EA000674B1 - Turbine-powered, synthesis-gas system and method - Google Patents

Turbine-powered, synthesis-gas system and method Download PDF

Info

Publication number
EA000674B1
EA000674B1 EA199800803A EA199800803A EA000674B1 EA 000674 B1 EA000674 B1 EA 000674B1 EA 199800803 A EA199800803 A EA 199800803A EA 199800803 A EA199800803 A EA 199800803A EA 000674 B1 EA000674 B1 EA 000674B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
gas
gas turbine
synthesis
reactor
air
Prior art date
Application number
EA199800803A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
EA199800803A1 (en
Inventor
Кеннет Л. Эджи
Ф. Юнг Уиллингхэм
Original Assignee
Синтролеум Корпорейшн
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 Синтролеум Корпорейшн filed Critical Синтролеум Корпорейшн
Publication of EA199800803A1 publication Critical patent/EA199800803A1/en
Publication of EA000674B1 publication Critical patent/EA000674B1/en

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon
    • C10G2/30—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon from carbon monoxide with hydrogen
    • C10G2/32—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon from carbon monoxide with hydrogen with the use of catalysts
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • 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
    • C07C1/04—Preparation of hydrocarbons from one or more compounds, none of them being a hydrocarbon from oxides of a carbon from carbon monoxide with hydrogen
    • C07C1/0485—Set-up of reactors or accessories; Multi-step processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
    • C07C29/00—Preparation of compounds having hydroxy or O-metal groups bound to a carbon atom not belonging to a six-membered aromatic ring
    • C07C29/15—Preparation of compounds having hydroxy or O-metal groups bound to a carbon atom not belonging to a six-membered aromatic ring by reduction of oxides of carbon exclusively
    • C07C29/151—Preparation of compounds having hydroxy or O-metal groups bound to a carbon atom not belonging to a six-membered aromatic ring by reduction of oxides of carbon exclusively with hydrogen or hydrogen-containing gases
    • C07C29/1516—Multisteps
    • C07C29/1518—Multisteps one step being the formation of initial mixture of carbon oxides and hydrogen for synthesis

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
  • Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
  • Transition And Organic Metals Composition Catalysts For Addition Polymerization (AREA)
  • Control Of Turbines (AREA)

Abstract

1. A natural-gas-conversion method for the conversion of normally gaseous hydrocarbons into liquid organic products, the method comprising the steps of: a. compressing air; b. reacting a feed stream consisting substantially of gaseous hydrocarbons in the presence of the compressed air from step (a) in a first autothermal reformer reactor to create an intermediate feed stream containing carbon monoxide and molecular hydrogen; c. reacting the intermediate stream in the presence of a catalyst in a second Fischer-Tropsch reactor to produce a hydrocarbon product stream of substantially C5+ hydrocarbons; and d. combusting the residue gas from the second reactor in a gas turbine, which is used for compressing a portion of the compressed air in step (a). 2. The method of claim 1 wherein step (a) comprises compressing enriched air. 3. The method of claim 1 further comprising the step of further compressing the intermediate stream before step (c). 4. The method of claim 1 further comprising the step of further compressing the residue gas before the residue is delivered to the gas turbine in step (d). 5. The method of claim 1 wherein normally gaseous hydrocarbons are converted to liquid organic products that , are at least as heavy as C5. 6. The method of claim 1 wherein normally gaseous hydrocarbons are converted to dimethyl ether. 7. The method of claim 1 wherein the combusting of step (d) is conducted in the presence of a combustion-promoting catalyst. 8. The method of claim 1 further comprising the steps of: e. removing excess heat energy developed during the reacting step (b); and f. using the excess heat energy from step (e) to compress additional air in combination with step (a). 9. The method of claim 1 further comprising the steps of: e. removing excess heat energy developed during the reacting step (c); and f. using the excess heat energy from step (e) to compress additional air in combination with step (a). 10. The method of claim 1 further comprising the steps of: e. removing excess heat energy developed during the reacting step (b) ; f. removing excess heat energy developed during the reacting step (c); and g. using the excess heat energy from steps (e) and (f) to compress additional air in combination with step (a). 11. A process to convert normal gaseous hydrocarbons into heavier hydrocarbons, which are liquid or solid at standard temperature and pressure, the process comprising the steps of: (a) reacting air and gaseous hydrocarbons in a reactor to produce a gas containing quantities of H2. and CO and N2; from the air; (b) reacting the produced gas in step (a) over a Fischer-Tropsch catalyst to produce heavier hydrocarbon products; (c) separating the heavier hydrocarbon products and water from gaseous light hydrocarbon products and unreacted H2, CO, and N2; (d) combusting the residue gas from step (c) in a gas turbine; (e) extracting a portion of the air from a compressor section of the gas turbine of step (d) to react with gaseous hydrocarbons in step (a); and (f) reacting the remaining air left from step (e) along with the residue gas in step (d). 12. The process of claim 11, wherein step (a) comprises the step of reacting an enriched air with gaseous light hydrocarbons in the reactor. 13. The process of claim 11, further comprising the step of introducing CO2 into the reactor in step (a) to adjust the ratio of H2 to CO. 14. The process of claim 11, further comprising the step of introducing steam into the reactor in step (a) to adjust the ratio of H2 to CO. 15. The process of claim 11, further comprising the step of compressing the gaseous light hydrocarbon products and unreacted H2, CO, and N2 from step (c) to at least partially compensate for the pressure drop associated with steps (b) and (c). 16. The process of claim 11, wherein the step of further compressing the gaseous light hydrocarbon products and unreacted H2, CO, and N2 comprises compressing the gaseous light hydrocarbons and unreacted H2, CO and N2 to a level substantially equal to the pressure of the air extracted in step (e). 17. The process of claim 11, wherein the step (a) comprises reacting compressed air and gaseous hydrocarbons in an autothermal reformer. 18. The process of claim 11, wherein the step (a) comprises the step of reacting air and gaseous hydrocarbons in a non-catalytic partial oxidation reactor. 19. The process of claim 11, further comprising the steps of: collecting moisture produced in steps (a) and (b); and delivering the collected moisture to an expansion-turbine section of the gas turbine referenced in step (d). 20. The process of claim 11, wherein step (a) comprises reacting air and natural gas in a reactor to produce a gas containing quantities of H2, CO and N2. 21. The method of claim 11 wherein the combusting of step (d) is conducted in the presence of a combustion-promoting catalyst. 22. A system for converting normal gaseous hydrocarbons into heavier hydrocarbons, which are liquid or solid at standard temperature and pressure, the system comprising: a gas turbine having a compressor section, an expansion section, an air intake, and an exhaust; a synthesis gas production unit having an autothermal reformer coupled to the compressor section of gas turbine for receiving compressed air therefrom and having a feedstack inlet for receiving the normal gaseous hydrocarbons and an outlet for delivering synthesis gas; a Fischer-Tropsch synthesis unit having an inlet coupled to the outlet of the synthesis gas production unit for receiving synthesis gas therefrom and having a first outlet for delivering a residue gas and a second outlet for delivering the heavier hydrocarbons; a combustor associated with the gas turbine and having a combustor inlet and combustor outlet, the combustor inlet coupled to the first outlet of the synthesis unit for receiving residue gas and the combustor outlet coupled to the expansion section of the gas turbine, the combustor inlet also coupled to a portion of the compressor section for receiving compressed air therefrom; and wherein the combustor is operable to burn residue gas and compressed air and supply a resultant product to the expansion section of the gas turbine to at least drive the compressor section. 23. The system of claim 22 further comprising a boosting compressor coupled to the combustor inlet and first outlet of the synthesis unit, the boosting compressor operable to boost a pressure of the residue gas delivered by the synthesis unit prior to the residue gas entering the combustor. 24. The system of claim 22 further comprising a booster compressor coupled to the outlet of the synthesis gas unit and the inlet of the synthesis unit for boosting a pressure of the synthesis gas prior to delivery to the synthesis unit. 25. The system of claim 22 wherein the gas turbine further comprises an energy off-take for removing excess power beyond what is required to drive the compressor section. 26. The system of claim 22 wherein the gas turbine further comprises a combustion-promoting catalyst for facilitating combustion of gases therein. 27. The system of claim 22 further comprising: a supplemental gas turbine having a compressor section, an expansion section, an air intake, and an exhaust, for providing additional compressed air to the synthesis gas production unit; wherein the synthesis gas production unit further comprises a heat exchanger; and a conduit for delivering excess heat energy from the heat exchanger of the synthesis gas production unit to the supplemental gas turbine to power the supplemental gas turbine. 28. The system of claim 22 further comprising: a supplemental gas turbine having a compressor section, an expansion section, an air intake, and an exhaust, for providing additional compressed air ":o the synthesis gas production unit; wherein the synthesis unit further comprises a heat exchanger coupled to a reactor for removing excess heat from the reactor; and a conduit for delivering excess heat energy from the heat exchanger of the synthesis unit to the supplemental gas turbine to power the supplemental gas turbine. 29. The system of claim 22 further comprising: a supplemental gas turbine having a compressor section, an expansion section, an air intake, and an exhaust, for providing additional compressed air to the synthesis gas production unit; wherein the synthesis unit further comprises a heat exchanger coupled to a reactor for removing excess heat from the reactor; wherein the synthesis gas production unit further comprises a heat exchanger; and a plurality of conduits for delivering excess heat energy from the heat exchanger of the synthesis unit and from the heat exchanger of the synthesis gas production unit to the supplemental gas turbine to power the supplemental gas turbine.

Description

Настоящее изобретение имеет отношение к созданию усовершенствованного способа и системы для получения более тяжелых углеводородов из более легких углеводородов, а более конкретно, касается создания системы и способа выработки синтез-газа с получением мощности от турбины.The present invention relates to the creation of an improved method and system for the production of heavier hydrocarbons from lighter hydrocarbons, and more specifically, to the creation of a system and method for producing synthesis gas with obtaining power from a turbine.

