EA017674B1 - Способ эксплуатации установки для реформинга синтез-газа в устройстве конверсии газ-жидкость - Google Patents

Способ эксплуатации установки для реформинга синтез-газа в устройстве конверсии газ-жидкость Download PDF

Info

Publication number
EA017674B1
EA017674B1 EA201071142A EA201071142A EA017674B1 EA 017674 B1 EA017674 B1 EA 017674B1 EA 201071142 A EA201071142 A EA 201071142A EA 201071142 A EA201071142 A EA 201071142A EA 017674 B1 EA017674 B1 EA 017674B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
synthesis gas
gas
reforming unit
reforming
burner
Prior art date
Application number
EA201071142A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201071142A1 (ru
Inventor
Ясумаса Морита
Кенити Кавазуиси
Original Assignee
Джэпэн Ойл, Гэз Энд Металз Нэшнл Корпорейшн
Инпекс Корпорейшн
ДжейЭкс НИППОН ОЙЛ ЭНД ЭНЕРДЖИ КОРПОРЕЙШН
Джапан Петролеум Эксплорейшн Ко., Лтд.
Космо Ойл Ко., Лтд.
Ниппон Стил Инджиниринг Ко., Лтд.
Тийода 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 Джэпэн Ойл, Гэз Энд Металз Нэшнл Корпорейшн, Инпекс Корпорейшн, ДжейЭкс НИППОН ОЙЛ ЭНД ЭНЕРДЖИ КОРПОРЕЙШН, Джапан Петролеум Эксплорейшн Ко., Лтд., Космо Ойл Ко., Лтд., Ниппон Стил Инджиниринг Ко., Лтд., Тийода Корпорейшн filed Critical Джэпэн Ойл, Гэз Энд Металз Нэшнл Корпорейшн
Publication of EA201071142A1 publication Critical patent/EA201071142A1/ru
Publication of EA017674B1 publication Critical patent/EA017674B1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/38—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts
    • C01B3/384—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts the catalyst being continuously externally heated
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0233—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a steam reforming step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0238—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a carbon dioxide reforming step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0405—Purification by membrane separation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0415—Purification by absorption in liquids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/042—Purification by adsorption on solids
    • C01B2203/043—Regenerative adsorption process in two or more beds, one for adsorption, the other for regeneration
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/0475—Composition of the impurity the impurity being carbon dioxide
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/0495—Composition of the impurity the impurity being water
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C01B2203/062—Hydrocarbon production, e.g. Fischer-Tropsch process
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0811—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0811—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel
    • C01B2203/0827—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel at least part of the fuel being a recycle stream
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0872—Methods of cooling
    • C01B2203/0888—Methods of cooling by evaporation of a fluid
    • C01B2203/0894—Generation of steam
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/10—Catalysts for performing the hydrogen forming reactions
    • C01B2203/1041—Composition of the catalyst
    • C01B2203/1047—Group VIII metal catalysts
    • C01B2203/1052—Nickel or cobalt catalysts
    • C01B2203/1058—Nickel catalysts
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1258—Pre-treatment of the feed
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/14—Details of the flowsheet
    • C01B2203/148—Details of the flowsheet involving a recycle stream to the feed of the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/16—Controlling the process
    • C01B2203/1614—Controlling the temperature
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/16—Controlling the process
    • C01B2203/1628—Controlling the pressure
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/16—Controlling the process
    • C01B2203/169—Controlling the feed
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/16—Controlling the process
    • C01B2203/1695—Adjusting the feed of the combustion

Landscapes

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

Abstract

Способ эксплуатации реформинг-установки для установки для конверсии газ-жидкость (GTL) включает в себя установление условий эксплуатации реформинг-установки для синтез-газа; определение контрольных целевых значений скорости потока легкого газообразного углеводорода, пара и СОи количества тепла, требуемого для реформинг-установки для синтез-газа; регулирования эксплуатационной нагрузки реформинг-установки для синтез-газа; установление КПД печи реформинг-установки для синтез-газа; вычисление нагрузки горелки на сгорание в реформинг-установке; вычисление значения низшей теплоты сгорания топливного газа, исходя из измерения состава топливного газа в горелке; определение контрольного целевого значения давления топливного газа; вычисление отклонения между контрольным целевым значением давления топливного газа и измеренным значением давления топливного газа и регулирование температуры синтез-газа на выходе реформинг-установки путем настройки клапана регулировки давления, обеспеченного на входе горелки для компенсации данного отклонения.

Description

Настоящее изобретение относится к способу эксплуатации установки для реформинга синтез-газа в установке конверсии газ-жидкость (ОТЬ).
Приоритет заявлен по Японской патентной заявке № 2008-89737 от 31 марта 2008 г., содержание которой полностью включено в настоящий документ в виде ссылки.
Уровень техники
Конверсия газ-жидкость (ОТЬ) - это технология для получения нефтепродуктов, таких как лигроин, газойль, керосин и т.п. из газообразного легкого углеводорода. Установка ОТЬ включает в себя, например, секцию для синтез-газа для получения синтез-газа путем реформинга природного газа, такого как газообразный легкий углеводород, секцию Фишера-Тропша (ФТ) для получения жидкого углеводорода из синтез-газа, подученного в секции для синтез-газа, путем ФТ-синтеза, и секции обогащения, предназначенной для осуществления гидрирования жидкого углеводорода, полученного в ФТ-секции, с получением таких нефтепродуктов как лигроин, газойль, керосин и т. п.
В секции для синтез-газа, природный газ подают вместе с водородом в целях десульфуризации, затем их смешивают с паром и диоксидом углерода (СО2), и полученную смесь подают в установку для реформинга газа, подлежащего реформингу, с получением, таким образом, синтез-газа, содержащего в основном газообразный монооксид углерода (СО) и газообразный водород (Н2). Таким образом, контроль температуры синтез-газа на выходе из установки для реформинга газа влияет на соотношение Н2/СО синтез-газа, и, кроме того, влияет на долю выхода и чистоту конечных продуктов, таких как лигроин, газойль, керосин, и т.п.
В качестве способа регулирования температуры синтез-газа на выходе их установки для реформинга синтез-газа, существует стандартный способ каскадного регулирования температуры (ТС)/каскадного регулирования давления (РС) на выходе из горелки, то есть источника тепла установки для реформинга синтез-газа в соответствии с температурой на выходе из установки для реформинга синтез-газа (например, см. Беспатентный документ 1). Способ управления описан со ссылкой на фиг. 9 и 10. Фиг. 9 представляет собой изображение для разъяснения системы контроля температуры печи 900. Фиг. 10 представляет собой блок-схему для разъяснения каскадной логической схемы управления согласно стандартному способу.
Как было проиллюстрировано на фиг. 9, печь 900 имеет горелку 902 и тепловую трубу 904. Выход из печи 900 снабжен устройством 922 для измерения температуры на выходе и терморегулятором 924. В дополнение, на стороне входа (на стороне подачи топливного газа) горелки 902 обеспечено средство для измерения давления 934 и клапан регулировки давления 940, причем устройство для измерения давления 934 и клапан регулировки давления 940 соединены с регулятором давления 932.
Затем описан способ контроля температуры на выходе из печи 900. Флюид, подвергаемый нагреву, 910 нагревают горелкой 902 при его течении по тепловой трубе 904, и он становится нагретым флюидом 918. Температуру нагретого флюида 918 измеряют средством для измерения температуры 922, обеспеченным на стороне выхода из печи 900, а уровень открытия клапана управления 940 регулируют, исходя из измеренной температуры. Следовательно, регулируют давление и скорость потока топливного газа 916 и осуществляют выходной контроль горелки 902, осуществляя, таким образом, контроль температуры нагретого флюида 918.
Вышеописанный каскадный контроль ТС/РС подробно описан со ссылкой на фиг. 10. Целевое значение (8У) температуры на выходе печи 900 задается на этапе 8960. Температуру нагретого флюида 918 измеряют посредством устройства для измерения температуры 922, измеряя, таким образом, измеряемую величину (РУ) на этапе 8962. Разность температур ΔΤ между 8ν и РУ температуры на выходе вычисляют посредством контроллера температуры 924 на этапе 8964, а для компенсации ΔΤ на этапе 8966 осуществляют контроль температуры на выходе печи. Затем на этапе 8968 в контроллере давления 932 задают контрольное целевое значение (8У) давления топливного газа 916. Средство для измерения давления 934 измеряет давление топливного газа 916, измеряя, таким образом, измеряемое значение на этапе 8970. Перепад давления ΔР между 8У и РУ для давления топливного газа 916 вычисляют на этапе 8972, а для клапана регулировки давления 940 на этапе 8974 осуществляют выходной контроль для определения уровня открытия клапана регулировки давления 940 для контроля на выходе горелки, облегчая, таким образом, контроль температуры на выходе печи 900.
[Непатентный документ 1]: 1и81гитеи1а!юи йаибЬоок, 1и81гитеи!а!юи & Ргосекк Сои!го1 Еидшеег'к Л^оаайоп. Мау 1, 1991, р.3-29.
Раскрытие изобретения Проблема, решаемая с использованием настоящего изобретения
Однако когда в установке для реформинга синтез-газа применяют ОТЬ-конверсию, вышеупомянутый каскадный способ контроля ТС/РС, из-за следующих факторов (1)-(5), тепловая нагрузка или свойства топливного газа быстро изменяются. Поэтому возникла проблема, состоящая в том, что точный контроль температуры на выходе установки для реформинга синтез-газа был затруднен.
(1) Изменения в составе газообразного легкого углеводорода, используемого в качестве сырья;
- 1 017674 (2) Изменения в эксплуатационной нагрузке установки (производственная нагрузка);
(3) Изменения в рабочем режиме (молярное соотношение пара и количества атомов углерода легкого углеводорода, молярное соотношение СО2 и количества атомов углерода легкого углеводорода, и температура синтез-газа на выходе из устройства для реформинга) устройства для реформинга синтез-газа;
(4) Изменения в рабочем режиме (скорость конверсии и коэффициент рециркуляции) барботажной реакторной колонны в секции Фишера-Тропша;
(5) Изменения в рабочем режиме (технические условия ректификации (технические условия дистилляции дистилляционной колонны)) в секции обогащения.
Если точный контроль температуры синтез-газа на выходе из реформинг-установки невозможно осуществить, состав синтез-газа может изменяться. Поэтому соотношение Н2/СО и т.п. может отклоняться от приемлемого диапазона процесса СТЬ. В дополнение, когда отходящий газ, выпускаемый из каждой секции СТЬ-установки. перемешивается для подачи в топливный газ реформинг-установки для синтез-газа, температурный контроль на выходе из реформинг-установки для синтез-газа становится более затрудненным. Как правило, при возникновении факторов изменений, описанных выше, контроль эксплуатации реформинг-установки для синтез-газа приходится осуществлять вручную. Следовательно, приходится затрачивать много времени и труда. Например, для повышения или понижения эксплуатационной нагрузки установки на 10% при подавлении изменений температуры синтез-газа на выходе из реформинг-установки, в некоторых случаях для перехода к желаемой эксплуатационной нагрузке установки приходится затрачивать 8 или более часов.
Задачей изобретения является обеспечение способа эксплуатации реформинг-установки для синтезгаза СТЬ-установки, что облегчает точный контроль температуры синтез-газа на выходе из реформингустановки.
Средства для решения проблемы
Согласно изобретению способ эксплуатации реформинг-установки для синтез-газа установки для конверсии газ-жидкость (СТЬ), в которой протекает процесс получения синтез-газа, включает в себя добавление, по меньшей мере, пара и СО2 к легкому газообразному углеводороду с образованием смешанного флюида и нагрев смешанного флюида. Способ эксплуатации включает в себя задание рабочих условий, включающих в себя контрольные целевые значения скорости потока Н2 и СО, содержащихся в синтез-газе, преобразуемом в реформинг-установке для синтез-газа, соотношение Н2/СО, которое определяется отношением числа молей Н2, содержащегося в синтез-газе, к числу молей СО, содержащегося в синтез-газе, соотношение пар/углерод, которое определяется отношением числа молей пара, подаваемого к смешанному флюиду, к числу молей углерода, содержащегося в легком газообразном углеводороде, соотношение СО2/углерод, которое определяется отношением количества молей СО2, добавляемого к смешанному флюиду, к числу молей углерода, содержащегося в легком газообразном углеводороде, и температуру синтез-газа на выходе реформинг-установки для синтез-газа; определение контрольных целевых значений скорости потока легкого углеводородного газа, скорости потока пара и скорости потока СО2, и количества тепла, необходимого реформинг-установки для синтез-газа, путем задания рабочих условий, измеренного значения состава легкого газообразного углеводорода, измеренного значения температуры смешанного флюида на входе реформинг-установки для синтез-газа, и измеренного значения давления синтез-газа на выходе реформинг-установки для синтез-газа; эксплуатационной нагрузки регулирования реформинг-установки, исходя из контрольных целевых значений скорости потока легкого углеводородного газа, скорости потока газа, и скорости потока СО2; регулировку коэффициента полезного действия печи реформинг-установки для синтез-газа; вычисление нагрузки, связанной с воспламенением горелки реформинг-установки синтез-газа, исходя из значений КПД печи и количества тепла, требуемого для реформинг-установки для синтез-газа; вычисление низшей теплоты сгорания топливного газа, исходя из измерения состава топливного газа в горелке; определение контрольного целевого значения давления топливного газа, исходя из нагрузки, связанной с воспламенением горелки, низшей теплоты сгорания топливного газа и кривой КПД горелки реформинг-установки синтез-газа; вычисление отклонения между контрольным целевым значением давления топливного газа и измеренным значением давления топливного газа и контроль температуры синтез-газа на выходе из реформинг-установки для синтез-газа путем юстировки клапана контроля давления, обеспеченного на входе в горелку, для компенсации данного отклонения.
Значение КПД печи можно вычислить, исходя из измеренных значений температуры отходящего газа сгорания, выходящего из реформинг-установки для синтез-газа, количества тепла, необходимого для реформинг-установки синтез-газа, соотношения топливо - воздух горелки, и давления топливного газа.
Преимущество изобретения
Согласно способу эксплуатации реформинг-установки для синтез-газа согласно изобретению в СТЬ-установке можно осуществлять точный контроль эксплуатационной нагрузки и температуры синтез-газа на выходе из реформинг-установки.
Краткое описание фигур
Фиг. 1 представляет собой схематическое изображение, иллюстрирующее установку для конверсии газ-жидкость (СТЬ) согласно варианту воплощения настоящего изобретения;
- 2 017674 фиг. 2 представляет собой схематическое изображение, иллюстрирующее реформинг-установку для синтез-газа согласно варианту воплощения настоящего изобретения;
фиг. 3 - технологическую блок-схему, иллюстрирующую способ получения нефтепродуктов согласно варианту воплощения настоящего изобретения;
фиг. 4 - блок-схему, предназначенную для разъяснения способа управления реформинг-установкой для синтез-газа согласно варианту воплощения настоящего изобретения;
фиг. 5 - чертеж, иллюстрирующий корреляцию между давлением топливного газа горелки и тепловыделением горелки согласно варианту воплощения настоящего изобретения;
фиг. 6 - блок-схему, предназначенную для разъяснения способа управления реформинг-установкой для синтез-газа согласно варианту воплощения настоящего изобретения;
фиг. 7 - чертеж, иллюстрирующий результаты эксперимента, состоящего в повышении загрузки реформинг-установки для синтез-газа с 90 до 100%;
фиг. 8 - чертеж, иллюстрирующий результаты эксперимента, состоящего в снижении загрузки реформинг-установки для синтез-газа с 90 до 80%;
фиг. 9 - схематическое изображение печи, предназначенное для разъяснения стандартного способа контроля температуры;
фиг. 10 - блок-схему, предназначенную для разъяснения стандартного способа контроля температуры печи.
Описание позиций ссылок
- ОТЬ-установка;
- реформинг-установка для синтез-газа;
200 - горелка;
214 - клапан регулировки давления.
Наилучший способ осуществления изобретения
Теперь будет описан вариант воплощения изобретения. Сначала будет описана установка для конверсии газ-жидкость (ОТЬ), в которой применен способ эксплуатации реформинг-установки для синтезгаза (газа для химического синтеза) согласно изобретению, со ссылкой на фиг. 1 и 2. Фиг. 1 представляет собой схематическое изображение, иллюстрирующее ОТЬ-устаноку 8, используемую для осуществления изобретения. Фиг. 2 представляет собой схематическое изобретение, иллюстрирующее реформингустановку для синтез-газа 20 согласно варианту воплощения изобретения.
Согласно изобретению легкий газообразный углеводород включает в себя природный газ, попутный газ нефтяного месторождения, сжиженный природный газ (СПГ) и т.п. и представляет собой углеводород, обладающий числом атомов углерода С1-С5. В описании варианта воплощения в качестве примера сырья для легкого газообразного углеводорода приведен природный газ.
ОТЬ-установка 8 представляет собой установку для осуществления технологического процесса ОТЬ для конверсии сырья легкого газообразного углеводорода, такого как природный газ, в жидкое топливо. Как проиллюстрировано на фиг. 1, ОТЬ-установка 8 включает в себя секцию для синтез-газа 10, секцию Фишера-Тропша (ФТ) 40 и секцию обогащения 70. В секции для синтез-газа 10 получают синтезгаз, содержащий газообразный монооксид углерода (СО) и газообразный водород (Н2), путем реформинга природного газа, который является углеводородным сырьем. В ФТ-секции 40 методом ФТ получают масло, которое представляет собой жидкий углеводород, образованный из синтез-газа, полученного путем реакции ФТ-синтеза. В секции обогащения 70 получают жидкие топливные продукты (лигроин, керосин, газойль, парафин, и т.п.) путем гидрирования ФТ-масла, полученного путем реакции синтеза Фишера-Тропша. Здесь и далее будут описаны компоненты каждого блока.
Секция для синтез-газа 10 обычно включает в себя, например, десульфуризационный реактор 13, реформинг-установку для синтез-газа 20, котел-утилизатор тепла отходящих газов 15, паровой барабан 16, парожидкостной сепаратор 17, средство для удаления СО2 30 и сепаратор для водорода 36.
Десульфуризационный реактор 13 соединен с источником подачи природного газа 11 и сепаратором водорода 36. Выход десульфуризационного реактора 13, источник подачи диоксида углерода (СО2) 12 и барабан для топливного газа 22 соединены с реформинг-установкой для синтез-газа 20. Выход реформинг-установки для синтез-газа 20 соединен с котлом-утилизатором тепла отходящих газов 15. Котел-утилизатор тепла отходящих газов 15 соединен с паровым барабаном 16 и парожидкостным сепаратором 17. Выход парового барабана 16 соединен с баком для хранения пара высокого давления 18, реформинг-установкой для синтез-газа 20 и котлом-утилизатором тепла отходящих газов 15. Парожидкостный сепаратор 17 соединен со средством для удаления СО2 30. Выход средства для удаления СО2 30 соединен с сепаратором водорода 36 и входом барботажной реакторной колонны (реактором для синтеза углеводорода барботажной колонны) 42. Сепаратор для водорода 36 соединен с барабаном топливного газа 22 через трубу 38.
Десульфуризационный реактор 13 сконструирован в виде устройства для гидродесульфуризации и т.п. и представляет собой устройство для удаления компонентов серы из природного газа, который является сырьем.
Котел-утилизатор тепла отходящих газов 15 представляет собой устройство для генерирования пара
- 3 017674 высокого давления путем использования рекуперированного отбросного тепла синтез-газа, получаемого в реформинг-установке для синтез-газа 20.
Паровой барабан 16 представляет собой устройство для разделения воды, нагретой за счет теплообмена с синтез-газом в котле-утилизаторе тепла отходящих газов 15, на пар (пар высокого давления) и жидкость.
