CN1268105A - 自热重整器与联合发电动力装置的热集成方法 - Google Patents

自热重整器与联合发电动力装置的热集成方法 Download PDF

Info

Publication number
CN1268105A
CN1268105A CN98808572A CN98808572A CN1268105A CN 1268105 A CN1268105 A CN 1268105A CN 98808572 A CN98808572 A CN 98808572A CN 98808572 A CN98808572 A CN 98808572A CN 1268105 A CN1268105 A CN 1268105A
Authority
CN
China
Prior art keywords
metal oxide
inorganic metal
combustor
fluidized bed
regenerator
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.)
Granted
Application number
CN98808572A
Other languages
English (en)
Other versions
CN1110466C (zh
Inventor
C·R·肯尼蒂
D·O·马勒
R·希纳
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
ExxonMobil Oil Corp
Original Assignee
Mobil Oil Corp
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Mobil Oil Corp filed Critical Mobil Oil Corp
Publication of CN1268105A publication Critical patent/CN1268105A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN1110466C publication Critical patent/CN1110466C/zh
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Fee Related legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/38—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts
    • C01B3/42—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts using moving solid particles
    • C01B3/44—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts using moving solid particles using the fluidised bed technique
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
    • C07C1/00—Preparation of hydrocarbons from one or more compounds, none of them being a hydrocarbon
    • C07C1/02—Preparation of hydrocarbons from one or more compounds, none of them being a hydrocarbon from oxides of a carbon
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/38—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts
    • C01B3/382—Multi-step processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0244—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being an autothermal reforming step, e.g. secondary reforming processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0811—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0838—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by heat exchange with exothermic reactions, other than by combustion of fuel
    • C01B2203/0844—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by heat exchange with exothermic reactions, other than by combustion of fuel the non-combustive exothermic reaction being another reforming reaction as defined in groups C01B2203/02 - C01B2203/0294
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/10—Catalysts for performing the hydrogen forming reactions
    • C01B2203/1041—Composition of the catalyst
    • C01B2203/1047—Group VIII metal catalysts
    • C01B2203/1052—Nickel or cobalt catalysts
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/10—Catalysts for performing the hydrogen forming reactions
    • C01B2203/1041—Composition of the catalyst
    • C01B2203/1047—Group VIII metal catalysts
    • C01B2203/1064—Platinum group metal catalysts
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/14—Details of the flowsheet
    • C01B2203/142—At least two reforming, decomposition or partial oxidation steps in series
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/14—Details of the flowsheet
    • C01B2203/146—At least two purification steps in series
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/80—Aspect of integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas not covered by groups C01B2203/02 - C01B2203/1695
    • C01B2203/82—Several process steps of C01B2203/02 - C01B2203/08 integrated into a single apparatus
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/80—Aspect of integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas not covered by groups C01B2203/02 - C01B2203/1695
    • C01B2203/84—Energy production
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN  A CARRIER GAS OR AIR 
    • F23C2900/00—Special features of, or arrangements for combustion apparatus using fluid fuels or solid fuels suspended in air; Combustion processes therefor
    • F23C2900/99008—Unmixed combustion, i.e. without direct mixing of oxygen gas and fuel, but using the oxygen from a metal oxide, e.g. FeO
    • 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
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/14—Combined heat and power generation [CHP]
    • 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
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • 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
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/34—Indirect CO2mitigation, i.e. by acting on non CO2directly related matters of the process, e.g. pre-heating or heat recovery
    • 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
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • 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
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • Y02P20/129—Energy recovery, e.g. by cogeneration, H2recovery or pressure recovery turbines
    • 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
    • Y02P20/52—Improvements relating to the production of bulk chemicals using catalysts, e.g. selective catalysts

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)

Abstract

一种集成自热重整单元和联合发电动力装置的方法,其中重整单元有两台连通的流化床。第一流化床是一个装有无机金属氧化物的重整反应器,被用于在足以产生一种合成气、氢气、一氧化碳和二氧化碳的混合物的条件下使氧和轻烃反应。第二流化床是一个燃烧—再生器,它接受来自第一流化床的使用过的无机金属氧化物,通过在与无机金属氧化物直接接触的情况下燃烧燃料气和产生热烟气的方法来提供加热无机金属和补充反应吸热的热量。在优选的实施方案中,还将蒸汽进料到重整反应器中,并可与无机氧化物一起使用一种催化剂。联合发电动力装置有一台装备有一台空气压缩机和一个燃烧器的燃气透平,而且在此集成中一部分压缩空气从动力装置燃气透平空压机中被抽取出来,留下其余的压缩空气;将抽出的压缩空气引入燃烧—再生器;使来自燃烧—再生器排出的热烟气与其余的压缩空气合并,产生一个合并气流,并将此合并气流进料到联合发电燃气透平动力装置的燃烧器中。

