EA046288B1 - LOW CARBON HYDROGEN FUEL - Google Patents
LOW CARBON HYDROGEN FUEL Download PDFInfo
- Publication number
- EA046288B1 EA046288B1 EA202390402 EA046288B1 EA 046288 B1 EA046288 B1 EA 046288B1 EA 202390402 EA202390402 EA 202390402 EA 046288 B1 EA046288 B1 EA 046288B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- stream
- installation
- pressure flash
- high pressure
- gas stream
- Prior art date
Links
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 title claims description 87
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 title claims description 86
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 title claims description 61
- 239000000446 fuel Substances 0.000 title claims description 51
- -1 LOW CARBON HYDROGEN Chemical class 0.000 title description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 173
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 84
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 75
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 73
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 73
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 70
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 57
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 56
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 51
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 49
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims description 44
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 36
- 238000002407 reforming Methods 0.000 claims description 34
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 claims description 28
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 18
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims description 9
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 claims description 9
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 9
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 8
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims description 7
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 7
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 claims description 6
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims description 6
- 238000005201 scrubbing Methods 0.000 claims description 6
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 5
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 5
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 176
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 88
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 70
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 23
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 23
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 11
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 10
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 10
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 9
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 7
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 7
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000000047 product Substances 0.000 description 6
- 238000002453 autothermal reforming Methods 0.000 description 5
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- 238000001991 steam methane reforming Methods 0.000 description 5
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 description 5
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 4
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 4
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 4
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 4
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 4
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 4
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 3
- JYMITAMFTJDTAE-UHFFFAOYSA-N aluminum zinc oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Al+3].[Zn+2] JYMITAMFTJDTAE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 3
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N argon Substances [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910001567 cementite Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 3
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 3
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 3
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 2
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 2
- 239000007809 chemical reaction catalyst Substances 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 2
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 2
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000611 Zinc aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- HXFVOUUOTHJFPX-UHFFFAOYSA-N alumane;zinc Chemical compound [AlH3].[Zn] HXFVOUUOTHJFPX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 229910052792 caesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940112112 capex Drugs 0.000 description 1
- 229910002090 carbon oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003575 carbonaceous material Substances 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 238000005262 decarbonization Methods 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 150000001993 dienes Chemical class 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 description 1
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 description 1
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 1
- FEBLZLNTKCEFIT-VSXGLTOVSA-N fluocinolone acetonide Chemical compound C1([C@@H](F)C2)=CC(=O)C=C[C@]1(C)[C@]1(F)[C@@H]2[C@@H]2C[C@H]3OC(C)(C)O[C@@]3(C(=O)CO)[C@@]2(C)C[C@@H]1O FEBLZLNTKCEFIT-VSXGLTOVSA-N 0.000 description 1
- 238000010574 gas phase reaction Methods 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N methane;hydrate Chemical compound C.O VUZPPFZMUPKLLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 1
- 150000002898 organic sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 230000036284 oxygen consumption Effects 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-BJUDXGSMSA-N oxygen-15 atom Chemical compound [15O] QVGXLLKOCUKJST-BJUDXGSMSA-N 0.000 description 1
- 231100000572 poisoning Toxicity 0.000 description 1
- 230000000607 poisoning effect Effects 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 229910052701 rubidium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009919 sequestration Effects 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052596 spinel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011029 spinel Substances 0.000 description 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 1
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 description 1
Description
Область изобретенияField of invention
Настоящее изобретение относится к обезуглероживанию углеводородных газов, таких как природный газ. В частности, настоящее изобретение относится к установке и способу получения водорода из углеводородного сырья, причем установка и способ включают один или более пламенных нагревателей для предварительного нагревания углеводородного сырья, риформинга, конверсии и удаления CO2. В частности, настоящее изобретение относится к установке и способу производства водорода из углеводородного сырья, в которых углеводородное сырье подвергают риформингу в используемом, при необходимости, реакторе предварительного риформинга и в реакторе автотермического риформинга (АТР) с получением синтез-газа, после чего осуществляют этап конверсии синтез-газа в секции реакции конверсии водяного газа для обогащения синтез-газа водородом, после чего осуществляют этап удаления диоксида углерода из газа, прошедшего этап конверсии, в результате чего получают поток с высоким содержанием CO2 и поток с высоким содержанием H2, а также поток мгновенно испаряющегося газа высокого давления, и при этом, по меньшей мере, часть потока с высоким содержанием H2 используют в качестве низкоуглеродного водородного топлива, по меньшей мере, для одного или более пламенных нагревателей. Таким образом, поток мгновенно испаряющегося газа высокого давления предпочтительно подают в установку и способ, например, объединяя его с обогащенным водородом потоком. Таким образом, установка и способ обеспечивают получение данного низкоуглеродного водородного топлива и использование мгновенно испаряющегося газа высокого давления для получения безуглеродного или низкоуглеродного заменителя углеводородных газов, такого как природный газ, в качестве топливного газа в установке и/или способе.The present invention relates to the decarbonization of hydrocarbon gases, such as natural gas. In particular, the present invention relates to a plant and method for producing hydrogen from a hydrocarbon feedstock, the plant and method including one or more flame heaters for preheating the hydrocarbon feedstock, reforming, converting and removing CO2. In particular, the present invention relates to a plant and method for producing hydrogen from hydrocarbon feedstocks, in which the hydrocarbon feedstock is reformed in an optional pre-reformer and an autothermal reformer (ATR) reactor to produce synthesis gas, followed by a conversion step. synthesis gas in a water gas shift reaction section to enrich the synthesis gas with hydrogen, followed by the step of removing carbon dioxide from the converted gas, resulting in a high CO2 stream and a high H2 stream, and an instantaneous stream high pressure flash gas, and wherein at least a portion of the high H2 content stream is used as low carbon hydrogen fuel for at least one or more combustion heaters. Thus, the high pressure flash gas stream is preferably supplied to the plant and process, for example by combining it with a hydrogen-enriched stream. Thus, the apparatus and method provide a given low-carbon hydrogen fuel and use the high-pressure flash gas to produce a carbon-free or low-carbon substitute for hydrocarbon gases, such as natural gas, as a fuel gas in the apparatus and/or method.
Уровень техникиState of the art
При производстве водорода стандартный способ включает паровой риформинг природного газа для получения синтез-газа (синтетического газа), конверсию водяного синтез-газа для увеличения содержания водорода, удаление CO2 из синтез-газа и, наконец, очистку водорода обычно в установке короткоцикловой адсорбции под давлением (установка КЦА), в результате чего образуется водородный продукт и отходящий газ КЦА.When producing hydrogen, the standard process involves steam reforming natural gas to produce synthesis gas (syngas), converting water syngas to increase the hydrogen content, removing CO2 from the syngas, and finally purifying the hydrogen, usually in a pressure swing adsorption unit (PSA). PSA unit), resulting in the formation of a hydrogen product and PSA waste gas.
В данном контексте производства водорода большую часть водорода сегодня используют в качестве сырья для производства, например, аммиака или на нефтеперерабатывающих заводах в составе используемых там этапов гидроочистки.In this context of hydrogen production, most hydrogen today is used as a feedstock for the production of, for example, ammonia or in oil refineries as part of the hydrotreating steps used there.
Другие углеводородные газы, такие как биогаз, содержащий в основном метан и получаемый путем ферментации органических материалов, часто используют в качестве топлива, заменяющего природный газ.Other hydrocarbon gases, such as biogas, which contains mainly methane and is produced by fermenting organic materials, are often used as a fuel to replace natural gas.
US 2013/0127163 А1 описывает способ и установку (систему) для производства и использования обезуглероженного топлива при производстве электроэнергии. Установка содержит блок (2) производства синтез-газа, использующий пар (3) из блока (24) выработки пара, установку конверсии водяного газа (6), блок (7) удаления кислотных газов для удаления потока (8) отходящего газа двуокиси углерода и поток (11) обезуглероженного топлива. Последний поток разделяют на первый поток (12) обезуглероженного топлива для использования в газотурбинном генераторе (13) и второй поток (23) обезуглероженного топлива для использования в парогенераторе (24). По желанию может использоваться топливный поток (34) из системы (7) удаления кислотных газов, который также может подаваться в парогенератор (24).US 2013/0127163 A1 describes a method and installation (system) for the production and use of decarbonized fuel in the production of electricity. The installation contains a synthesis gas production unit (2), using steam (3) from a steam generation unit (24), a water gas conversion unit (6), an acid gas removal unit (7) for removing carbon dioxide exhaust gas stream (8), and stream (11) of decarbonized fuel. The latter stream is divided into a first decarbonized fuel stream (12) for use in the gas turbine generator (13) and a second decarbonized fuel stream (23) for use in the steam generator (24). Optionally, fuel stream (34) from the acid gas removal system (7) can be used, which can also be supplied to the steam generator (24).
US 2020055738 А1 описывает способ и установку для синтеза аммиака из исходного природного газа, установку, включающую предварительный риформер (ПРЕ), установку автотермического риформинга (АТР), секцию конверсии (СК), секцию удаления CO2 (COR) в блоке промывки амином для получения потока с высоким содержанием CO2 и потока с высоким содержанием H2, используемый, при необходимости, метанатор (МЕТ), секцию синтеза аммиака (ССА), секцию извлечения водорода (СИВ), пламенный нагреватель (AUX) для предварительного нагрева сырья из природного газа и использования в качестве топлива части потока, богатого водородом.US 2020055738 A1 describes a method and installation for the synthesis of ammonia from a source of natural gas, a plant including a pre-reformer (PR), an autothermal reformer (ATR), a conversion section (SC), a CO 2 removal section (COR) in an amine washing unit to obtain high CO2 stream and high H2 stream, methanator (MET), ammonia synthesis section (ASS), hydrogen recovery section (HRS), combustion heater (AUX) for preheating natural gas feed and use as fuel for part of the hydrogen-rich stream.
Было бы желательно разработать простой и более недорогой способ и установку для преобразования углеводородного газа в качестве энергоносителя и, таким образом, в качестве топлива в низкоуглеродное топливо.It would be desirable to develop a simple and lower cost method and apparatus for converting hydrocarbon gas as an energy carrier and thus as a fuel into a low carbon fuel.
Было бы желательно использовать существенную часть водорода, полученного на установке по производству водорода, в качестве безуглеродного топлива для применения на установке вместо использования в качестве топлива углеводородного газа, такого как природный газ.It would be desirable to use a substantial portion of the hydrogen produced in a hydrogen production plant as a carbon-free fuel for use in the plant, rather than using a hydrocarbon gas, such as natural gas, as a fuel.
Было бы желательно уменьшить выбросы CO2, связанные с использованием в качестве топлива углеводородных газов, таких как природный газ.It would be desirable to reduce CO2 emissions associated with the use of hydrocarbon gases such as natural gas as fuel.
Также было бы желательно снизить затраты на улавливание углерода из углеводородного газа, такого как технический газ, содержащий значительное количество углеводородов, биогаз или природный газ.It would also be desirable to reduce the cost of carbon capture from hydrocarbon gas, such as industrial gas containing significant amounts of hydrocarbons, biogas or natural gas.
Краткое изложение сущности изобретенияSummary of the invention
Соответственно, в первом аспекте изобретением предоставляется установка для получения потока с большим содержанием H2 из углеводородного сырья, при этом указанная установка содержит:Accordingly, in a first aspect, the invention provides a plant for producing an H2 rich stream from a hydrocarbon feedstock, said plant comprising:
- 1 046288 автотермический риформер (АТР), при этом указанный АТР выполнен с возможностью получения углеводородного сырья и его конверсии в поток синтез-газа;- 1 046288 autothermal reformer (ATR), wherein said ATR is configured to produce hydrocarbon feedstock and convert it into a synthesis gas stream;
секцию конверсии, при этом указанная секция конверсии содержит одну или более установок конверсии водяного газа (КВГ), при этом указанные одна или более установок КВГ выполнены с возможностью получения потока синтез-газа из АТР и его конверсии на одном или более этапах КВГ, в результате чего получают поток синтез-газа, прошедшего этап конверсии;conversion section, wherein said conversion section contains one or more water gas conversion (WG) units, wherein said one or more WG units are configured to receive a synthesis gas stream from the ATR and convert it at one or more stages of the WG, resulting what is obtained from the synthesis gas stream that has passed the conversion stage;
секцию удаления CO2, выполненную с возможностью получения потока синтез-газа, прошедшего этап конверсии, из указанной секции конверсии и сепарации потока с высоким содержанием CO2 из указанного потока синтез-газа, прошедшего этап конверсии, в результате чего получают поток синтез-газа, прошедшего этап конверсии;a CO2 removal section configured to obtain a converted synthesis gas stream from said conversion section and separate a high CO 2 stream from said converted synthesis gas stream, thereby obtaining a converted synthesis gas stream conversion stage;
один или более пламенных нагревателей, выполненных с возможностью предварительного нагрева указанного углеводородного сырья перед его подачей в АТР;one or more flame heaters configured to preheat said hydrocarbon feedstock before it is supplied to the APR;
отличающаяся тем, что указанная установка выполнена с возможностью подачи, по меньшей мере, части указанного потока с высоким содержанием H2 в качестве водородного топлива, по меньшей мере, для одного или более пламенных нагревателей; причем указанная установка (100) не содержит блок очистки водорода, такой как блок адсорбции при переменном давлении (БАПД), водородная мембрана или блок криогенного разделения; и секция (170) удаления CO2 представляет собой блок аминовой промывки, содержащий абсорбер CO2 и отпарную колонну CO2, а также испарительный барабан высокого давления и испарительный барабан низкого давления, тем самым разделяя указанный поток (10) с высоким содержанием CO2, указанный поток (8) с высоким содержанием водорода и указанный поток (12) мгновенно испаряющегося газа высокого давления; и установка (100) выполнена с возможностью подачи, по меньшей мере, части указанного потока мгновенно испаряющегося газа высокого давления в установку или поток установки.characterized in that said installation is configured to supply at least a portion of said H2-rich stream as hydrogen fuel to at least one or more combustion heaters; wherein said installation (100) does not contain a hydrogen purification unit, such as a pressure swing adsorption unit (PSAD), a hydrogen membrane or a cryogenic separation unit; and the CO2 removal section (170) is an amine washing unit containing a CO 2 absorber and a CO 2 stripper, as well as a high pressure flash drum and a low pressure flash drum, thereby separating said high CO 2 content stream (10), said a stream (8) with a high hydrogen content and said stream (12) of a high pressure flash gas; and the installation (100) is configured to supply at least a portion of said high pressure flash gas stream to the installation or installation stream.
