ob ein zu geringer oder zu hoher Kohlenstoffanteil (101)
vorliegt,
- Beeinflussen mindestens eines Stellglieds (Sl, S2), um relativ
betrachtet den Kohlenstoffanteil (101) oder den Wasserstoffanteil (103) zu erhöhen.
Verfahren nach einem der Ansprüche 14 bis 18, gekennzeichnet durch folgenden Schritt:
- Einbringen des Gasgemischs (AS1; EGG) in einen statischen Mischer (257), um das Gasgemisch (AS1; EGG) zu homogenisieren, wobei das Einbringen nach dem Zusammenbringen des Ausgangsstoffes (AS) und des Purgegasanteils (PG) erfolgt.
Verfahren nach einem der Ansprüche 14 bis 18, gekennzeichnet durch folgenden Schritt:
- Regeln der Gaszusammensetzung durch Änderung des
Wasserstoffanteils unter Einsatz eines ersten Stellglieds (Sl),
- Messer der Gasmenge durch einen Mengenmesser (265), und
- Regeln der Gasmenge durch Änderung des Kohlenstoffanteils unter
Einsatz eines zweiten Stellglieds (S2).
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