Синтетическое производство углеводородов за счет каталитической реакции оксида углерода и водорода хорошо известно и обычно именуется реакцией Фишера-Тропша. Для осуществления этой реакции используются различные катализаторы, давления в диапазоне от низких до средних (от близкого к атмосферному до 600 psig (фунт-сил на кв. дюйм) (4136,86 кПа) и температуры в диапазоне ориентировочно от 300 до 600ιΈ (от 148,9 до 315,6°С), причем могут быть получены как насыщенные, так и не насыщенные углеводороды. Реакция синтеза является чрезвычайно экзотермической и температурно чувствительной, поэтому для поддержания селективности желательного углеводородного продукта требуется контроль температуры. Реакция Фишера-Тропша может быть охарактеризована следующим общим уравнением реакции:Synthetic production of hydrocarbons due to the catalytic reaction of carbon monoxide and hydrogen is well known and is commonly referred to as the Fischer-Tropsch reaction. Various catalysts are used to carry out this reaction, with pressures ranging from low to medium (from close to atmospheric to 600 psig (pound-force per square inch) (4136.86 kPa) and temperatures in the range of approximately 300 to 600 ι Έ ( from 148.9 to 315.6 ° C), and both saturated and non-saturated hydrocarbons can be obtained.The synthesis reaction is extremely exothermic and temperature-sensitive, therefore, to maintain the selectivity of the desired hydrocarbon product, temperature control is required.Fischer-Tropsch reaction can be characterized by the following general reaction equation:

2Н2+СО Катализатор СН2 +Н20 2Н 2+ СО Catalyst CH 2 + H 2 0

Используют два основных способа получения синтезированного газа (синтез-газа), который применяется в реакции ФишераТропша в качестве исходного сырья. Это конверсия с водяным паром, когда один или несколько легких углеводородов, таких как метан, вступает в реакцию над катализатором с образованием оксида углерода и водорода, и частичное окисление, когда один или несколько легких углеводородов сжигают субстехиометрически для получения синтезированного газа.Two main methods of synthesis gas (synthesis gas) production are used, which is used in the Fischer-Tropsch reaction as a feedstock. These are steam reforming, when one or more light hydrocarbons, such as methane, reacts over the catalyst to form carbon monoxide and hydrogen, and partial oxidation, when one or more light hydrocarbons are burned substochiometrically to produce a synthesized gas.

Основная реакция конверсии с водяным паром метана может быть представлена следующим выражением:The main reaction of the conversion of methane with steam can be represented by the following expression:

СН4+Н2О Катализатор СО+3Н2 CH 4+ H 2O Catalyst CO + 3H 2

Реакция конверсии с водяным паром является эндотермической, причем в качестве катализатора часто используют катализатор, содержащий никель.The steam reforming reaction is endothermic, and a catalyst containing nickel is often used as a catalyst.

Частичное окисление представляет собой не каталитическое субстехиометрическое сжигание легких углеводородов, таких как метан, для получения синтезированного газа. Основная реакция может быть представлена следующим выражением:Partial oxidation is a non-catalytic substoichiometric combustion of light hydrocarbons, such as methane, to produce synthetic gas. The main reaction can be represented by the following expression:

СН4 + 1/2 O2 СО+2Н2 CH 4 + 1/2 O 2 CO + 2H 2

Реакцию частичного окисления обычно осуществляют с использованием кислорода высокой степени чистоты. Однако кислород высокой степени чистоты является достаточно дорогим.The partial oxidation reaction is usually carried out using high purity oxygen. However, high purity oxygen is quite expensive.

В некоторых ситуациях указанные подходы можно комбинировать. Известна комбинация частичного окисления и конверсии с водяным паром, именуемая автотермической конверсией, когда воздух, который используется как источник кислорода в реакции частичного окисления, используется раньше также и для получения синтезированного газа. Например, в патентах США № 2,552,308 и 2,686,195 раскрыты процессы синтеза углеводорода с низким давлением, в которых автотермическая конверсия с воздухом использована для получения синтез-газа для реакции Фишера-Тропша. Автотермическая конверсия является простой комбинацией частичного окисления и конверсии с водяным паром, когда экзотермическая теплота частичного окисления дает необходимую теплоту для эндотермической реакции конверсии с водяным паром. Процесс автотермической конверсии может быть осуществлен в относительно дешевом реакторе из углеродистой стали с огнеупорной футеровкой, так как обычно существует требование низкой стоимости.In some situations, these approaches can be combined. A combination of partial oxidation and steam reforming, known as autothermal conversion, is known when air, which is used as a source of oxygen in a partial oxidation reaction, is also used to produce synthesized gas. For example, US Pat. Nos. 2,552,308 and 2,686,195 disclose low-pressure hydrocarbon synthesis processes in which autothermal conversion with air is used to produce synthesis gas for the Fischer-Tropsch reaction. Autothermal conversion is a simple combination of partial oxidation and conversion with water vapor, when the exothermic heat of partial oxidation provides the necessary heat for the endothermic conversion of the conversion with water vapor. The autothermal conversion process can be carried out in a relatively cheap refractory lined carbon steel reactor, as there is usually a low cost requirement.

Процесс автотермической конверсии позволяет получить более низкое отношение водорода к оксиду углерода в синтез-газе, чем собственно в реакции конверсии с водяным паром. Например, реакция конверсии с водяным паром метана дает отношение около 3:1, в то время как частичное окисление метана дает отношение около 2:1. Хорошее отношение реакции синтеза углеводорода, проводимой в диапазоне от низких до средних давлений над кобальтовым катализатором, составляет 2:1. Когда исходной реакционной смесью для процесса автотермической конверсии является смесь легких углеводородов, таких как поток природного газа, требуется некоторая форма дополнительного контроля для поддержания отношения водорода к оксиду углерода в синтез-газе при оптимальном соотношении около 2:1 .The autothermal conversion process allows a lower ratio of hydrogen to carbon monoxide in the synthesis gas to be obtained than in the conversion reaction with water vapor itself. For example, the methane vapor conversion reaction gives a ratio of about 3: 1, while the partial oxidation of methane gives a ratio of about 2: 1. A good hydrocarbon synthesis reaction ratio, carried out in the low to medium pressure range over a cobalt catalyst, is 2: 1. When the initial reaction mixture for the autothermal conversion process is a mixture of light hydrocarbons, such as a natural gas stream, some form of additional control is required to maintain the hydrogen to carbon monoxide ratio in the synthesis gas at an optimal ratio of about 2: 1.

Для широкого применения процесса Фишера-Тропша требуется разработка эффективных технологий конверсии. Уже были предприняты усилия в данном направлении, см., например, патенты США № 4,883,170 и 4,973,453 на имя заявителя настоящего изобретения.The widespread use of the Fischer-Tropsch process requires the development of efficient conversion technologies. Efforts have already been made in this direction, see, for example, US Pat. Nos. 4,883,170 and 4,973,453 in the name of the applicant of the present invention.

В связи с изложенным существует необходимость разработки системы и способа получения синтез-газа с питанием от турбины, в котором устранены недостатки и проблемы, связанные с известными ранее системами и способами. В соответствии с первым аспектом настоящего изобретения, блок выработки синтез-газа и блок синтезирования (синтеза) расположены между секцией сжатия и секцией турбинного расширения газовой турбины. В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения, блок выработки синтез-газа и блок синтезирования расположены между секцией сжатия и секцией турбинного расширения газовой турбины, причем дополнительный компрессор установлен после блока выработки синтез-газа и перед реактором синтезирования.In connection with the above, there is a need to develop a system and method for producing synthesis gas powered by a turbine, in which the disadvantages and problems associated with previously known systems and methods are eliminated. In accordance with the first aspect of the present invention, the synthesis gas generation unit and the synthesis (synthesis) unit are located between the compression section and the turbine expansion section of the gas turbine. In accordance with another aspect of the present invention, the synthesis gas generation unit and the synthesis unit are located between the compression section and the turbine expansion section of the gas turbine, with an additional compressor installed after the synthesis gas production unit and in front of the synthesis reactor.

Техническое преимущество настоящего изобретения заключается в том, что оно позволяет изготовить дешевый блок выработки синтез-газа с низким давлением, имеющий собственное питание. Другое техническое преимущество настоящего изобретения заключается в том, что в нем предложены система и способ, которые позволяют изготовить блок выработки синтез-газа с низким давлением, имеющий собственное питание, с использованием блока синтезирования с относительно высоким давлением.The technical advantage of the present invention is that it allows the manufacture of a low-pressure, low-pressure synthesis gas generation unit having its own power supply. Another technical advantage of the present invention is that it proposes a system and method that allows to manufacture a low pressure synthesis gas generation unit having its own power supply using a relatively high pressure synthesis unit.

Указанные ранее и другие характеристики изобретения будут более ясны из последующего детального описания, приведенного в качестве примера со ссылкой на сопроводительные чертежи, на которых одинаковыми позициями обозначены аналогичные элементы.These and other features of the invention will be clearer from the subsequent detailed description given by way of example with reference to the accompanying drawings, in which similar elements denote similar elements.

На фиг. 1 схематично показан технологический процесс, для которого особенно подходит настоящее изобретение;FIG. 1 schematically shows the technological process for which the present invention is particularly suitable;

на фиг. 2 - технологический процесс в соответствии с первым аспектом настоящего изобретения;in fig. 2 illustrates a process in accordance with the first aspect of the present invention;

на фиг. 3 - технологический процесс в соответствии с другим аспектом настоящего изобретения;in fig. 3 is a process in accordance with another aspect of the present invention;

на фиг. 4 - технологический процесс в соответствии с еще одним аспектом настоящего изобретения.in fig. 4 illustrates a process in accordance with another aspect of the present invention.

Предпочтительный вариант осуществления настоящего изобретения и его преимущества лучше всего могут быть поняты при обращении к фиг. 1-4.The preferred embodiment of the present invention and its advantages can best be understood by referring to FIG. 1-4.

Настоящее изобретение может быть использовано в технологическом процессе выработки синтез-газа и синтезирования с получением метанола, DME (диметил эфира), бензина или многих других продуктов. Можно полагать, что настоящее изобретение особенно хорошо подходит для процесса Фишера-Тропша, поэтому настоящее изобретение для примера представлено именно в этом контексте, хотя следует иметь в виду, что его область применения гораздо шире. Сначала описан технологический процесс, в котором может быть использовано настоящее изобретение, а затем описаны несколько специфических вариантов его выполнения.The present invention can be used in a process for producing synthesis gas and synthesizing to produce methanol, DME (dimethyl ether), gasoline, or many other products. It can be assumed that the present invention is particularly well suited for the Fischer-Tropsch process, therefore the present invention is presented in this context for example, although it should be borne in mind that its scope is much wider. First, a technological process in which the present invention can be used is described, and then several specific embodiments are described.

Конверсия более тяжелых углеводородов из газообразных более легких углеводородовConversion of heavier hydrocarbons from gaseous lighter hydrocarbons

Обратимся теперь к рассмотрению фиг. 1, на которой показано, что непрерывный поток газообразных в нормальном состоянии (например, газообразных при атмосферном давлении и температуре 70°F (21,1°С) легких углеводородов поступает в теплообменник 10 по трубопроводу 12. В качестве газообразных легких углеводородов может быть использован, например, поток природного газа. При протекании через теплообменник 1 0 поток легких углеводородов нагревается за счет обмена теплотой с поступающим потоком выработанного синтез-газа, который, как это будет описано далее, поступает из реактора 28. Типично поступающий поток легких углеводородов имеет давление в диапазоне от близкого к атмосферному до 600 psig (4136,86 кПа) и нагрет в теплообменнике 10 до температуры в диапазоне ориентировочно от 500 до 1000°F (от 260 до 537,8°С). Из теплообменника 1 0 предварительно нагретый поток по трубопроводу 1 4 поступает в генератор синтезгаза 1 6.Referring now to FIG. 1, which shows that a continuous stream of gaseous in normal condition (for example, gaseous at atmospheric pressure and a temperature of 70 ° F (21.1 ° C) of light hydrocarbons enters the heat exchanger 10 through pipeline 12. As a gaseous light hydrocarbon can be used For example, a flow of light hydrocarbons is heated through a heat exchanger 1 0 by exchanging heat with the incoming flow of produced synthesis gas, which, as will be described later, comes from the reactor 28. Tipi but the incoming light hydrocarbon stream has a pressure in the range from close to atmospheric to 600 psig (4136.86 kPa) and is heated in the heat exchanger 10 to a temperature in the range of approximately from 500 to 1000 ° F (from 260 to 537.8 ° C). heat exchanger 1 0 preheated flow through pipeline 1 4 enters the generator syngas 1 6.

В воздушный компрессор 1 8 через впускной трубопровод 20 подается воздух, а с выхода компрессора 1 8 поток воздуха по трубопроводу 21 поступает в теплообменник 22. Поток воздуха в теплообменнике 22 предварительно нагревается до температуры в диапазоне ориентировочно от 500 до 1000°F (от 260 до 537,8°С) за счет обмена теплотой с потоком синтез-газа, поступающим из теплообменника 1 0. Из теплообменника 22 предварительно нагретый воздух по трубопроводу 24 поступает в генератор синтез-газа 1 6.Air is supplied to the air compressor 1 8 through the inlet pipe 20, and from the compressor 1 8 exit the air flows through the pipe 21 to the heat exchanger 22. The air flow in the heat exchanger 22 is preheated to a temperature in the range of approximately 500 to 1000 ° F (from 260 to 537.8 ° C) due to the exchange of heat with the flow of synthesis gas coming from the heat exchanger 1 0. From the heat exchanger 22 preheated air through the pipeline 24 enters the synthesis gas generator 1 6.

Несмотря на то, что генератор синтез-газа 16 может иметь различную конструкцию, он главным образом включает в себя горелку 26, соединенную с одним из концов реактора 28. Слой катализатора 30 конверсии с водяным паром, который (катализатор) обычно содержит никель, размещен в реакторе 28, на конце, противоположном горелке 26.Although the synthesis gas generator 16 may have a different design, it mainly includes a burner 26 connected to one of the ends of the reactor 28. A layer of steam reforming catalyst 30, which (catalyst) usually contains nickel, is placed in the reactor 28, at the end opposite to the burner 26.

В этом варианте реактор 28 представляет собой реактор из углеродистой стали с огнеупорной футеровкой. Пар или воду, которая мгновенно превращается в пар, вводят в реактор 28 при помощи подключенного к нему трубопровода 32, причем в случае необходимости диоксид углерода может быть введен в реактор 28 при помощи подключенного к нему трубопровода 34.In this embodiment, the reactor 28 is a refractory lined carbon steel reactor. Steam or water, which instantly turns into steam, is introduced into the reactor 28 by means of a pipe 32 connected to it, and, if necessary, carbon dioxide can be introduced into the reactor 28 by means of a pipe 34 connected to it.

При работе генератора синтез-газа 1 6 предварительно нагретый поток газообразных легких углеводородов, который поступает по трубопроводу 1 4, полностью перемешивается в горелке 26 с предварительно нагретым потоком воздуха, который поступает по трубопроводу 24, и сгорает, за счет чего в реакторе 28 имеет место реакция горения. Реакция горения протекает при температурах в диапазоне ориентировочно от 2000 до 3000°F (от 1093,3 до 1648,9°С), в субстехиометрических условиях, в результате чего легкие углеводороды частично окисляются. При этом получают газовый поток, который содержит азот, не вступившие в реакцию легкие углеводороды, водород и оксид углерода.When the synthesis gas generator 1 6 is operating, the preheated stream of gaseous light hydrocarbons, which enters through conduit 1 4, is completely mixed in burner 26 with preheated air flow, which enters through conduit 24, and burns, due to which in reactor 28 combustion reaction. The combustion reaction takes place at temperatures in the range of approximately from 2000 to 3000 ° F (from 1093.3 to 1648.9 ° C), in substoichiometric conditions, as a result of which light hydrocarbons are partially oxidized. You get a gas stream that contains nitrogen, unreacted light hydrocarbons, hydrogen, and carbon monoxide.

Не вступившие в реакцию легкие углеводороды в потоке горючего газа, который вводят в реактор 28, вступают в реакцию в присутствии катализатора преобразования, в результате чего из них получают дополнительные объемы водорода и оксида углерода. Одновременно, в реактор 28 может быть введен диоксид углерода для вступления в реакцию с не вступившими в реакцию легкими углеводородами, чтобы получить дополнительные объемы водорода и оксида углерода. Результирующий поток синтезгаза, выработанного в генераторе 16, содержит водород, оксид углерода, диоксид углерода, азот и не вступившие в реакцию легкие углеводороды. Синтез-газ выходит из реактора 28 по трубопроводу 36.Unreacted light hydrocarbons in a combustible gas stream that is introduced into reactor 28 react in the presence of a conversion catalyst, resulting in additional volumes of hydrogen and carbon monoxide being obtained from them. At the same time, carbon dioxide can be introduced into the reactor 28 to react with unreacted light hydrocarbons to obtain additional volumes of hydrogen and carbon monoxide. The resulting synthesis gas stream produced in generator 16 contains hydrogen, carbon monoxide, carbon dioxide, nitrogen and unreacted light hydrocarbons. The synthesis gas exits the reactor 28 through the pipeline 36.

Для того чтобы осуществлять контроль отношения водорода к оксиду углерода в потоке синтез-газа, выработанном в генераторе синтезгаза 16, при поддержании этого отношения преимущественно близко к 2:1, регулируют расходы воды, вводимой в реактор 28 при помощи трубопровода 32, и диоксида углерода, вводимого в реактор 28 при помощи трубопровода 34. Это означает, что осуществляют текущий контроль отношения водорода к оксиду углерода в полученном потоке синтез-газа или в составе исходного потока легких углеводородов, или в том и другом, и используют эту величину как базовую для изменения расходов водяного пара и диоксида углерода, подаваемых в реактор 28, в результате чего в получаемом синтез-газе поддерживают постоянное отношение водорода к оксиду углерода на предпочтительном уровне около 2:1 .In order to control the ratio of hydrogen to carbon monoxide in the synthesis gas stream produced in the synthesis gas generator 16, while maintaining this ratio mainly close to 2: 1, regulate the flow of water introduced into the reactor 28 through the pipeline 32, and carbon dioxide, introduced into the reactor 28 through the pipeline 34. This means that they monitor the ratio of hydrogen to carbon monoxide in the resulting synthesis gas stream or in the composition of the initial stream of light hydrocarbons, or both, and use this y value as a baseline for changing the flow rates of water vapor and carbon dioxide fed to reactor 28, as a result of which the resulting synthesis gas maintains a constant ratio of hydrogen to carbon monoxide at a preferred level of about 2: 1.

Выработанный в генераторе 16 поток синтез-газа направляют по трубопроводу 36 через теплообменник 10, затем через теплообменник 22, после чего подают на вход первого реактора синтеза углеводорода 38. На выходе из генератора 1 6 синтез-газ имеет температуру в диапазоне ориентировочно от 1000 до 2000°F (от 537,8 до 1093,3°С). При протекании потока синтез-газа по трубопроводу 36 через теплообменник 1 0 он отдает теплоту исходному потоку легких углеводородов. Поток легких углеводородов в трубопроводе 1 4 предварительно нагрет до температур в диапазоне ориентировочно от 500 до 1000°F (от 260 до 537,8°С). Аналогичным образом, при протекании потока синтез-газа по трубопроводу 36 через теплообменник 22 он отдает теплоту потоку воздуха, который втекает в генератор 1 6 по трубопроводу 24, в результате чего воздух также нагревается до температур в диапазоне ориентировочно от 500 до 1000°F (от 260 до 537,8°С). Дополнительное охлаждение потока синтез-газа обеспечено охладителем или теплообменником 23, размещенным на трубопроводе 36, за счет которого температура синтез-газа, поступающего в реактор 38, снижается и лежит в диапазоне ориентировочно от 350 до 550°F (от 176,7 до 287,8°С).The synthesis gas stream produced in the generator 16 is directed through the pipeline 36 through the heat exchanger 10, then through the heat exchanger 22, and then fed to the inlet of the first hydrocarbon synthesis reactor 38. At the outlet of the generator 1 6, the synthesis gas has a temperature in the range of approximately 1000 to 2000 ° F (from 537.8 to 1093.3 ° C). When the flow of synthesis gas through the pipeline 36 through the heat exchanger 1 0, it gives off heat to the original stream of light hydrocarbons. The flow of light hydrocarbons in pipeline 1 4 is preheated to temperatures in the range of approximately 500 to 1000 ° F (260 to 537.8 ° C). Similarly, when the flow of synthesis gas through the pipeline 36 through the heat exchanger 22, it gives heat to the air flow, which flows into the generator 1 6 through the pipeline 24, with the result that the air also heats up to temperatures in the range of approximately 500 to 1000 ° F ( 260 to 537.8 ° C). Additional cooling of the synthesis gas stream is provided by a cooler or heat exchanger 23 placed on the pipe 36, due to which the temperature of the synthesis gas entering the reactor 38 is reduced and lies in the range of approximately from 350 to 550 ° F (from 176.7 to 287, 8 ° C).

В случае синтеза углеводорода реактор 38 может иметь различную конструкцию, однако в показанном варианте осуществления он представляет собой трубчатый реактор, который содержит фиксированный слой 37 катализатора синтеза углеводорода. Слой катализатора 37 может содержать кобальт на подложке из диоксида кремния, из оксида алюминия или из материала диоксид кремния/оксид алюминия, в количестве в диапазоне ориентировочно от 5 до 50 частей по весу кобальта на 1 00 частей по весу материала подложки. Катализатор также может содержать в качестве промотора ориентировочно от 0,05 до 1 части по весу рутения на 100 частей по весу материала подложки.In the case of hydrocarbon synthesis, the reactor 38 may have a different design, but in the shown embodiment it is a tubular reactor that contains a fixed layer 37 of a hydrocarbon synthesis catalyst. The catalyst layer 37 may contain cobalt on a silica substrate, alumina or silica / alumina material in an amount in the range of from about 5 to 50 parts by weight of cobalt per 1,00 parts by weight of substrate material. The catalyst may also contain as promoter approximately from 0.05 to 1 part by weight of ruthenium per 100 parts by weight of the substrate material.

Поток синтез-газа втекает в реактор 38 и протекает через него. Синтез-газ поступает в реактор 38 по трубопроводу 36 и выходит из реактора 38 по трубопроводу 40. Как уже упоминалось ранее, температура в реакторе 38 лежит в диапазоне ориентировочно от 350 до 550°F (от 176,7 до 287,8°С), поэтому при входе в контакт с катализатором водород и оксид углерода в потоке синтез-газа вступают в реакцию с образованием более тяжелых углеводородов и воды.The synthesis gas stream flows into the reactor 38 and flows through it. The synthesis gas enters the reactor 38 through the pipeline 36 and exits the reactor 38 through the pipeline 40. As mentioned earlier, the temperature in the reactor 38 lies in the range of approximately from 350 to 550 ° F (from 176.7 to 287.8 ° C) therefore, upon coming into contact with the catalyst, hydrogen and carbon monoxide in the synthesis gas stream react to form heavier hydrocarbons and water.

Полученный в реакторе 38 поток продукта выходит из реактора по подключенному к нему трубопроводу 40 и поступает в конденсор 42. При протекании через конденсор 42 содержащиеся в потоке более тяжелые углеводороды и вода конденсируются. Из конденсора 42 по трубопроводу 44 поток, который содержит сконденсированные компоненты, поступает в сепаратор 46, в котором сконденсированные более тяжелые углеводороды и вода разделяются и выводятся отдельно. При этом сконденсированная вода выводится из сепаратора 46 по подключенному к нему трубопроводу 48, а сконденсированные более тяжелые углеводороды выводятся из сепаратора 46 по подключенному к нему трубопроводу 50.The product stream obtained in the reactor 38 leaves the reactor through the pipe 40 connected to it and enters the condenser 42. When flowing through the condenser 42, the heavier hydrocarbons contained in the stream condense. From the condenser 42 through the pipeline 44, the stream that contains the condensed components enters the separator 46, in which the condensed heavier hydrocarbons and water are separated and removed separately. When this condensed water is discharged from the separator 46 through the pipeline 48 connected to it, and the condensed heavier hydrocarbons are removed from the separator 46 through the pipeline 50 connected to it.

Остаточный газовый поток сепаратора 46 содержит азот и не вступившие в реакцию водород, оксид углерода, легкие углеводороды и диоксид углерода. Из сепаратора 46 по подключенному к нему трубопроводу 52 остаточный газовый поток поступает во второй реактор синтеза углеводорода 54, который содержит фиксированный слой 56 катализатора синтеза углеводорода, такой как описанный ранее. Давление и температура в газовом потоке, протекающем через реактор 54, поддерживаются ориентировочно на тех же уровнях, что и давление и температура внутри реактора 38, при помощи нагревателя или теплообменника 58, размещенного на трубопроводе 52 между сепаратором 46 и реактором 54. При протекании через реактор 54 дополнительные более тяжелые углеводороды образуются из водорода и оксида углерода в остаточном газовом потоке. Результирующий поток продукта выводится из реактора 54 по подключенному к нему трубопроводу 60 и поступает в конденсор 62, где содержащиеся в потоке более тяжелые углеводороды и вода конденсируются. Из конденсора 62 по трубопроводу 64 поток, который содержит сконденсированные компоненты, поступает в холодильник 66 блока охлаждения, в котором дополни7 тельные более тяжелые углеводороды и вода конденсируются. Результирующий поток выводится из холодильника 66 и поступает в сепаратор 70 по подключенному к нему трубопроводу 68. Из сепаратора 70 вода, более тяжелые углеводороды и остаток газа выходят по трем соответствующим трубопроводам 72, 74, 86.The residual gas stream of separator 46 contains nitrogen and unreacted hydrogen, carbon monoxide, light hydrocarbons and carbon dioxide. From the separator 46 through a pipeline 52 connected to it, the residual gas stream enters the second hydrocarbon synthesis reactor 54, which contains a fixed bed 56 of a hydrocarbon synthesis catalyst, such as described earlier. The pressure and temperature in the gas stream flowing through the reactor 54 are maintained at approximately the same levels as the pressure and temperature inside the reactor 38, using a heater or heat exchanger 58 placed on the pipe 52 between the separator 46 and the reactor 54. When flowing through the reactor 54 additional heavier hydrocarbons are formed from hydrogen and carbon monoxide in the residual gas stream. The resulting product stream is withdrawn from the reactor 54 through a pipe 60 connected to it and enters a condenser 62, where the heavier hydrocarbons and water contained in the stream are condensed. From condenser 62, through pipe 64, the stream that contains the condensed components enters the cooler 66 of the cooling unit, in which additional heavier hydrocarbons and water are condensed. The resulting stream is removed from the refrigerator 66 and enters the separator 70 via a pipe 68 connected to it. From the separator 70, water, heavier hydrocarbons and the remainder of the gas exit through three corresponding pipelines 72, 74, 86.

Из сепаратора 70 вода выводится по подключенному к нему трубопроводу 72. Трубопровод 72, в свою очередь, подключен при помощи обычных вентилей и элементов управления (не показаны) к трубопроводу 48, к трубопроводу дренажа 31 и к ранее упомянутому трубопроводу 32, за счет чего отделенная в сепараторах 46 и 70 вся сконденсированная вода или ее часть, избирательно подается в генератор синтез-газа 1 6.From the separator 70, water is discharged through the pipeline 72 connected to it. Pipeline 72, in turn, is connected with conventional valves and controls (not shown) to pipeline 48, to the drainage pipeline 31 and to the previously mentioned pipeline 32, thereby separating In separators 46 and 70, all or part of the condensed water is selectively fed to the synthesis gas generator 1 6.

Выделенные в сепараторе 70 более тяжелые углеводороды выводятся из него по трубопроводу 74, который подключен к трубопроводу 50, идущему от сепаратора 46. По трубопроводу 50 более тяжелые углеводороды из обоих сепараторов 46 и 70 подаются в обычный блок фракционирования 76. Углеводородный поток продукта, содержащий выделенные компоненты, выводится из блока фракционирования 76 по трубопроводу 78 на хранение или для другого вида использования. Этот поток продукта содержит более тяжелые углеводороды, которые могут быть жидкими или твердыми при стандартной температуре и давлении (например, 14,7 psig (100 кПа) и 70°F (21,1°С). Нежелательные фракции легких и тяжелых углеводородов, полученные в блоке фракционирования 76, выводятся из него по соответствующим трубопроводам 80 и 82. Трубопроводы 80 и 82 подключены к трубопроводу 84, по которому нежелательные углеводороды поступают во впускной трубопровод 12, где они перемешиваются с исходным потоком газообразных легких углеводородов и рециркулируют.The heavier hydrocarbons recovered from the separator 70 are removed from it through conduit 74, which is connected to conduit 50 from separator 46. Pipeline 50 transports heavier hydrocarbons from both separators 46 and 70 into a conventional fractionation unit 76. The hydrocarbon product stream containing the separated components removed from fractionation unit 76 via pipeline 78 for storage or other use. This product stream contains heavier hydrocarbons that can be liquid or solid at standard temperature and pressure (for example, 14.7 psig (100 kPa) and 70 ° F (21.1 ° C). Undesirable fractions of light and heavy hydrocarbons obtained in fractionation unit 76, are removed from it through the respective pipelines 80 and 82. Pipelines 80 and 82 are connected to pipeline 84, through which unwanted hydrocarbons enter the inlet pipe 12, where they are mixed with the original stream of gaseous light hydrocarbons and recycled.

Остаточный газовый поток, полученный в сепараторе 70, может содержать азот и не вступившие в реакцию водород, оксид углерода, легкие углеводороды и диоксид углерода. Из сепаратора 70 по подключенному к нему трубопроводу 86 этот остаточный газовый поток поступает в каталитическую камеру сгорания 88. Каталитическая камера сгорания 88 может иметь горелку 90, в которую поступает остаточный газовый поток.The residual gas stream obtained in the separator 70 may contain nitrogen and unreacted hydrogen, carbon monoxide, light hydrocarbons and carbon dioxide. From the separator 70 through the pipeline 86 connected to it, this residual gas flow enters the catalytic combustion chamber 88. The catalytic combustion chamber 88 may have a burner 90 into which the residual gas flow enters.

Поток воздуха подводится к горелке 90 при помощи трубопровода 92, соединенного с выходом воздуходувки 94. Подводимые к горелке 90 остаточный газовый поток из сепаратора 70 и воздух полностью в ней перемешиваются, воспламеняются и поступают в реактор 96, соединенный с горелкой 90.The air flow is supplied to the burner 90 by means of a pipe 92 connected to the outlet of the blower 94. The residual gas flow from the separator 70 supplied to the burner 90 and the air are completely mixed in it, ignited and fed into the reactor 96 connected to the burner 90.

Реактор 96 содержит фиксированный слой 98 катализатора, образованного подходящим новым металлом, например, содержащего платину или палладий, для ускорения и каталитического окисления окисляемых компонентов в остаточном газовом потоке. В результате такого окисления в камере сгорания получают поток продуктов окисления, который включает в себя диоксид углерода, водяной пар и азот; этот поток выводится из камеры сгорания 88 при помощи подключенного к ней трубопровода 1 00. Трубопровод 1 00 факультативно позволяет направлять поток продукта в обычный блок удаления диоксида углерода 1 02. После удаления из потока диоксида углерода и воды при помощи блока удаления диоксида углерода 1 02 получают относительно чистый поток азота, который из блока 102 при помощи трубопровода 104 подается на хранение, на продажу или для дополнительной обработки.The reactor 96 contains a fixed catalyst layer 98 formed by a suitable new metal, for example, containing platinum or palladium, to accelerate and catalytic oxidation of oxidizable components in the residual gas stream. As a result of this oxidation, a stream of oxidation products is obtained in the combustion chamber, which includes carbon dioxide, water vapor and nitrogen; this stream is removed from the combustion chamber 88 by means of a connected pipe 1 00. Pipe 1 00 optionally allows you to direct the product stream to a conventional carbon dioxide removal unit 1 02. After removing carbon dioxide and water from the stream using a carbon dioxide removal unit 1 02, relatively clean flow of nitrogen, which from block 102 through pipeline 104 is fed to storage, for sale or for additional processing.