Description

自热重整器与联合发电动力装置的热集成方法
一般地说，本发明涉及一种在一个重整单元中重整烃类的方法，更具体地说，本发明涉及一种利用集成的自热重整器与联合发电动力装置重整甲烷和轻烃的改进方法，其结果是能在热效率得到改善的情况下生产合成气、合成气副产品和动力。
本技术领域有许多众所周知的重整轻烃以生产各种合成气和合成气产品的方法。传统的轻烃重整方法在重整器中使用水蒸汽或氧气。
如式(1)所示的轻烃的蒸汽重整，生产氢气和一氧化碳的方法是一种广泛使用的工业方法。
                          (1)
     ΔH＝49.3kcal/mol
由于有过量的水蒸汽存在，一些一氧化碳和水蒸汽同时发生如水煤气变换反应(2)所示的反应。
                           (2)
在精炼工业中，蒸汽重整是大多数氢气生产联合企业中的一个主要部分。制氢装置中约90％的氢气是在蒸汽重整反应器中用蒸汽重整方法直接生产的。其余的10％是利用水煤气变换方法生产的，它需要重整器中产生的CO。蒸汽重整还是从天然气生产甲醇(3)以及Fischer-Tropsch工艺(4)的一个组成部分。
                            (3)
                 (4)
面对对环境日益增长的关心，预计对氢气和甲醇的需求将会增加，这会导致更多的对重整能力的需要。因此能使效率得到改善并因此得到较低的公用工程费用的改进的集成工艺是适时和有吸引力的选择。
传统的蒸汽重整是在多管固定床反应器中进行的，在加热炉中从外面加热分应器。在美国专利5,624,964中叙述了在多管固定床反应器中进行传统的蒸汽重整的缺点。
克服用于蒸汽重整工艺的多管固定床反应器的某些缺点，例如省去高费用的传热面的一种方法是使用两台连通的流化床，它们中的任一个可以是一个上行或下行固定床，一个快速流化床或一个循环流化床。在这种设计中，重整催化剂在燃烧-再生器的一个流化床中借燃料气的燃烧被直接加热，然后热催化剂被输送到重整反应器的另一个流化床中，在那里进行蒸汽重整反应。采用这种方式，在进行燃烧的床中得到的热量被直接传递到重整器部分，提供所需的显热和重整反应(1)反应吸热。将重整催化剂循环到燃烧区中还通过烧去重整反应过程中形成的焦炭而使催化剂得到再生。由于连续的再生省去了对连续积碳的关注，以及因此而省去了对催化剂永久失活的关注，故可使用较低的蒸汽/碳比，使公用工程得到进一步的节省。
采用这种设计的一个主要障碍在于蒸汽重整通常是在压力(150-400psig)下进行的，因此必须将为进行燃烧，以及因此使催化剂加热所需的空气压缩，才能维持催化剂循环回路中的压力平衡。进行这种压缩所需的能量费用是非常高的，因此在某种程度上抵销了相对于传统的非接触式传热因改进传热所得到的好处。在与固体物分离以后通过将离开燃烧-再生器到透平去的高温压缩气体膨胀而产生动力的方法有可能将消耗在压缩到燃烧-再生器去的外部气体上的部分能量加以回收。由于透平叶片的过度磨蚀，传统的透平不能在高温(＞1400°F)下用于有夹带细微粒的气体，这造成了这种工艺的第二个重要障碍。只有在首先将烟气冷却到某一温度，从而可以得到适合于这种温度的商业催化剂过滤器时，高温烟气的过滤才是一种选择。通过某种外部介质进行冷却必然造成热效率的进一步降低。在这样低的温度下压缩所需的过度能量几乎得不到净能量的回收，这会导致高设备投资和热效率的损失。
在美国专利5,624,964中，通过将一个由两台连通的流化床组成的蒸汽重整过程与一个联合发电动力装置集成而使这些障碍得到了克服，其中一个流化床工艺单元与一个联合循环动力装置被集成在一起。在美国专利5,624,964中，这种集成部分地包括了自燃气透平动力装置压缩机排出的压缩空气流中抽取出一部分压缩空气，并将这股“被借出”的压缩空气和燃料气一起引入蒸汽重整单元的燃烧-再生器中。在美国专利5,624,964中，可以使用一台小型的用于借出空气的增压压缩机来补偿燃烧器中的压降，稍后通过将燃烧-再生器排出的热压缩废气与被送至动力装置燃烧器的动力装置压缩空气流混合，还能有一些额外的热量返回到动力装置。将热烟气与其余的压缩空气流混合使废气的温度降低到能允许用过滤方法除去催化剂细粉，而不造成任何热力学损失。同时，在美国专利5,624,964的集成过程中到动力装置燃烧器去的空气流的温度和压力被提高了，以便促进燃烧。
虽然美国专利5,624,964的集成工艺有许多优点，例如(a)因省去对蒸汽重整过程的燃烧-再生器部分的大型空气压缩机的需要而提高了效率；(b)由于与过量冷空气混合，使得有可能进行细微粒的过滤而不造成热力学效率的损失，因此与非集成的燃气透平相比，热燃烧气体的能量从热能上得到更有效的利用；(c)由于催化剂被连续地再生，降低了对于将单程焦炭产生量保持在很低水平上的要求，因而允许降低到重整器的过量蒸汽量；以及(d)由于自流化床再生器引入了热压缩烟气，使联合循环动力装置的压缩和燃烧费用得到降低，但是仍然需要提高进行烃类热重整的装置和工艺过程的效率，并降低其成本。
如总反应(5)所示的利用轻烃的氧气重整，生产氢气和一氧化碳的方法是人们所熟知的。
                      (5)
     ΔH＝-8.5kcal/mol
在此过程中以蒸汽的形式产生水，并如以上式(2)所示水可与一氧化碳反应，而且氧气重整还可以是前文中式(3)所示的甲醇生产和式(4)所示的Fischer-Tropsch方法的一个集成部分。
按照惯例，用氧进行的自热重整反应是通过将纯氧与甲烷或其它烃类以及水蒸汽一起进料到反应器中进行的。不幸的是使用纯氧则要求用投资强度很高的致冷装置进行空气分离。事实上据估计自热重整器费用的50％与空分的费用有关。作为一种替代方法，如果用空气作为传统的自热重整的氧气源，则会将氮气稀释物带入合成气。因为氮气稀释物会影响合成气产品和副产品，增加装置设备的尺寸，对热效率产生不利影响，并大大降低合成气产品和副产品的分离效率，所以这是一个重大的缺点。
Lewis等在工业和工程化学，Vol.41，No.6，1227-1237(1949)中公开了利用一种金属氧化物与甲烷反应产生合成气的概念。在此项研究中，Lewis等人考察了利用氧化铜来邦助甲烷的自热重整的方法，并将固体粉末从一个储料管进料到气流中，由气流将粉末带入反应器中。式(6)给出了使一种金属氧化物与甲烷反应产生合成气的总反应的例子：
                      (6)
式中x是一个能使金属氧化物的荷电成为中性的整数。
虽然Lewis等指出能量分两个阶段被释放：(1)烃被金属氧化物氧化和(2)金属氧化物的再氧化，并指出金属氧化物可以被空气再氧化，但是由于他们对该方法利用不足，并未利用热的经济价值，包括燃料-再生器中的热压缩废气，所以Lewis等的方法和设备都有很多不足。
利用一套有两台连通的流化床的自热重整器与一套联合发电动力装置的集成，即将一套流化床自热重整单元与一套联合循环动力装置集成，其中一种能经受氧化还原循环的无机金属氧化物被用来在重整反应器中将烃(和合成气)氧化，这样前述的不足之处就被克服了。与非集成方法或前述集成的蒸汽重整方法相比，通过热集成可以使生产合成气和合成气产品，例如Fischer-Tropsch产品，甲醇，和其它氧化产物，动力，及蒸汽的效率得到改善。在本发明的方法中使用一种能经受氧化还原循环的无机金属氧化物。在合成气反应器，即自热重整反应器中，无机金属氧化物经受还原反应，由此将烃和合成气氧化。被还原的金属氧化物随后在燃烧-再生器中被空气转变回它的氧化形式。这样就避免了对空分装置的需要，得到较低的投资费用。
如在本文中所定义和使用的那样，自热重整器或自热重整单元有两台连通的流化床，这样无机金属氧化物(一种氧化还原型“氧”载体)在T1温度下以一种被还原的氧化态离开自热重整反应器的第一流化床，并在与重整器气体产品分离以后进入燃烧-再生器的第二流化床，第二流化床在T2温度下操作，使T2高于T1。本发明的自热重整器在操作过程中不需要外部热源；但是作为一种选择也可以从外部热源获取热量，例如蒸汽，被加热的烃进料气流等。在燃烧-再生器中将焦炭从无机金属氧化物上烧尽，氧化还原型无机氧化物材料被转变到一个较高的氧化态。按照本发明，氧化还原型材料在T2温度下离开燃烧-再生器，再次进入自热重整反应器，在那里在燃烧-再生器中积聚的热量被用于加热到重整器中的进料，并将热量提供给合成气反应。
如在美国专利5,624,964中所述，这种集成部分地包括了从离开燃气透平动力装置压缩机的压缩空气流中抽出一部分压缩空气。这部分“被借出”的压缩空气和燃料气一起被引入到自热重整反应器的燃烧段，即燃烧-再生器中。可任选地利用一台用于借出空气的小型增压压缩机来补偿燃烧-再生器中的压降。稍后通过将离开燃烧-再生器的热压缩废气与被送到动力装置燃烧器的动力装置压缩空气流混合，使“被借出”的压缩空气还有部分额外的热量返回动力装置。热烟气与其余的压缩空气流的混合将废气温度降低到足以允许用过滤方法除去无机金属氧化物细粉和其它细粉，而不发生任何热力学损失。同时到动力装置燃烧器的空气流的温度和压力被提高了，以便促进燃烧反应。
一般地说按照本发明提供了一种将一台自热重整器与一套联合发电动力装置热集成的方法，其中联合发电动力装置有一台装备有一台空气压缩机和一台燃烧器的燃气透平。自热重整器有两台连通的流化床；一台第一流化床包括一台装有能经受还原-氧化反应循环和在足以产生包括合成气，氢气，一氧化碳，或二氧碳或它们的混合物的一种混合物的条件下被用于氧化烃类的无机金属氧化物的重整反应器，一台第二流化床包括一台接受来自第一流化床的使用过的无机金属氧化物，和通过在与无机金属氧化物直接接触的情况下燃烧燃料气，以及产生热烟气的方法提供热量，加热无机金属氧化物的燃烧-再生器。除了烧去无机金属氧化物上的焦炭和加热无机金属氧化物以外，无机金属氧化物的再氧化还因放热反应而释放出热量。自离开动力装置燃气透平空压机的压缩空气流中抽出一部分压缩空气；将抽出的压缩空气引入燃烧-再生器；将离开燃烧-再生器的热烟气与动力装置压缩空气流的其余部分混合，产生一个合并气流，并将此合并气流进料到联合发电燃气透平动力装置的燃烧器中。无机金属氧化物在第一流化床和第二流化床之间循环，其中无机金属氧化物将烃和合成气氧化，在重整反应器的第一流化床中被还原的无机金属氧化物在燃烧-再生器的第二流化床中被再生、再氧化和加热，使被再生、再氧化和加热的无机金属氧化物返回第一流化床。无机金属氧化物的循环最好是连续的；但在本发明的某些情况下，无机金属氧化物的循环也可以是间断的。
在某些情况下，本发明的方法还包括一台装有催化剂的重整反应器，并使催化剂和无机金属氧化物一起循环，其中在第一流化床中催化剂被消耗，无机金属氧化物被还原，而在第二流化床中用过的催化剂被再生，已还原的无机金属氧化物被氧化。在本发明某些其它情况下，本方法还包括使水蒸汽进料到重整反应器中，即本方法是一种蒸汽辅助的自热反应，其中水蒸汽被加入到自热重整反应器中。
除上述优点外，本发明的方法通常还具有美国专利5,624,964中蒸汽重整单元与联合发电动力装置的现有技术集成的优点。此外由于本发明的自热过程不是间接从空气中取得氧，所以不会像在直接将空气加到重整反应器中的情况下那样将氮气稀释物引入合成气产品。在下游加工合成气时这是一个意义重大的优点，在下游处理中氮气稀释物会影响设备规模、热负荷和分离效率。
与一种集成的蒸汽重整器相比，本发明方法的一个优点是在恒定的T2温度下无机金属氧化物的总循环流量可以被大大降低。这是由于循环物料的热平衡需求较低，因为自热重整不像蒸汽重整那样是需要能量的，所以热平衡需求被将低。在恒定的循环流量下可以降低燃烧-再生器的操作温度(T2)，结果使热效率得到进一步节省。正是本发明方法的这一特点，使得在某些情况下甚至使无机金属氧化物间断地从重整反应器循环到燃烧-再生器中都能有效地操作自热重整单元。
本发明在作为一种蒸汽辅助方法方面的另一个优点是能够通过改变进料到自热重整器的蒸汽和无机金属氧化物的数量来调整H2/[2CO+3CO2]和CO2/CO的摩尔比。H2/[2CO+3CO2]摩尔比最好大约为1，而CO2/CO摩尔比应尽可能低，最好是低于大约0.5。在一个单台反应器中这种灵活性是独有的，而在将合成气过程与下游操作集成，生产甲醇或Fischer-Tropsch产品时这种灵活性则是一个重要的优点。
在下面的说明中将介绍本发明的其它特点和优点，通过这些说明可以部分地搞清楚这些内容，或者通过本发明的实践可以了解它们。通过在文字说明和本文中的权利要求，以及附图中特别指出的方法、设备和系统可以体会和掌握本发明的目的和其它的优点。
应该认识到以上的概述和以下的详述都是示例和说明性的，它们被用来为所申请的发明提供进一步的解释。
被包括用来对本发明提供进一步的了解，和被结合在本说明书的一部分中的附图说明了本发明的一种实施方案，而且与说明书一起用于解释本发明的主要原则。
此附图是本发明的一幅流程示意图。
在本发明的方法中，一套自热重整单元和一套联合发电燃气透平动力装置被集成为一体。自热重整器有两台连通的流化床，使重整无机金属氧化物在T1温度下连续或间歇地离开第一流化床，即重整反应器，并且在与重整器气体产物分离以后在T2下进入第二流化床，即燃烧-再生器，使T2＞T1。
自热重整单元利用无机金属化物重整烃类，这种金属氧化物能经受还原-氧化反应循环，将供给到重整反应器中的烃类和在重整反应器中生成的部分合成气氧化。被本发明的方法重整的烃类通常指的是轻烃或轻烷属烃，最好包括，但不限于例如甲烷，乙烷，液化石油气(LPG)，石脑油，典型的直馏石脑油或裂化石脑油，例如轻石脑油，全沸程石脑油或甚至重石脑油，炼厂废气，伴生气等。在连续再生无机金属氧化物的实施方案中本发明方法的一个优点是在重整反应器中重整较重的进料，即石脑油等，可以很容易地氧化，这样就不需要将水蒸汽进料到重整反应器中，或可以减少进料到重整反应器中的水蒸汽的数量。从本发明的自热过程得到的产品物流通常包括氢气，一氧化碳，二氧化碳，水蒸汽，例如在不加过量蒸汽到重整反应器中时由反应水得到的蒸汽，或在蒸汽辅助实施方案中从加入的水蒸汽得到的蒸汽，以及未反应的烃。
在本发明的某些优选的情况下，可以使用无机金属氧化物，而不需要其它添加剂的帮助，按照本发明这种金属氧化物必须能经受还原-氧化反应循环，即金属氧化物首先被还原，随后被氧化，或者相反。在本发明的许多优选的实施方案中，和一种本领域熟知的传统的载体材料一起使用这种无机金属氧化物。
本发明中所用的优选的无机金属氧化物可以是二元或三元金属氧化物，或它们的混合物。二元金属氧化物包括，但不限于例如氧化铬，氧化钴，氧化镍，二氧化钛，氧化铜，氧化锰，氧化铁，或它们的混合物等。三元金属氧化物包括，但不限于例如镨-铈氧化物，SrCo0.5FeOx，或它们的混合物等，其中x是一个使金属氧化物荷电为中性的整数。在本发明的方法中也可以使用二元和三元金属氧化物的混合物。载体材料包括，但不限于例如α-氧化铝，高岭土，氧化锆，氧化镁，氧化铈(IV)，二氧化硅，或它们的混合物等。
在自热重整反应器中被无机金属氧化物产生出来与烃类或合成气反应，即氧化烃类或合成气的氧，其作为氧化剂的形式并未被确切地了解。但是作为反应(氧化)的结果，无机金属氧化物因氧化烃或合成气而被还原，而且在本文中被定义为使用过的无机金属氧化物的还原形式的无机金属氧化物被循环到燃烧-再生器去进行再氧化。
在本发明的方法中，只要有足够数量的无机金属氧化物与烃反应(氧化这种烃)，即与这种烃反应产生如上所述的合成气，合成气副产品等，无机金属氧化物与烃的比例并不重要。但是在某些实施方案中，自热重整反应器中无机金属氧化物与烃的比率为5-280wt％，最好是10-140wt％，尤其是15-100wt％。这些重量是根据无机金属氧化物的循环量(ton/min)和烃的进料量(ton/min)计算的。
本发明的方法可以在没有额外的蒸汽进料的情况下运行。但是在本发明的方法中蒸汽的重整活性总是存在的，因为即使没有额外的蒸汽进料，在自热反应器中由烃的氧化反应得到的反应水也要产生蒸汽。然而在某些优选的实施方案中需要供给重整器额外的蒸汽，以便与本发明方法的氧化反应重整活性(得自无机金属氧化物)一起提供增强的或额外的蒸汽重整活性。按照本发明的方法，这种增强的或额外的蒸汽重整活性被定义为蒸汽辅助方法。
无机金属氧化物对于催化蒸汽和CO2重整反应可以是活性的，也可以是非活性的。如果在本发明的方法中所使用的一种给定的无机金属氧化物对于蒸汽重整反应是非活性的，则可以加入一种在该使用中是活性的第二催化组分，如一种镍催化剂。这种第二组分可被放置在与无机金属氧化物相同的载体颗粒上，也可以在一种单独的载体颗粒上。在本发明中和无机金属氧化物一起还可以使用其它传统的催化剂材料，包括但不限于例如钯，铂，钌，铱，铑，钴，或它们的混合物。本领域中已知的各种金属组合物也可以作为催化剂材料和无机金属氧化物一起被使用，这包括但不限于例如镍/钴，镍/铂等。因此如果无机金属氧化物不具有对蒸汽重整或CO2重整反应的催化活性，或者无机金属氧化物对这些反应的催化活性不足，则可以利用传统的蒸汽重整催化剂来补足无机金属氧化物所提供的催化活性，如果无机金属化合物具有这种活性的话。