Блоком установки является любой ее блок, указанный выше, такой как пламенный нагреватель или блок промывки амином. Поток установки представляет собой любой поток, обеспечиваемый любой из указанных установок, такой как поток с высоким содержанием H2.A plant block is any of the plant blocks listed above, such as a flame heater or an amine flushing block. A plant stream is any stream provided by any of these plants, such as a high H 2 content stream.
Соответственно, в варианте осуществления согласно первому аспекту изобретенияAccordingly, in the embodiment according to the first aspect of the invention
а) установка (100) выполнена с возможностью подачи, по меньшей мере, части указанного потока (12) мгновенно испаряющегося газа высокого давления в качестве топлива для указанного, по меньшей мере, одного пламенного нагревателя (135); и/илиa) the installation (100) is configured to supply at least a portion of said high-pressure flash gas stream (12) as fuel for said at least one flame heater (135); and/or
b) установка (100) выполнена с возможностью рециркуляции, по меньшей мере, части указанного потока (12) мгновенно испаряющегося газа высокого давления в указанный абсорбер CO2 блока аминовой промывки, т.е. в виде внутреннего рециркуляционного потока мгновенно испаряющегося газа высокого давления (ВД); и/илиb) the installation (100) is configured to recycle at least a portion of said high pressure flash gas stream (12) into said CO2 absorber of the amine scrubbing unit, i.e. in the form of an internal recirculation flow of instantly evaporating high pressure gas (HP); and/or
c) установка выполнена с возможностью смешивания, по меньшей мере, части указанного потока (12) мгновенно испаряющегося газа высокого давления с указанным потоком (8) с высоким содержанием H2.c) the installation is configured to mix at least a portion of said high pressure flash gas stream (12) with said high H2 content stream (8).
Таким образом, можно очень просто декарбонизировать углеводородное сырье, в результате чего улавливается, по меньшей мере, 95% углерода, и при этом по-прежнему достигается высокая чистота водорода в потоке с высоким содержанием H2.In this way, hydrocarbon feedstocks can be decarbonized very simply, resulting in at least 95% carbon capture, while still achieving high purity hydrogen in a high H 2 content stream.
Таким образом, поток мгновенно испаряющегося газа высокого давления предпочтительно подают в установку и способ, например, для дальнейшего повышения эффективности улавливания углерода.Thus, a high pressure flash gas stream is preferably supplied to the plant and process, for example, to further improve carbon capture efficiency.
Как будет описано ниже, в соответствии со вторым аспектом изобретения предоставляется способ получения потока с высоким содержанием H2 из углеводородного сырья с использованием установки в соответствии с описанием в настоящем документе.As will be described below, in accordance with a second aspect of the invention, a method is provided for producing a high H2 content stream from a hydrocarbon feedstock using an apparatus as described herein.
Подробные сведения об изобретении приведены в представленном ниже описании, на Фигурах, в аспектах и зависимых пунктах формулы.Details of the invention are set forth in the description below, in the Figures, aspects and dependent claims.
При использовании по тексту настоящего документа термин синтез-газ означает синтетический газ, который представляет собой смесь топливного газа с высоким содержанием монооксида углерода и водорода. Обычно синтетический газ также содержит некоторое количество диоксида углерода.As used herein, the term synthesis gas means a synthetic gas that is a mixture of fuel gas with a high content of carbon monoxide and hydrogen. Typically syngas also contains some carbon dioxide.
При использовании по тексту настоящего документа, термин поток с высоким содержанием CO2 означает поток, содержащий 95 об.% диоксида углерода, или более, например, 99,5 об.% или 99,8 об.%.As used herein, the term high CO 2 stream means a stream containing 95 vol.% carbon dioxide or more, for example, 99.5 vol.% or 99.8 vol.%.
При использовании по тексту настоящего документа, термин поток с высоким содержанием H2 означает поток, содержащий 95 об.% или более, например, 98 об.% или более водорода, т.е. имеющий чистоту водорода выше 95 об.%, при этом баланс представляет собой незначительные количества углеродсодержащих соединений CH4, CO, CO2, а также инертные N2, Ar.As used herein, the term H 2 -rich stream means a stream containing 95 vol.% or more, for example 98 vol.% or more hydrogen, i.e. having a hydrogen purity above 95 vol.%, while the balance consists of insignificant amounts of carbon-containing compounds CH 4 , CO, CO 2 , as well as inert N2, Ar.
При использовании по тексту настоящего документа термин водородное топливо взаимозаменяем с термином низкоуглеродное водородное топливо и означает часть потока с высоким содержанием водорода, который используют в качестве топлива и имеет незначительное содержание углеродсодержащих соединений, как указано выше.As used herein, the term hydrogen fuel is interchangeable with the term low-carbon hydrogen fuel and means that portion of a high-hydrogen stream that is used as a fuel and has a negligible content of carbon-containing compounds as defined above.
При использовании по тексту настоящего документа термин по меньшей мере часть указанного потока с высоким содержанием H2 означает, что поток с высоким содержанием H2 из секции удаленияAs used herein, the term at least a portion of said H2 - rich stream means that the H2- rich stream from the removal section
- 2 046288- 2 046288
CO2 может быть отведен в отдельные потоки с высоким содержанием H2, например, также как рециркулирующий поток H2.The CO2 can be diverted into separate H2-rich streams, for example also as an H2 recycle stream.
При использовании по тексту настоящего документа термин по меньшей мере, для одного или более пламенных нагревателей означает, что водородное топливо может также использоваться для обеспечения энергией других устройств, таких как любые устройства, в которых обычно применяют природный газ, например, вспомогательные котлы. Очевидно, что водородное топливо предназначено не только для пламенных нагревателей. Исходя из имеющихся потребностей водородное топливо также можно использовать в качестве водородного продукта. Водородное топливо можно использовать в ряде областей применения, где можно было бы использовать природный газ, например, смешивание данного водородного топлива в существующей сети природного газа, используемой для в бытовых целях, или в качестве транспортного топлива, в установке крекинга или в печах.As used herein, the term at least one or more combustion heaters means that hydrogen fuel can also be used to power other devices, such as any devices that typically use natural gas, such as auxiliary boilers. Obviously, hydrogen fuel is not just for combustion heaters. Based on existing needs, hydrogen fuel can also be used as a hydrogen product. Hydrogen fuel can be used in a number of applications where natural gas could be used, such as blending the hydrogen fuel into an existing natural gas network used for domestic purposes, or as a transportation fuel, in a cracker or in furnaces.
При использовании по тексту настоящего документа термин поток мгновенно испаряющегося газа высокого давления означает поток, получаемый из секции удаления CO2, давление которого значительно превышает атмосферное, как, например, 3-10 бар и.д., и характеризующийся значительным содержанием водорода, например, 20-40 об.%, а также значительным содержанием CO2, например, 60-80 об.%.As used herein, the term high pressure flash gas stream means a stream produced from a CO2 removal section that is significantly above atmospheric pressure, such as 3-10 barg, and has a significant hydrogen content, such as 20 -40 vol.%, as well as significant CO2 content, for example, 60-80 vol.%.
В варианте осуществления согласно первому аспекту изобретения в качестве углеводородного сырья выбирают природный газ, бензиновую фракцию, сжиженный нефтяной газ, биогаз, технический газа или их комбинации.In an embodiment according to the first aspect of the invention, natural gas, gasoline fraction, liquefied petroleum gas, biogas, industrial gas or combinations thereof are selected as the hydrocarbon feedstock.
При использовании по тексту настоящего документа термин углеводородное сырье означает газовый поток, содержащий углеводороды, причем в этом потоке углеводороды могут быть представлены такими простыми соединениями, как, например, метан CH4, но также могут содержать и более сложные молекулы.As used herein, the term hydrocarbon feed means a gas stream containing hydrocarbons, wherein the hydrocarbons may be simple compounds such as methane CH 4 but may also contain more complex molecules.
При использовании по тексту настоящего документа термин природный газ означает смесь углеводородов, основным компонентом которой является метан. Содержание метана может составлять 85 об.% или выше, также могут присутствовать и другие высшие углеводороды (C2 +), такие как этан и пропан.As used herein, the term natural gas means a mixture of hydrocarbons, the main component of which is methane. The methane content may be 85% by volume or higher, and other higher hydrocarbons (C 2 + ) such as ethane and propane may also be present.
При использовании по тексту настоящего документа термин бензиновая фракция означает смесь углеводородов в диапазоне C5-C10, предпочтительно в виде парафинов и олефинов. В частности, бензиновая фракция содержит углеводороды в диапазоне C5-C10, т.е. с ТНК = 30°C, 50% ТК = 115°C и ТКК = 160°C в соответствии с характеристикой по ASTM D86.As used herein, the term gasoline fraction means a mixture of hydrocarbons in the C 5 -C 10 range, preferably in the form of paraffins and olefins. In particular, the gasoline fraction contains hydrocarbons in the C5-C10 range, i.e. with TNK = 30°C, 50% TK = 115°C and TKK = 160°C in accordance with ASTM D86 specification.
При использовании по тексту настоящего документа термин СНГ означает сжиженный нефтяной газ или жидкий нефтяной газ и представляет собой газовую смесь углеводородов, содержащую преимущественно пропан и бутан.As used herein, the term LPG means liquefied petroleum gas or liquid petroleum gas and is a gas mixture of hydrocarbons containing predominantly propane and butane.
При использовании по тексту настоящего документа термин биогаз означает газ, полученный в результате ферментации органических веществ, состоящий в основном из метана и диоксида углерода. Содержание метана может быть в пределах 40-70 об.%, а содержание диоксида углерода в пределах 3060 об.%.As used herein, the term biogas means a gas produced by the fermentation of organic matter, consisting primarily of methane and carbon dioxide. The methane content can be in the range of 40-70 vol.%, and the carbon dioxide content in the range of 3060 vol.%.
При использовании по тексту настоящего документа термин технический газ означает содержащий углеводороды отходящий газ, имеющий теплотворную способность, достаточную для сжигания газа. В качестве примера можно привести отходящие газы нефтеперерабатывающих заводов, которые часто содержат такие компоненты, такие как диолефины, олефины, CO2, CO, углеводороды, H2S и различные органические соединения серы.When used throughout this document, the term technical gas means a hydrocarbon-containing waste gas having a calorific value sufficient to burn the gas. An example is the off-gases from oil refineries, which often contain components such as diolefins, olefins, CO 2 , CO, hydrocarbons, H 2 S and various organic sulfur compounds.
В варианте осуществления согласно первому аспекту изобретения установка выполнена с возможностью отведения потока с высоким содержанием H2 в i) указанный поток с высоким содержанием H2 в качестве водородного топлива, по меньшей мере, для одного или более пламенных нагревателей, ii) поток продукта H2 и ш) поток рециркуляции H2. Поток продукта H2 может составлять 90 об.% или более из указанного потока с высоким содержанием H2. Так часть, которую используют в качестве рециркулируемого потока H2, также может составлять менее 1 об.%.In an embodiment according to the first aspect of the invention, the installation is configured to discharge a high H 2 content stream to i) said high H 2 content stream as hydrogen fuel for at least one or more combustion heaters, ii) an H 2 product stream and w) H 2 recirculation stream. The H 2 product stream may be 90 vol.% or more of said H 2 -rich stream. Thus, the portion that is used as the H2 recycle stream may also be less than 1 vol.%.