Удаленный при помощи блока 1 02 диоксид углерода подается по трубопроводу 1 06 в компрессор 108. Выход компрессора 108 подключен при помощи обычных вентилей и элементов контроля (не показаны) к отводному каналу 35 и к ранее упомянутому трубопроводу 34, за счет чего весь диоксид углерода или его часть избирательно вводится в генератор синтез-газа 16.The carbon dioxide removed by means of block 1 02 is supplied via pipeline 1 06 to compressor 108. The output of compressor 108 is connected with conventional valves and control elements (not shown) to branch duct 35 and to the previously mentioned pipeline 34, due to which all carbon dioxide or part of it is selectively introduced into the synthesis gas generator 16.

Как упоминалось ранее, регулируют расходы воды, вводимой в генератор синтез-газа 1 6 при помощи трубопровода 32, и диоксида углерода, вводимого при помощи трубопровода 34, таким образом, что отношение водорода к оксиду углерода в полученном потоке синтез-газа преимущественно было близко к 2:1 . Это, в свою очередь, повышает КПД реакций синтеза углеводорода, протекающих в реакторах 38 и 54. Кроме того, за счет подводимого по трубопроводу 24 воздуха, который используется в генераторе синтез-газа 1 6 как источник кислорода для протекающей в нем реакции частичного окисления, в потоке синтез-газа получают азот. Такой азот действует как растворитель в реакторах синтеза углеводорода 38 и 54, и устраняет горячие точки в катализаторе, а также повышает КПД реакций синтеза углеводорода. Этот азот совместно с азотом, который дополнительно произведен в каталитической камере сгорания 88, после удаления диоксида углерода образует относительно чистый азотный поток продукта. Кроме того, рециркуляция опционного диоксида углерода (или его части), поступающего по трубопроводу 1 06, обеспечивает дополнительный углерод для получения более тяжелых углеводородов и увеличения общего КПД процесса.As mentioned earlier, the flow rates of the water introduced into the synthesis gas generator 1 6 via conduit 32 and carbon dioxide introduced via conduit 34 are controlled, so that the ratio of hydrogen to carbon monoxide in the resulting synthesis gas stream is predominantly close to 2: 1. This, in turn, increases the efficiency of hydrocarbon synthesis reactions occurring in reactors 38 and 54. In addition, due to supplied through the pipeline 24 of air, which is used in the synthesis gas generator 1 6 as the source of oxygen for the partial oxidation reaction proceeding in it, in the synthesis gas stream, nitrogen is produced. Such nitrogen acts as a solvent in hydrocarbon synthesis reactors 38 and 54, and eliminates hot spots in the catalyst, as well as increases the efficiency of hydrocarbon synthesis reactions. This nitrogen, together with nitrogen, which is additionally produced in the catalytic combustion chamber 88, after the removal of carbon dioxide forms a relatively pure nitrogen product stream. In addition, the recycling of optional carbon dioxide (or part thereof) entering pipeline 1 06 provides additional carbon to produce heavier hydrocarbons and increase the overall efficiency of the process.

В соответствии с важным аспектом настоящего изобретения, в показанной на фиг. 1 системе предлагается использовать газовую турбину. В качестве примера перестройки системы, показанной на фиг. 1 , можно удалить каталитическую камеру сгорания 88, горелку 90, воздуходувку 94 и воздушный компрессор 18, заменив их газовой турбиной. Газовая турбина может содержать камеру сгорания для сжигания газа, а компрессорная секция (секция сжатия) турбины может обеспечивать подачу сжатого воздуха для горения, как это раньше делала воздуходувка 94, и выработку сжатого воздуха, как это раньше делал компрессор 18. Далее приведены другие примеры перестройки системы.In accordance with an important aspect of the present invention, in the manner shown in FIG. 1 the system is proposed to use a gas turbine. As an example of the restructuring of the system shown in FIG. 1, the catalytic combustor 88, the burner 90, the blower 94 and the air compressor 18 can be removed by replacing them with a gas turbine. The gas turbine may contain a combustion chamber for burning gas, and the compressor section (compression section) of the turbine may supply compressed air for combustion, as blower 94 previously did, and compressed air production, as before, did compressor 18. Other examples of adjustment are given system.

Система с газовой турбинойGas turbine system

Обратимся теперь к рассмотрению фиг. 2, на которой показан предпочтительный пример построения системы 200, включающей в себя комбинацию блока синтеза газа 202, блока синтеза 204 и газовой турбины 206. В системе 200 газовая турбина 206 используется, как минимум, для обеспечения мощности для протекания процесса, однако она может быть применена для выработки, по меньшей мере, некоторой дополнительной мощности.Referring now to FIG. 2, which shows a preferred example of constructing a system 200 comprising a combination of a gas synthesis unit 202, a synthesis unit 204 and a gas turbine 206. The system 200 uses a gas turbine 206, at a minimum, to provide power for the process to proceed, however it can be applied to generate at least some additional power.

Газовая турбина 206 содержит секцию сжатия 208 и секцию турбинного расширения 210. Мощность, вырабатываемая секцией турбинного расширения 210, приводит в действие секцию сжатия 208 при помощи элемента связи 212, которым может быть вал, причем любой избыток мощности свыше требуемой для секции сжатия 208 может быть использован для генерации электричества или для привода другого оборудования, что условно показано выходом 214. Компрессорная секция 208 имеет впуск или трубопровод 216, по которому в показанном на фиг. 2 варианте компрессор 208 получает воздух. Компрессорная секция 208 также имеет выпуск или трубопровод 218 для сжатого воздуха. С выхода 218 компрессорной секции 208 сжатый воздух по трубопроводу 260 поступает в блок синтеза газа 202. Секция расширения турбины 210 имеет впуск или трубопровод 220 и выпуск или трубопровод 222.The gas turbine 206 contains a compression section 208 and a turbine expansion section 210. The power generated by the turbine expansion section 210 actuates the compression section 208 using a coupling element 212, which may be a shaft, and any excess power above the compression section 208 may be used to generate electricity or to drive other equipment, which is conventionally shown by outlet 214. Compressor section 208 has an inlet or conduit 216, which in the system shown in FIG. 2 option compressor 208 receives air. Compressor section 208 also has an outlet or conduit 218 for compressed air. From the outlet 218 of the compressor section 208, the compressed air through the pipeline 260 enters the gas synthesis unit 202. The expansion section of the turbine 210 has an inlet or pipeline 220 and an outlet or pipeline 222.

Блок синтеза газа 202 может иметь различную конфигурацию, однако в показанном на фиг. 2 конкретном варианте он содержит реактор синтез-газа 224, который может быть реактором автотермической конверсии. Смесь легких углеводородов, таких, например, как поток природного газа, поступает на впуск или в трубопровод 225 реактора синтез-газа 224. В некоторых случаях желательно использовать природный газ, содержащий повышенные уровни таких компонентов, как N2, СО2, Не и др., что приводит к снижению уровня BTU (британская тепловая единица) газа в трубопроводе 225. Блок синтеза газа 202 может также содержать один или несколько теплообменников, причем в показанном на фиг. 2 случае теплообменником 226 является охладитель, предназначенный для снижения температуры синтез-газа с выхода 228 реактора синтез-газа 224. Выход теплообменника 226 подключен к впуску 230 сепаратора 232. Сепаратор 232 служит для отделения влаги, которая выводится из него по линии 234. В некоторых случаях желательно использовать воду из трубопровода 234 для получения водяного пара в газовой турбине 21 0. Синтез-газ из сепаратораGas synthesis unit 202 may have a different configuration, however, in the embodiment shown in FIG. In a specific embodiment, it comprises a synthesis gas reactor 224, which may be an autothermal conversion reactor. A mixture of light hydrocarbons, such as, for example, a stream of natural gas, enters the inlet or into the pipeline 225 of the synthesis gas reactor 224. In some cases, it is desirable to use natural gas containing elevated levels of components such as N 2 , CO 2 , He, etc. , which leads to a decrease in the level of BTU (British thermal unit) of gas in the pipeline 225. The gas synthesis unit 202 may also contain one or more heat exchangers, moreover, in the case shown in FIG. 2 case, the heat exchanger 226 is a cooler designed to reduce the temperature of the synthesis gas from the outlet 228 of the synthesis gas reactor 224. The outlet of the heat exchanger 226 is connected to the inlet 230 of the separator 232. The separator 232 serves to separate the moisture that is removed from it via line 234. In some In cases where it is desirable to use water from the pipeline 234 to produce water vapor in the gas turbine 21 0. Synthesis gas from the separator

232 поступает на выход 236 и по трубопроводу подается в блок синтеза 204.232 enters exit 236 and is fed via pipeline to synthesis unit 204.

Блок синтеза 204 может быть использован для синтезирования ряда материалов, как это упоминалось ранее, однако, в данном конкретном примере он использован для осуществления синтеза более тяжелых углеводородов в соответствии с показанным на фиг. 1 вариантом. Блок синтеза 204 содержит реактор ФишераТропша 238, в котором имеется соответствующий катализатор. Выход 240 реактора ФишераТропша 238 подключен к теплообменнику 242, который ведет далее на вход 246 сепаратора 244.Synthesis unit 204 can be used to synthesize a range of materials, as mentioned earlier, however, in this particular example, it is used to synthesize heavier hydrocarbons as shown in FIG. 1 option. Synthesis unit 204 contains a Fischer-Tropsch reactor 238, in which there is an appropriate catalyst. The output 240 of the reactor FischerTropsha 238 is connected to the heat exchanger 242, which leads further to the input 246 of the separator 244.

С выхода сепаратора 244 выделенные в нем более тяжелые углеводороды поступают по трубопроводу 250 в бак хранения или в резервуар 248. В линию 250 могут быть включены дополнительные компоненты, такие как обычный блок фракционирования, такой, как показан на фиг. 1 . Отделенная в сепараторе 244 вода выводится из него по линии 252. В некоторых случаях желательно использовать воду из трубопровода 252 для получения водяного пара в турбине расширения 21 0. Остаточный газ с выхода сепаратора 244 подается в трубопровод 254.From the outlet of separator 244, the heavier hydrocarbons recovered therein flow through conduit 250 into a storage tank or into a tank 248. Additional components may be included in line 250, such as a conventional fractionation unit, such as shown in FIG. one . Water separated in separator 244 is removed from it via line 252. In some cases, it is desirable to use water from conduit 252 to produce water vapor in an expansion turbine 21 0. The residual gas from the outlet of separator 244 is fed to conduit 254.

Система 200 включает в себя камеру сгорания 256. В камеру сгорания 256 поступает воздух из компрессорной секции 208 по трубопроводу 258, который связан флюидально с трубопроводом 260, включенным между выпуском 218 и реактором синтез-газа 224. Кроме того, в камеру сгорания 256 по трубопроводу 254, подключенному к трубопроводу 258, подается остаточный газ из сепаратора 244. Промежуточный трубопровод 260 и соединение трубопровода 254 с трубопроводом 258 могут быть выполнены в виде системы вентилей (не показана), предназначенной для снижения давления на выходе компрессорной секции 208 до уровня, необходимого для нормального функционирования камеры сгорания 256 и согласованного, в случае необходимости, с давлением в трубопроводе 254. Выход камеры сгорания 256 подключен к турбине расширения 21 0. Камера сгорания 256 может содержать катализатор, который позволяет ускорять реакции горения; ускоряющий сгорание катализатор может облегчить сгорание газа с низким уровнем BTU в камере сгорания 256. В некоторых случаях камера сгорания 256 может быть выполнена в виде узла собственно газовой турбины 206.The system 200 includes a combustion chamber 256. The combustion chamber 256 receives air from the compressor section 208 via conduit 258, which is in fluid communication with conduit 260 connected between outlet 218 and synthesis gas reactor 224. In addition, into the combustion chamber 256 via conduit 254, connected to conduit 258, residual gas is supplied from separator 244. Intermediate conduit 260 and connection of conduit 254 to conduit 258 can be made in the form of a valve system (not shown) designed to reduce the outlet pressure of the compressor. Pressurized section 208 to the level required for normal functioning of the combustion chamber 256 and coordinated, if necessary, with the pressure in the pipeline 254. The output of the combustion chamber 256 is connected to the expansion turbine 21 0. The combustion chamber 256 may contain a catalyst that allows you to accelerate the combustion reaction; an accelerating combustion catalyst can facilitate the combustion of gas with a low BTU level in the combustion chamber 256. In some cases, the combustion chamber 256 may be designed as an assembly of the gas turbine 206 itself.

Обратимся теперь к рассмотрению фиг. 3 и 4, на которых показаны примеры построения систем 300 и 400. Системы 300 и 400 во многом похожи на систему 200. Аналогичные или одинаковые узлы систем 300 и 400 показаны позициями с последними двумя цифрами, совпадающими с указанными на фиг. 2. Показанные на фиг. 3 и 4 модификации будут описаны ниже.Referring now to FIG. 3 and 4, in which examples of building systems 300 and 400 are shown. Systems 300 and 400 are very similar to system 200. Similar or identical nodes of systems 300 and 400 are shown with positions with the last two digits that match those shown in FIG. 2. Shown in FIG. 3 and 4 modifications will be described below.

Предпочтительное рабочее давление процесса, описанного со ссылкой на фиг. 2-4, лежит в диапазоне от 50 до 500 psig (от 344,74 до 3447,4 кПа), а более конкретно лежит в диапазоне от 100 до 400 psig (от 689,5 до 2757,9 кПа). Это относительно низкое рабочее давление благоприятно совпадает с диапазоном работы большинства газовых турбин, так что требуется только минимальное дополнительное сжатие (газа). Кроме того, при работе блока выработки синтез-газа 202 относительно низкое рабочее давление благоприятно сказывается на увеличении КПД реакций конверсии, что приводит к более высокой степени превращения (конверсии) исходных углеводородов, таких как природный газ, в оксид углерода вместо диоксида углерода. Дополнительно, при низких давлениях снижается вероятность протекания нежелательных реакций, которые ведут к получению углерода.The preferred operating pressure of the process described with reference to FIG. 2-4, lies in the range from 50 to 500 psig (from 344.74 to 3447.4 kPa), and more specifically lies in the range from 100 to 400 psig (from 689.5 to 2757.9 kPa). This relatively low operating pressure favorably coincides with the range of operation of most gas turbines, so only minimal additional compression (gas) is required. In addition, when operating the synthesis gas generation unit 202, a relatively low working pressure favorably affects the efficiency of conversion reactions, which leads to a higher degree of conversion (conversion) of the original hydrocarbons, such as natural gas, to carbon monoxide instead of carbon dioxide. Additionally, at low pressures, the likelihood of undesirable reactions leading to carbon production is reduced.

В некоторых случаях желательно увеличивать рабочее давление системы 200, если падение давления слишком велико для предоставления достаточной энергии для привода компрессорной секции 208, или если для использованного в реакторе Фишера-Тропша 238 катализатора требуется более высокое рабочее давление. В любом случае, если требуется более высокое рабочее давление, то полученный в блоке синтезирования газа 202 синтез-газ может быть дополнительно сжат при помощи дополнительного компрессора. Эта альтернатива показана на фиг. 3 как система 300. Дополнительный компрессор или компрессор синтез-газа показан позицией 364. В данной конфигурации блок выработки синтез-газа 302 работает при относительно низком давлении по указанным ранее причинам (больший КПД реактора 224 и меньшая вероятность образования твердых углеродов), в то время как реактор Фишера-Тропша 338 работает при более высоком давлении. Преимуществом системы 300 является большее восстановление (более высокий коэффициент использования) мощности от турбины 306, однако большая часть этой мощности понадобится, вероятно, для привода дополнительного компрессора синтез-газа 364. Преимуществом системы 300 является также работа реактора ФишераТропша 338 при более высоком давлении, что, в зависимости от использованного катализатора, повышает КПД реакции.In some cases, it is desirable to increase the operating pressure of system 200 if the pressure drop is too large to provide enough energy to drive the compressor section 208, or if a higher operating pressure is required for the catalyst used in the Fisher-Tropsch 238 reactor. In any case, if a higher operating pressure is required, the synthesis gas obtained in the gas synthesis unit 202 can be additionally compressed using an additional compressor. This alternative is shown in FIG. 3 as a system 300. The additional compressor or synthesis gas compressor is shown at 364. In this configuration, the synthesis gas generation unit 302 operates at a relatively low pressure for the reasons given previously (higher efficiency of the reactor 224 and a lower probability of formation of solid carbons), while as the Fischer-Tropsch 338 reactor operates at a higher pressure. The advantage of system 300 is greater recovery (higher utilization) of power from turbine 306, however most of this power will probably be needed to drive an additional synthesis gas compressor 364. The advantage of system 300 is also the operation of the Fischer-Tropsch 338 reactor at a higher pressure, which , depending on the catalyst used, increases the efficiency of the reaction.

Обратимся теперь к рассмотрению фиг. 4, на которой показан другой пример построения системы 400, в которой компрессор 464 использован для сжатия остаточного газа из реактора 438 для уменьшения, полностью или частично, потерь давления в системе и повышения КПД турбины.Referring now to FIG. 4, another example of building a system 400 is shown in which compressor 464 is used to compress residual gas from reactor 438 to reduce, in whole or in part, pressure losses in the system and increase turbine efficiency.

В показанном на фиг. 4 пунктиром альтернативном варианте избыток энергии от теплообменника 426 и реактора 438 может быть использован для запитки паровой турбины 480. Пар от теплообменника 426 по трубопроводу 482 поступает на секцию (участок) расширенияIn the embodiment shown in FIG. 4, with a dotted line alternative, the excess energy from heat exchanger 426 and reactor 438 can be used to power steam turbine 480. Steam from heat exchanger 426 through conduit 482 enters an expansion section (section)

484 турбины 480. В дополнение к этому или вместо этого, пар из змеевика, проходящего через реактор 438, по трубопроводу 486, подключенному к трубопроводу 482, может быть подан на секцию расширения 484 турбины 480. Секция расширения 484 имеет дренаж 494 и обеспечивает привод компрессорной секции 488 турбины 480. На секцию сжатия 488 по трубопроводу 490 подается воздух, а сжатый воздух с этой секции выходит по трубопроводу 492. Трубопровод 490 подключен к трубопроводу 460 для ввода дополнительного сжатого воздуха в реактор 424. Избыток энергии системы 400 (например, из теплообменника 426 и реактора 438) может быть также использован для привода других устройств, таких как компрессор 464 (фиг. 4) или вспомогательный компрессор синтез-газа 364 (фиг. 3).484 turbines 480. In addition to this or instead, steam from a coil passing through reactor 438 via pipeline 486 connected to pipeline 482 may be fed to expansion section 484 of turbine 480. Extension section 484 has drainage 494 and provides compressor drive section 488 of the turbine 480. Air is supplied to the compression section 488 through conduit 490, and compressed air from this section exits via conduit 492. Pipeline 490 is connected to conduit 460 to introduce additional compressed air into reactor 424. Excess energy from system 400 (for example, from exchanger 426 and reactor 438) may also be used to drive other devices such as compressor 464 (FIG. 4) or an auxiliary compressor synthesis gas 364 (FIG. 3).

Несмотря на то, что был описан предпочтительный вариант осуществления изобретения, совершенно ясно, что в него специалистами в данной области могут быть внесены изменения и дополнения, которые не выходят однако за рамки приведенной далее формулы изобретения. Например, в системе могут быть использованы различные методы получения теплоты, что также соответствует сущности настоящего изобретения и не выходит за его рамки.Despite the fact that the preferred embodiment of the invention has been described, it is quite clear that changes and additions can be made to it by specialists in this field, which, however, do not go beyond the scope of the following claims. For example, various methods for obtaining heat can be used in the system, which also corresponds to the essence of the present invention and does not go beyond it.

Claims (29)

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯCLAIM 1 . Способ конверсии природного газа для осуществления конверсии нормально газообразных углеводородов в жидкие органические продукты, который включает в себя следующие операции:one . A method of converting natural gas to convert normally gaseous hydrocarbons to liquid organic products, which includes the following operations: a) сжатие воздуха;a) air compression; b) осуществление реакции потока исходного сырья, который состоит главным образом из газообразных углеводородов, в присутствии сжатого воздуха из операции (а) в первом автотермическом реакторе конверсии для создания промежуточного питающего потока, который содержит оксид углерода и молекулярный водород;b) carrying out the reaction of the feed stream, which consists mainly of gaseous hydrocarbons, in the presence of compressed air from step (a) in the first autothermal conversion reactor to create an intermediate feed stream that contains carbon monoxide and molecular hydrogen; c) осуществление реакции промежуточного питающего потока в присутствии катализатора во втором реакторе Фишера-Тропша для получения потока углеводородного продукта главным образом С5+ углеводородов; иc) carrying out the reaction of the intermediate feed stream in the presence of a catalyst in a second Fischer-Tropsch reactor to produce a hydrocarbon product stream of mainly C5 + hydrocarbons; and d) сжигание остаточного газа из второго реактора в газовой турбине, которая использована для осуществления сжатия части сжатого воздуха в операции (а).d) burning residual gas from the second reactor in a gas turbine, which was used to compress a portion of the compressed air in operation (a). 2. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что операция (а) предусматривает сжатие обогащенного воздуха.2. The method according to p. 1, characterized in that the operation (a) provides for the compression of the enriched air. 3. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что он дополнительно включает в себя операцию дополнительного сжатия промежуточного потока до осуществления операции (с).3. The method according to p. 1, characterized in that it further includes the operation of additional compression of the intermediate stream prior to the operation (s). 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно включает в себя операцию дополнительного сжатия остаточного газа перед его подачей на газовую турбину в операции (d).4. The method according to claim 1, characterized in that it further includes the operation of additional compression of the residual gas before it is supplied to the gas turbine in operation (d). 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что осуществляют конверсию нормально газообразных углеводородов в жидкие органические продукты, которые, по меньшей мере, являются такими тяжелыми, как C5.5. The method according to claim 1, characterized in that the conversion of normally gaseous hydrocarbons into liquid organic products, which are at least as heavy as C 5 . 6. Способ по п.1, отличающийся тем, что осуществляют конверсию нормально газообразных углеводородов в диметил эфир.6. The method according to claim 1, characterized in that the conversion of normally gaseous hydrocarbons into dimethyl ether. 7. Способ по п.1, отличающийся тем, что сжигание в операции (d) осуществляют в присутствии способствующего горению катализатора.7. The method according to claim 1, characterized in that the combustion in operation (d) is carried out in the presence of a combustion-promoting catalyst. 8. Способ по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно включает в себя следующие операции:8. The method according to claim 1, characterized in that it further includes the following operations: e) отвод избытка тепловой энергии, выделяемой при реакции операции (b); иe) removal of excess thermal energy released during the reaction of operation (b); and f) использование избытка тепловой энергии операции (е) для сжатия дополнительного воздуха в сочетании с операцией (а).f) using the excess thermal energy of operation (e) to compress additional air in combination with operation (a). 9. Способ по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно включает в себя следующие операции:9. The method according to claim 1, characterized in that it further includes the following operations: e) отвод избытка тепловой энергии, выделяемой при реакции операции (c); иe) removal of excess thermal energy released during the reaction of operation (c); and f) использование избытка тепловой энергии операции (е) для сжатия дополнительного воздуха в сочетании с операцией (а).f) using the excess thermal energy of operation (e) to compress additional air in combination with operation (a). 10. Способ по п. 1, отличающийся тем, что он дополнительно включает в себя следующие операции:10. The method according to p. 1, characterized in that it further includes the following operations: e) отвод избытка тепловой энергии, выделяемой при реакции операции (b); иe) removal of excess thermal energy released during the reaction of operation (b); and f) отвод избытка тепловой энергии, выделяемой при реакции операции (c);f) removal of excess thermal energy released during the reaction of operation (c); g) использование избытка тепловой энергии операций (е) и (f) для сжатия дополнительного воздуха в сочетании с операцией (а).g) using the excess thermal energy of operations (e) and (f) to compress additional air in combination with operation (a). 11. Способ конверсии нормально газообразных углеводородов в более тяжелые углеводороды, являющиеся жидкими или твердыми при стандартных температуре и давлении, который включает в себя следующие операции:11. A method for converting normally gaseous hydrocarbons to heavier hydrocarbons that are liquid or solid at standard temperature and pressure, which includes the following operations: a) проведение реакции воздуха и газообразных углеводородов в реакторе, для получения газа, который содержит определенные количества Н2, СО и N2 из воздуха;a) conducting a reaction of air and gaseous hydrocarbons in a reactor to produce a gas that contains certain amounts of H 2 , CO and N 2 from air; b) проведение реакции полученного в операции (а) газа над катализатором ФишераТропша для получения более тяжелых углеводородных продуктов;b) reacting the gas obtained in step (a) over a Fischer-Tropsch catalyst to produce heavier hydrocarbon products; c) отделение более тяжелых углеводородных продуктов и воды от газообразных легких углеводородных продуктов и не вступивших в реакцию Н2, СО и N2;c) separating heavier hydrocarbon products and water from gaseous light hydrocarbon products and unreacted H2, CO and N2; d) сжигание остаточного газа из операции (с) в газовой турбине;d) burning residual gas from operation (c) in a gas turbine; e) отбор части сжатого воздуха из секции сжатия газовой турбины, использованной в операции (d), для осуществления реакции с газообразными углеводородами в операции (а);e) selecting a portion of the compressed air from the compression section of the gas turbine used in operation (d) to carry out a reaction with gaseous hydrocarbons in operation (a); f) проведение реакции оставшегося от операции (а) воздуха с остаточным газом в операции (d).f) reacting the air remaining from step (a) with the residual gas in step (d). 1 2. Способ по п. 11, отличающийся тем, что операция (а) включает в себя проведение реакции обогащенного воздуха и газообразных легких углеводородов в реакторе.1 2. The method according to p. 11, characterized in that the operation (a) includes carrying out the reaction of enriched air and gaseous light hydrocarbons in the reactor. 13. Способ по п. 11, отличающийся тем, что он дополнительно включает в себя операцию ввода СО2 в реактор в операции (а) для регулировки отношения Н2 к СО.13. The method according to p. 11, characterized in that it further includes the operation of introducing CO2 into the reactor in operation (a) to adjust the ratio of H2 to CO. 1 4. Способ по п. 11, отличающийся тем, что он дополнительно включает в себя операцию ввода водяного пара в реактор в операции (а) для регулировки отношения Н2 к СО.1 4. The method according to p. 11, characterized in that it further includes the step of introducing water vapor into the reactor in step (a) to adjust the ratio of H 2 to CO. 1 5. Способ по п. 11, отличающийся тем, что он дополнительно включает в себя операцию сжатия газообразных легких углеводородных продуктов и не вступивших в реакцию Н2, СО и N2 из операции (с) для компенсации, по меньшей мере частично, падения давления, связанного с операциями (b) и (с).1 5. The method according to p. 11, characterized in that it further includes the operation of compressing gaseous light hydrocarbon products and unreacted H 2 , CO and N 2 from operation (c) to compensate, at least in part, for the fall pressure associated with operations (b) and (c). 1 6. Способ по п. 11, отличающийся тем, что операция дополнительного сжатия газообразных легких углеводородных продуктов и не вступивших в реакцию Н2, СО и N2 предусматривает сжатие газообразных легких углеводородных продуктов и не вступивших в реакцию Н2, СО и N2 до уровня, главным образом равного давлению воздуха, используемого в операции (е).1 6. The method according to p. 11, characterized in that the operation of additional compression of gaseous light hydrocarbon products and unreacted H2, CO and N2 provides for the compression of gaseous light hydrocarbon products and unreacted H 2 , CO and N 2 to a level mainly equal to the pressure of the air used in operation (e). 1 7. Способ по п. 11, отличающийся тем, что операция (а) предусматривает проведение реакции сжатого воздуха и газообразных углеводородов в автотермическом конверторе.1 7. The method according to p. 11, characterized in that operation (a) involves the reaction of compressed air and gaseous hydrocarbons in an autothermal converter. 18. Способ по п. 11, отличающийся тем, что операция (а) предусматривает проведение реакции воздуха и газообразных углеводородов в не каталитическом реакторе частичного окисления.18. The method according to p. 11, characterized in that step (a) involves the reaction of air and gaseous hydrocarbons in a non-catalytic partial oxidation reactor. 19. Способ по п. 11, отличающийся тем, что он дополнительно включает в себя следующие операции:19. The method according to p. 11, characterized in that it further includes the following operations: - сбор влаги, получаемой в операциях (а) и (b); и- collection of moisture obtained in operations (a) and (b); and - подачу собранной влаги на секцию турбинного расширения газовой турбины, используемой в операции (d).- supplying the collected moisture to the turbine expansion section of the gas turbine used in operation (d). 20. Способ по п. 11, отличающийся тем, что операция (а) предусматривает проведение реакции воздуха и природного газа в реакторе для получения газа, который содержит определенные количества Н2, СО и N2.20. The method according to p. 11, characterized in that step (a) involves the reaction of air and natural gas in a reactor to produce a gas that contains certain amounts of H 2 , CO and N 2 . 21 . Способ по п. 11, отличающийся тем, что сжигание в операции (d) проводят в присутствии способствующего горению катализатора.21. The method according to claim 11, characterized in that the combustion in operation (d) is carried out in the presence of a combustion-promoting catalyst. 22. Система конверсии природного газа для осуществления конверсии нормально газообразных углеводородов в более тяжелые угле15 водороды, являющиеся жидкими или твердыми при стандартной температуре и давлении, отличающаяся тем, что она содержит22. A natural gas conversion system for converting normally gaseous hydrocarbons to heavier coals15 hydrogens that are liquid or solid at standard temperature and pressure, characterized in that it contains - газовую турбину, которая имеет секцию сжатия, секцию расширения, впуск воздуха и выпуск;- a gas turbine that has a compression section, an expansion section, an air inlet and an outlet; - блок выработки синтез-газа, который содержит автотермический конвертор, соединенный с секцией сжатия газовой турбины для приема из нее сжатого воздуха, а также имеющий впуск исходного сырья для ввода нормально газообразных углеводородов и выпуск для синтез-газа;- a synthesis gas production unit that contains an autothermal converter connected to a gas turbine compression section for receiving compressed air from it, and also having a feed inlet for introducing normally gaseous hydrocarbons and an outlet for synthesis gas; - блок синтеза Фишера-Тропша, имеющий впуск, соединенный с выпуском блока выработки синтез-газа для приема из него синтез-газа, а также первый выпуск для остаточного газа и второй выпуск для более тяжелых углеводородов;- a Fischer-Tropsch synthesis unit having an inlet connected to the outlet of the synthesis gas generation unit for receiving synthesis gas from it, as well as a first outlet for residual gas and a second outlet for heavier hydrocarbons; - камеру сгорания, объединенную с газовой турбиной и имеющую впуск и выпуск, причем впуск камеры сгорания подключен к первому выпуску блока синтеза для получения остаточного газа, а выпуск камеры сгорания подключен к секции расширения газовой турбины, при этом впуск камеры сгорания подключен также к одному из участков секции сжатия для получения оттуда сжатого воздуха;- a combustion chamber combined with a gas turbine and having an inlet and an outlet, the inlet of the combustion chamber connected to the first outlet of the synthesis unit to produce residual gas, and the outlet of the combustion chamber connected to the expansion section of the gas turbine, while the inlet of the combustion chamber is also connected to one of sections of the compression section to receive compressed air from there; - причем при работе камеры сгорания происходит сгорание остаточного газа и сжатого воздуха, при этом результирующий продукт подают на секцию расширения газовой турбины, по меньшей мере, для осуществления привода секции сжатия.- moreover, during operation of the combustion chamber, residual gas and compressed air are burned, while the resulting product is fed to the expansion section of the gas turbine, at least to drive the compression section. 23. Система по п.22, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит вспомогательный компрессор, подключенный к впуску камеры сгорания и к первому выпуску блока синтеза, причем вспомогательный компрессор увеличивает давление выдаваемого блоком синтеза остаточного газа, перед вводом остаточного газа в камеру сгорания.23. The system according to p. 22, characterized in that it further comprises an auxiliary compressor connected to the inlet of the combustion chamber and to the first outlet of the synthesis unit, the auxiliary compressor increasing the pressure produced by the residual gas synthesis unit, before introducing the residual gas into the combustion chamber. 24. Система по п.22, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит вспомогательный компрессор, подключенный к выпуску блока синтеза газа и к впуску блока синтеза, предназначенный для увеличения давления синтезгаза до его подачи в блок синтеза.24. The system according to p. 22, characterized in that it further comprises an auxiliary compressor connected to the outlet of the gas synthesis unit and to the inlet of the synthesis unit, designed to increase the pressure of the synthesis gas before it is supplied to the synthesis unit. 25. Система по п.22, отличающаяся тем, что в газовой турбине дополнительно предусмотрен элемент отбора энергии для отвода избытка энергии, превышающего энергию, необходимую для привода секции сжатия.25. The system according to item 22, wherein the gas turbine is additionally provided with an element for energy extraction to remove excess energy in excess of the energy required to drive the compression section. 26. Система по п.22, отличающаяся тем, что газовая турбина дополнительно содержит способствующий горению катализатор для облегчения сгорания в ней газов.26. The system of claim 22, wherein the gas turbine further comprises a combustion aid to facilitate the combustion of gases therein. 27. Система по п.22, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит27. The system according to p. 22, characterized in that it further comprises - дополнительную газовую турбину, которая имеет секцию сжатия, секцию расширения, впуск воздуха и выпуск, предназначенную для подачи дополнительного сжатого воздуха в блок выработки синтез-газа;- an additional gas turbine, which has a compression section, an expansion section, an air inlet and an outlet for supplying additional compressed air to the synthesis gas generation unit; - причем блок выработки синтез-газа дополнительно содержит теплообменник; и- wherein the synthesis gas generating unit further comprises a heat exchanger; and - трубопровод для отвода избыточной тепловой энергии от теплообменника блока выработки синтез-газа к дополнительной газовой турбине для запитки дополнительной газовой турбины.- a pipeline for removing excess thermal energy from the heat exchanger of the synthesis gas generation unit to an additional gas turbine to power the additional gas turbine. 28. Система по п.22, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит28. The system according to p. 22, characterized in that it further comprises - дополнительную газовую турбину, которая имеет секцию сжатия, секцию расширения, впуск воздуха и выпуск, предназначенную для подачи дополнительного сжатого воздуха в блок выработки синтез-газа;- an additional gas turbine, which has a compression section, an expansion section, an air inlet and an outlet for supplying additional compressed air to the synthesis gas generation unit; - причем блок синтеза дополнительно содержит подключенный к реактору теплообменник, предназначенный для отвода избытка теплоты от реактора; и- moreover, the synthesis unit further comprises a heat exchanger connected to the reactor, designed to remove excess heat from the reactor; and - трубопровод для подачи избыточной тепловой энергии от теплообменника блока синтеза к дополнительной газовой турбине для запитки дополнительной газовой турбины.- a pipeline for supplying excess thermal energy from the heat exchanger of the synthesis unit to the additional gas turbine to power the additional gas turbine. 29. Система по п.22, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит29. The system according to p. 22, characterized in that it further comprises - дополнительную газовую турбину, которая имеет секцию сжатия, секцию расширения, впуск воздуха и выпуск, предназначенную для подачи дополнительного сжатого воздуха в блок выработки синтез-газа;- an additional gas turbine, which has a compression section, an expansion section, an air inlet and an outlet for supplying additional compressed air to the synthesis gas generation unit; - причем блок синтеза дополнительно содержит подключенный к реактору теплообменник, предназначенный для отвода избытка теплоты от реактора;- moreover, the synthesis unit further comprises a heat exchanger connected to the reactor, designed to remove excess heat from the reactor; - при этом блок выработки синтез-газа дополнительно содержит теплообменник; и- wherein the synthesis gas generation unit further comprises a heat exchanger; and - множество трубопроводов для подачи избыточной тепловой энергии от теплообменника блока синтеза и от теплообменника блока выработки синтез-газа к дополнительной газовой турбине для запитки дополнительной газовой турбины.- a plurality of pipelines for supplying excess thermal energy from the heat exchanger of the synthesis unit and from the heat exchanger of the synthesis gas generation unit to the additional gas turbine to power the additional gas turbine.
EA199800803A 1996-03-11 1997-03-10 Turbine-powered, synthesis-gas system and method EA000674B1 (en)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US1322596P 1996-03-11 1996-03-11
PCT/US1997/003729 WO1997033847A1 (en) 1996-03-11 1997-03-10 Turbine-powered, synthesis-gas system and method

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA199800803A1 EA199800803A1 (en) 1999-02-25
EA000674B1 true EA000674B1 (en) 2000-02-28

Family

ID=21758886

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA199800803A EA000674B1 (en) 1996-03-11 1997-03-10 Turbine-powered, synthesis-gas system and method

Country Status (8)

Country Link
EP (1) EP0888263A1 (en)
JP (1) JP2000515899A (en)
AU (1) AU714133B2 (en)
BR (1) BR9708158A (en)
CA (1) CA2247414A1 (en)
EA (1) EA000674B1 (en)
NO (1) NO984167L (en)
WO (1) WO1997033847A1 (en)

Families Citing this family (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5733941A (en) * 1996-02-13 1998-03-31 Marathon Oil Company Hydrocarbon gas conversion system and process for producing a synthetic hydrocarbon liquid
BR9709857A (en) * 1996-06-21 2002-05-21 Syntroleum Corp Synthesis gas production process and system
MY118075A (en) 1996-07-09 2004-08-30 Syntroleum Corp Process for converting gas to liquids
WO1999019277A1 (en) * 1997-10-10 1999-04-22 Syntroleum Corporation System and method for converting light hydrocarbons to heavier hydrocarbons with separation of water into oxygen and hydrogen
EP1004561A1 (en) * 1998-11-27 2000-05-31 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Process for the production of liquid hydrocarbons
US7053128B2 (en) * 2003-02-28 2006-05-30 Exxonmobil Research And Engineering Company Hydrocarbon synthesis process using pressure swing reforming
US6992114B2 (en) * 2003-11-25 2006-01-31 Chevron U.S.A. Inc. Control of CO2 emissions from a Fischer-Tropsch facility by use of multiple reactors
US6992113B2 (en) * 2003-11-25 2006-01-31 Chevron U.S.A. Inc. Control of CO2 emissions from a fischer-tropsch facility by use of dual functional syngas conversion
FR2894300A1 (en) * 2005-12-07 2007-06-08 Arkopharma Sa Lab IMPROVEMENT IN A CATALYTIC HYDROGENATION PROCESS OF THE CARBONIC GAS OF THE ATHMOSPHERE
EP1944268A1 (en) 2006-12-18 2008-07-16 BP Alternative Energy Holdings Limited Process
JP5136831B2 (en) * 2007-08-17 2013-02-06 バイオマスエナジー株式会社 Equipment for producing hydrocarbons from biomass
JP5555404B2 (en) * 2007-10-18 2014-07-23 千代田化工建設株式会社 Reactor
US8624069B2 (en) 2008-08-08 2014-01-07 Afognak Native Corporation Conversion of biomass feedstocks into hydrocarbon liquid transportation fuels
US20130306573A1 (en) 2011-07-19 2013-11-21 Jacob G. Appelbaum System and method for cleaning hyrocarbon contaminated water

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB9101959D0 (en) * 1991-01-30 1991-03-13 Shell Int Research Process for the combined production of organic compounds and of power
JP2984720B2 (en) * 1991-06-10 1999-11-29 千代田化工建設株式会社 Methanol synthesis process and plant
US5245110A (en) * 1991-09-19 1993-09-14 Starchem, Inc. Process for producing and utilizing an oxygen enriched gas

Also Published As

Publication number Publication date
NO984167D0 (en) 1998-09-10
WO1997033847A1 (en) 1997-09-18
JP2000515899A (en) 2000-11-28
EP0888263A1 (en) 1999-01-07
AU2202197A (en) 1997-10-01
EA199800803A1 (en) 1999-02-25
BR9708158A (en) 2000-01-04
AU714133B2 (en) 1999-12-16
NO984167L (en) 1998-09-10
CA2247414A1 (en) 1997-09-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US6085512A (en) Synthesis gas production system and method
US7045553B2 (en) Hydrocarbon synthesis process using pressure swing reforming
CA2472326C (en) Process for the production of hydrocarbons
US4973453A (en) Apparatus for the production of heavier hydrocarbons from gaseous light hydrocarbons
RU2207975C2 (en) Method of combusting hydrocarbon gas for producing reformed gas
US6011073A (en) System and method for converting light hydrocarbons to heavier hydrocarbons with separation of water into oxygen and hydrogen
AU723199B2 (en) Method for combined generation of synthesis gas and power
EP1197471B2 (en) A process and apparatus for the production of synthesis gas
US20140163121A1 (en) Systems and processes for processing hydrogen and carbon monoxide
AU2002367448A1 (en) Process for the production of hydrocarbons
EA000838B1 (en) Process for converting gas to liquid
GB2215345A (en) Production of heavier hydrocarbons from gaseous hydrocarbons
EP1631535A2 (en) Hydrocarbon synthesis process using pressure swing reforming
US6669744B2 (en) Process and apparatus for the production of synthesis gas
EA000674B1 (en) Turbine-powered, synthesis-gas system and method
US6863879B2 (en) Installation and process for the production of synthesis gas comprising a reactor for steam reforming and a reactor for converting CO2 heated by a hot gas
NL1015837C2 (en) Installation and method for preparing synthesis gas with at least one gas turbine.
RU2052376C1 (en) Method for production of synthesis gas and hydrogen for syntthesis of oxoalcohols
US11220473B1 (en) Integrated GTL process
WO2007009965A1 (en) Method to start a synthesis process

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM BY KG MD TM

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AZ KZ TJ RU