KR101701271B1 - Apparatus for Producing Hydro Carbon Fuel using Membrane - Google Patents

Apparatus for Producing Hydro Carbon Fuel using Membrane Download PDF

Info

Publication number
KR101701271B1
KR101701271B1 KR1020150000887A KR20150000887A KR101701271B1 KR 101701271 B1 KR101701271 B1 KR 101701271B1 KR 1020150000887 A KR1020150000887 A KR 1020150000887A KR 20150000887 A KR20150000887 A KR 20150000887A KR 101701271 B1 KR101701271 B1 KR 101701271B1
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
unit
reforming
gas
membrane
synthetic fuel
Prior art date
Application number
KR1020150000887A
Other languages
Korean (ko)
Other versions
KR20160084249A (en
Inventor
이윤주
안수경
문영식
Original Assignee
대우조선해양 주식회사
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 대우조선해양 주식회사 filed Critical 대우조선해양 주식회사
Priority to KR1020150000887A priority Critical patent/KR101701271B1/en
Publication of KR20160084249A publication Critical patent/KR20160084249A/en
Application granted granted Critical
Publication of KR101701271B1 publication Critical patent/KR101701271B1/en

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B35/00—Vessels or similar floating structures specially adapted for specific purposes and not otherwise provided for
    • B63B35/44—Floating buildings, stores, drilling platforms, or workshops, e.g. carrying water-oil separating devices
    • 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G31/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
    • C10G31/09—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for by filtration
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G33/00—Dewatering or demulsification of hydrocarbon oils
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B35/00—Vessels or similar floating structures specially adapted for specific purposes and not otherwise provided for
    • B63B35/44—Floating buildings, stores, drilling platforms, or workshops, e.g. carrying water-oil separating devices
    • B63B2035/448—Floating hydrocarbon production vessels, e.g. Floating Production Storage and Offloading vessels [FPSO]
    • 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
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2

Abstract

본 발명은 분리유니트(12), 탈수유니트(14), 액화유니트(16)를 구비하고, 공정상에 발생하는 CO2로 합성연료를 제조하는 장치에 있어서: 상기 분리유니트(12)와 탈수유니트(14) 사이에 설치되고, CO2를 선택적으로 분리하여 원료가스를 생성하는 멤브레인(20); 상기 원료가스에 H2O을 부가하고 개질하여 합성가스를 제조하는 리포밍유니트(30); 및 상기 리포밍유니트(30)의 합성가스를 처리하여 합성연료를 제조하는 액상탄소화합물유니트(40);를 포함하여 이루어지는 것을 특징으로 한다.
이에 따라, 수반가스 내에 함유되어 있는 CO2를 이용하여 합성연료로 변환시킴으로써 고부가 화합물을 얻음과 동시에, CO2를 분리 후 대기 중에 방출 혹은 해저에 재주입함으로써 발생되는 환경오염이나 추가비용을 줄이는 효과가 있다.The present invention relates to an apparatus for producing a synthetic fuel with CO 2 generated in a process comprising a separation unit (12), a dewatering unit (14) and a liquefaction unit (16) (14), a membrane (20) for selectively separating CO 2 to produce a source gas; A reforming unit (30) for adding synthesis gas by adding H 2 O to the raw material gas and reforming it; And a liquid carbon compound unit (40) for processing the synthesis gas of the reforming unit (30) to produce a synthetic fuel.
Thus, it is possible to obtain a high-value-added compound by converting CO 2 contained in the accompanying gas into a synthetic fuel and at the same time to reduce the environmental pollution or additional cost generated by separating and releasing CO 2 into the air or re- .

Figure R1020150000887
Figure R1020150000887

Description

멤브레인을 이용한 합성연료 제조장치{Apparatus for Producing Hydro Carbon Fuel using Membrane}Technical Field [0001] The present invention relates to an apparatus for producing a synthetic fuel using a membrane,

본 발명은 FLNG 시스템에서 가스를 액상연료로 전환하는 장치에 관한 것으로서, 보다 구체적으로는 해상유전 및 한계가스전의 가스를 액상연료로 전환하는 멤브레인을 이용한 합성연료 제조장치에 관한 것이다.The present invention relates to an apparatus for converting a gas into a liquid fuel in an FLNG system, and more particularly, to a synthetic fuel producing apparatus using a membrane for converting a gas of a marine oil field and a marginal gas field into a liquid fuel.

종래에 FLNG 시스템에 있어서 천연가스(NG)에서 CO2를 분리 후, 대기 중에 방출하여 환경적인 문제점을 발생시킨다. 즉, 한계가스전에서 추출된 가스 또는 유전에서 추출된 수반가스는 연소시키며, 이에 따라서 상당량의 CO2가 대기 중으로 방출되어 환경오염을 유발하고 있다. Conventionally, in the FLNG system, CO 2 is separated from natural gas (NG) and released to the atmosphere, thereby causing environmental problems. That is, the gas extracted from the marginal gas field or the accompanying gas extracted from the oil is burned, and a considerable amount of CO 2 is released into the atmosphere, thereby causing environmental pollution.

이와 관련되어 참조할 수 있는 선행기술문헌으로서, 하기의 한국 등록특허공보 제2009-0116000호는 한계 가스전에서 추출된 가스 또는 유전에서 추출된 수반가스(associated gas)를 선상에 구비된 개질 반응기(Reforming Reactor)와 액상 탄소화합물 제조 장치를 포함한 FPSO-GTL 장치를 통하여 액상의 합성 연료를 수득한다. 이에 따라, 이산화 탄소를 대기중으로 방출하지 않아 기후변화 대응성을 높이고 이산화타소 처리비용을 최소화하는 효과를 기대한다.The following Korean Patent Publication No. 2009-0116000 discloses a method of regenerating a gas extracted from a marginal gas field or an associated gas extracted from a dielectric gas into a reforming reactor Reactor) and a FPSO-GTL apparatus including a liquid carbon compound production apparatus. As a result, carbon dioxide is not emitted into the atmosphere, which is expected to increase the responsiveness to climate change and to minimize the cost of treatment of tobacco dioxide.

그러나, 이는 개질공정 이후의 잉여의 CO2에 대해 해저에 재주입(Re-Injection) 하므로 추가비용이 발생한다.However, this adds to the cost of re-injection into the seabed for excess CO 2 after the reforming process.

하기의 한국 공개특허공보 제2012-0078000호는 가스전으로부터 공급되는 천연가스에 포함되는 이산화탄소를 활용하여 천연가스를 합성연료로 전환하는 합성연료 공정설비와, 합성연료 공정설비로부터 전환된 합성연료를 저장하는 합성연료 저장부를 포함한다. 이에 따라, 온실가스인 이산화탄소를 공정상에 이용함으로써 이산화탄소의 활용도를 높이는 효과를 기대한다.Korean Unexamined Patent Publication No. 2008-0078000 discloses a synthesis fuel process facility for converting natural gas into synthetic fuel utilizing carbon dioxide contained in natural gas supplied from a gas field, And a synthetic fuel storage unit. Accordingly, the use of carbon dioxide, which is a greenhouse gas, in the process is expected to increase the utilization of carbon dioxide.

그러나, 이 또한 공정 중 발생한 이산화탄소를 고갈된 가스전 또는 유전에 주입하는 것이므로 추가비용 발생을 배제하기에 한계성을 보인다.However, this also implies that carbon dioxide generated during the process is injected into a depleted gas field or oil field, thus limiting the occurrence of additional costs.

1. 한국 등록특허공보 제2009-0116000호 "해상 유전 및 한계 가스전의 가스를 액상연료로 전환하는 FPSO-GTL 공정 및 이를 이용한 합성연료 제조방법" (공개일자 : 2011. 6. 2.)1. Korean Registered Patent Publication No. 2009-0116000 "FPSO-GTL process for converting gas of marine oil field and marginal gas field into liquid fuel and method for producing synthetic fuel using the same" (Published on June 2, 2011) 2. 한국 공개특허공보 제2012-0078000호 "합성연료 FPSO" (공개일자 : 2012. 7. 10.)2. Korean Patent Publication No. 2012-0078000 "Synthetic Fuel FPSO" (Published on July 10, 2012)

상기와 같은 종래의 문제점들을 개선하기 위한 본 발명의 목적은, 수반가스를 처리하는 과정에서 CO2 멤브레인을 이용하여 CO2와 CH4를 분리한 후, H2O와 반응시키고 개질과 합성반응을 거쳐 연료를 생산하는 멤브레인을 이용한 합성연료 제조장치를 제공하는 데 있다.An object of the present invention to improve the conventional problems as described above, then, in processing the associated gas using the CO 2 membrane to remove the CO 2 and CH 4, the reaction with H 2 O and the reforming and synthesis reaction And to provide a synthetic fuel production apparatus using the membrane that produces the fuel through the fuel.

상기 목적을 달성하기 위하여, 본 발명은 분리유니트, 탈수유니트, 액화유니트를 구비하고, 공정상에 발생하는 CO2로 합성연료를 제조하는 장치에 있어서: 상기 분리유니트와 탈수유니트 사이에 설치되고, CO2를 선택적으로 분리하여 원료가스를 생성하는 멤브레인; 상기 원료가스에 H2O을 부가하고 개질하여 합성가스를 제조하는 리포밍유니트; 및 상기 리포밍유니트의 합성가스를 처리하여 합성연료를 제조하는 액상탄소화합물유니트;를 포함하여 이루어지는 것을 특징으로 한다.In order to achieve the above object, the present invention provides an apparatus for producing a synthetic fuel with CO 2 generated in a process, comprising a separation unit, a dewatering unit, and a liquefaction unit, the apparatus comprising: A membrane for selectively separating CO 2 to produce a raw material gas; A reforming unit for producing a synthesis gas by adding H 2 O to the raw material gas and modifying the raw material gas; And a liquid carbon compound unit for processing the synthesis gas of the reforming unit to produce a synthetic fuel.

본 발명의 세부 구성으로서, 상기 멤브레인은 CO2를 선택적으로 투과하는 고밀집막(dense membrane)을 사용하는 것을 특징으로 한다.As a detailed configuration of the present invention, the membrane is characterized by using a dense membrane selectively permeable to CO 2 .

본 발명의 세부 구성으로서, 상기 리포밍유니트는 CO2와 함께 분리되는 CH4을 개질 반응의 원료로 사용하는 것을 특징으로 한다.As a detailed configuration of the present invention, the reforming unit is characterized in that CH 4 separated together with CO 2 is used as a raw material for the reforming reaction.

본 발명의 세부 구성으로서, 상기 리포밍유니트에 투입되는 CH4:H2O:CO2 몰비 범위는 CH4을 100으로 할 때 C2O는 100~200, CO2는 50~100로 유지하는 것을 특징으로 한다.In the detailed construction of the present invention, the molar ratio of CH 4 : H 2 O: CO 2 charged into the reforming unit is maintained at 100-200 C 2 O and 50-100 CO 2 when CH 4 is 100 .

본 발명의 세부 구성으로서, 상기 리포밍유니트는 합성가스의 H2/CO 몰비를 1.8~2.2 범위로 유지하는 것을 특징으로 한다.As a detailed configuration of the present invention, the reforming unit is characterized in that the H 2 / CO molar ratio of the synthesis gas is maintained in the range of 1.8 to 2.2.

본 발명의 세부 구성으로서, 상기 리포밍유니트의 압력은 21 bar 이상으로, 온도는 900℃ 이상으로 유지하는 것을 특징으로 한다.As a detailed configuration of the present invention, the pressure of the reforming unit is maintained at 21 bar or more and the temperature is maintained at 900 ° C or more.

본 발명의 세부 구성으로서, 상기 리포밍유니트와 액상탄화유니트의 사이에는 CO2 분리유니트가 구성되는 것을 특징으로 한다.As a detailed construction of the present invention, a CO 2 separation unit is formed between the reforming unit and the liquid carbonization unit.

이상과 같이 본 발명에 의하면, 수반가스 내에 함유되어 있는 CO2를 이용하여 합성연료로 변환시킴으로써 고부가 화합물을 얻음과 동시에, CO2를 분리 후 대기 중에 방출 혹은 해저에 재주입함으로써 발생되는 환경오염이나 추가비용을 줄이는 효과가 있다.According to the present invention as described above, at the same time as obtaining a high value-added compounds by conversion to synthetic fuel using the CO 2 contained in the associated gas, and environmental pollution caused by injecting material to the discharge or the sea floor to the atmosphere after separation of CO 2 and There is an effect of reducing the additional cost.

도 1은 본 발명에 따른 장치의 주요부를 나타내는 블록도
도 2는 본 발명에 따른 장치의 시험결과를 나타내는 도표BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS Fig. 1 is a block diagram showing the main part of the device according to the invention
2 is a graph showing the test results of the device according to the present invention

이하, 첨부된 도면에 의거하여 본 발명의 실시예를 상세하게 설명하면 다음과 같다.Hereinafter, embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the accompanying drawings.

본 발명은 분리유니트(12), 탈수유니트(14), 액화유니트(16)를 구비하고, 공정상에 발생하는 CO2로 합성연료를 제조하는 장치에 관하여 제안한다. 유전의 수반가스와 한계 가스전의 천연가스를 FLNG의 선상에서 합성연료를 제조하는 장치를 대상으로 하지만 반드시 이에 국한되는 것은 아니다. 분리유니트(12), 탈수유니트(14), 액화유니트(16)는 천연가스(NG)의 액화 장치의 기본적 구성으로서, FLNG 탑사이드(topside)에 설치된다. 유전에서 추출된 수반가스는 물론 셰일가스나 한계가스전에서 추출된 가스를 이용하여 HC(Hydro Carbon)을 생산할 수 있다.The present invention has a separation unit (12), a dewatering unit (14), and a liquefaction unit (16), and proposes an apparatus for producing a synthetic fuel with CO 2 occurring in the process. Generation Accompanying Gas and Limit Natural gas from natural gas is intended to be a device for producing synthetic fuels on the FLNG line, but this is not necessarily the case. The separation unit 12, the dewatering unit 14 and the liquefaction unit 16 are installed on the FLNG topside as a basic constitution of a liquefying apparatus for natural gas (NG). Hydrocarbons (HC) can be produced using gas extracted from shale gas or marine gas as well as entrained gas extracted from oil field.

본 발명에 따르면 CO2를 선택적으로 분리하여 원료가스를 생성하는 멤브레인(20)이 상기 분리유니트(12)와 탈수유니트(14) 사이에 설치되는 구조이다. 삼상분리기인 분리유니트(12)에서 탈수유니트(14)로 유동하는 과정에서 멤브레인(20)에 의해 분리된 원료가스는 탈수유니트(14)와 액화유니트(16)의 공정과 독립되는 별도의 공정으로 유도된다. 멤브레인(20)에 분리되는 않은 NG 가스는 탈수유니트(14)와 액화유니트(16)로 유도된다.According to the present invention, a membrane 20 for selectively separating CO 2 and generating a raw material gas is disposed between the separation unit 12 and the dewatering unit 14. The raw material gas separated by the membrane 20 in the process of flowing from the separation unit 12 which is a three-phase separator to the dewatering unit 14 is separated from the process of the dewatering unit 14 and the liquefaction unit 16 . NG gas not separated into the membrane 20 is led to the dewatering unit 14 and the liquefaction unit 16.

본 발명의 세부 구성으로서, 상기 멤브레인(20)은 CO2를 선택적으로 투과하는 고밀집막(dense membrane)을 사용하는 것을 특징으로 한다. 멤브레인(20)의 고밀집막은 세라믹 분리막의 일종으로서 주로 고온에서 사용하기에 적합하면서 CO2, H2, O2와 같은 특정 기체를 선택적으로 투과할 수 있다. As a detailed configuration of the present invention, the membrane 20 is characterized by using a dense membrane which selectively permeates CO 2 . The highly dense film of the membrane 20 is a kind of ceramic separator, which is mainly suitable for use at high temperatures and can selectively transmit a specific gas such as CO 2 , H 2 , and O 2 .

또, 본 발명에 따르면 리포밍유니트(30)가 상기 원료가스에 H2O을 부가하고 개질하여 합성가스를 제조하는 구조를 특징으로 한다. 리포밍유니트(30)는 MSCR(Methane Steam CO2 Reforming)을 적용하여 개질 공정을 수행하며, CO2를 활용하여 천연가스를 CO와 H2가 주성분인 합성가스로 전환시킨다.Further, according to the present invention, a reforming unit (30) is characterized in that a synthesis gas is produced by adding H 2 O to the raw material gas and reforming it. The reforming unit 30 performs a reforming process by applying MSCR (Methane Steam CO 2 Reforming), and converts natural gas into syngas mainly composed of CO and H 2 by utilizing CO 2 .

본 발명의 세부 구성으로서, 상기 리포밍유니트(30)는 CO2와 함께 분리되는 CH4을 개질 반응의 원료로 사용하는 것을 특징으로 한다. CO2 분리시에 일정량의 CH4도 함께 분리되기 때문에 이를 이용하여 개질 반응의 원료로 사용한다. 해외의 공지된 자료[International Journal of Greenhouse Gas Control 12 (2013) 84-107]에 의하면 고밀집막의 멤브레인(20)은 CO2/CH4 셀렉션(Selection)이 3~50(4~30 bar)로서, 분리 후 CO2에 CH4이 2~30% 정도는 함유되어 있다.As a detailed configuration of the present invention, the reforming unit 30 is characterized in that CH 4 separated together with CO 2 is used as a raw material for the reforming reaction. Since a certain amount of CH 4 is also removed at the time of CO 2 separation, it is used as a raw material for the reforming reaction. According to internationally known data [International Journal of Greenhouse Gas Control 12 (2013) 84-107], a highly dense membrane 20 has a CO 2 / CH 4 selection of 3 to 50 (4 to 30 bar) , And about 2 to 30% of CH 4 is contained in CO 2 after separation.

본 발명의 세부 구성으로서, 상기 리포밍유니트(30)에 투입되는 CH4:H2O:CO2 몰비 범위는 CH4을 100으로 할 때 C2O는 100~200, CO2는 50~100로 유지하는 것을 특징으로 한다. MSCR 방식 리포밍유니트(30)의 전단에 공급되는 H2O, CH4(NG) 량은 개질공정 이후의 적절한 H2/CO(=2)의 몰비를 맞추기 위해 조절한다. 이때, 투입되는 CH4 : H2O : CO2 몰비 범위는 후술하는 것처럼 적절한 리포밍 온도와 압력에서 모사함으로써 예상이 가능하다.A detailed configuration of the present invention, CH 4 is introduced to the reforming unit (30): H 2 O: CO 2 molar ratio range when the CH 4 to 100 C 2 O is 100 ~ 200, CO 2 is 50 to 100 As shown in Fig. The amount of H 2 O and CH 4 (NG) supplied to the upstream side of the MSCR-based reforming unit 30 is adjusted in order to adjust the molar ratio of H 2 / CO (= 2) appropriate after the reforming process. At this time, the molar ratio of CH 4 : H 2 O: CO 2 introduced can be predicted by simulation at a proper reforming temperature and pressure as described later.

본 발명의 세부 구성으로서, 상기 리포밍유니트(30)는 합성가스의 H2/CO 몰비를 1.8~2.2 범위로 유지하는 것을 특징으로 한다. 리포밍유니트(30)의 MSCR을 깁스 반응형(Gibbs reactor type)으로 모사하는 경우, CH4 : H2O : CO2 = 100 : 0 ~ 200 : 0 ~ 100 범위에서 10의 단위로 계산해서 총 231 경우를 찾을 수 있다. 그리고, 도 2를 참조하면 리포밍 이후 H2/CO 몰비가 1.8 ~ 2.2 인 경우는 34 개임을 알 수 있다. 계산 결과, 몰비가 CH4 100 일 때, H2O는 20~200, CO2는 10~100 에서 가능하지만, CH4와 CO2의 전환율을 고려했을 때, H2O는 100~200, CO2는 50~100 로 유지함이 더욱 최적임을 알 수 있다. As a detailed configuration of the present invention, the reforming unit 30 is characterized in that the H 2 / CO molar ratio of the syngas is maintained in the range of 1.8 to 2.2. When the MSCR of the reforming unit 30 is simulated as a Gibbs reactor type, the total amount of the MSCR in the range of CH 4 : H 2 O: CO 2 = 100: 0 to 200: 0 to 100 231 cases can be found. Referring to FIG. 2, it can be seen that the number of H 2 / CO molar ratios after reforming is 1.8 to 2.2 and 34, respectively. When the molar ratio is CH 4 100, H 2 O is 20-200 and CO 2 is 10-100. However, considering the conversion of CH 4 and CO 2 , H 2 O is 100-200, CO 2 is 50 to 100, it is more optimal.

본 발명의 세부 구성으로서, 상기 리포밍유니트(30)의 압력은 21 bar 이상으로, 온도는 900℃ 이상으로 유지하는 것을 특징으로 한다. 온도 900℃, 압력 21 bar에서 MSCR을 깁스 반응형으로 모사할 때 리포밍 후단의 합성연료(HC Fuel) 생산 공정의 최저 가능압력이 20 bar임을 고려할 때, 압력은 21 bar 이상이 적절하고, 반응시 탄소침적과 수율을 고려했을 때 온도는 900℃ 이상이 적합하다. As a detailed configuration of the present invention, the pressure of the reforming unit (30) is maintained at 21 bar or more and the temperature is maintained at 900 ° C or more. Considering that the minimum possible pressure of the HC fuel production process at the end of the reforming is 20 bar when the MSCR is simulated as a Gibbs reaction at a temperature of 900 ° C and a pressure of 21 bar, Considering carbon deposition and yield at the time, temperatures above 900 ° C are suitable.

또, 본 발명에 따르면 액상탄소화합물유니트(40)가 상기 리포밍유니트(30)의 합성가스를 처리하여 합성연료를 제조한다. 수반가스를 처리하는 과정에서 CO2 멤브레인(20)을 이용하여 CO2와 CH4를 분리한 후, H2O와 반응시키고 리포밍유니트(30)와 액상탄화유니트(40)를 통과하여 합성연료를 생산한다.Further, according to the present invention, the liquid carbon compound unit 40 processes the synthesis gas of the reforming unit 30 to produce a synthetic fuel. The CO 2 and CH 4 are separated using the CO 2 membrane 20 in the course of the accompanying gas treatment and then reacted with the H 2 O. The mixed gas is passed through the reforming unit 30 and the liquid carbonization unit 40, .

본 발명의 세부 구성으로서, 상기 리포밍유니트(30)와 액상탄화유니트(40)의 사이에는 CO2 분리유니트가 구성되어 잉여의 CO2를 리포밍유니트(30)의 전단으로 재순환시킨다. 이와 같이 구성하면 종래와 같이 대기상 방출이나 해저 재주입을 방지할 수 있다.As a detailed configuration of the present invention, a CO 2 separation unit is provided between the reforming unit 30 and the liquid carbonization unit 40 to recirculate surplus CO 2 to the front end of the reforming unit 30. With such a configuration, it is possible to prevent outflow of air and re-introduction of seabed as in the prior art.

한편, 액상탄화유니트(40)는 다음과 같은 반응에 의해 합성연료(HC Fuel)을 생산할 수 있다. On the other hand, the liquid carbonization unit 40 can produce a synthetic fuel (HC Fuel) by the following reaction.

GTL, FT 합성에 있어서, 하기의 반응식 (1)과 같으며 연쇄성장(chain growth)을 적용할 수 잇다.In GTL and FT synthesis, chain growth can be applied as shown in the following reaction formula (1).

CO + 2H2 → -CH2- + H2O (1)CO + 2H 2 - - CH 2 - + H 2 O (1)

MeOH 합성에 있어서, 하기의 반응식 (2)와 같이 진행된다.MeOH synthesis proceeds as shown in the following reaction formula (2).

CO + 2H2 → CH3OH (2)CO + 2H 2 - > CH 3 OH (2)

DME 합성에 있어서, 하기의 반응식 (3)과 같이 진행된다.In DME synthesis, the reaction proceeds as in the following reaction formula (3).

2CO + 4H2 → 2CH3OH → CH3OCH3 + H2O (3)2CO + 4H 2 ? 2CH 3 OH? CH 3 OCH 3 + H 2 O (3)

상기의 합성반응들은 20 bar 에서 가능하기 때문에, 압력의 변화 없이 연속공정이 가능하다. 상기 액상탄화유니트(40)의 후속으로 액상화합물을 보관하는 공정을 진행한다. Since the above synthetic reactions are possible at 20 bar, continuous processing is possible without changing the pressure. The liquid-phase carbonization unit 40 is followed by a step of storing the liquid-phase compound.

이와 같은 방식에 의하면 본 발명의 세부적인 효과는 다음과 같다.The detailed effects of the present invention are as follows.

첫째, 한계가스전에서 추출된 가스 또는 유전에서 추출된 수반가스를 연소시키지 않고 고부가의 합성연료(HC Fuel)를 생산할 수 있다.First, high-value synthetic fuel (HC fuel) can be produced without burning the gas extracted from the marginal gas field or the accompanying gas extracted from the oil field.

둘째, NG 내에 함유되어 있는 CO2를 이용하여 합성연료로 변환시킴으로써 고부가 화합물(GTL, MeOH, DME Fuel 등)을 얻음과 동시에, 반응후 잉여의 CO2를 발생하지 않아 환경오염이나 추가비용을 줄이는데 이득이 있다.Secondly, by using CO 2 contained in NG to convert it into synthetic fuel, it is possible to obtain a high value add compound (GTL, MeOH, DME Fuel, etc.) and reduce environmental pollution and additional cost by not generating surplus CO 2 after reaction There is a gain.

셋째, 공정상에 발생하는 CO2는 개질 반응기로 재순환시켜 합성연료의 탄소 공급원으로 사용하기 때문에 액상 탄소화합물의 수율을 향상시킬 수 있다.Third, the CO 2 produced in the process can be recycled to the reforming reactor and used as a carbon source of the synthetic fuel, thereby improving the yield of the liquid carbon compound.

넷째, MSCR 이후에 H2/CO의 몰비가 2로 일정하기 때문에 필요에 따라서 FT, MeOH, DME 합성 공정을 배치하여 생산할 수 있다. Fourth, since the molar ratio of H 2 / CO is constant at 2 after MSCR, it can be produced by arranging FT, MeOH, and DME synthesis process as needed.

다섯째, 본 발명제품을 컴팩트 모듈화하면, NG에 CO2 함량(3~30wt%)에 따라서 하나에서 몇 개의 모듈을 배치하여 합성연료를 생산할 수 있다.Fifth, when the product of the present invention is compact-modulized, it is possible to produce a synthetic fuel by disposing several modules from NG according to the CO 2 content (3 to 30 wt%).

본 발명은 기재된 실시예에 한정되는 것은 아니고, 본 발명의 사상 및 범위를 벗어나지 않고 다양하게 수정 및 변형할 수 있음은 이 기술의 분야에서 통상의 지식을 가진 자에게 자명하다. 따라서 그러한 변형예 또는 수정예들은 본 발명의 특허청구범위에 속한다 해야 할 것이다.It will be apparent to those skilled in the art that various modifications and variations can be made in the present invention without departing from the spirit and scope of the invention as defined by the appended claims. It is therefore intended that such variations and modifications fall within the scope of the appended claims.

12: 분리유니트 14: 탈수유니트
16: 액화유니트 20: 멤브레인
30: 리포밍유니트 40: 액상탄화물유니트12: Separation unit 14: Dewatering unit
16: Liquefaction unit 20: Membrane
30: Reforming unit 40: Liquid-phase carbide unit

Claims (7)

분리유니트, 탈수유니트, 액화유니트를 구비하고, 공정상에 발생하는 CO2로 합성연료를 제조하는 장치에 있어서:
상기 분리유니트와 탈수유니트 사이에 설치되고, CO2를 선택적으로 분리하여 원료가스를 생성하는 멤브레인;
상기 원료가스에 H2O을 부가하고 개질하여 합성가스를 제조하는 리포밍유니트; 및
상기 리포밍유니트의 합성가스를 처리하여 합성연료를 제조하는 액상탄소화합물유니트;를 포함하여 이루어지되,
상기 리포밍유니트와 액상탄화유니트의 사이에는 CO2 분리유니트가 구성되는 것을 특징으로 하는 멤브레인을 이용한 합성연료 제조장치.An apparatus for producing a synthetic fuel with CO 2 generated in a process, comprising a separation unit, a dewatering unit, and a liquefaction unit,
A membrane disposed between the separation unit and the dewatering unit, the membrane selectively separating CO 2 to produce a raw material gas;
A reforming unit for producing a synthesis gas by adding H 2 O to the raw material gas and modifying the raw material gas; And
And a liquid carbon compound unit for processing the synthesis gas of the reforming unit to produce a synthetic fuel,
And a CO 2 separation unit is provided between the reforming unit and the liquid carbonization unit. 청구항 1에 있어서,
상기 멤브레인은 CO2를 선택적으로 투과하는 고밀집막(dense membrane)을 사용하는 것을 특징으로 하는 멤브레인을 이용한 합성연료 제조장치.The method according to claim 1,
Wherein the membrane uses a dense membrane selectively permeable to CO 2 . 청구항 1에 있어서,
상기 리포밍유니트는 CO2와 함께 분리되는 CH4을 개질 반응의 원료로 사용하는 것을 특징으로 하는 멤브레인을 이용한 합성연료 제조장치.The method according to claim 1,
Wherein the reforming unit uses CH 4 separated together with CO 2 as a raw material for a reforming reaction. 청구항 1에 있어서,
상기 리포밍유니트에 투입되는 CH4:H2O:CO2 몰비 범위는 CH4을 100으로 할 때 C2O는 100~200, CO2는 50~100로 유지하는 것을 특징으로 하는 멤브레인을 이용한 합성연료 제조장치.The method according to claim 1,
Wherein a molar ratio of CH 4 : H 2 O: CO 2 introduced into the reforming unit is maintained at 100-200 C 2 O and 50-100 CO 2 when CH 4 is 100. The apparatus for producing synthetic fuel. 청구항 1에 있어서,
상기 리포밍유니트는 합성가스의 H2/CO 몰비를 1.8~2.2 범위로 유지하는 것을 특징으로 하는 멤브레인을 이용한 합성연료 제조장치.The method according to claim 1,
Wherein the reforming unit maintains the H 2 / CO molar ratio of the syngas in the range of 1.8 to 2.2. 청구항 1에 있어서,
상기 리포밍유니트의 압력은 21 bar 이상으로, 온도는 900℃ 이상으로 유지하는 것을 특징으로 하는 멤브레인을 이용한 합성연료 제조장치.The method according to claim 1,
Wherein the pressure of the reforming unit is maintained at 21 bar or more and the temperature is maintained at 900 ° C or more. 삭제delete
KR1020150000887A 2015-01-05 2015-01-05 Apparatus for Producing Hydro Carbon Fuel using Membrane KR101701271B1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020150000887A KR101701271B1 (en) 2015-01-05 2015-01-05 Apparatus for Producing Hydro Carbon Fuel using Membrane

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR1020150000887A KR101701271B1 (en) 2015-01-05 2015-01-05 Apparatus for Producing Hydro Carbon Fuel using Membrane

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20160084249A KR20160084249A (en) 2016-07-13
KR101701271B1 true KR101701271B1 (en) 2017-02-02

Family

ID=56505621

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020150000887A KR101701271B1 (en) 2015-01-05 2015-01-05 Apparatus for Producing Hydro Carbon Fuel using Membrane

Country Status (1)

Country Link
KR (1) KR101701271B1 (en)

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR101021115B1 (en) 2008-05-06 2011-03-14 현대자동차주식회사 Manufacturing method Catalyst layer of membrane electrode assembly
KR101152666B1 (en) * 2009-11-27 2012-06-15 한국과학기술연구원 FPSO-GTL system for conversion of associated gas in oil fields and stranded gas in stranded gas fields, and process for production of synthetic fuel using the same
KR20120078000A (en) 2010-12-31 2012-07-10 대우조선해양 주식회사 Synthetic fuel floating, production, storage and offloading
KR101541129B1 (en) * 2013-05-09 2015-08-03 한국에너지기술연구원 Combined steam and CO2 reforming method of methane in GTL process

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
International Journal of Greenhouse gas control 12(2013) : 84~107

Also Published As

Publication number Publication date
KR20160084249A (en) 2016-07-13

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2797878A1 (en) Method of producing a hydrocarbon composition
CN104177227B (en) The method of coke(oven)gas and coal gas methanol with joint production Sweet natural gas
UA106585C2 (en) Method for producing synthetic gas
US20110098367A1 (en) Method & apparatus for processing fischer-tropsch off-gas
GB201213063D0 (en) Improved hydrocarbon production process
WO2010078035A3 (en) Process and system for converting biogas to liquid fuels
WO2004078645A8 (en) Method for preparing synthesis gas, method for preparing dimethyl ether using synthesis gas, and furnace for preparing synthesis gas
WO2014000503A1 (en) Method for preparing liquid hydrocarbon product from biomass-produced synthetic gas
US20120152120A1 (en) Production of carbon dioxide from synthesis gas
CA2897557C (en) Method and apparatus for producing combustion fuel for a gas turbine
MY184088A (en) Catalyst
WO2015104532A1 (en) Hydrogen production processing
KR102336508B1 (en) Method and system for obtaining dimethyl ether from syngas
US20130237617A1 (en) Process for producing a methane-containing gas from synthesis gas and methane production plant for carrying out the process
JP5468260B2 (en) Method for producing a hydrocarbon stream from an underground zone
KR101701271B1 (en) Apparatus for Producing Hydro Carbon Fuel using Membrane
KR101420634B1 (en) Method for preparing synthetic natural gas having improved caloric value and device for the same
KR102287865B1 (en) Method for preparing methanol from carbon dioxide-containing gas resources comprising dry-reforming of methane by plasma
EA201991838A1 (en) START-UP PROCEDURE FOR THE FISHER-TROPSH METHOD
EA032809B1 (en) Process for co-production of ammonia and methanol
EP2465595A1 (en) Process for capture and compression of carbon dioxide from fischer-tropsch off-gas
KR20120078000A (en) Synthetic fuel floating, production, storage and offloading
KR101587476B1 (en) FT GTL apparatus on FPSO for using SMR and method thereof
CN107416770A (en) The method for manufacturing synthesis gas
CN104087348A (en) Gas supply method for supplying gases for formic acid, methanol and synthetic ammonia production techniques by utilizing coal water slurry gasification furnace

Legal Events

Date Code Title Description
A201 Request for examination
E902 Notification of reason for refusal
E701 Decision to grant or registration of patent right
GRNT Written decision to grant