Парожидкостный сепаратор 17 представляет собой устройство для разделения сконденсированных компонентов, полученных из синтез-газа, охлажденных в котле-утилизаторе тепла отходящих газов 15, и подачи газообразного компонента в средство для удаления СО2 30.
Средство для удаления СО2 30 представляет собой устройство, включающее в себя поглотительную колонну 32, предназначенную для удаления газообразного диоксида углерода из синтез-газа, подаваемого из парожидкостного сепаратора 17, путем использования адсорбирующего раствора, и регенератор 34, позволяющий газообразному диоксиду углерода диффундировать из адсорбирующего раствора, содержащего соответствующий газообразный диоксид углерода, подлежащий регенерации.
Реформинг-установка для синтез-газа 20 представляет собой устройство для генерирования синтезгаза, содержащего в основном газообразный монооксид углерода (СО) и газообразный водород (Н2), путем реформинга природного газа, подаваемого из десульфуризационного реактора 13. Реформингустановка для синтез-газа 20 описана со ссылкой на фиг. 2. В дополнение, для удобства описания на фиг. 2 десульфуризационный реактор для перемешивания природного газа с газообразным водородом и десульфуризации смеси опущен.
Как проиллюстрировано на фиг. 2, реформинг-установка для синтез-газа 20 включает в себя печь 204, практически цилиндрическую, горелку 200, предназначенную для печи 204, трубку катализатора 202, обеспеченную практически в центре печи 204, и выхлопное отверстие для отходящего газа сгорания 206, предназначенное для печи 204. Горелка 200 соединена с источником подачи воздуха для горения 220. В дополнение, горелка 200 соединена с барабаном топливного газа 22. Вход катализаторной трубки 202 снабжен средством измерения температуры 240 для измерения температуры (температуре на входе реформинг-установки для синтез-газа 20) смешанного флюида, содержащего природный газ 111, газообразный СО2 112, пар 116 и газообразный водород 136, клапан-регулятор потока 241 для регулирования скорости потока природного газа 111, и средством измерения состава 243 для природного газа 111. В дополнение, в нем дополнительно обеспечен клапан-регулятор потока 250 для регулирования скорости потока газообразного СО2 112 и клапан-регулятор потока 260 для регулирования скорости потока пара 116. Клапан-регулятор потока 241 соединен с регулятором потока 242, клапан-регулятор потока 250 соединен с регулятором потока 251, а клапан-регулятор потока 260 соединен с регулятором потока 261. В дополнение, регуляторы потока 242, 251 и 261 соединены с системой контроля эксплуатации 218.
На стороне входа горелки 200 обеспечено средство измерения давления 210 для топливного газа 122 и средство измерения состава 213 для топливного газа, а выше по потоку относительно средства измерения давления 210 обеспечен клапан-регулятор давления 214. Регулятор давления 212 соединен со средством измерения давления 210 и клапаном регулировки давления 214. Регулятор давления 212 соединен с системой контроля эксплуатации 218.
На стороне выхода реформинг-установки для синтез-газа 20 обеспечено средство для измерения давления 215 для измерения давления синтез-газа 230 и средство для измерения температуры 216 для измерения температуры синтез-газа 230. В дополнение, средство измерения давления 215 и средство измерения температуры 216 соединены с системой контроля эксплуатации 218.
Конструкция горелки 200 практически не ограничена, и для обеспечения желаемого количества тепла в печи 204 в качестве горелки 200 можно использовать любое существующее устройство, пригодное для сжигания топливного газа 122.
Катализатор, наполняющий катализаторную трубку 202, катализирует реакцию реформинга пара/диоксида углерода, и его состав практически не ограничен. Например, можно использовать такие катализаторы реформинга, как никель-глинозем и никель/магнезия/глинозем.
Средства измерения температуры 216 и 240 практически ничем не ограничены. Например, можно использовать существующий термометр термопарного типа и т.п.
Устройства измерения давления 210 и 215 практически ничем не ограничены. Например, можно использовать существующий тип диафрагмы.
Средства измерения состава 213 и 243 практически ничем не ограничены. Например, можно использовать газовую хроматографию и т. п.
Регулятор давления 212 практически ничем не ограничен, и можно использовать любое устройство для приема выходных сигналов из системы контроля эксплуатации 218 и для регулирования уровня открытия клапана регулировки давления 214.
Регуляторы потока 242, 251 и 261 практически ничем не ограничены, и можно использовать любое устройство для приема выходных сигналов из системы контроля эксплуатации 218 и для регулирования уровней открытия клапанов регулировки давления 241, 250, и 260.
Сепаратор для водорода 36 представляет собой устройство для разделения части газообразного водорода, содержащегося в синтез-газе, на отделенный газообразный водород и синтез-газ, из которого
- 4 017674 выделяют газообразный диоксид углерода с помощью средства для удаления СО2 30.
Сепаратор для водорода 36 обеспечен на ответвлении трубопровода, которое ответвляется от основного трубопровода, соединяющего СО2 средство для удаления СО2 30 или парожидкостный сепаратор 17 с барботажной реакторной колонной (реактором для синтеза углеводорода барботажной колонны) 42. Сепаратор для водорода 36 сконструирован, например, как сепаратор для водорода (адсорбция для переменном давлении) для обеспечения адсорбции и десорбции водорода за счет использования перепада давлений. Сепаратор для водорода имеет адсорбент (адсорбент на основе цеолита, активированный уголь, глинозем, силикагель и т.п.), содержащийся в нескольких адсорбционных колоннах, установленных параллельно, причем в каждой адсорбционной колонне подача под давлением, адсорбция, десорбция (снижение давления) и продувка водородом повторяются последовательно, таким образом, в заданное место назначения непрерывно подается газообразный водород, обладающий высокой чистотой (например, приблизительно 99,999%), выделенный из синтез-газа. В дополнение, способ отделения газообразного водорода, используемый для сепаратора для водорода 36, не ограничен способом адсорбции при переменном давлении, используемым для сепаратора для водорода. Например, адсорбцию посредством сплава-аккумулятора водорода, мембранной сепарации, и т. п. можно использовать по отдельности или в сочетании друг с другом.
ФТ-секция 40 в основном включает в себя, например, барботажную реакторную колонну 42, паровой барабан 46, сепаратор 44 и парожидкостной сепаратор 50.
Барботажная реакторная колонна 42 соединена с устройством для удаления СО2 30 и сепаратором 44. Охлаждающая труба 43 барботажной реакторной колонны 42 соединена с паровым барабаном 46, а паровой барабан 46 соединен с баком для хранения пара среднего давления 48. Выход барботажной реакторной колонны 42 соединен с парожидкостным сепаратором 50 и сепаратором 44, а парожидкостный сепаратор 50 соединен с барабаном для топливного газа 22 через трубу 52. В дополнение, сепаратор 44 и парожидкостный сепаратор 50 соединены с первой ректификационной колонной 71 секции обогащения 70.
Барботажная реакторная колонна 42 представляет собой пример реактора для синтеза жидкого углеводорода из синтез-газа, и является устройством, которое функционирует как реактор для синтеза Фишера-Тропша (ФТ), предназначенный для синтеза жидкого углеводорода из синтез-газа путем реакции синтеза Фишера-Тропша. Барботажная реакторная колонна 42 имеет трубу охлаждения 43.
Паровой барабан 46 представляет собой устройство для разделения воды, которая течет по трубе охлаждения 43, расположенной внутри нагреваемой барботажной реакторной колонны 42, и разделения ее на пар (пар среднего давления) и жидкость.
Сепаратор 44 представляет собой устройство, соединенное с барботажной реакторной колонной 42, для осуществления процесса сепарации на жидком углеводороде и частицах катализатора.
Парожидкостный сепаратор 50 представляет собой устройство для осуществления охлаждения и сепарации на непрореагировавшем синтез-газе и газообразном углеводороде.
Секция обогащения 70 включает в себя, например, первую ректификационную колонну 71, реактор для гидрокрекинга фракции твердых углеводородов 72, реактор для гидрокрекинга фракции керосина/газойля 74, реактор для гидрокрекинга фракции лигроина 76, парожидкостные сепараторы 78, 80 и 82, вторую ректификационную колонну 84 и стабилизатор лигроина 86.
Дно первой ректификационной колонны 71 соединено с реактором для гидрокрекинга фракции твердых углеводородов 72. Центр первой ректификационной колонны 71 соединен с реактором для гидрокрекинга фракции керосина/газойля 74. Верхняя часть первой ректификационной колонны 71 соединена с реактором для гидрокрекинга фракции лигроина 76. Реактор для гидрокрекинга фракции твердых углеводородов 72 соединен с парожидкостным сепаратором 78, реактор для гидрокрекинга фракции керосина/газойля 74 соединен с парожидкостным сепаратором 80, а реактор для гидрокрекинга фракции лигроина 76 соединен с парожидкостным сепаратором 82. Парожидкостный сепаратор 82 соединен со стабилизатором лигроина 86. Парожидкостные сепараторы 78 и 80 соединены со второй ректификационной колонной 84. Вторая ректификационная колонна 84 соединена со стабилизатором лигроина 86, баком для хранения керосина 92 и баком для хранения газойля 94. Стабилизатор лигроина 86 соединен с баком для хранения лигроина 90, а также соединен с барабаном для топливного газа 22 через трубу 87.
Первая ректификационная колонна 71 представляет собой устройство для дистилляции жидкого углеводорода, подаваемого из барботажной реакторной колонны 42 через сепаратор 44 и парожидкостной сепаратор 50 и подвергаемого сепарации и разделению на фракции в соответствии с их точками кипения.
Вторая ректификационная колонна 84 представляет собой устройство для разделения и ректификации жидкого углеводорода, подаваемого из парожидкостных сепараторов 78 и 80 в соответствии с их точками кипения.
Стабилизатор лигроина 86 представляет собой устройство для ректификации жидкого углеводорода фракции лигроина, подаваемого из парожидкостного сепаратора 82 и второй ректификационной колонны 84, и выпуска и подачи компонентов, более легких, чем бутан, к барабану для топливного газа 22, в виде обогащенного отходящего газа, с разделением и восстановлением, таким образом, компонентов, обладающих числом атомов углерода от пяти и более, таких как лигроин.
- 5 017674
Способ производства нефтепродуктов с помощью СТЬ-установки 8 будет описан со ссылкой на фиг. 1-3. Фиг. 3 представляет собой блок-схему для схематического разъяснения процесса изготовления нефтепродуктов с помощью СТЬ-установки 8 и потока топливного газа 122.
Сперва способ изготовления нефтепродуктов с помощью СТЬ-установки 8 схематически описан со ссылкой на фиг. 3. Как проиллюстрировано на фиг. 3, смешанный флюид, содержащий природный газ 111, газообразный СО2 112, пар 116 и газообразный водород 136 подают в секцию для синтез-газа 10. Из барабана для топливного газа 22 топливный газ 122 подают в горелку 200 реформинг-установки для синтез-газа 20 (фиг. 2) секции для синтез-газа 10. Природный газ 111 перерабатывают с образованием очищенного синтез-газа 103 в секции для синтез-газа 10 и подают в ФТ-секцию 40. Между тем, отходящий газ сепаратора для водорода 102, полученный в виде побочного продукта, подают в барабан для топливного газа 22. Затем в ФТ-секции 40 очищенный синтез-газ 103 преобразуют в ФТ-масло 105, а ФТ-масло 105 подают в секцию обогащения 70. ФТ-отходящий газ 104, полученный в виде побочного продукта, подают в барабан для топливного газа 22. В секции обогащения 70 очищаются лигроин 190, керосин 192 и газойль 194. Отходящий газ процесса обогащения 106, полученный в виде побочного продукта, подают в барабан для топливного газа 22. В дополнение, часть природного газа 111 подают в барабан для топливного газа 22 в виде топливного газа. Таким образом, барабан для топливного газа 22 содержит топливный газ 122, который является смесью природного газа 111, отходящего газа сепаратора для водорода 102, ФТ-отходящего газа 104 и отходящего газа процесса обогащения 106, и подает топливный газ 122 в горелку 200.
Это будет подробно описано со ссылкой на фиг. 1 и 2. Природный газ (в основном содержащий СН4) 111 в качестве легкого газообразного углеводорода подают из месторождения природного газа или внешнего источника для подачи природного газа 11, такого как генератора природного газа, в СТЬустановку 8. В секции для синтез-газа 10 получают очищенный природный газ 103 (смешанный газ, в основном содержащий монооксид углерода и газообразный водород) путем реформинга природного газа 111.
Сначала природный газ 111 подают в десульфуризационный реактор 13, наряду с газообразным водородом 136, выделенным в сепараторе для водорода 36. Десульфуризационный реактор 13 десульфурирует природный газ 111 за счет использования газообразного водорода 136, с удалением серы, например, с помощью катализатора ΖηΟ. Путем предварительной десульфуризации природного газа 111, как описывалось выше, можно предотвратить деактивацию катализатора, используемого в реформинг-установке для синтез-газа 20, барботажной реакторной колонне 42 и т.п. благодаря устранению серы.
Обессеренный природный газ 111 (который может включать в себя диоксид серы) смешивают с газообразным СО2 112, подаваемым из источника подачи СО2 12, паром 116, генерированным в котлеутилизаторе тепла отходящих газов 15, и газообразным водородом 136, добавленным для гидрирования и десульфуризации в десульфуризационном реакторе 13, в виде смешанного флюида, с тем чтобы подавать его в реформинг-установку для синтез-газа 20. Реформинг-установка для синтез-газа 20 преобразует природный газ 111 в пар/газообразный диоксид углерода согласно способу реформинга, в котором использован газообразный СО2 112 и пар 116, с получением высокотемпературного синтез-газа, содержащего в основном газообразный монооксид углерода и газообазный водород. Здесь топливный газ 122 и воздух подают в горелку 200 реформинг-установки 20, а теплоту сгорания топливного газа 122, полученную в горелке 200, и теплоту излучения от печи 204 реформинг-установки для синтез-газа 20 подают в виде теплоты реакции, необходимой для осуществления реакции реформинга с использованием пара/диоксида углерода, которая является эндотермической реакцией.
В реформинг-установке для синтез-газа 20 природный газ подвергают реформингу с использованием газообразного СО2 112 и пара 116 согласно способу реформинга с использованием пара/газообразного диоксида углерода, представленному, например, в виде следующих уравнений (1) и (2), с получением, таким образом, высокотемпературного синтез-газа, содержащего в основном газообразный монооксид углерода и газообразный водород.
СН4 + Н2О^ СО + ЗН2 (1)
СН4 + СО,^ 2СО + 2Н2 (2)
Высокотемпературный синтез-газ (например, при 900°С, 2,0 МПа-г), полученный с использованием реформинг-установки для синтез-газа 20, как было описано выше, подают в котел-утилизатор тепла отходящих газов 15 и охлаждают (например, до 280°С) за счет теплообмена с водой, текущей через котелутилизатор тепла отходящих газов 15, с восстановлением, таким образом, тепла отходящих газов. Здесь воду, нагретую синтез-газом в котле-утилизаторе тепла отходящих газов 15, подают в паровой барабан 16, а парообразный компонент в виде пара высокого давления (например, при 3,4-10,0 МПа-г) из парового барабана 16 через реформинг-установку для синтез-газа 20 или бак хранения высокотемпературного пара 18 подают в другие внешние устройства, а вода в виде жидкого компонента возвращается в котелутилизатор тепла отходящих газов 15.
Из синтез-газа, охлажденного в котле-утилизаторе тепла отходящих газов 15, выделяют сконденси
- 6 017674 рованные жидкие компоненты и удаляют их с помощью парожидкостного сепаратора 17, и выделенный синтез-газ подают в абсорбер 32 устройства для удаления СО2 30. Поглотительный раствор, хранящийся в абсорбере 32, поглощает газообразный диоксид углерода, содержащийся в синтез-газе, с отделением, таким образом, газообразного диоксида углерода от синтез-газа. Поглотительный раствор, содержащий газообразный диоксид углерода в абсорбере 32, подают в регенератор 34, а поглотительный раствор, содержащий газообразный диоксид углерода, нагревают, например, паром, подвергая его отпаривающей обработке, а освобожденный от легких компонентов газообразного диоксида углерода подают в реформинг-установку для синтез-газа 20 из регенератора 34 для его повторного использования для реакции реформинга.
Очищенный синтез-газ 103, полученный путем использования секции для синтез-газа 10, как описывалось выше, подают в барботажную реакторную колонну 42 ФТ-секции 40. Соотношение составов синтез-газа, подаваемого в барботажную реакторную колонну 42, регулируют для того, чтобы соотношение составов (например, Н2:СО=2:1 (молярное соотношение)) были пригодны для реакции синтеза Фишера-Тропша. В дополнение, синтез-газ, подаваемый в барботажную реакторную колонну 42, подвергался сжатию компрессором (не показан), обеспеченным для трубы, соединяющей средство для устранения СО2 30 с барботажной реакторной колонной 42, для достижения давления (например, до 3,6 МПа-г), пригодного для реакции синтеза Фишера-Тропша. Здесь, в некоторых случаях, без компрессора можно обойтись.
Часть очищенного синтез-газа 103, из которого газообразный диоксид углерода выделяют посредством средства для устранения СО2 30, также подают в сепаратор для водорода 36. Сепаратор для водорода 36 отделяет газообразный водород 136 из синтез-газа способом адсорбции при переменном давлении (Р8Л). Выделенный газообразный водород 136 непрерывно подают из газохранилища (не показано) и т.п., через компрессор (не показано), в различные реакционные аппараты с использованием водорода (например, десульфуризационный реактор 13, реактор для гидрокрекинга фракции твердых углеводородов 72, реактор для гидрирования фракций керосина/газойля 74, реактор для гидрирования фракции лигроина 76 и т.п.) для заданных реакций с использованием водорода в СТЬ-установке 8. Отходящий газ из сепаратора для водорода 102 после отделения водорода подают из сепаратора для водорода 36 по трубе 38 в барабан для топливного газа 22.
Затем в ФТ-секции 40 синтезируется ФТ-масло 105 из очищенного синтез-газа 103, полученного в секции для синтез-газа 10, путем реакции синтеза Фишера-Тропша.
В частности, очищенный синтез-газ 103, полученный в секции для синтез-газа 10, подают из нижней части барботажной реакторной колонны 42 для повышения содержания взвеси в жидком углеводороде (продукте реакции ФТ-синтеза) и частиц катализатора в виде взвешенного вещества, в основной части реактора. Здесь внутри основной части реактора монооксид углерода и газообразный углеводород, содержащийся в очищенном синтез-газе 103, реагирует под действием реакции ФТ-синтеза, с получением, таким образом, углеводорода. В ходе реакции синтеза вода течет по трубе охлаждения 43, для отвода теплоты реакции ФТ-синтеза, а часть воды, нагреваемой за счет теплообмена, испаряется, превращаясь в пар. Воду, отделенную от пара паровым барабаном 46, возвращают в трубу охлаждения 43, а паровой компонент подают к внешним устройствам через бак хранения пара среднего давления 48 в виде пара среднего давления (например, при 1, 0-2,5 МПа-г).
Жидкий углеводород, синтезированный в барботажной реакторной колонне 42, вытекает из барботажной реакторной колонны 42 в сепаратор 44 в виде взвеси. Сепаратор 44 разделяет поток взвеси на твердый компонент, такой как частицы катализатора, и жидкий компонент, содержащий жидкий углеводород. Часть твердого компонента, такую как отделенные частицы катализатора, возвращают в барботажную реакторную колонну 42. В дополнение, непрореагировавший синтез-газ и газовый компонент синтезированного углеводорода подают из газоотвода барботажной реакторной колонны 42 в парожидкостной сепаратор 50. Парожидкостной сепаратор 50 охлаждает газы, вследствие чего жидкость, содержащая некоторый сконденсированный жидкий углеводород, отделяется. ФТ-масло 105, включающее в себя жидкий компонент, отделенный сепаратором 44, и жидкий компонент, отделенный парожидкостным сепаратором 50, подают в первую ректификационную колонну 71. В газовом компоненте, выделенном посредством парожидкостного сепаратора 50, непрореагировавший синтез-газ (СО и Н2) подвергают рециркуляции в нижнюю часть барботажной реакторной колонны 42 для его повторного использования для реакции синтеза Фишера-Тропша. В дополнение, отходящий газ, полученный в ходе ФТ-реакции 104, содержащий в основном газообразный углеводород, обладающий небольшим количеством атомов углерода (С4 или менее), подают в барабан для топливного газа 22 по трубе 52.
В барботажной реакторной колонне 42, за счет контактного катализа, протекает реакция синтеза жидкого углеводорода (реакция синтеза Фишера-Тропша). В частности, как отображено в следующем уравнении (3), газообразный водород и газообразный монооксид углерода генерируют реакцию синтеза.
2пН2 + пС0-^ <СЯ2)п + пН2О - (3)
В первой ректификационной колонне 71 секции обогащения 70 происходит дистилляция ФТ-масла (с различными углеродными числами) 105, подаваемого из барботажной реакторной колонны 42 через
- 7 017674 сепаратор 44 и парожидкостной сепаратор 50, как было описано выше, для его ректификации в соответствии с различными точками кипения, с разделением, таким образом, ФТ-масла 105 на фракцию лигроина (обладающего точкой кипения приблизительно менее 150°С), фракции керосина/газойля (обладающих точками кипения приблизительно 150-350°С) и фракцию твердых углеводородов (обладающих точкой кипения приблизительно более 350°С). В дополнение, жидкий углеводород (как правило, С21 или более) фракции твердых углеводородов, вытекающей из нижней части первой ректификационной колонны 71, подают в реактор для гидрокрекинга фракции твердых углеводородов 72, жидкий углеводород (как правило, с составом Сц-С20), представляющий собой фракции керосина и газойля, вытекающие из центра первой ректификационной колонны 71, подают в реактор для гидрирования фракций керосина/газойля 74, а жидкий углеводород (как правило, с составом С5-С10), представляющий собой фракцию лигроина, вытекающую из верхней части первой ректификационной колонны 71, подают в реактор для гидрирования фракции лигроина 76.
Реактор для гидрокрекинга фракции твердых углеводородов 72 осуществляет гидрокрекинг на жидком углеводороде (как правило, с составом С21 или более), представляющем собой фракцию твердых углеводородов, которую подают из нижней части первой ректификационной колонны 71, и которая имеет большое количество атомов углерода, с использованием газообразного углеводорода 136, подаваемого из сепаратора для водорода 36, со снижением, таким образом, количества атомов углерода до С20 или менее. При реакции гидрокрекинга, связи С-С углеводорода с большим количеством атомов углерода расщепляются при использовании катализаторов и тепла, с получением, таким образом, углеводорода с меньшим количеством атомов углерода и молекул. Продукты, содержащие жидкий углеводород, подвергнутый гидрокрекингу в реакторе для гидрокрекинга фракции твердых углеводородов 72, разделяют на пар и жидкость с помощью парожидкостного сепаратора 78, а жидкий углеводород подают из него во вторую ректификационную колонну 84. Между тем, газовый компонент (содержащий газообразный водород) подают в реактор для гидрирования фракции керосина/газойля 74 и реактора для гидрирования фракции лигроина 76.
Реактор для гидрирования фракции керосина/газойля 74 осуществляет гидрирование на жидком углеводороде (как правило, с составом Сц-С20), представляющем собой фракции керосина/газойля, которые подают из центра первой ректификационной колонны 71 и которые обладают средним числом атомов углерода, с использованием газообразного углеводорода 136, подаваемого из сепаратора для углеводорода 36 через реактор для гидрокрекинга фракции твердых углеводородов 72. Реакция гидрирования представляет собой реакцию, при которой происходит изомеризация жидкого углеводорода, и водород добавляют к ненасыщенным связям жидкого углеводорода для получения насыщенного углеводорода с разветвленной цепью. В результате, продукты, содержащие жидкий углеводород, подвергнутый гидрированию, разделяют на пар и жидкость с помощью парожидкостного сепаратора 80, а жидкий углеводород, среди прочих, подают во вторую ректификационную колонну 84. Между тем, газообразный компонент (содержащий газообразный водород) повторно используют для реакции гидрирования.
Реактор для гидрирования фракции лигроина 76 осуществляет гидрирование жидкого углеводорода (как правило, с составом С10 или менее), представляющего собой фракцию лигроина, которую подают из верхней части первой ректификационной колонны 71 и которая обладает небольшим количеством атомов углерода, с использованием газообразного водорода 136, подаваемого из сепаратора для водорода 36 через реактор для гидрокрекинга фракции твердых углеводородов 72. В результате, продукты, содержащие жидкий углеводород, подвергнутый гидрированию, разделяют на пар и жидкость посредством парожидкостного сепаратора 82, и жидкий углеводород, среди прочих, подают в стабилизатор лигроина 86, а газообразный компонент повторно используют для реакции гидрирования.
Затем во второй ректификационной колонне 84 происходит дистилляция жидкого углеводорода, подаваемого из реактора для гидрокрекинга фракции твердых углеводородов 72 и реактора для гидрирования фракции керосина/газойля 74 через парожидкостные сепараторы 78 и 80, как описывалось выше, с его разложением на углеводороды (обладающие точкой кипения приблизительно менее 150°С) с числом атомов углерода С10 или менее, керосин (обладающий точкой кипения приблизительно 150-250°С) 192, газойль (обладающий точкой кипения приблизительно 250-350°С) 194, и непрореагировавшие фракции твердых углеводородов (обладающие точкой кипения приблизительно более 350°С) из реактора для гидрокрекинга фракции твердых углеводородов 72. Газойль 194 и керосин 192 вытекают из центра второй ректификационной колонны 84. Газойль 194 хранят в баке для хранения газойля 94, а керосин 192 хранят в баке для хранения керосина 92. В дополнение, газообразный углеводород с числом атомов углерода С10 или менее вытекает из верхней части второй ректификационной колонны 84, с его подачей в стабилизатор дли лигроина 86.
В стабилизаторе для лигроина 86 углеводород с числом атомов углерода, меньшим или равным С10, подаваемый из реактора для гидрирования фракции лигроина 76 и второй ректификационной колонны 84, подвергают дистилляции для разложения на лигроин (С5-С10) 190 в качестве побочных продуктов. Следовательно, высокотемпературный лигроин 190 вытекает из нижней части стабилизатора лигроина 86 и хранится в баке для хранения лигроина 90. Из верхней части стабилизатора лигроина 86 отходящий
- 8 017674 газ, содержащий в основном углеводород с заданным количеством атомов углерода (С4 или менее) выпускается в виде обогащенного отходящего газа 106. Обогащенный отходящий газ 106 подают в барабан для топливного газа 22 по трубе 87.
Эксплуатацию реформинг-установки для синтез-газа 20 контролируют способом, описанным следующим образом. Способ эксплуатации реформинг-установки 20 будет описан со ссылкой на фиг. 4 и 5. Фиг. 4 представляет собой блок-схему для объяснения примера способа контроля температуры на выходе (температуры синтез-газа) реформинг-установки для синтез-газа 20. Фиг. 5 представляет собой чертеж, показывающий рабочую характеристику горелки, представляющую собой соотношение между тепловыделением горелки реформинг-установки для синтез-газа и давлением топливного газа. В дополнение, на фиг. 4 представлена реформинг-установка, являющаяся реформинг-установкой для синтез-газа. В дополнение, 8У (заданное значение) указывает на еои1го1 контрольное целевое значение, РУ (рабочее значение) означает измеренное значение, а МУ (обработанное значение) указывает на выходное значение контроллера.
Как показано на фиг. 4, величина рабочей нагрузки, которая является целевым значением полной скорости потока Н2 и СО, полученного в реформинг-установке для синтез-газа 20, задана на этапе 8302.
Контрольное целевое значение соотношения Н2/СО, представленное в виде числа молей Н2, деленного на число молей СО, водорода и монооксида углерода, полученных в реформинг-установке для синтез-газа 20, задано на этапе 8304.
Контрольное целевое соотношение 8/С, представленное в виде числа молей 116, перемешанных с сырьевым газом 111, разделенного на число молей углерода сырьевого газа 111, задано на этапе 8306.
Контрольное целевое значение соотношения СО2/С, представленное в виде числа молей газообразного СО2 112, смешанного с сырьевым природным газом 111, разделенного на число молей углерода сырьевого природного газа 111, задано на этапе 8308.
В дополнение, контрольное целевое значение температуры на выходе реформинг-установки для синтез-газа 20 задано на этапе 8310, и, таким образом, рабочее состояние задано на этапе 8300.
Затем состав природного газа 111 измеряют с помощью устройства измерения состава 243 на этапе 8322, температуру на входе реформинг-установки для синтез-газа 20 измеряют с помощью устройства измерения температуры 240 на этапе 8324, а давление на выходе реформинг-установки для синтез-газа 20 измеряют с помощью устройства измерения давления 215 на этапе 8326.
Контрольное целевое значение скорости потока природного газа 111 вычисляется по балансу материалов в катализаторной трубке, исходя из значений, измеренных на этапах 8322, 8324 и 8326, а также рабочих условий, заданных на этапе 8300, и выходного сигнала, поступающего на контроллер потока 242, полученного на этапе 8332. Контроллер потока 242 регулирует уровень открытия клапана контроля потока 241 исходя из выходного сигнала.
Контрольное целевое значение скорости потока пара 116 вычисляется по соотношению 8/С из измеренных значений, полученных на этапах 8322, 8324 и 8326, и из рабочих условий, заданных на этапе 8300 и выходного сигнала, поступающего на контроллер потока 261 на этапе 8334. Контроллер потока 261 регулирует уровень открытия клапана контроля потока 260 исходя из выходного сигнала.
Контрольное целевое значение скорости потока газообразного СО2 112 вычисляют по соотношению СО2/С, исходя из измеренных значений, полученных на этапах 8322, 8324 и 8326, а также рабочих условий, заданных на этапе 8300, и выходного сигнала, поступающего на контроллер потока 251 на этапе 8336. Контроллер потока 251 регулирует уровень открытия клапана контроля потока 250 исходя из выходного сигнала.
Таким образом, можно осуществлять контроль эксплуатационной нагрузки реформинг-установки для синтез-газа 20.
На этапе 8338 режим работы, то есть количество тепла, необходимого для получения синтез-газа в реформинг-установке для синтез-газа 20, вычисляют по тепловому балансу в катализаторной трубке, исходя из измеренных значений, полученных на этапах 8322, 8324 и 8326, а также рабочих условий, заданных на этапе 8300. Здесь рабочий режим представляет собой количество тепла, необходимого для реакций в катализаторной трубке 202, а иными словами, - разность энтальпий между смешанным флюидом на входе в реформинг-установку для синтез-газа 20 и синтез-газа 230 на выходе из нее.
Затем на этапе 8340 задают КПД печи, модифицируют рабочий режим реформинг-установки, а на этапе 8342 определяют нагрузку на сжигание в горелке 200. Нагрузку на сжигание в горелке, когда рабочий режим реформинг-установки, определяемый на этапе 8338, представляет собой хМВт (мегаватт), КПД печи составляет у%, например, рабочий режим реформинг-установки составляет 17,017 МВт, 8У КПД печи составляет 52,0%, нагрузка на сжигание в горелке составляет 32,75 МВт, можно вычислять по следующему выражению.
Нагрузка на сжигание в горелке (МК)=х/у% (4)
Состав топливного газа 122 измеряют устройством для измерения состава 213 на этапе 8352, а ЬНУ (1о\гсг йеайид уа1ие, низшую теплоту сгорания) топливного газа вычисляют согласно следующему выражению, исходя из измеренного состава топливного газа 122 на этапе 8354. Рабочую характеристику горелки, представляющую собой соотношение между тепловыделением горелки и давлением топливного
- 9 017674 газа на ЬНУ, вычисляют на этапе 8356.
Здесь ЬНУ означает теплоту сгорания, за исключением тепловой энергии (скрытой теплоты), затрачиваемой на преобразование воды (жидкости) в пар (водяной пар).
|_Ην= 2-ΗΟΪΧΥΙ (5) г
где ΐ означает каждый компонент топливного газа, НС1 означает низшую теплоту сгорания ί-го компонента, а Υί означает мольную долю ί-го компонента.
Затем на этапе 8358 путем применения теплоты на сжигание в горелке, определяемой на этапе 8342, то есть тепловыделения горелки 200 для обеспечения рабочего режима реформинг-установки и низшей теплоты сгорания топливного газа в горелке, вычисленной на этапе 8354, для КПД горелки, вычисленной на этапе 8356, определяют контрольное целевое значение (8У) давления топливного газа в горелке.
8У давления топливного газа в горелке на этапе 8358 можно определять, например, с использованием рабочей характеристики горелки, проиллюстрированной на фиг. 5. На фиг. 5, по вертикальной оси отложено тепловыделение, приходящееся на каждую горелку 200 реформинг-установки для синтез-газа 20, а по горизонтальной оси отложено давление топливного газа 122, что, таким образом, отображает соотношение между тепловыделением горелки 200 и давлением топливного газа 122. Подпись (а) отображает КПД горелки, когда ЬНУ = 39700 кДж/нм3, подпись (Ь) отображает КПД горелки, когда ЬНУ = 33600 кДж/нм3, подпись (с) отображает КПД горелки, когда ЬНУ = 25000 кДж/нм3, подпись (4) отображает КПД горелки, когда ЬНУ = 17900 кДж/нм3, а подпись (е) отображает КПД горелки, когда ЬНУ = 13600 кДж/нм3. В дополнение, н-м3 представляет собой м3 (стандартное состояние) (одно и то же в следующем описании).
Выбирают график, показывающий соотношение между тепловыделением горелки 200, соответствующим ЬНУ топливного газа в горелке, вычисленной на этапе 8354, и давлением топливного газа 122. Применяя значение нагрузки при сжигании посредством горелки, определенной на этапе 8342 в виде тепловыделения, приходящегося на каждую горелку 200, можно определить соответствующее давление топливного газа 122.
Затем на этапе 8360 давление топливного газа 122 в реформинг-установке для синтез-газа 20 измеряют устройством для измерения давления 210, получая, таким образом, измеренное значение (РУ) давления топливного газа. Впоследствии, на этапе 8370, вычисляют разность (Р между 8У давлением топливного газа, определенным на этапе 8358, и давлением топливного газа РУ, измеренным на этапе 8360. Исходя из (Р, вычисленного на этапе 8370, для компенсации (Р на этапе 8372, исполняется контрольный выходной сигнал из системы контроля эксплуатации 218 для контроллера давления 212.
Контроллер давления 212 определяет уровень открытия клапана регулировки давления 214, исходя из контрольного выходного сигнала, и регулирует уровень открытия клапана регулировки давления 214.
В дополнение, средство измерения давления 216 измеряет температуру синтез-газа 230 на выходе реформинг-установки для синтез-газа 20, а измеренную температуру используют для регулировки степени изменения давления топливного газа 111, для недопущения отклонения температуры на выходе реформинг-установки для синтез-газа 20 от заданного диапазона.
Температуру на выходе реформинг-установки для синтез-газа 20 можно определять с учетом долей или количеств нефтепродуктов в качестве конечных продуктов, а более предпочтительно, определяют, например, в диапазоне 850-950°С. При температуре ниже нижнего предела диапазона, конверсия низка, так что количество катализаторных трубок 202 приходится увеличивать. При температуре выше верхнего предела диапазона, качество материала катализаторной трубки должно быть высоким. В любом случае, рентабельность будет низкой.
8У-соотношение Н2/СО задают таким образом, чтобы оно находилось в диапазоне 1,90-2,10 в соответствии с потребностями ФТ-секции 40. Иными словами, это диапазон, в котором возникают проблемы, связанные с реакцией Фишера-Тропша, например снижением конверсии, неправильным распределением продукта и разрушением катализатора.
8У-соотношение 8/С задают таким образом, чтобы оно находилось в диапазоне 0,9-2,0. Когда соотношение 8/С составляет менее 0,9, углерод осаждается на катализатор реформинг-установки для синтезгаза 20, и это может вызвать трудности при эксплуатации. Когда 8У составляет более 2,0, тепловой КПД реформинг-установки для синтез-газа 20 понижается, и это бывает экономически невыгодно.
КПД печи может быть определен в зависимости от типа или производственной мощности реформинг-установки для синтез-газа 20 и может быть задан таким образом, чтобы он находился, например, в диапазоне 50-60%.
Как описывалось выше, согласно способу эксплуатации реформинг-установки согласно изобретению, количество тепла, требуемого для реформинг-установки для синтез-газа, вычисляется как требуется, а в соответствии с количеством топливного газа, требуемого для тепловыделения, можно осуществлять регулирование давления топливного газа. В результате, в соответствии с изменениями состава топливного газа можно обеспечить изменения эксплуатационной нагрузки, изменения в условиях эксплуатации реформинг-установки для синтез-газа, изменения в условиях эксплуатации барботажной реактор
- 10 017674 ной колонны изменения в условиях эксплуатации секции обогащения и надлежащее количество тепла для реформинг-установки для синтез-газа. В дополнение, путем точного контроля температуры синтезгаза на выходе из реформинг-установки для синтез-газа можно регулировать состав синтез-газа и получать стабилизацию фракции и качество нефтепродуктов.
В описанном выше варианте воплощения, на этапе 8340 задают произвольный КПД печи. Однако КПД печи можно задавать, например, следующим образом. Способ задания КПД печи описан со ссылкой на фиг. 6. Фиг. 6 представляет собой блок-схему для разъяснения способа контроля температуры на выходе (температуры синтез-газа) реформинг-установки для синтез-газа 20. Здесь реформинг-установка на фиг. 6 представляет собой реформинг-установку для синтез-газа. В дополнение, 8У (заданное значение) означает контрольное целевое значение, РУ (рабочее значение) означает измеренное значение, а МУ (регулируемое значение) означает регулируемый выходной сигнал.
Температуру отходящего газа сгорания 232 (фиг. 2) реформинг-установки для синтез-газа 20 измеряют на этапе 8432. Путем измерения скорости потока воздуха для горения 220 и топливного газа 122, подаваемого в горелку 200, на этапе 8434 измеряют соотношение топливо/воздух, представляющее собой число молей воздуха для горения 220, деленное на число молей топливного газа 122. Давление топливного газа 122 измеряют устройством для измерения давления 210 на этапе 8436. Для вывода сигнала контроля давления топливного газа 122, осуществляемого в течение периода контроля в предыдущем цикле, значение рабочей характеристики реформинг-установки, определенной на этапе 8338, вводят в виде значения тока (РУ) на этапе 8438. Например, при ежесекундном выполнении вывода сигнала и контроля, как на этапе 8372, за одну секунду до этого вводят рабочую характеристику реформинг-установки, полученную на этапе 8338. В дополнение, когда тепловыделение горелки, вычисленное из температуры отходящего газа сгорания 232, соотношения воздуха для горения и топлива, и давления топливного газа 122, обозначено как р МВт, а значение рабочей характеристики реформинг-установки, введенное на этапе 8438, обозначено как с.| МВт, КПД печи РУ определяют согласно следующему выражению, представленному на этапе 8440. Например, когда требуемое тепловыделение горелки составляет 33,3 МВт, а рабочая характеристика реформинг-установки, введенная на этапе 8438, составляет 17,0 МВт, КПД печи РУ = 51,05% вычисляется по следующему выражению.
Кпд печи РУ=р/д (6)
Нагрузку, связанную со сжиганием в горелке 200, можно определить из КПД печи РУ, определенного, как описывалось выше, и исходя из рабочей характеристики реформинг-установки, заданной на этапе 8338.
Примеры
Здесь и далее будут подробно описаны примеры изобретения, но изобретение не следует считать ограниченным этими примерами.
При использовании опытной установки, обладающей технологической конфигурацией, проиллюстрированной на фиг. 1, и производительностью 527 ВРЭ (83,8 м3/сутки, где ВРЭ означает число баррелей в сутки, то есть ежедневная продукция) в качестве ОТЬ-продукта, были проведены эксперименты по контролю нормальной эксплуатационной нагрузки/температуры на выходе реформинг-установки для синтез-газа и изменений эксплуатационной нагрузки.
В дополнение, 527 ВРЭ ОТЬ-продукта включает в себя 163 ВРЭ (25,9 м3/сутки) лигроина, 208 ВРЭ (33,07 м3/сутки) керосина и 156 ВРЭ (24,8 м3/сутки) газойля. В дополнение, 527 ВРЭ ОТЬ-продукта соответствует Н2+СО=17030 Нм3/ч в качестве синтез-газа. Реформинг-устаровка для синтез-газа имеет 48 катализаторных трубок и 24 горелок.
Пример 1. Эксперимент 1 по контролю нормальной эксплуатационной нагрузки и температуры на выходе реформинг-установки для синтез-газа
Согласно способу по изобретению, была задана эксплуатационная нагрузка 8У=100% (Н2+С0=17030 Нм3/ч), соотношение Н2/СО 8У=2,015, соотношение 8/С (пар/углерод) 8У=1,086, соотношение СО2/С (С02/углерод) 8У=0,42 и температура на выходе реформинг-установки для синтез-газа 8У=890°С.
Затем путем измерения числа молей углерода и числа молей водорода в природном газе в качестве РУ состава сырьевого природного газа, проведенного способом газовой хроматографии в режиме реального времени, и путем использования РУ температуры смешанного флюида на входе реформингустановки для синтез-газа и РУ выходного давления реформинг-установки для синтез-газа, был проведен эксперимент по контролю эксплуатационной нагрузки (скорости потока сырьевого природного газа, скорости потока пара и скорости потока С02) реформинг-установки для синтез-газа. Результаты показаны в табл. 1. В дополнение, значение каждой скорости потока в табл. 1 представлено в виде средней скорости в час (3600 точек), а ее диапазон колебаний представлен в виде среднеквадратичного отклонения.
Затем нагрузка на сжигание в горелке была вычислена из рабочей характеристики реформингустановки, вычисленной по тепловому балансу в катализаторной трубке и заданному кпд печи 52,0%. РУ состав топливного газа горелки был измерен газовой хроматографией в режиме реального времени, а ЬНУ топливного газа горелки была вычислена из РУ состава топливного газа горелки. Давление топлив
- 11 017674 ного газа горелки было определено с использованием вычисленной ЬНУ топливного газа горелки и кривой КПД горелки (фиг. 5), то есть количественно смоделировано. В настоящем документе, параметры, относящиеся к контролю температуры на выходе реформинг-установки для синтез-газа, показаны в табл.
1. В дополнение, каждый параметр представляет собой среднее значение по часу (3600 точек).
Путем вывода контрольного сигнала выявленного давления топливного газа на контроллер давления, осуществлялась эксплуатация реформинг-установки для синтез-газа. Результаты контроля нормальной эксплуатационной нагрузки и температуры на выходе реформинг-установки для синтез-газа показаны в табл. 1. В дополнение, каждая из характеристик, - выход Н2+СО (Нм3/ч), соотношение Н2/СО и температура на выходе (°С) реформинг-установки для синтез-газа представлена в виде среднего значения за час (3600 точек), а ее диапазон колебаний представлен в виде среднеквадратичного отклонения.
Пример 2. Эксперимент 2 по контролю нормальной эксплуатационной нагрузки и температуры на выходе реформинг-установки для синтез-газа
За исключением задания соотношения 8/С на уровне 8У=1,098, температуры на выходе реформингустановки для синтез-газа на уровне 8У=900°С м КПД печи на уровне 51,4%, эксперимент по контролю нормальной эксплуатационной нагрузки и температуры на выходе реформинг-установки для синтез-газа был осуществлен при тех же условиях, что и в примере 1, и результаты показаны в табл. 1.
Пример 3. Эксперимент 3 по контролю нормальной эксплуатационной нагрузки и температуры на выходе реформинг-установки для синтез-газа
За исключением задания соотношения 8/С на уровне 8У=1,110, температуры на выходе реформингустановки на уровне 8У=910 (С и КПД печи на уровне 50,9%, эксперимент по контролю нормальной эксплуатационной нагрузки и температуры на выходе реформинг-установки для синтез-газа был осуществлен при тех же условиях, что и в примере 1, и результаты показаны в табл. 1.
Первоначальную эксплуатацию СТЬ-установки осуществляют, запуская по порядку секцию синтезгаза, секцию реакции Фишера-Тропша и секцию обогащения. В такой конфигурации ее выполняют таким образом, чтобы сначала запустить работу секции синтез-газа, а когда происходит частичная загрузка (50-60%) при работе в резервном режиме, запускают процессы в находящейся ниже по потоку ФТсекции и секции обогащения. В дополнение, в качестве топливного газа реформинг-установки для синтез-газа, в данном случае подают отходящий газ сепаратора для водорода и природный газ. Даже при резервном режиме работы секции синтез-газа требуется точный контроль эксплуатационной нагрузки и температуры на выходе реформинг-установки для синтез-газа. В данном варианте воплощения был осуществлен эксперимент по контролю эксплуатационной нагрузки и температуры на выходе с учетом работы в резервном режиме реформинг-установки для синтез-газа.
Пример 4. Эксперимент 1 по контролю эксплуатации при ненагруженном режиме и температуры на выходе реформинг-установки для синтез-газа
Были заданы 8У=50% (Н2+СО=8515 Нм3/ч), соотношение Н2/СО, равное 8У=2,015, соотношение 8/С, равное 8У= 1,086, соотношение СО2/С, равное 8У=0,42 и температура на выходе реформингустановки для синтез-газа, равная 8У=890°С.
Затем путем измерения РУ состава природного газа, используемого в качестве сырья, числа молей углерода и числа молей водорода в природном газе методом газовой хроматографии в режиме реального времени, и при использовании РУ температуры смешанного флюида на входе реформинг-установки для синтез-газа и РУ давления на выходе реформинг-установки для синтез-газа, был осуществлен эксперимент по контролю эксплуатационной нагрузки (скорости потока сырьевого природного газа, скорости потока пара и скорости потока СО2) реформинг-установки для синтез-газа. Результаты показаны в табл.
2. В дополнение, значение каждой скорости потока в табл. 2 представлено в виде среднего значения в час (3600 точек), а их диапазон отклонений представлен в виде среднеквадратичного отклонения.
Затем нагрузка на сжигание в горелке была вычислена из рабочей характеристики реформингустановки по тепловому балансу в катализаторной трубке, а КПД печи был задан на уровне 49,1%. РУ состава топливного газа в горелке было измерено методом газовой хроматографии в режиме реального времени, а ЬНУ топливного газа в горелке было вычислено из РУ состава топливного газа в горелке. Давление топливного газа в горелке было определено с использованием ЬНУ топливного газа в горелке и кривой КПД горелки (фиг. 5), то есть численно смоделировано. Здесь параметры, относящиеся к контролю температуры на выходе реформинг-установки для синтез-газа, показаны в табл. 2. В дополнение, каждый параметр представлен в виде среднего значения за час (3600 точек).
При осуществлении вывода управляющего сигнала полученного давления топливного газа в горелке на устройство контроля давления была проведена эксплуатация реформинг-установки для синтез-газа. Результаты контроля нормальной эксплуатационной нагрузки и температуры на выходе реформингустановки показаны в табл. 2. В дополнение, каждый из параметров - выход Н2+СО (Нм3/ч), соотношение Н2/СО и температура на выходе (°С) реформинг-установки для синтез-газа, представлен в виде среднего давления за час (3600 пунктов), а их диапазон отклонений представлен в виде среднеквадратичного отклонения.
- 12 017674
Пример 5. Эксперимент 2 по контролю эксплуатационной нагрузки в резервном режиме и выходной температуры реформинг-установки для синтез-газа
За исключением установления соотношения 8/С на уровне 8У=1,098, температуры на выходе реформинг-установки для синтез-газа на уровне 8У=900°С и КПД печи на уровне 48,6%, эксперимент по регулированию эксплуатационной нагрузки в резервном режиме и температуре на выходе реформингустановки для синтез-газа был проведен при тех же условиях, что и в примере 4, и результаты показаны в табл. 2.
Пример 6. Эксперимент 3 по контролю эксплуатационной нагрузки в резервном режиме и выходной температуры реформинг-установки для синтез-газа
За исключением установления соотношения 8/С на уровне 8У=1,110, температуры на выходе реформинг-установки для синтез-газа на уровне 8У=910°С и КПД печи на уровне 48,0% эксперимент по контролю эксплуатационной нагрузки в резервном режиме и температуры на выходе реформингустановки для синтез-газа был осуществлен при тех же условиях, что и в примере 4, и результаты показаны в табл. 2.
Таблица 1
Пример 1 | Пример 2 | Пример
Эксплуатационная нагрузка реформинг-установки для синтез-газа (%) 8Υ 100%=Н2+С0 : 17,030 Нм+ч 100
ЗУ температуры на выходе реформинг-установки для синтез-газа СС) 890 900 910
РУ состава природного газа (атом/моль) С(1,152) Н(4,304) С(1,152) Н(4,304) С(1,152) Н(4,ЗО4)
δν соотношения Н2/СО синтез-газа (-) 2,015 2,015 2,015
Соотношение 8/С (-) 1,086 1,098 1,11
Соотношение СО-,'С (-) 0,42 0,42 0,42
РУ температуры на входе реформинг-установки для синтез-газа СС) 520 520 520
РУ давления на выходе реформинг-установки для синтез-газа (кПа г) 1961 1961 1961
Скорость потока природного газа/стандартнсе отклонение (Нм3/ч) 5677/7,4 5477/7,1 5298/6,9
Скорость потока пара/стандартное отклонение (Нм’/ч) 7100/11,0 6930/10,7 6775/10,5
Скорость потока СО2 /стандартное отклонение (Нм7ч) 2747/11,2 2650/10,8 2564/10,5
Рабочая характеристика реформинг-установки (кВт) 17017 17003 16995
Кпд печи (%) 52 51,4 50,9
Нагрузка на сжигание в горелке (кВт) 32753 33059 33386
Количество горелок (количество) 24 24 24
Нагрузка на сжигание на каждую горелку (кВт/количество) 1364,7 1377,5 1391,1
РУ топливного газа в реформинг-установке для синтез-газа
РУ природного газа (Нм37^) 79 306 515
РУ отходящего газа сепаратора для водорода (Нм'/ч) 452 437 423
РУ отходящего газа секции реакции Фишер а-Тр опша (Нм3/ч) 4116 3905 3715
РУ отходящего газа секции обогащения (Нм!/ч) 219 219 219
ЕНУ топливного газа в реформингустановке для синтез-газа (кДж/ Нм’/ч) 25368 25592 25805
Давление топливного газа в реформинг-установке для синтзе-газа (кПат) 48,56 48,76 50,35
Температура на выходе реформинг-установки для синтез-газа СС) 890,1 900,1 909,9
Стандартное отклонение температуры на выходе реформинг-установки для синтез-газа СС) 0,22 0,23 0,23
Скорость потокаН2+СО (Ни7ч) 17050 17030 17010
Стандартно г отклонение скорости потока Н2+СО (Нм7ч) 24,2 24,2 24,2
Соотношение Н2/СО (-) 2,013 2,015 2,017
Стандартное отклонение соотношения Н2/СО (-) 0,0023 0,0023 0,0023
- 13 017674
Таблица 2
Пример 4 Пример 5 Пример 6
8У эксплуатационной нагрузки реформинг-установки для синтез-газа (%) ЮО%=Н2+СО : 17,030 Нм/ч 50
ЗУ температуры на выходе реформинг-установки для синтез-газа СС) 890 900 910
РУ состава природного газа (атом/моль) ¢(1,152) Н(4,304) 0(1,152) 11(4,304) ¢(1,152) Н(4,304)
ЗУ соотношения НУСО в синтез-газе (-) 2,015 2,015 2,015
Соотношение 8/С (-) 1,086 1,098 1,11-
Соотношение СО2/С (-) 0,42 0,42 0,42
РУ температуры на входе реформинг-установки для синтез-газа со 520 520 520
РУ давления на выходе реформинг-установки для синтез-газа (кПа-г) 1961 1961 1961
Скорость потока природного газа/ Стандартное отклонение (НмЧч) 2761/3,6 2664/3,5 2577/3,5
Скорость потока пара/ Стандартное отклонение (НмЧч) 3453/5,3 3371/5,2 3295/5,1
Скорость потока СО2/ Стандартное отклонение (НмЭч) 1336/5,4 1289/5,3 1247/5,1
Рабочая характеристика реформинг-установки (кВт) 8277 8270 8266
Кпд печи (%) 49,1 48,6 48
Нагрузка на сжигание в горелке (кВт) 16848 17023 17207
Количество горелок (количество) 24 24 24
Нагрузка на сжигание на каждую горелку (кВт/количество горелок) 702 709,3 717
РУ топливного газа реформинг-установки для синтез-газа
РУ природного газа (Нм3/ч) 1483 1501 1520
РУ отходящего газа сепаратора для водорода (Нм’/ч) 80 76 72
РУ отходящего газа секции для ФТреакции (Нм'/ч) 0 0 0
Ρν отходящего газа секции обогащения (Нм’/ч) 0 0 0
ЬНУ топливного газа реформингустановки для синтез-газа (кДж/НмЧч) 38795 38854 38908
Давление топливного газа реформинг-установки для синтез-газа (кПат) 6,06 6,19 6,39
Температура на выходе реформинг-установки для синтез-газа (°С) 890,3 900,3 909,7
Стандартное отклонение температуры на выходе реформинг-установки для синтез-газа (°С) 0,22 0,23 0,23
Скорость потока Н^+СО (Нм7ч) 8525 8515 8505
Стандартное отклонение скорости потока Н2+СО (Нм’/ч) 12,1 12,1 12,1
Соотношение Щ/С'О (-) 2,013 2,015 2,017
Стандартное отклонение соотношения Н2/СО (-) 0,0023 0,0023 0,0023
Как показано в табл. 1 и 2, при контроле температуры на выходе реформинг-установки для синтезгаза в примерах 1-6, разность между §У выходной температуры реформинг-установки для синтез-газа и РУ выходной температуры реформинг-установки для синтез-газа была меньше или равна 0,3 °С. В частности, в примерах 1-3 эта разность была меньше или равна 0,1 °С. В дополнение, во всех примерах 1-6 результаты показывали, что стандартное отклонение РУ температуры на выходе реформинг-установки для синтез-газа была меньше или равна 0,23, и это означает, что был осуществлен очень точный контроль.
Эксплуатационная нагрузка, представленная в виде полученных значений РУ скорости потока Н2+СО и РУ соотношения Н2/СО, приближается, соответственно, к 8У скорости потока Н2+СО (17030 Нм3/ч) и к 8У соотношения Н2/СО (2,015) при 100%-ной эксплуатационной нагрузке, и из стандартного отклонения видно, что случайные изменения в ходе эксплуатации реформинг-установки были крайне малы.
При запуске или остановке эксплуатации СТЬ-установки, или при изменении производства, экс- 14 017674 плуатационная нагрузка каждой секции установки изменяется.
При изменении эксплуатационной нагрузки требуется режим эксплуатации, быстрый с экономической точки зрения и не ослабляющий свойства продуктов. В дополнение, для реформинг-установки для синтез-газа при изменении эксплуатационной нагрузки обязательно требуется поддержание стабильной температуры на выходе реформинг-установки для синтез-газа и соотношения Н2/СО в синтез-газе.
С этой точки зрения, на опытной установке СТЬ, той же, что и в примерах 1-6, были осуществлены два типа экспериментов по изменению эксплуатационной нагрузки (усиление и ослабление нагрузки). В дополнение, для эксплуатационной нагрузки 8У=100% реформинг-установки для опытной установки, скорость потока Н2+СО составляет 17030 Нм3/ч.
Пример 7. Эксперимент по изменению нагрузки: усиление нагрузки
Эксплуатационную нагрузку повышают от 90 до 100% в течение 50 мин. С помощью операции Кашр (изменения 8У (контрольного целевого значения) при заданной скорости) контроллеров, подаваемые количества природного газа, пара и СО2 были повышены со скоростью 0,2 пунктов в минуту. 8У выходной температуры реформинг-установки для синтез-газа было задано на уровне 900°С.
В дополнение, в ходе эксперимента, каждая из секций - ФТ и обогащения секции синтез-газа, расположенной ниже по потоку, работали в резервном режиме при эксплуатационной нагрузке 90%, а следующие параметры поддерживались постоянными:
температура смешанного флюида на входе в реформинг-установку для синтез-газа: 520°С;
давление на выходе реформинг-установки для синтез-газа: 1961 кПа-г;
соотношение 8/С: 1,098;
соотношение СО2/С: 0,42.
Результаты примера 7 показаны на фиг. 7.
Сравнительный пример 1. Эксперимент по изменению нагрузки: усиление нагрузки
Исходя из блок-схемы, проиллюстрированной на фиг. 10, за исключением осуществления контроля температуры на выходе реформинг-установки для синтез-газа с помощью стандартного метода каскадного регулирования ТС (контроль температуры)/РС (контроль давления), при тех же условиях, что и в примере 7, была осуществлена эксплуатация опытной установки СТЬ.
Результаты сравнительного примера 1 показаны на фиг. 7.
Пример 8. Эксперимент по изменению нагрузки: ослабление нагрузки
Эксплуатационную нагрузку снижают от 90 до 80% в течение 50 мин. С помощью операции Кашр (изменения 8У (контрольного целевого значения) при заданной скорости) контроллеров, подаваемые количества природного газа, пара и СО2 были понижены со скоростью 0,2 пунктов в минуту. 8У температуры на выходе реформинг-установки для синтез-газа было задано на уровне 900°С.
В дополнение, в ходе эксперимента каждая из секций - ФТ и обогащения секции синтез-газа, расположенной ниже по потоку, работали в резервном режиме при эксплуатационной нагрузке 80%, и следующие условия поддерживались постоянными:
температура смешанного флюида на входе реформинг-установки для синтез-газа: 520°С;
давление на выходе реформинг-установки для синтез-газа: 1961 кПа-г - соотношение 8/С: 1,098; соотношение СО2/С: 0,42.
Результаты примера 8 показаны на фиг. 8.
Сравнительный пример 2. Эксперимент по изменению нагрузки: ослабление нагрузки
Исходя из блок-схемы, проиллюстрированной на фиг. 10, за исключением осуществления контроля температуры на выходе реформинг-установки для синтез-газа путем стандартного каскадного метода контроля ТС/РС, при тех же условиях, что и в примере 8, была осуществлена эксплуатация опытной установки СТЬ. Результаты сравнительного примера 2 показаны на фиг. 8.
Фиг. 7 представляет собой график, показывающий при усилении нагрузки в течение 50 мин, изменение эксплуатационной нагрузки (А1), изменение скорости потока пара (А2), природного газа (А3) и СО2 (А4), изменение давления топливного газа согласно примеру 7 (Х1) и сравнительному примеру 1 (Υ1), изменение температуры на выходе реформинг-установки для синтез-газа согласно примеру 7 (Х2) и сравнительному примеру 1 (Υ2), изменение соотношения Н2/СО согласно примеру 7 (Х3) и сравнительному примеру 1 (Υ3) и изменение скорости потока Н2+СО согласно примеру 7 (Х4) и сравнительному примеру 1 (Υ4).
Как проиллюстрировано на фиг. 7, в примере 7, в котором был выполнен способ контроля эксплуатационной нагрузки и температуры на выходе реформинг-установки для синтез-газа согласно изобретению, поскольку эксплуатационная нагрузка возрастала от 90 до 100%, давление топливного газа повышалось линейно (от 41,37 до 46,62 кПа-г), а температура на выходе реформинг-установки для синтез-газа поддерживалась постоянной (900+1,0°С).
Следовательно, видно, что значение соотношения Н2/СО в синтез-газе поддерживается практически постоянным (2,015+0,02), а скорость потока Н2+СО плавно повышается от 90 (15327 Нм3/ч) до 100% (17030 Нм3/ч). В дополнение, видно, что усиление нагрузки на 10% можно осуществлять только в течение 50 мин, при поддержании постоянной выходной температуры реформинг-установки для синтез-газа.
- 15 017674
В Сравнительном примере 1, отображающем стандартный способ, когда начинается повышение эксплуатационной нагрузки, повышение давления топливного газа задерживается из-за задержки в отклике сигнала обратной связи, и температура на выходе реформинг-установки для синтез-газа быстро понижается. Для компенсации задержки, на следующем этапе давление топливного газа быстро повышается, и, следовательно, температура на выходе реформинг-установки для синтез-газа быстро повышается и превышает целевое значение (явление, называемое перерегулированием). В дополнение, видно, что соотношение Н2/СО в синтез-газе и скорость потока Н2+СО продемонстрировали характер изменения свойств, приводящий к значительному отклонению от их соответствующих целевых значений, при повышении нагрузки от 90 до 100%.
В стандартном способе согласно сравнительному примеру 1, из-за таких факторов, как величина теплоемкости катализаторной трубки, удержание флюида в катализаторной трубке, теплоемкость от выхода катализаторной трубки до измеренной точки температуры на выходе реформинг-установки для синтез-газа, задержки отклика сигнала и перерегулирования невозможно избежать. Поэтому очевидно, что стандартный способ невозможно применять для усиления эксплуатации реформинг-установки для синтез-газа.
Фиг. 8 представляет собой график, показывающий при падении нагрузки в течение 50 мин изменение эксплуатационной нагрузки (В1), изменение скорости потока (В2), природного газа (В3) и СО2 (В4), изменение давления топливного газа согласно примеру 8 (Х5) и сравнительному примеру 2 (Υ5), изменение выходной температуры реформинг-установки для синтез-газа согласно примеру 8 (Х6) и сравнительному примеру 2 (Υ6), изменение соотношения Н2/СО согласно примеру 8 (Х7) и сравнительному примеру 2 (Υ7) и изменению скорости потока Н2+СО согласно примеру 8 (Х8) и сравнительному примеру 2 (Υ8).
Как проиллюстрировано на фиг. 8, в примере 8, в котором был выполнен способ контроля эксплуатационной нагрузки и температуры на выходе реформинг-установки для синтез-газа согласно изобретению, поскольку эксплуатационная нагрузка снижается от 90 до 80%, давление топливного газа снижается линейно (39,44-33,18 кПа-г), а температура на выходе реформинг-установки для синтез-газа поддерживалась стабильной (900±1,0°С).
Таким образом, видно, что соотношение Н2/СО в синтез-газе практически поддерживается при заданном значении (2,015+0,02), а скорость потока Н2+СО плавно понижается от 90% (15327 Нм3/ч) до 80% (13624 Нм3/ч). В дополнение, видно, что в течение короткого времени 50 мин можно осуществлять ослабление нагрузки на 10% при поддержании стабильной температуры на выходе реформинг-установки для синтез-газа.
В сравнительном примере 2, отображающем стандартный способ, когда начинается снижение эксплуатационной нагрузки, снижение давления топливного газа отстает из-за задержки отклика обратного управляющего сигнала, а температура на выходе реформинг-установки быстро растет. Для корректировки данного отставания на следующем этапе давление топливного газа быстро понижают, и, следовательно, температура на выходе реформинг-установки для синтез-газа быстро снижается и становится ниже целевого значения (явление, называемое перерегулированием).
В дополнение, видно, что соотношение Н2/СО в синтез-газе и скорость потока Н2+СО продемонстрировали характер изменения свойств, приводящий к значительным отклонениям от их соответствующих целевых значений, когда эксплуатационная нагрузка снижается от 90 до 80%.
В стандартном способе согласно сравнительному примеру 2, задержки в отклике и перерегулирования можно избежать. Поэтому очевидно, что стандартный способ нельзя применять для контроля ослабления эксплуатационной нагрузки реформинг-установки для синтез-газа.
Промышленное применение
В соответствии со способом эксплуатации реформинг-установки для синтез-газа в СТЬ-установке согласно изобретению можно осуществлять точный контроль выходной температуры реформингустановки для синтез-газа.

