CN116004275A - 一种催化制氢和富集二氧化碳的方法 - Google Patents
一种催化制氢和富集二氧化碳的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN116004275A CN116004275A CN202111229727.3A CN202111229727A CN116004275A CN 116004275 A CN116004275 A CN 116004275A CN 202111229727 A CN202111229727 A CN 202111229727A CN 116004275 A CN116004275 A CN 116004275A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- catalyst
- oil
- gas
- reaction
- hydrogen
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 75
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 title claims abstract description 74
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 62
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 41
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 32
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 16
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 title claims abstract description 16
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 title abstract description 6
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 84
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 44
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 44
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 39
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 38
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 38
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 27
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 24
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 21
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 21
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 20
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000005243 fluidization Methods 0.000 claims abstract description 18
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000002309 gasification Methods 0.000 claims abstract description 14
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims abstract description 12
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims abstract description 12
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000003421 catalytic decomposition reaction Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000000376 reactant Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims abstract 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 40
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 13
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims description 10
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims description 10
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 10
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 9
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 7
- 238000004523 catalytic cracking Methods 0.000 claims description 6
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 6
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 5
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- HYBBIBNJHNGZAN-UHFFFAOYSA-N furfural Chemical compound O=CC1=CC=CO1 HYBBIBNJHNGZAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 claims description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 3
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 claims description 3
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 claims description 3
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims description 3
- 229910052723 transition metal Inorganic materials 0.000 claims description 3
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims description 2
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011651 chromium Substances 0.000 claims description 2
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 claims description 2
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 claims description 2
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 2
- WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L manganese(2+);methyl n-[[2-(methoxycarbonylcarbamothioylamino)phenyl]carbamothioyl]carbamate;n-[2-(sulfidocarbothioylamino)ethyl]carbamodithioate Chemical compound [Mn+2].[S-]C(=S)NCCNC([S-])=S.COC(=O)NC(=S)NC1=CC=CC=C1NC(=S)NC(=O)OC WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 claims description 2
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 claims description 2
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 claims description 2
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 claims description 2
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 claims 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 3
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 31
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 26
- 239000000047 product Substances 0.000 description 13
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 11
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 10
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 4
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 4
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 3
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 3
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 239000005995 Aluminium silicate Substances 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000209094 Oryza Species 0.000 description 2
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 2
- 235000012211 aluminium silicate Nutrition 0.000 description 2
- HPTYUNKZVDYXLP-UHFFFAOYSA-N aluminum;trihydroxy(trihydroxysilyloxy)silane;hydrate Chemical compound O.[Al].[Al].O[Si](O)(O)O[Si](O)(O)O HPTYUNKZVDYXLP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 229910052621 halloysite Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 2
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N Ascorbic acid Chemical compound OC[C@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1O CIWBSHSKHKDKBQ-JLAZNSOCSA-N 0.000 description 1
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- 239000004113 Sepiolite Substances 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- CSDREXVUYHZDNP-UHFFFAOYSA-N alumanylidynesilicon Chemical compound [Al].[Si] CSDREXVUYHZDNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VXAUWWUXCIMFIM-UHFFFAOYSA-M aluminum;oxygen(2-);hydroxide Chemical compound [OH-].[O-2].[Al+3] VXAUWWUXCIMFIM-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910021417 amorphous silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010775 animal oil Substances 0.000 description 1
- 238000010420 art technique Methods 0.000 description 1
- 229960000892 attapulgite Drugs 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 239000003610 charcoal Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GDVKFRBCXAPAQJ-UHFFFAOYSA-A dialuminum;hexamagnesium;carbonate;hexadecahydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[OH-].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Mg+2].[Al+3].[Al+3].[O-]C([O-])=O GDVKFRBCXAPAQJ-UHFFFAOYSA-A 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000005868 electrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 230000002431 foraging effect Effects 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 229910001701 hydrotalcite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229960001545 hydrotalcite Drugs 0.000 description 1
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
- 239000011268 mixed slurry Substances 0.000 description 1
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 1
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 1
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);zirconium(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[Zr+4] RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052625 palygorskite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000006303 photolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000015843 photosynthesis, light reaction Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 238000004537 pulping Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 229910052624 sepiolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019355 sepiolite Nutrition 0.000 description 1