无论有或没有载体材料，用于自热重整单元的无机金属氧化物和/或催化剂，包括在同一种载体材料上的无机金属氧化物和催化剂的颗粒大小都不是重要的，只要这些颗粒能被从重整反应器循环到燃烧-再生器，而且在各自的床层中能被流化。当使用在本发明的流化床中时，颗粒大小通常在10-150μm范围中，最好使大多数颗粒在40-120μm范围中。无机金属氧化物和/或催化剂颗粒，包括载体材料最好是抗磨损的。
无机金属氧化物颗粒，或无机金属氧化物颗粒和催化剂颗粒以其各自的还原形式(使用过的)或氧化形式(被再生的)，从重整反应器到燃烧-再生器和/或从燃烧-再生器到重整反应器的循环可以是连续或间歇的。通常最好是连续循环；但也可以采用间歇的颗粒循环，在这种情况下可以将足够数量的氧或一定形式的氧保持在重整反应器中与烃反应，而不影响合成气的连续生产。
因为在本发明的方法中循环流化床的一个作用是促进传热，所以燃烧-再生器的一个作用是将流化的无机金属氧化物颗粒加热到一个高于重整反应器中颗粒的温度，由此而提供一部分反应热。因此在本发明的一种实施方案中，可以将单独的传热颗粒加到流化床中，它们唯一的作用是传热。这种传热颗粒的粒度可以和前文中对无机金属氧化物和催化剂所述的范围相同。这种传热颗粒的例子包括，但不限于α-氧化铝，高岭土，氧化铈(Ce2O3)，La2O3，ZrO2等。
请参看附图，在燃烧-再生器5中传热颗粒被加热，并经管道6被送到重整反应器2中，在那里传热颗粒将热量传递给重整反应器的流化床，为烃的重整反应提供补充热量。这样传热颗粒的热量被消耗掉，而耗尽热量的传热颗粒经管道4被返回到燃烧-再生器5中，在那里被再加热。
考虑在本文中使用的流化床工艺的类型包括快速流化床，固定流化床和循环流化床。所有这些操作可以以上行或下行模式应用。固定流化床是一种流化床，在这种床中气体速度高于最小流化所要求的气速，但是低于为实现气流输送所需的气速。床表面尽管不规则，但其轮廓还算分明。固定流化床的例子包括鼓泡流化床和湍动流化床。循环流化床是一种流化床工艺，利用它使无机金属氧化物自床内连续排出(无论向上或向下流动)，然后再被重新引入该床，以补充固体物的供应。在高气速(例如＞50ft/sec)下反应器内的固体物密度很低，即低于2lb/ft3，人们将这种向上流动的流化床称为提升管反应器。在较低的气速下，虽然无机金属氧化物仍被夹带于气流中，但是在反应器内形成相对较密的床层。这种类型的床通常被称为快速流化床。在这些类型的反应器之间没有清楚的分界线，为了本发明的目的只要我们处理无机金属氧化物(或无机金属氧化物和催化剂)颗粒的方式使它们在燃烧-再生器区和反应区之间能方便地流动就可以了。
在本发明中，在T2温度下离开燃烧-再生器的无机金属氧化物重新进入自热重整反应器，在那里在燃烧-再生器中积聚的热量被利用来为重整反应提供热量。由于重整反应通常在提高的压力下操作，因此需要为燃烧-再生器提供燃烧空气，使其压力等于重整器的操作压力加上为克服在连通床回路中的压降所需的额外数量的压力。借与联合发电燃气透平动力装置的集成来提供到燃烧-再生器的压缩空气。
在联合发电动力装置中，在中等压力(例如200-400psig)下燃烧燃料气产生高温加压气体，然后使这种气体膨胀和冷却，分别产生动力和蒸汽。最初将远超过在动力装置燃烧器中燃烧燃料在化学计量上所需数量(150-200％)的空气压缩到燃气透平的入口压力(例如200-400psig)。在动力装置的燃烧器中需要这一大大过量的空气作为一种受热体，以缓和燃烧反应放热，并将燃烧器温度保持在由相关硬件所确定的限制范围中。由于可以得到过量的压缩空气，因此将离开联合发电动力装置燃气透平压缩机的压缩空气的一部分借出，用于燃烧-再生器中。用进料回到联合循环动力装置，并与其余的空气流混合作为动力装置燃烧器的气流的燃烧-再生器的高温加压废气来代替早先被用于控制动力装置燃烧器温度的稀释剂空气。这种集成降低了与流化床自热重整工艺相关联的运行和设备费用。
由于磨蚀作用，离开燃烧-再生器的热废气中夹带的固体物可能损坏动力装置燃气透平的叶片。因此将燃烧-再生器的热废气过滤，以除去夹带的细粉粒。可从市场上购得的用于此目的过滤器的温度容许范围限制为例如1450°F，而离开燃烧-再生器的热废气的温度通常远远高于此限制。通过与其余部分的较冷的动力装置燃气透平压缩机空气流的混合可以将热废气充分地冷却。热烟气与动力装置较冷的压缩空气流的混合物被均衡到一个可以接受的温度，使混合气流可以通过过滤器，然后被送入动力装置的燃烧器。
与传统采用的利用蒸汽的多管反应器相比，利用集成的流化床自热重整器还有其它一些优点。普通的蒸汽重整需要大量的过量蒸汽来抑制焦炭的形成，以延长固定床蒸汽重整操作的循环时间。在流化床中，由于无机金属氧化物在燃烧-再生器中被再生(和再氧化)，尤其是被连续地再生，因此降低了对维持较低的单程焦炭生成量的要求。
计划在本文中使用的自热重整工艺要求高于20psig的压力。优选的压力范围为20-1000psig，最好是150-600psig；尤其是150-450psig。自热重整反应器优选的温度范围为1350-2000°F最好是1600-1850°F。
重整的进料通常是一种轻烷属烃，最好是甲烷或乙烷；但也可以以一个或多个进料物流的形式将其它可以在重整反应器中发生重整的普通的烃类，如前文所讨论的烃类进料到重整反应器中。产品物流包括氢气、一氧化碳和二氧化碳，以及水蒸汽和未反应的烃。
在附图中举例说明了一个动力装置单元与一个自热重整工艺单元的集成。
在本发明方法的一种优选的实施方案中，无机金属氧化物是在氧化铝载体上的氧化铜。在本发明方法的另一种优选的实施方案中，向重整反应器中注入水蒸汽，以提供一种例如甲烷的烃的蒸汽辅助重整工艺，而载于氧化铝载体上的氧化铜和载于相同的氧化铝载体上的镍催化剂在重整反应器中被流化。在本发明的方法中使用组合的无机金属氧化物和催化剂时通常被使用的催化剂的数量并不是很重要的，只要有足够的烃被重整而产生合成气。在某些实施方案中，无机金属氧化物与催化剂的比例为50∶50；最好是60重量份的无机金属氧化物对40重量份的催化剂，尤其是75重量份的无机金属氧化物对25重量份的催化剂。
请参阅附图中的流程，区域A代表一个自热重整工艺单元。将包含甲烷，以及可任选地在蒸汽辅助自热重整实施方案中的水蒸汽的以蒸汽/碳(S/C)比例为例如0∶1-4∶1，最好是0∶1-1.5∶1，尤其是0∶1-1∶1的用于自热重整的一个加压气体进料物流经过管线1引入重整反应器2，在此实例中重整反应器是一个固定流化床。进料的入口温度可以在300-1400°F，最好是500-1000°F，尤其是600-800°F之间变化。重整反应器2包括一个被流化的固体散粒状无机金属氧化物(未示出)的床，无机金属氧化物处在一个足以发生自热重整的温度下，在本实例中是1650°F。此温度可以在1350-2000°F，最好是1600-1850°F的范围中。此加压进料物流在300psig的压力下被引入重整反应器2。重整流化床可以在20-1000psig，最好是150-450psig的压力下操作。
可以根据需要利用传统技术在现有的加热或未加热的进料管线，例如管线1中利用烃类气体，水蒸汽，空气等进料，或者在一条单独的连到自热重整单元的一个或多个设备或管道去的进料管线(未示出)中加入被烃类气体、空气或水蒸汽推进的颗粒，用这种方式将补充的无机金属氧化物颗粒或补充的催化剂颗粒，或这两者加到自热重整单元中。如果需要可以连续地加入补充颗粒，但是也可以根据需要，例如当无机金属氧化物和/或催化剂颗粒被耗尽时间断地加入补充颗粒。可以将颗粒加到通至重整单元的任何部分去的进料管线中，例如加到连至重整反应器2的第一流化床的进料管线(未示出)中，加到连至燃烧-再生器5的第二流化床的进料管线(未示出)中，加到连至用于将用过的无机金属氧化物从第一流化床循环到第二流化床的传输管线(管道4)的进料管线(未示出)中，或者加到连至用于将已被再生的无机金属氧化物从第二流化床循环到第一流化床的传输管线(管道6)的进料管线(未示出)中。进料到重整单元的补充无机金属氧化物可以处在它的一种还原态或一种氧化态，而且可以在室温下或被加热后再进料到自热重整单元中。
含有H2，CO，H2O和CH4的气体产品流出物在1350-2000°F，最好是1600-1850°F的温度和20-1000psig，最好是150-600psig，尤其是150-450psig的压力下经过管线3离开重整反应器2。
用过的无机金属氧化物(有催化剂时还有用过的催化剂)从重整反应器2经过管道4到燃烧-再生器5中进行再加热。燃烧-再生器通常在一个高于重整反应器的温度下操作，温度差由在燃烧-再生器中燃烧轻烃，例如燃料气，和已沉积在无机金属氧化物(有催化剂时还有催化剂)上的焦炭，以及在自热重整过程中无机金属氧化物的再氧化提供。在本实例中，选择甲烷作为到燃烧-再生器中的燃料，并选择氧化铜作为无机金属氧化物。在本实例中燃烧-再生器对于重整反应器的温差为150°F，但它可以在20-1000°F，最好是50-400°F，尤其是150-200°F之间。此温度与设备的限制条件有关。对于重整反应器中一个给定的热需求来说，温度和循环流量通过下式关联：
         Q＝μ°CpΔT
Q＝传递到重整反应器的热量(Btu/min)
μ°＝固体物流量(lbm/min)
Cp＝热容量(Btu/lbm·°F)
ΔT＝温度差(°F)
在燃烧-再生器5中，经过管线7和16在300psig或100-1000psig范围中的压力和260°F或200-900°F范围中的温度下将包含与空气混合的燃料，在本实例中是甲烷，以及比化学计量过量20％的空气的燃料物流引入燃烧-再生器，在燃烧-再生器中燃料和焦炭被烧去而产生热量。在燃烧-再生器中无机金属氧化物(使用催化剂时还有催化剂)被加热到1800°F或1500-2200°F范围的温度。已被再生的无机金属氧化物(在有催化剂时还有已被再生的催化剂)自燃烧-再生器中排出，经管道6借重整反应器与燃烧-再生器之间的压差的推动被送回到重整反应器2中。Pcomb＞Pref；ΔP~3-100psi。
经管线3离开重整反应器2的气体产品流出物被送至其它下游设备，例如变换反应器42(可任选)，水蒸汽发生器44，和废热锅炉或进料预热器45，接着被送到变压吸收器(PSA)47(可任选)中，以便分离出氢气产品。下文中还将进一步讨论这些其它的下游设备。
在附图的区域C中将蒸汽重整过程与一个联合发电燃气透平动力装置集成。在附图的区域B中表示了一个联合发电动力装置。
请再次参阅附图，在区域B的动力装置单元中经管线10将空气送入燃气透平压缩机11。被压缩的空气流在150psig的压力和252°F的温度下经管线12离开主压缩机。如附图所示，在区域C中在分叉点13处将管线12中的一部分压缩空气分流到管线14中，以便为与自热重整工艺单元的集成提供“借出的”空气和压力。被抽取出的部分空气可以在50-1000psig，最好是150-400psig的压力和300-900°F，最好是400-700°F的温度下。将管线14中被分流的压缩空气送至可任选的增压压缩机15，在此情况下使被分流的压缩空气在经管线16离开可任选的增压压缩机之前的压力提高到300psig，温度为307°F。将管线16中的空气引入燃烧-再生器5的气体燃料物流7中。按这种方式，自热重整工艺单元从动力装置得到空气和压力。所以自热重整工艺单元就不需要一台单独的压缩机。可任选地使用一台小型的增压压缩机。
与此同时，将分叉点13后管线12中压缩空气的其余部分经过管线17送到汇合点18去，在那里使管线19中来自燃烧-再生器5的温度为1800°F或在1500-2200°F，最好在1650-1850°F范围中，压力为300psig或在150-450psig范围中，在本实例中含有CO2，H2O，O2，N2，还含有无机金属氧化物(在有催化剂存在时还有催化剂)细粉的热烟气与管线17中的压缩空气混合，形成一个混合的合并气流20。管线19中来自燃烧-再生器5的热烟气包含因流化床中无机金属氧化物(如果存在的话还有催化剂和/或传热颗粒)磨损而产生的细粉颗粒。磨损通常是由流化床中颗粒的机械粉碎和破裂造成的。在此情况下混合前管线17中的压缩空气的温度为252°F，压力为150psig。在汇合点18处发生的混合将所得到的混合的合并气流的温度调整到1200°F或在700-1600°F，最好是1000-1400°F的范围中。因此燃烧-再生器的热烟气与动力装置压缩空气的混合物的温度被降低到允许它们通过传统的可从市场上购买到的过滤器的水平，以除去循环的固体物，即例如无机金属氧化物细粉，在有催化剂时还有催化剂细粉，以及在有传热颗粒时还有传热颗粒的细粉。通常传统的可购得的过滤器的使用温度被限制在1400°F以下。在对17和19中的气体没有另外的加热或冷却的情况下，对最高混合温度的设定决定着动力装置(即所产生的动力)和自热重整器(即所生产的氢气)的相对量值。
在汇合点18处气流混合后，经管线20将混合气流送至过滤器21。在过滤器排出的混合气流中无机金属氧化物细粉已被清除掉，将150psig压力和1190°F温度下的混合气流经过管线22送至动力装置的燃烧器23。在混合气进入燃烧器以前，经管线22a将250°F和150psig的燃烧用燃料，例如甲烷引入管线22，与该混合气流混合。在燃烧器23内在2000°F温度下或在1700-2800°F，最好是2000-2300°F的温度范围中，使管线22b中在1168°F温度和150 psig压力下的含有例如CH4，CO2，O2，N2，H2O，而且最好含有例如过量150-200％的空气的被混合的燃烧燃料和气流燃烧，产生含有例如CO2，O2，N2和H2O的在2000°F和150psig下的燃烧烟气，经管线24将燃烧烟气从燃烧器送至透平25。燃气透平的入口温度可以在1700-2800°F，最好是2000-2400°F的范围中。压力降驱动透平的叶轮。压力能被转化成速度能，并被用于产生动力，经过管线26离开透平。动力的一部分经过管线27被分流，以驱动燃气透平压缩机11。管线27的其余部分动力在管线27a中被用于其它地方，例如补充炼油厂所需。
在此情况下，经过管线28离开透平25的热气体是1350°F和10psig的CO2，O2，N2和H2O，它们被用于在蒸汽发生器29中发生水蒸汽。经过管线30将离开蒸汽发生器29的气体(例如500 °F和10psig的CO2，O2，N2和H2O)送至废热锅炉31。将管线32中离开废热锅炉的气体送至一个分离罐，它在管线35中分离出水，在管线34中分离出CO2，O2和N2，后者可被送往烟囱。
在一个可任选的实施方案中，在区域A的自热重整工艺单元中气体产品流出物在经过管线3离开重整反应器2以后，可被任选地循环到一个变换反应器42去。可以将水引入管线3以产生水蒸汽，并因此而将流出物冷却到一个可被过滤器接受的水平。流出物被冷却到700°F，以便进行高温气体变换反应。使流出物通过蒸汽发生器41产生蒸汽能量也可以使重整反应器流出物冷却，管线41a中流出物的温度被降低到700°F。如果不利用初始预过滤器的冷却机理，可以将蒸汽发生器41和过滤器40的位置颠倒。
变换反应器42中的高温气体变换反应在绝热条件下在入口温度700°F和300psig压力下发生。如平衡约束条件所限定的，在变换反应器中大约75％的一氧化碳被转化，使变换反应器流出物43包含例如812°F和300psig的H2，甲烷，CO2，CO和H2O。可以在蒸汽发生器44中利用管线43中的变换反应器流出物来产生水蒸汽，由此将变换反应器流出物冷却到管线44a中的500°F。在废热锅炉45中将管线44a中的流出物进一步冷却到100°F，并且在变压吸收器(PSA)47中为了氢气精制而进行压力处理以前，在分离罐46中除去水。经过管线48收集氢气产品。
在一个优选的实施方案中省去了变换反应器，并将离开PSA设备的含有例如甲烷的CO，CO2和甲烷副产物直接进料到燃烧-再生器中，作为辅助燃料(未示出)。在另一种实施方案中将变换反应器保留在氢气装置的设计中，并且和优选的实施方案相类似地，在压缩到燃烧-再生器的操作压力以后将来自PSA的副产物，例如来自PSA 47的100°F的CO，CO2和甲烷送到燃烧-再生器去(未示出)。在这两种情况下，如果自热重整工艺单元是操作在蒸汽辅助模式下的，为了有助于降低到重整器去的蒸汽流量，并因此而减少公用工程的费用，可以在进入变换反应器42以前将蒸汽加到重整器的流出物3中。按这种方式水蒸汽可以起冷却反应器流出物和补充在重整器流出物中的不管是怎样的自热重整反应器蒸汽，使变换反应器中的转化率达到最大，进一步降低公用工程费用的双重作用。
在附图所示的这种热集成设计中，氢气的选择性不像在传统的氢气装置中那样重要，这是因为氢气是和从联合循环动力装置、蒸汽发生器和废热锅炉得到的动力一起的一种联合产品。
在重整反应器中用一种无机金属氧化物来氧化烃与合成气时，正是与动力、蒸汽和氢气的生产相关联的总效率的改善和基建投资的节省决定着本装置在总体上的独特性。
另一种实施方案包括了随后的与一个甲醇装置的集成(未示出)。重整器合成气被送至甲醇单元，并反应生产出甲醇。生产甲醇的反应需要合成气作为进料。该反应通常利用一种锌-铬氧化物催化剂，300-700°F的温度和500-5000psig的压力。合成气转化装置，例外甲醇装置或Fischer-Tropsch装置中所需动力的一部分可以由联合发电燃气透平动力装置中产生的动力来提供。
虽然已经对目前被认为是本发明优选的实施方案的内容做了介绍，但本领域的技术人员可以意识到在不偏离本发明精神实质的情况下可以对它们进行一些变更和修改，在此应该申明所有这些变更和修改都在本发明的权利要求范围中。

Claims (15)

1.一种将自热重整器和联合发电动力装置热集成的方法，其中：
所说联合发电动力装置包括一套装备有一台空气压缩机和一个燃烧器的燃气透平；
所说自热重整器包括两台连通的流化床；一台第一流化床包括一个装有无机金属氧化物的重整反应器，这种无机金属氧化物能经受还原-氧化反应循环，和被用于在足以产生包含合成气氢气、一氧化碳、或二氧化碳或它们的混合物的一种混合物的条件下氧化烃类；一台第二流化床包括一个燃烧-再生器，它接受来自第一流化床的使用过的无机金属氧化物，并通过燃烧与无机金属氧化物直接接触的燃料气，而且还产生热烟气的方法来提供热量，加热无机金属氧化物；
而且其中一部分压缩空气从自动力装置燃气透平空压机的空气压缩机排出的压缩空气流中被抽取出来；将被抽出的压缩空气引入燃烧-再生器；使燃烧-再生器排出的热烟气与动力装置压缩空气流的其余部分混合，产生一个合并气流，并将此合并气流进料到联合发电燃气透平动力装置的燃烧器中；
所说方法包括在第一流化床和第二流化床之间循环无机金属氧化物，其中在所说重整反应器的所说第一流化床中无机金属氧化物将烃类氧化，形成被还原的无机氧化物，在所说燃烧-再生器的所说第二流化床中被还原的无机金属氧化物被再生、再氧化和加热，以及使被再生、氧化、加热的无机金属氧化物返回到所说第一流化床中。
2.权利要求1的方法，还包括将补充无机金属氧化物进料到所说重整单元中。
3.权利要求2的方法，其中无机金属氧化物被进料到所说重整反应器的所说第一流化床中。
4.权利要求2的方法，其中无机金属氧化物被进料到所说燃烧-再生器的所说第二流化床中。
5.权利要求2的方法，其中无机金属氧化物被进料到一条用于将使用过的无机金属氧化物从所说第一流化床循环到所说第二流化床去的传输管线，或一条用于将已再生的无机金属氧化物从所说第二流化床循环到所说第一流化床去的传输管线中。
6.权利要求2的方法，其中被进料到所说重整单元中的无机金属氧化物是一种处在一种还原或氧化态的无机金属氧化物。
7.权利要求1的方法，其中无机金属氧化物是一种二元或三元金属氧化物。
8.权利要求7的方法，其中二元金属氧化物包括氧化铬，氧化钴，氧化镍，二氧化钛，氧化铜，氧化锰，氧化铁，或它们的混合物。
9.权利要求7的方法，其中三元金属氧化物包括镨-铈氧化物，SrCo0.5FeOx，或它们的混合物。
10.权利要求8或9的方法，其中金属氧化物还包括一种载体材料。
11.权利要求10的方法，其中载体材料是α一氧化铝，高岭土，氧化锆，氧化镁，氧化铈(IV)，二氧化硅，或它们的混合物。
12.权利要求1的方法，还包括一个装有催化剂的重整反应器，所说方法包括循环催化剂和无机金属氧化物，其中催化剂在所说第一流化床中被消耗，而在所说第二流化床中被再生。
13.权利要求12的方法，其中催化剂是镍，钯，铂，钌，铱，铑，钴，镍-钴，镍-铂，或它们的氧化物。
14.权利要求1的方法，还包括装有传热颗粒的一个重整反应器和一个燃烧-再生器，所说方法包括将在所说燃烧-再生器中被加热的传热颗粒循环到重整反应器中，在那里将热量从这些颗粒传递给流化床，以及使热量被耗尽的传热颗粒返回到所说燃烧-再生器中进行再加热。
15.权利要求1的方法，其中已被集成的自热重整器和联合发电动力装置还与一套合成气转化装置进一步集成，使重整器中产生的合成气发生反应，而且合成气转化装置中所需动力的一部分由联合发电燃气透平动力装置中产生的动力提供。
CN98808572A 1997-07-07 1998-06-18 自热重整器与联合发电动力装置的热集成方法 Expired - Fee Related CN1110466C (zh)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US08/888,680 US6025403A (en) 1997-07-07 1997-07-07 Process for heat integration of an autothermal reformer and cogeneration power plant
US08/888,680 1997-07-07

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN1268105A true CN1268105A (zh) 2000-09-27
CN1110466C CN1110466C (zh) 2003-06-04

Family

ID=25393657

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN98808572A Expired - Fee Related CN1110466C (zh) 1997-07-07 1998-06-18 自热重整器与联合发电动力装置的热集成方法

Country Status (15)

Country Link
US (1) US6025403A (zh)
EP (1) EP0994830A1 (zh)
JP (1) JP2001509582A (zh)
KR (1) KR20010014151A (zh)
CN (1) CN1110466C (zh)
AR (1) AR022997A1 (zh)
AU (1) AU729985B2 (zh)
CA (1) CA2296577A1 (zh)
DZ (1) DZ2553A1 (zh)
ID (1) ID24229A (zh)
NO (1) NO20000047D0 (zh)
NZ (1) NZ501741A (zh)
TW (1) TW426728B (zh)
WO (1) WO1999002471A1 (zh)
ZA (1) ZA985941B (zh)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN100338180C (zh) * 2001-10-05 2007-09-19 国际壳牌研究有限公司 烃生产工艺中的发电系统
CN101405075B (zh) * 2006-01-25 2012-02-08 国际壳牌研究有限公司 热集成
CN101265842B (zh) * 2006-12-18 2012-12-05 通用电气公司 用于减少NOx排放的改进系统和方法

Families Citing this family (49)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6029956A (en) * 1998-02-06 2000-02-29 Foster Wheeler Usa Corporation Predominantly liquid filled vapor-liquid chemical reactor
EP0950636A3 (en) * 1998-04-16 2000-03-29 Haldor Topsoe A/S Process for the combined production of hydrogen rich gas and electrical power
NL1009510C2 (nl) * 1998-06-29 2000-01-04 U Cat B V Methaan-stoom reforming.
DE59900542D1 (de) * 1999-05-22 2002-01-24 Omg Ag & Co Kg Verwendung eines Katalysators für die Dampfreformierung von Methanol
US6602626B1 (en) * 2000-02-16 2003-08-05 Gencell Corporation Fuel cell with internal thermally integrated autothermal reformer
CA2340822C (en) * 2000-03-17 2010-08-03 Snamprogetti S.P.A. Process for the production of hydrogen
US6282901B1 (en) 2000-07-19 2001-09-04 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Integrated air separation process
FR2815955B1 (fr) * 2000-10-31 2002-12-13 Inst Francais Du Petrole Procede de conversion endothermique d'hydrocarbures, ses utilisations et installation pour la mise en oeuvre de ce procede
US20020174603A1 (en) * 2001-03-23 2002-11-28 Shabbir Ahmed Method for generating hydrogen for fuel cells
US6713040B2 (en) 2001-03-23 2004-03-30 Argonne National Laboratory Method for generating hydrogen for fuel cells
EP1894622B1 (en) * 2001-03-29 2012-03-14 Idemitsu Kosan Co., Ltd. Process for reforming a hydrocarbon
US6861169B2 (en) * 2001-05-09 2005-03-01 Nuvera Fuel Cells, Inc. Cogeneration of power and heat by an integrated fuel cell power system
US8603430B2 (en) * 2002-02-05 2013-12-10 The Regents Of The University Of California Controlling the synthesis gas composition of a steam methane reformer
US7752848B2 (en) * 2004-03-29 2010-07-13 General Electric Company System and method for co-production of hydrogen and electrical energy
EP1700823B1 (en) * 2005-03-06 2011-02-16 Ammonia Casale S.A. Process for synthesis gas production
US7429373B2 (en) * 2005-06-24 2008-09-30 Air Products And Chemicals, Inc. Process for autothermal generation of hydrogen
US7438889B2 (en) * 2005-06-24 2008-10-21 University Of South Carolina Use of complex metal oxides in the autothermal generation of hydrogen
US7540893B2 (en) * 2005-12-06 2009-06-02 General Electric Company System and method for producing synthesis gas
US7824655B2 (en) 2006-01-25 2010-11-02 Air Products And Chemicals, Inc. Regeneration of complex metal oxides for the production of hydrogen
US7591992B2 (en) 2006-01-25 2009-09-22 Air Products And Chemicals, Inc. Hydrogen production process with regenerant recycle
DE112007000518A5 (de) * 2006-03-16 2009-01-22 Alstom Technology Ltd. Anlage zur Erzeugung von Elektrizität
FR2900934B1 (fr) * 2006-05-09 2012-09-21 Inst Francais Du Petrole Procede de coproduction d'electricite et d'un gaz riche en hydrogene par vaporeformage d'une coupe hydrocarbure avec apport de calories par combustion a l'hydrogene in situ
US7897128B2 (en) 2007-04-20 2011-03-01 Air Products And Chemicals, Inc. Preparation of complex metal oxides
US20090114881A1 (en) * 2007-11-05 2009-05-07 Vanden Bussche Kurt M Process for Conversion of Natural Gas to Syngas Using a Solid Oxidizing Agent
US8038981B2 (en) 2008-02-05 2011-10-18 Air Products And Chemicals, Inc. Hydrogen production using complex metal oxide pellets
EA201071418A1 (ru) * 2008-06-02 2011-06-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Монетизация газа удаленных месторождений с использованием материалов с высокой плотностью энергии
ES2735985T3 (es) * 2008-09-26 2019-12-23 Univ Ohio State Conversión de combustibles carbonosos en portadores de energía libre de carbono
DE102008063055A1 (de) 2008-12-23 2010-08-05 Uhde Gmbh Verfahren zur Nutzung des aus einem Vergaser stammenden Synthesegases
GB0900994D0 (en) * 2009-01-21 2009-03-04 Oxonica Materials Ltd Solid fuel combustion process
WO2010090863A2 (en) 2009-01-21 2010-08-12 Rentech, Inc. System and method for dual fluidized bed gasification
US9518236B2 (en) 2009-09-08 2016-12-13 The Ohio State University Research Foundation Synthetic fuels and chemicals production with in-situ CO2 capture
CN105762386A (zh) 2009-09-08 2016-07-13 俄亥俄州国家创新基金会 具有集成的碳捕集的重整/水裂解和用于发电的电化学系统的集成
JP5379092B2 (ja) * 2010-08-10 2013-12-25 株式会社日立製作所 ガス化発電システム
WO2012064712A1 (en) 2010-11-08 2012-05-18 The Ohio State University Circulating fluidized bed with moving bed downcomers and gas sealing between reactors
CA2835421C (en) 2011-05-11 2020-02-18 Ohio State Innovation Foundation Oxygen carrying materials usable in chemical looping systems
EP2707350A4 (en) 2011-05-11 2015-12-23 Ohio State Innovation Foundation SYSTEMS FOR CONVERTING A FUEL
US9101900B2 (en) 2011-07-27 2015-08-11 Res Usa, Llc Gasification system and method
US20130255272A1 (en) * 2012-03-30 2013-10-03 Alstom Technology Ltd. Method for carbon capture in a gas turbine based power plant using chemical looping reactor system
MY185116A (en) 2012-05-09 2021-04-30 Stranded Solutions Llc Method of making oxygenates from a non-catalytic chemical reaction
US10144640B2 (en) 2013-02-05 2018-12-04 Ohio State Innovation Foundation Methods for fuel conversion
US9616403B2 (en) 2013-03-14 2017-04-11 Ohio State Innovation Foundation Systems and methods for converting carbonaceous fuels
WO2015131117A1 (en) 2014-02-27 2015-09-03 Ohio State Innovation Foundation Systems and methods for partial or complete oxidation of fuels
US9951689B2 (en) * 2014-07-17 2018-04-24 Saudi Arabian Oil Company Integrated calcium looping combined cycle for sour gas applications
US11111143B2 (en) 2016-04-12 2021-09-07 Ohio State Innovation Foundation Chemical looping syngas production from carbonaceous fuels
EP3648881B1 (en) 2017-07-31 2023-10-25 Ohio State Innovation Foundation Reactor system with unequal reactor assembly operating pressures
US10549236B2 (en) 2018-01-29 2020-02-04 Ohio State Innovation Foundation Systems, methods and materials for NOx decomposition with metal oxide materials
US11413574B2 (en) 2018-08-09 2022-08-16 Ohio State Innovation Foundation Systems, methods and materials for hydrogen sulfide conversion
CA3129146A1 (en) 2019-04-09 2020-10-15 Liang-Shih Fan Alkene generation using metal sulfide particles
CA3233551A1 (en) * 2021-10-19 2023-04-27 Robin Hughes Arrangements for chemical looping combustion systems

Family Cites Families (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3986349A (en) * 1975-09-15 1976-10-19 Chevron Research Company Method of power generation via coal gasification and liquid hydrocarbon synthesis
US5048284A (en) * 1986-05-27 1991-09-17 Imperial Chemical Industries Plc Method of operating gas turbines with reformed fuel
US5360777A (en) * 1993-05-11 1994-11-01 Exxon Research And Engineering Company High performance alumina heat transfer solids for high temperature fluidized bed synthesis gas reactions
US5624964A (en) * 1995-06-06 1997-04-29 Mobil Oil Corporation Integration of steam reforming unit and cogeneration power plant
US5799482A (en) * 1997-08-28 1998-09-01 Mobil Oil Corporation Process for improved heat integration of an oxidant-supplemented autothermal reformer and cogeneration power plant

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN100338180C (zh) * 2001-10-05 2007-09-19 国际壳牌研究有限公司 烃生产工艺中的发电系统
CN101405075B (zh) * 2006-01-25 2012-02-08 国际壳牌研究有限公司 热集成
CN101265842B (zh) * 2006-12-18 2012-12-05 通用电气公司 用于减少NOx排放的改进系统和方法

Also Published As

Publication number Publication date
ZA985941B (en) 2000-01-10
DZ2553A1 (fr) 2003-08-15
AR022997A1 (es) 2002-09-04
AU7982398A (en) 1999-02-08
NO20000047L (no) 2000-01-06
US6025403A (en) 2000-02-15
CN1110466C (zh) 2003-06-04
CA2296577A1 (en) 1999-01-21
NZ501741A (en) 2000-11-24
EP0994830A1 (en) 2000-04-26
ID24229A (id) 2000-07-13
NO20000047D0 (no) 2000-01-06
TW426728B (en) 2001-03-21
WO1999002471A1 (en) 1999-01-21
AU729985B2 (en) 2001-02-22
JP2001509582A (ja) 2001-07-24
KR20010014151A (ko) 2001-02-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN1268105A (zh) 自热重整器与联合发电动力装置的热集成方法
US5624964A (en) Integration of steam reforming unit and cogeneration power plant
KR102189391B1 (ko) 수소, 일산화탄소 및 탄소-함유 생성물의 병행 제조 방법
US8916128B2 (en) Integrated oxidation, reduction and gasification method for chemical looping syngas and energy production
TWI732818B (zh) 用於產生氨合成氣之方法，從此種氣體產生氨之方法，及經配置以執行此等方法的設備
US3573224A (en) Production of hydrogen-rich synthesis gas
CN102985355B (zh) 使合成气和合成气衍生产物的产率最大化的气化系统和工艺
JP4422029B2 (ja) 炭化水素の製造
EP3666858A2 (en) A method of preparing ceramic composite particles
JPS5813482B2 (ja) コウノウドノカンゲンガス オ セイゾウスル ホウホウ
TW201438989A (zh) 一種催化氣化含碳原料之工藝
US7951350B1 (en) Fuel-gas reforming systems and methods
CN1268104A (zh) 氧化剂辅助的自热重整炉与热电联产电厂的改进型热集成的方法
US20220169502A1 (en) Production of synthesis gas and of methanol
WO2009136909A1 (en) Fuel-gas reforming systems and methods
US20230278859A1 (en) Alternating fixed and fluidized bed reactor systems and processes
MXPA00000086A (en) Process for heat integration of an autothermal reformer and cogeneration power plant
CA2224553C (en) Integration of steam reforming unit and cogeneration power plant
MXPA97010482A (en) Integration of the vapor reformation unit and the ener cogeneration plant
WO2023218160A1 (en) Process for synthesising methanol

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
C19 Lapse of patent right due to non-payment of the annual fee
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee