EA044078B1 - Очистка водорода - Google Patents
Очистка водорода Download PDFInfo
- Publication number
- EA044078B1 EA044078B1 EA202193333 EA044078B1 EA 044078 B1 EA044078 B1 EA 044078B1 EA 202193333 EA202193333 EA 202193333 EA 044078 B1 EA044078 B1 EA 044078B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- stream
- reforming
- section
- installation
- purge
- Prior art date
Links
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 title claims description 49
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 title claims description 49
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical class [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 45
- 238000000746 purification Methods 0.000 title description 4
- 238000002407 reforming Methods 0.000 claims description 74
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims description 61
- 238000010926 purge Methods 0.000 claims description 59
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 54
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 41
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 39
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 39
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 36
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 27
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims description 27
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 27
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims description 27
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 19
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 8
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 5
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 4
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 3
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 3
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims description 2
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical group O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000012621 metal-organic framework Chemical group 0.000 claims description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims description 2
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 claims description 2
- 238000001991 steam methane reforming Methods 0.000 claims 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims 1
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 106
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 53
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 208000006990 cholangiocarcinoma Diseases 0.000 description 5
- 208000009854 congenital contractural arachnodactyly Diseases 0.000 description 5
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 4
- NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N isobutane Chemical compound CC(C)C NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 4
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 3
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 3
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 3
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 3
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- GIAFURWZWWWBQT-UHFFFAOYSA-N 2-(2-aminoethoxy)ethanol Chemical compound NCCOCCO GIAFURWZWWWBQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 2
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N diisopropanolamine Chemical compound CC(O)CNCC(C)O LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229940043276 diisopropanolamine Drugs 0.000 description 2
- -1 for example Natural products 0.000 description 2
- 239000001282 iso-butane Substances 0.000 description 2
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 238000006057 reforming reaction Methods 0.000 description 2
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 2
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 description 2
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000288 alkali metal carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000008041 alkali metal carbonates Chemical class 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012261 overproduction Methods 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000015320 potassium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 150000003141 primary amines Chemical class 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 150000003335 secondary amines Chemical class 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 150000003512 tertiary amines Chemical class 0.000 description 1
Description
Область техники
Изобретение относится к установке и способу очистки водорода, которые включают стадию короткоцикловой адсорбции (КЦА) и рециркуляцию очищенных газообразных примесей.
Уровень техники
Для производства водорода с использованием процесса парового риформинга необходим этап очистки. При паровом риформинге очистку осуществляют путем абсорбции при переменном давлении (АПД). Однако в ходе АПД также удерживается часть водорода, поэтому, как правило, с помощью этой технологии обеспечивается выход водорода 80-90%. Оставшийся водород теряется в отходящем газе низкого давления, который лучше всего использовать для обогрева на других этапах установки.
Желательно обеспечить большую эффективность технологии сепарации водорода, чем обеспечивается с использованием АПД, при этом такая технология могла бы помочь избежать конструкционной избыточности установок парового риформинга.
Краткое изложение сущности изобретения
Настоящим изобретением предоставляется установка получения газового потока с высоким содержанием H2 из углеводородного сырья, при этом указанная установка включает:
секцию риформинга, выполненную с возможностью получения указанного углеводородного сырья и его риформинга в ходе, по меньшей мере, одного этапа риформинга, который осуществляют при первом давлении, с получением потока синтез-газа;
стадию удаления СО2, предусмотренную для получения потока синтез-газа из указанной секции риформинга и сепарации СО2 от потока синтез-газа, с получением потока с высоким содержанием СО2 и потока с низким содержанием СО2;
стадию короткоцикловой адсорбции (КЦА), при этом указанная стадия КЦА содержит адсорбционный материал и первый продувочный поток, давление которого равно или выше первого давления; и предусмотрена для поступления потока с низким содержанием CO2 со стадии удаления СО2;
при этом указанная стадия КЦА включает первое состояние (А) и второе состояние (В), причем:
в указанном первом состоянии (А), поток с низким содержанием СО2 контактирует с адсорбционным материалом таким образом, что:
по меньшей мере, часть газообразных примесей из указанного потока с низким содержанием CO2 и часть водорода из указанного потока с низким содержанием СО2 адсорбируются на указанный адсорбционный материал, в результате чего получают поток с высоким содержанием H2;
в указанном втором состоянии (В), первый продувочный поток контактирует с адсорбционным материалом таким образом, что, по меньшей мере, часть адсорбированных газообразных примесей и, по меньшей мере, часть указанного адсорбированного водорода высвобождаются из указанного адсорбционного материала в первый продувочный поток; в результате чего получают первый рециркулируемый поток, содержащий указанный первый продувочный поток, водород и указанные газообразные примеси;
причем указанная установка выполнена с возможностью рециркуляции указанного первого рециркулируемого потока в секцию риформинга в качестве исходного потока для этапа риформинга.
Настоящим изобретением также предоставляется способ получения газового потока с высоким содержанием H2 из углеводородного сырья. Данный способ включает общие этапы:
i) предоставления установки в соответствии с описанием в настоящем документе;
ii) подачи углеводородного сырья в секцию риформинга и риформинг углеводородного сырья в ходе, по меньшей мере, одного этапа риформинга, который осуществляют при первом давлении, с получением потока синтез-газа;
iii) подачи потока синтез-газа из указанной секции риформинга на стадию удаления CO2 и сепарации CO2 от потока синтез-газа, с получением потока с высоким содержанием CO2 и потока с низким содержанием СО2;
iv) подачи потока с низким содержанием CO2 со стадии удаления CO2 на стадию короткоцикловой адсорбции (КЦА), которая содержит адсорбционный материал и первый продувочный поток, давление которого равно или выше первого давления; при этом указанная стадия КЦА включает первое состояние (А) и второе состояние (В), причем:
в указанном первом состоянии, поток с низким содержанием CO2 контактирует с адсорбционным материалом таким образом, что:
по меньшей мере, часть газообразных примесей из указанного потока с низким содержанием CO2 и часть водорода из указанного потока с низким содержанием СО2 адсорбируются на указанный адсорбционный материал, в результате чего получают поток с высоким содержанием H2;
в указанном втором состоянии, первый продувочный поток контактирует с адсорбционным материалом таким образом, что, по меньшей мере, часть адсорбированных газообразных примесей и, по меньшей мере, часть указанного адсорбированного водорода высвобождаются из указанного адсорбционного материала в первый продувочный поток; в результате чего получают первый рециркулируемый поток, содержащий указанный первый продувочный поток, водород и указанные газообразные примеси;
- 1 044078 и
v) рециркуляции указанного первого рециркулируемого потока в секцию риформинга в качестве исходного потока для этапа риформинга.
Подробное описание изобретения приведено ниже в разделах Подробное описание изобретения, Чертежи и Формула изобретения.
Описание чертежей
На фигуре приведено схематичное изображение установки для получения водорода в соответствии с настоящим изобретением.
Подробное описание изобретения
Когда секция, блок или стадия выполнены с возможностью получения определенного газа из другой секции, блока или стадии, как правило, такой газ поступает непосредственно в такую секцию, блок или на такую стадию. Тем не менее, при определенных обстоятельствах может присутствовать промежуточная секция, блок или стадия, через которые может проходить определенный газ.
Частные варианты осуществления изобретения.
Ниже по тексту аббревиатура об.% означает объемный процент газа.
Настоящим изобретением предоставляется установка получения водорода, т.е. установка для получения газового потока с высоким содержанием H2 из углеводородного сырья. Термин с высоким содержанием H2 означает, что содержание H2 составляет приблизительно 95 об.% или более.
Углеводородное сырье, как правило, выбрано из природного газа, городского газа, нафты или биогаза, предпочтительно углеводородное сырье представляет собой природный газ. Углеводородное сырье характеризуется тем, что более половины (т.е. более 50%) углеводородного сырья составляют углеводороды, например, метан, этан, пропан, бутан, и другие подобные углеводороды. Кроме того, помимо прочего, могут присутствовать азот, аргон и диоксид углерода. Обратите внимание, что внутри секции риформинга углеводородное сырье будет смешиваться с потоками, содержащими водород, пар, диоксид углерода и/или кислород, для способствования реакции риформинга.
В целом, установка включает:
секцию риформинга;
стадию удаления СО2; и стадию короткоцикловой адсорбции (КЦА).
Секция риформинга выполнена с возможностью поступления указанного углеводородного сырья и его риформинга в ходе, по меньшей мере, одного этапа риформинга с получением потока синтез-газа. Риформинг углеводородов с получением синтез-газа является известным процессом, и нет необходимости приводить его подробное описание.
Обычно, как показано на фигуре, секция риформинга включает один или более блоков первичного риформинга и, при необходимости, один или более блоков предварительного риформинга, в которые подают углеводородное сырье по ходу процесса перед указанными блоками риформинга. Если блоки предварительного риформинга отсутствуют, углеводородное сырье поступает в установку первичного риформинга. Если блоки предварительного риформинга присутствуют, углеводородное сырье поступает в блоки предварительного риформинга. Один или более блоков первичного риформинга могут быть выбраны из автотермического реактора (АТР), реактора парового риформинга метана (ПРМ), реактора конвекционного риформинга и/или реактора риформинга по технологии каталитического окисления (САТОХ).
Стадия удаления СО2 предназначена для подачи потока синтез-газа из указанной секции риформинга и сепарации СО2 от потока синтез-газа, с получением потока с высоким содержанием СО2 и потока с низким содержанием СО2. Содержание СО2 в потоке с низким содержанием СО2 как правило, будет менее 2%, в то время как поток с высоким содержанием СО2 может содержать более 90% СО2. Под стадией удаления СО2 подразумевается блок, в котором осуществляют такой процесс для удаления СО2 из технологического газа, например, химическую абсорбцию. При химической абсорбции газ, содержащий СО2, проходит над растворителем, который вступает в реакцию с СО2 и таким образом связывает его. Большинство химических растворителей представляют собой амины, классифицируемые как первичные амины, например, моноэтаноламин (МЕА) и дигликольамин (DGA), вторичные амины, такие как диэтаноламин (DEA) и диизопропаноламин (DIPA), или третичные амины, такие как триэтаноламин (TEA) и метилдиэтиланоламин (MDEA), но также могут быть использованы аммиак и жидкие карбонаты щелочных металлов, такие как K2CO3 и NaCO3.
Стадия короткоцикловой адсорбции (КЦА) содержит адсорбционный материал и первый продувочный поток. Адсорбционный материал может быть выбран из цеолита, активированного угля, металлоорганической каркасной структуры, или их смесей. Как правило, адсорбционный материал находится на стадии КЦА в виде адсорбционного слоя. Под стадией короткоцикловой адсорбции подразумевается установка для адсорбции определенных соединений. В таком типе установки устанавливается динамическое равновесие между адсорбцией и десорбцией молекул газа на адсорбционном материале. Адсорбция молекул газа может быть вызвана стерическими, кинетическими или равновесными эффектами. Точный механизм будет зависеть от свойств используемого адсорбента, а равновесное насыщение будет зависеть
- 2 044078 от температуры и давления. Как правило, адсорбирующий материал подвергают обработке в газовой смеси до почти полного насыщения наиболее тяжелыми соединениями, что потребует регенерации впоследствии. Регенерация может выполняться путем изменения давления или температуры или путем продувки другим потоком. На практике это означает, что используют процесс, по меньшей мере, с двумя блоками. Вначале в одном блоке осуществляют насыщение адсорбента при высоком давлении или низкой температуре, а затем происходит смена блока, и осуществляют десорбцию адсорбированных молекул путем уменьшения давления или увеличения температуры, или продувки другим потоком.
Стадия КЦА предназначена для подачи потока с низким содержанием CO2 с указанной стадии удаления CO2. Стадия КЦА включает первое состояние (А) и второе состояние (В), при этом происходит чередование первого (А) и второго (В) состояний. Смена состояний может включать открытие или закрытие каналов, через которые потоки подают на стадию КЦА. В одном аспекте смена состояний включает изменение температуры стадии КЦА, то есть стадия КЦА представляет собой стадию адсорбции при переменной температуре (АПТ). В этом аспекте, следовательно, температура стадии КЦА во втором состоянии (В) выше, чем в указанном первом состоянии (А).
Соответственно, стадия КЦА выполнена с возможностью чередования первого (А) и второго (В) состояний. Для повышения эффективности и уменьшения вариаций производительности на стадии КЦА может происходить несколько параллельных реакций адсорбции, находящихся на разных стадиях (А, В) в определенный момент времени.
В первом состоянии (А), поток с низким содержанием CO2 контактирует с адсорбционным материалом таким образом, что:
по меньшей мере, часть газообразных примесей (предпочтительно все газообразные примеси) из указанного потока с низким содержанием СО2 и часть водорода из указанного потока с низким содержанием CO2 адсорбируются на указанный адсорбционный материал. Поскольку адсорбируется только часть водорода из потока с низким содержанием CO2, неадсорбированное количество H2 остается на стадии КЦА, в результате чего получают поток с высоким содержанием H2.
Газообразными примесями, как правило, является один или более из следующих газов: СО2, СО, Ar, H2O, N2 и CH4.
Второе состояние (В) представляет собой состояние продувки, при котором примеси на адсорбционном материале будут удалены продувкой. В указанном втором состоянии (В) стадии КЦА, первый продувочный поток контактирует с адсорбционным материалом таким образом, что, по меньшей мере, часть адсорбированных газообразных примесей (предпочтительно все газообразные примеси) и, по меньшей мере, часть указанного адсорбированного водорода (предпочтительно весь водород) высвобождаются из указанного адсорбционного материала в первый продувочный поток. Таким образом, получают первый рециркулируемый поток, который содержит первый продувочный поток, водород и указанные газообразные примеси в смеси. Как показано на фигуре, установка выполнена с возможностью подачи первого рециркулируемого потока в секцию риформинга. Установка может быть выполнена с возможностью подачи первого рециркулируемого потока по ходу процесса перед одним или более блоками предварительного риформинга, при их наличии.
Стадия КЦА может содержать второй продувочный поток и третье состояние (С). В указанном третьем состоянии, второй продувочный поток предназначен для продувки путем контактирования с адсорбционным материалом после продувки первым рециркулируемым продувочным потоком таким образом, что, по меньшей мере, часть газообразных примесей высвобождается из указанного адсорбционного материала; в результате чего получают второй рециркулируемый поток, который рециркулируется по ходу процесса перед этапом риформинга указанной секции риформинга. Таким образом, осуществляют продувку адсорбционного материала предпочтительной газовой фазой перед возвратом в состояние А, следовательно, предотвращается загрязнение потока с высоким содержанием H2 первым продувочным потоком, используемым в состоянии В. Второй продувочный поток может предпочтительно представлять собой водород. В частном варианте осуществления давление второго продувочного потока равно или выше первого давления.
В одном предпочтительном аспекте первый продувочный поток представляет собой поток перегретого пара. Пар является особенно предпочтительным продувочным потоком, поскольку он требуется в качестве совместно подаваемого углеводородного сырья в секцию риформинга и, следовательно, поток, в котором объединены первый продувочный поток и водород и газообразные примеси, может рециркулироваться в секцию риформинга. Как показано на фигуре, в рециркулируемый поток может быть добавлено дополнительное количество пара, чтобы точно обеспечить необходимое количества пара, добавляемого в секцию риформинга. Еще одним преимуществом использования пара является простота его удаления впоследствии из потока с высоким содержанием H2 путем конденсации. Поток перегретого пара может обеспечивать, по меньшей мере, частичное повышение температуры на стадии КЦА при переходе от первого состояния (А) во второе состояние (В). Перегретый пар может быть получен в других установках на предприятии, например, в других блоках, например, в котле-утилизаторе избыточного тепла и/или в пароперегревателе в топочных нагревателях/ в секции отходящего тепла.
- 3 044078
В альтернативном аспекте первый продувочный поток представляет собой фракцию углеводородного сырья в виде природного газа. В результате этого поток, в котором объединены первый продувочный поток и водород и газообразные примеси, может рециркулироваться в секцию риформинга.
В еще одном аспекте первый и/или второй продувочные потоки представляют собой поток(и) водорода. Таким образом, предотвращается загрязнение потока с высоким содержанием H2 первым продувочным потоком, используемым в состоянии В.
В предпочтительной конфигурации пар используют в качестве первого продувочного потока, без второго продувочного потока. В альтернативной предпочтительной конфигурации в качестве первого продувочного потока используют природный газ, а в качестве второго продувочного потока - водород.
Установка может дополнительно содержать секцию сдвига, в которую подают указанный поток синтез-газа, между указанной секцией риформинга и указанной стадией удаления CO2. Секция сдвига предназначена для регулирования содержания компонентов в потоке синтез-газа; в частности, отношения Н/СО, в зависимости от целевого результата и/или типа углеводородного сырья.
Обратите внимание, что для повышения эффективности процесса могут применяться соответствующие теплообменники/этапы регулирования температуры и этапы удаления воды. Подробная информация не приводится, поскольку специалист в области химических процессов сможет легко адаптировать такие устройства для процесса.
Настоящим изобретением также предоставляется способ получения газового потока с высоким содержанием H2 из углеводородного сырья. Данный способ включает общие этапы:
i) предоставления установки в соответствии с описанием в настоящем документе;
ii) подачи углеводородного сырья в секцию риформинга и риформинг углеводородного сырья в ходе, по меньшей мере, одного этапа риформинга, который осуществляют при первом давлении, с получением потока синтез-газа;
iii) подачи потока синтез-газа из указанной секции риформинга на стадию удаления CO2 и сепарации CO2 от потока синтез-газа, с получением потока с высоким содержанием CO2 и потока с низким содержанием СО2;
iv) подачи потока с низким содержанием CO2 со стадии удаления CO2 на стадию короткоцикловой адсорбции (КЦА), которая содержит адсорбционный материал и первый продувочный поток, давление которого равно или выше первого давления; при этом указанная стадия КЦА включает первое состояние (А) и второе состояние (В), причем:
в указанном первом состоянии, поток с низким содержанием CO2 контактирует с адсорбционным материалом таким образом, что:
по меньшей мере, часть газообразных примесей из указанного потока с низким содержанием CO2 и часть водорода из указанного потока с низким содержанием СО2 адс орбируются на указанный адсорбционный материал, в результате чего получают поток с высоким содержанием H2;
в указанном втором состоянии, первый продувочный поток контактирует с адсорбционным материалом таким образом, что, по меньшей мере, часть адсорбированных газообразных примесей и, по меньшей мере, часть указанного адсорбированного водорода высвобождаются из указанного адсорбционного материала в первый продувочный поток; в результате чего получают первый рециркулируемый поток, содержащий указанный первый продувочный поток, водород и указанные газообразные примеси; и
v) рециркуляции указанного первого рециркулируемого потока в секцию риформинга в качестве исходного потока для этапа риформинга.
Соответственно, в указанном способе стадия КЦА первоначально находится в первом состоянии (А), а затем происходит чередование первого (А) и второго (В) состояний. Как указано выше, предпочтительно, чтобы температура стадии КЦА во втором состоянии (В) была выше, чем в указанном первом состоянии (А).
Все подробности, приведенные выше в отношении установки, также относятся к описанному в настоящем документе способу, с учётом внесения необходимых изменений в толкование.
Настоящее изобретение основано на признании того, что можно рециркулировать часть водорода, полученного на стадии короткоцикловой адсорбции, и использовать его в качестве сырья на стадии риформинга с целью увеличения общего выхода водорода в установке. Помимо этого, настоящее изобретение основано на признании того, что можно получить первый продувочный поток на стадии короткоцикловой адсорбции с давлением, равным или выше давления реакции риформинга, следовательно, рециркуляция потока с высоким содержанием водорода со стадии короткоцикловой адсорбции на этап риформинга может осуществляться без необходимости использования компрессора.
В частности, первый продувочный поток может представлять собой фракцию углеводородного сырья, которое предназначено для подачи на этап риформинга, или часть перегретого пара, который предназначен для подачи на этап риформинга, и оба упомянутых потока могут быть получены с давлением, равным или выше давления этапа риформинга. Кроме того, первый продувочный поток может представлять собой поток водорода, который может, например, представлять собой поток высокого давления,
- 4 044078 полученный в ходе отдельного процесса, или часть первого потока с высоким содержанием водорода, рециркулиремого со стадии КЦА, который получен при давлении, равном или выше давления этапа риформинга, или при давлении немного ниже, чем давление этапа риформинга, в этом случае требуется незначительная компрессия.
С помощью технологии по настоящему изобретению можно получить высокий выход H2, превышающий выход при использовании АПД на 85% и, возможно, на 95%. Таким образом, технология по настоящему изобретению обеспечивает более эффективный способ производства водорода. На основе общей схемы установки эта технология позволит построить больше установок контактного риформинга, поскольку повышенный выход означает, что для получения заданного количества H2 нужно перерабатывать меньше газа. Это также означает, что технология обеспечивает более низкое потребление природного газа и меньшие выбросы СО2 по сравнению с современными стандартами.
Может быть достигнут более высокий выход H2 по сравнению с использованием стадии адсорбции с переменным давлением. Это позволит строить более компактные установки парового риформинга, поскольку перепроизводство не будет проблемой.
Пример 1.
В табл. 1 приведена сводная информация по примерам в соответствии с изобретением. Определенное количество углеводородного сырья (101) подвергают риформингу в секции (200) риформинга с получением потока (201) синтез-газа. СО2 удаляют из этого потока на стадии (300) удаления CO2 с получением потока (304) с низким содержанием CO2 и потока (303)с высоким содержанием CO2. Затем на стадии (400) КЦА осуществляют сепарацию потока (304) с низким содержанием СО2, с получением потока (409) с высоким содержанием H2. На стадии КЦА осуществляют продувку водяным паром (405), и 50% этого потока возвращают обратно в риформер, а вторую половину конденсируют в отходящий газ. Кроме того, в секцию риформинга добавляют водяной пар и немного водорода для способствования предварительному риформингу, а также для способствования риформингу в этой секции. Обратите внимание, что весь исходный поток, поступающий в риформер, представляет собой смесь углеводородного сырья (101), пара и водорода после предварительного риформинга.
Таблица 1
| Углеводородное сырье (101) | Общий исходный поток, поступающий в риформер | Продукт риформинга | Синтез-газ, поступающий на стадию удаления СО2 | Синтетический газ в КЦА (304) | Поток (409) с высоким содержанием Н2 | Первый рециркулируемый поток (408) | Отходящий газ | |
| Температура [°C] | 40 | 650 | 920 | 40 | 40 | 45 | 410 | 30 |
| Давление [бар и.д.] | 29,0 | 26,0 | 24,5 | 23,4 | 23,4 | 22,7 | 29 | 0,7 |
| Расход [н.м3/ч] | 12784 | 52318 | 75775 | 66195 | 57143 | 37830 | 39752 | 9657 |
| Состав [моль%] | ||||||||
| Диоксид углерода | ОД | 4,3 | 3,9 | 13,4 | о,о | о,о | о,о | о,о |
| Азот | 1,0 | 0,4 | о,з | о,з | 0,4 | 0,1 | 0,2 | 0,9 |
| Метан | 96,6 | 28,6 | 4,2 | 4,8 | 5,6 | о,о | 4,0 | 16,6 |
| Этан | 1,8 | о,о | о,о | о,о | о,о | о,о | о,о | о,о |
| Пропан | о,з | о,о | 0,0 | о,о | о,о | о,о | о,о | о,о |
| н-бутан | ОД | о,о | 0,0 | о,о | о,о | о,о | о,о | о,о |
| Изобутан | ОД | о,о | 0,0 | о,о | о,о | о,о | о,о | о,о |
| н-гексан | ОД | о,о | 0,0 | о,о | о,о | о,о | о,о | о,о |
| Водород | о,о | 12,8 | 56,2 | 73,2 | 84,8 | 99,9 | 13,4 | 55,2 |
| Монооксид углерода | о,о | 0,2 | 14,7 | 8,0 | 9,2 | о,о | 6,6 | 27,3 |
| Вода | о,о | 53,7 | 20,7 | о,з | о,о | о,о | 75,7 | о,о |
Пример 2.
В табл. 2 приведена сводная информация по сравнительному примеру, в котором первый рециркулируемый поток 408 из блока КЦА не возвращается в секцию риформинга. Аналогично примеру 1, определенное количество углеводородного сырья (101) подвергают риформингу в секции (200) риформинга с получением потока (201) синтез-газа. CO2 удаляют из этого потока на стадии (300) удаления CO2 с получением потока (304) с низким содержанием CO2. Затем на стадии (400) КЦА осуществляют сепарацию с получением потока (409) с высоким содержанием H2. КЦА в этом случае представляет собой обычную стадию АПД, где отходящий газ получают напрямую. Кроме того, в секцию риформинга добавляют водяной пар и немного водорода для способствования предварительному риформингу, а также для способствования риформингу в этой секции. Обратите внимание, что весь исходный поток, поступающий в риформер, представляет собой смесь углеводородного сырья (101), пара и водорода после предварительного риформинга.
- 5 044078
Таблица 2
| Углеводородное сырье (101) | Общий исходный поток, поступающий в риформер | Продукт риформинга | Синтез-газ, поступающий на стадию удаления СО2 | Синтетический газ в КЦА (304) | Поток (409) с высоким содержанием Н2 | Отходящий газ | |
| Температура [°C] | 40,0 | 650,0 | 920,0 | 40,0 | 40,0 | 45,0 | 30,0 |
| Давление [бар и.д.] | 29,0 | 26,0 | 24,5 | 23,4 | 23,4 | 22,7 | 0,7 |
| Расход [н.м3/ч] | 12784 | 44442 | 65501 | 54494 | 46560 | 32103 | 14458 |
| Состав [моль%] | |||||||
| Диоксид углерода | 0,1 | 1,5 | 4,2 | 14,2 | о,о | о,о | о,о |
| Азот | 1,0 | о,з | 0,2 | 0,2 | о,з | 0,1 | 0,6 |
| Метан | 96,6 | 28,0 | 2,9 | 3,5 | 4,1 | о,о | 13,2 |
| Этан | 1,8 | о,о | о,о | 0,0 | о,о | о,о | о,о |
| Пропан | 0,3 | о,о | о,о | 0,0 | о,о | 0,0 | о,о |
| н-бутан | 0,1 | о,о | о,о | 0,0 | о,о | 0,0 | о,о |
| Изобутан | 0,1 | о,о | о,о | 0,0 | о,о | 0,0 | о,о |
| н-гексан | 0,1 | о,о | о,о | 0,0 | о,о | 0,0 | о,о |
| Водород | 0,0 | 5,4 | 55,1 | 75,5 | 88,3 | 99,9 | 62,6 |
| Монооксид углерода | 0,0 | о,о | 12,9 | 6,3 | 7,3 | о,о | 23,6 |
| Вода | 0,0 | 64,8 | 24,7 | 0,3 | 0,0 | о,о | о,о |
Видно, что при использовании способа по изобретению, который описывается в примере 1, расход потока (409) с высоким содержанием H2 увеличивается с 32103 н.м3/ч (базовый пример 2) до 39752 н.м3/ч (пример 1). Таким образом, при применении способа по изобретению выход водорода из определенного количества углеводородного сырья (101) увеличивается на 24%. Путем увеличения степени использования продувочного потока (405) (с 50%) в соответствии с примером 1 выход может увеличен еще больше. Использование 70% продувочного потока приведет к увеличению выхода потока с высоким содержанием H2 (409) на 29%.
Прочие позиции на фигуре:
секция 90 предварительного нагрева;
газообразные продукты горения 220;
блок 80 гидродесульфуризации (ГДС) и адсорбции серы;
теплообменное устройство/котел-утилизатор избыточного тепла 209;
поток 201' синтез-газа, прошедший этап реакции сдвига;
секция 500 реакции сдвига.
Несмотря на то, что настоящее изобретение описано со ссылкой на несколько аспектов, примеров и вариантов осуществления, специалист может комбинировать указанные аспекты, примеры и варианты осуществления, не выходя за пределы объема изобретения.
Claims (16)
1. Установка (100) для получения газового потока (409) с высоким содержанием H2 из углеводородного сырья (101), при этом указанная установка (100) включает:
секцию (200) риформинга, выполненную с возможностью приема указанного углеводородного сырья (101) и его риформинга в ходе, по меньшей мере, одного этапа риформинга, который осуществляют при первом давлении, с получением потока (201) синтез-газа;
секцию (300) удаления CO2, предусмотренную для приема потока (201) синтез-газа из указанной секции (200) риформинга и сепарации СО2 от потока (201) синтез-газа, с получением потока (303) с высоким содержанием CO2 и потока (304) с низким содержанием СО2;
секцию (400) короткоцикловой адсорбции (КЦА), при этом указанная секция (400) КЦА содержит адсорбционный материал и первый продувочный поток (405), давление которого равно или выше первого давления; и предусмотрена для поступления потока (304) с низким содержанием CO2 со стадии (300) удаления CO2;
причем указанная секция (400) КЦА выполнена с возможностью функционирования в первом режиме (А) и втором режиме (В), причем:
в указанном первом режиме (А) поток (304) с низким содержанием CO2 контактирует с адсорбционным материалом таким образом, что по меньшей мере, часть газообразных примесей из указанного потока (304) с низким содержанием СО2 и часть водорода из указанного потока (304) с низким содержанием CO2 адсорбируются на указанный адсорбционный материал, в результате чего получают поток (409) с высоким содержанием H2;
в указанном втором режиме (В) первый продувочный поток (405) контактирует с адсорбционным материалом таким образом, что, по меньшей мере, часть адсорбированных газообразных примесей и, по
- 6 044078 меньшей мере, часть указанного адсорбированного водорода высвобождаются из указанного адсорбционного материала в первый продувочный поток (405); в результате чего получают первый рециркулируемый поток (408), содержащий указанный первый продувочный поток (405), водород и указанные газообразные примеси;
причем указанная установка (100) выполнена с возможностью рециркуляции указанного первого рециркулируемого потока (408) в секцию (200) риформинга в качестве исходного потока для этапа риформинга.
2. Установка (100) по п.1, отличающаяся тем, что секция (400) КЦА выполнена с возможностью чередования первого (А) и второго (В) режимов.
3. Установка (100) по любому из предшествующих пунктов, отличающаяся тем, что температура в секции КЦА во втором режиме (В) выше, чем в указанном первом режиме (А).
4. Установка (100) по любому из предшествующих пунктов, отличающаяся тем, что в секции (400) КЦА происходит несколько параллельных реакций адсорбции, находящихся на разных стадиях (А, В) в определенный момент времени.
5. Установка (100) по любому из предшествующих пунктов, отличающаяся тем, что секция (400) КЦА включает второй продувочный поток (406) и включает третий режим (С), при котором второй продувочный поток (406) предназначен для продувки адсорбционного материала после продувки первым рециркулируемым продувочным потоком (405) таким образом, что, по меньшей мере, часть газообразных примесей высвобождается из указанного адсорбционного материала; в результате чего получают второй рециркулируемый поток, который рециркулируется по ходу процесса перед этапом риформинга указанной секции (200) риформинга.
6. Установка (100) по любому из предшествующих пунктов, отличающаяся тем, что адсорбционный материал (301) выбран из цеолита, активированного угля или металлоорганической каркасной структуры, или их смесей.
7. Установка (100) по любому из предшествующих пунктов, отличающаяся тем, что первый продувочный поток (405) представляет собой поток перегретого пара.
8. Установка (100) по п.7, отличающаяся тем, что поток перегретого пара предназначен для обеспечения, по меньшей мере, частичного повышения температуры в секции (400) КЦА при переходе от первого режима во второй режим.
9. Установка (100) по любому из предшествующих пунктов, отличающаяся тем, что первый продувочный поток (405) представляет собой фракцию углеводородного сырья в виде природного газа.
10. Установка (100) по любому из предшествующих пунктов, отличающаяся тем, что первый и/или второй продувочные потоки (405, 406) представляют собой поток(и) водорода.
11. Установка (100) по любому из предшествующих пунктов, отличающаяся тем, что указанная секция (200) риформинга включает один или более блоков (220) первичного риформинга и, при необходимости, один или более блоков (221) предварительного риформинга, в которые подают углеводородное сырье (101) по ходу процесса перед указанным(и) блоком(ами) (220) риформинга, и причем указанная установка (100) предназначена для подачи указанного первого рециркулируемого потока (408) по ходу процесса перед одним или более блоками (221) предварительного риформинга.
12. Установка (100) по любому из предшествующих пунктов, отличающаяся тем, что один или более блоков (220) первичного риформинга выбраны из автотермического реактора (АТР), реактора парового риформинга метана (ПРМ), реактора конвекционного риформинга и/или реактора риформинга по технологии каталитического окисления (САТОХ).
13. Установка (100) по любому из предшествующих пунктов, дополнительно включающая секцию (500) сдвига, в которую подают указанный поток (201) синтез-газа, между указанной секцией (200) риформинга и указанной секцией (300) удаления СО2.
14. Способ получения газового потока (405) с высоким содержанием H2 из углеводородного сырья (101) в установке (100) по любому из предшествующих пунктов, при этом указанный способ включает:
i) подачу углеводородного сырья (101) в секцию (200) риформинга и риформинг углеводородного сырья в ходе, по меньшей мере, одного этапа риформинга, который осуществляют при первом давлении, с получением потока (201) синтез-газа;
ii) подачу потока (201) синтез-газа из указанной секции (200) риформинга в секцию (300) удаления СО2 и сепарацию СО2 от потока (201) синтез-газа, с получением потока (303) с высоким содержанием СО2 и потока (304) с низким содержанием СО2;
iii) подачу потока (304) с низким содержанием СО2 с секции (300) удаления СО2 в секцию (400) короткоцикловой адсорбции (КЦА), содержащую адсорбционный материал и первый продувочный поток (405), давление которого равно или выше первого давления, причем указанная секция (400) КЦА выполнена с возможностью функционирования в первом режиме (А) и втором режиме (В), причем:
в указанном первом режиме поток (304) с низким содержанием СО2 контактирует с адсорбционным материалом таким образом, что, по меньшей мере, часть газообразных примесей из указанного потока (304) с низким содержанием СО2 и часть водорода из указанного потока (304) с низким содержанием СО2 адсорбируются на указанный адсорбционный материал, в результате чего получают поток (409) с высо
- 7 044078 ким содержанием Н2;
в указанном втором режиме первый продувочный поток (405) контактирует с адсорбционным материалом таким образом, что, по меньшей мере, часть адсорбированных газообразных примесей и, по меньшей мере, часть указанного адсорбированного водорода высвобождаются из указанного адсорбционного материала в первый продувочный поток (405); в результате чего получают первый рециркулируемый поток (408), содержащий указанный первый продувочный поток (405), водород и указанные газообразные примеси; и iv) рециркуляцию указанного первого рециркулируемого потока в секцию (200) риформинга в качестве исходного потока для этапа риформинга.
15. Способ по п.14, отличающийся тем, что секция (400) КЦА первоначально находится в первом режиме (А), а затем происходит чередование первого (А) и второго (В) режимов.
16. Способ по любому из пи. 14, 15, отличающийся тем, что температура в секции КЦА во втором режиме (В) выше, чем в указанном первом режиме (А).
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| DKPA201900674 | 2019-05-31 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA044078B1 true EA044078B1 (ru) | 2023-07-21 |
Family
ID=
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8460630B2 (en) | Method and apparatus for producing hydrogen and recovering carbon dioxide | |
| US9156690B2 (en) | Hydrogen generation process using partial oxidation/steam reforming | |
| US8715617B2 (en) | Hydrogen production process with low CO2 emissions | |
| KR101304652B1 (ko) | 수소 및 일산화탄소의 동시적 제조 방법 | |
| JP2008520524A (ja) | 水素および二酸化炭素の複合製造のための方法および装置 | |
| JP2008528423A (ja) | 二酸化炭素放出の少ない合成ガス製造方法 | |
| US20230174378A1 (en) | Process for producing hydrogen | |
| KR101717121B1 (ko) | 메탄올 및 암모니아의 공동 제조 | |
| US9561968B2 (en) | Methods and systems for producing and processing syngas in a pressure swing adsorption unit and making ammonia therefrom | |
| US20230174377A1 (en) | Process for the production of hydrogen | |
| WO2010102971A1 (en) | Recovery of co2 in a process for synthesis of methanol | |
| JP2007536347A (ja) | メタノール合成用システム及び方法 | |
| US20220267147A1 (en) | Gas reformer for producing hydrogen | |
| WO2022253460A1 (en) | Process and plant for producing pure hydrogen by steam reforming with low carbon dioxide emissions | |
| CN113501495A (zh) | 用于生产纯一氧化碳和氢气的方法和设备 | |
| JPWO2007119587A1 (ja) | 液体燃料合成システム | |
| US20090317323A1 (en) | Hydrogen generation processes and apparatus and control system | |
| EA044078B1 (ru) | Очистка водорода | |
| CN113891850B (zh) | 用于分离一氧化碳、氢气和至少一种酸性气体的混合物的方法和装置 | |
| US20220306469A1 (en) | Hydrogen purification | |
| KR20210075093A (ko) | 스팀 개질 과정에서 탄소 재순환 | |
| US20220119254A1 (en) | Method for synthesising a hydrogen-containing compound | |
| EA041183B1 (ru) | Рециркуляция углерода в процессе парового риформинга | |
| Panza et al. | Recovery of CO 2 in a process for the synthesis of methanol | |
| TW202319334A (zh) | 氫製造結合co2捕捉的方法 |