В варианте осуществления согласно первому аспекту изобретения водородное топливо, по меньшей мере, для одного пламенного нагревателя предпочтительно используют вместе с отдельным топливным газом, таким как природный газ, а также с воздухом горения. Таким образом, необходимое тепло генерируется за счет сжигания смеси этих газов. Использование водородного топлива снижает количество природного газа, которое потребовалось бы в противном случае в качестве топливного газа. Пламенный нагреватель, помимо предварительного нагрева углеводородного исходного газа, который загружают в АТР или в используемый, при необходимости, предварительный риформер, может также использоваться, например, для перегрева пара.In an embodiment according to the first aspect of the invention, the hydrogen fuel for at least one combustion heater is preferably used together with a separate fuel gas, such as natural gas, as well as combustion air. Thus, the required heat is generated by burning a mixture of these gases. The use of hydrogen fuel reduces the amount of natural gas that would otherwise be required as fuel gas. The flame heater, in addition to preheating the hydrocarbon feed gas that is charged into the ATR or optionally used pre-reformer, can also be used, for example, to superheat steam.
В варианте осуществления согласно первому аспекту изобретения в установке не используется, т.е. отсутствует, блок парового риформинга метана (ПРМ) по ходу процесса перед АТР. Следовательно, в установке отсутствует блок первичного риформинга и, таким образом, здесь нет первичного риформинга. Например, на установке отсутствует блок конвекционного риформинга, такой как блок риформинга с газовым нагревом. Соответственно, секция риформинга установки включает АТР и, при необходимости, также блок предварительного риформинга, но при этом не содержит блок парового риформинга метанаIn the embodiment according to the first aspect of the invention, the installation does not use, i.e. there is no steam methane reforming unit (SMR) along the process before the ATR. Consequently, there is no primary reformer unit in the plant and thus there is no primary reformer. For example, the plant does not have a convection reformer, such as a gas-heated reformer. Accordingly, the reforming section of the plant includes an ATR and, if necessary, also a pre-reformer unit, but does not contain a steam methane reforming unit
- 3 046288 (ПРМ), то есть, например, обычный ПРМ (который также обычно именуется печью с радиационной поверхностью нагрева или трубчатым риформером) не используют. За счет этого также достигается уменьшение размеров установки. Другие сопутствующие технические преимущества перечислены ниже.- 3 046288 (PRM), that is, for example, a conventional PRM (which is also usually called a furnace with a radiant heating surface or a tubular reformer) is not used. This also reduces the size of the installation. Other associated technical benefits are listed below.
В установке отсутствует блок очистки водорода, такой как блок короткоцикловой адсорбции (КЦА), водородная мембрана или блок криогенного разделения, т.е. водородная мембрана или блок криогенной сепарации, который обычно требуется для дальнейшей очистки потока с высоким содержанием водорода из секции удаления CO2. За счет этого достигается дальнейшее уменьшение размера установки, следовательно, снижение капитальных затрат (СарЕх). Другие сопутствующие технические преимущества также перечислены ниже.The installation does not have a hydrogen purification unit, such as a pressure-cycle adsorption (PSA) unit, a hydrogen membrane or a cryogenic separation unit, i.e. a hydrogen membrane or cryogenic separation unit that is typically required to further purify the high hydrogen stream from the CO2 removal section. Due to this, a further reduction in the size of the installation is achieved, hence a reduction in capital costs (CapEx). Other associated technical benefits are also listed below.
В варианте осуществления согласно первому аспекту изобретения прошедший конверсию газовый поток после удаления содержащейся в нем воды в виде технологического конденсата поступает в секцию удаления CO2 путем подачи в абсорбер CO2. Также целесообразно, чтобы в b) поток рециркуляции мгновенно испаряющегося газа ВД объединялся с потоком газа, прошедшим этап конверсии, перед подачей в абсорбер CO2.In an embodiment according to the first aspect of the invention, the converted gas stream, after removing the water contained therein as process condensate, enters the CO2 removal section by being fed into a CO2 absorber. It is also advantageous that in b) the HP flash gas recycle stream is combined with the converted gas stream before entering the CO2 absorber.
Согласно изобретению варианты осуществления a), b) и c) могут быть объединены. Например, часть потока мгновенно испаряющегося газа высокого давления рециркулируется в качестве топлива для одного или более пламенных нагревателей, в то время как другая часть потока мгновенно испаряющегося газа высокого давления рециркулируется в абсорбер CO2 блока аминовой промывки, т.е. в качестве внутреннего рециркулирующего потока мгновенно испаряющегося газа высокого давления, а еще одна часть потока мгновенно испаряющегося газа высокого давления смешивается с потоком с высоким содержанием H2.According to the invention, embodiments a), b) and c) can be combined. For example, a portion of the high pressure flash gas stream is recycled as fuel for one or more combustion heaters, while another portion of the high pressure flash gas stream is recycled to the CO2 absorber of the amine scrubbing unit, i.e. as an internal recycle high pressure flash gas stream, and another portion of the high pressure flash gas stream is mixed with the high H2 content stream.
В варианте осуществления согласно первому аспекту изобретения установка выполнена с возможностью объединения пунктов а) и с), за счет расположения в ней точки смешивания, например, блока смешивания, который обеспечивает смешивание, по меньшей мере, части потока (8) с высоким содержанием H2 в качестве водородного топлива с указанным потоком (12) мгновенно испаряющегося газа высокого давления по ходу процесса перед указанным одним или более пламенными нагревателями (135). За счет этого достигается более высокая степень интеграции, а, следовательно, и более высокая энергоэффективность установки и способа.In an embodiment according to the first aspect of the invention, the installation is configured to combine points a) and c), by positioning therein a mixing point, for example a mixing unit, which ensures mixing of at least part of the stream (8) with a high H2 content in as hydrogen fuel with said high pressure flash gas stream (12) in advance of said one or more flame heaters (135). Due to this, a higher degree of integration is achieved, and, consequently, higher energy efficiency of the installation and method.
Вместо рециркуляции или смешивания только части потока мгновенно испаряющегося газа высокого давления, как указано выше, также может быть выгодно рециркулировать или смешивать весь поток мгновенно испаряющегося газа высокого давления.Instead of recirculating or mixing only a portion of the high pressure flash gas stream as stated above, it may also be advantageous to recycle or mix the entire high pressure flash gas stream.
Соответственно, в варианте осуществления согласно первому аспекту изобретения в а) установка (100) выполнена с возможностью рециркуляции всего потока мгновенно испаряющегося газа высокого давления в качестве топлива для указанного, по меньшей мере, одного пламенного нагревателя; или в b) установка выполнена с возможностью рециркуляции всего потока мгновенно испаряющегося газа высокого давления для указанного абсорбера CO2; или в с) установка выполнена с возможностью смешивания всего потока мгновенно испаряющегося газа высокого давления с указанным потоком с высоким содержанием H2.Accordingly, in the embodiment according to the first aspect of the invention in a) the installation (100) is configured to recycle the entire stream of high pressure flash gas as fuel for said at least one combustion heater; or b) the installation is configured to recycle the entire high pressure flash gas stream to said CO2 absorber; or c) the installation is configured to mix the entire high pressure flash gas stream with said high H 2 content stream.
Например, в b) установка выполнена с возможностью рециркуляции, по меньшей мере, части указанного потока мгновенно испаряющегося газа высокого давления для указанного абсорбера CO2, например, через компрессор. За счет этого достигается еще более высокая степень улавливания углерода, например, от 95% без рециркуляции до 97% или выше, когда, например, выполняется рециркуляция всего (всего имеющегося) мгновенно испаряющегося газа высокого давления. Тогда как такая частичная рециркуляция потока мгновенно испаряющегося газа высокого давления может привести к кажущейся несколько более низкой степени извлечения углерода, полная рециркуляция мгновенно испаряющегося газа высокого давления, возвращая весь поток в поглотитель CO2, обеспечивает как преимущества поддержания высокой чистоты CO2, так и высокую степень восстановления углерода.For example, in b) the installation is configured to recirculate at least a portion of said high pressure flash gas stream to said CO 2 absorber, for example through a compressor. This achieves even higher carbon capture rates, for example from 95% without recirculation to 97% or higher when, for example, all available high pressure flash gas is recirculated. While such partial recycle of the high pressure flash gas stream may result in an apparently slightly lower carbon recovery rate, complete recycle of the high pressure flash gas stream, returning the entire stream to the CO2 sink, provides both the benefits of maintaining high CO2 purity and high recovery rates carbon.
Например, в с) количество водорода, присутствующее в потоке мгновенно испаряющегося газа высокого давления, добавляют к потоку с высоким содержанием H2, что обеспечивает эффективность установки при производстве такого же количества молей H2. Хотя это может привести к кажущейся несколько более низкой чистоте потока с высоким содержанием H2, это экономически эффективный способ использования потока мгновенно испаряющегося газа высокого давления без необходимости повторного использования, по меньшей мере, части его, через, например, компрессор к абсорберу CO2 или с необходимостью сжигания, по меньшей мере, его части в пламенном нагревателе, что может привести к более высоким выбросам CO2. Смешивание всего потока мгновенно испаряющегося газа высокого давления с указанным потоком с высоким содержанием H2 еще больше повышает эффективность установки и снижает себестоимость за счет сохранения той же чистоты CO2.For example, in c) the amount of hydrogen present in the high pressure flash gas stream is added to the high H 2 content stream, making the plant efficient at producing the same number of moles of H 2 . Although this may result in an apparently slightly lower purity of the high H 2 content stream, it is a cost effective way of using a high pressure flash gas stream without having to recycle at least a portion of it, through, for example, a compressor to a CO 2 absorber or with the need to burn at least part of it in a flame heater, which can lead to higher CO2 emissions. Mixing the entire high pressure flash gas stream with said high H2 stream further improves plant efficiency and reduces cost by maintaining the same CO2 purity.
Под термином эффективность установки подразумевается энергоэффективность, которая соответствует потреблению энергии в пересчете на природный газ, используемый в способе (или установке). Таким образом, повышение эффективности установки означает снижение потребления природного газа.The term installation efficiency refers to energy efficiency, which corresponds to the energy consumption in terms of natural gas used in the method (or installation). Thus, increasing plant efficiency means reducing natural gas consumption.
В варианте осуществления согласно первому аспекту изобретения указанная установка выполнена с возможностью обеспечения температуры указанного углеводородного сырья на входе в АТР ниже 600°C,In an embodiment according to the first aspect of the invention, said installation is configured to ensure that the inlet temperature of said hydrocarbon feedstock into the ATP is below 600°C,
- 4 046288 например, 550 или 500°C или ниже, например, 300-400°C. Указанные выше значения температуры ниже, чем типичная температура на входе в АТР, составляющая 600-700°C, и обычно желательная для снижения потребления кислорода в АТР. Следовательно, установка может преднамеренно и вопреки здравому смыслу также иметь такую конструкцию, которая обеспечивает более низкую температуру на входе в АТР. При более низкой температуре на входе в АТР, предпочтительно 550°C или ниже, такой как 500°C или ниже, например, 300-400°C, значительно сокращается количество тепла, необходимое в нагревателе для предварительного нагрева углеводорода, т.е. в пламенном нагревателе, что позволяет использовать пламенный нагреватель гораздо меньшего размера или уменьшить количество пламенных нагревателей и тем самым дополнительно сократить выбросы CO2, т.е. уменьшить углеродный след предприятия. Целесообразно, чтобы установка была организована соответствующим образом без использования блока первичного риформинга, такого как УПРМ.- 4 046288 for example 550 or 500°C or lower, for example 300-400°C. The above temperatures are lower than the typical APR inlet temperature of 600-700°C and are generally desirable to reduce oxygen consumption in the APR. Therefore, the plant may deliberately and counterintuitively also be designed to produce a lower APR inlet temperature. At a lower ATP inlet temperature, preferably 550°C or lower, such as 500°C or lower, for example 300-400°C, the amount of heat required in the heater to preheat the hydrocarbon is significantly reduced, i.e. in a flame heater, which allows the use of a much smaller flame heater or a reduction in the number of flame heaters and thus further reduce CO2 emissions, i.e. reduce the carbon footprint of the enterprise. It is advisable for the plant to be configured accordingly without the use of a primary reformer such as a UPRM.
В варианте осуществления согласно первому аспекту изобретения установка выполнена с возможностью добавления пара в углеводородное сырье, АТР и/или в секцию конверсии.In an embodiment according to the first aspect of the invention, the installation is configured to add steam to the hydrocarbon feedstock, the ATP and/or the conversion section.
В варианте осуществления согласно первому аспекту изобретения установка выполнена с возможностью обеспечения соотношения пара к углероду в АТР на уровне 2,6-0,1, 2,4-0,1, 2-0,2, 1,5-0,3, 1,4-0,4, например, 1,2, 1,0 или 0,6. Также предпочтительно, чтобы ATR работал при 20-60 бар и.д., например, 3040 бар и.д.In an embodiment according to the first aspect of the invention, the installation is configured to provide a steam to carbon ratio in the ATP of 2.6-0.1, 2.4-0.1, 2-0.2, 1.5-0.3, 1.4-0.4, for example 1.2, 1.0 or 0.6. It is also preferable for the ATR to operate at 20-60 bar id, for example 3040 bar id.
В конкретном варианте осуществления установка выполнена с возможностью обеспечения соотношения пара к углероду в АТР на уровне 0,4 или выше, например, 0,6 или выше, например, 0,8 или выше, например, 0,9, 1,0 или выше, например, в диапазоне 1,0-2,0, например. 1,1, 1,3, 1,5 или 1,7, но при этом указанное соотношение пара к углероду должно быть ниже 2,0. Также предпочтительно, чтобы ATR работал при 20-30 бар и.д., например, 24-28 бар и.д. Эти значения соотношения пара к углероду выше, чем те, что обычно предполагается использовать для работы АТР, как правило, в диапазоне 0,3-0,6. Кроме того, отмечается давление ниже, чем то, которое обычно следует ожидать для работы АТР и которое, как правило, составляет 30 бар и.д. или выше, например, 30-40 бар и.д.In a specific embodiment, the plant is configured to provide a steam to carbon ratio in the ATP of 0.4 or higher, for example 0.6 or higher, for example 0.8 or higher, for example 0.9, 1.0 or higher , for example, in the range of 1.0-2.0, for example. 1.1, 1.3, 1.5 or 1.7, but the specified steam to carbon ratio must be less than 2.0. It is also preferable for the ATR to operate at 20-30 barg, for example 24-28 barg. These steam to carbon ratios are higher than those typically expected to be used for ATP operation, typically in the range of 0.3-0.6. In addition, pressures are noted that are lower than what would normally be expected for ATP operation, which is typically 30 bar i.d. or higher, for example, 30-40 bar etc.
Эксплуатация установки при низком отношении пара к углероду, т.е. 0,4 или 0,6 в АТР, позволяет снизить потребление энергии и уменьшить размер оборудования, поскольку через установку проходит меньше пара/воды.Operating the plant at a low steam to carbon ratio, i.e. 0.4 or 0.6 in ATP, reduces energy consumption and reduces equipment size since less steam/water passes through the installation.
При использовании по тексту настоящего документа термин отношение пара к углероду в АТР означает молярное соотношение пара к углероду, которое определяется молярным отношением всего пара, добавляемого к углеводородному сырью, и АТР, т.е. за исключением любого пара, добавляемого в секцию конверсии в точке ниже по ходу процесса, ко всему углероду в углеводородах в исходном газе (углеводородное сырье), который, при необходимости, подвергают предварительному риформингу и риформингу в АТР.As used herein, the term steam to carbon ratio in ATP means the molar ratio of steam to carbon, which is determined by the molar ratio of the total steam added to the hydrocarbon feed and the ATP, i.e. excluding any steam added to the conversion section at a point downstream of the process, to all the carbon in the hydrocarbons in the feed gas (hydrocarbon feed), which is, if necessary, pre-reformed and reformed in the ATP.
Более конкретно, отношение пар/углеродный материал определяется как отношение всего количества пара, который добавляют в секцию риформинга перед секцией реакции конверсии, например, секцией высокотемпературной реакции конверсии, т.е. пара, который может добавляться в секцию риформинга вместе с исходным газом, через канал подачи кислорода, путем добавления в АТР, а также углерода в углеводородах в исходном газе (углеводородное сырье), который подают в секцию риформинга на основе молярного количества. Добавляемый пар включает только тот пар, который добавляют непосредственно в АТР и по ходу процесса перед АТР.More specifically, the steam/carbon material ratio is defined as the ratio of the total amount of steam that is added to the reforming section before the shift reaction section, for example, the high temperature shift reaction section, i.e. steam, which can be added to the reforming section along with the feed gas, through the oxygen supply channel, by adding to the ATP, as well as carbon in the hydrocarbons in the feed gas (hydrocarbon feed), which is fed to the reforming section on a molar basis. Added steam includes only that steam that is added directly to the ATP and in the process before the ATP.
При использовании по тексту настоящего документа термин синтетический газ из АТР означает синтетический газ на выходе из АТР, в который не добавлялся пар, т.е. любой дополнительный пар, используемый для находящейся далее секции конверсии. Поэтому следует понимать, что указанное соотношение пара к углероду в АТР представляет собой молярное соотношение пара к углероду в секции риформинга. Секция риформинга включает АТР и любой предварительный риформер, но не включает секцию конверсии.As used herein, the term ATP syngas means the synthetic gas exiting the ATP to which no steam has been added, i.e. any additional pair used for the subsequent conversion section. Therefore, it should be understood that the stated steam to carbon ratio in the ATP represents the molar ratio of steam to carbon in the reforming section. The reforming section includes the ATP and any pre-reformer, but does not include the conversion section.
В варианте осуществления согласно первому аспекту изобретения соотношение пара к углероду в секции конверсии, включая пар, добавляемый в секцию конверсии, составляет 0,9-3,0, например, 0,9-2,6, например, 1,0, 1,2, 1,4, 1,6, 1,8, 2,0, 2,2 или 2,4.In an embodiment according to the first aspect of the invention, the ratio of steam to carbon in the reforming section, including steam added to the reforming section, is 0.9-3.0, for example 0.9-2.6, for example 1.0, 1. 2, 1.4, 1.6, 1.8, 2.0, 2.2 or 2.4.
При использовании по тексту настоящего документа термин отношение пара к углероду в секции конверсии означает после добавления по желанию пара в поток синтез-газа перед входом в секцию конверсии и/или внутри секции конверсии, например, между блоком высокотемпературной конверсии и блоком низкотемпературной конверсии.As used herein, the term steam to carbon ratio in the reforming section means after optional addition of steam to the synthesis gas stream before entering the reforming section and/or within the reforming section, for example, between a high temperature reforming unit and a low temperature reforming unit.
В варианте осуществления согласно первому аспекту изобретения, по меньшей мере, одна или более установок КВГ содержат блок высокотемпературной конверсии (блок ВТК); и среднетемпературной конверсии (блок СТК) и/или низкотемпературной конверсии (блок НТК, 150). Таким образом, в конкретном варианте осуществления установка содержит блок ВТК и расположенный далее по ходу процесса блок СТК. В другом конкретном варианте осуществления установка содержит блок ВТК и расположенный далее по ходу процесса блок СТК. В еще одном конкретном варианте осуществления установка содержит блок ВТК и расположенные далее по ходу процесса блок СТК и НТК. Конверсия водяного газа позволяет обогащать синтетический газ водородом, что хорошо известно специалистам в данной обласIn an embodiment according to the first aspect of the invention, at least one or more HCR units comprise a high temperature conversion unit (HTK unit); and medium-temperature conversion (STK block) and/or low-temperature conversion (NTK block, 150). Thus, in a specific embodiment, the installation contains a VTK block and a STC block located downstream of the process. In another specific embodiment, the installation contains a VTK unit and a downstream STC unit. In yet another specific embodiment, the installation contains a VTK block and a downstream STC and NTK block. Water gas conversion makes it possible to enrich syngas with hydrogen, which is well known to specialists in this field
- 5 046288 ти.- 5 046288 ti.
В еще одном конкретном варианте осуществления блок высокотемпературной конверсии включает промотированный катализатор высокотемпературной конверсии на основе цинк-алюминиевого оксидного материала, предпочтительно расположенный внутри указанного блока высокотемпературной конверсии в виде одного или более слоев катализатора, и предпочтительно молярное отношение Zn/Al в промотированном катализаторе высокотемпературной реакции конверсии на основе цинк-алюминиевого оксидного материала находится в диапазоне 0,5-1,0, содержание щелочного металла находится диапазоне 0,4-8,0 мас.%, а содержание меди - в диапазоне 0-10 мас.% катализатора на основе оксидного материала. В частности, катализатор на основе цинк-алюминиевого оксидного материала в активной форме может содержать смесь цинк-алюминиевой шпинели и оксида цинка в комбинации со щелочным металлом, выбранным из группы, состоящей из Na, K, Rb, Cs и их смесей, и, при необходимости, в комбинации с Cu. Молярное отношение Zn/Al в указанном выше катализаторе может быть в диапазоне 0,5-1,0, содержание щелочного металла может быть в диапазоне 0,4-8,0 мас.%, а содержание меди - в диапазоне 0-10% от массы катализатора на основе оксидного материала, что описано, например, в представленном заявителем документе US 2019/0039886 Al.In yet another specific embodiment, the high temperature conversion unit includes a promoted high temperature conversion catalyst based on zinc-aluminum oxide material, preferably located within the high temperature conversion unit in the form of one or more catalyst layers, and preferably the Zn/Al molar ratio of the promoted high temperature conversion catalyst based on zinc-aluminum oxide material is in the range of 0.5-1.0, the alkali metal content is in the range of 0.4-8.0 wt.%, and the copper content is in the range of 0-10 wt.% of the oxide catalyst material. In particular, the zinc-aluminum oxide material catalyst in active form may comprise a mixture of zinc-aluminum spinel and zinc oxide in combination with an alkali metal selected from the group consisting of Na, K, Rb, Cs and mixtures thereof, and, when if necessary, in combination with Cu. The Zn/Al molar ratio in the above catalyst may be in the range of 0.5-1.0, the alkali metal content may be in the range of 0.4-8.0 wt.%, and the copper content in the range of 0-10% of mass of catalyst based on oxide material, which is described, for example, in the document US 2019/0039886 Al presented by the applicant.
В стандартной установке по производству водорода, где обычно применяется железный катализатор высокотемпературной реакции конверсии, требуется соотношение пара к углероду приблизительно на уровне 3,0, чтобы избежать образования карбида железа, поскольку карбид железа ослабит гранулы катализатора и может привести к разрушению катализатора и увеличению перепада давления. Карбид железа также будет катализировать выработку углеводородов в качестве побочных продуктов реакций Фишера-Тропша, в которых происходит поглощение водорода, в результате чего снижается эффективность функционирования секции конверсии.In a typical hydrogen production plant, which typically uses an iron catalyst for a high temperature shift reaction, a steam to carbon ratio of approximately 3.0 is required to avoid the formation of iron carbide, since iron carbide will weaken the catalyst granules and may cause catalyst degradation and increased pressure drop . Iron carbide will also catalyze the production of hydrocarbons as by-products of Fischer-Tropsch reactions in which hydrogen is consumed, thereby reducing the efficiency of the conversion section.
При использовании нежелезистого катализатора, такого как промотированный катализатор на основе оксида цинка-алюминия, например, Tops0e SK-501 Flex™ в качестве катализатора ВТК, возможна работа АТР и блока ВТК при низком соотношении пара к углероду (молярное соотношение пара к углероду). Соответственно, катализатор ВТК не ограничен строгими требованиями к отношению пара к углероду, что позволяет уменьшить такое отношение в секции конверсии, а также в секции АТР, т.е. в секции риформинга. В результате этого достигается более высокая гибкость в работе установки.By using a non-ferrous catalyst, such as a promoted zinc-alumina catalyst such as Tops0e SK-501 Flex™ as the HTC catalyst, it is possible to operate the ATP and HTC unit at a low steam to carbon ratio (molar ratio of steam to carbon). Accordingly, the VTK catalyst is not limited by strict requirements for the steam to carbon ratio, which makes it possible to reduce this ratio in the conversion section, as well as in the ATP section, i.e. in the reforming section. This results in greater flexibility in plant operation.
Предоставление дополнительных блоков или этапов КВГ, а именно СТК и/или НТК, добавляет дополнительную гибкость установке и/или способу при работе с низким соотношением пара к углероду, таким как 0,9 в синтетическом газе, включая пар, добавляемый в секцию конверсии. Более низкое отношение пар/углерод может приводить снижению эффективности реакции конверсии, что означает, что в некоторых вариантах осуществления изобретения может быть предпочтительно использовать один или более дополнительных этапов реакции конверсии. В общих чертах, чем больше количество СО, прошедшего конверсию на этапах реакции конверсии, тем больше количество полученного Н2 и тем меньшего масштаба требуется секция риформинга.Providing additional CVG units or stages, namely STC and/or NTK, adds additional flexibility to the plant and/or process when operating with a low steam to carbon ratio, such as 0.9 in syngas, including steam added to the conversion section. A lower steam/carbon ratio may result in lower efficiency of the shift reaction, which means that in some embodiments it may be preferable to use one or more additional shift reaction steps. In general, the greater the amount of CO converted during the conversion reaction steps, the greater the amount of H 2 produced and the smaller the reforming section required.
Это также видно из уравнения экзотермической реакции конверсии: СО + Н2О θ CO2 + Н2 + тепло.This can also be seen from the equation for the exothermic conversion reaction: CO + H 2 O θ CO 2 + H 2 + heat.
Предпочтительно пар добавляют по ходу процесса после блока ВТК. При необходимости, пар может добавляться после этапа высокотемпературной реакции конверсии, например, перед одним или более последовательными этапами средне-или низкотемпературной реакции конверсии и/или высокотемпературной реакции конверсии для повышения эффективности указанных последовательных этапов средне-, низко- и/или высокотемпературной реакции конверсии до максимума.Preferably, steam is added during the process after the HTC unit. If necessary, steam may be added after the high temperature shift reaction step, for example, before one or more sequential steps of the medium or low temperature shift reaction and/or high temperature shift reaction to increase the efficiency of said sequential steps of the medium, low and/or high temperature shift reaction to maximum.
Может быть предпочтительным использование двух или более последовательных этапов высокотемпературной реакции конверсии (например, этапа высокотемпературной реакции конверсии, включающего два или более последовательных реакторов конверсии, например, с возможностью охлаждения и/или добавления пара между ними), так как при этом обеспечивается увеличение конверсии при высоких температурах, что может обеспечить возможность уменьшения объема катализатора конверсии, и, следовательно, возможность уменьшения капитальных затрат. Кроме того, при высоких температурах снижается образование метанола, который является типичным побочным продуктом конверсии водяного газа.It may be preferable to use two or more sequential high temperature shift reaction steps (e.g., a high temperature shift reaction step comprising two or more sequential shift reactors, e.g., with cooling and/or addition of steam between them), since this provides an increase in conversion at high temperatures, which may provide the ability to reduce the volume of the conversion catalyst, and therefore the ability to reduce capital costs. In addition, at high temperatures the formation of methanol, which is a typical by-product of water gas shifting, is reduced.
Предпочтительно, этапы средне- и низкотемпературной реакции конверсии осуществляются над промотированными цинк-алюмомедными катализаторами. Например, катализатором низкотемпературной реакции конверсии может быть LK-821 - 2, который характеризуется высокой активностью, высокой силой и высокой устойчивостью к отравлению соединениями серы. Может быть предусмотрен верхний слой специального катализатора для улавливания хлора, который может присутствовать в газе, и для предотвращения попадания капель жидкости на катализатор реакции конверсии.Preferably, the medium and low temperature conversion reaction steps are carried out over promoted zinc-aluminum-copper catalysts. For example, the catalyst for the low-temperature conversion reaction can be LK-821 - 2, which is characterized by high activity, high strength and high resistance to poisoning by sulfur compounds. A top layer of special catalyst may be provided to capture chlorine that may be present in the gas and to prevent liquid droplets from contacting the shift reaction catalyst.
Этап среднетемпературной реакции конверсии может осуществляться при температурах 190-360°C. Этап низкотемпературной реакции конверсии может осуществляться при температурах Тконденсации+15 290°C, например, 200-280°C. Например, температура на подаче на этап низкотемпературной реакции конверсии может составлять Тконденсации+15 - 250°C, например, 190-210°C.The medium temperature conversion reaction step can be carried out at temperatures of 190-360°C. The low-temperature conversion reaction step can be carried out at condensation temperatures T+15 to 290°C, for example 200-280°C. For example, the feed temperature for the low-temperature conversion reaction step may be T condensation and +15 - 250°C, for example 190-210°C.
Уменьшение отношения пара к углероду приводит к снижению температуры конденсации (Тконденса- A decrease in the ratio of steam to carbon leads to a decrease in the condensation temperature ( T condensation
- 6 046288 ции) обрабатываемого технологического газа, что означает, что температура на подаче на этапы среднеи/или низкотемпературной реакции конверсии может быть снижена. При более низкой температуре на подаче обеспечивается более низкий уровень проскока СО на выходе из реакторов реакции конверсии, что также является преимуществом для установки и/или способа.- 6 046288 tion ) of the process gas being processed, which means that the feed temperature to the medium and/or low temperature conversion reaction stages can be reduced. A lower feed temperature provides a lower level of CO slip at the outlet of the conversion reaction reactors, which is also an advantage for the plant and/or process.
В другом варианте осуществления в соответствии с первым аспектом изобретения установка содержит пароперегреватель, который выполнен с возможностью нагревания синтез-газом, прошедшим этап конверсии, предпочтительно по ходу процесса после установки высокотемпературной конверсии. Это еще больше снижает дополнительное сжигание добавочного топлива, т.е. природного газа и водородного топлива в пламенном нагревателе, и тем самым улучшает регенерацию углерода и обеспечивает снижение выбросов.In another embodiment, in accordance with the first aspect of the invention, the installation includes a superheater, which is configured to be heated by synthesis gas that has undergone a conversion step, preferably downstream of the high temperature conversion unit. This further reduces the additional combustion of additional fuel, i.e. natural gas and hydrogen fuel in the combustion heater, thereby improving carbon recovery and reducing emissions.
Известно, что метанол является побочным продуктом, который может образовываться при использовании катализаторов средне- и низкотемпературной реакции конверсии. Такое образование побочного продукта может быть снижено путем увеличения отношения пара к углероду. Для этапа продувки CO2, который может представлять собой часть секции удаления CO2 после этапов средне- и низкотемпературной конверсии, требуется тепло для регенерации раствора абсорбции CO2. Таким теплом, как правило, является физическая теплота, поступающая из проходящего обработку газа, т.е. синтез-газа, прошедшего этап конверсии, однако зачастую ее недостаточно. Как правило, недостающее количество теплоты обеспечивается с помощью дополнительного рекуператора с паровым нагревом. Вместо такого дополнительного рекуператора с паровым нагревом может, при необходимости, использоваться добавление пара, что одновременно обеспечивает снижение образования побочных продуктов в секции средне- и низкотемпературной реакции конверсии.It is known that methanol is a by-product that can be formed when using catalysts for medium- and low-temperature conversion reactions. This byproduct formation can be reduced by increasing the steam to carbon ratio. The CO2 purge step, which may be part of the CO2 removal section after the mid- and low-temperature conversion steps, requires heat to regenerate the CO2 absorption solution. Such heat, as a rule, is physical heat coming from the gas being processed, i.e. synthesis gas that has undergone the conversion stage, but this is often not enough. As a rule, the missing amount of heat is provided using an additional recuperator with steam heating. Instead of such an additional steam-heated recuperator, the addition of steam can, if necessary, be used, which simultaneously reduces the formation of by-products in the medium and low temperature conversion reaction section.
Следовательно, также предусматривается, что установка дополнительно включает секцию удаления метанола, расположенную между секцией реакции конверсии и указанной секцией удаления CO2, причем в указанной секции удаления метанола осуществляют сепарацию потока, богатого метанолом, из указанного потока синтез-газа, прошедшего этап конверсии. Метанол, образовавшийся при использовании катализатора средне- и низкотемпературной реакции конверсии, при необходимости, может удаляться из синтез-газа на этапе водной промывки перед секцией удаления CO2 или в потоке полученного CO2.Therefore, it is also contemplated that the plant further includes a methanol removal section located between the shift reaction section and said CO2 removal section, wherein said methanol removal section separates a methanol rich stream from said reformed synthesis gas stream. The methanol produced by the medium- and low-temperature shift reaction catalyst may, if necessary, be removed from the synthesis gas in an aqueous washing step prior to the CO 2 removal section or in the resulting CO 2 stream.
Согласно изобретению секция риформинга включает АТР и, при необходимости, также блок предварительного риформинга, но при этом предпочтительно она не содержит блок парового риформинга метана (ПРМ), то есть не используют обычный ПРМ, который также обычно именуется печью с радиационной поверхностью нагрева или трубчатым риформером или другой основной блок риформинга.According to the invention, the reforming section includes an ATR and, if necessary, also a pre-reformer unit, but preferably it does not contain a steam methane reformer unit (SMR), that is, a conventional SMR, which is also usually referred to as a radiant surface furnace or a tubular reformer, is not used. or other main reforming unit.
Установки на основе УПРМ, как правило, работают с отношением пара к углероду около 3. Хотя отказ от использования УПРМ и даст значительные преимущества с точки зрения энергопотребления и размера установки, поскольку УПРМ позволяет работать при молярных отношениях пара к углероду значительно ниже 1 и, таким образом, значительно уменьшить количество пара, переносимого в установке/способе, блок очистки водорода, такой как блок адсорбции при переменном давлении (БАПД), обычно необходим для обогащения содержания водорода из обедненного CO2 потока синтез-газа, полученного после удаления CO2. Таким образом, синтетический газ с пониженным содержанием CO2 обычно должен содержать около 500 ч./млн по объему CO2 или меньше, например, до 20 ч./млн по объему CO2, и около 90 об.% H2. Концентрация водорода относительно низкая, и, следовательно, требуется дополнительная очистка для получения уровней чистоты водорода, которые являются приемлемыми для конечных пользователей, таких как 98% об.% H2 или выше.Plants based on SPM typically operate at steam to carbon ratios of around 3. Although eliminating the use of SPM will provide significant benefits in terms of energy consumption and plant size, since SPM allows operation at steam to carbon molar ratios well below 1 and thus Thus, to significantly reduce the amount of steam carried in the plant/process, a hydrogen purification unit, such as a pressure swing adsorption unit (PSAD), is typically required to enrich the hydrogen content of the CO2-depleted synthesis gas stream obtained after CO 2 removal. Thus, reduced CO 2 syngas will typically contain about 500 ppmv CO2 or less, for example up to 20 ppmv CO2, and about 90 vol% H2. The hydrogen concentration is relatively low and therefore additional purification is required to obtain hydrogen purity levels that are acceptable to end users, such as 98 vol% H 2 or higher.
В настоящем изобретении не используют блок очистки водорода, но все же обеспечивается получение потока с высоким содержанием H2 из секции удаления CO2 с чистотой выше 95 об.%, например, 98 об.% или выше, таким образом, получается значительно более высокая чистота, чем указанные выше 90 об.%, а также поток с высоким содержанием CO2 с чистотой выше 95 об.%, например, 99 об.% или выше, например, 99,5 об.% или 99,8 об.%. В частности, чем ниже давление в АТР, и чем выше соотношение пара к углероду в синтетическом газе, выводимом из АТР, и, при необходимости, также в синтетическом газе, включая пар, подаваемый в секцию конверсии, тем больше чистота потока с высоким содержанием H2 из секции удаления CO2. Таким образом, изобретение позволяет также простым способом получать обогащенный водородом поток, который по большей части может быть использован в качестве водородного продукта, чистота водорода является приемлемой для конечных потребителей, таких как нефтеперерабатывающие заводы, и где часть обогащенного водородом потока может также перенаправляться в качестве водородного топлива с низким содержанием углерода для использования на установке вместо обычного природного газа, за счет чего обеспечивается сокращение выбросы CO2. Снижение выбросов CO2 также достигается с меньшими затратами по сравнению, например, с улавливанием углерода из промышленных газов, таких как отходящие газы нефтеперерабатывающих заводов. Иными словами, улавливание углерода при производстве потока с высоким содержанием водорода также является более экономичным, чем улавливание углерода непосредственно из отработанного газа, который образуется при сжигании технического газа. Кроме того, отработанный газ из пламенного нагревателя обычно выбрасывается при низком давлении, поэтому образуются высокие затраты энергии и капиталовложений на удаление CO2 из дымового газа. Например, в установке удаления CO2 с аминовой промывкой потребThe present invention does not use a hydrogen purification unit, but still provides a high H 2 content stream from the CO2 removal section with a purity higher than 95 vol.%, for example, 98 vol.% or higher, thereby obtaining significantly higher purity, than the above 90 vol.%, as well as a high CO2 content stream with a purity higher than 95 vol.%, for example 99 vol.% or higher, for example 99.5 vol.% or 99.8 vol.%. In particular, the lower the pressure in the ATP, and the higher the steam to carbon ratio in the syngas removed from the ATP, and, if necessary, also in the syngas including steam fed to the conversion section, the greater the purity of the high-H content stream 2 from the CO 2 removal section. Thus, the invention also allows a simple process to produce a hydrogen-enriched stream, which for the most part can be used as a hydrogen product, the purity of the hydrogen is acceptable to end users such as oil refineries, and where part of the hydrogen-enriched stream can also be redirected as hydrogen low carbon fuel for use in the plant instead of conventional natural gas, thereby reducing CO2 emissions. Reducing CO2 emissions is also achieved at a lower cost compared to, for example, carbon capture from industrial gases such as oil refinery off-gases. In other words, capturing carbon from the production of a hydrogen-rich stream is also more economical than capturing carbon directly from the waste gas that is produced by burning process gas. In addition, the flue gas from the combustion heater is usually discharged at low pressure, resulting in high energy and capital costs for removing CO2 from the flue gas. For example, in a CO2 removal unit with amine flushing, the required
- 7 046288 ность в энергии для сжатия отработанного газа и энергии для регенерации CO2 значительно выше, что в противном случае было бы меньше, если извлекать CO2 из синтез-газа, прошедшего конверсию. Кроме того, необходимы дополнительные работы по охлаждению и очистке отработанных газов, что увеличивает капитальные затраты. Примеси в дымовых как правило представлены SOx и NOx, которые не подходят для установки удаления CO2 с аминовой промывкой. Таким образом, настоящее изобретение удаляет CO2 из самого технологического газа.- 7 046288 The energy required for exhaust gas compression and the energy for CO2 recovery is significantly higher, which would otherwise be lower if CO2 was recovered from converted synthesis gas. In addition, additional work is required to cool and clean the exhaust gases, which increases capital costs. Impurities in flue gases are typically SOx and NOx , which are not suitable for amine scrubbing CO2 removal units. Thus, the present invention removes CO 2 from the process gas itself.
При использовании по тексту настоящего документа термин отработанный газ означает газ, полученный при сжигании потоков углеводородов и/или водорода, при этом отработанный газ содержит в основном CO2, N2 и H2O со следами СО, Ar и других примесей, а также небольшой избыток O2.As used herein, the term waste gas means gas produced by the combustion of hydrocarbon and/or hydrogen streams, the waste gas containing primarily CO2, N2 and H2O with traces of CO, Ar and other impurities, and a small excess of O2.
Отделенный поток с высоким содержанием CO2 по настоящему изобретению может быть утилизирован, например, путем улавливания в геологических структурах или использование в качестве технического газа для различных целей.The separated high CO2 content stream of the present invention can be utilized, for example, through geological capture or use as process gas for various purposes.
В варианте осуществления согласно первому аспекту изобретения установка дополнительно включает один или более предварительных риформеров, расположенных далее по ходу процесса после АТР, при этом указанный один или более предварительных риформеров выполнены с возможностью предварительного риформинга указанного углеводородного сырья перед его подачей в АТР. В конкретном варианте осуществления установка включает два или более адиабатических предварительных риформеров, расположенных последовательно, с одним или более промежуточными устройствами предварительного нагревания, т.е. устройствами предварительного нагревания, расположенными между предварительными риформерами. В предварительных риформерах может происходить конверсия всего количества высших углеводородов в оксиды углерода и метан, однако наличие блоков предварительного риформинга также является предпочтительным для легких углеводородов. Использование предварительных риформеров и, следовательно, этапов предварительного риформинга, может иметь несколько преимуществ, включая снижение потребления O2 в АТР и обеспечение возможности более высоких температур на подаче в АТР, вследствие чего минимизируется риск крекинга при предварительном нагреве. Кроме того, с помощью предварительных риформеров может обеспечиваться эффективное удаление серы, таким образом, исходный газ, поступающий в АТР и в систему после АТР, практически не содержит серы. Этап(ы) предварительного риформинга может осуществляться при температурах 300-650°C, предпочтительно при 390-480°C.In an embodiment according to the first aspect of the invention, the plant further includes one or more pre-reformers located downstream of the ATR, wherein said one or more pre-reformers are configured to pre-reform said hydrocarbon feedstock before it is supplied to the ATR. In a specific embodiment, the plant includes two or more adiabatic pre-reformers arranged in series, with one or more intermediate pre-heating devices, i.e. preheating devices located between the pre-reformers. Pre-reformers can convert all higher hydrocarbons to carbon oxides and methane, but pre-reformers are also preferred for light hydrocarbons. The use of pre-reformers, and therefore pre-reformer steps, can have several benefits, including reducing O2 consumption in the ATR and allowing higher ATR feed temperatures, thereby minimizing the risk of preheat cracking. In addition, pre-reformers can effectively remove sulfur so that the feed gas entering the ATR and the downstream system is essentially sulfur-free. The pre-reforming step(s) can be carried out at temperatures of 300-650°C, preferably at 390-480°C.
При использовании по тексту настоящего документа термины предварительный риформер, блок предварительного риформера и блок предварительного риформинга являются взаимозаменяемыми.When used throughout this document, the terms pre-reformer, pre-reformer unit and pre-reformer are used interchangeably.
В еще одном варианте осуществления изобретения на установке отсутствует предварительный риформер. Благодаря этому сокращаются размеры установки и сопутствующие расходы.In yet another embodiment of the invention, there is no pre-reformer in the plant. This reduces installation size and associated costs.
В варианте осуществления согласно первому аспекту изобретения указанная установка дополнительно содержит блок гидрогенизации и блок абсорбции серы, которые расположены по ходу процесса перед одним или более предварительными риформерами или по ходу процесса перед указанной установкой АТР, и при этом указанная установка выполнена с возможностью смешивания части потока с высоким содержанием H2 с углеводородным сырьем перед подачей в переднюю часть гидрогенизатора. Иными словами, установка выполнена с возможностью смешивания части потока с высоким содержанием H2, т.е. в качестве рецикла водорода, с углеводородным сырьем перед блоком гидрогенизации, предпочтительно с использованием компрессора рециркуляции водорода. В результате этого из углеводородного сырья удаляется сера, которая вредна для находящихся далее в потоке катализаторов, и в то же время дополнительно снижается потребление энергии, поскольку вместо использования внешних источников водорода в основном углеводородном сырье перед его поступлением в гидрогенизатор используют производимый в рамках способа водород.In an embodiment according to the first aspect of the invention, said installation further comprises a hydrogenation unit and a sulfur absorption unit, which are located downstream of one or more pre-reformers or downstream of said ATP unit, and wherein said unit is configured to mix a portion of the stream with high H 2 content with hydrocarbon feedstock before being fed into the front part of the hydrogenator. In other words, the installation is configured to mix part of the flow with a high H 2 content, i.e. as hydrogen recycle, with hydrocarbon feedstock in front of the hydrogenation unit, preferably using a hydrogen recirculation compressor. As a result, sulfur is removed from the hydrocarbon feedstock, which is harmful to downstream catalysts, and at the same time, energy consumption is further reduced, since instead of using external sources of hydrogen, hydrogen produced within the process is used in the main hydrocarbon feedstock before it enters the hydrogenator.
При использовании по тексту настоящего документа термин сторона подачи означает сторону, где осуществляют подачу, или просто входное отверстие для подачи: Например, сторона подачи блока гидрогенизации - это есть сторона входного отверстия блока гидрогенизатора.As used herein, the term feed side means the side where the feed is carried out, or simply the feed inlet: For example, the feed side of a hydrogenation unit is the inlet side of a hydrogenator unit.
Также понятно, что секция риформинга - это секция установки, включающая блоки по ходу процесса перед АТР включительно, то есть АТР, или один или более предварительных риформеров и АТР, или гидрогенизатор и абсорбер серы и один или более предварительных риформеров и АТР.It is also understood that a reforming section is a section of a plant including downstream units upstream of and including the ATR, that is, the ATR, or one or more pre-reformers and the ATR, or a hydrogenator and sulfur absorber and one or more pre-reformers and the ATR.
В еще одном варианте осуществления изобретения установка включает также воздухоразделительную установку (ВРУ), выполненную с возможностью получения потока воздуха и в которой получают поток кислорода, где находится пар, который затем подают по трубопроводу в АТР. Предпочтительно кислородсодержащий поток содержит пар, добавляемый в АТР в соответствии с вышеупомянутым вариантом осуществления. Примерами потока с содержанием окислителя являются кислород, смесь кислорода и пара, смеси ка, пара и аргона и воздух, обогащенный кислородом.In another embodiment of the invention, the installation also includes an air separation unit (ASU), configured to receive an air flow and in which an oxygen flow is obtained, where the steam is located, which is then supplied through a pipeline to the ATS. Preferably, the oxygen-containing stream contains steam added to the ATP in accordance with the above embodiment. Examples of oxidizer-containing streams are oxygen, oxygen-steam mixtures, oxygen-steam-argon mixtures, and oxygen-enriched air.
Температура синтез-газа, выходящего из АТР, находится в диапазоне 900-1100°C или 950-1100°C, как правило, в диапазоне 1000-1075°C. Горячий выходящий синтетический газ, который выходит из АТР (автотермического риформера) содержит монооксид углерода, водород, диоксид углерода, пар, остаточный метан, а также различные другие компоненты, включая азот и аргон.The temperature of the synthesis gas leaving the ATP is in the range of 900-1100°C or 950-1100°C, usually in the range of 1000-1075°C. The hot effluent syngas that leaves the ATR (autothermal reformer) contains carbon monoxide, hydrogen, carbon dioxide, steam, residual methane, as well as various other components including nitrogen and argon.
Автотермический риформинг (АТР) много раз описан и известен специалистам. Как правило, АТРAutothermal reforming (ATR) has been described many times and is known to specialists. As a rule, APR
- 8 046288 включает горелку, камеру сгорания и неподвижный слой катализатора, которые расположены в огнеупорном корпусе высокого давления. Например, АТР описана в главе 4 в Studies in Surface Science and Catalysis (Исследованиях в области науки о поверхности и катализе), том 152 (2004) под редакцией Andre Steynberg and Mark Dry (Андре Стейнберга и Марка Драй), и обзор также представлен в документе Tubular reforming and autothermal reforming of natural gas - an overview of available processes, Ib Dybkjxr. Fuel Processing Technology (Трубчатый риформинг и автотермический риформинг природного газа обзор доступных процессов, Иб. Дыбкьер, Технология обработки топлива) 42 (1995) 85-107.- 8 046288 includes a burner, a combustion chamber and a fixed catalyst bed, which are located in a high-pressure fireproof housing. For example, ATP is described in Chapter 4 in Studies in Surface Science and Catalysis, Volume 152 (2004), edited by Andre Steinberg and Mark Dry, and reviewed also in document Tubular reforming and autothermal reforming of natural gas - an overview of available processes, Ib Dybkjxr. Fuel Processing Technology (Tubular reforming and autothermal reforming of natural gas, a review of available processes, Ib. Dybkjer, Fuel Processing Technology) 42 (1995) 85-107.
Установка предпочтительно включает также трубопроводы для добавления пара к углеводородному сырью, к кислородосодержащему потоку и в АТР, а также, при необходимости, на подачу в секцию риформинга, например, в основное углеводородное сырье, а также на подачу в секцию конверсии, в частности, в блок высокотемпературной конверсии и/или в дополнительные блоки конверсии после блока высокотемпературной конверсии.The plant preferably also includes pipelines for adding steam to the hydrocarbon feedstock, to the oxygen-containing stream and to the ATR, and also, if necessary, for supply to the reforming section, for example, to the main hydrocarbon feedstock, as well as for supply to the conversion section, in particular to high-temperature conversion block and/or into additional conversion blocks after the high-temperature conversion block.
Секция удаления CO2 представляет собой блок аминовой промывки и включает в себя поглотитель CO2 и отпарную колонну CO2, а также испарительный барабан высокого давления и испарительный барабан низкого давления, тем самым отделяя обогащенный CO2 поток, содержащий более 99 об.% CO2, например, 99,5об.% CO2 или 99,8 об.% CO2, обогащенный H2 поток, содержащий 98 об.% водорода, а также мгновенно испаряющийся газ высокого давления, содержащий около 60 об.% CO2 и 40 об.% H2. В блоке промывки амином на первом этапе выработки мгновенно испаряющегося газа высокого давления через упомянутый барабан высокого давления основная часть примесей высвобождается вместе с некоторым количеством CO2 в газовую фазу в виде газа мгновенно испаряющегося газа высокого давления. На этапе выработки мгновенно испаряющегося газа низкого давления через упомянутый испарительный барабан низкого давления CO2 в основном высвобождается в конечный продукт в виде потока с высоким содержанием CO2.The CO2 removal section is an amine washing unit and includes a CO2 absorber and a CO2 stripper, as well as a high pressure flash drum and a low pressure flash drum, thereby separating a CO2 rich stream containing more than 99 vol.% CO2, e.g. 5Vol% CO2 or 99.8Vol% CO2, an H2-rich stream containing 98Vol% hydrogen, and a high pressure flash gas containing about 60Vol% CO2 and 40Vol% H2. In the amine scrubbing unit, in the first stage of generating high pressure flash gas through said high pressure drum, the bulk of the impurities are released along with some CO 2 into the gas phase as high pressure flash gas gas. In the low pressure flash gas generation step, CO2 is primarily released into the final product as a high CO2 content stream through said low pressure flash drum.
CO2 из секции удаления CO2, т.е. поток с высоким содержанием CO2, как указано выше, предпочтительно улавливают и транспортируют, например, посредством изоляции в геологических структурах, тем самым уменьшая выбросы CO2 в атмосферу.CO2 from the CO2 removal section, i.e. The high CO2 content stream as stated above is preferably captured and transported, for example by sequestration in geological structures, thereby reducing CO2 emissions to the atmosphere.
В соответствии со вторым аспектом изобретения предоставляется способ получения потока с высоким содержанием H2 из углеводородного сырья, который включает следующие этапы:In accordance with a second aspect of the invention, there is provided a method for producing a high H2 content stream from a hydrocarbon feedstock, which includes the following steps:
предоставление установки согласно первому аспекту изобретения; подачу углеводородного сырья в АТР и его конверсию в поток синтез-газа; отвод потока синтез-газа из АТР и его подачу в секцию конверсии синтез-газа на этапе ВТК и, при необходимости, также на этапе СТК и/или на этапе НТК, за счет чего обеспечивается поток синтез-газа, прошедшего этап конверсии;providing an installation according to the first aspect of the invention; supply of hydrocarbon feedstock to the Asia-Pacific region and its conversion into a synthesis gas stream; removal of the synthesis gas flow from the ATR and its supply to the synthesis gas conversion section at the VTK stage and, if necessary, also at the STC stage and/or at the NTK stage, thereby ensuring a flow of synthesis gas that has passed the conversion stage;
подачу потока газа, прошедшего этап конверсии, из секции конверсии в секцию удаления CO2, при этом указанная секция удаления CO2 представляет собой блок аминовой промывки, который содержит абсорбер CO2 и отпарную колонну CO2, а также испарительный барабан высокого давления и испарительный барабан низкого давления и сепарацию потока с высоким содержанием CO2 из указанного потока синтез-газа, прошедшего этап конверсии, за счет чего обеспечивается поток с высоким содержанием H2, а также поток мгновенно испаряющегося газа высокого давления; исключение подачи, по меньшей мере, части указанного потока с высоким содержанием H2 в блок очистки водорода, такой как блок адсорбции при переменном давлении (БАПД), водородная мембрана или блок криогенной сепарации;supplying the converted gas stream from the conversion section to the CO2 removal section, said CO2 removal section being an amine wash unit which contains a CO2 absorber and a CO2 stripper, as well as a high pressure flash drum and a low pressure flash drum and separation a high CO2 stream from said reformed synthesis gas stream thereby providing a high H2 stream as well as a high pressure flash gas stream; eliminating the supply of at least a portion of said H 2 -rich stream to a hydrogen purification unit, such as a pressure swing adsorption (PSA) unit, a hydrogen membrane, or a cryogenic separation unit;
подачу, по меньшей мере, части указанного потока с высоким содержанием H2 в качестве водородного топлива, по меньшей мере, для одного или более пламенных нагревателей; способ дополнительно включает:supplying at least a portion of said H 2 -rich stream as hydrogen fuel to at least one or more combustion heaters; the method additionally includes:
подачу, по меньшей мере, части указанного потока (12) мгновенно испаряющегося газа высокого давления в качестве топлива для указанного одного или более пламенных нагревателей (135); и/илиsupplying at least a portion of said high pressure flash gas stream (12) as fuel for said one or more combustion heaters (135); and/or
b) рециркуляцию, по меньшей мере, части указанного потока (12) мгновенно испаряющегося газа высокого давления в указанный абсорбер CO2, т.е. в виде внутреннего рециркулирующего потока мгновенно испаряющегося газа высокого давления (ВД); и/илиb) recirculating at least part of said high pressure flash gas stream (12) into said CO2 absorber, i.e. in the form of an internal recirculating flow of instantly evaporating high pressure gas (HP); and/or
c) смешивание, по меньшей мере, части указанного потока (12) мгновенно испаряющегося газа высокого давления с указанным потоком (8) с высоким содержанием H2.c) mixing at least a portion of said high pressure flash gas stream (12) with said high H 2 content stream (8).
Следует понимать, что использование артикля а в данном пункте относится к тому же пункту в первом аспекте изобретения. Например, термин поток с высоким содержанием H2 относится к потоку с высоким содержанием H2 в соответствии с первым аспектом изобретения.It should be understood that the use of the article a in this clause refers to the same clause in the first aspect of the invention. For example, the term high H2 content stream refers to a high H2 content stream in accordance with the first aspect of the invention.
В варианте осуществления согласно второму аспекту изобретения прошедший конверсию газовый поток после удаления содержащейся в нем воды в виде технологического конденсата поступает в секцию удаления CO2 путем подачи в абсорбер CO2. Также целесообразно, чтобы поток рециркуляции мгновенно испаряющегося газа ВД объединялся с потоком газа, прошедшим этап конверсии, перед подачей в абсорбер CO2.In an embodiment according to the second aspect of the invention, the converted gas stream, after removing the water contained therein as process condensate, enters the CO2 removal section by feeding it into a CO2 absorber. It is also advisable for the HP flash gas recycle stream to be combined with the converted gas stream before entering the CO2 absorber.
Как и в связи с первым аспектом изобретения, варианты осуществления изобретения в соответствии со вторым аспектом, как указано выше, могут быть объединены. Например, часть потока мгновенно испаряющегося газа высокого давления рециркулируется в качестве топлива для одного или более пламенных нагревателей, в то время как другая часть потока мгновенно испаряющегося газа высокого давленияAs with the first aspect of the invention, embodiments of the invention in accordance with the second aspect, as stated above, can be combined. For example, a portion of the high pressure flash gas stream is recycled as fuel for one or more combustion heaters, while another portion of the high pressure flash gas stream
- 9 046288 рециркулируется в абсорбер CO2 блока аминовой промывки, т.е. в качестве внутреннего рециркулирующего потока высокого давления, а еще одна часть потока мгновенно испаряющегося газа высокого давления смешивается с потоком с высоким содержанием H2.- 9 046288 is recycled to the CO2 absorber of the amine washing unit, i.e. as an internal high pressure recycle stream, and another portion of the high pressure flash gas stream is mixed with the high H2 content stream.
В одном из вариантов осуществления изобретения способ обеспечивает смешивание указанной части потока (8) с высоким содержанием H2 в качестве водородного топлива с указанным потоком (12) мгновенно испаряющегося газа высокого давления по ходу процесса перед указанным одним или более пламенными нагревателями (135). Например, поток мгновенно испаряющегося газа (12) высокого давления смешивается с потоком (8) с высоким содержанием H2 перед подачей в один или более пламенных нагревателей (135).In one embodiment of the invention, the method provides for mixing said portion of the H2-rich hydrogen fuel stream (8) with said high pressure flash gas stream (12) in-line before said one or more combustion heaters (135). For example, a high pressure flash gas stream (12) is mixed with a high H2 content stream (8) before being fed to one or more combustion heaters (135).
Кроме того, вместо рециркуляции или смешивания только части потока мгновенно испаряющегося газа высокого давления, как указано выше, также может быть выгодно рециркулировать или смешивать весь поток мгновенно испаряющегося газа высокого давления.Additionally, rather than recirculating or mixing only a portion of the high pressure flash gas stream as stated above, it may also be advantageous to recycle or mix the entire high pressure flash gas stream.
Соответственно, в варианте осуществления согласно второму аспекту изобретения способ дополнительно включает:Accordingly, in an embodiment according to the second aspect of the invention, the method further includes:
рециркуляцию всего потока мгновенно испаряющегося газа высокого давления в качестве топлива для указанного, по меньшей мере, одного пламенного нагревателя; или рециркуляцию всего потока мгновенно испаряющегося газа высокого давления для указанного абсорбера CO2; или смешивание всего потока мгновенно испаряющегося газа высокого давления с указанным потоком с высоким содержанием H2.recirculating the entire high pressure flash gas stream as fuel for said at least one combustion heater; or recirculating the entire high pressure flash gas stream to said CO2 absorber; or mixing the entire high pressure flash gas stream with said high H2 content stream.
В варианте осуществления согласно второму аспекту изобретения способ дополнительно включает добавление пара в АТР, углеводородное сырье и/или поток синтез-газа перед поступлением в секцию конверсии.In an embodiment according to the second aspect of the invention, the method further includes adding steam to the ATP, hydrocarbon feedstock and/or synthesis gas stream before entering the conversion section.
В варианте осуществления согласно второму аспекту изобретения соотношение пара к углероду в АТР составляет 2.6-0.1, 2.4-0.1, 2-0.2, 1.5-0.3, 1.4-0.4, например, 1.2, 1.0 или 0.6. Также предпочтительно, чтобы давление в АТР составляло 20-60 бар и.д., например, 30-40 бар и.д.In an embodiment according to the second aspect of the invention, the steam to carbon ratio in the ATP is 2.6-0.1, 2.4-0.1, 2-0.2, 1.5-0.3, 1.4-0.4, for example 1.2, 1.0 or 0.6. It is also preferable that the pressure in the ATP is 20-60 barg, for example 30-40 barg.
В конкретном варианте осуществления соотношение пара к углероду синтез-газа в АТР составляет 0,4 или выше, например, 0,6 или выше, например, 0,8 или выше, при этом указанное соотношение пара к углероду не превышает 2,0, например, 1,0 или выше, например, в диапазоне 1,0-2,0, например, 1,1, 1,3, 1,5 или 1,7; а давление в АТР составляет 20-30 бар и.д., например, 24-28 бар и.д.In a specific embodiment, the steam to carbon ratio of the synthesis gas in the ATP is 0.4 or higher, for example 0.6 or higher, for example 0.8 or higher, wherein said steam to carbon ratio does not exceed 2.0, for example , 1.0 or higher, for example in the range 1.0-2.0, for example 1.1, 1.3, 1.5 or 1.7; and the pressure in the APR is 20-30 bar i.d., for example, 24-28 bar i.d.
В варианте осуществления согласно второму аспекту изобретения соотношение пара к углероду в секции конверсии, включая пар, добавляемый в секцию конверсии, составляет 0,9-3,0, например, 0,9-2,6, например, 1,0, 1,2, 1,4, 1,6, 1,8, 2,0, 2,2 или 2,4.In an embodiment according to the second aspect of the invention, the ratio of steam to carbon in the reforming section, including steam added to the reforming section, is 0.9-3.0, for example 0.9-2.6, for example 1.0, 1. 2, 1.4, 1.6, 1.8, 2.0, 2.2 or 2.4.
Углеродное сырье для АТР смешивается с кислородом и дополнительным количеством пара в АТР, и происходит комбинация, по меньшей мере, двух типов реакций. Этими двумя реакциями являются сгорание и паровой риформинг.The carbon feedstock for the ATP is mixed with oxygen and additional steam in the ATP, and a combination of at least two types of reactions occurs. These two reactions are combustion and steam reforming.
Зона сгорания:Combustion zone:
(3) 2Н2 + О2 θ 2Н2О + тепло (4) СН4 + 3/2 О2 θ СО + 2Н2О + тепло(3) 2H 2 + O 2 θ 2H 2 O + heat (4) CH 4 + 3/2 O 2 θ CO + 2H 2 O + heat
Термическая и каталитическая зона:Thermal and catalytic zone:
(5) СН4 + Н2О + тепло θ СО + ЗН2 (6) СО + Н2О о СО2 + Н2 + тепло(5) CH 4 + H 2 O + heat θ CO + ZN 2 (6) CO + H 2 O o CO 2 + H 2 + heat
Сгорание метана с получением монооксида углерода и воды (реакция (4)) -это процесс, происходящий с выделением большого количества теплоты. На выходе из зоны сгорания могут присутствовать избыточные количества метана, после того, как произошла конверсия всего количества кислорода.The combustion of methane to produce carbon monoxide and water (reaction (4)) is a process that occurs with the release of a large amount of heat. Excess amounts of methane may be present at the exit of the combustion zone after all the oxygen has been converted.
Термическая зона - это часть камеры сгорания, где происходит дальнейшая конверсия углеводородов при осуществлении гомогенных газофазных реакций, преимущественно реакций (5) и (6). При эндотермическом паровом риформинге метан (5) происходит поглощение большей части тепла, выработанного в зоне сгорания.The thermal zone is the part of the combustion chamber where further conversion of hydrocarbons occurs during the implementation of homogeneous gas-phase reactions, mainly reactions (5) and (6). In endothermic steam reforming of methane (5), most of the heat generated in the combustion zone is absorbed.
За камерой сгорания может быть расположен неподвижный каталитический слой, каталитическая зона, где происходит окончательная конверсия углеводородов посредством гетерогенных каталитических реакций. На выходе из каталитической зоны синтез-газ предпочтительно близок к равновесию относительно реакций (5) и (6).Behind the combustion chamber there may be a fixed catalytic bed, the catalytic zone, where the final conversion of hydrocarbons occurs through heterogeneous catalytic reactions. At the exit from the catalytic zone, the synthesis gas is preferably close to equilibrium relative to reactions (5) and (6).
В одном из вариантов осуществления изобретения способ работает без добавления дополнительных количеств пара между этапом(ами) риформинга и этапом высокотемпературной реакции конверсии.In one embodiment of the invention, the method operates without adding additional amounts of steam between the reforming step(s) and the high temperature conversion reaction step.
В еще одном варианте осуществления согласно второму аспекту изобретения объемная скорость в АТР является низкой, например, составляет менее 20000 нм3/ч., предпочтительно менее 12000 нм3/ч., наиболее предпочтительно менее 7000 нм3/ч. Объемная скорость определяется как объемный расход углерода на объем катализатора, таким образом, она не зависит от конверсии в катализаторной зоне.In yet another embodiment, according to the second aspect of the invention, the space velocity in the ATP is low, for example, less than 20,000 nm 3 /h, preferably less than 12,000 nm 3 /h, most preferably less than 7,000 nm 3 /h. Space velocity is defined as the volumetric flow rate of carbon per volume of catalyst, thus it is independent of conversion in the catalyst zone.