- 238000007873 sieving Methods 0.000 description 1
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 1
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000009718 spray deposition Methods 0.000 description 1
- 238000001694 spray drying Methods 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 235000015112 vegetable and seed oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 description 1
- 229910001928 zirconium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
- Y02P20/50—Improvements relating to the production of bulk chemicals
- Y02P20/584—Recycling of catalysts
Landscapes
- Catalysts (AREA)
Abstract
一种催化制氢并富集二氧化碳的方法,将烃类原料与水蒸气混合后,引入流态化反应器中与再生催化剂接触并进行催化分解反应,得到反应物流和失活催化剂;将反应油气和失活催化剂进行气固分离;将反应油气进一步分离为包含氢气、CO、CO2、甲烷和其他烃类产物;将失活催化剂送再生器与水蒸气、含氧气体接触进行高温气化、再生,失活催化剂经烧焦再生后,返回流态化反应器中循环使用,再生烟气经分离得到包含氢气、CO和CO2。本发明将低价值烃类原料转化为氢气,实现了石油资源的高值化利用,同时实现了CO2富集,有利于碳回收和捕集。
Description
技术领域
本发明涉及一种制氢和富集二氧化碳的方法。
背景技术
氢能是一种理想的新型能源,氢能作为一种储量丰富、热值高、能量 密度大、来源多样的绿色能源,被誉为21世纪的“终极能源”通过风、 光等清洁能源电力制氢,并将氢与燃料电池结合发电,以此形成氢能产业 生态圈,有助于加快构建清洁化、低碳化的氢能供应体系。
现有主要制氢方式较为成熟的技术路线有三种,即使用煤炭、天然气 等化石能源重整制氢,以醇类裂解制氢技术为代表的化工原料高温分解重 整制氢,以及电解水制氢。光解水和生物质气化制氢等技术路线仍处于实 验和开发阶段,相关技术难以突破,尚未达到规模化制氢的需求。目前, 国内天然气重整制氢、高温裂解制氢主要应用于大型制氢工业。天然气制 氢过程的原料气也是燃料气,无需运输,但天然气制氢投资比较高,适合 大规模工业化生产。一般制氢规模在5000m3/h以上时选择天然气制氢工艺 更经济。此外,天然气原料占制氢成本的70%以上,天然气价格是决定氢 价格的重要因素。煤气化制氢是工业大规模制氢的首选,也是我国主流的 化石能源制氢方法。该制氢工艺通过气化技术将煤炭转化为合成气(CO、 CH4、H2、CO2、N2等),再经水煤气变换分离处理以提取高纯度的氢气,是制备合成氨、甲醇、液体燃料、天然气等多种产品的原料,广泛应用于 石化、钢铁等领域。煤制氢技术路线成熟高效,可大规模稳定制备,但煤 制氢燃料动力能耗高于天然气制氢,对系统蒸汽和电力要求高,企业需要 配套锅炉。另外,环保问题突出,现有城市型炼油厂环境要求苛刻,且煤 炭运输受制因素多,也限制了该技术在现代炼厂的应用。
随着炼油工艺的发展,特别是原油重质/劣质化趋势加剧、油品质量提 高,使得加氢工艺更广泛地应用,极大地促进了氢气的需求。据统计全球 炼厂氢气需求年增幅超过4%。来自炼厂的氢气主要来自于工艺装置副产、 炼厂气回收、现有的炼厂制氢装置,炼厂自产氢气已将难以满足未来的氢 气增长需求,因此,需要探索更灵活、更可行的供氢策略。炼油企业由“燃 料型”向“化工型”转型已然是大势所趋,对炼油企业而言,需要大幅度 降低油品产率,尤其是一些二次加工装置生产的品质较差的汽油和柴油, 如催化裂化柴油一直相对较差,密度大,芳烃含量高,十六烷值低,现有 利用途径是先进行加氢提质,然后进行催化裂化生产高辛烷值汽油,随着 汽油需求减缓,催化裂化柴油的出路问题又成为炼厂面临的难题,如果可 以将这些低品质、低价值的馏分油转化为氢能,无疑具有良好的经济效益 和社会效益。但烃类原料制氢是脱碳过程,为了满足产氢的需要,低氢含 量的焦炭是不仅是不可避免的,烧炭会带来CO2的排放问题,因此,相对 于减排,CO2捕集是问题的关键。
发明内容
本发明的目的是提供一种催化制氢和富集二氧化碳的方法。
本发明提供的烃类原料催化制氢和富集二氧化碳的方法包括下列步 骤:
将烃类原料与水蒸气混合后,引入流态化反应器中与再生催化剂接触 并进行催化分解反应,得到反应物流和带炭的失活催化剂,将催化裂解反 应所得反应油气和失活的催化剂进行气固分离;
将分离所得的反应油气进入分离单元进一步分离为包含氢气、一氧化 碳、二氧化碳、甲烷和其他烃类产物;
将所得的失活的催化剂送到再生器,与含氧气体和水蒸气接触进行高 温气化、再生,失活的催化剂经再生后,返回流态化反应器中循环使用; 再生烟气送到分离单元得到一氧化碳和二氧化碳。
优选其他烃类产物返回反应器作为原料进一步转化。
所述催化剂以重量百分比计包含以下组分:15%~65%的天然矿物质, 20%~60%的氧化物,和5%~30%的金属活性组分。所述金属活性组分选自 过渡金属元素的化合物中一种或几种。
本发明采用流态化反应器制氢,催化剂在反应器与再生器之间循环, 不仅实现了失活催化剂的再生,同时也为反应传递了大量的热量,大幅度 降低了制氢过程的所需要消耗的能量,实现了过程经济性。
本发明采用烃类原料为原料,不仅降低天然气制氢的原料成本,同时, 有利缓解了我国天然气市场供应紧张局面,对我国能源结构稳定发展具有 战略意义。
本发明采用了高温气化技术对带炭的失活催化剂进行再生,不仅恢复 了催化剂活性,还生产了CO和H2,不仅进一步提高了产氢量,同时也为 水煤气变换工艺提供了高品质的、廉价的原料气,实现了资源的优化利用。 同时,大幅度提高了烟气中CO2的浓度,实现了CO2富集,可通过捕集、 利用、封存技术减少碳排放。
本发明中采用流化床技术把烃类原料转化为氢气并富集了CO2资源, 氢气收率高。本发明不仅实现了低价值烃类原料的高值化利用,也将过程 产生的CO2进行了富集,既带来了氢能源,又有利于碳捕集,可为石化行 业带来了较大的经济效益和社会效益。
附图说明
图1为本发明提供的一种烃类原料制氢和富集CO2的具体实施方式的 工艺流程图。
具体实施方式
一种烃类原料催化制氢同时富集CO2的方法,该方法包括下列步骤:
将烃类原料与水蒸气混合后,引入流态化反应器中与再生催化剂接触 并进行催化分解反应,得到反应物流和带炭的失活催化剂;将催化裂解反 应所得反应油气和带炭的失活催化剂进行气固分离;
将分离所得的反应油气进入分离单元,进一步分离为包含氢气、一氧 化碳、二氧化碳、甲烷和其他烃类产物;
将所得的带炭的失活催化剂送到再生器,与含氧气体和水蒸气接触进 行高温气化、再生,带炭的失活催化剂经再生后,返回流态化反应器中循 环使用;再生烟气送到分离单元得到一氧化碳和二氧化碳;分离所得的一 氧化碳可以作为水煤气变换的原料进一步生产氢气和二氧化碳。
所述烃油为富含碳氢化合物的各种动植物油类,所述烃类选自烃类原 料、矿物油和合成油中的一种或一种以上的混合物。烃类原料类为本领域 技术人员所公知,例如,可以是一次加工装置的直馏汽油、直馏柴油、减 压蜡油、常压渣油、减压渣油或二次加工获得的烃油中的一种或几种混合 物。所述二次加工获得的烃油如焦化汽油、催化柴油、加氢柴油、焦化柴 油、焦化蜡油、脱沥青油、糠醛精制抽余油中的一种或几种。矿物油选自 煤液化油、油砂油和页岩油中的一种或一种以上的混合物。合成油为煤、 天然气或沥青经过F-T合成得到的馏分油。
所述烃类原料满足选自氢含量小于12重%、芳烃含量大于30重%中 的一项或两项指标。
所述催化剂以重量百分比计包含以下组分:
A)15%~65%的天然矿物质,
B)20%~60%的氧化物,
C)5%~30%金属活性组分。
本发明提供的方法,可以在现有的各种流态化反应器中进行,所述流 态化反应器选自湍流床、快速床和稀相输送床中的一种或几种组合。所述 流态化反应器自下而上依次包括预提升段以及至少一个反应区流态化反 应器,为了使原料油能够充分反应,并根据不同的目的产物品质需求,所 述反应区可以为2-8个,优选为2-3个。
所述催化分解反应的条件包括:流态化反应器反应温度为450-800℃, 优选550-700℃,反应时间为0.1-10秒,优选1-8秒,催化剂与烃类原料 的重量比为5-100,优选20-50;水蒸气与烃类原料的重量比为0.1-20,优 选1-10。
根据本发明提供的方法,一般首先将带炭的失活催化剂与反应油气进 行分离,得到带炭的失活催化剂和反应油气,然后将得到的反应油气经后 续的分离单元分离得到氢气和CO2、CO、甲烷、其他烃等产物,从反应产 物中分离得到氢气、CO、CO2等的方法与本领域常规技术方法相似,本发 明对此没有限制,在此不详细描述。
本发明提供的方法中,优选失活催化剂在重力作用下进入汽提段,由 水蒸气汽提出失活催化剂上吸附的烃类产物,汽提后的失活催化剂进入到 再生器。
本发明提供的方法中,所述的带炭的失活催化剂可以在常规的再生器 中进行高温气化、再生,可以使用单个再生器或多个再生器。再生过程中, 一般从再生器的底部引入含氧气体和水蒸气,含氧气体和水蒸气引入再生 器后,带炭的失活催化剂与氧气和水蒸气接触发生气化反应生成氢气、CO 和,同时去除催化剂上的焦炭,使催化剂再生。催化剂再生后生成的烟气 在再生器上部气固分离,烟气进入分离单元进一步分离得到氢气、CO和CO2。
本发明提供的方法中,分离单元中得到的CO,送到水煤气变换单元, 与水蒸气反应进一步反应得到氢气和CO2。所述CO和水蒸气进行的水煤 气变换采用本领域技术人员熟知的现有技术。分离单元得到的CO2可以采 用现有技术进行回收和捕集。
本发明提供的方法中,所述再生器底部的含氧气体中氧的浓度为22-100体积%,优选为25-80体积%,所述水蒸气用量与含氧气体的体积 比为1-10,优先1-5。本发明提供的方法中,所述再生器内高温再生-气化 的操作条件优选为:温度为550-1000℃,优选为700-950℃;气体表观线 速为0.2-1.0米/秒、优选为0.3-0.8米/秒,催化剂的平均停留时间为0.5-10 分钟、优选1-5分钟。
本发明提供的方法中,所述催化剂中天然矿物质选自高岭土、多水高 岭土、蒙脱土、硅藻土、凸凹棒石、海泡石、埃洛石、水滑石、膨润土以 及累托土中的一种或多种,天然矿物质以干基计的含量为15重量%~65重 量%,优选20重量%~60重量%;所述的氧化物为氧化硅、氧化铝、氧化 锆、氧化钛、无定形硅铝中的一种或多种,以催化剂总量为基准,以氧化 物重量百分比计,氧化物的含量为20重量%~60重量%,优选20重量%~40 重量%,更优选25重量%~35重量%。
以催化剂重量为基准,所述金属活性组分含量为5%~30重量%,优选 8-25重量%。所述的金属活性组分选自过渡金属元素的化合物中一种或几 种,优选为镍、钴、铁、钨、钼、锰、铜、锆和铬中的一种或几种。
本发明提供的方法中,催化剂制备方法采用常规催化裂化催化剂的制 备方法,这是本领域技术人员公知的方法。催化剂上负载金属可以采用浸 渍法,也可以采用混浆法,优选浸渍法,这些方法为本领域技术人员所公 知。
附图是用来提供对本公开的进一步理解,并且构成说明书的一部分, 与下面的具体实施方式一起用于解释本公开,但并不构成对本公开的限 制。
如图1所示,来自管线7的再生催化剂进入流态化反应器1中,沿反 应器向上加速运动,烃类原料经管线5与来自管线6的水蒸气混合后,注 入流态化反应器1与再生催化剂接触,烃类原料在热的催化剂上发生催化 反应,并向上加速运动。生成的反应产物和带炭的失活催化剂经分离后, 反应产物经管线8进入分离单元3分离为氢气9、二氧化碳10、一氧化碳 15、甲烷11和其他烃类4。分离得到的其他烃类4可以单独送回流态化反 应器1,也可以与烃类原料5混合一起送入流态化反应器1。
带炭的催化剂经待生斜管12和进入再生器2,与再生器底部进入的含 氧气体13和水蒸气16接触发生气化反应,并烧去待生催化剂上的焦炭, 使带炭的待生催化剂再生,再生烟气经烟气管道14进入分离单元3,在分 离单元分离出氢气9、二氧化碳10和一氧化碳15。再生后的再生催化剂 经管线7循环到流态化反应器1的底部。
下面的实施例将对本发明予以进一步的说明,但并不因此而限制本发 明。
实施例和对比例中所用的原料均为催化柴油,性质如表1中所示。对 比例所用催化剂工业催化剂,商品牌号为DMMC-1,性质如表2中所示。
实施例中所用的催化剂制备方法简述如下:
1)用250千克脱阳离子水将75.4千克高岭土(固含量71.6重%)打 浆,再加入54.8千克拟薄水铝石(固含量63重%),用盐酸将其pH调至 2-4,搅拌均匀,在60-70℃下静置老化1小时,保持pH为2-4,将温度降 至60℃以下,加入41.5千克铝溶胶(Al2O3含量为21.7重%),搅拌40分 钟,得到混合浆液,喷雾干燥成型,经焙烧即得基质样品。
2)将3千克Ni(NO3)2溶于5.5千克水中制成Ni(NO3)2·6H2O水溶液, 将10千克分子筛催化剂样品浸渍在Ni(NO3)2·6H2O水溶液中,得到的混合 物在180℃干燥4小时,在600℃下焙烧2小时。经反复浸渍、干燥与焙 烧,使催化剂样品上负载Ni的含量达到15%,即得到实施例的催化剂A。
实施例1
按照图1的流程进行试验,在提升管反应器上进行催化柴油的催化分 解反应试验,催化柴油进入提升管反应器下部,与热的再生催化剂接触并 进行催化分解反应,反应产物和待生催化剂从反应器出口进入密闭式旋风 分离器,反应产物和待生催化剂快速分离,反应产物在分离系统分离出裂 解气体和液体产物。
待生催化剂在重力作用下进入汽提段,由水蒸气汽提出待生催化剂上 吸附的烃类产物,汽提后的待生催化剂进入到再生器,与富含氧气的空气 接触和水蒸气接触进行气化、再生反应;再生后的催化剂再返回到提升管 反应器中循环使用,再生烟气进入分离系统。操作条件和产品分布列于表 3。
从表3的结果可以看出,氢气产率高达21.03%,反应产物中CO产率 27.69%,CO2产率24.58%。再生烟气中CO浓度为50.59体积%,CO2浓 度为5.01体积%,烟气中氢气浓度为10.23体积%。
对比例1
在提升管的中型装置上进行试验,催化柴油原料与实施例1相同,催 化剂为DMMC-1。
催化柴油进入提升管反应器下热的DMMC-1催化剂接触并进行催化 分解反应,反应产物和待生催化剂从反应器出口进入密闭式旋风分离器, 反应产物和待生催化剂快速分离,反应产物在分离系统按馏程分离为气体 和液体等产物。
待生催化剂在重力作用下进入汽提段,由水蒸气汽提出待生催化剂上 吸附的烃类产物,汽提后的待生催化剂进入到再生器,与空气接触进行再 生;再生后的催化剂再返回到提升管反应器中循环使用;操作条件和产品 分布列于表3。
从表3的结果可以看出,氢气产率1.35%,乙烯产率为3.01%,丙烯 产率为9.35%,反应产物中CO和CO2产率较低。再生烟气中未检测出CO, CO2浓度为15.01体积%,O2浓度为3.55体积%。
以上详细描述了本发明的优选实施方式,但是,本发明并不限于上述 实施方式中的具体细节,在本发明的技术构思范围内,可以对本发明的技 术方案进行多种简单变型,这些简单变型均属于本发明的保护范围。
另外需要说明的是,在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特 征,在不矛盾的情况下,可以通过任何合适的方式进行组合,为了避免不 必要的重复,本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。
此外,本发明的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合,只要 其不违背本发明的思想,其同样应当视为本发明所发明的内容。
表1
项目 | 催化柴油 |
<![CDATA[密度(20℃)/(千克/米<sup>3</sup>)]]> | 948.9 |
<![CDATA[运动黏度(20℃)/(毫米<sup>2</sup>/秒)]]> | 3.754 |
总酸值/(毫克KOH/克) | <0.05 |
凝固点/℃ | -27 |
闭口闪点/℃ | 66 |
馏程/℃ | |
初馏点 | 197.9 |
5% | 220.4 |
10% | 228.4 |
50% | 262.5 |
70% | 283.1 |
90% | 308.6 |
95% | 319.5 |
终馏点 | 329.9 |
表2
对比例1 | 实施例1 | |
DMMC-1 | 催化剂A | |
物理性质 | ||
<![CDATA[比表面积,米<sup>2</sup>/克]]> | 106 | 118 |
<![CDATA[基质比表面积,米<sup>2</sup>/克]]> | 64 | 95 |
<![CDATA[孔体积,厘米<sup>3</sup>/克]]> | 0.13 | 0.106 |
筛分组成,重量% | ||
0~40微米 | 30.9 | 20.7 |
0~80微米 | 75.0 | 76.1 |
0~105微米 | 89.1 | 84.3 |
0~149微米 | 98.4 | 97.5 |
平均粒径/微米 | 55.6 | 54.9 |
微反活性,% | 65 | 40 |
金属含量,重% | ||
Ni | 0.06 | 15.0 |
表3
实施例1 | 对比例1 | |
提升管反应条件 | ||
反应温度,℃ | 650 | 650 |
反应时间,秒 | 2 | 2 |
水油重量比 | 0.2 | 0.2 |
催化剂与催化柴油重量比 | 20 | 20 |
再生条件 | ||
再生温度,℃ | 650 | 850 |
再生空气中氧浓度,体积% | 50 | 50 |
气体表观线速,米/秒 | 0.8 | 0.8 |
平均停留时间,分钟 | 5 | 5 |
产品分布,重% | ||
CO | 27.69 | 0.23 |
<![CDATA[CO<sub>2</sub>]]> | 24.58 | 0.9 |
<![CDATA[H<sub>2</sub>]]> | 21.03 | 1.35 |
甲烷 | 5.36 | 3.36 |
其他烃类 | 9.82 | 84.53 |
焦炭 | 11.52 | 9.63 |
合计 | 100.00 | 100.00 |
再生烟气组成,体积% | ||
CO | 50.59 | 0 |
<![CDATA[CO<sub>2</sub>]]> | 5.01 | 15.01 |
<![CDATA[N<sub>2</sub>]]> | 34.17 | 81.44 |
<![CDATA[O<sub>2</sub>]]> | 0 | 3.55 |
<![CDATA[H<sub>2</sub>]]> | 10.23 | 0 |
Claims (13)
1.一种催化制氢并富集二氧化碳的方法,该方法包括下列步骤:
将烃类原料与水蒸气混合后,引入流态化反应器中与再生催化剂接触并进行催化分解反应,得到反应物流和带炭催化剂;将催化裂解反应所得反应油气和失活的催化剂进行气固分离;
将分离所得的反应油气进入分离单元,进一步分离为包含氢气、一氧化碳、二氧化碳、甲烷和其他烃类产物;
将所得的失活的催化剂送到再生器,与含氧气体和水蒸气接触进行高温气化、再生,失活的催化剂经再生后,返回流态化反应器中循环使用;再生烟气送到分离单元得到一氧化碳和二氧化碳。
2.根据权利要求1所述的方法,其特征在于,所述烃类选自石油烃类、矿物油和合成油中的一种或一种以上的混合物,所述石油烃类是气态烃、汽油、柴油、减压蜡油、常压渣油、减压蜡油掺混部分减压渣油或二次加工获得的烃油;矿物油选自煤液化油、油砂油和页岩油中的一种或一种以上的混合物;合成油为煤、天然气或沥青经过F-T合成得到的馏分油。
3.根据权利要求2所述的方法,所述二次加工获得的烃油如焦化汽油、催化柴油、加氢柴油、焦化柴油,焦化蜡油、脱沥青油、糠醛精制抽余油中的一种或几种。
4.根据权利要求1所述的方法,其特征在于,以所述催化剂的干基重量为基准,所述催化剂包括15%~65%的天然矿物质、20%~60%的氧化物,和5%~30%金属活性组分。
5.根据权利要求4所述的方法,其特征在于,所述金属活性组分含量为5%~30重量%,优选8%~25重量%,所述的金属活性组分选自过渡金属元素的化合物中一种或几种,优选为镍、钴、铁、钨、钼、锰、铜、锆和铬中的一种或几种。
6.根据权利要求1所述的方法,其特征在于,流态化反应器反应温度为450-800℃,反应时间为0.1-10秒,催化剂与烃类原料的重量比为5-100,水蒸气与烃类原料的重量比为0.1-20。
7.根据权利要求1所述的方法,其特征在于,流态化反应器反应温度为550-700℃,反应时间为1-8秒,催化剂与烃类原料的重量比为20-50;水蒸气与烃类原料的重量比为1-10。
8.根据权利要求1所述的方法,其特征在于,所述流态化反应器选自提升管反应器、快速床和密相流化床中的一种或几种组合。
9.根据权利要求8所述的方法,其特征在于,所述流态化反应器自下而上依次包括预提升段以及至少一个反应区的流态化反应器,为了使原料油能够充分反应,并根据不同的目的产物品质需求,所述反应区可以为2-8个,优选为2-3个。
10.根据权利要求1所述的方法,其特征在于,所述再生器底部的含氧气体中氧的浓度为22体积%-100体积%,所述水蒸气用量与含氧气体的体积比为1-10。
11.根据权利要求1所述的方法,其特征在于,所述再生器底部的含氧气体中氧的浓度为25体积%-80体积%,所述水蒸气用量与含氧气体的体积比为1-5。
12.根据权利要求1所述的方法,其特征在于,所述再生器内高温再生-气化的操作条件优选为温度为550-1000℃,气体表观线速为0.2-1.0米/秒,催化剂的平均停留时间为0.5-10分钟。
13.根据权利要求1所述的方法,其特征在于,所述再生器内高温气化的操作条件优选为温度为700-950℃;气体表观线速为0.3-0.8米/秒,催化剂的平均停留时间为1-5分钟。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202111229727.3A CN116004275A (zh) | 2021-10-22 | 2021-10-22 | 一种催化制氢和富集二氧化碳的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202111229727.3A CN116004275A (zh) | 2021-10-22 | 2021-10-22 | 一种催化制氢和富集二氧化碳的方法 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN116004275A true CN116004275A (zh) | 2023-04-25 |
Family
ID=86034131
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202111229727.3A Pending CN116004275A (zh) | 2021-10-22 | 2021-10-22 | 一种催化制氢和富集二氧化碳的方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN116004275A (zh) |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1400159A (zh) * | 2001-07-31 | 2003-03-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种利用催化裂化再生烟气制氢的方法 |
CN103723680A (zh) * | 2012-10-12 | 2014-04-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 重油流态化制氢方法、装置和反应系统 |
CN105505457A (zh) * | 2014-09-26 | 2016-04-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高汽油辛烷值的方法 |
CN107971017A (zh) * | 2016-10-21 | 2018-05-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种催化裂解催化剂及其制备方法 |
US20210139794A1 (en) * | 2019-11-11 | 2021-05-13 | Indian Oil Corporation Limited | Process for Producing Hydrogen and Light Olefins From Resid Fluid Catalytic Cracking |
-
2021
- 2021-10-22 CN CN202111229727.3A patent/CN116004275A/zh active Pending
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1400159A (zh) * | 2001-07-31 | 2003-03-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种利用催化裂化再生烟气制氢的方法 |
CN103723680A (zh) * | 2012-10-12 | 2014-04-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 重油流态化制氢方法、装置和反应系统 |
CN105505457A (zh) * | 2014-09-26 | 2016-04-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高汽油辛烷值的方法 |
CN107971017A (zh) * | 2016-10-21 | 2018-05-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种催化裂解催化剂及其制备方法 |
US20210139794A1 (en) * | 2019-11-11 | 2021-05-13 | Indian Oil Corporation Limited | Process for Producing Hydrogen and Light Olefins From Resid Fluid Catalytic Cracking |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN100586909C (zh) | 一种增产丙烯的催化转化方法 | |
CN106590712B (zh) | 一种煤加氢催化气化方法及装置 | |
CN104232147B (zh) | 一种重油轻质化处理工艺 | |
CN103773425B (zh) | 一种重油的加工方法 | |
CN102234534B (zh) | 一种加工劣质重油的方法 | |
CN109609198A (zh) | 生物质循环流化床分级热解气化与高温除焦油除尘一体化工艺 | |
CN102234535B (zh) | 一种加工劣质重油兼产合成气的方法 | |
CN102031135A (zh) | 重油综合加工利用方法 | |
CN102559226A (zh) | 一种煤热解系统及其热解方法 | |
CN101457152B (zh) | 一种烃油转化方法 | |
CN108485704B (zh) | 原油毫秒分级气相催化裂解和加氢组合最大化制取化工原料工艺 | |
CN102698817B (zh) | 一种流化催化裂化催化剂纯氧再生工艺和制氢方法 | |
CN101210197B (zh) | 一种烃油转化方法 | |
CN116004279A (zh) | 一种烃类原料制氢和富集co2的方法 | |
US10526202B2 (en) | Process for production of high quality syngas through regeneration of coked upgradation agent | |
CN101875858B (zh) | 一种沉积含碳化合物的固体颗粒的处理方法 | |
CN116002614A (zh) | 一种劣重质油制氢的方法 | |
CN103055959A (zh) | 一种催化剂再生方法 | |
CN113717740B (zh) | 裂解、焦化以及焦炭气化的耦合方法 | |
CN116004275A (zh) | 一种催化制氢和富集二氧化碳的方法 | |
CN106609151B (zh) | 一种生产低碳烯烃的方法 | |
CN101210196B (zh) | 一种烃油转化方法 | |
CN116004276B (zh) | 一种劣重质油预处理和制氢的方法 | |
CN116004274A (zh) | 一种催化制氢兼产低碳烯烃的方法 | |
CN116004277A (zh) | 一种采用烃类原料同时制取氢气和低碳烯烃的方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination |