JP4915804B2 - 水素含有ガスの分離方法 - Google Patents
水素含有ガスの分離方法 Download PDFInfo
- Publication number
- JP4915804B2 JP4915804B2 JP2007163885A JP2007163885A JP4915804B2 JP 4915804 B2 JP4915804 B2 JP 4915804B2 JP 2007163885 A JP2007163885 A JP 2007163885A JP 2007163885 A JP2007163885 A JP 2007163885A JP 4915804 B2 JP4915804 B2 JP 4915804B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- hydrogen
- gas
- containing gas
- purity
- separation membrane
- 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.)
- Active
Links
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 title claims description 282
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 title claims description 282
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims description 215
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 200
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 136
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 99
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 84
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims description 70
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 claims description 55
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 claims description 55
- ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 2-Butanone Chemical compound CCC(C)=O ZWEHNKRNPOVVGH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 54
- 238000005504 petroleum refining Methods 0.000 claims description 48
- 238000007670 refining Methods 0.000 claims description 31
- 238000006317 isomerization reaction Methods 0.000 claims description 10
- 238000005336 cracking Methods 0.000 claims description 9
- 238000001833 catalytic reforming Methods 0.000 claims description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 64
- 235000009508 confectionery Nutrition 0.000 description 30
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 30
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 18
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 16
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 14
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 13
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 11
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 11
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 10
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 9
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 9
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 9
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 8
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 7
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 7
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 description 6
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 5
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 5
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 4
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 4
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 4
- BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N butan-2-ol Chemical compound CCC(C)O BTANRVKWQNVYAZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 238000004231 fluid catalytic cracking Methods 0.000 description 3
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- -1 naphtha Substances 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- KZBUYRJDOAKODT-UHFFFAOYSA-N Chlorine Chemical compound ClCl KZBUYRJDOAKODT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 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
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 2
- 239000003348 petrochemical agent Substances 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000012510 hollow fiber Substances 0.000 description 1
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 150000002605 large molecules Chemical class 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012466 permeate Substances 0.000 description 1
- 239000002574 poison Substances 0.000 description 1
- 231100000614 poison Toxicity 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 1
- 238000006057 reforming reaction Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 150000003384 small molecules Chemical class 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 125000000383 tetramethylene group Chemical group [H]C([H])([*:1])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
Description
本発明は、水素含有ガスの分離方法に関し、より詳細には、石油精製工程から得られる水素含有ガスと、石油化学工程から得られる水素含有ガスを、高純度の水素と、オフガスに分離して、石油精製工程において、これらの分離した高純度の水素と、オフガスを使用する方法に関する。
従来より、石油化学コンビナートにおいては、石油精製会社、石油化学会社などの多数の会社が隣接するように立地している。
図４および図５は、これらの石油化学コンビナートにおいて、石油精製会社（石油精製工程）Ａと石油化学会社（石油化学工程）Ｂの工程を示す概略ブロック図であり、図４は、石油化学コンビナートにおいて、石油精製会社（石油精製工程）Ａの工程を示す概略ブロック図、図５は、石油化学コンビナートにおいて、石油化学会社（石油化学工程）Ｂの工程を示す概略ブロック図である。
図４および図５は、これらの石油化学コンビナートにおいて、石油精製会社（石油精製工程）Ａと石油化学会社（石油化学工程）Ｂの工程を示す概略ブロック図であり、図４は、石油化学コンビナートにおいて、石油精製会社（石油精製工程）Ａの工程を示す概略ブロック図、図５は、石油化学コンビナートにおいて、石油化学会社（石油化学工程）Ｂの工程を示す概略ブロック図である。
なお、これらの図では、説明の便宜上、理解の容易のために一部分を省略して図示している。
ところで、石油精製会社（石油精製工程）Ａでは、図４に示したように、原油タンカーで運搬され、原油タンクに貯留された原油を、常圧蒸留装置１００を用いて蒸留分離することによって、ガス、ＬＰＧ、ナフサ、灯油、軽油、常圧残油にそれぞれ分離される。
ところで、石油精製会社（石油精製工程）Ａでは、図４に示したように、原油タンカーで運搬され、原油タンクに貯留された原油を、常圧蒸留装置１００を用いて蒸留分離することによって、ガス、ＬＰＧ、ナフサ、灯油、軽油、常圧残油にそれぞれ分離される。
このうちガスは、燃料ガスとして石油精製会社内で使用され、ＬＰＧはＬＰＧ回収装置１０２を介して、プロパン、ブタンを回収している。また、ナフサは、ナフサ脱硫装置１０４を用いて、水素を添加して硫黄分を硫化水素（Ｈ２Ｓ）に変える脱硫反応によって、硫黄分を除去した後、接触改質装置１１０によって、水素の存在下で触媒を用いて接触改質反応を行っている。この接触改質反応によって、芳香族炭化水素を主成分とする改質ガソリンの他、副生成物として水素、メタン、エタン、ＬＰＧなどが得られる。
改質ガソリンは、ガソリン調整装置１０６を介して、他のガソリン基材（例えば、脱硫ナフサ、流動接触分解装置１０１から得られる分解ガソリン等）と混合され、ガソリンが製造される。
なお、図６に示したように、接触改質装置１１０では、接触改質装置反応器１１１とガス分離器１１２を有し、ガス分離器１１２を介して、水素、メタン、エタンと、ＬＰＧ、改質ガソリンに分離される。このうち水素、メタン、エタンなどを含んだ水素含有ガスは、いわゆる「リフォーマガス（Reformer Gas）」（水素純度約７０〜８０％）（以下、「リフォーマガス」と言う）と呼ばれる。
また、接触改質装置１１０のガス分離器１１２によって分離されたリフォーマガスは、接触改質装置１１０で改質反応用にリサイクルされる他に燃料ガスとして石油精製会社内で使用され、ＬＰＧと改質ガソリンは、ＬＰＧ分離塔で分離される。
さらに、灯油、軽油は、灯油脱硫装置１０８、軽油脱硫装置１１４を用いて、水素を添加して硫黄分を硫化水素（Ｈ２Ｓ）に変える脱硫反応によって、硫黄分を除去して、石油製品である灯油、軽油が製造されている。
また、常圧残油は、減圧蒸留装置１１６を用いて蒸留分離することによって、減圧軽油
、減圧残油にそれぞれ分離される。分離された減圧軽油は、重油間接脱硫装置１１８を用いて、水素を添加して硫黄分を硫化水素（Ｈ２Ｓ）に変える脱硫反応によって、硫黄分を除去した後、流動接触分解装置１０１で分解ガソリンや分解軽油が製造される。
、減圧残油にそれぞれ分離される。分離された減圧軽油は、重油間接脱硫装置１１８を用いて、水素を添加して硫黄分を硫化水素（Ｈ２Ｓ）に変える脱硫反応によって、硫黄分を除去した後、流動接触分解装置１０１で分解ガソリンや分解軽油が製造される。
一方、減圧蒸留装置１１６を用いて分離された減圧残油は、アスファルトの原料となる。
また、常圧残油の一部は、重油直接脱硫装置１２０を用いて、水素を添加して硫黄分を硫化水素（Ｈ２Ｓ）に変える脱硫反応によって、硫黄分を除去した後、重油調整装置１０３を介して、他の重油基材（例えば、分解軽油、重油直接脱硫残渣油等）と混合され重油が製造される。
また、常圧残油の一部は、重油直接脱硫装置１２０を用いて、水素を添加して硫黄分を硫化水素（Ｈ２Ｓ）に変える脱硫反応によって、硫黄分を除去した後、重油調整装置１０３を介して、他の重油基材（例えば、分解軽油、重油直接脱硫残渣油等）と混合され重油が製造される。
そして、これらの脱硫装置、すなわち、ナフサ脱硫装置１０４、灯油脱硫装置１０８、軽油脱硫装置１１４、重油間接脱硫装置１１８、重油直接脱硫装置１２０による脱硫反応で得られた、水素、メタン、硫化水素（Ｈ２Ｓ）を含んだガスは、図４および図７に示したように、ガス洗浄装置１２２に供給される。
このガス洗浄装置１２２では、モノエタノールアミン、ジイソプロパノールアミンなどのアミンと接触させることによって、硫化水素（Ｈ２Ｓ）のみを除去し、残りのメタン、水素などを含んだガスは、いわゆる「スウィートガス（Sweet Gas）」（水素純度約６０
％）と呼ばれ、燃料ガスとして用いられる（以下、「スウィートガス」と言う）。
％）と呼ばれ、燃料ガスとして用いられる（以下、「スウィートガス」と言う）。
一方、図４および図５に示したように、石油化学会社（石油化学工程）Ｂでは、石油精製会社（石油精製工程）Ａで得られたナフサを、石油化学用原料ナフサとして用いて、ナフサ分解分離装置１２４によって、エチレン、プロピレンなどの他、ブタン留分、分解ガソリン等が得られる。
また、石油化学会社（石油化学工程）Ｂでは、このナフサ分解分離装置１２４によって得られたブタン留分からブチレンを精製後、メチルエチルケトン合成装置１２６を用いて、メチルエチルケトン、セカンダリーブチルアルコールなどが製造されている。
ところで、石油精製会社（石油精製工程）Ａでは、脱硫装置、特に、軽油脱硫装置１１４、重油間接脱硫装置１１８、重油直接脱硫装置１２０と異性化装置においては、高純度の水素を使用している。
このため、石油精製会社（石油精製工程）Ａでは、多量の高純度の水素が必要であり、図示しないが、別途、水素製造装置を用いて、高純度の水素（水素純度約９７％）を製造して、この高純度の水素を、上記の脱硫装置、異性化装置に用いている。
一方、石油化学会社（石油化学工程）Ｂでは、ナフサ分解分離装置１２４において、高純度の水素含有ガス（水素純度約９２％）が、メチルエチルケトン合成装置１２６において、高純度の水素含有ガス（水素純度約９９％）が、副生物ガスとして生成されており、製品水素として回収されること無く石油化学会社内で自己消費されている。
従って、石油化学会社（石油化学工程）Ｂにおいて余剰となった、高純度の水素含有ガスを、石油精製会社（石油精製工程）Ａにおいて、上記の脱硫装置、異性化装置に用いることができれば、水素を有効利用できることになる。
特開２００３−３２７９６９号公報
しかしながら、このような石油化学会社（石油化学工程）Ｂにおいて、ナフサ分解分離装置１２４から得られる高純度の水素含有ガスには、オレフィンなどの不純物が、また、メチルエチルケトン合成装置１２６から得られる高純度の水素含有ガスには、セカンダリーブチルアルコールなどの不純物が含まれている場合がある。
このため、石油精製会社（石油精製工程）Ａにおいては、脱硫反応用には使用できる高純度の水素含有ガスであっても、異性化反応を行う異性化触媒にとってはオレフィンやセカンダリーブチルアルコールが含有した水素含有ガスは触媒毒となり触媒を劣化させる原因となるため、石油化学会社から得られる高純度の水素含有ガスをそのまま使用することが出来ないのが現状である。
また、石油精製会社（石油精製工程）Ａにおいては、水素製造装置以外の水素含有ガスとしては、接触改質装置１１０によって得られたリフォーマガス（水素純度約７０〜８０％）がナフサ脱硫装置１０４、灯油脱硫装置１０８などで使用されているが、水素純度が低いため上記以外の脱硫装置では使用できない。さらに、ガス洗浄装置１２２によって得られたスウィートガス（水素純度約６０％）は、水素純度も圧力も低いため脱硫装置用の水素としては使用できず、例えば、常圧蒸留装置１００、減圧蒸留装置１１６、脱硫装置などの加熱炉の燃料ガスとして使用されているのが現状である。
本発明は、このような現状に鑑み、石油精製会社（石油精製工程）Ａにおいて得られるリフォーマガス、スウィートガスからなる水素含有ガス、石油化学会社（石油化学工程）Ｂにおいて、ナフサ分解分離装置１２４、メチルエチルケトン合成装置１２６によって得られた水素含有ガスから高純度の水素を分離して、石油精製会社（石油精製工程）Ａにおいて高純度の水素を必要とする工程に有効利用することが可能な水素含有ガスの分離方法を提供することを目的とする。
本発明は、前述したような従来技術における課題及び目的を達成するために発明されたものであって、本発明の水素含有ガスの分離方法は、
石油精製工程から得られる水素含有ガスと、石油化学工程から得られる水素含有ガスとを、水素分離膜装置を介して、高純度の水素と、オフガスに分離することを特徴とする。
石油精製工程から得られる水素含有ガスと、石油化学工程から得られる水素含有ガスとを、水素分離膜装置を介して、高純度の水素と、オフガスに分離することを特徴とする。
また、本発明の水素含有ガスの分離方法は、前記水素分離膜装置を介して分離された高純度の水素を、石油精製工程に供給するように構成されていることを特徴とする。
このように構成することによって、石油精製会社（石油精製工程）Ａでは、低純度の水素から高純度の水素を、石油化学会社（石油化学工程）Ｂでは、不純物を含む水素含有ガスから高純度の水素を得ることができる。
このように構成することによって、石油精製会社（石油精製工程）Ａでは、低純度の水素から高純度の水素を、石油化学会社（石油化学工程）Ｂでは、不純物を含む水素含有ガスから高純度の水素を得ることができる。
また、このようにして得られた高純度の水素は、高純度水素を必要とする石油精製会社の石油精製工程で使用することができ、石油精製会社と石油化学会社との間で水素の有効利用が可能となる。
また、本発明は、前記水素分離膜装置が、
前記石油精製工程から得られる水素含有ガスを分離する石油精製工程用水素分離膜装置と、
前記石油化学工程から得られる水素含有ガスを分離する石油化学工程用水素分離膜装置と、
を備えることを特徴とする。
前記石油精製工程から得られる水素含有ガスを分離する石油精製工程用水素分離膜装置と、
前記石油化学工程から得られる水素含有ガスを分離する石油化学工程用水素分離膜装置と、
を備えることを特徴とする。
このように構成することによって、
・石油精製会社（石油精製工程）Ａにおいて、接触改質装置１１０によって得られたリフォーマガス（水素純度約７０〜８０％、圧力約３．０ＭＰａ）、ガス洗浄装置１２２によって得られたスウィートガス（水素純度約６０％、圧力約０．３ＭＰａ）、
・石油化学会社（石油化学工程）Ｂにおいて、ナフサ分解分離装置１２４によって得られた水素含有ガス（水素純度約９２％、圧力約１．７ＭＰａ）、メチルエチルケトン合成装置１２６によって得られた水素含有ガス（水素純度約９９％、圧力約１．８ＭＰａ）
がいずれも水素純度、圧力が異なるものであっても、それぞれ、石油精製工程用水素分離膜装置、石油化学工程用水素分離膜装置によって、同程度の高純度で圧力を有する水素を得ることができ、これを石油精製会社（石油精製工程）Ａで利用することが可能となる。
・石油精製会社（石油精製工程）Ａにおいて、接触改質装置１１０によって得られたリフォーマガス（水素純度約７０〜８０％、圧力約３．０ＭＰａ）、ガス洗浄装置１２２によって得られたスウィートガス（水素純度約６０％、圧力約０．３ＭＰａ）、
・石油化学会社（石油化学工程）Ｂにおいて、ナフサ分解分離装置１２４によって得られた水素含有ガス（水素純度約９２％、圧力約１．７ＭＰａ）、メチルエチルケトン合成装置１２６によって得られた水素含有ガス（水素純度約９９％、圧力約１．８ＭＰａ）
がいずれも水素純度、圧力が異なるものであっても、それぞれ、石油精製工程用水素分離膜装置、石油化学工程用水素分離膜装置によって、同程度の高純度で圧力を有する水素を得ることができ、これを石油精製会社（石油精製工程）Ａで利用することが可能となる。
また、本発明の水素含有ガスの分離方法は、前記水素分離膜装置を介して分離された高純度の水素を、石油精製工程の脱硫工程、異性化工程のいずれかの工程に供給するように構成されていることを特徴とする。
このように構成することによって、水素分離膜装置を介して分離された高純度の水素を、石油精製工程の脱硫工程や、ノルマルパラフィンをイソパラフィンに異性化する異性化工程において有効に利用することができ、石油精製工程にある水素製造装置の稼動を低減できる可能性がある。
また、本発明の水素含有ガスの分離方法は、前記水素分離膜装置を介して分離されたオフガスを、石油精製工程に供給するように構成されていることを特徴とする。
このように構成することによって、水素分離膜装置を介して分離された、例えば、メタン、エタンなどからなる燃料ガスであるオフガスを、石油精製会社（石油精製工程）Ａにおいて、例えば、常圧蒸留装置１００、減圧蒸留装置１１６、脱硫装置などの加熱炉の燃料ガスとして有効に利用することができる。
このように構成することによって、水素分離膜装置を介して分離された、例えば、メタン、エタンなどからなる燃料ガスであるオフガスを、石油精製会社（石油精製工程）Ａにおいて、例えば、常圧蒸留装置１００、減圧蒸留装置１１６、脱硫装置などの加熱炉の燃料ガスとして有効に利用することができる。
また、本発明の水素含有ガスの分離方法は、前記石油精製工程から得られる水素含有ガスが、
前記石油精製工程の脱硫工程から得られた水素含有ガスと、
前記石油精製工程の接触改質工程から得られた水素含有ガスと、
のうち少なくともいずれか一方の水素含有ガスを含むことを特徴とする。
前記石油精製工程の脱硫工程から得られた水素含有ガスと、
前記石油精製工程の接触改質工程から得られた水素含有ガスと、
のうち少なくともいずれか一方の水素含有ガスを含むことを特徴とする。
このように構成することによって、接触改質装置１１０によって得られたリフォーマガス（水素純度約７０〜８０％、圧力約３．０ＭＰａ）と、脱硫工程後のガス洗浄装置１２２によって得られたスウィートガス（水素純度約６０％、圧力約０．３ＭＰａ）から、高純度の水素を得ることが可能である。
また、本発明の水素含有ガスの分離方法は、前記石油化学工程から得られる水素含有ガスが、
前記石油化学工程のナフサ分解分離工程から得られた水素含有ガスと、
前記石油化学工程のメチルエチルケトン製造工程から得られた水素含有ガス、
のうち少なくともいずれか一方の水素含有ガスを含むことを特徴とする。
前記石油化学工程のナフサ分解分離工程から得られた水素含有ガスと、
前記石油化学工程のメチルエチルケトン製造工程から得られた水素含有ガス、
のうち少なくともいずれか一方の水素含有ガスを含むことを特徴とする。
このように構成することによって、石油化学会社（石油化学工程）Ｂにおいて、ナフサ分解分離装置１２４によって得られた水素含有ガス（水素純度約９２％、圧力約１．７ＭＰａ）、メチルエチルケトン合成装置１２６によって得られた水素含有ガス（水素純度約９９％、圧力約１．８ＭＰａ）から、石油精製工程にとって好適な高純度の水素を得ることが可能である。
本発明によれば、石油精製会社（石油精製工程）Ａにおける接触改質装置１１０から得られたリフォーマガス（水素純度約７０〜８０％）、ガス洗浄装置１２２から得られたスウィートガスからなる低純度の水素含有ガスと、石油化学会社（石油化学工程）Ｂにおけるナフサ分解分離装置１２４、メチルエチルケトン合成装置１２６から得られた不純物を含む高純度の水素含有ガスを水素分離膜装置を介して、高純度の水素と、オフガスに分離することができ、その高純度水素を石油精製会社（石油精製工程）Ａにおいて使用することができる。
また、これにより、石油精製会社と石油化学会社の間で水素の有効活用が可能となり、石油コンビナート全体としてエネルギーの効率化が可能となる。
以下、本発明の実施の形態（実施例）を図面に基づいてより詳細に説明する。
図１は、本発明の水素含有ガスの分離方法を用いた水素含有ガスの概略ブロック図、図２は、図１の脱硫工程からのスウィートガスの水素分離膜装置による分離の概略と、図１の接触改質工程からのリフォーマガスの水素分離膜装置による分離の概略を示す概略ブロック図である。
図１は、本発明の水素含有ガスの分離方法を用いた水素含有ガスの概略ブロック図、図２は、図１の脱硫工程からのスウィートガスの水素分離膜装置による分離の概略と、図１の接触改質工程からのリフォーマガスの水素分離膜装置による分離の概略を示す概略ブロック図である。
図１において、符号１０は、全体で本発明の水素含有ガスの分離方法を示している。
本発明の水素含有ガスの分離方法では、図４に示した概略ブロック図において、石油精製会社（石油精製工程）Ａにおいて、ナフサをナフサ脱硫装置１０４を用いて、水素を添加して硫黄分を硫化水素（Ｈ２Ｓ）に変える脱硫反応によって硫黄分を除去した後、接触改質装置１１０によって得られた水素、メタン、エタンの炭化水素ガスを使用するものである。
本発明の水素含有ガスの分離方法では、図４に示した概略ブロック図において、石油精製会社（石油精製工程）Ａにおいて、ナフサをナフサ脱硫装置１０４を用いて、水素を添加して硫黄分を硫化水素（Ｈ２Ｓ）に変える脱硫反応によって硫黄分を除去した後、接触改質装置１１０によって得られた水素、メタン、エタンの炭化水素ガスを使用するものである。
すなわち、図２に示したように、接触改質装置１１０で改質された改質ガソリンと副生成物として得られた炭化水素ガスは、ガス分離器１１２を介して、メタン、エタン、水素などを含んだいわゆる「リフォーマガス（Reformer Gas）」と呼ばれる水素含有ガス（水素純度約７０〜８０％％、圧力約３．０ＭＰａ）とＬＰＧ、改質ガソリンに分離される。
本発明の水素含有ガスの分離方法では、この水素、メタン、エタンなどを含んだリフォーマガスを用いるものであって、図１に示したように、リフォーマガス１２は、リフォーマガス導入経路１１において、先ず、開閉バルブ１６を介して、水洗塔１４に導入される。この水洗塔１４では、リフォーマガス１２を水と交流接触させることによって、リフォーマガス１２に含まれる、例えば、塩素ガスなどの不純物ガスが除去される。
そして、水洗塔１４で不純物ガスが除去されたリフォーマガス１２は、フローコントロールバルブ（流量調整弁）１８によって、一定の流量になるように調整されて、リフォーマガス導入経路１１を介して、後述するスウィートガス導入経路２０と合流された後、フィルター装置２２に導入されるようになっている。
一方、図４に示した概略ブロック図において、石油精製会社（石油精製工程）Ａにおいて、脱硫装置、すなわち、ナフサ脱硫装置１０４、灯油脱硫装置１０８、軽油脱硫装置１１４、重油間接脱硫装置１１８、重油直接脱硫装置１２０による脱硫反応で得られた水素、メタン、エタン、硫化水素（Ｈ２Ｓ）を含んだガスは図２に示したように、ガス洗浄装置１２２においてモノエタノールアミン、ジイソプロパノールアミンなどのアミンと接触させることによって硫化水素（Ｈ２Ｓ）のみが除去され、メタン、エタン、水素などを含んだいわゆる「スウィートガス（Sweet Gas）」と呼ばれる水素含有ガス（水素純度約６０％、圧力約０．３ＭＰａ）が得られる。
本発明の水素含有ガスの分離方法では、このメタン、エタン、水素などを含んだスウィートガスを用いるものであって、図１に示したように、スウィートガス２４は、スウィートガス導入経路２０において、先ず、開閉バルブ２６を介して、水洗塔２８に導入される。この水洗塔２８では、スウィートガス２４を水と交流接触させることによって、スウィートガス２４に含まれる、例えば、アンモニアガス、塩素ガスなどの不純物ガスが除去される。
そして、水洗塔２８で不純物ガスが除去されたスウィートガス２４は、その圧力が約０．３ＭＰａと低い圧力であるので、リフォーマガス１２の圧力である約３．０ＭＰａと同等の圧力になるように、圧縮機（コンプレッサー）３０を介して昇圧された後、流量調整弁（フローコントロールバルブ）３２によって一定の流量になるように調整されて、スウィートガス導入経路２０を介して前述したリフォーマガス導入経路１１を介して合流されるリフォーマガス１２とともにフィルター装置２２に導入されるようになっている。
なお、スウィートガス導入経路２０では、スウィートガス還流経路３６、圧力調整弁３８を介して、圧縮機３０により昇圧されたスウィートガス２４の一部が戻されるように制御され、スウィートガス２４の圧力が一定になるように制御されている。
フィルター装置２２に導入されたリフォーマガス１２とスウィートガス２４からなる水素含有ガスは、フィルター装置２２において水洗塔１４、１８を通過することによって、水分が含まれており、配管内にスケールが溜まるのを防止するために水分、スケールなどのダストが除去される。
このようにフィルター装置２２において、水分、ダストが除去された水素含有ガスは、熱交換器４０を通過することによって低圧蒸気（約０．３ＭＰａ、１４０℃）により熱交換されて、水素含有ガスの温度が、約６０〜９０℃になるように調整される。なお、熱交換器４０には、温度コントロールバルブ４２によって、低圧蒸気の流量を調整して、水素含有ガスの温度が約６０〜９０℃になるように制御されている。
このように熱交換器４０を通過することによって、約６０〜９０℃の温度に維持された水素含有ガスは、水素分離膜導入経路４４を介して、水素分離膜装置４６に導入されるようになっている。
なお、この水素分離膜装置４６は、石油精製会社（石油精製工程）Ａから得られる水素含有ガスを分離する石油精製工程用水素分離膜装置４８と、石油化学会社（石油化学工程）Ｂから得られる水素含有ガスを分離する石油化学工程用水素分離膜装置５０とを備えている。
また、これらの水素分離膜装置はいずれも、例えば、高分子中空糸膜モジュールで構成され、分子の小さい水素分子は膜を透過して、分子の大きい、例えば、メタンなどのその他のガスは膜を透過しないものであって、これにより水素のみを高純度で回収できるように構成されている。
上記の熱交換器４０を通過することによって約６０〜９０℃の温度に維持された水素含有ガスは、水素分離膜導入経路４４を介して、水素分離膜装置４６の石油精製工程用水素分離膜装置４８に導入されるようになっている。この実施例では、処理量を考慮して、２つの石油精製工程用水素分離膜装置４８に導入されるようになっているが、もちろん、石油精製工程用水素分離膜装置４８の数は何ら限定されるものではなく、１つでも、３個以上であっても良い。
石油精製工程用水素分離膜装置４８によって分離された高純度の水素（９７％以上）は、水素回収経路５２を介して水素供給装置を構成する水素供給経路５４に導入され、石油化学工程用水素分離膜装置５０によって分離された高純度の水素（９７％以上）とともに合流されるようになっている。
この水素供給経路５４では、熱交換器５６によって高純度の水素が、例えば、４０℃に冷却される。そして、熱交換器５６によって冷却された高純度の水素は、その圧力が約０．２ＭＰａ程度に低下しているので、約１．８ＭＰａの圧力になるように圧縮機５８を介して昇圧された後、流量調整弁６０によって一定の流量になるように調整されて、高純度水素ヘッダー６２に導入されるようになっている。
なお、水素供給経路５４を流れる高純度水素の圧力や流量が高くなりすぎた場合には、圧力調整弁６４のバルブを開き、高純度水素廃棄経路６５を介して高純度水素の一部を焼却処分できるようになっている。
また、水素供給経路５４では、水素ガス還流経路６６、圧力調整弁６８を介して、圧縮機５８により昇圧された高純度水素の一部が戻されるように制御され、高純度水素ヘッダー６２に導入される高純度水素の圧力が一定となるように制御されている。
このように高純度水素ヘッダー６２に導入された高純度水素は、石油精製会社（石油精製工程）Ａにおいて、脱硫装置における脱硫反応、ノルマルパラフィンをイソパラフィンに異性化する異性化工程に供給することができるようになっている。
一方、水素分離膜装置４６の石油精製工程用水素分離膜装置４８により分離された、例えば、メタン、エタンなどのその他のガスを含んだオフガスは、燃料ガス回収経路７０を介して、オフガス供給装置を構成するオフガス供給経路７４に導入され、石油化学工程用水素分離膜装置５０によって分離されたオフガスとともに合流されるようになっている。なお、燃料ガス回収経路７０には、圧力調整弁７２が設けられ、この圧力調整弁７２によって水素分離膜装置４６の石油精製工程用水素分離膜装置４８の供給圧力を制御している。
このオフガス供給経路７４では、熱交換器７６によって、オフガスが、例えば、４０℃に冷却され、燃料ガスヘッダー８０に導入されるようになっている。なお、図中、符号７８は、開閉バルブである。
このように燃料ガスヘッダー８０に導入されたオフガスは、燃料ガスであるオフガスを、石油精製会社（石油精製工程）Ａにおいて、例えば、常圧蒸留装置１００、減圧蒸留装置１１６、脱硫装置などの加熱炉の燃料ガスとして使用することができるようになっている。
一方、図４および図５に示した概略ブロック図において、石油化学会社（石油化学工程）Ｂでは、メチルエチルケトン合成装置１２６において、高純度の水素含有ガス（水素純度約９９％、圧力約１．８ＭＰａ）が、また、ナフサ分解分離装置１２４において、高純度の水素含有ガス（水素純度約９２％、圧力約１．７ＭＰａ）が、副生物ガスとして生成されている。
本発明の水素含有ガスの分離方法では、これらの水素含有ガスを利用するものであって、図１に示したように、メチルエチルケトン合成装置１２６で生成された高純度の水素含有ガス８２は、開閉バルブ８４を介して、流量調整弁８６によって一定の流量になるように調整されて、水素含有ガス導入経路８８を介して、フィルター装置８１に導入されるようになっている。
また、ナフサ分解分離装置１２４で生成された高純度の水素含有ガス９０は、開閉バルブ９２を介して、流量調整弁９４によって一定の流量になるように調整されて、水素含有ガス導入経路９６を介して、フィルター装置８１に導入されるようになっている。
フィルター装置８１に導入された水素含有ガス８２、９０は、フィルター装置８１において、配管内にスケールが溜まるのを防止するために、水分、スケールなどのダストが除去される。
このようにフィルター装置８１において、水分、ダストが除去された水素含有ガスは、熱交換器９８を通過することによって、低圧蒸気（約０．３ＭＰａ、１４０℃）によって熱交換されて、水素含有ガスの温度が、約６０〜９０℃になるように調整される。なお、熱交換器９８には、温度コントロールバルブ９１によって、低圧蒸気の流量を調整して水素含有ガスの温度が、約６０〜９０℃になるように制御されている。
このように熱交換器９８を通過することによって、約６０〜９０℃の温度に維持された水素含有ガスは、水素分離膜導入経路９３を介して、水素分離膜装置４６の石油化学工程用水素分離膜装置５０に導入されるようになっている。
石油化学工程用水素分離膜装置５０によって分離された高純度の水素（９７％以上）は、水素回収経路５１を介して、水素供給装置を構成する水素供給経路５４に導入されるようになっている。
一方、水素分離膜装置４６の石油化学工程用水素分離膜装置５０により分離された、例えば、メタン、エタンなどのその他のガスを含んだオフガスは、燃料ガス回収経路７１を介して、オフガス供給装置を構成するオフガス供給経路７４に導入されるようになっている。なお、燃料ガス回収経路７１には、圧力調整弁７３が設けられ、この圧力調整弁７３によって水素分離膜装置４６の石油化学工程用水素分離膜装置５０の供給圧力を制御している。
このように構成することによって、石油精製会社（石油精製工程）Ａにおいて得られるリフォーマガス、スウィートガスからなる水素含有ガス、石油化学会社（石油化学工程）Ｂにおいて、ナフサ分解分離装置１２４、メチルエチルケトン合成装置１２６によって得られた水素含有ガスから、高純度の水素を分離して、石油精製会社（石油精製工程）Ａにおいて、高純度の水素を必要とする工程で有効利用することが可能となる。
なお、この実施例では、この水素分離膜装置４６は、石油精製会社（石油精製工程）Ａから得られる水素含有ガスを分離する石油精製工程用水素分離膜装置４８と、石油化学会社（石油化学工程）Ｂから得られる水素含有ガスを分離する石油化学工程用水素分離膜装置５０とを備えるようにした。しかしながら、図３に示したように、水素分離膜装置４６を、共通の１つの水素分離膜装置４１から構成して、石油精製会社（石油精製工程）Ａからの水素分離膜導入経路４４と、石油化学会社（石油化学工程）Ｂからの水素分離膜導入経路９３を合流させて、水素分離膜装置４６に導入することも可能である。
この実施例では、石油精製会社（石油精製工程）Ａからのリフォーマガス１２、スウィートガス２４、石油化学会社（石油化学工程）Ｂからのメチルエチルケトン合成装置１２６で生成された高純度の水素含有ガス８２、ナフサ分解分離装置１２４で生成された高純度の水素含有ガス９０の４つの水素含有ガスから、水素分離膜装置４６を介して、高純度の水素と、オフガスに分離したが、この組み合わせは、これに何ら限定されるものではなく、開閉バルブ１６、２６、８４、９２の開閉を制御することによって、例えば、
・リフォーマガス１２、スウィートガス２４、メチルエチルケトン合成装置１２６で生成された高純度の水素含有ガス８２の組み合わせ、
・リフォーマガス１２、スウィートガス２４、ナフサ分解分離装置１２４で生成された高純度の水素含有ガス９０の組み合わせ、
にするなど適宜変更することが可能である。
・リフォーマガス１２、スウィートガス２４、メチルエチルケトン合成装置１２６で生成された高純度の水素含有ガス８２の組み合わせ、
・リフォーマガス１２、スウィートガス２４、ナフサ分解分離装置１２４で生成された高純度の水素含有ガス９０の組み合わせ、
にするなど適宜変更することが可能である。
また、水素分離膜装置４６は、石油精製会社（石油精製工程）Ａ側、石油化学会社（石油化学工程）Ｂ側、または、第３社の敷地内に配置するなど適宜変更することができる。
さらに、本発明により分離された高純度水素は、石油精製会社（石油精製工程）Ａの脱硫装置、異性化装置以外にも、石油精製装置で水素を使用する装置で使用することができ、石油化学会社（石油化学工程）Ｂで水素を必要とする装置で使用しても構わない。
さらに、本発明により分離された高純度水素は、石油精製会社（石油精製工程）Ａの脱硫装置、異性化装置以外にも、石油精製装置で水素を使用する装置で使用することができ、石油化学会社（石油化学工程）Ｂで水素を必要とする装置で使用しても構わない。
具体的には、石油精製会社（石油精製工程）Ａにおいて得られたリフォーマガス、スウィートガスを、水素分離膜装置を用いて処理することによって高純度となった水素を、石油化学会社（石油化学工程）Ｂにおいて、ナフサ分解分離装置１２４、メチルエチルケトン合成装置１２６において、不飽和分を飽和化合物に変えるために、高純度の水素を添加する水添反応に有効に使用することもできる。
また、燃料ガスヘッダー８０に導入されたオフガスは、燃料ガスであるオフガスを、石油化学会社（石油化学工程）Ｂにおいて、例えば、ナフサ分解分離装置１２４、メチルエチルケトン合成装置１２６などの加熱炉の燃料ガスとして使用することもできる。
以上、本発明の好ましい実施の態様を説明してきたが、本発明はこれに限定されることはなく、例えば、上記実施例では、石油精製会社（石油精製工程）Ａ、石油化学会社（石油化学工程）Ｂのみを考慮に入れたが、その他の化学会社、鉄鋼会社などの高純度の水素、燃料を必要とする会社の設備にも、本発明で得られた高純度水素、燃料であるオフガスを提供するようにすることも可能であるなど本発明の目的を逸脱しない範囲で種々の変更が可能である。
１０ 水素含有ガスの分離方法
１１ リフォーマガス導入経路
１２ リフォーマガス
１４ 水洗塔
１６ 開閉バルブ
２０ スウィートガス導入経路
２２ フィルター装置
２４ スウィートガス
２６ 開閉バルブ
２８ 水洗塔
３０ 圧縮機
３６ スウィートガス還流経路
３８ 圧力調整弁
４０ 熱交換器
４１ 水素分離膜装置
４２ 温度コントロールバルブ
４４ 水素分離膜導入経路
４６ 水素分離膜装置
４８ 石油精製工程用水素分離膜装置
５０ 石油化学工程用水素分離膜装置
５１ 水素回収経路
５２ 水素回収経路
５４ 水素供給経路
５６ 熱交換器
５８ 圧縮機
６０ 流量調整弁
６２ 高純度水素ヘッダー
６４ 圧力調整弁
６６ 水素ガス還流経路
６８ 圧力調整弁
７０、７１ 燃料ガス回収経路
７２ 流量調整弁
７３ 圧力調整弁
７４ オフガス供給経路
７６ 熱交換器
７８ 開閉バルブ
８０ 燃料ガスヘッダー
８１ フィルター装置
８２ 水素含有ガス
８４ 開閉バルブ
８６ 流量調整弁
８８ 水素含有ガス導入経路
９０ 水素含有ガス
９１ 温度コントロールバルブ
９２ 開閉バルブ
９３ 水素分離膜導入経路
９４ 流量調整弁
９６ 水素含有ガス導入経路
９８ 熱交換器
１００ 常圧蒸留装置
１０１ 流動接触分解装置
１０２ ＬＰＧ回収装置
１０３ 重油調整装置
１０４ ナフサ脱硫装置
１０６ ガソリン調整装置
１０８ 灯油脱硫装置
１１０ 接触改質装置
１１１ 接触改質装置反応器
１１２ ガス分離器
１１４ 軽油脱硫装置
１１６ 減圧蒸留装置
１１８ 重油間接脱硫装置
１２０ 重油直接脱硫装置
１２２ ガス洗浄装置
１２４ ナフサ分解分離装置
１２６ メチルエチルケトン合成装置
１１ リフォーマガス導入経路
１２ リフォーマガス
１４ 水洗塔
１６ 開閉バルブ
２０ スウィートガス導入経路
２２ フィルター装置
２４ スウィートガス
２６ 開閉バルブ
２８ 水洗塔
３０ 圧縮機
３６ スウィートガス還流経路
３８ 圧力調整弁
４０ 熱交換器
４１ 水素分離膜装置
４２ 温度コントロールバルブ
４４ 水素分離膜導入経路
４６ 水素分離膜装置
４８ 石油精製工程用水素分離膜装置
５０ 石油化学工程用水素分離膜装置
５１ 水素回収経路
５２ 水素回収経路
５４ 水素供給経路
５６ 熱交換器
５８ 圧縮機
６０ 流量調整弁
６２ 高純度水素ヘッダー
６４ 圧力調整弁
６６ 水素ガス還流経路
６８ 圧力調整弁
７０、７１ 燃料ガス回収経路
７２ 流量調整弁
７３ 圧力調整弁
７４ オフガス供給経路
７６ 熱交換器
７８ 開閉バルブ
８０ 燃料ガスヘッダー
８１ フィルター装置
８２ 水素含有ガス
８４ 開閉バルブ
８６ 流量調整弁
８８ 水素含有ガス導入経路
９０ 水素含有ガス
９１ 温度コントロールバルブ
９２ 開閉バルブ
９３ 水素分離膜導入経路
９４ 流量調整弁
９６ 水素含有ガス導入経路
９８ 熱交換器
１００ 常圧蒸留装置
１０１ 流動接触分解装置
１０２ ＬＰＧ回収装置
１０３ 重油調整装置
１０４ ナフサ脱硫装置
１０６ ガソリン調整装置
１０８ 灯油脱硫装置
１１０ 接触改質装置
１１１ 接触改質装置反応器
１１２ ガス分離器
１１４ 軽油脱硫装置
１１６ 減圧蒸留装置
１１８ 重油間接脱硫装置
１２０ 重油直接脱硫装置
１２２ ガス洗浄装置
１２４ ナフサ分解分離装置
１２６ メチルエチルケトン合成装置
Claims (7)
- 石油精製工程から得られる水素含有ガスと、石油化学工程から得られる水素含有ガスとを、水素分離膜装置を介して、高純度の水素と、オフガスに分離することを特徴とする水素含有ガスの分離方法。
- 前記水素分離膜装置を介して分離された高純度の水素を、石油精製工程に供給するように構成されていることを特徴とする請求項１に記載の水素含有ガスの分離方法。
- 前記水素分離膜装置が、
前記石油精製工程から得られる水素含有ガスを分離する石油精製工程用水素分離膜装置と、
前記石油化学工程から得られる水素含有ガスを分離する石油化学工程用水素分離膜装置と、
を備えることを特徴とする請求項１から２のいずれかに記載の水素含有ガスの分離方法。 - 前記水素分離膜装置を介して分離された高純度の水素を、石油精製工程の脱硫工程、異性化工程のいずれかの工程に供給するように構成されていることを特徴とする請求項１から３のいずれかに記載の水素含有ガスの分離方法。
- 前記水素分離膜装置を介して分離されたオフガスを、石油精製工程に供給するように構成されていることを特徴とする請求項１から４のいずれかに記載の水素含有ガスの分離方法。
- 前記石油精製工程から得られる水素含有ガスが、
前記石油精製工程の脱硫工程から得られた水素含有ガスと、
前記石油精製工程の接触改質工程から得られた水素含有ガスと、
のうち少なくともいずれか一方の水素含有ガスを含むことを特徴とする請求項１から５のいずれかに記載の水素含有ガスの分離方法。 - 前記石油化学工程から得られる水素含有ガスが、
前記石油化学工程のナフサ分解分離工程から得られた水素含有ガスと、
前記石油化学工程のメチルエチルケトン製造工程から得られた水素含有ガス、
のうち少なくともいずれか一方の水素含有ガスを含むことを特徴とする請求項１から６のいずれかに記載の水素含有ガスの分離方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2007163885A JP4915804B2 (ja) | 2007-06-21 | 2007-06-21 | 水素含有ガスの分離方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2007163885A JP4915804B2 (ja) | 2007-06-21 | 2007-06-21 | 水素含有ガスの分離方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2009001452A JP2009001452A (ja) | 2009-01-08 |
| JP4915804B2 true JP4915804B2 (ja) | 2012-04-11 |
Family
ID=40318273
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2007163885A Active JP4915804B2 (ja) | 2007-06-21 | 2007-06-21 | 水素含有ガスの分離方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP4915804B2 (ja) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP5014891B2 (ja) * | 2007-06-21 | 2012-08-29 | 石油コンビナート高度統合運営技術研究組合 | 水素含有ガスの相互利用方法 |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP3710847B2 (ja) * | 1995-06-22 | 2005-10-26 | コスモ石油株式会社 | ガスの洗浄方法及びその装置 |
| JP3730362B2 (ja) * | 1996-04-30 | 2006-01-05 | 三菱化学株式会社 | ガス状炭化水素から水素およびメタンを分離する方法 |
| JP4112894B2 (ja) * | 2002-05-08 | 2008-07-02 | 出光興産株式会社 | 水素化処理設備及び水素化処理方法 |
| RU2006109714A (ru) * | 2003-08-29 | 2006-08-10 | Ибара Корпорейшн (JP) | Способ и система рециклирования |
| JP2006000698A (ja) * | 2004-06-15 | 2006-01-05 | Nippon Telegr & Teleph Corp <Ntt> | 水素分離膜およびそれを用いた水素精製装置 |
| SG158909A1 (en) * | 2005-01-21 | 2010-02-26 | Exxonmobil Res & Eng Co | Management of hydrogen in hydrogen-containing streams from hydrogen sources with rapid cycle pressure swing adsorption |
| JP2006314944A (ja) * | 2005-05-13 | 2006-11-24 | Showa Shell Sekiyu Kk | 水素含有混合ガスから水素を分離するための水素分離膜 |
-
2007
- 2007-06-21 JP JP2007163885A patent/JP4915804B2/ja active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP2009001452A (ja) | 2009-01-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN108138055B (zh) | 工业设备中废弃能量的回收和再利用 | |
| US7776208B2 (en) | Integration of gasification, hydrocarbon synthesis unit, and refining processes | |
| WO2013131916A1 (en) | Process for the production of hydrogen | |
| US8569387B2 (en) | Hydrocarbon compound synthesis reaction unit and operating method thereof | |
| US20150056112A1 (en) | Method and system for synthesizing liquid hydrocarbon compounds | |
| EP2944606A1 (en) | Process for generating hydrogen from a fischer-tropsch off-gas | |
| EA031571B1 (ru) | Способ получения синтез-газа | |
| KR20220112268A (ko) | 수소, 석유화학제품 및 전력의 통합 제조 | |
| JP2017534719A (ja) | 広い沸騰温度の炭化水素原料から芳香族を生成するプロセス | |
| CN102165038B (zh) | 烃合成反应装置、烃合成反应系统以及烃合成方法 | |
| AU764150B2 (en) | Reclaiming of purge gas from hydrotreaters and hydrocrackers | |
| KR101956489B1 (ko) | 천연가스/셰일 가스 응축물로부터 방향족 생성을 위한 2-단계 공정 | |
| JP4915804B2 (ja) | 水素含有ガスの分離方法 | |
| JP2008239443A (ja) | 合成ガス製造方法及びシステム | |
| JP4915805B2 (ja) | 水素含有ガスの分離方法 | |
| JP5014891B2 (ja) | 水素含有ガスの相互利用方法 | |
| JP4968526B2 (ja) | 水素含有ガスの分離方法 | |
| SK16162001A3 (sk) | Spôsob hydrokonverzie uhľovodíkov na výrobu vodíka, vodíkom spracovaných uhľovodíkov a elektriny | |
| KR101071881B1 (ko) | 수소화처리 방법 | |
| CN115151625A (zh) | 将原油直接提质为氢和化学品的系统和工艺 | |
| CN108603129A (zh) | 用于汽油调合的除去苯的方法和装置 | |
| RU2776173C1 (ru) | Способ получения жидких углеводородов с помощью процесса фишера-тропша, интегрированного в нефтеперерабатывающие установки | |
| JP6306371B2 (ja) | 水素供給システムおよび水素供給方法 | |
| Deng et al. | Optimal Design of Refinery Hydrogen System With Purification Unit | |
| US20210130705A1 (en) | Enhanced hydroprocessing process with ammonia and carbon dioxide recovery |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20090624 |
|
| A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20111215 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20111227 |
|
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20120118 |
|
| FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20150203 Year of fee payment: 3 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 4915804 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
| R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |