EA043398B1 - Печь и способ получения синтез-газа - Google Patents
Печь и способ получения синтез-газа Download PDFInfo
- Publication number
- EA043398B1 EA043398B1 EA202192886 EA043398B1 EA 043398 B1 EA043398 B1 EA 043398B1 EA 202192886 EA202192886 EA 202192886 EA 043398 B1 EA043398 B1 EA 043398B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- furnace
- row
- pipes
- process stream
- zone
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 16
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 title claims description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 8
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 64
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 62
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 58
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 47
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 39
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims description 26
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 23
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 19
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 18
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 12
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 11
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 claims description 11
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims description 10
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 claims description 5
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 claims description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 5
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000002309 gasification Methods 0.000 claims description 4
- 238000002407 reforming Methods 0.000 claims description 4
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 3
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 3
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 3
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N Alumina Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 2
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 claims description 2
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 claims description 2
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 claims description 2
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 24
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 14
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 11
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 8
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 5
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 5
- BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-N Methylamine Chemical compound NC BAVYZALUXZFZLV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 4
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 4
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 4
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 3
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 3
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000003421 catalytic decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N diethylamine Chemical compound CCNCC HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 2
- 239000002920 hazardous waste Substances 0.000 description 2
- CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N methyl diethanolamine Chemical compound OCCN(C)CCO CRVGTESFCCXCTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 2
- 238000006057 reforming reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 description 2
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011143 downstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000003337 fertilizer Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000013067 intermediate product Substances 0.000 description 1
- 238000010327 methods by industry Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 1
- 238000001991 steam methane reforming Methods 0.000 description 1
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 1
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Description
Область техники
Изобретение относится к печи для газовых промыслов, нефтеперерабатывающим заводам риформинга, производства водорода путем газификации и нефтехимической промышленности.
Уровень техники
Как известно, любое использование источника ископаемого топлива (сырой, природный газ, сланцевый газ и нефть, уголь) и источника неископаемого топлива (биомасса, биогаз, геотермальная энергия) приводит к совместному производству CO2 и H2S в различных пропорциях.
Газы, содержащие такие вещества в отдельных количествах, характеризуется как нефтяные газы, содержащие сероводород, или хвостовые газы и являются объектом соответствующей научной дискуссии из-за их серьезного воздействия с точки зрения глобального потепления и изменения климата, которые происходят под воздействием таких газов.
На сегодняшний день нефтяные газы, содержащие сероводород, не используются повторно, если не только в очень малых количествах, и единственной альтернативой их выбросу в атмосферу является их улавливание и хранение в глубоких водах или отдаленных подземных объектах. Такие крайние меры в любом случае обсуждаются с точки зрения их возможной реализации и эффективности.
В опубликованной заявке WO2015015457A1 заявителем охарактеризовано использование вышеупомянутых нефтяных газов для получения синтез-газов (CO и H2, или сингаза).
Производство синтез-газа происходит в соответствии со следующей эндотермической реакцией:
СО2 + 2 H2S = СО + Н2+ S2 + Н2О
Необходимая энергия обеспечивается посредством экзотермической реакции:
H2S+ 1.5 О2 = SO2 + Н2О
Этот процесс, который в любом случае универсален, поскольку он может быть связан с другими процессами с небольшими модификациями в уже существующих установках, однако требует значительного количества энергии активации. Действительно, довольно высокие рабочие температуры, которые превышают 800°C, а в некоторых случаях превышают 1300°C. Кроме того, кислород, используемый во второй экзотермической реакции, должен быть тщательно дозирован, чтобы избежать чрезмерного окисления с образованием SO2, который представляет собой вредные отходы, отходы необходимо перерабатывать, например, с помощью установок Клауса или установок по производству серной кислоты.
Таким образом, очевидна необходимость поиска альтернативных решений для сокращения выбросов таких газов и образования загрязняющих отходов.
В патенте US 4336063 охарактеризовано устройство для сокращения количества парниковых газов от железосодержащих минералов, снабженное реактором, предназначенным для такого объекта, и установкой для риформинга. Последняя содержит излучающую камеру, содержащую трубный пучок, и две конвективные камеры, среди которых вторая, более удалена от зоны излучения и также снабжена трубным пучком. Соответствующее устройство дополнительно содержит ряд каналов, соединяющих блок риформинга с реактором.
В частности, две конвективные камеры расположены на расстоянии друг от друга, и, в частности, последняя всегда расположена на расстоянии от зоны излучения.
Таким образом, даже если можно выделить больше потоков, входящих и выходящих из установки для парового риформинга, из которых, в частности:
поток природного газа проходит через первую конвективную камеру и поступает в трубный пучок зоны излучения, где происходит реакция риформинга, в то время как образующиеся газы покидают зону излучения; и второй поток, возникающий в результате перемешивания газа, выходящего из зоны излучения, поступает во вторую конвективную камеру и выходит из нее, чтобы быть направленным в реактор;
второй поток, входящий и выходящий из второй конвективной камеры, в любом случае находится на расстоянии от первой конвективной камеры, расположенной вблизи зоны излучения.
Сущность изобретения
Для решения вышеупомянутых технических проблем современного уровня техники и, в частности, была разработана печь, охарактеризованная в WO2015015457A1, в которой в дополнение к промышленным процессам получения промежуточных продуктов, предназначенных для синтеза более усовершенствованных продуктов, могут проводиться реакции переработки вредных отходов, в частности нефтяных газов, таких как CO2 и H2S, в частности H2S.
Объектом настоящего изобретения является печь, содержащая зону излучения, конвективную зону, первый и, по меньшей мере, второй ряд труб, через которые проходят, по меньшей мере, два отделенных потока технологического газа, в которой первый технологический поток поступает в указанную печь через конвективную зону и, проходя через указанный первый ряд труб, покидает указанную печь через зону излучения, или, в качестве альтернативы, указанный первый технологический поток входит в указанную печь зоны излучения и, проходя через первый ряд труб, покидает указанную печь через зону излучения;
- 1 043398 второй технологический поток, предназначенный для обработки нефтяных газов, поступает в указанную печь через конвективную зону, проходит через упомянутый второй ряд труб и покидает указанную печь через конвективную зону;
упомянутый второй ряд труб изготовлен из материала, стойкого к воздействию нефтяных газов.
Эта печь может быть использована на нефтеперерабатывающих заводах, газовых месторождениях, установках риформинга или установках по производству водорода, таких как, например, установки для газификации и установки, предназначенные для нефтехимической промышленности.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 - схематическое изображение печи в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения;
Фиг. 2 - схематическое изображение печи в соответствии с альтернативным вариантом осуществления настоящего изобретения;
Фиг. 3 - блок-схема традиционного процесса парового риформинга;
Фиг. 4 - блок-схема процесса парового риформинга, в которой используется печь в соответствии с вариантами осуществления изобретения, изображенным на фиг. 1;
Фиг. 5 - блок-схема процесса парового риформинга, в которой используется печь в соответствии с вариантами осуществления изобретения, изображенным на фиг. 1;
Фиг. 6 - блок-схема процесса парового риформинга, в которой используется печь в соответствии с вариантами осуществления изобретения, изображенным на фиг. 1;
Фиг. 7 - схемы потоков, входящих и выходящих из известной из уровня техники печи, используемой в традиционном процессе парового риформинга, изображенном на фиг. 3,
Фиг. 8 - схема, отображающая сравнение работы известной из уровня техники печи, используемой в традиционном процессе парового риформинга, изображенном на фиг. 3, с процессом в соответствии с настоящим изобретением, изображенном на фиг. 4.
Осуществление изобретения
Второй ряд труб, по которым проходит второй поток газа в печи изобретения, предназначена для нефтяных газов, поэтому он должен быть изготовлен из материала, стойкого к кислым газам. Материал, устойчивый к кислым газам, подразумевает все материалы, обычно используемые и известные специалисту в данной области техники для таких целей.
В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления печи в соответствии с настоящим изобретением второй ряд труб содержит катализатор.
Согласно другому предпочтительному варианту осуществления изобретения, первый ряд труб содержит катализатор.
Согласно другому предпочтительному варианту осуществления печи в соответствии с настоящим изобретением, как первый, так и второй ряд содержат катализатор.
Печь согласно настоящему изобретению предпочтительно предназначена для производства синтезгаза методом парового риформинга, который протекает по следующей схеме реакции:
R1: СН4 + Н2О = СО + ЗН2.
На блок-схеме на фиг. 3 представлены различные этапы этого процесса и соответствующие технологические блоки. В частности, обычная печь или паровой риформер метана, где осуществляется химическая реакция R1, обозначается аббревиатурой SMR (паровой риформинг метана).
На этой фиг. 3, перед печами парового риформинга метана (SMR), неочищенный природный газ транспортиру в блок очистки, с помощью блоков очистки кислые газы H2S и CO2 отделяются. Предпочтительно, в способах аминовой очистки используют смеси амина/воды, где аминами предпочтительно являются MEA (метиламин), DEA (диэтиламин), MDEA (метилдиэтаноламин), в качестве альтернативы могут применяться другие аналогичные эффективные технологии (например, Улучшенная сорбция, конверсия водяного газа или другие горячая сепарация).
Очищенный таким образом газ подается в печь SMR, где протекает реакция R1.
В этой печи пар, предпочтительно превышающий по отношению к стехиометрическому соотношению, направляют для проведения реакции R1. Газы, выходящие из печи SMR, содержащие CO, H2, H2O и непрореагировавший CH4, направляют в реактор для конверсии водяного газа или установку, далее WGSR, где проводится реакция конверсии окиси углерода в двуокись углерода R2:
со + н2о = со2 + н2.
Обычно такая реакция R2 применяется для того, чтобы скорректировать молярное соотношение между H2/CO, оптимизировать морфологию и эффективность последующего химического синтеза (например, в производстве простых органических веществ или удобрений) или максимально увеличить производство водорода (например, на нефтеперерабатывающих заводах или при газификации). Направление реакции, как известно, зависит от рабочей температуры в реакторе для конверсии водяного газа (WGSR).
При выходе из реактора WGSR технологический поток обрабатывают в установке для удаления пара или в установке обезвоживания, далее обезвоживание обозначается как De-W. В частности, такая установка для удаления пара состоит из устройства, в котором вода, содержащаяся в обрабатываемом в нем технологическом потоке, удаляется путем конденсации.
- 2 043398
Далее технологический поток, выходящий из установки обезвоживания, направляют в установку короткоцикловой адсорбции, далее обозначено как PSA. В частности, установка PSA означает установку, способную отделять по меньшей мере H2 и CO2, чтобы максимизировать производство H2, который будет использоваться на следующих этапах. Отделенный водород, например, направляют в установку гидрообессеривания, далее обозначена как HDS, например, в каталитическую установку типа установки Клауса, для удаления серы из жидкостей, закачиваемых в скважину, перед их переработкой.
Печь согласно настоящему изобретению, в которой протекает реакция R1, содержит верхнюю конвективную зону, где теплообмен осуществляется путем конвекции. Нижняя часть, представляет собой зону излучения, она содержит топочную камеру с одной или несколькими вертикальными и/или горизонтальными горелками, выполненными с возможностью облучения ряда труб, содержащих катализатор, обычно используемый для проведения реакции R1. Конвективная зона, через которую проходит технологический поток, поступающий в обычную печь, нагревается с помощью конвективного теплообмена отходящими газообразными продуктами горения, образующимися в зоне излучения для сжигания горючих газов в присутствии кислорода. Таким образом, поступающий газообразный технологический поток проходит стадию предварительного нагрева.
Как изложено выше, печь отличается от известной из уровня техники печи тем, что она содержит первый и второй ряд труб. В первом ряду проводится реакция R1, в то время как по втором ряду транспортируются только газы H2S. В частности, печь, в соответствии с настоящим изобретением, может быть спроектирована в соответствии с большим количеством вариантов, среди которых первый вариант, безусловно, является предпочтительным.
Первый вариант: конвективный- конвективный (фиг. 1).
В первом варианте осуществления изобретения первый технологический поток A, поступающий в печь 1, содержащий смесь природного газа, предпочтительно метана и пара, обрабатывается таким же образом, как и в описанной выше известной из уровня техники печи SMR-типа. Другими словами, метан и пар, причем последний предпочтительно превышает по отношению к стехиометрическому количеству, сначала проходят через конвективную зону 3, затем через зону излучения 2. При прохождении через зону излучения 2 первый технологический поток подается в первый ряд труб 4, где происходит реакция R1. Первый технологический поток, выходящий из печи 1 со стороны зоны излучения 2, содержит смесь CO и H2 и, возможно, метан и непрореагировавший пар. Реакцию R1 проводят при температуре между 550°C и 1050°C, предпочтительно интервале температур между 750°C и 900°C, более предпочтительно реакцию R1 проводят при температуре 800°C. Для целей осуществления настоящего изобретения давление первого технологического потока внутри печи, по меньшей мере, составляет от 1 до 50 бар, предпочтительно от 10 до 40 бар, и более предпочтительно давление первого технологического потока составляет 20 бар.
Второй технологический поток состоит из смеси кислых газов, содержащих H2S. Таким образом, можно обрабатывать кислые газы, увеличивая производство водорода для последующей переработки, такой как, например, гидрообессеривание (HDS), и для уменьшения выбросов CO2 и других отходов.
Второй технологический поток, поступающий в печь 1, в соответствии с первым вариантом осуществления изобретения, и проходящий через конвективную зону 3, покидает печь 1. Другими словами, второй технологический поток проходит по второму ряду труб 5 в конвективной зоне 3 и покидает печь 1 после прохождения через конвективную зону 3. Следует отметить, что второй ряд труб 5 снабжен катализатором, способным ускорить одну или несколько реакций. Согласно настоящему изобретению, катализатор выбран из гамма-оксида алюминия, никеля, кобальта, молибдена, железа, меди и других известных элементов в катализе при необходимости с подложкой.
Второй вариант: конвективно-излучающий (фиг. 2).
Во втором варианте осуществления изобретения первый технологический поток A, поступающий в печь 1, содержащий смесь природного газа, предпочтительно метана и пара, обрабатывается таким же образом, как и в известной из уровня техники печи, типа печи SMR.
Во втором варианте осуществления изобретения второй технологический поток B, содержащий H2S, поступает в печь 1 для обработки в конвективной зоне 3 и покидает печь 1, проходя через зону излучения 2. В частности, второй технологический поток B поступает во второй ряд труб 5 и проходит сначала через конвективную зону 3, а затем через зону излучения 2.
Третий вариант - излучающий - излучающий (не показан).
В третьем варианте осуществления изобретения первый технологический поток A, поступающий в печь 1 и содержащий смесь природного газа, предпочтительно метана, и пара, направляют непосредственно в зону излучения 2 и, проходя через ряд труб 4, покидает зону излучения. Кроме того, второй технологический поток B, поступающий в печь и содержащий H2S, направляют непосредственно в зону излучения 2 с прохождением через второй ряд труб 5.
Выбор среди вариантов осуществления изобретения может определяться условиями, предусмотренными на этапе проектирования строительства новой установки или при перепроектировании печи 1 в случаях ее реконструкции, когда обычная печь SMR должна быть преобразована в печь в соответствии с настоящим изобретением.
- 3 043398
На фиг. 4-6 изображены предпочтительные варианты исполнения установки, содержащей печь 1. В частности, второй входящий технологический поток содержит смесь H2S. В частности, второй входящий технологический поток подают во второй ряд труб 5, где проводят реакцию разложения R3:
R3: H2S = Н2 + 0.5S2
Для целей настоящего изобретения в части печи, в которой протекает реакция парового риформинга метана R1, обозначается как SMR, в то время как в другой части печи, в которой протекает реакция каталитического разложения сероводорода R3, далее обозначается, как SACS.
Следовательно, печь 1 содержит печь SMR и секцию, в которой происходит вышеупомянутая реакция, обозначенная далее аббревиатурой SACS.
Реакция R3 предпочтительно протекает в конвективной зоне 3 печи 1 с регулируемой температурой, это обеспечивается катализатором, содержащимся во втором ряде труб 5.
Преимущества заключаются в том, что реакция R3 обеспечивает практически полное превращение (около 97%) H2S в водород и элементарную серу.
В частности, реакцию R3 проводят в диапазоне температур от 300°C до 1050°C, предпочтительно между 400°C и 900°C, более предпочтительно между 500°C и 750°, наиболее предпочтительно реакцию R3 проводят при температурах от 600 до 650°C.
Давление второго технологического потока внутри печи, по меньшей мере, находится в диапазоне от 0,01 бар до 50 бар, предпочтительно от 0,5 бар до 25 бар, более предпочтительно от 1 бар до 5 бар.
В соответствии с настоящим изобретением время пребывания второго технологического потока внутри секции каталитического расщепления сероводорода (SACS) составляет, по меньшей мере, от 0,01 до 5 с, предпочтительно от 0,1 до 2 с.
В этом случае второй технологический поток, выходящий из упомянутого второго ряда труб, секции SACS, содержащий смесь непрореагировавших H2, S2, H2S, направляется в установку сероочистки (De-S), где S2 частично отделяется конденсацией от смеси.
Возможно обеспечить рекуперацию энергии внутри конвективной секции для повышения температуры, адаптированной к каталитической конверсии R3, например, оставляя конверсионные трубы мешков ниже предварительно установленной температуры рекуперационных теплообменников, чтобы обеспечить максимальную подачу тепла для конверсии.
В случае значительного расхода H2S возможно предусмотреть полностью отделенный блок, состоящий, в свою очередь, из собственной топочной камеры.
Предпочтительно, поскольку другие продукты реакции и/или побочные продукты отсутствуют, селективность всего процесса выхода водорода равна 100%, а полный выход осуществлен благодаря рециркуляциям, описанным ниже.
Технологический поток, выходящий из установки сероочистки (De-S) и содержащий смесь H2S и небольшое процентное содержание H2S, обрабатывается в соответствии с одним из следующих режимов осуществления:
при первом режиме реализации смесь направляют в блок Очистки-3, в котором H2S отделяют от H2. Впоследствии H2S рециркулируют и транспортируют во второй технологический поток, поступающий в указанную печь, где происходит реакция R3. В то время как водород, выходящий из блока Очистки-3, транспортируется с технологическим потоком, выходящим из блока обезвоживания (De-W), при необходимости, на вход установки короткоцикловой адсорбции;
на втором режиме реализации смесь направляют в установку короткоцикловой адсорбции под давлением (PSA);
при третьем режиме реализации смесь направляют в установку гидрообессеривания HDS.
Предпочтительно, технологический поток, выходящий из установки сероочистки (De-S) и содержащий S2, H2 и непрореагировавший H2S, подают в реактор для проведения реакции гидрогенизации R4 остаточных паров серы:
R4: H2+0.5S2 =H2S.
Смесь, выходящую из реактора, в котором происходит гидрирование паров серы, содержащих H2 и H2S, затем обрабатывают в соответствии с различными перечисленными выше режимами.
Преимущество заключается в том, что комбинация SMR+ SACS позволяет активировать рециркуляцию водорода внутри установки. Такая рециркуляция, в свою очередь, снижает нагрузку метана на входе в секцию SACS с рядом вторичных преимущественных эффектов:
ум еньшение количества пара, подаваемого в установку;
ум еньшение количества метана, подаваемого в топочную камеру;
снижение стехиометрического горения в топочной камере.
В дополнение к уже упомянутому уменьшению поступления метана, такие эффекты способствуют снижению количества отходящего газа, выходящего из секции SACS, и количества CO2, образующегося в установке PSA. К этим преимуществам добавляется сокращение дополнительных выбросов из-за отсутствия сжигания H2S, которое осуществляют в известных из уровня техники установках для извлечения серы (SRU), таких как, например, как установки для осуществления процесса Клауса.
Следует отметить, что в различных вариантах осуществления изобретения, изображенных на фиг.
- 4 043398
4-6, возможно, первый и, безусловно, второй технологический поток, входящие в указанную печь, поступают, по меньшей мере, из блока очистки, в который поступает неочищенный природный газ, содержащий смесь метана, CO2 и H2S.
В частности, газовая смесь первого технологического потока, содержащая метан с добавлением пара, для проведения реакции риформинга обрабатывается блоком очистки, выполненным с возможностью отделения H2S, CO2 от метана.
Предпочтительно, неочищенный природный газ обрабатывают в первом блоке очистки-1, выполненным с возможностью отделения H2S от смеси, содержащей природный газ и CO2. Таким образом, H2S направляют в качестве второго технологического потока в секцию SACS, в то время как смесь, содержащая природный газ и CO2, направляют во второй блок очистки-2, выполненный с возможностью отделения CO2 от природного газа. Таким образом, отделенный природный газ направляют в печь SMR, что и первый технологический поток, в то время как отделенный CO2 повторно используют или перерабатывают.
Сравнительный пример между обычным процессом SMR (фиг. 3) и процессом SMR+SACS в соответствии с настоящим изобретением (фиг. 4).
Моделирование установки SMR+SACS было выполнено с помощью DSmoke, программы для ЭВМ для анализа и проверки термических систем преобразования (пиролиз и сжигание), разработанной в Центре устойчивого проектирования технологических процессов (SUPER) Миланского политехнического университета. DSmoke это программное обеспечение, основанное на кинетической (30 тыс. реакций) и термодинамической (NIST) базе данных, подтвержденной экспериментальными данными и промышленно имеющейся в более чем 40 приложениях. Результаты анализа DSmoke были интегрированы в пакет моделирования PRO/II (от Schneider-Electric).
SMR известный вариант.
Выбранный обычный вариант для оценки и сравнения характеристик процесса SMR с новым аппаратом SACS (рассмотрен в следующем примере) представлен в таблице. В известном варианте, который характеризуется блок-схемой на фиг. 3, обычная печь SMR, в которой второй ряд труб отсутствует, таким образом, способ осуществляют без секции SACS, и соответствующие результаты, полученные с помощью пакета моделирования PRO/II ® (от Schneider-Electric), обобщены на фиг. 7. В частности, можно отметить, что производство водорода с помощью SMR составляет 228,4 кг/ч.
Расход и состав газа, поступающего из газового месторождения (Каспийское море)
Мольный состав Мол. pact, (кмоль;ч] Весов, расх. Гкг'ч! Весов, расх. (таеиМ
N2 2.00% 31.250 875.000 21.000
СО2 15.00% 234.375 10312.500 247.500
H2S 25.00% 390.625 13281.250 318.750
СН4 50.00% 781 250 12500.000 300.000
C2HS 2.00% 31.250 937.500 22.500
СЗН8 1.00% 15.625 687.500 ' 16.500
С4М10 1.00% 15.625 906.250 21750
С5Н12 100% 15.625 1125.000 27.000
С6Ш4 3.00% 46.875 4031250 96.750
Обшее 100.00% 1562.500 44656.250 1071750
Технологическая схема для процесса SACS+SMR на газовом месторождении представлена на фиг. 4. С помощью изобретения, каталитического разложения сероводорода (SACS), не только получают природный газ (NG), поступающий из блока очистки, но, в отличие от известного из уровня техники процесса SMR, также получают потоки H2S в области каталитических труб, расположенных в конвективной зоне 3 и предназначенных для конверсии R3. Сточные воды, выходящие из секции SACS, направляют в известные установки для отделения серы, и после отделения непрореагировавших продуктов и их рециркуляции на вход в секцию SACS полученный водород направляют на следующие стадии из секции WGSR, поступая в установку PSA или непосредственно в установку HDS при условии избытка водорода.
Полученный таким образом водород представляет собой вклад в расход, полученный в результате обычного преобразования риформинга R1, и дополнительную часть, полученную в результате реакции R3. При необходимости водород, полученный с помощью R3, может способствовать корректировке H2/CO синтез-газа, полученного в результате реакции R1, например, в случае химического синтеза.
Преимущества, полученные с помощью пакета моделирования PRO/II ® (от Schneider-Electric), обобщены на фиг. 8. Анализ проводится с помощью SACS при 600°C и 1,8 бар, с однократной конверсией для каждой отдельной трубы, равной 97%, и последующей переработкой непрореагировавших продуктов. В итоге устанавливают, что соблюдение условий и подвод реагентов с применением принципов известного из уровня техники способа SMR в настоящем изобретении SACS+SMR позволяет:
5) увеличить производство водорода с 228,4 кг/ч до 261,05 кг/ч (+14,3%),
6) уменьшить расход пара для установки парового риформинга (-28,6%),
7) сократить выброс отходящих газов в атмосферу по сравнению с традиционным способом SMR (23,6%),
8) сокращение выбросов CO2 от установки PSA (-14,3%).
-
Claims (7)
- Поскольку одноразовая конверсия превышает 96%, также могут быть разработаны другие режимы реализации изобретения с использованием секции SACS (фиг. 5 и 6). Действительно, можно исключить разделительный блок очистки-3 и направить поток непосредственно в установку PSA после удаления элементарной серы. В этом случае установка PSA сама удалит остававшийся H2S.В качестве дополнительной альтернативы, исключив процесс очистки-3, возможно направить поток водорода с остаточным H2S непосредственно в установку HDS. Такой вариант осуществления изобретения более предпочтительный, поскольку водородный потенциал H2S полностью восстанавливается благодаря технологическим циклам, уже существующим на нефтеперерабатывающих заводах/газовых месторождениях.ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Печь (1) для газовых промыслов, риформинга на нефтеперерабатывающих заводах или производства водорода путем газификации, содержащая зону излучения (2), конвективную зону (3), первый (4) и, по меньшей мере, второй ряды труб (5), через которые проходят по меньшей мере два отделенных потока технологического газа (А) и (Б) соответственно, при этом первый технологический поток (A) поступает в указанную печь (1) через конвективную зону (3) и, протекая через упомянутый первый ряд труб (4), покидает указанную печь через зону излучения (2), или, в качестве альтернативы, указанный первый технологический поток поступает в указанную печь (1) через зону излучения (2) и, протекая через первый ряд труб (4), покидает указанную печь через зону излучения (2);по меньшей мере, второй технологический поток (B) поступает в указанную печь (1) через конвективную зону (3), проходящую через упомянутый второй ряд труб (5), и второй технологический поток разлагается во втором ряду труб (5) в конвективной зоне (3) и покидает печь (1) через конвективную зону (3), после прохождения через такую конвективную зону (3);упомянутый второй ряд труб (5) изготовлен из материала, стойкого к воздействию нефтяных газов; упомянутый первый ряд труб (4) содержит катализатор.
- 2. Печь по п.1, характеризующаяся тем, что упомянутый второй ряд труб (5) содержит катализатор.
- 3. Способ производства синтез-газа путем парового риформинга из метана, включающий следующие этапы, осуществляемые в печи (1) по п.1 или 2:первый технологический поток (A), содержащий смесь метана и пара, поступает в указанную печь (1) и проходит по первому ряду труб (4), при этом в зоне излучения синтез-газ получают в соответствии с реакцией парового риформинга R1 (SMR)R1:CH4 + H2O = CO + 3H2, где упомянутый ряд труб (4), по меньшей мере, в зоне излучения (2), содержит пучок труб, включающих катализатор, обеспечивающий возможность проведения реакции R1;второй поток (B), состоящий из нефтяных газов, содержащих H2S, течет во втором ряду труб (5), в котором в конвективной зоне (3) происходит реакция R3 (SACS)R3:H2S = H2 + 0.5S2, и катализатор, содержащийся в указанном втором ряде труб (5), выбран из гамма-оксида алюминия и никеля, кобальта, молибдена, железа, при необходимости с подложкой.
- 4. Способ по п.3, характеризующийся тем, что реакция R3 протекает, по меньшей мере, при температуре в диапазоне от 300 до 1050°C, предпочтительно в диапазоне между 400 и 900°C, более предпочтительно в диапазоне между 500 и 750°C, наиболее предпочтительно реакция R3 протекает при температуре 600-650°C.
- 5. Способ по п.3 или 4, характеризующийся тем, что давление второго технологического потока (B) внутри печи находится, по меньшей мере, в диапазоне от 0,01 до 50 бар, предпочтительно от 0,5 до 25 бар и более предпочтительно от 1 до 5 бар.
- 6. Способ по любому из пп.3-5, характеризующийся тем, что дополнительно включает этап, на котором второй технологический поток (B)/(SACS), выходящий из упомянутого второго ряда труб и содержащий смесь H2, S2 и непрореагировавшего H2S, направляют в установку сероочистки (De-S), где S2 частично отделяют от смеси путем конденсации.
- 7. Способ по п.6, характеризующийся тем, что дополнительно включает этап, на котором первый технологический поток, выходящий из печи (1), направляют в реактор для конверсии водяного газа (WGSR), где происходит реакция конверсии окиси углерода в двуокись углерода R2R2:CO + H2O = CO2 + H2, технологический поток, выходящий из реактора для конверсии водяного газа (WGSR), направляют в блок обезвоживания (De-W);-
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| IT102019000006957 | 2019-05-17 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA043398B1 true EA043398B1 (ru) | 2023-05-23 |
Family
ID=
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101190781B (zh) | 小型轻烃水蒸气转化制氢工艺方法 | |
| US9856426B2 (en) | Combined processes for utilizing synthesis gas with low CO2 emission and high energy output | |
| EP1180544B1 (en) | Method of manufacturing synthesis gas | |
| US6403051B1 (en) | Recovery of sulfur from H2S and concurrent production of H2 using short contact time CPOX | |
| KR100209982B1 (ko) | 고순도 수소의 제조 방법 | |
| US9561968B2 (en) | Methods and systems for producing and processing syngas in a pressure swing adsorption unit and making ammonia therefrom | |
| CN102849680A (zh) | 从天然气中合成及纯化氢气的方法 | |
| KR102292411B1 (ko) | 수소생산을 위한 석유코크스 합성가스화 공정 중 수성가스전환반응을 통한 고순도 수소생산 시스템 | |
| CN105531222B (zh) | 通过co2还原法的合成气生产 | |
| EP3018094A1 (en) | Process for producing a synthesis gas | |
| CN101372627B (zh) | 以焦炉气为原料生产清洁燃料油及高纯度化工产品的方法 | |
| CN116133982A (zh) | 低碳氢燃料 | |
| KR20140043729A (ko) | 비-촉매 회수 개질기 | |
| WO2020234708A1 (en) | Furnace and process for synthesis gas production | |
| Slimane et al. | Production of hydrogen by superadiabatic decomposition of hydrogen sulfide | |
| Joshi et al. | Novel sulfur looping scheme to convert H2S to H2 using Ni3S2 supported over ZrO2: Thermodynamic, kinetic, and comparative system analyses | |
| US20220380212A1 (en) | Furnaces and processes for synthesis gas production | |
| EA043398B1 (ru) | Печь и способ получения синтез-газа | |
| EP3411356A1 (en) | A carbon neutral process and relating apparatus to produce urea from municipal or industrial wastes with zero emissions | |
| CN217288359U (zh) | 一种含高碳烃的甲烷蒸汽重整制氢装置 | |
| CN109609221B (zh) | 一种兰炭炉尾气精脱硫及等温甲烷化工艺 | |
| US20230339753A1 (en) | Integrated sulfur recovery and hydrogen production process | |
| Manenti et al. | Syngas production by CO2 reduction process | |
| Manenti et al. | FURNACE AND PROCESS FOR SYNGAS PRODUCTION | |
| CN105347302A (zh) | 一种天然气转化生产合成气的方法 |