Claims (2)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ эксплуатации установки для реформинга синтез-газа в устройстве конверсии газжидкость (СТЬ), осуществляющей технологию для получения синтез-газа путем добавления, по меньшей мере, пара и СО2 к легкому газообразному углеводороду, с образованием смешанного флюида и нагревом смешанного флюида, причем способ эксплуатации включает в себя следующие стадии, в которых задают условия эксплуатации, включающие в себя контрольные целевые значения скорости потока Н2 и СО, содержащихся в синтез-газе, преобразуемом реформинг-установкой для синтез-газа, соотношение Н2/СО, определяемое соотношением числа молей Н2, содержащегося в синтез-газе, и числа молей СО, содержащегося в синтез-газе, соотношение пар/углерод, определяемое соотношением числа молей пара, добавляемого к смешанному флюиду, и числом молей углерода, содержащегося в легком газообразном углеводороде, соотношение СО2/углерод, определяемое соотношением числа молей СО2, добавляемого к смешанному флюиду, и числа молей углерода, содержащегося в легком газообразном углево
    - 16 017674 дороде, и температуру синтез-газа на выходе реформинг-установки для синтез-газа;
    определяют контрольные целевые значения скорости потока легкого газообразного углеводорода, скорости потока пара и скорости потока СО2 и количества тепла, необходимого для реформингустановки для синтез-газа, путем установления условий эксплуатации, измеренного значения состава легкого газообразного углеводорода, измеренного значения температуры смешанного флюида на входе реформинг-установки для синтез-газа, и измеренного значения давления синтез-газа на выходе реформинг-установки для синтез-газа;
    регулируют эксплуатационную нагрузку реформинг-установки для синтез-газа, исходя из контрольных целевых значений скорости потока легкого газообразного углеводорода, скорости потока пара и скорости потока СО2;
    определяют КПД печи реформинг-установки для синтез-газа;
    вычисляют нагрузку горелки для сжигания в реформинг-установке для синтез-газа, исходя из значений КПД печи и количества тепла, требуемого для реформинг-установки для синтез-газа;
    вычисляют низшую теплоту сгорания топливного газа, исходя из измерения состава топливного газа в горелке;
    определяют контрольное целевое значение давления топливного газа по нагрузке горелки для сжигания, значению низшей теплоты сгорания топливного газа и кривой КПД горелки реформинг-установки для синтез-газа;
    вычисляют отклонения между контрольным целевым значением давления топливного газа и измеренным значением давления топливного газа и регулируют температуру синтез-газа на выходе реформинг-установки для синтез-газа путем настройки клапана регулировки давления, расположенного на входе горелки для компенсации этого отклонения.
  2. 2. Способ эксплуатации по п.1, в котором значение КПД печи вычисляют, исходя из измеренных значений температуры отходящего газа сгорания реформинг-установки для синтез-газа, количества тепла, требуемого для реформинг-установки для синтез-газа, соотношения топливо/воздух горелки и давления топливного газа.
EA201071142A 2008-03-31 2009-03-30 Способ эксплуатации установки для реформинга синтез-газа в устройстве конверсии газ-жидкость EA017674B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2008089737A JP5173531B2 (ja) 2008-03-31 2008-03-31 Ｇｔｌプラントにおける合成ガスリフォーマの運転方法
PCT/JP2009/056466 WO2009123095A1 (ja) 2008-03-31 2009-03-30 Ｇｔｌプラントにおける合成ガスリフォーマの運転方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201071142A1 EA201071142A1 (ru) 2011-06-30
EA017674B1 true EA017674B1 (ru) 2013-02-28

Family

ID=41135471

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201071142A EA017674B1 (ru) 2008-03-31 2009-03-30 Способ эксплуатации установки для реформинга синтез-газа в устройстве конверсии газ-жидкость

Country Status (11)

Country Link
US (1) US8303848B2 (ru)
EP (1) EP2277826B1 (ru)
JP (1) JP5173531B2 (ru)
CN (1) CN101980953B (ru)
AU (1) AU2009232851B2 (ru)
BR (1) BRPI0911140A2 (ru)
CA (1) CA2718956C (ru)
EA (1) EA017674B1 (ru)
MY (1) MY153993A (ru)
WO (1) WO2009123095A1 (ru)
ZA (1) ZA201006651B (ru)

Families Citing this family (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20110054701A1 (en) * 2009-08-27 2011-03-03 Blueair Controls, Inc. Energy saving method and system for climate control system
JP5675146B2 (ja) * 2010-03-30 2015-02-25 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 炭化水素の製造方法
JP5793325B2 (ja) * 2011-03-30 2015-10-14 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 温度制御システム、炭化水素合成反応装置、炭化水素合成反応システム
US20140021094A1 (en) * 2011-03-31 2014-01-23 Japan Oil, Gas And Metals National Corporation Method of removing heavy hydrocarbons
US9455463B2 (en) * 2013-03-15 2016-09-27 Exxonmobil Research And Engineering Company Integrated electrical power and chemical production using fuel cells
KR101626800B1 (ko) * 2014-07-15 2016-06-13 한화토탈 주식회사 이산화탄소를 이용하는, 저탄소배출 및 고효율의 gtl 공정에 의한 합성연료 제조방법
RU2586320C1 (ru) * 2014-11-20 2016-06-10 Публичное акционерное общество "Газпром" Установка для исследования процесса получения синтетической нефти
US10738247B2 (en) 2017-11-15 2020-08-11 Gas Technology Institute Processes and systems for reforming of methane and light hydrocarbons to liquid hydrocarbon fuels
KR20240033292A (ko) * 2017-11-15 2024-03-12 지티아이 에너지 메탄 및 다른 탄화수소를 개질시키기 위한 귀금속 촉매 및 공정
JP7068888B2 (ja) * 2018-03-29 2022-05-17 大阪瓦斯株式会社 水素製造装置
JP7004599B2 (ja) * 2018-03-29 2022-01-21 大阪瓦斯株式会社 水素製造装置
EP4067299A4 (en) * 2019-11-29 2023-04-26 Panasonic Intellectual Property Management Co., Ltd. HYDROGEN GENERATING DEVICE, FUEL CELL SYSTEM AND METHOD OF OPERATION OF HYDROGEN GENERATING DEVICE
US20220154087A1 (en) * 2020-11-18 2022-05-19 L'Air Liquide, Société Anonyme pour l'Etude et l'Exploitation des Procédés Georges Claude Carbon dioxide buffer vessel process design
US11884621B2 (en) * 2021-03-25 2024-01-30 Enerflex Us Holdings Inc. System, apparatus, and method for hydrocarbon processing
EP4079825A1 (de) * 2021-04-22 2022-10-26 EDL Anlagenbau Gesellschaft mbH Anlage und verfahren zur herstellung von synthetischen kraftstoffen ohne kohlendioxidemission
US11649201B2 (en) * 2021-05-18 2023-05-16 M2X Energy Inc. Autonomous modular flare gas conversion systems and methods

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH08273685A (ja) * 1995-04-04 1996-10-18 Fuji Electric Co Ltd 燃料改質器の温度制御装置
JP2004217505A (ja) * 2002-12-25 2004-08-05 Osaka Gas Co Ltd 改質ガス製造装置の運転方法
JP2006040597A (ja) * 2004-07-23 2006-02-09 Mitsubishi Heavy Ind Ltd ガス供給システム、エネルギ供給システム及びガス供給方法
JP2007200771A (ja) * 2006-01-27 2007-08-09 Fuji Electric Holdings Co Ltd 燃料電池発電装置の改質触媒温度制御システムおよびその制御方法

Family Cites Families (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3285320A (en) * 1965-12-10 1966-11-15 Standard Oil Co Method and apparatus for controlling flow of fuel gas
US3894832A (en) * 1973-03-29 1975-07-15 Chevron Res Heat-input-controlled gas-fired equipment and method
US5504118A (en) * 1986-05-08 1996-04-02 Rentech, Inc. Process for the production of hydrocarbons
JP3552064B2 (ja) 1994-01-11 2004-08-11 新日本石油株式会社 水素製造装置の制御方法及びその装置
US6489370B2 (en) * 2000-05-30 2002-12-03 Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. Method of manufacturing a synthesis gas to be employed for the synthesis of gasoline, kerosene and gas oil
JP4533515B2 (ja) * 2000-08-16 2010-09-01 三菱重工業株式会社 合成ガスの製造方法
AU2007232922B2 (en) 2006-03-30 2010-12-09 Nippon Steel Engineering Co., Ltd. Liquid fuel synthesis system
JP2008089737A (ja) 2006-09-29 2008-04-17 Fuji Xerox Co Ltd 画像形成装置

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH08273685A (ja) * 1995-04-04 1996-10-18 Fuji Electric Co Ltd 燃料改質器の温度制御装置
JP2004217505A (ja) * 2002-12-25 2004-08-05 Osaka Gas Co Ltd 改質ガス製造装置の運転方法
JP2006040597A (ja) * 2004-07-23 2006-02-09 Mitsubishi Heavy Ind Ltd ガス供給システム、エネルギ供給システム及びガス供給方法
JP2007200771A (ja) * 2006-01-27 2007-08-09 Fuji Electric Holdings Co Ltd 燃料電池発電装置の改質触媒温度制御システムおよびその制御方法

Also Published As

Publication number Publication date
EP2277826A1 (en) 2011-01-26
BRPI0911140A2 (pt) 2015-10-06
WO2009123095A1 (ja) 2009-10-08
US20110042619A1 (en) 2011-02-24
CN101980953A (zh) 2011-02-23
JP2009242158A (ja) 2009-10-22
CA2718956C (en) 2013-08-13
EP2277826B1 (en) 2015-09-23
JP5173531B2 (ja) 2013-04-03
EP2277826A4 (en) 2012-07-18
CA2718956A1 (en) 2009-10-08
CN101980953B (zh) 2012-12-26
US8303848B2 (en) 2012-11-06
EA201071142A1 (ru) 2011-06-30
AU2009232851B2 (en) 2011-09-01
MY153993A (en) 2015-04-30
ZA201006651B (en) 2011-11-30
AU2009232851A1 (en) 2009-10-08

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA017674B1 (ru) Способ эксплуатации установки для реформинга синтез-газа в устройстве конверсии газ-жидкость
JP5107234B2 (ja) 液体燃料合成システム
JP5138586B2 (ja) 液体燃料合成システム
JP5296477B2 (ja) ナフサ留分水素化処理反応器のスタートアップ方法
JPWO2009041604A1 (ja) 気泡塔型炭化水素合成反応器及びこれを備える炭化水素合成反応システム
Mosca et al. Hydrogen in chemical and petrochemical industry
WO2011024652A1 (ja) 炭化水素合成反応装置、及び炭化水素合成反応システム、並びに炭化水素合成反応方法
JP5364713B2 (ja) 気泡塔型反応器及び気泡塔型反応器の制御方法
CN101432393B (zh) 液体燃料合成系统的起动方法、及液体燃料合成系统
US9404047B2 (en) Start-up method of hydrocarbon synthesis reaction apparatus
AU2011233136B2 (en) Process for producing hydrocarbons
JP5298133B2 (ja) 炭化水素合成反応装置及び炭化水素合成反応システム、並びに炭化水素合成方法
RU2625117C1 (ru) Установка получения синтез-газа регулируемого состава
CN114650965A (zh) 用于蒸汽重整系统的稳定运行的方法
JP2010084984A (ja) 液体燃料混合システム及び液体燃料合成システム、並びに液体燃料混合方法

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 AZ BY KG MD TJ

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): KZ TM RU