В варианте осуществления согласно второму аспекту изобретения способ включает предварительIn an embodiment according to the second aspect of the invention, the method includes a preliminary
- 10 046288 ный риформинг указанного углеводородного сырья в одной или более установках предварительного риформинга перед его подачей в АТР.- 10 046288 reforming of the specified hydrocarbon feedstock in one or more preliminary reforming units before its supply to the Asia-Pacific region.
В еще одном варианте осуществления изобретения этап риформинга отсутствует.In yet another embodiment of the invention, the reforming step is omitted.
В варианте осуществления согласно второму аспекту изобретения способ дополнительно содержит блок гидрогенизации и блок абсорбции серы для кондиционирования углеводородного сырья, например, для удаления серы, перед указанным предварительным риформингом или перед подачей на указанную АТР, а смешивание части потока с высоким содержанием H2, т.е. в виде H2-рецикла, с углеводородным сырьем перед подачей на входную сторону блока гидрогенизации.In an embodiment according to the second aspect of the invention, the method further comprises a hydrogenation unit and a sulfur absorption unit for conditioning the hydrocarbon feedstock, for example, to remove sulfur, before said pre-reforming or before feeding into said ATR, and mixing a portion of the stream with a high H2 content, i.e. . in the form of H 2 recycle, with hydrocarbon feedstock before being fed to the inlet side of the hydrogenation unit.
Необходимо понимать, что любые из вариантов осуществления изобретения и преимуществ, связанных с первым аспектом осуществления, могут использоваться в связи с любыми вариантами осуществления изобретения по второму аспектом изобретения и наоборот.It should be understood that any of the embodiments and advantages associated with the first aspect may be used in connection with any embodiments of the second aspect and vice versa.
Краткое описание фигурBrief description of the figures
Фиг. 1 демонстрирует схему способа и установки получения водорода на основе автотермического риформинга.Fig. 1 shows a diagram of a method and installation for producing hydrogen based on autothermal reforming.
Фиг. 2 демонстрирует схему способа и установки получения водорода на основе автотермического риформинга, показанную на фиг. 1, с интеграцией в способ испарительного потока высокого давления из секции удаления CO2 в соответствии с вариантами осуществления изобретения.Fig. 2 shows a diagram of the method and installation for producing hydrogen based on autothermal reforming shown in FIG. 1, with the integration into the method of a high pressure evaporative stream from a CO2 removal section in accordance with embodiments of the invention.
Подробное описаниеDetailed description
Со ссылкой на фиг. 1 показана установка/способ 100, в которых углеводородное сырье 1, такое как природный газ, направляют в секцию риформинга, содержащую блок 140 предварительного риформинга и установку 110 АТР. Секция риформинга может также содержать гидрогенизатор и блок абсорбции серы (не показан) перед блоком 140 предварительного риформинга. Перед поступлением в гидрогенизатор углеводородный пар 1 смешивают с потоком 8' рециркуляции водорода, отводимым от потока 8 с высоким содержанием H2, полученным из расположенной далее по ходу процесса секции 170 удаления CO2. Перед поступлением в блок 140 предварительного риформинга углеводородное сырье 1 также смешивают с паром 13, и полученное прошедшее предварительный риформинг углеводородное сырье 2 подают в АТР 110, как и поток окислителя, образованный смешиванием кислорода 15 и пара 13. Пар также можно добавить отдельно, как показано на фигуре. Поток кислорода 15 получают в воздухоразделительной установке (ВРУ) 145, в которую подают воздух 14. В АТР 110 осуществляют конверсию углеводородного сырья 2 в поток синтез-газа 3, который извлекают из АТР 110, а затем подают в секцию реакции конверсии. Углеводородное сырье 2 поступает в АТР при 650°C, а температура кислорода составляет приблизительно 253°C. Соотношение пара к углероду в АТР предпочтительно составляет 0,4 или выше, например, 0,6 или выше, или, например, 0,8 или выше, но не более 2,0. Также предпочтительно, чтобы давление в АТР 110 составляло 24-28 бар и.д. Такой синтетический газ выходит из АТР приблизительно при температуре 1050°C через выходную секцию с огнеупорной футеровкой и транспортную линии подачи в котлы-утилизаторы (не показана) избыточного тепла в синтетическом газе секции охлаждения технологического газа.With reference to FIG. 1 shows a plant/process 100 in which a hydrocarbon feedstock 1, such as natural gas, is sent to a reforming section comprising a pre-reformer 140 and an ATP unit 110. The reforming section may also include a hydrogenator and a sulfur absorption unit (not shown) upstream of the pre-reformer 140. Before entering the hydrogenator, hydrocarbon steam 1 is mixed with a hydrogen recycle stream 8' from the H2-rich stream 8 obtained from the downstream CO2 removal section 170. Before entering pre-reformer 140, hydrocarbon feed 1 is also mixed with steam 13, and the resulting pre-reformed hydrocarbon feed 2 is fed to ATR 110, as is the oxidant stream formed by mixing oxygen 15 and steam 13. Steam can also be added separately, as shown. on the figure. The oxygen flow 15 is obtained in an air separation unit (ASU) 145, into which air 14 is supplied. In the ATR 110, hydrocarbon feedstock 2 is converted into a synthesis gas stream 3, which is extracted from the ATR 110 and then fed into the conversion reaction section. Hydrocarbon feedstock 2 enters the ATP at 650°C and the oxygen temperature is approximately 253°C. The steam to carbon ratio in the ATP is preferably 0.4 or higher, for example 0.6 or higher, or for example 0.8 or higher, but not more than 2.0. It is also preferable that the pressure in the ATP 110 be 24-28 barg. This syngas exits the ATP at approximately 1050°C through a refractory lined outlet section and a transfer line to waste heat boilers (not shown) for excess heat in the syngas of the process gas cooling section.
Секция реакции конверсии содержит блок 115 высокотемпературной конверсии (ВТК), перед которым может добавляться дополнительное количество пара 13', в результате чего используют соотношение пара к углероду в секции конверсии предпочтительно около 1,0 или выше. В секции реакции конверсии могут использоваться дополнительные блоки конверсии, например, блок 150 низкотемпературной конверсии (НТК). Добавочный или дополнительный пар также может добавляться далее по ходу процесса от установки ВТК 115, но при этом по ходу процесса перед блоком 150 НТК для увеличения вышеуказанного отношения пара к углероду. В секции конверсии образуется поток 5 газа, прошедшего этап конверсии и обогащенного водородом, который затем подают в секцию 170 удаления CO2. Секция 170 удаления CO2 представляет собой блок аминовой промывки, который содержит абсорбер CO2 и отпарную колонну CO2, разделяющую поток 10 с высоким содержанием CO2, содержащий более 99 об.% CO2 и поток 8 с высоким содержанием H2, содержащий 98 об.% водорода или выше. Секция 170 удаления CO2 также генерирует поток 12 мгновенно испаряющегося газа высокого давления. Установка 100 не содержит блок очистки водорода, такой как БАПД.The shift reaction section includes a high temperature reforming (HTS) unit 115, upstream of which additional steam 13' may be added, resulting in a steam to carbon ratio in the shift section of preferably about 1.0 or higher. The conversion reaction section may utilize additional conversion units, such as a low temperature conversion (LTC) unit 150. Additional or additional steam may also be added downstream from the VTK unit 115, but upstream of the HTK unit 150 to increase the above steam to carbon ratio. The conversion section produces a gas stream 5 that has undergone the conversion stage and is enriched with hydrogen, which is then supplied to the CO2 removal section 170. The CO2 removal section 170 is an amine washing unit that contains a CO2 absorber and a CO2 stripper column separating a high CO2 stream 10 containing more than 99 vol.% CO2 and a high H2 content stream 8 containing 98 vol.% hydrogen or higher . The CO2 removal section 170 also generates a high pressure flash gas stream 12. The unit 100 does not contain a hydrogen purification unit such as a BAPD.
Поток 8 с высоким содержанием H2 разделяют на продукт 8' H2 для поставки конечным потребителям, таким как нефтеперерабатывающие заводы, низкоуглеродное водородное топливо 8, которое используют в пламенных нагревателях 135, и водородный рецикл 8' для смешивания с углеводородным сырьем 1. В пламенном нагревателе 135 осуществляют непрямой нагрев углеводородного сырья 1 и углеводородного сырья 2.The high H 2 content stream 8 is separated into an H 2 product 8' for supply to end users such as refineries, low carbon hydrogen fuel 8 which is used in the combustion heaters 135, and a hydrogen recycle 8' for mixing with the hydrocarbon feedstock 1. In the combustion heater 135 indirectly heats hydrocarbon feedstock 1 and hydrocarbon feedstock 2.
Здесь со ссылкой на фиг. 2 показаны варианты осуществления изобретения, объединяющие использование потока 12 мгновенно испаряющегося газа высокого давления. Секция 170 удаления CO2 содержит отгоночную секцию 170' CO2, барабаны 170 низкого и высокого давления и абсорбер 170' CO2. В одном из вариантов осуществления изобретения, по меньшей мере, часть указанного потока 12 мгновенно испаряющегося газа высокого давления подают в качестве топлива 12' в пламенный нагреватель 135. В еще одном варианте осуществления изобретения, по меньшей мере, часть потока 12 мгновенно испаряющегося газа высокого давления (ВД) рециркулируется в виде потока 12 в абсорбер 170' CO2, т.е. какHere with reference to FIG. 2 shows embodiments of the invention incorporating the use of a high pressure flash gas stream 12. The CO2 removal section 170 includes a CO2 stripping section 170', low and high pressure drums 170, and a CO2 absorber 170'. In one embodiment, at least a portion of said high pressure flash gas stream 12 is supplied as fuel 12' to combustion heater 135. In yet another embodiment, at least a portion of the high pressure flash gas stream 12 (VD) is recycled as stream 12 into the CO2 absorber 170', i.e. How
- 11 046288 внутренний поток рециркуляции ВД. Хотя на Фигурах показан прошедший конверсию газовый поток 5, входящий в секцию 170 удаления на одном ее конце от абсорбера 170' CO2, следует понимать, что прошедший конверсию газовый поток 5, соответственно, после удаления содержащейся в нем воды в виде технологического конденсата поступает в секцию 170 удаления CO2 за счет его введения в абсорбер 170' CO2. Также целесообразно, чтобы поток 12 рециркуляции ВД объединялся с потоком 5 газа, прошедшим этап конверсии, перед подачей в абсорбер 170' CO2. В еще одном варианте осуществления изобретения, по меньшей мере, часть указанного потока 12 мгновенно испаряющегося газа высокого давления в виде потока 12' смешивают с потоком 8 с высоким содержанием H2 перед подачей в пламенный нагреватель 135.- 11 046288 internal HP recirculation flow. Although the Figures show the converted gas stream 5 entering the removal section 170 at one end thereof from the CO2 absorber 170', it should be understood that the converted gas stream 5, after removing the water contained therein, enters the section as process condensate 170 removal of CO 2 due to its introduction into the absorber 170' CO2. It is also advisable for the HP recirculation stream 12 to be combined with the converted gas stream 5 before entering the CO2 absorber 170'. In yet another embodiment of the invention, at least a portion of said high pressure flash gas stream 12 as stream 12' is mixed with high H 2 content stream 8 before being supplied to combustion heater 135.
Claims (17)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| IN202011035430 | 2020-08-17 | ||
| DKPA202001155 | 2020-10-08 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA046288B1 true EA046288B1 (en) | 2024-02-22 |
Family
ID=
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20230294985A1 (en) | Low carbon hydrogen fuel | |
| US8591769B2 (en) | Hydrogen production with reduced carbon dioxide generation and complete capture | |
| US7695708B2 (en) | Catalytic steam reforming with recycle | |
| US8580153B2 (en) | Hydrogen production with reduced carbon dioxide generation and complete capture | |
| CN105820036B (en) | Method and system for producing methanol using partial oxidation | |
| WO2001056922A1 (en) | Integration of shift reactors and hydrotreaters | |
| US9561968B2 (en) | Methods and systems for producing and processing syngas in a pressure swing adsorption unit and making ammonia therefrom | |
| CA3178048A1 (en) | Process for producing hydrogen | |
| RU2011101927A (en) | DEVICE AND METHODS FOR HYDROGEN AND CARBON MONOXIDE TREATMENT | |
| US20240343567A1 (en) | Method for hydrogen production coupled with co2 capture | |
| RU2664526C2 (en) | Energy-saving unified method for generating synthesis gas from hydrocarbons | |
| EA046288B1 (en) | LOW CARBON HYDROGEN FUEL | |
| US20230365405A1 (en) | Hydrogen Production Process and Plant | |
| EP4455076A1 (en) | Decarbonisation of a hydrotreatment plant | |
| GB2625646A (en) | Process for producing hydrogen | |
| GB2625645A (en) | Process for producing hydrogen | |
| WO2024094818A1 (en) | Conversion of unsaturated hydrocarbon containing off-gases for more efficient hydrocarbon production plant | |
| WO2024175574A1 (en) | Method for production of blue ammonia | |
| GB2626852A (en) | Decarbonisation of a chemical plant | |
| JP2024521355A (en) | Heat exchange reactor for CO2 shift |