KR20240051740A - 분해로 연료의 제조 방법 - Google Patents
분해로 연료의 제조 방법 Download PDFInfo
- Publication number
- KR20240051740A KR20240051740A KR1020220131809A KR20220131809A KR20240051740A KR 20240051740 A KR20240051740 A KR 20240051740A KR 1020220131809 A KR1020220131809 A KR 1020220131809A KR 20220131809 A KR20220131809 A KR 20220131809A KR 20240051740 A KR20240051740 A KR 20240051740A
- Authority
- KR
- South Korea
- Prior art keywords
- gas
- methane
- gas stream
- fuel
- cracking furnace
- Prior art date
Links
- 238000005336 cracking Methods 0.000 title claims abstract description 98
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 81
- 239000000446 fuel Substances 0.000 title claims description 72
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 272
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 183
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 128
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 claims abstract description 51
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims abstract description 44
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 103
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 103
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 72
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 claims description 39
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 34
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 27
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 claims description 22
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims description 21
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 15
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 claims description 13
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 10
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 8
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims description 8
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 6
- 239000001273 butane Substances 0.000 claims description 4
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 34
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 18
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 17
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 17
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 10
- 239000000047 product Substances 0.000 description 9
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 9
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 8
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 7
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 6
- 241000183024 Populus tremula Species 0.000 description 5
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 5
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N nitrogen oxide Inorganic materials O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 5
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000011143 downstream manufacturing Methods 0.000 description 3
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 2
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- -1 ethylene, propylene Chemical group 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000003348 petrochemical agent Substances 0.000 description 1
- 238000011112 process operation Methods 0.000 description 1
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 1
- 238000004227 thermal cracking Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- C10G51/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more cracking processes only
- C10G51/06—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by two or more cracking processes only plural parallel stages only
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
- C10K3/00—Modifying the chemical composition of combustible gases containing carbon monoxide to produce an improved fuel, e.g. one of different calorific value, which may be free from carbon monoxide
- C10K3/06—Modifying the chemical composition of combustible gases containing carbon monoxide to produce an improved fuel, e.g. one of different calorific value, which may be free from carbon monoxide by mixing with gases
-
- 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
- B01D53/02—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 adsorption, e.g. preparative gas chromatography
- B01D53/04—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 adsorption, e.g. preparative gas chromatography with stationary adsorbents
- B01D53/047—Pressure swing adsorption
-
- 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
- C01B3/22—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by decomposition of gaseous or liquid organic compounds
- C01B3/24—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by decomposition of gaseous or liquid organic compounds of hydrocarbons
-
- 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
- C10G35/00—Reforming naphtha
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
- C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
- C10K1/001—Purifying combustible gases containing carbon monoxide working-up the condensates
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
본 발명은, 액상 분해로로부터 유래하는 제1 메탄 오프가스 스트림 및 기상 분해로로부터 유래하는 제2 메탄 오프가스 스트림을 준비하는 단계, 상기 제1 메탄 오프가스 스트림의 일부를 메탄 오프가스 이출 스트림으로 분기시키고, 나머지로부터 제1 연료 가스 스트림을 얻는 단계, 상기 제2 메탄 오프가스 스트림으로부터 제2 연료 가스 스트림을 얻는 단계, 상기 제1 및 제2 연료 가스 스트림을 혼합하여 혼합 연료 가스 스트림을 준비하는 단계, 및 상기 혼합 연료 가스 스트림에 수소 가스 스트림을 혼합하는 단계를 포함하는 분해로 연료 제조 방법을 제공한다.
Description
본 발명은 나프타 분해 설비에서 사용하기 위한 분해로 연료의 제조 방법에 관한 것이다.
나프타(Naphtha)는 원유를 증류하여 수득되는 유분으로, 열분해를 통해 석유화학의 기초 원료인 에틸렌, 프로필렌, 벤젠 등을 생성하기 위한 재료로 이용된다. 나프타의 열분해를 통한 생성물의 제조는 통상 나프타 등의 탄화수소계 화합물을 분해로(cracking furnace)에서 가열하여 열분해(thermal cracking)하고, 열분해 생성물을 냉각, 압축 및 정제하여 실시하게 된다.
종래의 나프타 등의 탄화수소의 열분해 공정은 열분해에 필요한 연료(fuel)의 연소로 인하여 상당한 양의 이산화탄소가 발생되는 문제를 수반한다. 즉, 분해로의 연료로서 나프타 크래킹 공정에서 생산되는 메탄 오프 가스(MOG, methane off-gas)가 주로 사용되고 있는데, 메탄 오프 가스는 메탄을 주성분으로 포함하므로 메탄 오프 가스가 분해로의 연료로서 사용되는 경우 이산화탄소가 다량 배출되는 문제가 발생한다. 열분해 공정에서 발생하는 이산화탄소의 배출량은 나프타와 관련한 일련의 나프타 공정에서 발생하는 이산화탄소의 배출량의 90% 이상을 차지하므로, 최근 논의가 되는 환경 규제 이슈에 부응하기 위하여 나프타 공정에서 발생하는 이산화탄소의 배출량을 저감시킬 필요가 있다. 그 일환으로, 수소는 연소시 이산화탄소를 배출시키지 아니하므로, 분해로 연료 내 수소의 함량을 증가시키기 위한 시도, 즉 분해로 연료로서 메탄 오프 가스의 일부를 수소로 대체하려는 시도가 이루어지고 있다.
그런데 연료 내 수소 함량을 어느 수준 이상으로 높이기 위하여는 나프타 분해로 설비 외부에서, 예컨대 고순도의 수소 가스를 외부에서 구입하여 적용하여야 하는데, 이 경우 수소 구입으로 인한 전체 공정의 경제성이 저하될 수 있다. 따라서, 외부에서 추가로 도입되는 고순도의 수소의 양을 최소화하되, 분해로 연료에 수소를 최대한 포함시킬 수 있는 방안이 필요한 실정이다.
나아가, 메탄 오프 가스도 수소를 포함하고 있으며 연료로서 가치가 있는 만큼 수소에 의하여 대체되는 메탄 오프 가스를 경제적으로 활용할 수 있는 방안도 함께 개발이 이루어져야 하는 상황이다.
본 발명에서 해결하고자 하는 과제는, 상기 발명의 배경이 되는 기술에서 언급한 문제들을 해결하기 위하여, 열분해를 수반하는 석유화학 공정에 필요한 분해로의 연료를 제조함에 있어서, 연료 내 수소의 함량을 높게 유지함으로써 연소시 이산화탄소의 발생을 감소시킬 수 있는 분해로 연료의 제조방법을 제공하는 것을 목적으로 한다. 동시에 공정 내 부산물로 발생하는 수소를 효율적으로 활용함으로써 외부로부터 추가로 도입되어야 하는 수소의 양을 낮추어 경제성을 도모할 수 있는 분해로 연료의 제조방법을 제공하는 것을 목적으로 한다.
또한, 분해로 연료로서 수소에 의하여 대체되는 메탄 오프 가스(MOG)는 판매되거나, 하류(downstream) 공정으로 이송하여 활용하는 것이 일반적인데, 이렇게 외부로 보내어지는 메탄 오프 가스 내 포함된 수소에 의한 수소의 손실을 최소로 할 수 있는 분해로 연료의 제조방법을 제공하는 것을 목적으로 한다.
상기의 과제를 해결하기 위한 본 발명의 일 실시예에 따르면, 액상 분해로로부터 유래하는 제1 메탄 오프가스 스트림 및 기상 분해로로부터 유래하는 제2 메탄 오프가스 스트림을 준비하는 단계, 상기 제1 메탄 오프가스 스트림의 일부를 메탄 오프가스 이출 스트림으로 분기시키고, 나머지로부터 제1 연료 가스 스트림을 얻는 단계, 상기 제2 메탄 오프가스 스트림으로부터 제2 연료 가스 스트림을 얻는 단계, 상기 제1 및 제2 연료 가스 스트림을 혼합하여 혼합 연료 가스 스트림을 준비하는 단계, 및 상기 혼합 연료 가스 스트림에 수소 가스 스트림을 혼합하는 단계를 포함하는 분해로 연료 제조 방법을 제공한다.
본 발명에 따른 분해로 연료 제조 방법을 이용하는 경우, 분해로로 공급되는 연료의 수소 함량을 높임으로써, 분해로에서 배출되는 이산화탄소의 양을 감소시킬 수 있다. 이로써 석유 화학 공정 및 이로부터 제조되는 제품의 친환경성을 도모할 수 있다.
한편, 나프타 크래킹 공정의 하류 공정에 사용되거나 또는 자체로 독립된 상품성을 갖는 메탄 오프 가스에 의하여 유출(leak)될 수 있는 수소의 손실을 최소화하고, 더 나아가 나프타 크래킹 공정 자체의 효율성을 높여 공정 내에서 부산물로 발생 또는 생산되는 수소를 최대한 활용함으로써, 외부로부터 추가로 도입되는 수소의 양을 최소화시킬 수 있고, 이를 통하여 분해로 연료의 제조시 원가를 절감할 수 있는 분해로 연료 제조 방법이 제공된다.
도 1은 본 발명의 일 실시예에 따른 분해로 연료 제조 방법의 공정 흐름도이다.
도 2 및 3는 본 발명의 실시예와 대비되는 비교예에 따른 분해로 연료 제조 방법의 공정 흐름도이다.
도 2 및 3는 본 발명의 실시예와 대비되는 비교예에 따른 분해로 연료 제조 방법의 공정 흐름도이다.
본 발명의 설명 및 청구범위에서 사용된 용어나 단어는, 통상적이거나 사전적인 의미로 한정해서 해석되어서는 아니되며, 발명자는 그 자신의 발명을 가장 최선을 방법으로 설명하기 위해 용어의 개념을 적절하게 정의할 수 있다는 원칙에 입각하여, 본 발명의 기술적 사상에 부합하는 의미와 개념으로 해석되어야만 한다.
본 발명에서 용어 '스트림(stream)'은 공정 내 유체(fluid)의 흐름을 의미하는 것일 수 있고, 또한, 배관 내에서 흐르는 유체 자체를 의미하는 것일 수 있다. 구체적으로, 상기 '스트림'은 각 장치를 연결하는 배관 내에서 흐르는 유체 자체 및 유체의 흐름을 동시에 의미하는 것일 수 있다. 또한, 상기 유체는 기체(gas) 또는 액체(liquid)를 의미할 수 있다.
이하, 본 발명에 대한 이해를 돕기 위하여, 도 1을 참고하여 본 발명을 더욱 상세하게 설명한다.
본 발명의 일 실시예에 따르는 분해로 연료 제조 방법은 액상 분해로로부터 유래하는 제1 메탄 오프가스 스트림(MOGL)및 기상 분해로로부터 유래하는 제2 메탄 오프가스 스트림(MOGG)을 준비하는 단계를 포함할 수 있다.
상기 액상 분해로(liquid cracking furnace)는 액상의 공급 원료가 공급되어 열분해되는 분해로이며, 상기 기상 분해로는(gas cracking furnace)는 기상의 공급 원료가 공급되어 열분해되는 분해로일 수 있다. 한편, 상기 액상 분해로 및 기상 분해로에서 수행되는 열분해 공정은 공급 원료로부터 열분해 산물을 수득하기 위한 공정으로서, 공급 원료의 상(phase)에 따라 액상 분해로와 기상 분해로로 구분하여 수행될 수 있다.
즉, 본 발명의 일 실시예에 따르는 열분해 공정은 에틸렌 등의 생성물의 생산량을 증가시키기 위해, 공급 원료로서 나프타를 이용하는 액상 성분(liquid phase material)의 분해 공정 이외에, 공급 원료로서 에탄 및 프로판 등과 같은 탄소수 2 내지 4의 탄화수소 화합물 이용한 기상 성분(gas phase material)의 분해 공정을 구분하여 수행할 수 있다.
구체적으로, 상기 액상 분해로로 공급되는 공급 원료는 액상의 형태로 공급되는 탄화수소 화합물의 혼합물을 포함할 수 있다. 구체적인 예로, 나프타를 포함하는 공급 원료일 수 있으며, 보다 구체적인 예로, 나프타일 수 있다. 상기 나프타는 원유의 증류 장치에서 수득된 가솔린(gasoline)의 유분으로부터 유래된 것일 수 있다.
상기 액상 분해로의 열분해 온도는 500 ℃ 내지 1,000 ℃, 750 ℃ 내지 875 ℃, 또는 800 ℃ 내지 850 ℃일 수 있고, 이 범위 내에서 액상 분해로에 공급된 공급 원료의 열분해 수율이 우수한 효과가 있다.
또한, 상기 기상 분해로는 기상으로 공급되는 공급 원료를 열분해하기 위한 분해로일 수 있다. 상기 기상 분해로의 공급 원료는 탄소수 2 내지 4의 탄화수소 화합물을 포함하는 기상의 원료일 수 있다. 여기서 상기 탄소수 2 내지 4의 탄화수소 화합물은 후속 공정에서 분리되어 순환되는 재순환 C2, 재순환 C3 탄화수소 화합물, 프로판, 및 부탄으로 이루어진 군에서 선택되는 1종 이상을 포함할 수 있다.
한편, 상기 기상 분해로는 1 종의 기상 분해로가 사용될 수 있고, 본 발명의 일 실시예에 의하면, 기상으로 공급되는 기상 원료에 따라 2 종 이상의 기상 분해로가 사용될 수 있다. 즉, 상기 기상 분해로는 공급 원료에 따라, 재순환 C2 및 C3 탄화수소 화합물을 열분해하기 위한 제1 기상 분해로와 상기 재순환 C2 및 C3 탄화수소 화합물과는 별개로 추가로 공급되는 프로판 및 부탄 중 1 이상을 열분해하기 위한 제2 기상 분해로를 포함할 수 있다. 상기 제1 및 제2 기상 분해로는 서로 병렬로 연결될 수 있다.
상기 제1 기상 분해로로 공급되는 재순환 C2 탄화수소 화합물 및 재순환 C3 탄화수소 화합물은 후속하는 정제 공정에서 정제 후 재순환되는 C2 탄화수소 화합물 및 C3 탄화수소 화합물일 수 있다. 구체적으로, 상기 재순환 C2 탄화수소 화합물은 후술하는 정제 단계(S4)에서 정제 후 재순환되는 에탄(ethane)일 수 있고, 상기 재순환 C3 탄화수소 화합물은 후술하는 정제 단계(S4)에서 정제 후 재순환되는 프로판(propane)일 수 있다.
상기 제2 기상 분해로로 공급되는 공급 원료는 상기 재순환 C2 탄화수소 화합물 및 상기 C3 탄화수소 화합물과는 별도로 공급되는 탄소수 2 내지 4의 탄화수소 화합물로서, 프로판(propane) 및 부탄(butane)으로 이루어진 군으로부터 선택된 1종 이상을 포함할 수 있고, 보다 구체적으로는 액화석유가스(LPG)로부터 유래된 것일 수 있다. 한편, 상기 액화석유가스는 기화되어 제2 기상 분해로에 공급될 수 있다. 상기 제2 기상 분해로로 공급되는 원료의 원가는 비교적 저렴하여 외부로부터의 공급이 용이하므로, 생산 원가를 절감시키면서 열분해 생성물의 생산량을 증가시키는 효과가 있다.
상기 기상 분해로의 열분해 온도는 500 ℃ 내지 1,000 ℃, 750 ℃ 내지 900 ℃, 또는 825 ℃ 내지 875 ℃일 수 있고, 이 범위 내에서 기상 분해로에 공급된 공급 원료의 열분해 수율이 우수한 효과가 있다.
본 발명의 일 실시예에 따르는 제1 및 제2 메탄 오프가스 스트림(MOGL, MOGG)은 각각 상기 액상 분해로 및 상기 기상 분해로로부터 유래된 것일 수 있다.
구체적으로, 상기 제1 및 제2 메탄 오프가스 스트림(MOGL, MOGG)은 앞서 설명한 공급 원료를 각각의 열분해로에 공급하여 열분해하는 단계(S1), 열분해되어 수소, C1, C2 및 C3 이상의 탄화수소 화합물을 포함하는 열분해 가스를 냉각탑에서 냉각하는 단계(S2), 냉각된 열분해 가스를 2개 또는 그 이상의 압축기에서 압축하는 단계(S3), 및 열분해 압축 스트림을 정제하는 단계(S4)를 포함하는 공정에 의하여 준비될 수 있다.
즉, 액상 분해로로부터 유래하는 제1 메탄 오프가스 스트림(MOGL)은 액상 공급 원료가 액상 분해로로 공급되고, 이후 상기 S1 내지 S4의 단계를 거쳐 제조된 스트림일 수 있으며, 기상 분해로로부터 유래하는 제2 메탄 오프가스 스트림(MOGG)은 기상 공급 원료가 기상 분해로로 공급되고, 이후 상기 S1 내지 S4의 단계를 거쳐 제조된 스트림일 수 있다. 또한, 상기 제1 및 제2 메탄 오프가스 스트림(MOGL, MOGG)을 제조하기 위한 S1 내지 S4의 단계는 각각 별개의 라인을 통하여 수행될 수 있다.
한편, 본 발명의 일 실시예에 따르면, 상기 열분해 압축 스트림을 정제하는 단계(S4)에 의하여 제1 및 제2 메탄 오프가스 스트림(MOGL, MOGG)을 얻는 단계는 탈메탄탑(demethanizer)과 냉각 순환 구역(cold box, CB)을 포함하는 장치에 의하여 수행될 수 있다.
구체적으로, 상기 열분해 압축 스트림은 탈메탄탑(demethanizer)으로 공급될 수 있으며, 선택적으로 상기 열분해 압축 스트림이 기액 분리 장치를 거치는 경우에는 상기 기액 분리 장치의 하부 배출 스트림이 탈메탄탑으로 공급될 수 있다. 상기 탈메탄탑은 수소, C1 탄화수소 화합물 및 C2 탄화수소 화합물을 포함하는 열분해 압축 스트림을 증류하여 수소 및 C1 탄화수소 화합물을 포함하는 상부 배출 스트림과 C2 탄화수소 화합물을 포함하는 하부 배출 스트림을 분리하기 위한 장치이다.
이어, 수소 및 C1 탄화수소 화합물을 포함하는 탈메탄탑의 상부 배출 스트림, 또는 선택적으로 상기 기액 분리 장치가 운전되는 경우에는 기액 분리 장치의 상부 배출 스트림과 탈메탄탑의 상부 배출 스트림은 냉각 순환 구역으로 공급되어 순환될 수 있다. 이를 통하여 수소 풍부(rich) 스트림과 메탄 풍부(rich) 스트림이 분리 및 생산될 수 있다.
여기서, 상기 제1 및 제2 메탄 오프가스 스트림(MOGL, MOGG)은 각각의 라인에서 수행되는 탈메탄탑 및 냉각 순환 구역에 의한 분리 및 정제 공정의 결과로서 생산되는 메탄 풍부 스트림일 수 있다.
한편, 본 발명의 일 실시예에 따르면, 상기 제1 메탄 오프가스 스트림(MOGL) 내 수소의 함량은 10 부피% 내지 25 부피%이고, 메탄의 함량은 75 부피% 내지 90 부피% 일 수 있다. 또한, 잔량의 성분으로서, 예를 들면 일산화탄소 0.1 부피 % 이하, 에틸렌 0.3 부피% 이하, 및 에탄 0.002 부피% 이하를 포함할 수 있다.
상기 제2 메탄 오프가스 스트림(MOGG) 내 수소의 함량은 67 부피% 내지 77 부피%이고, 메탄의 함량은 23 부피% 내지 33 부피% 일 수 있다. 또한, 잔량의 성분으로서, 일산화탄소 0.05 부피 % 이하 및 에틸렌 0.1 부피% 이하를 포함할 수 있다.
상기 기상 분해로 배출 스트림으로부터 유래하는 제2 메탄 오프가스(MOGG)에 포함된 수소 함량은 액상 분해로 배출 스트림으로부터 유래하는 제1 메탄 오프가스 스트림(MOGL)에 포함된 수소 함량보다 높다. 이는 액상 분해로의 원료인 나프타가 열분해되는 경우에 비하여, 기상 분해로의 원료인 에탄 및 프로판이 열분해되는 경우에 분해로 배출 스트림 자체 내에 수소 함량이 높고, 기상 분해로 배출 스트림으로부터 메탄 오프가스를 얻는 정제 공정이 비교적 단순하므로, 기상 분해로 배출 스트림 내 수소가 대부분 메탄 오프가스 스트림(MOGG)에 포함될 수 있기 때문이다. 또한 분해로 배출 스트림에 수반되는 정제 공정의 경우 탈메탄탑 상부로의 C2 탄화수소 화합물의 유출을 최소화하기 위하여 탈메탄탑 상부 배출 스트림에 대한 극저온의 에틸렌 냉매를 이용한 응축 공정이 수반되는데, 액상 분해로와 관련한 응축 공정시 응축 온도가 기상 분해로와 관련한 응축 공정시 응축 온도보다 낮으므로, 제1 메탄 오프가스 스트림(MOGL)에 포함된 수소의 함량이 제2 메탄 오프가스(MOGG)에 포함된 수소의 함량보다 낮게 된다.
통상, 분해로로부터 유래하는 메탄 오프가스는 메탄을 다량 함유하고 있기 때문에, 로(Furnace)의 연료로서 활용될 수 있다. 즉, 메탄 오프가스는 그 자체로 경제성을 갖기 때문에, 재순환되어 나프타 공정 내 설치된 로(furnace), 예를 들어 분해로(cracking furnace)의 연료로서 사용되거나, 나프타 공정의 계(system)의 외부로 배출되어 판매될 수 있다. 그런데, 메탄 오프가스를 재순환시켜 분해로의 연료로 활용하는 경우, 메탄 오프가스에 포함된 탄화수소 화합물의 연소에 따라 발생 및 배출되는 이산화탄소로 인하여 환경 오염이 유발되거나, 환경 규제에 의한 제약을 받을 수 있다. 또한, 앞서 설명한 바와 같이 메탄 오프가스에는 일정량의 수소가 포함되어 있는데, 메탄 오프가스를 계 외로 배출하여 판매하는 경우에는 판매되는 메탄 오프가스에 포함된 수소까지 계 외로 이출(export)됨으로써 수소의 유출(leak)이 초래될 수 있다. 수소는 연소에 의하여 이산화탄소를 발생시키지 아니하며 연소가가 비교적 높으므로, 경제적 및 환경적 측면에서 활용가치가 높다. 따라서, 경제성의 관점에서 메탄 오프가스에 포함된 수소의 유출을 최소로 하고, 동시에 외부로부터 도입(import)되는 수소의 공급을 최소로 하기 위한 공정 효율성 개선이 필요하고, 궁극적으로는 분해로 연료 내 수소의 함량을 증대시키는 것이 환경적 이슈의 관점에서 필요하다.
이러한 견지에서, 본 발명의 일 실시예에 의한 분해로 연료 제조 방법은, 상기와 같이 준비된 제1 및 제2 메탄 오프가스 스트림에 대하여, 상기 제1 메탄 오프가스 스트림의 일부를 메탄 오프가스 이출(export) 스트림으로 분기시키고, 나머지로부터 제1 연료 가스 스트림(F1)을 얻는 단계를 포함할 수 있다.
앞서 설명한 바와 같이, 기상 분해로로부터 유래한 상기 제2 메탄 오프가스 스트림(MOGG)은 액상 분해로로부터 유래한 상기 제1 메탄 오프가스 스트림(MOGL)에 비하여 수소의 함량은 높은 반면, 상기 제1 메탄 오프가스 스트림(MOGL)의 유량은 상기 제2 메탄 오프가스 스트림(MOGG)의 유량에 비하여 크다. 구체적으로 상기 제1 메탄 오프가스 스트림(MOGL)의 질량 유량은 상기 제2 메탄 오프가스 스트림(MOGG)의 질량 유량 대비 3배 내지 10배일 수 있다. 이는 액상 분해로 및 기상 분해로로 도입되는 원료의 도입량을 통하여 제어할 수 있으며, 통상 주 원료인 나프타의 활용 및 공정 운용의 경제적인 관점에서 상기와 같은 질량 유량비로 운전하는 것이 바람직하다.
따라서, 제2 메탄 오프가스 스트림(MOGG)에 비하여 수소 함량은 낮고, 반면에 유량은 큰 제1 메탄 오프가스 스트림(MOGL)의 일부를 분기하여 메탄 오프가스를 이출(export)시키는 것이, 생산되는 메탄 오프가스의 유량의 큰 변화 없이 수소의 유출을 최소화시킬 수 있다는 관점에서 바람직하다. 상기 메탄 오프가스 이출 스트림의 유량은 외부로부터 도입되는 수소 가스 스트림(FH)의 유량이 증가할수록 증가될 수 있다. 한편, 메탄 오프가스 이출 스트림(MOGex) 내 수소의 함량은 15 부피% 내지 25 부피%일 수 있다.
제1 메탄 오프가스 스트림(MOGL)은 드럼(D1)에 공급되어 액상 탄화수소가 제거된 후 드럼(D1)에서 배출될 수 있다. 상기 드럼(D1)에서 배출된 제1 메탄 오프가스 스트림(MOGL)은 그 일부가 메탄 오프가스 이출 스트림(MOGex)으로 분기되어 이출되고, 나머지로부터 제1 연료 가스 스트림(F1)이 얻어질 수 있다. 상기 제1 연료 가스 스트림(F1)과 상기 제2 연료 가스 스트림(F2)는 헤더에서 혼합될 수 있다. 즉, 메탄 오프가스 이출 스트림(MOGex)은 상기 제1 연료 가스 스트림(F1)이 제2 연료 가스 스트림(F2)과 혼합되기 전에, 제1 메탄 오프가스 스트림(MOGL)으로부터 분기되어 이출되는 스트림을 의미할 수 있다.
본 발명의 일 실시예에 따르면, 상기 제2 메탄 오프가스 스트림(MOGG)은 상기 제1 메탄 오프가스 스트림(MOGL)에 비하여 수소의 함량이 높으므로, 상기 제2 메탄 오프가스 스트림(MOGG)은 그 자체로 제1 연료 가스 스트림(F1)과 혼합되어 혼합 연료 가스 스트림(Fmixed)을 형성하는 제2 연료 가스 스트림(F2)일 수 있다. 이를 통하여 본 발명은 분해로 연료의 연소시 발생 가능한 이산화탄소의 저감을 위하여 분해로 연료에 외부로부터 도입되는 수소(FH)를 포함시키는 경우, 메탄 오프가스 이출 스트림(MOGex)이 분기되는 지점을 메탄의 함량이 상대적으로 높은 스트림에 한정함으로써 외부로의 수소 유출을 최소화하고, 이를 통해 경제성을 극대화하는 것이 가능하다.
한편, 본 발명의 다른 실시예에 따르면, 상기 제2 메탄 오프가스 스트림(MOGG)에 재순환 수소 가스 스트림을 혼합하여 제2 연료 가스 스트림(F2)을 형성할 수 있다. 여기서, 상기 재순환 수소 가스 스트림이란 계 내의 후속 공정에서 분리되어 순환되며 수소를 풍부하게 포함하는 스트림으로서, 상기 재순환 수소 가스 스트림 내 수소의 함량은 상기 제2 메탄 오프가스 스트림 내 수소의 함량보다 높을 수 있다. 이를 통하여 외부로부터 도입되는 수소 가스 스트림(FH)의 유량을 줄일 수 있으면서 분해로 연료 내 수소의 함량을 더욱 높일 수 있다.
보다 구체적으로, 상기 재순환 수소 가스 스트림은 압력 스윙 흡착 공정에 의한 리젝트 가스일 수 있다. 즉, 상기 제2 메탄 오프가스 스트림(MOGG)은 압력 스윙 흡착 공정(PSA)에 의한 리젝트(reject) 가스(FPSA)와 혼합되어 제2 연료 가스 스트림(F2)를 형성할 수 있다.
상기 압력 스윙 흡착 공정은 나프타의 열분해 공정에 수반되어 고순도의 수소 스트림을 얻기 위하여 수행되는 공정이며, 압력 스윙 흡착 공정(PSA)의 리젝트 가스(FPSA)는 상기 압력 스윙 흡착 공정(PSA)에 의하여 수득되는 고순도의 수소 스트림 이외의 수소 함량이 낮은 저순도의 수소 스트림을 의미할 수 있다.
상기 압력 스윙 흡착 공정으로 도입되는 유입물 또는 상기 압력 스윙 흡착 공정의 상류(upstream) 공정 또는 하류(downstream) 공정이 특별히 한정되는 것은 아니지만, 일 예로는 상기 냉각 순환 구역으로부터 배출되는 스트림으로서 수소 풍부(rich) 스트림이 압력 스윙 흡착 공정으로 도입될 수 있고, 압력 스윙 흡착 공정에 의하여 고순도의 수소 스트림이 생산될 수 있으며, 나머지 스트림이 압력 스윙 흡착 공정(PSA) 리젝트 가스(FPSA)로 배출될 수 있다.
상기 리젝트 가스(FPSA)는 압력 스윙 흡착 공정(PSA)을 거쳐 배출되는 가스로서, 상기 리젝트 가스 내 수소의 함량은 60 부피% 내지 80 부피%일 수 있고, 구체적으로는 70 부피% 내지 80 부피%일 수 있다. 한편, 상기 리젝트 가스 내 메탄의 함량은 20 부피% 내지 40 부피%, 또는 20 부피% 내지 30 부피 %일 수 있다.
즉, 압력 스윙 흡착 공정(PSA)의 리젝트 가스는 상기 제1 및 제2 메탄 오프가스 스트림에 포함된 수소의 함량보다 높을 수 있으므로, 상기 압력 스윙 흡착 공정의 리젝트 가스를 분해로의 연료로 활용하는 경우 연소시 배출되는 이산화탄소의 양을 저감시킬 수 있다. 뿐만 아니라, 압력 스윙 흡착 공정(PSA)에 의한 고순도의 수소 가스가 아닌 리젝트 가스를 활용한다는 점에서 공정의 전체적인 경제성을 향상시킬 수 있다.
앞서 설명한 바와 같이, 상기 압력 스윙 흡착 공정(PSA)의 리젝트 가스는 제2 메탄 오프가스 스트림(MOGG)과 혼합될 수 있다. 전술한 바와 같이 제1 메탄 오프가스 스트림(MOGL)은 상대적으로 수소의 함량이 낮고, 따라서 제1 메탄 오프가스 스트림(MOGL)의 일부가 이출 스트림으로 분기되어 메탄 오프가스 생산에 사용되므로, 수소의 함량이 높은 분해로 연료의 제조를 위하여는 상기 리젝트 가스가 제2 메탄 오프가스 스트림(MOGG)과 혼합되는 것이 수소의 유출 방지의 관점에서 바람직하다. 이러한 견지에서, 상기 압력 스윙 공정에 의한 리젝트 가스의 유량은 상기 제2 메탄 오프가스 스트림의 유량 대비 5 중량% 내지 15 중량%일 수 있다.
한편, 상기 압력 스윙 흡착 공정(PSA)의 리젝트 가스와 혼합된 제2 메탄 오프가스 스트림(MOGG)은 드럼(D2)에 공급되어 스트림 내 액상 탄화수소가 제거된 후, 상기 드럼(D2)로부터 배출됨으로써 제2 연료 가스 스트림(F2)을 형성할 수 있다.
본 발명의 일 실시예에 따르는 분해로 연료 제조 방법에 의하면, 상기 제1 및 제2 연료 가스 스트림(F1,F2)을 혼합하여 혼합 연료 가스 스트림(Fmixed)을 준비하는 단계, 및 상기 혼합 연료 가스 스트림(Fmixed)에 수소 가스 스트림(FH)을 혼합하는 단계를 포함할 수 있다.
즉, 전술한 공정으로 제조된 제1 및 제2 연료 가스 스트림(F1,F2)을 분해로 연료로 공급하기에 적합하도록 혼합하여 혼합 연료 가스 스트림(Fmixed)을 형성하고, 상기 혼합 연료 가스 스트림(Fmixed) 내의 수소의 함량을 원하는 수준으로 유지하기 위하여 추가로 수소 가스 스트림(FH)을 상기 혼합 연료 가스 스트림(Fmixed)에 혼합하는 방식으로 분해로 연료를 제조할 수 있다.
우선, 상기 분해로 연료 내 수소의 함량은 50 부피% 내지 90 부피%로 제어가 되는 것이 바람직하다. 상기 분해로 연료 내 수소의 함량이 50 부피% 미만인 경우에는 연소시 발생하는 이산화탄소의 배출량이 증가하므로, 환경적인 관점에서 바람직하지 않다. 또한 분해로 연료 내 수소의 함량이 90 부피% 초과인 경우에는 연료에 추가되어야 하는 수소 가스 스트림(FH)의 양이 증가함으로써 경제성이 저하되고, 그러한 연료가 분해로의 버너(burner)에서 연소되는 경우 역화(back fire)에 따른 안전성에 문제가 발생할 수 있고, 연소에 따른 질소 산화물(NOx)이 과량으로 발생하여 오히려 환경적인 관점에서도 바람직하게 않게 된다.
상기 혼합 연료 가스 스트림(Fmixed)에 상기 수소 가스 스트림(FH)을 추가함으로써, 최종적인 분해로 연료 내 수소의 함량을 50 부피% 내지 90 부피%로 제어 제어할 수 있다.
일반적으로 도입(import)되는 수소 가스 스트림(FH)의 kg 당 단가는 제1 메탄 오프가스 스트림(MOGL)으로부터 이출되는 메탄 오프가스 스트림의 kg 당 단가보다 고가이므로, 분해로 연료 내 수소 함량을 원하는 수준으로 제어함에 있어서 추가로 도입되는 수소 가스 스트림(FH)의 유량을 최소화시키는 것이 중요하다. 따라서, 본 발명에 의하면, 재순환 수소 가스 스트림, 예를 들어 압력 스윙 흡착 공정에 의한 리젝트 가스를 기상 분해로로부터 유래하는 제2 메탄 오프가스 스트림에 혼합시키고, 메탄 오프가스 생산을 위한 메탄 오프가스 이출 스트림을 제1 메탄 오프가스 스트림으로부터 분기시킴으로써, 원하는 수소 함량을 갖는 분해로 연료를 제조하기 위하여 추가적으로 도입이 필요한 수소 가스 스트림(FH)의 유량을 최소화시키는 것이 가능하다. 이를 통하여 환경 친화적인 분해로 연료를 경제적으로 제조할 수 있다.
한편, 본 발명의 분해로 연료 제조 방법에 의하여 제조된 연료는 액상 분해로 및 기상 분해로 중 1 이상의 분해로의 연료로 사용될 수 있다.
이하, 실시예에 의하여 본 발명을 더욱 상세하게 설명하고자 한다. 그러나, 하기 실시예는 본 발명을 예시하기 위한 것으로 본 발명의 범주 및 기술사상 범위 내에서 다양한 변경 및 수정이 가능함은 통상의 기술자에게 있어서 명백한 것이며, 이들 만으로 본 발명의 범위가 한정되는 것은 아니다.
실시예 및 비교예
비교예 1
도 3에 도시된 공정 흐름도에 대하여, AspenTech 社의 Aspen Plus 시뮬레이터를 이용하여, 공정을 시뮬레이션 하였다.
우선, 나프타를 액상 분해로로 공급하여 열분해 후, 열분해 산물을 순차로 냉각, 압축, 정제하여 수소 함량이 18 부피%인 제1 메탄 오프가스 스트림(MOGL)을 준비하였다. 이 때 상기 제1 메탄 오프가스 스트림(MOGL)의 유량은 49.8 ton/hr이었다. 한편, 재순환 C2, C3 탄화수소 화합물과 프로판을 기상 분해로 공급하여 열분해 후, 열분해 산물을 순차로 냉각, 압축, 정제하여 수소 함량이 67 부피%인 제2 메탄 오프가스 스트림(MOGG)을 준비하였다. 이 때 상기 제2 메탄 오프가스 스트림(MOGG)의 유량은 7.8 ton/hr이었다.
이렇게 준비된 제1 및 제2 메탄 오프가스 스트림을 재순환 수소 가스 스트림과 혼합하지 않고, 각각 제1 및 제2 연료 가스 스트림(F1, F2)로 하였다. 이후 이를 혼합하여 혼합 연료 가스 스트림(Fmixed)으로 하고, 별도의 수소 가스 스트림과 혼합하지 않고 이를 분해로 연료로 하였다. 이 때, 분해로 연료 내 수소 비율은 29.7 부피% 였다.
실시예 1
도 1에 도시된 공정 흐름도에 대하여, AspenTech 社의 Aspen Plus 시뮬레이터를 이용하여, 공정을 시뮬레이션 하였다.
비교예 1과 같이 하여, 제1 메탄 오프가스 스트림(유량: 49.8 ton/hr; 수소 함량: 18 부피%)와 제2 메탄 오프가스 스트림(유량: 7.8 ton/hr; 수소 함량: 67 부피%)를 준비하였다.
한편, 열분해 산물을 정제하는 과정에서 냉각 순환 구역으로부터 배출되는 스트림에 대하여 압력 스윙 흡착 공정(PSA)을 수행하고, 그 결과 리젝트(reject) 가스(FPSA)를 상기 제2 메탄 오프가스 스트림(MOGG)과 혼합시켰다. 상기 리텍트 가스(FPSA) 내 수소의 함량은 77 부피% 이고, 유량은 0.6 ton/hr이었다.
상기 제1 메탄 오프가스 스트림(MOGL)과 리젝트 가스와 혼합된 제2 메탄 오프가스 스트림(MOGG)을 각각 드럼(D1,D2)에 공급하고, 상기 드럼(D1,D2)에 공급되는 유량과 동일한 유량으로 각각의 스트림을 배출하였다.
상기 드럼(D1)으로부터 배출되는 제1 메탄 오프가스 스트림(MOGL)의 일부를 메탄 오프가스 이출 스트림(MOGex)으로 분기시키고, 나머지로부터 제1 연료 가스 스트림(F1)을 얻었다. 이때, 상기 이출 스트림(MOGex) 내 수소 함량은 18 부피%이고 유량은 32.8 ton/hr이고, 제1 연료 가스 스트림(F1) 내 수소 함량은 18 부피%이고 유량은 17.0 ton/hr이었다. 한편, 드럼(D2)로부터 배출되는 리젝트 가스와 혼합된 제2 메탄 오프가스 스트림(MOGG)을 제2 연료 가스 스트림(F2)으로 하였다(유량: 8.4 ton/hr).
이어, 상기 제1 및 제2 연료 가스 스트림(F1,F2)를 혼합하여 혼합 연료 가스 스트림(Fmixed)을 얻었고, 혼합 연료 가스 스트림(Fmixed) 내 수소 함량은 43 부피% 였고, 유량은 25.4 ton/hr 이었다.
혼합 연료 가스 스트림(Fmixed) 내 수소의 함량을 85 부피%로 조정하기 위하여, 순도 100%의 수소 가스 스트림(FH)을 14.2 ton/hr로 혼합함으로써 최종적인 분해로 연료(수소 함량: 85 부피%, 유량: 39.6 ton/hr)를 제조하였다.
비교예 2
도 2에 도시된 공정 흐름도에 대하여, AspenTech 社의 Aspen Plus 시뮬레이터를 이용하여, 공정을 시뮬레이션 하였다.
실시예 1과 동일한 과정으로, 동일한 수소 함량 및 유량을 갖는 제1 및 제2 메탄 오프가스 스트림(MOGL,MOGG) 및 리젝트 가스(수소 함량: 77 부피%; 유량: 0.6 ton/hr)를 준비하였다.
이후, 리젝트 가스를 제2 메탄 오프가스 스트림(MOGG)과 혼합시키는 것이 아닌 제1 메탄 오프가스 스트림(MOGL)와 혼합시켰고, 메탄 오프가스 이출 스트림(MOGex)을 제1 메탄 오프가스 스트림(MOGL)으로부터 분기시키는 것이 아닌 제1 및 제2 연료 가스 스트림(F1,F2)의 혼합 연료 가스 스트림(Fmixed)으로부터 분기시켰다. 이 때, 메탄 오프가스 이출 스트림(MOGex)의 수소 함량은 31 부피%였고, 유량은 33.7 ton/hr이었다.
한편, 비교예 2에 따른 혼합 연료 가스 스트림(Fmixed) 내 수소 함량은 31 부피%이고, 유량은 24.5 ton/hr이었다.
그 외에는 실시예 1과 동일하게 실시하였고, 혼합 연료 가스 스트림(Fmixed) 내 수소의 함량을 실시예 1과 마찬가지로 85 부피%로 조정하기 위하여, 순도 100%의 수소 가스 스트림(FH)을 15.1 ton/hr로 혼합함으로써 최종적인 분해로 연료(수소 함량: 85 부피%, 유량: 39.6 ton/hr)를 제조하였다.
실시예 2 내지 5
도 1에 도시된 공정 흐름도에 대하여, AspenTech 社의 Aspen Plus 시뮬레이터를 이용하여, 공정을 시뮬레이션 하였다.
실시예 2 내지 5는 분해로 연료 내 수소 함량을 표 1에 기재된 바와 같이 조정하기 위하여, 수소 가스 스트림(FH)의 도입량 및 제1 메탄 오프가스 스트림으로부터 분기되어 배출되는 메탄 오프가스 이출 스트림(MOGex)의 배출량을 표 1과 같이 제어한 것을 제외하면, 실시예 1과 동일한 공정 흐름으로 분해로 연료를 제조하였다.
비교예 3 내지 6
도 2에 도시된 공정 흐름도에 대하여, AspenTech 社의 Aspen Plus 시뮬레이터를 이용하여, 공정을 시뮬레이션 하였다.
비교예 3 내지 6은 분해로 연료 내 수소 함량을 표 2에 기재된 바와 같이 조정하기 위하여, 수소 가스 스트림(FH)의 도입량 및 제1 메탄 오프가스 스트림으로부터 분기되어 배출되는 메탄 오프가스 이출 스트림(MOGex)의 배출량을 표 2과 같이 제어한 것을 제외하면, 비교예 2과 동일한 공정 흐름으로 분해로 연료를 제조하였다.
아래 표 1 및 2에서, 이산화탄소 절감은 비교예 1 대비 연간 절감되는 양을 의미한다.
| 수소 가스 스트림(FH) (ton/hr) |
분해로 연료 내 수소 함량 (부피%) |
이산화탄소 절감 (kton/년) |
MOG 이출 스트림 유량 (ton/hr) |
MOG 이출 스트림에 의한 수소 유출 (kg/hr) |
|
| 실시예 1 | 14.21 | 85.0 | 741 | 32.81 | 892.8 |
| 실시예 2 | 11.86 | 80.0 | 618 | 27.39 | 745.4 |
| 실시예 3 | 8.14 | 70.0 | 424 | 18.79 | 511.3 |
| 실시예 4 | 5.31 | 60.0 | 277 | 12.27 | 333.9 |
| 실시예 5 | 3.10 | 50.0 | 161 | 7.15 | 194.6 |
| 수소 가스 스트림(FH) (ton/hr) |
분해로 연료 내 수소 함량 (부피%) |
이산화탄소 절감 (kton/년) |
MOG 이출 스트림 유량 (ton/hr) |
MOG 이출 스트림에 의한 수소 유출 (kg/hr) |
|
| 비교예 1 | - | 31.2 | - | - | - |
| 비교예 2 | 15.12 | 85.0 | 741 | 33.7 | 1804.9 |
| 비교예 3 | 12.62 | 80.0 | 618 | 28.2 | 1506.9 |
| 비교예 4 | 8.66 | 70.0 | 424 | 19.3 | 1033.8 |
| 비교예 5 | 5.65 | 60.0 | 277 | 12.6 | 675.0 |
| 비교예 6 | 3.30 | 50.0 | 161 | 7.35 | 393.5 |
실시예 1 내지 5 및 비교예 2 내지 6의 결과를 통하여, 분해로 연료 내 수소 함량이 증가할수록 분해로에서 배출되는 이산화탄소 절감 효과가 증가하였다.
또한 재순환 수소 가스 스트림, 구체적으로 압력 스윙 흡착 공정에 의한 리젝트 가스를 기상 분해로로부터 유래하는 제2 메탄 오프가스 스트림에 혼합시키고, 메탄 오프가스(MOG) 이출 스트림을 액상 분해로로부터 유래하는 제1 메탄 오프가스 스트림으로부터 배출시키는 실시예 1 내지 5의 경우에 그렇지 아니하는 비교예에 비하여, 메탄 오프가스 이출 스트림과 함께 유출되는 수소의 대략 절반 이상의 수준으로 감소되고 있음을 확인할 수 있으며, 동시에 외부로부터 추가로 도입되어야 하는 수소 가스 스트림의 유량이 감소되고 있음을 확인할 수 있다. 즉, 분해로 연료 내 동일한 수소 함량을 구현하는 경우라도, 본 발명의 실시예에 의하는 경우에 외부로부터 구입하여야 하는 수소의 도입량의 감소를 통한 수익성 개선이 달성될 수 있었다.
MOGL: 제1 메탄 오프가스 스트림
MOGG: 제2 메탄 오프가스 스트림
F1: 제1 연료 가스 스트림
F2: 제2 연료 가스 스트림
Fmixed: 혼합 연료 가스 스트림
FPSA: 재순환 수소 가스 스트림(리젝트 가스)
MOGex: 메탄 오프가스 이출 스트림
MOGG: 제2 메탄 오프가스 스트림
F1: 제1 연료 가스 스트림
F2: 제2 연료 가스 스트림
Fmixed: 혼합 연료 가스 스트림
FPSA: 재순환 수소 가스 스트림(리젝트 가스)
MOGex: 메탄 오프가스 이출 스트림
Claims (12)
- 액상 분해로로부터 유래하는 제1 메탄 오프가스 스트림 및 기상 분해로로부터 유래하는 제2 메탄 오프가스 스트림을 준비하는 단계,
상기 제1 메탄 오프가스 스트림의 일부를 메탄 오프가스 이출 스트림으로 분기시키고, 나머지로부터 제1 연료 가스 스트림을 얻는 단계,
상기 제2 메탄 오프가스 스트림으로부터 제2 연료 가스 스트림을 얻는 단계,
상기 제1 및 제2 연료 가스 스트림을 혼합하여 혼합 연료 가스 스트림을 준비하는 단계, 및
상기 혼합 연료 가스 스트림에 수소 가스 스트림을 혼합하는 단계를 포함하는 분해로 연료 제조 방법. - 제1항에 있어서,
상기 액상 분해로의 공급 원료는 나프타를 포함하고,
상기 기상 분해로의 공급 원료는 탄소수 2 내지 4의 탄화수소 화합물을 포함하는 분해로 연료 제조 방법. - 제2항에 있어서,
상기 기상 분해로의 공급 원료인 탄소수 2 내지 4의 탄화수소 화합물은 재순환 C2 탄화수소 화합물, 재순환 C3 탄화수소 화합물, 프로판, 및 부탄으로 이루어진 군에서 선택되는 1종 이상을 포함하는 분해로 연료 제조 방법. - 제1항에 있어서,
상기 제1 메탄 오프가스 스트림 내 수소의 함량은 10 부피% 내지 20 부피%이고,
상기 제2 메탄 오프가스 스트림 내 수소의 함량은 67 부피% 내지 77 부피%인 분해로 연료 제조 방법. - 제1항에 있어서,
상기 제2 연료 가스 스트림은 상기 제2 메탄 오프가스 스트림에 재순환 수소 가스 스트림이 혼합된 것이며,
상기 재순환 수소 가스 스트림 내 수소의 함량은 상기 제2 메탄 오프가스 스트림 내 수소의 함량보다 높은 분해로 연료 제조 방법. - 제5항에 있어서,
상기 재순환 수소 가스 스트림은 압력 스윙 흡착 공정에 의한 리젝트 가스인 분해로 연료 제조 방법. - 제6항에 있어서,
상기 압력 스윙 흡착 공정에 의한 리젝트 가스의 유량은 상기 제2 메탄 오프가스 스트림의 유량 대비 5 중량% 내지 15 중량%인 분해로 연료 제조 방법. - 제1항에 있어서,
상기 메탄 오프가스 이출 스트림 내 수소의 함량은 15 부피% 내지 25 부피%인 분해로 연료 제조 방법. - 제1항에 있어서,
분해로 연료 내 수소의 함량은 50 부피% 내지 90 부피%인 분해로 연료 제조 방법. - 제1항에 있어서,
상기 기상 분해로는 제1 및 제2 기상 분해로를 포함하고.
상기 제2 메탄 오프가스 스트림은 상기 제1 및 제2 기상 분해로 배출 스트림의 혼합 스트림으로부터 유래된 것인 분해로 연료 제조 방법. - 제1항에 있어서,
상기 제1 및 제2 메탄 오프가스 스트림은,
공급 원료를 액상 분해로 또는 기상 분해로에 공급하여 열분해하는 단계,
열분해 산물인 수소, C1, C2 및 C3 이상의 탄화수소 화합물을 포함하는 열분해 가스를 냉각탑에서 냉각하는 단계,
냉각된 열분해 가스를 압축기에서 압축하는 단계, 및
상기 압축기에서 배출된 열분해 압축 스트림을 정제하는 단계를 포함하는 공정에 의하여 준비되는 것인 분해로 연료 제조 방법. - 제1항에 의하여 제조된 분해로 연료를 액상 분해로 및 기상 분해로 중 1 이상의 분해로의 연료로 사용하는 나프타 분해 공정.
Priority Applications (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| KR1020220131809A KR20240051740A (ko) | 2022-10-13 | 2022-10-13 | 분해로 연료의 제조 방법 |
| EP23844520.9A EP4375351A1 (en) | 2022-10-13 | 2023-05-18 | Method for preparing cracking furnace fuel |
| PCT/KR2023/006796 WO2024080472A1 (ko) | 2022-10-13 | 2023-05-18 | 분해로 연료의 제조 방법 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| KR1020220131809A KR20240051740A (ko) | 2022-10-13 | 2022-10-13 | 분해로 연료의 제조 방법 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| KR20240051740A true KR20240051740A (ko) | 2024-04-22 |
Family
ID=89901146
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| KR1020220131809A KR20240051740A (ko) | 2022-10-13 | 2022-10-13 | 분해로 연료의 제조 방법 |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP4375351A1 (ko) |
| KR (1) | KR20240051740A (ko) |
| WO (1) | WO2024080472A1 (ko) |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20120222552A1 (en) | 2011-03-01 | 2012-09-06 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Pressure-Temperature Swing Adsorption Process for the Separation of Heavy Hydrocarbons from Natural Gas Streams |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP4054934B2 (ja) * | 1999-04-09 | 2008-03-05 | 大阪瓦斯株式会社 | 燃料ガスの製造方法 |
| US8309617B2 (en) * | 2009-12-31 | 2012-11-13 | Phillips 66 Company | Recycling methane-rich purge gas to gasifier |
| KR101811676B1 (ko) * | 2015-03-12 | 2017-12-22 | 주식회사 에젤 | 나프타 정제 장치 및 이를 이용한 정제 방법 |
| KR102358409B1 (ko) * | 2018-08-23 | 2022-02-03 | 주식회사 엘지화학 | 열분해 생성물의 냉각 방법 |
| KR102441298B1 (ko) * | 2021-02-26 | 2022-09-06 | 한국해양대학교 산학협력단 | 수소-메탄 혼합연료의 연소 안정화 방법 |
-
2022
- 2022-10-13 KR KR1020220131809A patent/KR20240051740A/ko unknown
-
2023
- 2023-05-18 WO PCT/KR2023/006796 patent/WO2024080472A1/ko unknown
- 2023-05-18 EP EP23844520.9A patent/EP4375351A1/en active Pending
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20120222552A1 (en) | 2011-03-01 | 2012-09-06 | Exxonmobil Research And Engineering Company | Pressure-Temperature Swing Adsorption Process for the Separation of Heavy Hydrocarbons from Natural Gas Streams |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2024080472A1 (ko) | 2024-04-18 |
| EP4375351A1 (en) | 2024-05-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20070149838A1 (en) | Method for adjusting the high heating value of gas in the LNG chain | |
| CN101617028B (zh) | 生产合成燃料的方法和设备 | |
| CN109111336B (zh) | 一种费拖合成尾气深冷回收装置及工艺 | |
| MXPA04006770A (es) | Procesamiento integrado de gas natural en productos liquidos. | |
| JPS60219292A (ja) | 石油化学製品の選択的製造法 | |
| CN109336726A (zh) | 一种碳四、轻质油和甲醇耦合催化裂解制丙烯乙烯的工艺 | |
| RU2767522C2 (ru) | Способ и устройство для превращения этилена, присутствующего в головном потоке из установки FCC, в целях повышения производства пропилена | |
| EP4029924A1 (en) | Pyrolytic process for thermal energy to chemical process | |
| CN104152173B (zh) | 一种乙烯装置的开工减排方法 | |
| CN112410069B (zh) | 一种催化裂化粗汽油加氢精制工艺 | |
| CN101920187B (zh) | 一种裂解反应制备低碳烯烃的设备及方法 | |
| US20160362355A1 (en) | Method of Fabricating Oil Product of Gasoline | |
| KR20240051740A (ko) | 분해로 연료의 제조 방법 | |
| JP7413642B2 (ja) | 合成ガスの製造方法 | |
| CN104726153B (zh) | 焦炉气的综合利用处理方法 | |
| US11015866B2 (en) | Process and plant for the combination production of a mixture of hydrogen and nitrogen and also of carbon monoxide by cryogenic distillation and cryogenic scrubbing | |
| US10889764B2 (en) | Method for quenching pyrolysis product | |
| CN211158649U (zh) | 利用催化裂解生产碳五烯烃的装置 | |
| CN111732983A (zh) | 一种lng轻烃回收系统及方法 | |
| CN114471090B (zh) | 一种综合利用乙烯装置火炬气的膜耦合分离工艺 | |
| CN108865285A (zh) | 一种以煤和天然气为原料的油-电联产工艺 | |
| JP7392228B2 (ja) | 合成ガスの製造方法 | |
| RU2702540C1 (ru) | Газохимический комплекс | |
| KR20230000263A (ko) | 합성가스의 제조방법 | |
| KR20220109780A (ko) | 합성가스의 제조방법 |