ES2227422T3 - Metodo para fabricar una mezcla gaseosa que contiene hidrogeno y nitrogeno. - Google Patents
Metodo para fabricar una mezcla gaseosa que contiene hidrogeno y nitrogeno.Info
- Publication number
- ES2227422T3 ES2227422T3 ES02700901T ES02700901T ES2227422T3 ES 2227422 T3 ES2227422 T3 ES 2227422T3 ES 02700901 T ES02700901 T ES 02700901T ES 02700901 T ES02700901 T ES 02700901T ES 2227422 T3 ES2227422 T3 ES 2227422T3
- Authority
- ES
- Spain
- Prior art keywords
- hydrogen
- gas
- membrane
- reactor
- nitrogen
- Prior art date
- Legal status (The legal status 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 status listed.)
- Expired - Lifetime
Links
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 198
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 title claims abstract description 196
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical class [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 124
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 80
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 78
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 39
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 33
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 195
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims abstract description 141
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 79
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims abstract description 77
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 74
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 73
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims abstract description 71
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 44
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 claims abstract description 44
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 43
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 41
- 239000012466 permeate Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 claims abstract description 10
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 2
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims description 14
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 13
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 8
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 claims description 8
- 239000000376 reactant Substances 0.000 claims description 6
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 claims description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 41
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 17
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 16
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 10
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 10
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 7
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 5
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 5
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 4
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 4
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 3
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 239000011533 mixed conductor Substances 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 3
- 238000006057 reforming reaction Methods 0.000 description 3
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 3
- 229910018072 Al 2 O 3 Inorganic materials 0.000 description 2
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N Alumina Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 2
- 230000005684 electric field Effects 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 2
- -1 oxygen ion Chemical class 0.000 description 2
- 239000012429 reaction media Substances 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001252 Pd alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 1
- 239000012159 carrier gas Substances 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 description 1
- 210000003660 reticulum Anatomy 0.000 description 1
- 229910052707 ruthenium Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/22—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by diffusion
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J19/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
- B01J19/24—Stationary reactors without moving elements inside
- B01J19/2475—Membrane reactors
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J8/00—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes
- B01J8/008—Details of the reactor or of the particulate material; Processes to increase or to retard the rate of reaction
- B01J8/009—Membranes, e.g. feeding or removing reactants or products to or from the catalyst bed through a membrane
-
- 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
- C01B3/025—Preparation or purification of gas mixtures for ammonia synthesis
-
- 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
- C01B3/501—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification by diffusion
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J2219/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
- B01J2219/00049—Controlling or regulating processes
- B01J2219/00051—Controlling the temperature
- B01J2219/00074—Controlling the temperature by indirect heating or cooling employing heat exchange fluids
- B01J2219/00087—Controlling the temperature by indirect heating or cooling employing heat exchange fluids with heat exchange elements outside the reactor
- B01J2219/00103—Controlling the temperature by indirect heating or cooling employing heat exchange fluids with heat exchange elements outside the reactor in a heat exchanger separate from the reactor
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J2219/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
- B01J2219/00049—Controlling or regulating processes
- B01J2219/00051—Controlling the temperature
- B01J2219/00074—Controlling the temperature by indirect heating or cooling employing heat exchange fluids
- B01J2219/00117—Controlling the temperature by indirect heating or cooling employing heat exchange fluids with two or more reactions in heat exchange with each other, such as an endothermic reaction in heat exchange with an exothermic reaction
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J2219/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
- B01J2219/00049—Controlling or regulating processes
- B01J2219/00051—Controlling the temperature
- B01J2219/00159—Controlling the temperature controlling multiple zones along the direction of flow, e.g. pre-heating and after-cooling
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J2219/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
- B01J2219/00049—Controlling or regulating processes
- B01J2219/00191—Control algorithm
-
- 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
- C01B2203/0283—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
- C01B2203/0405—Purification by membrane separation
- C01B2203/041—In-situ membrane purification during hydrogen production
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
- C01B2203/0465—Composition of the impurity
- C01B2203/047—Composition of the impurity the impurity being carbon monoxide
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
- C01B2203/0465—Composition of the impurity
- C01B2203/0475—Composition of the impurity the impurity being carbon dioxide
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
- C01B2203/0465—Composition of the impurity
- C01B2203/048—Composition of the impurity the impurity being an organic compound
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
- C01B2203/0465—Composition of the impurity
- C01B2203/0495—Composition of the impurity the impurity being water
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/06—Integration with other chemical processes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/06—Integration with other chemical processes
- C01B2203/068—Ammonia synthesis
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/08—Methods of heating or cooling
- C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/0811—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/08—Methods of heating or cooling
- C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/0811—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel
- C01B2203/0822—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
- C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/0811—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel
- C01B2203/0827—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel at least part of the fuel being a recycle stream
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/08—Methods of heating or cooling
- C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/0838—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by heat exchange with exothermic reactions, other than by combustion of fuel
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/08—Methods of heating or cooling
- C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/0838—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by heat exchange with exothermic reactions, other than by combustion of fuel
- C01B2203/0844—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by heat exchange with exothermic reactions, other than by combustion of fuel the non-combustive exothermic reaction being another reforming reaction as defined in groups C01B2203/02 - C01B2203/0294
-
- 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
- C01B2203/0866—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combination of different heating methods
-
- 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
- C01B2203/14—Details of the flowsheet
- C01B2203/142—At least two reforming, decomposition or partial oxidation steps in series
-
- 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
- C01B2203/80—Aspect of integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas not covered by groups C01B2203/02 - C01B2203/1695
-
- 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)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Low-Molecular Organic Synthesis Reactions Using Catalysts (AREA)
- Food Preservation Except Freezing, Refrigeration, And Drying (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
Método para fabricar una mezcla gaseosa que contiene nitrógeno e hidrógeno, caracterizado porque dicho método comprende las etapas siguientes: una mezcla de vapor de agua y gas que contiene carbono se alimenta al lado de material retenido de al menos un generador de gas de síntesis y gas de arrastre con membrana de transporte de hidrógeno en donde dicho gas y vapor de agua se convierten en gas de síntesis, una parte del hidrógeno de dicho gas de síntesis se transporta a través de la membrana hasta el lado de material permeado de dicho generador en donde reacciona con el oxígeno de una corriente de aire alimentada a dicho lado de material permeado para generar calor y un gas que contiene nitrógeno y vapor de agua, el gas de síntesis se alimenta adicionalmente al lado de material retenido de una unidad de membrana con transporte de hidrógeno situada corriente abajo o un reactor con membrana de transporte de hidrógeno en donde una parte principal de hidrógeno de dicho gas de síntesis y, si seusa un reactor, una parte principal del hidrógeno adicional generado en el lado de material retenido en dicho reactor se transporta a través de dicha membrana situada corriente abajo y es captada por dicho gas que contiene nitrógeno para formar una mezcla gaseosa que contiene hidrógeno y nitrógeno.
Description
Método para fabricar una mezcla gaseosa que
contiene hidrógeno y nitrógeno.
La presente invención se refiere a un método para
proporcionar una mezcla gaseosa que contiene hidrógeno y nitrógeno,
y a un método para realizar un proceso catalítico o no catalítico
en el que la mezcla gaseosa que contiene hidrógeno y nitrógeno es
uno de los reaccionantes.
En los procesos convencionales catalíticos o no
catalíticos, en los que el hidrógeno es uno de los reaccionantes,
dicho hidrógeno se proporciona usualmente generando gas de síntesis
por medio de reformado con vapor de agua de gas natural a una
temperatura de 700-850ºC y una presión de
15-30 bares. Puesto que el componente principal del
gas natural es el metano, tiene lugar la siguiente reacción
principal:
(1)CH_{4} +
H_{2}O = CO +
3H_{2}
El vapor de agua se añade de tal modo que la
relación entre el vapor de agua y el carbono normalmente esté entre
2 y 4.
La mezcla de gas de síntesis se enfría hasta un
valor por debajo de 400ºC, y el CO es desplazado a CO_{2} y
H_{2} por reacción con agua en una o dos etapas con
interenfriamiento:
(2)CO + H_{2}O
= CO_{2} +
H_{2}
El calor se recupera normalmente mediante
generación de vapor de agua.
El gas de síntesis que contiene hidrógeno también
puede producirse por oxidación parcial, de por ejemplo metano por la
siguiente reacción:
(3)CH_{4} +
0,5O_{2} = CO +
2H_{2}
El CO es desplazado adicionalmente a CO_{2} y
H_{2}. Con el fin de evitar la formación de carbono en el reactor
y los precalentadores se añade vapor de agua. Como oxidante puede
emplearse oxígeno puro, aire enriquecido en oxígeno o aire.
El gas de síntesis que contiene hidrógeno también
puede generarse por medio de una membrana mixta de ion oxígeno y
conductora de electrones, que se instala en un reactor, por ejemplo
como se describe en la Patente de EE.UU. 5.356.728.
Luego se emplean diferentes métodos para separar
el hidrógeno del gas de síntesis. Los cuatro métodos más comunes
son separar CO_{2} de la mezcla de gas de síntesis por medio de
absorción del CO_{2}, por ejemplo por medio de alcanolaminas, o
recuperar hidrógeno por medio de adsorción con oscilación de
presión, por medio de técnicas criogénicas o por medio de procesos
de separación con membrana.
Todos los métodos implican que uno de los gases
producidos han de recuperarse a baja presión lo que reducirá la
utilidad de una de las corrientes gaseosas de producto, o que la
presión debe mantenerse suministrando o usando energía térmica o
mecánica lo cual necesita la aplicación de un equipo de proceso
costoso.
En el campo de la separación de gases, se conocen
ya diferentes métodos. Una técnica bastante avanzada implica la
aplicación de membranas inorgánicas selectivas para el hidrógeno.
El hidrógeno se transporta desde el lado del material retenido al
lado del material permeado de la membrana. La fuerza motriz para el
transporte de masa puede ser gradientes de presión o en algunos
casos campos eléctricos. Dicha membrana se define como una membrana
de transporte de hidrógeno. En la bibliografía se mencionan
diferentes tipos de membranas para transporte de hidrógeno, por
ejemplo, membranas inorgánicas porosas, membranas zeolíticas,
membranas a base de paladio (Pd) y membranas conductoras de protones
(como por ejemplo se describe en el documento presentado por
Rune Bredesen, SINTEF, en un seminario celebrado en
Calabria, Italia, durante los días 1 a 4 de Mayo 1996:
"Seminar on the Ecological Applications of Innovative Membrane
Technology in the Chemical Industry").
Las membranas porosas tienen normalmente una
estructura asimétrica que consiste en una capa superior delgada de
la membrana (la cual es la capa de separación) con pequeños poros
(10 mm a menos de 1 nm) y una estrecha distribución del tamaño de
poros soportada sobre un soporte poroso con la resistencia mecánica
necesaria. Los materiales de membrana típicos son Al_{2}O_{3},
TiO_{2} y SiO_{2}.
Las membranas zeolíticas pueden prepararse
conformando cristales zeolíticos sobre la superficie o en la
estructura de poros de un soporte, por ejemplo
silicalita-1 depositada sobre
\gamma-Al_{2}O_{3}.
\newpage
Las membranas porosas y zeolíticas no son 100%
selectivas para el hidrógeno y otros compuestos que atravesarán la
membrana dando un producto con menos de 100% de hidrógeno.
Las membranas basadas en Pd son selectivas al
100% para la difusión de hidrógeno. El transporte de hidrógeno es
por átomos de H en el retículo, los cuales se forman sobre la
superficie por adsorción disociativa y subsiguiente disolución en
el metal. Las membranas de Pd están aleadas con otros metales tales
como Ag, Rh, Ru, tierras raras, con el fin de evitar la expansión en
volumen. Las membranas comerciales de aleación de Pd,
principalmente las aleadas con Ag están disponibles en el
comercio.
Las membranas conductoras de protones también son
100% selectivas para el hidrógeno. La conducción de protones se ha
observado en varios materiales de peroskita, por ejemplo materiales
basados en SrCeO_{3}, BaCeO_{3}, CaZrO_{3} y SrZrO_{3}. La
fuerza motriz para el transporte de masa puede ser gradientes de
presión o un campo eléctrico. Una diferencia de presión parcial de
hidrógeno hace que el hidrógeno sea transportado a través de la
membrana desde el lado de material retenido hasta el lado de
material permeado.
La aplicación de membranas de transporte de
hidrógeno en un reactor combinado de separación de hidrógeno y
producción de gas de síntesis es conocida por ejemplo por la
Patente de EE.UU. 5.229.102. En este reactor el gas de síntesis se
genera mediante la reacción (1) antes mencionada y el hidrógeno se
retira continuamente de la zona de reacción por permeación a través
de la membrana de transporte de hidrógeno. El hidrógeno se recupera
luego en el lado de permeado a baja presión. Alternativamente se
puede usar vapor de agua a presión elevada como gas de arrastre
para recuperar hidrógeno en forma de una mezcla hidrógeno/vapor de
agua a presión elevada.
Si el hidrógeno se recupera a baja presión, ello
constituye un inconveniente si el hidrógeno se requiere a alta
presión. Por tanto el hidrógeno recuperado necesita ser enfriado a
una temperatura próxima a la ambiente y vuelto a comprimir con un
compresor interenfriado. Finalmente, el hidrógeno puede ser
recalentado antes de entrar en un reactor en donde tiene lugar un
proceso catalítico o no catalítico. La aplicación de un gas de
arrastre podría permitir que el gas permeado (es decir el
hidrógeno) fuera recuperado como una mezcla gaseosa hidrógeno/gas
de arrastre a presión elevada como se ha descrito anteriormente. Sin
embargo, el consumo de energía y el coste de generar el gas de
arrastre en ese caso será esencial.
El principal objeto de la presente invención es
llegar a un método de fabricar una mezcla gaseosa que contiene
hidrógeno y nitrógeno que se utiliza como reaccionante en un
proceso catalítico o no catalítico.
Otro objeto de la presente invención es fabricar
una mezcla gaseosa que contiene hidrógeno y nitrógeno de un modo que
implica un consumo de energía y una inversión de costes
reducidos.
Además, otro objeto de la presente invención es
llegar a un método para realizar un proceso catalítico o no
catalítico de un modo que implique consumo energético y costes de
inversión reducidos.
Un problema con el que los inventores se han
enfrentado en su búsqueda de un suministro de hidrógeno económico,
fue que no podían adoptarse las configuraciones convencionales del
proceso del gas de síntesis. Deben omitirse cualesquiera reactores
de desplazamiento de CO, con sección de producción de vapor de agua
y procesos tradicionales de separación de hidrógeno a baja
temperatura en el proceso del hidrógeno, puesto que estas etapas de
proceso son muy caras e ineficaces. Además, sería ventajoso poder
utilizar sólo corrientes de proceso existentes en cualquier etapa
del proceso de gas de síntesis puesto que el suministro de
corrientes de gases auxiliares usualmente exige inversiones en
equipos auxiliares del proceso. También sería ventajoso hacer uso de
gas existente no convertido o no usado en el proceso de gas de
síntesis. Por tanto, los inventores empezaron a buscar soluciones
que pudieran satisfacer todos estos requisitos.
Por aplicación de membranas de transporte de
hidrógeno, el hidrógeno puede separarse y recuperarse del gas de
síntesis a una temperatura elevada o a una temperatura igual a la
temperatura en la que se encuentra en el reactor del gas de
síntesis. Esto eliminará la sección de generación de vapor de agua,
la sección de desplazamiento de CO y la sección de separación de
hidrógeno a baja temperatura. Con el fin de obtener una alta
eficacia de separación y evitar el enfriamiento y la recompresión
de la corriente de hidrógeno debe estar disponible un gas de
arrastre aplicable al lado del material permeado de la
membrana.
Sin embargo, un requisito fue que la aplicación
de un gas de arrastre en dicho proceso no debe requerir suministro
de gases adicionales y debe ser posible preparar el gas de arrastre
sin la instalación de un equipo costoso de un nuevo proceso.
En el proceso de síntesis de amoníaco, o si el
hidrógeno ha de usarse como combustible en un proceso de generación
de energía o de calor, el producto hidrógeno puede contener una
cierta cantidad de nitrógeno. En el procedimiento de síntesis de
amoníaco se emplea como gas de alimentación una mezcla de
aproximadamente 25% de nitrógeno y 75% de hidrógeno. Si el hidrógeno
ha de usarse como combustible en un quemador de turbina de gases es
ventajoso emplear un combustible diluido con el fin de moderar o
reducir la temperatura de la llama. Una temperatura reducida de la
llama reducirá la formación de NO_{x}. El nitrógeno es en ese
sentido un perfecto diluyente puesto que el aire (que normalmente
es el oxidante en cualquier proceso de combustión) ya contiene una
cantidad de nitrógeno. Por tanto, los inventores empezaron a buscar
un método que pudiera generar nitrógeno que a su vez se utilizara
como gas de arrastre y que al mismo tiempo pudiera satisfacer todos
los requisitos mencionados anteriormente.
Después de haber evaluado diversos modos de
generar una corriente de gas de arrastre que contiene nitrógeno, los
inventores decidieron investigar más la posibilidad de aplicar
membranas de transporte de hidrógeno.
En todos los procesos que generan gas de
síntesis, se usa el aire ya sea directa o indirectamente como
fuente de oxígeno. Si el gas de síntesis se genera por medio de una
reacción endotérmica (1) como se ha mencionado anteriormente, es
decir por medio de reformado con vapor de agua, se necesita añadir
calor. En los reformadores con vapor de agua convencionales, el
calor se genera quemando un combustible en el aire exterior a los
tubos del reformador. El contenido calorífico de la corriente de
gas de combustión se recupera parcialmente precalentando los gases
de alimentación en el proceso o parcialmente generando vapor de
agua.
En el proceso combinado de gas de síntesis y
membranas de hidrógeno descrito en la Patente de EE.UU. 5.229.102,
el gas de síntesis se genera en el lado del material retenido de un
reactor con membrana de transporte de hidrógeno definido como un
recipiente que consiste en una membrana de transporte de hidrógeno
en donde el hidrógeno se genera en el lado de material retenido por
medio de la reacción de reformado con vapor de hidrógeno (1) antes
mencionada y la reacción de desplazamiento (2), y en donde el lado
de material retenido contiene un reformador de vapor de agua y/o un
catalizador de desplazamiento de CO, y cuando se genera hidrógeno
se transporta a través de la membrana hasta el lado de material
permeado.
Una mezcla de vapor de agua y gas natural se hace
pasar (en este caso) sobre un catalizador de reformado con vapor de
agua que consiste en níquel metálico activado con sales de metales
alcalinos. El hidrógeno contenido en la corriente de gas de
síntesis se transporta a través de la membrana (que consiste en
capas de gamma- y alfa-alúmina) y se recuperan
haciendo pasar vapor de agua como gas de arrastre sobre la
superficie de la membrana. Así, el producto será una mezcla de
vapor de agua e hidrógeno. El calor utilizado en el proceso se
genera en una tercera zona haciendo reaccionar aire con un
combustible.
Si se genera un gas de síntesis por medio de
oxidación parcial, el agente oxidante se mezcla con el gas de
alimentación que contiene metano. Cualesquiera componentes inertes
de la corriente oxidante se mezclarán luego con el gas de síntesis.
Si solamente es deseable un bajo contenido de compuestos inertes en
el gas de síntesis, se necesita una unidad de separación de aire
para generar oxígeno puro (es decir eliminar los componentes
inertes del aire), por ejemplo, por medio de una unidad criogénica
o por medio de adsorción con oscilación de presión. El oxígeno
también puede separarse del aire a elevada temperatura por medio de
membranas mixtas conductoras de oxígeno y electrones. En este caso
el aire comprimido y calentado se alimenta al lado del material
retenido de la membrana mixta conductora y el oxígeno puede
recuperarse a una presión casi la ambiente en el lado del material
permeado de la membrana.
Independientemente del proceso de gas de síntesis
seleccionado, el hidrógeno puede recuperarse haciendo pasar gas de
síntesis que contiene hidrógeno sobre una membrana de transporte de
hidrógeno. Para recuperar hidrógeno a presión elevada será
necesario un gas de arrastre.
En un proceso de separación de aire criogénico
normalmente se extrae nitrógeno a una presión y temperatura próximas
a las del ambiente. Por tanto, si el nitrógeno producido debe
usarse como gas de arrastre, necesita ser comprimido y en la
mayoría de los casos también recalentado. El gas de arrastre no debe
contener ninguna cantidad significativa de oxígeno puesto que el
oxígeno reaccionará con el hidrógeno permeado a través de la
membrana. Una planta criogénica representa también importantes
costes de capital y consumo de energía. Por tanto la aplicación de
esta planta no es asociable con la pretensión de producir hidrógeno
a un bajo coste y sí un excesivo consumo de energía. Sin embargo,
dichos problemas se evitan si el gas de arrastre se genera a alta
presión y temperatura por medio de corrientes de proceso ya
existentes. El reto para los inventores fue generar un gas de
arrastre que contenga nitrógeno que a su vez contenga solamente
pequeñas cantidades de oxígeno, preferiblemente inferiores al 1% en
volumen de oxígeno.
Se encontró que utilizando un reactor con
membrana de transporte de hidrógeno fue posible, al mismo tiempo,
tanto generar gas de síntesis como una corriente de gas de arrastre
que contenía nitrógeno y vapor de agua que contenía una
concentración muy baja de oxígeno si el aire se alimentó al lado del
material permeado de la membrana. El reactor combinado de membrana
con transporte de hidrógeno para la generación tanto de gas de
síntesis como de gas de arrastre se denomina en lo sucesivo
generador de gas de síntesis y gas de arrastre con membrana de
transporte de hidrógeno.
El gas de síntesis se genera en el lado del
material retenido de dicho generador (u opcionalmente dos o tres
generadores en serie) alimentando una mezcla de gas que contiene
carbono, por ejemplo gas natural y vapor de agua en este lado. El
lado del material retenido contiene un catalizador de reformado con
vapor y se genera gas de síntesis por medio de la reacción
endotérmica (1) que se ha mencionado anteriormente. Se genera 1 mol
de CO y 3 moles de H_{2} por cada mol de metano añadido al
reactor.
25 a 40% del hidrógeno generado es permeado a
través de la membrana hasta el lado de permeado y reacciona con el
aire que entra en este lado. La combustión del hidrógeno genera
calor que se usa parcialmente para calentar el aire entrante y
parcialmente se transfiere al lado generador de gas de síntesis (el
lado de material retenido) en el generador. El gas de síntesis se
genera de acuerdo con la reacción endotérmica (1) que se ha
mencionado anteriormente. La generación de calor y la temperatura
en el reactor del gas de síntesis se controlan regulando la
relación entre el aire y el gas de alimentación que contiene
carbono. El hidrógeno reacciona fácilmente con el oxígeno en dicha
corriente de aire en la superficie de la membrana y por medio de
este método el contenido de oxígeno en la corriente de aire puede
reducirse a un valor inferior al 1% en volumen. La corriente de
aire empobrecida en oxígeno consistirá entonces en aproximadamente
64,5% de nitrógeno, 34,5% de H_{2}O y cantidades menores de argón
y oxígeno y es aplicable como gas de arrastre. El método puede
llevarse a cabo en, por ejemplo, dos etapas a diferentes
temperaturas. El reactor de la etapa uno puede consistir en una
membrana de transporte de hidrógeno a temperatura media, por ejemplo
del tipo Pd/Ag que opera a 400-600ºC. La etapa dos
puede consistir en una membrana de transporte de hidrógeno a alta
temperatura, por ejemplo una membrana de conducción de protones que
opera a una temperatura por encima de 600ºC.
El calor requerido en la reacción (1) es 206
kJ/mol, mientras que la combustión de un mol de hidrógeno genera
242 kJ/mol. El calor en exceso se usa por tanto para calentar los
gases de alimentación. En principio el generador de gas de síntesis
y gas de arrastre con membrana de transporte de hidrógeno genera un
gas de síntesis igual al gas de síntesis generado por la oxidación
parcial de gas natural con oxígeno puro.
El gas que contiene nitrógeno y vapor de agua, es
decir el gas de arrastre, generado en el generador de gas de
síntesis y gas de arrastre con membrana de transporte de hidrógeno
entra en la unidad de membrana de transporte de hidrógeno situada
corriente abajo o alternativamente en un reactor con membrana de
transporte de hidrógeno.
La unidad de membrana de transporte de hidrógeno
es un dispositivo que contiene un lado de material retenido y un
lado de material permeado separados por una membrana permeable al
hidrógeno.
El reactor con membrana de transporte de
hidrógeno es un dispositivo que contiene un lado de material
retenido y un lado de material permeado separados por una membrana
permeable al hidrógeno en la que el lado de material retenido está
equipado con un catalizador capaz de convertir CO con H_{2}O en
CO_{2} y H_{2} y también capaz de convertir CH_{4} con
H_{2}O en CO y H_{2}.
El gas de síntesis generado en el generador de
gas de síntesis y gas de arrastre con membranas de transporte de
hidrógeno entra en el lado de material retenido de la unidad de
membrana de transporte de hidrógeno o en el lado de material
retenido del reactor con membrana de transporte de hidrógeno.
Si la unidad situada corriente abajo es un
reactor con una unidad de membrana de transporte de hidrógeno, una
parte principal del hidrógeno del gas de síntesis que entra en el
lado del material retenido del reactor con membrana, se transporta
hasta el lado de material permeado de la membrana y es
adicionalmente captado por el gas de arrastre que contiene
nitrógeno y vapor de agua generado en el generador situado aguas
arriba.
Si la unidad situada aguas abajo es un reactor
con membrana de transporte de hidrógeno, una parte importante del
hidrógeno del gas de síntesis que entra en el lado de material
retenido del reactor con membrana y una parte importante del
hidrógeno adicional generado en el lado del material retenido del
reactor con membrana, son transportadas al lado de material
permeado del reactor con membrana y es adicionalmente captado por
el gas de arrastre que contiene nitrógeno y vapor de agua generado
en el generador situado corriente arriba.
El hidrógeno adicional es como se ha mencionado
anteriormente generado en el lado del material retenido del reactor
con membrana de transporte de hidrógeno. El hidrógeno se genera
parcialmente por medio de la reacción de reformado con vapor de
agua (1) y parcialmente por la reacción de desplazamiento de CO (2).
La cantidad de hidrógeno generado en este reactor depende de la
composición del gas de síntesis alimentado al reactor. El metano
(CH_{4}) se convertirá en CO y H_{2} por medio de la reacción
(1) mientras que el CO será desplazado a H_{2} y CO_{2} por
medio de la reacción (2). Puesto que el hidrógeno se retira
continuamente, las reacciones (1) y (2) transcurrirán hacia la
derecha y más CH_{4} y CO se convertirán en hidrógeno y
CO_{2}.
Utilizando uno, dos o eventualmente tres
generadores de gas de síntesis y gas de arrastre con membrana de
transporte de hidrógeno, dispuestos en serie, y una membrana de
transporte de hidrógeno situada corriente abajo o un reactor con
membrana de transporte de hidrógeno situado corriente abajo, se
consiguieron los objetivos de la presente invención.
Además, en dicho método el gas de arrastre se
genera a partir de aire. El aire puede ser extraído del compresor
de una turbina de gases y se alimenta luego al lado de material
permeado del generador de gas de síntesis y gas de arrastre con
membrana de transporte de hidrógeno.
La mezcla generada de gas de arrastre e hidrógeno
se utiliza luego como reaccionante en un proceso catalítico o no
catalítico, por ejemplo como combustible en un quemador de turbina
de gases o como reaccionante en la producción de gas de síntesis
para la producción de amoníaco.
El gas de síntesis empobrecido de hidrógeno que
sale de la unidad de membrana de transporte de hidrógeno o del
reactor con membrana de transporte de hidrógeno contiene CO no
convertido y cantidades secundarias de H_{2} y CH_{4}. Puede
hacerse reaccionar con oxígeno suministrado a partir de una membrana
de conducción mixta o de cualquier proceso que separa oxígeno del
aire. El gas de síntesis empobrecido en hidrógeno también puede
alimentarse al lado del material permeado de un reactor con
membrana de conducción mixta en donde los compuestos combustibles
se oxidan a CO_{2} y agua directamente en la superficie de la
membrana. Una membrana conductora mixta se define como una membrana
que conduce tanto los iones oxígeno como los electrones y en donde
el oxígeno puro puede recuperarse en el lado de material permeado
de la membrana. Un reactor con membrana de conducción mixta se
define como un reactor de membrana que conduce tanto los iones
oxígeno como los electrones y en donde el oxígeno permeado a través
de la membrana reacciona directamente con componentes combustibles
alimentados en el lado de material permeado del reactor de membrana.
El calor generado puede utilizarse en la producción de energía y el
CO_{2} generado puede extraerse del agua por medio de
enfriamiento y condensación del agua. El CO_{2} puede además ser
depositado en un depósito subterráneo para el almacenamiento a
largo plazo o puede utilizarse como soporte de presión para la
recuperación de petróleo. La invención permitirá por tanto la
producción de una mezcla de hidrógeno/nitrógeno a bajo coste y al
mismo tiempo permitirá la recuperación de todo el CO_{2} generado
en el proceso.
El alcance de la invención y sus aspectos
especiales son como se define en las reivindicaciones anexas.
La invención se explicará adicionalmente y se
considerarán los ejemplos y figuras correspondientes.
La Figura 1 muestra un proceso de generación de
energía en el que se quema un combustible que contiene hidrógeno,
proporcionado de acuerdo con la presente invención a temperatura y
presión elevadas.
La Figura 2 muestra un proceso alternativo al
mostrado en la Figura 1, en donde se aplica un reactor con membrana
conductora mixta además de una membrana de transporte de
hidrógeno.
La Figura 3 muestra un proceso alternativo al de
la Figura 2, en donde el aire alimentado al reactor con membrana
conductora mixta se precalienta en el generador de gas de síntesis
y gas de arrastre con membrana de transporte de hidrógeno. Esto
también generará más gas de arrastre, aumentando la fuerza motriz
de hidrógeno en la membrana de transporte de hidrógeno o en el
reactor con membrana de transporte de hidrógeno permitiendo una
presión parcial reducida del hidrógeno en la corriente de gas de
arrastre.
La Figura 1 muestra de acuerdo con la presente
invención un proceso de generación de energía en el que se genera
una mezcla de hidrógeno y nitrógeno en la unidad 39 y la unidad 40
y se usa como combustible en un quemador de turbina de gases,
43.
Una mezcla precalentada, desulfurada y
opcionalmente pre-reformada de gas natural y vapor
de agua, la corriente 14, generada en la unidad 22 entra en el lado
de material retenido 25 de un generador 39 de gas de síntesis y gas
de arrastre con membrana de transporte de hidrógeno, en donde el
gas natural y el vapor de agua se convierten en gas de síntesis que
contiene hidrógeno, CO_{2} y CO. Algo del hidrógeno se transporta
a través de la membrana 28 hasta el lado de material permeado 26.
El aire, la corriente 1, procedente del filtro de aire 20, entran
en 48 en la unidad 49 y se calienta y alimenta al quemador 43 de la
turbina de gases. La corriente 11 entra en el lado de material
permeado, 26, de la unidad 39 y el oxígeno de la corriente de aire
reacciona con el hidrógeno transportado a través de la membrana 28
procedente del lado de material retenido 25, para generar la
corriente de gas de arrastre 12 que contienen nitrógeno caliente y
vapor de agua. El calor generado en exceso se transfiere al lado de
material retenido 25. El gas de síntesis 15 que contiene hidrógeno
entra en el lado de material retenido 30 de una unidad 40 con
membrana de transporte de hidrógeno y dicho hidrógeno se transporta
a través de la membrana 32 y es captado por la corriente de gas de
arrastre 12, en sentido contrario a las agujas del reloj o
alternativamente en sentido de las agujas del reloj hasta la
corriente 15. La corriente 13 de gas de arrastre que contiene
hidrógeno entra en el quemador 43 de la turbina de gases, y el
hidrógeno se quema en la corriente de aire 8. La corriente 9 de gas
quemado caliente se despresuriza en el generador 45 de la turbina
de gases para generar energía mecánica o eléctrica (no mostrado).
El gas de escape 10 despresurizado caliente entra en un sistema de
recuperación de calor, 23, con el fin de recuperar el calor.
La corriente de gas de síntesis 16 empobrecida en
hidrógeno entra en un quemador 47 y se quema en una corriente
oxidante 50 que se genera en la unidad 24. La unidad 24 puede ser
una unidad de separación de aire criogénica o una unidad de
membrana de separación de oxígeno o cualquier proceso de separación
de aire capaz de separar oxígeno del aire. La corriente oxidante 50
puede ser una mezcla de oxígeno puro y vapor de agua, oxígeno o
CO_{2} o una mezcla de oxígeno, CO_{2} y vapor de agua. La
unidad de separación de aire, 24, también puede estar integrada
física y térmicamente con el proceso de generación de energía. El
calor generado en 47 se usa parcialmente para precalentar aire, y el
calor también puede recuperarse como energía eléctrica o mecánica
despresurizando la corriente 18 de gas caliente en un dispositivo
de expansión 46. El calor también puede recuperarse en 21 mediante
generación de vapor de agua.
Una alternativa es que la unidad 40 sea un
reactor con membrana de transporte de hidrógeno en el que el lado de
material retenido, 30, contenga un catalizador de reformado con
vapor de agua o un catalizador de desplazamiento de CO para
convertir el CO y H_{2}O en H_{2} y CO_{2}. Puesto que la
reacción CO + H_{2}O = CO_{2} + H_{2} es ligeramente
exotérmica la conversión de cantidades secundarias de metano por la
muy exotérmica reacción de reformado con vapor de agua CH_{4} +
H_{2}O = CO + 3H2 puede transcurrir sin caída de temperaturas
significativa en el reactor.
La Figura 2 muestra un proceso de generación de
energía y calor similar al proceso descrito en la Figura 1, pero el
gas de síntesis empobrecido en hidrógeno se quema en un reactor con
membrana conductora mixta. El calor generado se usa para
precalentar el aire comprimido para el quemador de turbina de
gases, 43.
Una mezcla precalentada, desulfurada y
opcionalmente pre-reformada de gas natural y vapor
de agua, la mezcla 14, generada en la unidad 22 entra en el lado de
material retenido 25, de un generador de gas de síntesis y gas de
arrastre con membrana de transporte de hidrógeno, 39, en donde el
gas natural y el vapor de agua se convierten en gas de síntesis que
contiene hidrógeno, CO_{2} y CO. Algo del hidrógeno se transporta
a través de la membrana 28 hasta el lado de material permeado 26.
Aire, la corriente 1, procedente del filtro de aire 20, entran en
el compresor 44 del tipo turbina de gases. El aire comprimido
caliente, la corriente 2, se divide en dos corrientes, la 3 y la 11.
La corriente 3 se subdivide además en las corrientes 4 y 6. La
corriente 4 entra en la parte receptora de calor, 34, del
intercambiador de calor, 41, y es alimentada adicionalmente al lado
de material retenido, 37, de un reactor con membrana conductora
mixta, 42. La corriente de aire 7 se calienta adicionalmente en la
unidad 42 y simultáneamente se transporta oxígeno a través de la
membrana 38 hasta el lado de oxidación (de material permeado),
36.
El aire caliente 8 empobrecido en oxígeno y la
corriente de aire 6 entran en el quemador de turbina de gases, 43.
Parte de la corriente de aire 6 también puede usarse como medio de
enfriamiento para los álabes de la turbina de gases (no
mostrados).
La corriente 11 entra en el lado del material
permeado 26, de la unidad 39 y el oxígeno de la corriente de aire
reacciona con el hidrógeno transportado a través de la membrana 28
procedente del lado de material retenido 25, para generar un gas de
arrastre caliente que contiene nitrógeno y vapor de agua. El calor
en exceso generado se transfiere al lado de material retenido 25.
El gas de síntesis 15 que contiene hidrógeno entra en el lado de
material retenido 30 de una unidad con membrana de transporte de
hidrógeno situada aguas abajo, 40, y el hidrógeno se transporta a
través de la membrana y es captado por la corriente de gas de
arrastre 12 en sentido contrario a las agujas del reloj o
alternativamente en sentido de las agujas del reloj hasta la
corriente 15. La corriente de gas de arrastre que contiene
hidrógeno, 13, entra en el quemador de turbina de gases, 43, y el
hidrógeno se quema en las corrientes de aire empobrecidas en
oxígeno 8 y 6. La corriente de gas quemado caliente, 9, se
despresuriza en el generador de turbina de gases, 45, con el fin de
generar energía mecánica o eléctrica (no mostrado). El gas de
escape despresurizado caliente, 10, entra en un sistema de
recuperación de calor, 23, con el fin de recuperar el calor, por
ejemplo, en forma de vapor de agua.
La corriente de gas de síntesis empobrecida en
hidrógeno, 16, entra en el lado de oxidación (lado de material
permeado), 36, del reactor con membrana conductora mixta, 42, y los
compuestos combustibles se oxidan a CO_{2} y agua. Parte del
calor generado se transfiere al lado de material retenido, 37. La
mezcla de gas quemado caliente, 17, entra en el lado caliente 33 del
intercambiador de calor 41 en donde se precalienta la corriente de
aire 4. La corriente 18 entra en la turbina 46 y se despresuriza
para generar energía eléctrica o mecánica. El calor de la corriente
19 puede recuperarse en 21 por generación de vapor de agua.
Una alternativa es que la unidad 40 sea un
reactor con membrana de transporte de hidrógeno, en donde el lado de
material retenido 30 contiene un catalizador de reformado con vapor
de agua o un catalizador de desplazamiento de CO para convertir el
CO y H_{2}O en H_{2} y CO_{2}. Puesto que la reacción CO +
H_{2}O = CO_{2} + H2 es ligeramente exotérmica la conversión de
cantidades secundarias de metano por la reacción de reformado con
vapor de agua muy endotérmica CH_{4} + H_{2}O = CO + 3 H_{2}O
puede transcurrir sin una caída significativa de temperatura en el
reactor.
El aire que entra en la unidad 39 puede
alternativamente ser comprimido en un compresor separado.
La Figura 3 muestra un proceso de generación de
energía y calor similar al proceso descrito en la Figura 2, pero la
corriente de aire 4 se precalienta en el generador de gas de
síntesis y gas de arrastre con membrana de transporte de hidrógeno,
39, por transferencia de calor a partir del lado de material
permeado, 26, hasta el lado receptor de calor, 27, a través de una
superficie de transferencia de calor 29. La corriente de aire
precalentada, 5, entra luego en el intercambiador de calor gas/gas,
41.
Este ejemplo muestra un proceso de acuerdo con la
Figura 1, en el que el método de acuerdo con la presente invención
se utiliza en una central térmica en donde el combustible es la
mezcla hidrógeno/nitrógeno.
Una mezcla precalentada y desulfurada de gas
natural y vapor de agua a 550ºC, 34 bares y con una relación de
vapor de agua a carbono de 2,0, la corriente 14, generada en la
unidad 22, entra en el lado de material retenido 25 de un generador
de gas de síntesis y de gas de arrastre con membrana de transporte
de hidrógeno, 39, en donde el gas natural y el vapor de agua se
convierten por medio de reformado con vapor de agua en gas de
síntesis que contiene hidrógeno, CO_{2} y CO. La temperatura se
aumenta desde 550ºC hasta aproximadamente 940-950ºC
por medio del calor transferido desde el lado de material permeado,
26. El hidrógeno se transporta a través de la membrana 28 al lado
de material permeado, 26, y reacciona con el oxígeno de la
corriente de aire 11.
Aire, la corriente 1, procedente del filtro de
aire 20 entra en un compresor de turbina de gases 44. El aire
caliente comprimido a 17 bares y 450ºC, la corriente 2 se divide en
dos corrientes, la 3 y la 11. La corriente 3 se calienta
adicionalmente en la unidad 49 y alimenta al quemador de turbina de
gases, 43. La corriente 11 entra en el lado de material permeado,
26, de la unidad 39 y el oxígeno de la corriente de aire reacciona
con el hidrógeno transportado a través de la membrana 28 desde el
lado de material retenido 25, para generar una corriente gaseosa
caliente, a por ejemplo 950ºC, que contiene nitrógeno, que contiene
menos de 1% en volumen de oxígeno, y calor en exceso que se
transfiere al lado de material retenido 25 en donde ocurre la
reacción endotérmica. El gas generado que contiene nitrógeno y
vapor de agua se utiliza como gas de arrastre.
Puesto que las temperaturas de entrada en la
unidad 39 del gas son 450-550ºC y las temperaturas
de salida son aproximadamente 950ºC puede ser necesario dividir el
reactor 39 en dos o tres secciones con diferentes tipos de material
de membrana que han de funcionar a temperaturas diferentes. A
temperaturas moderadas, por ejemplo puede usarse una membrana de
Pd/Ag. A temperaturas más altas puede usarse una membrana cerámica
conductora de protones.
El gas de síntesis 15 que contiene 47,4% de
hidrógeno, 19,7% de CO, 6,8% de CO_{2}, 2,1% de metano y 24,0% de
agua a 30 bares entra en el lado de material retenido 30 de una
unidad con membrana de transporte de hidrógeno situada aguas abajo,
40, y el hidrógeno se transporta a través de la membrana y es
captado por la corriente 12 de gas de arrastre a 16,2 bares en
sentido contrario a las agujas del reloj hasta la corriente 15. El
gas de arrastre que contiene hidrógeno, la corriente 13, que
contiene hasta 31% de hidrógeno, 44% de nitrógeno y 24% de vapor de
agua, entra en el quemador de turbina de gases, 43, y se quema
hidrógeno en la corriente de aire 8. La corriente de gas quemado
caliente, 9, se despresuriza en el generador de turbina de gases,
45, con el fin de generar energía mecánica o eléctrica (no
mostrado). El gas de escape despresurizado caliente, 10, entra en
el sistema de recuperación de calor, 27, con el fin de recuperar el
calor.
La corriente de gas de síntesis empobrecida en
hidrógeno, 16, entra en una cámara de combustión 47 en el
calentador 49 y se quema en una corriente oxidante 50 que se genera
en la unidad 24. La unidad 24 puede ser una unidad criogénica de
separación de aire o una unidad con membrana de separación de
oxígeno o cualquier proceso de separación de aire capaz de separar
el oxígeno del aire. La corriente oxidante 50 puede ser una mezcla
de oxígeno y vapor de agua, oxígeno o CO_{2} o una mezcla de
oxígeno, CO_{2} y vapor de agua. El proceso de separación del
aire, 24, también puede estar física y térmicamente integrado con el
proceso de generación de energía. El calor generado en 47 se usa
parcialmente para precalentar la corriente de aire 3 y también se
recupera calor como energía eléctrica o mecánica por
despresurización de la corriente de gas caliente, 18, en un
dispositivo de expansión, 46. El calor también puede recuperarse en
21 por generación de vapor de agua.
Este ejemplo muestra que es posible obtener una
mezcla de hidrógeno/nitrógeno, que contiene una elevada fracción de
hidrógeno, generando un gas de arrastre que contiene vapor de agua
y nitrógeno en el mismo reactor que el gas de síntesis que contiene
hidrógeno. El bajo valor de calentamiento (abreviadamente LHV, por
sus iniciales en inglés low heating value) de la mezcla
nitrógeno/hidrógeno (corriente 13) es aproximadamente 65% del LHV
de la corriente 13 y la corriente 16 (la corriente gaseosa
empobrecida en hidrógeno) juntas, lo que significa que
aproximadamente el 65% de la energía generada en el proceso mostrado
en la Figura 1 procede de la combustión del hidrógeno en la mezcla
de gas de arrastre y aproximadamente el 35% procede de la
combustión con oxígeno del gas de síntesis empobrecido en
hidrógeno. Comparado con otros procesos de generación de hidrógeno
el combustible hidrógeno puede generarse y usarse en el quemador de
turbina de gases sin una reducción extensiva de la eficacia de la
central térmica. En otros procesos conocidos de hidrógeno basados
en membrana el hidrógeno debe diluirse, por ejemplo con una gran
cantidad de vapor de agua que ha de ser suministrado directamente
al quemador de la turbina de gases. Además de tener que añadir una
gran porción de vapor de agua al quemador de turbina de gases se
reducirá significativamente, sin embargo, la eficacia de la central
térmica. Puesto que todo el calor se genera a una presión elevada
(que permite que una mayor parte del calor sea convertido en energía
eléctrica o mecánica en una turbina de gas eficiente) y una parte
principal del vapor de agua generado en el proceso de generación de
energía se despresuriza en una turbina de vapor de agua esto
permite la producción de energía con una mayor eficacia.
Si la corriente de gas empobrecida en hidrógeno,
16, se quema con oxígeno como se muestra en la Figura 1 o se quema
en un reactor con membrana conductora mixta como se muestra en las
Figuras 2 ó 3, con el fin de generar una mezcla de CO_{2} y
H_{2}O, el CO_{2} puede recuperarse de la mezcla de CO_{2} y
H_{2}O por condensación del agua. Si la corriente gaseosa
empobrecida en hidrógeno, 16, se quema en un reactor con membrana
conductora mixta, la cantidad requerida de energía para producir
oxígeno puro a alta presión se reducirá significativamente en
comparación con otros métodos de generación de oxígeno. Esto
mejorará adicionalmente la eficacia total de la central térmica.
La tabla que se presenta a continuación muestra
la composición de la corriente gaseosa empobrecida en hidrógeno, 16,
que está lejos del equilibrio puesto que la mayor parte del
hidrógeno está separado. La tabla muestra la composición y la
temperatura después de que la corriente gaseosa haya sido hecha
pasar sobre un catalizador de reformado con vapor de agua con
desplazamiento de CO para establecer el equilibrio y la composición
de equilibrio y la temperatura si se añade más vapor de agua a la
corriente 16. La adición total de vapor de agua en este caso
incluyendo el vapor de agua añadido al gas de alimentación en la
unidad 22, corresponde a una relación de vapor de agua a carbono de
3,2. Así, más CO se convertirá en H_{2} y CO_{2} como se
muestra en la tabla.
La tabla anterior muestra que la producción de
hidrógeno puede aumentarse adicionalmente incluyendo un dispositivo
de reformado con vapor de agua y un catalizador de desplazamiento
de CO en el lado de material retenido de la unidad con membrana de
transporte de hidrógeno, 40. En el Ejemplo 1, la presión parcial de
hidrógeno en la corriente 15 es 14,2 bares mientras que la presión
parcial de hidrógeno en la mezcla gas de arrastre/hidrógeno en la
corriente 13 es 5,2 bares. Con el fin de mantener una diferencia
suficiente en la presión parcial de hidrógeno sobre la membrana en
el caso de que se genere más hidrógeno en el lado de material
retenido 30, puede ser ventajoso aumentar la producción de gas de
arrastre. Esto puede hacerse, precalentando aire (la corriente 3 o
una parte de la corriente 3 en las Figuras 1 y 2) en el generador
de gas de síntesis y gas de arrastre con membrana de transporte de
hidrógeno, 39. Esto se ilustra en la Figura 3, en donde una parte
de la corriente 3 (la corriente 4) se calienta en una unidad 39.
Puesto que el calor se retira de esta unidad se necesita más
oxígeno e hidrógeno para generar más calor. Por este método, la
cantidad de gas de arrastre se aumentará lo que permitirá que más
hidrógeno se recupere en la unidad 40 o permitirá una reducción del
área de la membrana requerida en la unidad 40. Por tanto, la
cantidad de gas de arrastre puede regularse variando la cantidad de
aire que se calienta por el calor generado en el lado de material
retenido, 26, de la unidad 39.
Claims (8)
1. Método para fabricar una mezcla gaseosa que
contiene nitrógeno e hidrógeno,
- caracterizado porque
- dicho método comprende las etapas siguientes:
- una mezcla de vapor de agua y gas que contiene carbono se alimenta al lado de material retenido de al menos un generador de gas de síntesis y gas de arrastre con membrana de transporte de hidrógeno en donde dicho gas y vapor de agua se convierten en gas de síntesis,
- una parte del hidrógeno de dicho gas de síntesis se transporta a través de la membrana hasta el lado de material permeado de dicho generador en donde reacciona con el oxígeno de una corriente de aire alimentada a dicho lado de material permeado para generar calor y un gas que contiene nitrógeno y vapor de agua,
- el gas de síntesis se alimenta adicionalmente al lado de material retenido de una unidad de membrana con transporte de hidrógeno situada corriente abajo o un reactor con membrana de transporte de hidrógeno en donde una parte principal de hidrógeno de dicho gas de síntesis y, si se usa un reactor, una parte principal del hidrógeno adicional generado en el lado de material retenido en dicho reactor se transporta a través de dicha membrana situada corriente abajo y es captada por dicho gas que contiene nitrógeno para formar una mezcla gaseosa que contiene hidrógeno y nitrógeno.
2. Método según la reivindicación 1,
- caracterizado porque,
- el calor generado se usa parcialmente para calentar la corriente de aire y otros gases alimentados al generador y parcialmente se transfiere de nuevo al lado del material retenido del generador para satisfacer las necesidades de calor para el reformado con vapor de agua del gas de alimentación que contiene carbono.
3. Método según la reivindicación 1,
- caracterizado porque,
- los componentes combustibles de la corriente de gas de síntesis empobrecida en hidrógeno que salen de la unidad de membrana de transporte de hidrógeno o el reactor con membrana de transporte de hidrógeno se oxidan a CO_{2} y agua directamente en la superficie de la membrana en el lado de material permeado de un reactor con membrana conductora mixta.
4. Método según la reivindicación 1,
- caracterizado porque,
- los componentes combustibles de la corriente de gas de síntesis empobrecida en hidrógeno que salen de la unidad de membrana de transporte de hidrógeno o del reactor con membrana de transporte de hidrógeno reaccionan con el oxígeno que se separa del aire por medio de una membrana conductora mixta o por medio de cualquier otro proceso para generar CO_{2} y agua.
5. Método según las reivindicaciones 4 y 5,
- caracterizado porque,
- el calor generado por la combustión del gas de síntesis empobrecido en hidrógeno se usa para precalentar el aire alimentado a un quemador de turbina de gases.
6. Método para realizar un proceso catalítico o
no catalítico,
- caracterizado porque,
- la mezcla gaseosa que contiene hidrógeno y nitrógeno fabricada por el método de acuerdo con las reivindicaciones 1 a 6 se aplica como uno de los reaccionantes en dicho proceso.
7. Método según la reivindicación 7,
- caracterizado porque,
- dicho proceso es un proceso para la producción de amoníaco.
8. Método según la reivindicación 7,
- caracterizado porque,
- dicho proceso es un proceso de combustión en el que dicha mezcla gaseosa que contiene hidrógeno y nitrógeno se aplica como combustible.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20010784A NO317382B1 (no) | 2001-02-16 | 2001-02-16 | Metode for a utfore en katalytisk eller ikke-katalytisk prosess |
NO20010784 | 2001-02-16 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
ES2227422T3 true ES2227422T3 (es) | 2005-04-01 |
Family
ID=19912142
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
ES02700901T Expired - Lifetime ES2227422T3 (es) | 2001-02-16 | 2002-02-11 | Metodo para fabricar una mezcla gaseosa que contiene hidrogeno y nitrogeno. |
Country Status (11)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7163648B2 (es) |
EP (1) | EP1370485B1 (es) |
JP (1) | JP4180380B2 (es) |
AT (1) | ATE275528T1 (es) |
CA (1) | CA2438589C (es) |
DE (1) | DE60201179T2 (es) |
DK (1) | DK1370485T3 (es) |
ES (1) | ES2227422T3 (es) |
NO (1) | NO317382B1 (es) |
PT (1) | PT1370485E (es) |
WO (1) | WO2002072470A1 (es) |
Families Citing this family (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE102004049076A1 (de) * | 2004-10-08 | 2006-04-13 | Uhde Gmbh | Verfahren zur Erzeugung von Synthesegas für eine Ammoniakanlage |
NO20051891D0 (no) * | 2005-04-19 | 2005-04-19 | Statoil Asa | Prosess for produksjon av elektrisk energi og CO2 fra et hydrokarbon rastoff |
NO20051895D0 (no) * | 2005-04-19 | 2005-04-19 | Statoil Asa | Fremgangsmate for produksjon av elektrisk energi og CO2 fra et hydrokarbon rastoff |
US7909898B2 (en) * | 2006-02-01 | 2011-03-22 | Air Products And Chemicals, Inc. | Method of treating a gaseous mixture comprising hydrogen and carbon dioxide |
WO2008127745A2 (en) * | 2007-01-10 | 2008-10-23 | Praxair Technology, Inc. | Asu nitrogen sweep gas in hydrogen separation membrane for production of hrsg duct burner fuel |
US20080311022A1 (en) * | 2007-06-14 | 2008-12-18 | Battelle Energy Alliance, Llc | Methods and apparatuses for ammonia production |
US8495882B2 (en) * | 2009-08-10 | 2013-07-30 | General Electric Company | Syngas cleanup section with carbon capture and hydrogen-selective membrane |
US20120102964A1 (en) * | 2010-10-29 | 2012-05-03 | General Electric Company | Turbomachine including a carbon dioxide (co2) concentration control system and method |
DE102012212708A1 (de) * | 2012-07-19 | 2014-01-23 | Thyssenkrupp Marine Systems Gmbh | Verfahren zum Abscheiden von Wasserstoff aus einem wasserstoffhaltigen Gasgemisch und Vorrichtung zur Durchführung dieses Verfahrens |
TWI495510B (zh) * | 2013-10-29 | 2015-08-11 | Atomic Energy Council | Fibrous membrane reaction device |
JP6636948B2 (ja) * | 2014-12-26 | 2020-01-29 | 日本碍子株式会社 | ガス分離方法 |
WO2016104049A1 (ja) | 2014-12-26 | 2016-06-30 | 日本碍子株式会社 | ガス分離方法 |
US11994063B2 (en) * | 2019-10-16 | 2024-05-28 | Richard Alan Callahan | Turbine powered electricity generation |
US11654401B2 (en) * | 2021-10-25 | 2023-05-23 | Generon Igs, Inc. | Gas separation membrane cartridge with clamshell retainer |
US11808206B2 (en) | 2022-02-24 | 2023-11-07 | Richard Alan Callahan | Tail gas recycle combined cycle power plant |
Family Cites Families (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3901668A (en) * | 1973-11-05 | 1975-08-26 | Sun Ventures Inc | Manufacture of oxygen from high temperature steam |
SU798031A1 (ru) | 1975-04-07 | 1981-01-23 | Предприятие П/Я Р-6603 | Способ получени аммиака и метанола |
US4180552A (en) | 1978-03-20 | 1979-12-25 | Monsanto Company | Process for hydrogen recovery from ammonia purge gases |
US4172885A (en) | 1978-03-20 | 1979-10-30 | Monsanto Company | Process for the recovery of hydrogen from ammonia purge gases |
GB8520892D0 (en) * | 1985-08-21 | 1985-09-25 | Ici Plc | Ammonia synthesis gas |
US4981676A (en) * | 1989-11-13 | 1991-01-01 | Minet Ronald G | Catalytic ceramic membrane steam/hydrocarbon reformer |
US5229102A (en) * | 1989-11-13 | 1993-07-20 | Medalert, Inc. | Catalytic ceramic membrane steam-hydrocarbon reformer |
US5217506A (en) * | 1990-08-10 | 1993-06-08 | Bend Research, Inc. | Hydrogen-permeable composite metal membrane and uses thereof |
US5211728A (en) * | 1991-09-30 | 1993-05-18 | The Dow Chemical Company | Clamshell retainer used in hollow fiber membrane devices |
JP3035038B2 (ja) | 1991-11-25 | 2000-04-17 | 三菱重工業株式会社 | 水素製造方法 |
US6090312A (en) * | 1996-01-31 | 2000-07-18 | Ziaka; Zoe D. | Reactor-membrane permeator process for hydrocarbon reforming and water gas-shift reactions |
ID20211A (id) | 1997-04-29 | 1998-10-29 | Praxair Technology Inc | Metoda produksi hidrogen dengan menggunakan membran elektrolit padat |
KR20010100008A (ko) * | 1999-02-03 | 2001-11-09 | 추후제출 | 암모니아 합성으로부터 퍼지 가스를 사용하는 방법 |
JP2000351607A (ja) | 1999-06-09 | 2000-12-19 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | 水素製造装置 |
-
2001
- 2001-02-16 NO NO20010784A patent/NO317382B1/no not_active IP Right Cessation
-
2002
- 2002-02-11 JP JP2002571397A patent/JP4180380B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2002-02-11 EP EP02700901A patent/EP1370485B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-02-11 DE DE60201179T patent/DE60201179T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2002-02-11 PT PT02700901T patent/PT1370485E/pt unknown
- 2002-02-11 WO PCT/NO2002/000058 patent/WO2002072470A1/en active IP Right Grant
- 2002-02-11 AT AT02700901T patent/ATE275528T1/de active
- 2002-02-11 ES ES02700901T patent/ES2227422T3/es not_active Expired - Lifetime
- 2002-02-11 US US10/467,921 patent/US7163648B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-02-11 DK DK02700901T patent/DK1370485T3/da active
- 2002-02-11 CA CA2438589A patent/CA2438589C/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO20010784L (no) | 2002-08-19 |
US7163648B2 (en) | 2007-01-16 |
CA2438589C (en) | 2010-05-25 |
DK1370485T3 (da) | 2005-01-24 |
WO2002072470A1 (en) | 2002-09-19 |
CA2438589A1 (en) | 2002-09-19 |
ATE275528T1 (de) | 2004-09-15 |
JP4180380B2 (ja) | 2008-11-12 |
DE60201179T2 (de) | 2005-10-13 |
PT1370485E (pt) | 2005-01-31 |
JP2004529838A (ja) | 2004-09-30 |
DE60201179D1 (de) | 2004-10-14 |
NO317382B1 (no) | 2004-10-18 |
EP1370485A1 (en) | 2003-12-17 |
NO20010784D0 (no) | 2001-02-16 |
US20040170557A1 (en) | 2004-09-02 |
EP1370485B1 (en) | 2004-09-08 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7217304B2 (en) | Electric power generation with heat exchanged membrane reactor | |
ES2227422T3 (es) | Metodo para fabricar una mezcla gaseosa que contiene hidrogeno y nitrogeno. | |
AU2007325180B2 (en) | Systems and processes for producing hydrogen and carbon dioxide | |
ES2192739T5 (es) | Produccion de gas de sintesis con membranas mixtas conductoras. | |
US8216323B2 (en) | System and method for hydrogen production | |
EP1561010B1 (en) | Gas turbine power plant and method of operating the same | |
ES2213236T3 (es) | Metodo para producir un producto oxidado. | |
CA2414657C (en) | Electric power generation with heat exchanged membrane reactor | |
US8563185B2 (en) | Process and reactor for the production of hydrogen and carbon dioxide and a fuel cell system | |
JP2005503980A (ja) | 酸素移動膜を利用する合成ガス製造 | |
US7569085B2 (en) | System and method for hydrogen production | |
EP1365990A2 (en) | Apparatus and process for the production of hydrogen | |
WO2004022480A3 (en) | Apparatus and process for production of high purity hydrogen | |
JP2012530350A (ja) | 燃料電池システムを運転するシステムおよび方法 | |
ES2207785T3 (es) | Utilizacion de gas de sintesis producido con membranas mixtas conductoras. | |
ES2197355T3 (es) | Metodo para la realizacion de procedimientos cataliticos o no cataliticos, con oxigeno enriquecido c0mo una de las sustancias reaccionantes. | |
CA2919959A1 (en) | Method and system for producing methanol using an integrated oxygen transport membrane based reforming system | |
CN111433151A (zh) | 生产合成气的系统和方法 |