EA037415B1 - Системы и способы повышения эффективности использования природного газа в установках парового риформинга метана - Google Patents

Системы и способы повышения эффективности использования природного газа в установках парового риформинга метана Download PDF

Info

Publication number
EA037415B1
EA037415B1 EA201991739A EA201991739A EA037415B1 EA 037415 B1 EA037415 B1 EA 037415B1 EA 201991739 A EA201991739 A EA 201991739A EA 201991739 A EA201991739 A EA 201991739A EA 037415 B1 EA037415 B1 EA 037415B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
gas
psa
preheater
stream
flue gas
Prior art date
Application number
EA201991739A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201991739A1 (ru
Inventor
Тхэкью Кан
Сватантра Кумар Шривастава
Майк Леман
Original Assignee
Л'Эр Ликид, Сосьете Аноним Пур Л'Этюд Э Л'Эксплуатасьон Де Проседе Жорж Клод
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 Л'Эр Ликид, Сосьете Аноним Пур Л'Этюд Э Л'Эксплуатасьон Де Проседе Жорж Клод filed Critical Л'Эр Ликид, Сосьете Аноним Пур Л'Этюд Э Л'Эксплуатасьон Де Проседе Жорж Клод
Publication of EA201991739A1 publication Critical patent/EA201991739A1/ru
Publication of EA037415B1 publication Critical patent/EA037415B1/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
    • C01B3/36—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 oxygen or mixtures containing oxygen as gasifying agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/38—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts
    • C01B3/384—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
    • 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
    • C01B3/48—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 followed by reaction of water vapour with carbon monoxide
    • 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
    • C01B3/50—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification
    • C01B3/56—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification by contacting with solids; Regeneration of used solids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • C10L3/103—Sulfur containing contaminants
    • 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
    • C01B2203/025—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a partial oxidation 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
    • C01B2203/0283—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a CO-shift step, i.e. a water gas shift 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
    • C01B2203/042—Purification by adsorption on solids
    • 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
    • C01B2203/08—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
    • C01B2203/0822—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel the fuel containing hydrogen
    • 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
    • C01B2203/0883—Methods of cooling by indirect heat exchange
    • 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
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1205—Composition of the feed
    • C01B2203/1211—Organic compounds or organic mixtures used in the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1235—Hydrocarbons
    • 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
    • C01B2203/1205—Composition of the feed
    • C01B2203/1211—Organic compounds or organic mixtures used in the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1235—Hydrocarbons
    • C01B2203/1241—Natural gas or methane
    • 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
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1258—Pre-treatment of the feed
    • C01B2203/1264—Catalytic pre-treatment of the feed
    • C01B2203/127—Catalytic desulfurisation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/14—Details of the flowsheet
    • C01B2203/142—At least two reforming, decomposition or partial oxidation steps in series
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • Y02P20/129—Energy recovery, e.g. by cogeneration, H2recovery or pressure recovery turbines

Landscapes

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

Abstract

Предусмотрены улучшенная система генерирования водорода и способ ее использования. Система содержит блок HDS, выполненный с возможностью сероочистки углеводородов, установку предриформинга, выполненную с возможностью преобразования тяжелых углеводородов в потоке технологического газа в метан, установку риформинга, выполненную с возможностью получения потока синтез-газа и дымового газа, блок PSA, выполненный с возможностью получения потока водорода в качестве продукта и потока отходящего газа PSA, и средства охлаждения дымового газа воздухом для горения и потоком отходящего газа PSA до температуры, которая ниже точки росы серной кислоты.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Раскрыты системы и способы сокращения использования природного газа путем повышения теплового коэффициента полезного действия в установках парового риформинга метана (SMR) путем сероочистки сжигаемого топлива и подогрева отходящего газа адсорбции при переменном давлении (PSA) дымовым газом с низким содержанием серы. В частности, за счет использования сероочищенного природного газа в качестве топливного газа температуру дымового газа, выводимого в дымовую трубу, можно понизить без значительного риска конденсации серной кислоты, и, следовательно, дополнительную тепловую энергию дымового газа можно использовать для подогрева таких технологических потоков, как отходящий газ PSA.
Предпосылки изобретения
В крупномасштабных SMR приблизительно 50% тепловой энергии, подводимой в топочную камеру установки риформинга, переносится в реакционные трубы SMR и используется для обеспечения энергии для приведения в действие эндотермической реакции парового риформинга метана (СН4+Н20+206 кДж/моль^ СО+3Н2). Поскольку реакцию риформинга обычно осуществляют при высокой температуре, например, от 750 до 950°С, температура дымового газа из горелки обычно имеет эту или более высокую температуру. Основным применением высокотемпературного дымового газа является генерирование пара при помощи котлов-утилизаторов. В обычных SMR дымовой газ также может быть использован для подогрева воздуха для горения; однако в способах известного уровня техники во избежание образования серной кислоты температуру дымового газа необходимо поддерживать выше точки росы серной кислоты. Температура точки росы серной кислоты обычно составляет 140°С или выше. Чем выше содержание серы, тем выше точка росы серной кислоты. Если температура дымового газа находится ниже точки росы серной кислоты, оборудование, используемое в низкотемпературном диапазоне канала дымового газа, будет сталкиваться с сернокислотной коррозией. Для исключения коррозии используют нержавеющую сталь.
На фиг. 1 представлена схема традиционной системы SMR для получения водорода, монооксида углерода или других полезных продуктов из таких углеводородных видов топлива как природный газ (NG). Как проиллюстрировано, топливный NG подается непосредственно в горелки установки 106 риформинга для использования в качестве топлива. Установка 106 риформинга содержит зону горения, содержащую множество горелок, и зону реакции, содержащую множество труб для риформинга. Воздух для горения нагревается при помощи пары подогревателей (подогревателя 116 холодного воздуха (САР) и подогревателя 112 горячего воздуха (НАР)) перед отправкой в горелки установки 106 риформинга для сжигания топливного NG с получением потока дымового газа.
Технологический природный газ (NG) нагревается (не показано) и направляется в блок 102 гидросероочистки (HDS) для удаления серы из природного газа. После этого технологический газ направляется в установку 104 предриформинга для расщепления длинноцепочечных углеводородов в природном газе на легкие углеводороды (например, метан), тем самым образуя подвергнутый предриформингу технологический NG. Подвергнутый предриформингу технологический NG подается в трубы для риформинга в зоне реакции установки 106 риформинга в условиях риформинга, эффективных для преобразования метана в потоке технологического газа в монооксид углерода и водород посредством эндотермической реакции (СН4+Н2О+2О6 кДж/моль СО+3Н2), тем самым получая поток синтез-газа (Н2+СО). При помощи реактора 108 сдвига синтез-газ преобразуется в диоксид углерода (СО2) и водород (Н2), образуя подвергнутый реакции сдвига газ.
Перед попаданием в блок 110 PSA подвергнутый реакции сдвига газ дополнительно охлаждается до температуры окружающей среды. Затем из блока 110 PSA получают поток водорода в качестве продукта и поток отходящего газа PSA. Отходящий газ PSA, содержащий метан (СН4), диоксид углерода (СО2), водород (Н2) и СО, отправляется обратно к горелкам установки 106 риформинга для использования в качестве топлива.
Дымовой газ из установки 106 риформинга, обычно имеющий температуру приблизительно 1000°С, доставляется на разные ступени теплообменников (т.е. подогреватель 112 горячего воздуха (НАР), бойлер 114 дымового газа (FGB) и подогреватель 116 холодного воздуха (САР)) для повторного улавливания тепла из дымового газа при разных температурах. Однако, поскольку топливный NG воздержит серу, дымовой газ необходимо поддерживать выше точки росы серной кислоты во избежание конденсации серной кислоты на поверхности САР и другой низкотемпературной аппаратуры в системе. Это означает, что энергия дымового газа ниже точки росы серной кислоты не используется.
В документе US 8187363, выданном Grover и др., раскрыт способ подогрева остаточного газа PSA с использованием низкоуровневого отбросного тепла в дымовом газе или синтез-газе перед введением в топочную систему сжигания топлива SMR. Однако в том документе отсутствует упоминание каких-либо проблем, связанных с образованием серной кислоты. И хотя в документе Grover предложена утилизация низкоуровневого отбросного тепла с температурой приблизительно от 250°F (~120°С) до приблизительно 300°F (~150°C), при использовании синтез-газа в качестве источника низкоуровневого тепла эти температуры приведены лишь в качестве примеров. Фактически в документе Grover не раскрыто охлаждение
- 1 037415 дымового газа до температуры, которая ниже точки росы серной кислоты, как и отсутствует какое-либо обсуждение потенциальных проблем, связанных с образованием серы. Кроме того, не раскрыты подробные реализации.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение направлено на систему и способ ее использования, которые удовлетворяют по меньшей мере одну из этих потребностей. Настоящее изобретение направлено на систему и способ ее использования, которые удовлетворяют потребность в сокращении потребления природного газа в установках SMR за счет подогрева отходящего газа PSA и сероочистки топливного газа для сжигания. Варианты осуществления настоящего изобретения обеспечивают возможность более эффективной работы SMR, за счет сероочистки природного газа, используемого для технологического газа и топливного газа, что делает возможным охлаждение дымового газа до температуры, которая ниже точки росы серной кислоты, тем самым обеспечивая утилизацию дополнительного низкоуровневого тепла из дымового газа, которое ранее отбрасывалось.
В одном варианте осуществления система содержит один или несколько блоков HDS, выполненных с возможностью сероочистки потока углеводородного газа и получения потока технологического газа и потока сероочищенного топливного газа, установку предриформинга, выполненную с возможностью приема потока технологического газа и преобразования тяжелых углеводородов в потоке технологического газа в метан для получения подвергнутого предриформингу технологического газа, при этом количество метана в подвергнутом предриформингу технологическом газе увеличено по сравнению с потоком технологического газа, установку риформинга, содержащую зону горения и зону реакции, при этом зона горения находится в сообщении по текучей среде с блоком HDS и выполнена с возможностью приема потока сероочищенного топливного газа, созданного в результате HDS, при этом зона реакции находится в сообщении по текучей среде с установкой предриформинга и выполнена с возможностью приема подвергнутого предриформингу технологического газа, исходящего из установки предриформинга, при этом установка риформинга выполнена с возможностью получения потока синтез-газа в зоне реакции и дымового газа в зоне горения, блок адсорбции при переменном давлении (PSA), выполненный с возможностью приема потока синтез-газа и получения потока водорода в качестве продукта и потока отходящего газа PSA, и средства охлаждения дымового газа воздухом для горения и потоком отходящего газа PSA до температуры, которая ниже точки росы серной кислоты.
В одном варианте осуществления способ включает: а) сероочистку углеводорода с образованием потока технологического газа и потока сероочищенного топливного газа в блоке гидросероочистки (HDS); b) предриформинг потока технологического газа в установке предриформинга в присутствии пара в условиях, эффективных для образования подвергнутого предриформингу потока технологического газа; с) проведение реакции в отношении подвергнутого предриформингу потока технологического газа в присутствии пара в зоне реакции установки риформинга в условиях, эффективных для получения потока синтез-газа, при этом тепло для проведения реакции в отношении подвергнутого предриформингу потока технологического газа обеспечивают за счет сжигания потока сероочищенного топливного газа в присутствии окислителя для горения в зоне горения установки риформинга, тем самым получая дымовой газ, при этом зону горения выполняют с возможностью теплообмена с зоной реакции; d) введение потока синтез-газа в блок адсорбции при переменном давлении (PSA) в условиях, эффективных для получения потока водорода в качестве продукта и потока отходящего газа PSA; е) охлаждение дымового газа окислителем для горения и потоком отходящего газа PSA до температуры, которая ниже точки росы серной кислоты, для получения охлажденного дымового газа, при этом охлажденный дымовой газ не содержит серной кислоты. Необязательные варианты осуществления также предусматривают следующее:
средства охлаждения дымового газа содержат подогреватель воздуха, выполненный с возможностью обеспечения теплообмена между дымовым газом и воздухом для горения так, что дымовой газ охлаждается, а воздух для горения нагревается;
средства охлаждения дымового газа содержат первый подогреватель отходящего газа PSA, выполненный с возможностью обеспечения теплообмена между дымовым газом и отходящим газом PSA так, что дымовой газ охлаждается, а отходящий газ PSA нагревается;
первый подогреватель отходящего газа PSA установлен выше по потоку относительно подогревателя воздуха;
первый подогреватель отходящего газа PSA установлен ниже по потоку относительно подогревателя воздуха;
первый подогреватель отходящего газа PSA установлен параллельно подогревателю воздуха, так что первый подогреватель отходящего газа PSA выполнен таким образом, что не принимает струю и не отправляет ее непосредственно в подогреватель воздуха;
второй подогреватель отходящего газа PSA, при этом первый подогреватель отходящего газа PSA установлен выше по потоку относительно подогревателя воздуха, и второй подогреватель отходящего газа PSA установлен ниже по потоку относительно подогревателя воздуха;
второй подогреватель отходящего газа PSA, при этом первый подогреватель отходящего газа PSA установлен выше по потоку относительно подогревателя воздуха, и второй подогреватель отходящего
- 2 037415 газа PSA установлен параллельно подогревателю воздуха и ниже по потоку относительно первого подогревателя отходящего газа PSA;
второй подогреватель отходящего газа PSA, при этом первый подогреватель отходящего газа PSA установлен ниже по потоку относительно подогревателя воздуха и второй подогреватель отходящего газа PSA установлен параллельно подогревателю воздуха и выше по потоку относительно первого подогревателя отходящего газа PSA;
источник углеводорода, содержащий трубопровод природного газа;
охлаждение дымового газа за счет теплообмена между дымовым газом и окислителем для горения в подогревателе окислителя;
охлаждение дымового газа за счет теплообмена между дымовым газом и потоком отходящего газа PSA по меньшей мере в одном подогревателе отходящего газа PSA с образованием подогретого потока отходящего газа PSA, при этом подогретый поток отходящего газа PSA вводят в зону горения для сжигания в ней;
подогреватель отходящего газа PSA устанавливают выше по потоку относительно подогревателя окислителя, так что дымовой газ, выходящий из подогревателя отходящего газа PSA, имеет более высокую температуру, чем дымовой газ, выходящий из подогревателя окислителя;
подогреватель отходящего газа PSA устанавливают ниже по потоку относительно подогревателя окислителя, так что дымовой газ, выходящий из подогревателя отходящего газа PSA, имеет более низкую температуру, чем дымовой газ, выходящий из подогревателя окислителя;
подогреватель отходящего газа PSA устанавливают параллельно подогревателю окислителя, так что подогреватель отходящего газа PSA выполняют таким образом, что он не принимает струю дымового газа и не отправляет ее в подогреватель окислителя;
первый подогреватель отходящего газа PSA устанавливают выше по потоку относительно подогревателя окислителя, и второй подогреватель отходящего газа PSA устанавливают ниже по потоку относительно подогревателя окислителя;
первый подогреватель отходящего газа PSA устанавливают выше по потоку относительно подогревателя окислителя, и второй подогреватель отходящего газа PSA устанавливают параллельно подогревателю окислителя и ниже по потоку относительно первого подогревателя отходящего газа PSA;
первый подогреватель отходящего газа PSA устанавливают ниже по потоку относительно подогревателя окислителя, и второй подогреватель отходящего газа PSA устанавливают параллельно подогревателю окислителя и выше по потоку относительно первого подогревателя отходящего газа PSA;
углеводород представляет собой природный газ;
и/или окислитель для горения представляет собой воздух.
Краткое описание графических материалов
Для дальнейшего понимания природы и целей настоящего изобретения приведены ссылки на следующее подробное описание, взятое в сочетании с прилагаемыми графическими материалами, на которых сходные элементы имеют одинаковые или аналогичные ссылочные номера и где на фиг. 1 проиллюстрирована схема традиционной системы SMR;
на фиг. 2 проиллюстрирована технологическая схема одного варианта осуществления системы SMR согласно настоящему изобретению;
на фиг. 3 проиллюстрирована технологическая схема второго варианта осуществления системы SMR согласно настоящему изобретению;
на фиг. 4 проиллюстрирована технологическая схема третьего варианта осуществления системы SMR согласно настоящему изобретению;
на фиг. 5 проиллюстрирована технологическая схема четвертого варианта осуществления системы SMR согласно настоящему изобретению;
на фиг. 6 проиллюстрирована технологическая схема пятого варианта осуществления системы SMR согласно настоящему изобретению;
на фиг. 7 проиллюстрирована технологическая схема шестого варианта осуществления системы SMR согласно настоящему изобретению; и на фиг. 8 представлена блок-схема способа работы системы SMR в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.
Подробное описание изобретения
Хотя настоящее изобретение будет описано в связи с несколькими вариантами осуществления, следует понимать, что настоящее изобретение не должно ограничиваться теми вариантами осуществления. Напротив, предполагается, что настоящее изобретение охватывает все альтернативы, модификации и эквиваленты, которые могут находиться в пределах сущности и объема настоящего изобретения, определенных прилагаемой формулой изобретения.
Были предприняты многочисленные попытки повышения теплового коэффициента полезного действия стандартных SMR. Пинч-анализы показывают, что стандартные SMR были тщательно оптимизированными в тепловом плане, и, следовательно, маловероятно, что дальнейшие улучшения, относящиеся к конструкциям теплообменников, приведут к сильному улучшению. Однако варианты осуществления
- 3 037415 настоящего изобретения могут преимущественно улучшить ранее известные способы за счет более эффективной утилизации отбросного тепла без попытки повторной оптимизации процесса путем преодоления скачка минимальной разности температур. Раскрытые варианты осуществления предусматривают прямой подход, заключающийся в том, что для подогрева отходящего газа PSA с целью его использования в качестве топлива используется низкотемпературный источник тепла, тем самым сокращая использование природного газа, а также повышая тепловой коэффициент полезного действия в установках SMR. Низкотемпературным источником тепла может быть дымовой газ, источником которого является SMR. В раскрытых вариантах осуществления во избежание проблем, связанных с конденсацией серной кислоты, в каком-либо оборудовании, установленном в канале дымового газа, в качестве потока топливного газа используется сероочищенный углеводородный газ, например сероочищенный природный газ, из блока HDS. Кроме того, поток отходящего газа PSA может быть подогрет одним или несколькими подогревателями отходящего газа PSA, установленными выше по потоку относительно САР, ниже по потоку относительно САР, параллельно САР или в комбинации вышеизложенного. За счет сероочистки топливного газа уровень серы в дымовом газе становится пренебрежимо малым, так что становится возможным уменьшение температуры дымового газа ниже точки росы серной кислоты без повреждения оборудования в низкотемпературном диапазоне и без использования нержавеющей стали.
За счет снижения допустимой температуры дымового газа становится возможной утилизация дополнительной тепловой энергии из дымового газа путем подогрева отходящего газа PSA. Поскольку температура отходящего газа PSA, выходящего из блока PSA, близка к температуре окружающей среды, например 35°С, в раскрытых вариантах осуществления отходящий газ PSA может быть подогрет относительно условий окружающей среды с одновременным охлаждением дымового газа до температур, которые намного ниже точки росы серной кислоты, с ограниченным риском образования конденсата серной кислоты.
В раскрытых вариантах осуществления один или несколько подогревателей отходящего газа PSA могут быть добавлены к системам SMR для подогрева отходящего газа PSA перед подачей отходящего газа PSA во множество горелок в установке риформинга. В одном варианте осуществления, в котором используется единственный подогреватель отходящего газа PSA, подогреватель отходящего газа PSA может быть установлен в положении относительно САР, выбранном из группы, состоящей из положения выше по потоку, положения ниже по потоку или параллельного положения. В варианте осуществления, в котором используются несколько подогревателей отходящего газа PSA, подогреватели отходящего газа PSA могут быть установлены в положениях относительно САР, выбранных из группы, состоящей из положения выше по потоку, положения ниже по потоку, параллельного положения и комбинаций вышеизложенного.
Кроме того, в раскрытых вариантах осуществления в качестве технологического газа и топливного газа могут быть использованы углеводороды, такие как природный газ или метан, и сероочистке подвергаются оба из технологического газа и топливного газа, тем самым может отсутствовать необходимость в поддержании всей системой температуры дымового газа ниже по потоку относительно нескольких ступеней теплообменников в канале дымового газа выше точки росы серной кислоты во избежание конденсации серной кислоты. Таким образом, температуру дымового газа ниже по потоку относительно нескольких теплообменников можно поддерживать без конденсации серной кислоты на САР, подогревателях отходящего газа PSA, в случае их наличия, и любом другом оборудовании ниже по потоку относительно канала дымового газа. В некоторых раскрытых вариантах осуществления температуру отходящего газа PSA можно повысить до температуры подогретого воздуха для горения, тогда как температуру дымового газа можно понизить даже до температуры точки росы воды или даже сильнее.
На фиг. 2 проиллюстрирована технологическая схема одного варианта осуществления отходящего газа PSA в системе SMR, в котором отходящий газ PSA подогревается горячим дымовым газом. В этом варианте осуществления подогреватель отходящего газа PSA установлен между САР 218 и бойлером 214 дымового газа для подогрева отходящего газа PSA, и оба из технологического газа и топливного газа подвергаются сероочистке.
Как проиллюстрировано, углеводородный газ, например природный газ, подогревается (не показано) и подается в блок 202 HDS, в котором из природного газа удаляется сера. Природный газ затем разделяется на два потока. Первый поток используется в качестве топливного газа и подается во множество горелок установки 206 риформинга, и второй поток используется в качестве технологического газа. В необязательном варианте осуществления технологический газ может быть отправлен в установку 204 предриформинга для расщепления длинноцепочечных углеводородов в технологическом газе на легкие углеводороды (например, метан) для получения подвергнутого предриформингу технологического газа, содержащего увеличенное количество метана в технологическом газе, а также снижения риска осаждения углерода в установке 206 риформинга.
Природный газ может быть подвергнут сероочистке при помощи одного блока HDS, а затем разделен на два потока (т.е. на технологический газ и топливный газ). Однако специалисты в данной области техники также поймут, что природный газ также может подвергаться сероочистке при помощи двух блоков HDS по отдельности, где один блок HDS используется для сероочистки технологического газа и вто- 4 037415 рой блок HDS используется для сероочистки топливного газа. Возможности одного или двух блоков
HDS являются подходящими для всех вариантов осуществления, раскрытых в настоящем документе.
Вслед за предриформингом технологического газа подвергнутый предриформингу технологический газ затем подается в установку 206 риформинга в присутствии пара для риформинга метана в синтез-газ. Установка 206 риформинга может содержать зону реакции, содержащую множество труб для риформинга, множество горелок и камеру сгорания, при этом зона горения выполнена с возможностью теплообмена с зоной реакции. Подвергнутый предриформингу технологический газ и технологический пар реагируют в трубах для риформинга с получением синтез-газа, содержащего СО+Н2. Горелки сжигают топливный газ в присутствии воздуха для горения в зоне горения с целью обеспечения тепла для эндотермической реакции и получения дымового газа. Синтез-газ выходит из установки 206 риформинга и попадает в реактор 208 сдвига в присутствии дополнительной воды для получения большего количества Н2 за счет преобразования СО и пара в СО2 и Н2. Синтез-газ ниже по потоку относительно реактора 208 сдвига охлаждается до температуры окружающей среды для отделения воды при помощи установки осушки синтез-газа (не показана) перед попаданием в блок 210 PSA. Блок 210 PSA отделяет Н2 от смеси газов синтез-газа, содержащей СО, СО2, H2, CH4 и т.д. Остаток смеси синтез-газа образует отходящий газ PSA, который в конечном итоге подается обратно в горелки установки 206 риформинга для использования в качестве топлива.
Дымовой газ, выходящий из установки 206 риформинга, направляется на различные ступени теплообменников для утилизации тепла. В показанном варианте осуществления дымовой газ сначала направляется в НАР 212 с целью нагрева подогретого воздуха для горения, который был подогрет при помощи САР 218, образуя дополнительно нагретый воздух для горения. Дополнительно нагретый воздух для горения затем подается в горелки установки 206 риформинга в сочетании с сероочищенным топливным газом и отходящим газом PSA для сжигания в зоне горения установки 206 риформинга.
Охлажденный дымовой газ извлекается из НАР 212 и подается в FGB 214, где одновременно с дальнейшим охлаждением дымового газа генерируется пар (не показано). Пар может быть использован в качестве технологического пара. Дымовой газ ниже по потоку относительно FGB 214 дополнительно охлаждается и используется для подогрева отходящего газа PSA из блока 210 PSA в подогревателе 216 отходящего газа PSA перед направлением отходящего газа PSA в горелки установки 206 риформинга для использования в качестве топлива.
В некоторых вариантах осуществления при выходе из блока 210 PSA отходящий газ PSA может иметь температуру окружающей среды (т.е. приблизительно 35°С). После подогрева отходящего газа PSA при помощи подогревателя 216 отходящего газа PSA температура нагретого отходящего газа PSA может повышаться до температуры дымового газа ниже по потоку относительно FGB 214. Дымовой газ ниже по потоку относительно подогревателя 216 отходящего газа PSA используется для нагрева холодного воздуха для горения при помощи САР 218, образуя подогретый воздух для горения, и подогретый воздух для горения затем направляется в НАР 212 для дополнительного нагрева. Как описано выше, дополнительно нагретый воздух для горения подается в горелки установки 206 риформинга для сжигания в них топливного газа и подогретого отходящего газа PSA. В этом варианте осуществления температура дымового газа ниже по потоку относительно САР 218 может быть снижена без конденсации серной кислоты, поскольку сера в образованном дымовом газе содержится в небольшом количестве или вовсе не содержится.
На фиг. 3 проиллюстрирована технологическая схема второго варианта осуществления системы SMR согласно настоящему изобретению, в которой для подогрева отходящего газа PSA используется один подогреватель отходящего газа PSA. Главным различием между двумя вариантами осуществления, проиллюстрированными на фиг. 3 и фиг. 2, является то, что подогреватель 216 отходящего газа PSA на фиг. 3 установлен ниже по потоку относительно САР 218, а не выше по потоку относительно САР 218. В этом варианте осуществления оба из технологического газа и топливного газа также подвергаются сероочистке.
На фиг. 4 проиллюстрирована технологическая схема третьего варианта осуществления системы SMR согласно настоящему изобретению, в которой для подогрева отходящего газа PSA используется один подогреватель отходящего газа PSA. Главным различием между двумя вариантами осуществления, проиллюстрированными на фиг. 4 и фиг. 2, является то, что подогреватель 216 отходящего газа PSA установлен параллельно САР 218 для подогрева отходящего газа PSA, а не выше или ниже по потоку относительно САР 218. В этом варианте осуществления сероочистке подвергаются оба из технологического газа и топливного газа, и дымовой газ, выходящий из FGB 214, разделяется на два потока. Один поток используется для подогрева отходящего газа PSA из блока 210 PSA в подогревателе 216 отходящего газа PSA перед направлением отходящего газа PSA во множество горелок установки 206 риформинга; другой поток используется для подогрева холодного воздуха для горения при помощи САР 218. После подогрева отходящего газа PSA при помощи подогревателя 216 отходящего газа PSA температура нагретого отходящего газа PSA может быть повышена до температуры дымового газа ниже по потоку относительно FGB 214. В этом варианте осуществления температура дымового газа ниже по потоку относительно САР 218 или ниже по потоку относительно подогревателя 216 отходящего газа PSA может быть снижена без
- 5 037415 конденсации серной кислоты.
На фиг. 5 проиллюстрирована технологическая схема четвертого варианта осуществления системы SMR согласно настоящему изобретению, в которой для подогрева отходящего газа PSA используются два подогревателя отходящего газа PSA. Главным различием между двумя вариантами осуществления, проиллюстрированными на фиг. 5 и фиг. 2, является то, что используются два подогревателя (216 и 220) отходящего газа PSA, причем подогреватель 216 отходящего газа PSA находится выше по потоку относительно САР 218 и подогреватель 220 отходящего газа PSA находится ниже по потоку относительно САР 218. В этом варианте осуществления подогреватели 216 и 220 отходящего газа PSA установлены последовательно. Отходящий газ PSA сначала подогревается подогревателем 220 отходящего газа PSA, а затем направляется в подогреватель 216 отходящего газа PSA, где отходящий газ PSA дополнительно подогревается перед попаданием в горелки установки 206 риформинга для использования в качестве топлива.
На фиг. 6 проиллюстрирована технологическая схема пятого варианта осуществления системы SMR согласно настоящему изобретению, в которой для подогрева отходящего газа PSA используются два подогревателя отходящего газа PSA. Различие между вариантами осуществления по фиг. 6 и фиг. 2 заключается в том, что на фиг. 6, в дополнение к подогревателю 216 отходящего газа PSA, параллельно САР 218 установлен второй подогреватель 220 отходящего газа PSA.
На фиг. 7 проиллюстрирована технологическая схема шестого варианта осуществления системы SMR согласно настоящему изобретению, в которой для подогрева отходящего газа PSA используются два подогревателя отходящего газа PSA. Различие между вариантами осуществления по фиг. 7 и фиг. 4 заключается в том, что на фиг. 7, в дополнение к подогревателю 216 отходящего газа PSA, ниже по потоку относительно САР 218 установлен второй подогреватель 220 отходящего газа PSA. На фиг. 8 представлена блок-схема способа подогрева отходящего газа PSA для экономии природного газа за счет повышения теплового коэффициента полезного действия в системе SMR. На этапе 802 углеводородный газ (например, природный газ) подогревают, а затем подвергают сероочистке в блоке HDS для удаления серы в природном газе, образуя поток технологического газа и поток топливного газа путем разделения природного газа на два потока. В качестве альтернативы на этом этапе природный газ может быть подогрет и разделен на два потока; один поток подвергают сероочистке в одном блоке HDS, образуя поток технологического газа; другой поток подвергают сероочистке в другом блоке HDS, образуя поток топливного газа. На этапе 804 поток технологического газа могут подвергать предриформингу в установке предриформинга для расщепления длинноцепочечных или тяжелых углеводородов, присутствующих в технологическом газе, на легкие углеводороды (например, метан), тем самым увеличивая количество метана в технологическом газе и предотвращая осаждение углерода, для получения подвергнутого предриформингу технологического газа. На этапе 806 подвергнутый предриформингу поток технологического газа могут подавать в установку риформинга, где в зоне реакции получают поток синтез-газа и в зоне горения получают поток дымового газа. В некоторых вариантах осуществления зона реакции может содержать множество труб для риформинга, и зона горения может также содержать множество горелок, при этом зона горения выполнена с возможностью теплообмена с зоной реакции.
В некоторых вариантах осуществления смесь подвергнутого предриформингу технологического газа вступает в реакцию с технологическим паром в трубах для риформинга в зоне реакции установки риформинга, тем самым получая поток синтез-газа. Множество горелок установки риформинга сжигают топливный газ и отходящий газ PSA в присутствии окислителя (например, воздуха для горения) в зоне горения установки риформинга с целью обеспечения тепла для эндотермической реакции риформинга с получением из них дымового газа. В контексте настоящего документа воздух для горения может также содержать поток обогащенного кислородом газа или синтетический воздух.
В некоторых вариантах осуществления технологический пар может быть добавлен к потоку технологического газа перед попаданием потока технологического газа в установку предриформинга. Технологический пар также может быть добавлен к подвергнутому предриформингу технологическому газу перед попаданием подвергнутого предриформингу технологического газа в установку риформинга. На этапе 808 СО в потоке синтез-газа могут преобразовывать в диоксид углерода и водород в присутствии технологического пара в преобразователе сдвига для получения большего количества водорода.
Преобразованный поток синтез-газа может быть подвергнут осушке в установке осушки синтезгаза, а затем введен в блок PSA для получения продукта в виде потока водорода и потока отходящего газа PSA. Поток отходящего газа PSA может содержать СО2, CO, CH4, H2 и т.д. и подается обратно в установку риформинга для использования в качестве топлива. На этапе 810 дымовой газ, выходящий из установки риформинга, могут охлаждать за счет теплообмена с холодным воздухом для горения с целью подачи в горелки. Холодный воздух для горения может быть нагрет дымовым газом сначала в САР, а затем в НАР, при этом между ними может быть установлен бойлер дымового газа для генерирования пара с целью его использования в качестве технологического пара.
На этапе 812 дымовой газ может быть дополнительно охлажден за счет теплообмена с потоком отходящего газа PSA, извлекаемым из блока PSA. На этом этапе поток отходящего газа PSA может быть подогрет одним или двумя подогревателями отходящего газа PSA, расположенными выше по потоку,
- 6 037415 ниже по потоку, или параллельно САР, или в комбинации вышеизложенного. В зависимости от расположения подогревателя (подогревателей) отходящего газа PSA, подогретый отходящий газ PSA перед попаданием в установку риформинга может иметь температуру вплоть до температуры дымового газа ниже по потоку относительно бойлера дымового газа или ниже по потоку относительно САР.
Вследствие удаления серы в потоке технологического газа и потоке топливного газа, температура дымового газа после подогрева отходящего газа PSA может быть уменьшена ниже точки росы серной кислоты без конденсации серной кислоты в системе SMR, что способствует исключению коррозии оборудования, работающего в низкотемпературном диапазоне. В некоторых вариантах осуществления это преимущественно позволяет использовать углеродистую сталь вместо нержавеющей стали. На этапе 814 подогретый поток отходящего газа PSA может быть подан в горелки установки риформинга для использования в качестве топлива, при этом горелки сжигают подогретый отходящий газ PSA и топливный газ в присутствии воздуха для горения в зоне горения установки риформинга, при этом воздух для горения подогревается в САР и НАР.
Хотя настоящее изобретение было описано в сочетании с его конкретными вариантами осуществления, очевидно, что многие альтернативы, модификации и вариации будут очевидны для специалистов в данной области техники в свете вышеизложенного описания. Соответственно предполагается охватывание всех таких альтернатив, модификаций и вариаций, которые находятся в пределах сущности и широкого объема прилагаемой формулы изобретения. Настоящее изобретение может подходящим образом содержать, состоять из или по сути состоять из раскрытых элементов и может быть осуществлено на практике в отсутствие элемента, который не раскрыт. Кроме того, если присутствует словесное упоминание порядка, такое как первый и второй, его следует понимать в примерном смысле, а не в ограничительном смысле. Например, специалисты в данной области техники могут понять, что определенные этапы можно объединить в один этап.
Следует отметить, что в настоящем документе термины тяжелый углеводород, более тяжелый углеводород, высший углеводород и длинноцепочечный углеводород относятся к углеводороду С2 и С2+ и могут использоваться взаимозаменяемо.
Формы единственного числа включают ссылки на множественное число, если в контексте явно не указано иное.
Термины приблизительно, или примерно, или около в тексте или в формуле изобретения означают ±10% относительно указанного значения. В формуле изобретения термин содержащий является открытым переходным термином, который обозначает, что идентифицированные далее элементы формулы изобретения являются неисключительным перечнем, т.е. что угодно может быть дополнительно включено и оставаться в пределах объема термина содержащий. Термин содержащий определен в настоящем документе как обязательно охватывающий более ограниченные переходные термины состоящий по сути из и состоящий из; термин содержащий может, следовательно, быть заменен термином состоящий по сути из или термином состоящий из и оставаться в пределах явно определенного объема термина содержащий.
В формуле изобретения термин обеспечение определяется в значении предоставления, снабжения, обеспечения наличия или получения чего-либо. Этап может быть выполнен посредством любого участника в отсутствие ясно выраженного языка в формуле изобретения, имеющего противоположный смысл.
Термины необязательный или необязательно означают, что описанные далее событие или обстоятельства могут произойти или не произойти. Описание включает случаи, когда событие или обстоятельство происходит, и случаи, когда оно не происходит.
Диапазоны могут быть выражены в настоящем документе в виде величин от приблизительно одного конкретного значения и/или до приблизительно другого конкретного значения. Когда выражен такой диапазон, следует понимать, что другой вариант осуществления представляет собой величину от одного конкретного значения и/или до другого конкретного значения наряду со всеми комбинациями в пределах указанного диапазона.
Все ссылки, определенные в настоящем документе, включены таким образом в настоящую заявку посредством ссылки в их полном объеме, а также для конкретной информации, для которой они приведены.

Claims (20)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Система генерирования водорода, содержащая один или несколько блоков гидросероочистки (HDS), выполненных с возможностью сероочистки потока углеводородного газа для получения потока технологического газа и потока сероочищенного топливного газа;
    установку предриформинга, выполненную с возможностью приема потока технологического газа и преобразования тяжелых углеводородов в потоке технологического газа в метан для получения подвергнутого предриформингу технологического газа, при этом количество метана в подвергнутом предрифор- 7 037415 мингу технологическом газе увеличено по сравнению с потоком технологического газа;
    установку риформинга, содержащую зону горения и зону реакции, при этом зона горения находится в сообщении по текучей среде с блоком HDS и выполнена с возможностью приема воздуха из средства охлаждения и потока сероочищенного топливного газа, созданного в результате HDS, при этом зона реакции находится в сообщении по текучей среде с установкой предриформинга и выполнена с возможностью приема подвергнутого предриформингу технологического газа, исходящего из установки предриформинга, при этом установка риформинга выполнена с возможностью получения потока синтез-газа в зоне реакции и дымового газа в зоне горения;
    блок адсорбции при переменном давлении (PSA), выполненный с возможностью приема потока синтез-газа и получения потока водорода в качестве продукта и потока отходящего газа PSA;
    средства охлаждения дымового газа воздухом для горения и потоком отходящего газа PSA до температуры, которая ниже точки росы серной кислоты.
  2. 2. Система по п.1, отличающаяся тем, что средства охлаждения дымового газа содержат подогреватель воздуха, выполненный с возможностью обеспечения теплообмена между дымовым газом и воздухом для горения так, что дымовой газ охлаждается, а воздух для горения нагревается.
  3. 3. Система по п.1 или 2, отличающаяся тем, что средства охлаждения дымового газа содержат первый подогреватель отходящего газа PSA, выполненный с возможностью обеспечения теплообмена между дымовым газом и отходящим газом PSA так, что дымовой газ охлаждается, а отходящий газ PSA нагревается.
  4. 4. Система по п.3, отличающаяся тем, что первый подогреватель отходящего газа PSA установлен выше по потоку относительно подогревателя воздуха.
  5. 5. Система по п.3, отличающаяся тем, что первый подогреватель отходящего газа PSA установлен ниже по потоку относительно подогревателя воздуха.
  6. 6. Система по п.3, отличающаяся тем, что первый подогреватель отходящего газа PSA установлен параллельно подогревателю воздуха, так что первый подогреватель отходящего газа PSA выполнен таким образом, что не принимает поток и не отправляет его непосредственно в подогреватель воздуха.
  7. 7. Система по п.3, отличающаяся тем, что дополнительно содержит второй подогреватель отходящего газа PSA, при этом первый подогреватель отходящего газа PSA установлен выше по потоку относительно подогревателя воздуха и второй подогреватель отходящего газа PSA установлен ниже по потоку относительно подогревателя воздуха.
  8. 8. Система по п.3, отличающаяся тем, что дополнительно содержит второй подогреватель отходящего газа PSA, при этом первый подогреватель отходящего газа PSA установлен выше по потоку относительно подогревателя воздуха и второй подогреватель отходящего газа PSA установлен параллельно подогревателю воздуха и ниже по потоку относительно первого подогревателя отходящего газа PSA.
  9. 9. Система по п.3, отличающаяся тем, что дополнительно содержит второй подогреватель отходящего газа PSA, при этом первый подогреватель отходящего газа PSA установлен ниже по потоку относительно подогревателя воздуха и второй подогреватель отходящего газа PSA установлен параллельно подогревателю воздуха и выше по потоку относительно первого подогревателя отходящего газа PSA.
  10. 10. Система по любому из предыдущих пунктов, отличающаяся тем, что дополнительно содержит устройство для подачи углеводорода, содержащее трубопровод природного газа.
  11. 11. Способ повышения термодинамического коэффициента полезного действия в системе генерирования водорода, причем способ включает следующие этапы:
    сероочистка потока углеводородного газа в одном или нескольких блоках гидросероочистки (HDS) с образованием потока технологического газа и потока сероочищенного топливного газа;
    предриформинг потока технологического газа в установке предриформинга в присутствии пара в условиях, эффективных для образования подвергнутого предриформингу потока технологического газа;
    проведение реакции в отношении подвергнутого предриформингу потока технологического газа в присутствии пара в зоне реакции установки риформинга в условиях, эффективных для получения потока синтез-газа, при этом тепло для проведения реакции в отношении подвергнутого предриформингу потока технологического газа обеспечивают за счет сжигания потока сероочищенного топливного газа в присутствии окислителя для горения в зоне горения установки риформинга, тем самым получая дымовой газ, при этом зону горения выполняют с возможностью теплообмена с зоной реакции;
    введение потока синтез-газа в блок адсорбции при переменном давлении (PSA) в условиях, эффективных для получения потока водорода в качестве продукта и потока отходящего газа PSA;
    охлаждение дымового газа окислителем для горения и потоком отходящего газа PSA до температуры, которая ниже точки росы серной кислоты, для получения охлажденного дымового газа, при этом охлажденный дымовой газ не содержит серной кислоты.
  12. 12. Способ по п.11, отличающийся тем, что этап охлаждения дымового газа окислителем для горения и потоком отходящего газа PSA дополнительно включает этап охлаждения дымового газа за счет теплообмена между дымовым газом и окислителем для горения в подогревателе окислителя.
  13. 13. Способ по п.12, отличающийся тем, что этап охлаждения дымового газа окислителем для горения и потоком отходящего газа PSA дополнительно включает этап охлаждения дымового газа за счет
    - 8 037415 теплообмена между дымовым газом и потоком отходящего газа PSA по меньшей мере в одном подогревателе отходящего газа PSA с образованием подогретого потока отходящего газа PSA, при этом подогретый поток отходящего газа PSA вводят в зону горения для сжигания в ней.
  14. 14. Способ по п.13, отличающийся тем, что подогреватель отходящего газа PSA устанавливают выше по потоку относительно подогревателя окислителя, так что дымовой газ, выходящий из подогревателя отходящего газа PSA, имеет более высокую температуру, чем дымовой газ, выходящий из подогревателя окислителя.
  15. 15. Способ по п.13, отличающийся тем, что подогреватель отходящего газа PSA устанавливают ниже по потоку относительно подогревателя окислителя, так что дымовой газ, выходящий из подогревателя отходящего газа PSA, имеет более низкую температуру, чем дымовой газ, выходящий из подогревателя окислителя.
  16. 16. Способ по п.13, отличающийся тем, что подогреватель отходящего газа PSA устанавливают параллельно подогревателю окислителя, так что подогреватель отходящего газа PSA выполняют таким образом, что он не принимает поток дымового газа и не отправляет его в подогреватель окислителя.
  17. 17. Способ по п.13, отличающийся тем, что первый подогреватель отходящего газа PSA устанавливают выше по потоку относительно подогревателя окислителя и второй подогреватель отходящего газа PSA устанавливают ниже по потоку относительно подогревателя окислителя.
  18. 18. Способ по п.13, отличающийся тем, что первый подогреватель отходящего газа PSA устанавливают выше по потоку относительно подогревателя окислителя и второй подогреватель отходящего газа PSA устанавливают параллельно подогревателю окислителя и ниже по потоку относительно первого подогревателя отходящего газа PSA.
  19. 19. Способ по п.11, отличающийся тем, что первый подогреватель отходящего газа PSA устанавливают ниже по потоку относительно подогревателя окислителя и второй подогреватель отходящего газа PSA устанавливают параллельно подогревателю окислителя и выше по потоку относительно первого подогревателя отходящего газа PSA.
  20. 20. Способ по любому из пп.11-19, отличающийся тем, что углеводород представляет собой природный газ и окислитель для горения представляет собой воздух.
EA201991739A 2017-01-27 2018-01-26 Системы и способы повышения эффективности использования природного газа в установках парового риформинга метана EA037415B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US15/417,803 US10155661B2 (en) 2017-01-27 2017-01-27 System and methods for improving natural gas usage in steam methane reformers
PCT/US2018/015382 WO2018140686A1 (en) 2017-01-27 2018-01-26 Systems and methods for improving natural gas usage in steam methane reformers

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201991739A1 EA201991739A1 (ru) 2019-12-30
EA037415B1 true EA037415B1 (ru) 2021-03-25

Family

ID=61189568

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201991739A EA037415B1 (ru) 2017-01-27 2018-01-26 Системы и способы повышения эффективности использования природного газа в установках парового риформинга метана

Country Status (10)

Country Link
US (1) US10155661B2 (ru)
EP (1) EP3573925B1 (ru)
KR (1) KR102509776B1 (ru)
CN (1) CN110382407B (ru)
CA (1) CA3051849A1 (ru)
EA (1) EA037415B1 (ru)
MX (1) MX2019008634A (ru)
MY (1) MY193605A (ru)
SG (1) SG11201906683RA (ru)
WO (1) WO2018140686A1 (ru)

Families Citing this family (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
MX2019005429A (es) 2016-11-09 2019-07-10 8 Rivers Capital Llc Sistemas y metodos para la produccion de energia con produccion integrada de hidrogeno.
KR20220020842A (ko) 2019-06-13 2022-02-21 8 리버스 캐피탈, 엘엘씨 추가 생성물들의 공동 발생을 구비하는 동력 생산
KR20230049360A (ko) 2021-10-06 2023-04-13 두산에너빌리티 주식회사 복합 개질기
EP4137449A1 (en) * 2021-08-20 2023-02-22 L'Air Liquide Société Anonyme pour l'Etude et l'Exploitation des Procédés Georges Claude Method and apparatus for improving a reforming process by using renewable electrical energy as a heating input to the reforming process
KR102602141B1 (ko) 2021-10-06 2023-11-14 두산에너빌리티 주식회사 복합 개질기
KR20230049362A (ko) 2021-10-06 2023-04-13 두산에너빌리티 주식회사 복합 개질기
US11814288B2 (en) 2021-11-18 2023-11-14 8 Rivers Capital, Llc Oxy-fuel heated hydrogen production process
WO2023094357A1 (en) * 2021-11-26 2023-06-01 Topsoe A/S Improving the energy efficiency of a process and plant for producing hydrogen
KR20240011087A (ko) 2022-07-18 2024-01-25 두산에너빌리티 주식회사 복합 개질기
KR20240022980A (ko) 2022-08-12 2024-02-20 두산에너빌리티 주식회사 복합 개질기 및 이의 촉매 교체방법
KR20240022981A (ko) 2022-08-12 2024-02-20 두산에너빌리티 주식회사 복합 개질기 및 이의 촉매 교체방법
KR20240031004A (ko) 2022-08-31 2024-03-07 두산에너빌리티 주식회사 복합 개질기

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2006055326A1 (en) * 2004-11-18 2006-05-26 Praxair Technology, Inc. Steam methane reforming method
WO2006095127A1 (en) * 2005-03-08 2006-09-14 Rolls-Royce Fuel Cell Systems Limited A fuel processor for a fuel cell arrangement and a method of operating a fuel processor for a fuel cell arrangement
WO2009057939A2 (en) * 2007-11-01 2009-05-07 Sk Energy Co., Ltd. Hydrogen generator with easy start-up and stable operation and high efficiency
US20090269629A1 (en) * 2006-06-20 2009-10-29 Panasonic Corporation Hydrogen generator, fuel cell system, and methods for operating them
EP2799395A1 (de) * 2013-04-30 2014-11-05 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zum Betreiben eines Dampfreformers und Dampfreformer

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7427388B2 (en) * 2004-03-19 2008-09-23 Air Products And Chemicals, Inc. Process for improving prereforming and reforming of natural gas containing higher hydrocarbons along with methane
US7429373B2 (en) * 2005-06-24 2008-09-30 Air Products And Chemicals, Inc. Process for autothermal generation of hydrogen
EP1944268A1 (en) * 2006-12-18 2008-07-16 BP Alternative Energy Holdings Limited Process
US8187363B2 (en) 2009-11-05 2012-05-29 Air Liquide Process & Construction, Inc. PSA tail gas preheating
KR102080819B1 (ko) * 2011-11-21 2020-02-24 사우디 아라비안 오일 컴퍼니 석유 연료를 사용한 화합된 수소 및 전기 생산 방법 및 그 시스템
EP3018095B1 (en) * 2014-11-10 2017-06-28 Air Products And Chemicals, Inc. Steam-hydrocarbon reforming process

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2006055326A1 (en) * 2004-11-18 2006-05-26 Praxair Technology, Inc. Steam methane reforming method
WO2006095127A1 (en) * 2005-03-08 2006-09-14 Rolls-Royce Fuel Cell Systems Limited A fuel processor for a fuel cell arrangement and a method of operating a fuel processor for a fuel cell arrangement
US20090269629A1 (en) * 2006-06-20 2009-10-29 Panasonic Corporation Hydrogen generator, fuel cell system, and methods for operating them
WO2009057939A2 (en) * 2007-11-01 2009-05-07 Sk Energy Co., Ltd. Hydrogen generator with easy start-up and stable operation and high efficiency
EP2799395A1 (de) * 2013-04-30 2014-11-05 Linde Aktiengesellschaft Verfahren zum Betreiben eines Dampfreformers und Dampfreformer

Also Published As

Publication number Publication date
EA201991739A1 (ru) 2019-12-30
WO2018140686A1 (en) 2018-08-02
CN110382407B (zh) 2023-03-24
MX2019008634A (es) 2019-10-02
EP3573925B1 (en) 2021-01-06
KR102509776B1 (ko) 2023-03-16
KR20190112290A (ko) 2019-10-04
EP3573925A1 (en) 2019-12-04
SG11201906683RA (en) 2019-08-27
CA3051849A1 (en) 2018-08-02
US10155661B2 (en) 2018-12-18
US20180215617A1 (en) 2018-08-02
MY193605A (en) 2022-10-20
CN110382407A (zh) 2019-10-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA037415B1 (ru) Системы и способы повышения эффективности использования природного газа в установках парового риформинга метана
US6981994B2 (en) Production enhancement for a reactor
US9365466B2 (en) Method and system for producing a liquid hydrocarbon product from a Fischer-Tropsch process using a synthesis gas produced from an oxygen transport membrane based reforming reactor
CA2579363A1 (en) Process for production of hydrogen and/or carbon monoxide
CN110225879B (zh) 通过预加热预重整的燃料气体使蒸汽甲烷重整器的燃烧效率最大化
JP6980795B2 (ja) 燃焼のための酸素および燃料の予熱と組み合わせてプレ−リフォーマーを使用する強化された廃熱回収
US20180215618A1 (en) Maximizing steam methane reformer combustion efficiency by pre-heating pre-reformed fuel gas
WO2014100060A1 (en) Process to increase hydrogen production without loss of steam production in a steam methane reformer
CA3056602C (en) Method and system for producing hydrogen using an oxygen transport membrane based reforming system
CN115707648B (zh) 生产h2和合成气的工艺
US10961121B2 (en) Method for improving thermal efficiency of steam production
EP3659965A1 (en) Method for the production of steam in a steam reforming plant
US20200147570A1 (en) An apparatus for improving thermal efficiency of steam production