RU183172U1 - Малотоннажная установка получения метанола - Google Patents
Малотоннажная установка получения метанола Download PDFInfo
- Publication number
- RU183172U1 RU183172U1 RU2018116989U RU2018116989U RU183172U1 RU 183172 U1 RU183172 U1 RU 183172U1 RU 2018116989 U RU2018116989 U RU 2018116989U RU 2018116989 U RU2018116989 U RU 2018116989U RU 183172 U1 RU183172 U1 RU 183172U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- heat exchanger
- outlet
- methanol
- synthesis
- Prior art date
Links
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 285
- 238000010079 rubber tapping Methods 0.000 title 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 167
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 122
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims abstract description 119
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 49
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 46
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 44
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 24
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 24
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 23
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 23
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 20
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims abstract description 17
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims abstract description 16
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims abstract description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 46
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 26
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims description 21
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 12
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 claims description 8
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 8
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 7
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 claims description 4
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 claims description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 4
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 4
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 4
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 claims description 3
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims description 3
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 3
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims description 3
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 claims description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 claims description 2
- TVZPLCNGKSPOJA-UHFFFAOYSA-N copper zinc Chemical compound [Cu].[Zn] TVZPLCNGKSPOJA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 2
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 claims description 2
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims 3
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 claims 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims 1
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 claims 1
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 claims 1
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 claims 1
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 22
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 abstract description 11
- 238000013461 design Methods 0.000 abstract description 10
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 10
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 abstract 2
- 238000005381 potential energy Methods 0.000 abstract 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 14
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 12
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 8
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 8
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 6
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 6
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 4
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 3
- 239000008213 purified water Substances 0.000 description 3
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 238000007036 catalytic synthesis reaction Methods 0.000 description 2
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000002453 autothermal reforming Methods 0.000 description 1
- 238000005422 blasting Methods 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001193 catalytic steam reforming Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000004035 construction material Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000004927 fusion Effects 0.000 description 1
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 1
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000006257 total synthesis reaction Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J19/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Полезная модель относится к области органической химии, а именно к установкам малотоннажного производства метанола.Полезная модель направлена на повышение эффективности малотоннажного производства метанола с использованием технологии получения синтез-газа путем некаталитического парциального окисления природного газа преимущественно воздухом в малогабаритных газогенераторах, конструктивно схожих с жидкостными ракетными двигателями. Для оптимального синтеза метанола предложено регулирование стехиометрического значения компонентов синтез-газа путем адсорбции части диоксида углерода. Оптимизированный состав забалластированного азотом синтез-газа подают в проточный однопроходный каскад с тремя изотермическими реакторами с тепловыми трубами. Вывод метанола-сырца осуществляют после первых двух реакторов, а выход третьего реактора соединяют с турбодетандером для использования потенциальной энергии отходящего газа. Охлажденную газожидкостную смесь с выхода турбодетандера пропускают через сепаратор, отделяют метанол-сырец, а хвостовые газы используют для охлаждения технологических потоков.Предлагаемая конструкция малотоннажной установки по производству метанола способна работать в промысловых условиях, она обеспечивает уменьшение капитальных затрат на оборудование и создание инженерных сетей, простоту обслуживания, высокую ремонтопригодность, малые массогабаритные характеристики, низкие эксплуатационные расходы и сбалансированность тепловых потоков в установке.
Description
Полезная модель относится к области органической химии, а именно к установкам малотоннажного производства метанола.
Создание рентабельных малотоннажных производств метанола в промысловых условиях является актуальной задачей, поскольку метанол является основным средством борьбы с гидратообразованием и свыше 15% производимого в РФ метанола расходуется на эти цели при добыче и транспортировке природного газа [1 (1. Пост-релиз конференции «Метанол 2016». URL: http://www.newchemistry.ru/ printletter.php?n_id=6615 (дата обращения: 22.05.2017).), 2 (2. Арутюнов B.C. Арутюнов B.C., Савченко В.И., Седов И.В. О перспективах промысловых газохимических технологий на основе азотсодержащего синтез-газа // НефтеГазоХимия, 2016, №4, с. 14-23.)]. Примерный расход метанола составляет 1000 тонн на 1 млрд. кубических метров газа.
Технологии промышленного производства метанола основаны на двухстадийном процессе: на первой стадии из углеводородного сырья (УВС), преимущественно природного газа, получают синтез-газ (СГ), представляющий смесь водорода Н2 и монооксида углерода СО, также содержащий диоксид углерода СO2 и балластные газы; на второй стадии осуществляют каталитическую конверсию СГ в метанол. Эффективность современных технологий в полной мере достигается при создании крупномасштабных заводов производительностью более миллиона тонн в год, строительство которых требует огромных капитальных затрат, разветвленной инфраструктуры и большого обслуживающего персонала [1-3 (1. Пост-релиз конференции «Метанол 2016». URL: http://www.newchemistry.ru/ printletter.php?n_id=6615 (дата обращения: 22.05.2017). 2. Арутюнов B.C. Арутюнов B.C., Савченко В.И., Седов И.В. О перспективах промысловых газохимических технологий на основе азотсодержащего синтез-газа // НефтеГазоХимия, 2016, №4, с. 14-23. 3. Даль П.Ю. Технология автотермического риформинга для современных крупнотоннажных метанольных установок / П.Ю. Даль, Т. С.Кристенсен и др. // Международная конференция «Азот и синтез-газ - 2014», Париж, 2014. - 14 с.)].
К малотоннажным производствам при работе в промысловых условиях предъявляются следующие требования: надежность, простота технологии, экологическая безопасность, минимальные массогабаритные характеристики, блочно-модульное исполнение для удобства транспортировки, монтажа и эксплуатации, небольшие капитальные затраты, максимальная степень интеграции с существующей инфраструктурой (источниками сырья, энергоресурсами, инженерными сетями) при сохранении возможности автономной работы. Для уменьшения массогабаритных характеристик аппаратов при создании малотоннажных установок применяют парциальное окисление УВС - горение при недостатке окислителя по доминирующей практически необратимой экзотермической реакции
поскольку не требуется дополнительных энергетических затрат на проведение парового риформинга УВС - основного способа получения СГ. Парциальное окисление УВС в зависимости от типа окислителя проводят при температурах 1100÷1600°С в широком диапазоне давлений.
Известно техническое решение по применению модифицированных дизелей для получения синтез-газа (патент РФ №2324674) в установках «ЭНЕРГОСИНТОП» по производству метанола и синтетических моторных топлив [4 (4. Лищинер И.И. Модульные энерготехнологические установки Энергосинтоп / Лищинер И.И., Малова О.В., Толчинский Л.С.// Газохимия: состояние и пути развития в XXI веке. - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2014. - 140 с.)]. Недостатками таких энергоустановок являются: необходимость компримирования СГ для подачи в контур синтеза метанола, цикличность процесса, сложность регулирования состава СГ.
Известны технические решения по патентам РФ №№2191743, 2369431, 2523824, 2534991, 2535121, в которых получение синтез-газа осуществляют в реакторах парциального окисления по типу жидкостных ракетных двигателей (ЖРД) - газогенераторах синтез-газа (ГСГ). Преимуществами подобных ГСГ являются: возможность проведения процесса при высоких давлениях 5,0÷10,0 МПа и выше, не требующих последующего компримирования СГ для каталитического синтеза метанола; возможность регулирования состава СГ; получение синтез-газа с мольным соотношением Н2/СО ≈ 1,8÷2,1; отсутствие необходимости использовать катализаторы; низкое соотношение пар/УВГ на уровне 0,1+0,2; возможность использования тепла экзотермической реакции (1) для нагрева сырья и выработки технологического пара; значительно меньшие расходы деминерализованной воды; возможность использования в качестве окислителя воздуха, обогащенного кислородом воздуха или кислорода; меньшие капитальные затраты на оборудование комплекса получения СГ (в 1,5÷2 раза при отсутствии воздухоразделительной установки); высокая ремонтопригодность ГСГ за счет модульности разборной конструкции; меньшее время запуска/останова реактора парциального окисления, не превышающее 30 с.
Отмеченные преимущества обусловливают значительно меньшие в 2÷5 раз массогабаритные характеристики ГСГ, примерно вдвое меньшие капитальные затраты на получение синтез-газа, возможность получения СГ с составом и параметрами, оптимальными для синтеза метанола. Поэтому в предлагаемом техническом решении на стадии получения синтез-газа использованы ГСГ по типу ЖРД.
Процесс синтеза метанола на медьсодержащих катализаторах согласно А.Я. Розовскому основан на протекании двух макроскопических стадий [5, (5. Розовский А.Я. Теоретические основы процесса синтеза метанола / А.Я. Розовский, Г.И. Лин. - М.: Химия, 1990. - 272 с) с. 241]:
- гидрировании диоксида углерода с образованием метанола
- конверсии монооксида углерода водой
Максимальная степень конверсии синтез-газа достигается на низкотемпературных медьцинкалюминиевых катализаторах Katalko-51-9 «Johnson Matthey» (ICI), Великобритания, C79-7GL «Zud-Chemie» AG, Германия, MK-121 «Haldor Topsoe», Дания, практически охватывающих весь мировой рынок синтеза метанола. Они эксплуатируются в температурном интервале 200÷280°С при давлениях не ниже 4,5 МПа.
Реакции (2), (3) являются обратимыми. Равновесный выход метанола, степень превращения окиси и двуокиси углерода меняются в зависимости от давления, температуры, отношения Н2/СО, содержания двуокиси углерода и водяного пара, инертных компонентов. Инертные компоненты - остаточный метан и азот - не оказывают прямого влияния на равновесие реакции образования метанола. Но их наличие в газе снижает парциальное (эффективное) давление реагирующих веществ, вследствие чего степень конверсии синтез-газа уменьшается [1-3]. На скорость синтеза метанола определяющее влияние оказывает концентрация воды в реакционной зоне реактора синтеза метанола [5, с. 246]. Она должна быть минимальной, поскольку пар сильно тормозит реакцию (2), интенсивность торможения зависит от концентрации С02 и не зависит от концентрации водорода [5, с. 232]. Рекомендованная концентрация С02 в синтез-газе при использовании медьсодержащих катализаторов не должна превышать 5% об. [6, (6. Караваев М.М. Технология синтетического метанола / М.М. Караваев, В.Е. Леонов, И.Г. Попов, Е.Т. Шепелев // М.: Химия, 1984. - 240 с.) с. 85]. Избыточная концентрация СO2 в реакционной зоне уменьшает скорость реакции (2), способствует увеличению содержания водяного пара в продуктах синтеза, приводит к увеличению габаритов реакторов синтеза метанола. Поэтому для увеличения эффективности синтеза метанола рекомендуют увеличивать отношение СО/СO2 [3,5,6].
Важным показателем эффективности синтеза метанола является стехиометрическое соотношение компонентов синтез-газа (модуль) М=(Н2-СO2)/(СО+СO2). Для нахождения модуля в рекомендуемом диапазоне М=2,0÷2,3 желательно регулировать содержание СO2 в синтез-газе, при этом обычно удаляют избыток диоксида углерода из цикла синтеза [5; 6, с. 86; патент РФ №2497583]. Однако при уменьшении концентрации СO2 в газе ниже 0,3% об. скорость синтеза метанола резко снижается, а в отсутствии СO2 реакция (2) не идет [5, с. 241, патент РФ №2181117]. Кроме того, для возможности регулирования и оптимизации модуля М в зависимости от концентрации СO2 отношение мольных концентраций (Н2/СО) в синтез-газе должно быть больше 2,0 [3,5,6].
Для малотоннажных установок целесообразно применять рекомендованную в работах [5, с. 232-236; патент РФ №2181117] однопроходную каскадную схему реакторов синтеза метанола без рецикла синтез-газа с конденсацией воды и метанола после каждого реактора. Такое решение позволяет существенно удешевить и упростить установку, снять термодинамическое ограничение, связанное с приближением концентрации метанола к равновесному пределу, повысить скорость синтеза. Однако оно налагает дополнительные требования на качество синтез-газа, поступающего на вход каскада, поскольку отсутствует возможность коррекции состава синтез-газа за счет рециркуляции газов, отходящих после реактора (-ов) синтеза метанола.
Известны технические решения по применению различных типов реакторов синтеза метанола: изотермических равновесных реакторов, адиабатических реакторов, комбинации из реакторов различного типа с постоянной и падающей температурой (патенты РФ №№2310642, 2324674, 2497583, 2564818). При малотоннажном производстве хорошие результаты получают при каскадном подключении трех трубчатых изотермических реакторов с рабочей температурой 210÷240°С и разбивкой катализатора в соотношении 1: 1: 1,5 [4].
Для малотоннажных установок по производству метанола при получении синтез-газа рекомендуют использовать воздух вместо кислорода, что позволяет упростить технологию, уменьшить капитальные затраты, обеспечить безопасность эксплуатации установки [2,4]. В работах [7, 8 (7. Лапидус А.Л. Получение углеводородов из синтез-газа, забалластированного азотом / Лапидус А.Л., Елисеев О.Л., Крючков М.В. // Технология нефти и газа, 2011, №5, с. 9-12. 8. Лищинер И.И., Малова О.В., Тарасов А.Л. и др. Получение метанола из забалластированного азотом синтез-газа // Катализ в промышленности, №4, 2010, с. 50-55.] показано, что и в условиях сильно забалластированного азотом синтез-газа (более 30%, об.) синтез метанола можно проводить в проточном каскаде с использованием последовательного соединения реакторов, достигая высокой степени конверсии СО за один проход без рециркуляции газов. При этом наличие инертного азота существенно снижает возможности перегрева катализатора, так как он берет на себя значительное количество теплоты реакций синтеза.
Важным фактором повышения эффективности производства метанола является утилизация «хвостовых газов», отходящих после отделения сжиженного метанола с выхода последнего по ходу газа реактора каскада. Известны различные технические решения по утилизации хвостовых газов: использование хвостовых газов в качестве топлива для газовых турбин (патенты РФ №2152378, 2188790), рециркуляция хвостовых газов в контур синтеза метанола (патенты РФ №2310642, 2324674), отделение водорода из хвостовых газов и его рециркуляции в контур синтеза метанола (патенты РФ №№2310642, 2408567), отделение водорода из хвостовых газов и рециркуляция диоксида углерода в контур синтеза метанола (патент РФ №2285660) или в реактор риформинга УВС [3,6]. Однако перечисленные решения не эффективны для малотоннажного производства вследствие незначительного объема хвостовых газов и преобладающего содержания азота в хвостовых газах при использовании воздуха в качестве окислителя. Известно также техническое решение по применению турбодетандера и механически соединенного с ним электрогенератора в контуре утилизации хвостовых газов для выработки электрической энергии (патент РФ №2519940). Оно позволяет за счет расширения газов в турбодетандере охладить хвостовые газы и использовать их для охлаждения тепловых потоков в установке.
Ближайшим аналогом, взятым в качестве прототипа, является техническое решение по патенту РФ на полезную модель №176510 «Малотоннажная установка получения метанола». Для получения синтез-газа в прототипе используют газогенератор по типу ЖРД; СГ из газогенератора подают в блок теплообменников для нагрева сырья и получения водяного пара, после чего газ подают в блок коррекции, включающий блок коррекции отношения Н2/СО и блок коррекции содержания СO2; СГ с оптимизированным составом подают в проточный трехреакторный каскад синтеза метанола с отделением метанола-сырца после каждого реактора и использованием сухих отходящих газов для синтеза метанола в последующих по ходу газового потока реакторах; с выхода сепаратора после третьего реактора хвостовые газы подают в турбодетандер для выработки электрической энергии с помощью механически соединенного с ним электрогенератора, а отходящие хвостовые газы используют для охлаждения оборотной воды, после чего их очищают и дожигают.
Недостатком прототипа является конструкция блока коррекции. Во-первых, использование блока коррекции отношения Н2/СО является избыточным при больших объемах воды, впрыскиваемой в ИК. При снижении температуры СГ на выходе ГСГ ниже 950°С отношение Н2/СО≥2,2 для любых типов окислителей, что соответствует рекомендуемым значениям. Во-вторых, недостаточно эффективно реализована коррекция содержания СO2 в СГ. Уменьшение концентрации диоксида углерода достигают охлаждением СГ оборотной водой с последующей сепарацией водяного конденсата и растворенного в нем при низких температурах и высоких давлениях диоксида углерода. Степень растворимости СO2 при указанных в прототипе температурах и давлениях низка, а уменьшение температуры СГ ниже 10°С увеличивает эксплуатационные расходы на его охлаждение и может привести к гидратообразованию. Указанный недостаток не позволяет надежно и экономично регулировать содержание СO2 в синтез-газе и обеспечить оптимальный состав СГ перед подачей в блок синтеза метанола.
Недостатком прототипа является также техническое решение по отделению метанола сырца после последнего реактора в трехреакторной каскадной схеме блока синтеза метанола. Для отделения метанола-сырца используют теплообменник, в котором газ после третьего реактора охлаждается оборотной водой, после чего сжиженный метанол-сырец отделяют в сепараторе, а хвостовые газы подают в турбодетандер. При этом безвозвратно теряется значительная часть тепловой энергии газового потока после третьего изотермического реактора и расходуется большое количество хладагента для охлаждения газа до 40°С.Кроме того, расход газового потока через турбодетандер мал, что снижает его мощность и общий КПД установки.
Результатом предлагаемого технического решения является конструкция малотоннажной установки по производству метанола, обеспечивающая повышение эффективности установки за счет изменения конструкции блока коррекции синтез-газа, улучшения управляемости процесса регулирования состава синтез-газа, повышения эффективности отделения метанола-сырца и утилизации «хвостовых газов».
Заявляемый результат обеспечивается следующими отличительными признаками: исключением блока коррекции отношения Н2/СО из блока коррекции состава СГ; изменением конструкции блока коррекции содержания диоксида углерода в синтез-газе; изменением конструкции каскадной схемы синтеза метанола после третьего изотермического реактора при отделении метанола-сырца и утилизации «хвостовых газов».
Сущность предлагаемого технического решения и работу установки, состоящей из комплексов получения СГ и комплекса синтеза метонола, поясняют фигуры 1, 2. На фиг. 1 изображена блок-схема комплекса получения синтез-газа, где обозначены: 1 - компрессор УВС, 2 - расходомер-регулятор массового расхода УВС, 3 - теплообменник, 4 - смеситель, 5 -теплообменник, 6 - смесительная головка газогенератора синтез-газа (ГСГ), 7 - система разделения воздуха, 8 - компрессор окислителя, 9 - расходомер-регулятор массового расхода окислителя, 10 - камера сгорания, 11 - испарительная камера, 12 - насос, 13 - расходомер-регулятор массового расхода воды, 14 - расходомер-регулятор массового расхода воды, 15 -насос, 16 - расходомер-регулятор массового расхода воды, 17 - котел-утилизатор, 18 -десульфуризатор, 19 - теплообменник, 20 - теплообменник-холодильник, 21 - расходомер-регулятор массового расхода воды, 22 - сепаратор, 23 - управляемый дроссель, 24 - адсорбер, 25 - смеситель, 26 - газоанализатор, 27 - теплообменник, 28 - регулятор давления.
УВС, преимущественно природный газ, через компрессор 1 и расходомер-регулятор 2 подают с требуемым массовым расходом и давлением 6,5÷7,5 МПа по трубопроводу в теплообменник 3, в котором его нагревают до расчетной температуры порядка 500÷550°С синтез-газом, поступающим в 3 с выхода теплообменника 5. Нагретое сырье подают в смеситель 4, где смешивают с водяным паром, поступающим в 4 со второго выхода теплообменника 5. Из 4 парогазовую смесь подают в смесительную головку 6.
Блок подачи окислителя включает систему разделения воздуха 7, компрессор 8 и расходомер-регулятор массового расхода окислителя 9. В случае использования в качестве окислителя воздуха систему разделения 7 исключают из технологической схемы. С выхода 9 окислитель поступает в теплообменник 19, в котором его нагревают синтез-газом с выхода 18 до температуры 170°С при работе на обогащенном кислородом воздухе или до 250-300°С при работе ГСГ на воздухе. Компоненты подачи - нагретый окислитель и нагретое и увлажненное сырье - раздельно подают в смесительную головку 6.
Из 6 компоненты подачи поступают в проточную камеру сгорания 10, где в турбулентном режиме течения газов происходит смешивание потоков УВС и окислителя и парциальное окисление УВС с образованием на выходе 10 синтез-газа, который далее поступает в проточную испарительную камеру 11, соосно соединенную с 10, причем процесс парциального окисления проводят при давлении в камере сгорания 6,0-7,0 МПа и коэффициенте избытка окислителя в диапазоне от 0,34 до 0,39. Одновременно в 11 подают химочищенную воду (вода 1) от насоса 12 с давлением, совпадающим с давлением подачи газов в 6. Массовый расход воды для охлаждения синтез-газа на выходе 11 до требуемой температуры 850-950°С, зависящей от используемого конструкционного материала ГСГ, регулируют расходомером-регулятором 13. Поток воды от насоса 12 через расходомер-регулятор 14 подают в теплообменник 5 (вода 2), на второй вход которого поступает газ с выхода 11. На выходе 5 образуется водяной пар с температурой 360-390°С, который подают в смеситель 4.
Одновременно с реакцией парциального окисления (2) в камерах ГСГ протекает реакции паровой конверсии метана СН4+Н2О=СО+3Н2 и некаталитической паровой конверсии оксида углерода СО+Н2O=СO2+Н2.В результате на выходе 11 отношение Н2/СО будет выше 2,0. Его значение зависит в основном от объема воды, впрыскиваемого в ИК 11, а также от типов УВС и окислителя и их соотношения.
С выхода 11 синтез-газ поступает в теплообменник 5, а затем в теплообменник 3, в котором осуществляют нагрев УВС синтез-газом до температуры 500÷550°С.С выхода 3 синтез-газ с расчетной температурой порядка 750÷800°С поступает в котел-утилизатор 17, на второй вход которого подают химочищенную воду от насоса 15 через расходомер-регулятор 16 (вода 3). На выходе 17 образуется охлажденный синтез-газ с регулируемой температурой 350-380°С и водяной пар, используемый для технологических нужд установки, в том числе для нагрева синтез-газа перед его подачей в блок синтеза метанола. При достаточной производительности установки водяной пар может использоваться в компактной паровой турбине для выработки электроэнергии.
Для очистки от примесей серы синтез-газ из 17 подают в блок десульфуризации 18, состоящий из двух периодически работающих адсорберов. Блок может быть исключен в случае использования предварительно очищенного УВС.С выхода 18 синтез-газ поступает в теплообменник 19, в котором охлаждается потоком окислителя, поступающим из 9 на второй вход 19. С выхода 19 синтез-газ подают в теплообменник-холодильник 20 для охлаждения синтез-газа до регулируемой температуры 30-50°С оборотной химочищенной водой (вода 4), поступающей через расходомер-регулятор 21 от насоса 12. С выхода 20 охлажденная газожидкостная смесь поступает в сепаратор 22 для отделения сконденсированного пара, который используют в оборотном водоснабжении установки.
Отходящий с выхода сепаратора 22 сухой газ поступает в блок коррекции содержания диоксида углерода в СГ, который содержит ветвитель, одна газовая магистраль которого связана со смесителем 25 напрямую, а вторая газовая магистраль содержит последовательно включенные управляемый дроссель 23 и адсорбер диоксида углерода 24, выход которого соединяют со вторым входом смесителя 25.
Адсорбер диоксида углерода 24 состоит из параллельно соединенных адсорберов-поглотителей, загруженных цеолитом СаА. Каждый из адсорберов-поглотителей работает последовательно в одном из трех периодически переключаемых режимов: режиме адсорбции СО2 из синтез-газа при температуре 30-50°С, режиме регенерации адсорбента от СО2 потоком осушенного воздуха при температуре 170÷250°С, режиме охлаждения (после регенерации) до температуры 30-50°С потоком хвостовых газов с выхода сепаратора 42. Количество адсорберов-поглотителей зависит от объема утилизируемого диоксида углерода, исходя из адсорбционной емкости 0,2 г/г при указанной температуре синтез-газа [9 (9. Турчанович И.Е., Турчанович Н.Н. Синтетические цеолиты. Очистка биогаза от балластных примесей // Международный научно-исследовательский журнал, ISSN 2303-9868 PRINT, ISSN 2227-6017 ONLINE, 2016, №1, ч. 2, с. 71-77.]. Массогабаритные характеристики адсорберов-поглотителей, зависящие от плотности адсорбента и допустимой линейной скорости адсорбции, позволяют использовать аппараты в составе малотоннажных установок по производству метанола.
Расходы газовых потоков в магистралях второго ветвителя регулируют изменением проходного сечения управляемого дросселя 23. Это позволяет уменьшать содержание диоксида углерода в синтез-газе на выходе смесителя 25 и тем самым регулировать (увеличивать) значение модуля в рекомендованном диапазоне М=2,0÷2,3. Для обеспечения указанного диапазона изменения модуля при работе ГСГ на воздухе и Н2/СО=2,3÷2,8 расход газа через адсорбер составляет 50÷70% от совокупного расхода синтез-газа.
Из 25 синтез-газ подают в теплообменник 27 для нагрева синтез-газа до 210-220°С потоком технологического пара с выхода КУ 17. После 27 синтез-газ поступает в регулятор давления 28 для стабилизации давления подачи газа в блок синтеза метанола на уровне 5,0+5,5 МПа, а также для стабилизации рабочего давления в комплексе получения синтез-газа.
Контроль состава газа и выработку управляющих воздействий для корректировки балансового состава синтез-газа, идущего на синтез метанола, осуществляют по данным анализа сухого охлажденного синтез-газа после смесителя 25 с помощью газоанализатора 26, входящего в качестве датчика в состав автоматизированной системы контроля и управления установки (на фигурах не указана). В состав установки входит блок оборотного водоснабжения (не показан на фигурах), который обеспечивает подачу химочищенной воды в теплонагруженные узлы ГСГ - 6, 10, 11, а также в теплообменник-холодильник 20 (вода 4) и теплообменники-холодильники комплекса синтеза метанола.
Работу комплекса синтеза метанола поясняет блок схема, изображенная на фиг. 2, где обозначены: 29-31 - изотермические реакторы, 32-37 - теплообменники, 38, 39, 42 - сепараторы, 40 - турбодетандер, 41 - электрогенератор, 43 - накопительная емкость метанола-сырца. Синтез-газ с оптимизированными параметрами из комплекса получения синтез-газа поступает в первый изотермический реактор 29. Для поддержания изотермичности слоя катализатора осуществляют циркуляцию хладогента через размещенные в реакторе тепловые трубы (система циркуляции не показана). Температуру во всех трех реакторах поддерживают в диапазоне 210÷230°С.
Охлаждение парогазовой смеси с выхода реактора 29, содержащей оксид углерода, диоксид углерода, водород, азот, пары метанола и воду, происходит в теплообменниках 32 и 33. Сначала смесь охлаждают до 150°С сухим газом, поступающим из сепаратора 38. С выхода 32 парогазовая смесь поступает в теплообменник-холодильник 33, в котором охлаждается оборотной водой до 40°С, после чего поступает в сепаратор 38. В 38 отделяют сжиженный метанол и водяной конденсат и подают в сборник метанола-сырца 43. Сепарированная газовая смесь из 38 поступает в теплообменник 32 и далее в теплообменник 34, где ее нагревают до температуры 220°С, после чего газ поступает во второй изотермический реактор 30. Аналогичным образом в теплообменниках 35, 36 охлаждают парогазовую смесь с выхода реактора 30. Охлажденную смесь из 36 подают в сепаратор 39, где отделяют метанол-сырец, который затем направляют в сборник метанола 43. Отходящую из 39 газовую смесь нагревают в теплообменниках 35, 37 до температуры 230°С, после чего подают в третий изотермический реактор синтеза метанола 31. Парогазовую смесь с выхода реактора 31 с температурой 230°С и давлением порядка 4,5 МПа подают в турбодетандер 40, механически соединенный с электрогенератором 41, в котором парогазовую смесь охлаждают до 0-10°С. Холодную газожидкостную смесь с выхода 40 подают в сепаратор 42, в котором отделяют сжиженный метанол-сырец и отправляют в сборник метанола 43. Отходящий поток хвостовых газов из 42 подают в адсорбер 24 (фигура 1) для охлаждения адсорбера-поглотителя, работающего в режиме охлаждения. Поток хвостовых газов с выхода 24, содержащий преимущественно азот, водород и диоксид углерода, а также небольшие
количества оксида углерода и паров метанола, подают в систему очистки, дожигают и сбрасывают в атмосферу.
Объемный состав синтез-газа после парциального окисления в ГСГ, материальные балансы аппаратов установки по производству метанола иллюстрируют следующие примеры.
Пример 1. В таблице 1 приведены данные парциального окисления увлажненного природного газа в среде обогащенного воздуха с содержанием кислорода 70% об. в зависимости от соотношения компонентов подачи - коэффициента избытка окислителя а. Природный газ имеет следующий состав, об. %: СН4 - 97, 57, С2Н6 - 1,0, С3Н8 - 0,37, С4Н10 - 0,15, N2 - 0,84, СО2 - 0,07. Степень увлажнения природного газа - 15% по массе от природного газа. Давление в камере сгорания ГСГ - 6,0 МПа.
Таблица 1 - Состав синтез-газа на выходе из камеры сгорания газогенератора при парциальном окислении природного газа обогащенным воздухом
Рекомендованное значение основного параметра режима - коэффициента избытка окислителя - для указанной пары компонентов составляет α=0,34÷0,36.
Пример 2. В таблице 2 приведены результаты парциального окисления увлажненного природного газа кислородом воздуха, остальные исходные данные, как в примере 1.
Таблица 2 - Состав синтез-газа на выходе из камеры сгорания газогенератора при парциальном окислении природного газа воздухом 
Рекомендованное значение коэффициента избытка окислителя для указанной пары компонентов составляет α=0,37÷0,39.
Пример 3. В таблице 3 приведен состав синтез-газа в основных аппаратах комплекса получения синтез-газа. В качестве УВС используется природный газ с параметрами, как в примерах 1,2. В качестве окислителя применяется воздух. Коэффициент избытка окислителя а -0,38. Давление в камере сгорания ГСГ - 6,0 МПа.
Таблица 3 - Состав газа в аппаратах комплекса получения синтез-газа
Из данных таблицы 3 следует, что до блока коррекции (после сепаратора 22) значение модуля СГ составляет М≈1,32. Увеличение модуля достигают пропусканием 60% расхода синтез-газа с выхода сепаратора 22 через адсорбер 24. После смесителя 25 М≈2,06.
Пример 4. Каталитический синтез метанола проводят на катализаторе C 79-7 GL «Zud-Chemie», Германия с объемной скоростью 10000 ч-1 при температуре синтеза 210°С и давлении 5,0 МПа. Синтез проводят для двух вариантов состава СГ на входе в реактор 29, а именно: состава после сепаратора 22, т.е. без коррекции состава СГ, и состава после смесителя 25, т.е. с коррекцией состава СГ.
Выход метанола-сырца на 1000 нм3/ч синтез-газа составляет: для состава СГ без коррекции содержания диоксида углерода - 54 кг/ч метанола, содержащего 77,9 об. % метанола и 22,1 об. % воды, для состава СГ с коррекцией содержания диоксида углерода - 52 кг/ч метанола, содержащего 89,5 об. % метанола и 10,5 об. % воды. Таким образом, коррекция состава СГ позволяет более чем на 10% увеличить выход чистого метанола.
С увеличением концентрации кислорода в окислителе содержание балластного азота в синтез-газе уменьшается, при этом увеличивается выход метанола-сырца с одновременным уменьшением концентрации воды. Например, при уменьшении концентрации азота в СГ до 40% об. выход метанола-сырца на 1000 нм3 /ч СГ составляет примерно 120 кг/ч с содержанием метанола более 93% об.
Claims (12)
1. Малотоннажная установка получения метанола, характеризующаяся тем, что содержит узлы подготовки природного газа и окислителя, соединенные с газогенератором парциального окисления, с выхода которого синтез-газ подают в систему последовательно соединенных теплообменников, выход системы теплообменников соединяют со входом блока десульфуризации, выход которого соединяют со входом блока коррекции содержания диоксида углерода в синтез-газе, с выхода блока коррекции синтез-газ подают в регулятор давления, выход регулятора давления соединяют со входом проточного каскада, состоящего из трех изотермических реакторов синтеза метанола, газ с выхода третьего реактора проточного каскада подают в турбодетандер, соединенный с электрогенератором, выход турбодетандера подключают к сепаратору, в котором отделяют метанол, а хвостовые газы используют для охлаждения технологических потоков в установке, очищают и сбрасывают в атмосферу.
2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что газогенератор парциального окисления содержит смесительную головку, в которую раздельно подают природный газ и окислитель, соединенную со смесительной головкой проточную камеру сгорания, в которой осуществляют смешение компонентов подачи в турбулентном режиме течения газов и их парциальное окисление, соосно соединенную с камерой сгорания проточную испарительную камеру, в которой синтез-газ, поступающий из камеры сгорания, охлаждают до регулируемой температуры в диапазоне 850-950°С потоком впрыскиваемой химочищенной воды.
3. Установка по п.1 или 2, отличающаяся тем, что процесс парциального окисления проводят при давлении в камере сгорания 6,0-7,0 МПа и коэффициенте избытка окислителя в диапазоне от 0,34 до 0,39.
4. Установка по п.1, отличающаяся тем, что система последовательно включенных теплообменников включает: первый теплообменник, соединенный с выходом испарительной камеры газогенератора и предназначенный для выработки водяного пара, идущего на увлажнение природного газа, второй теплообменник, соединенный с выходом первого теплообменника и предназначенный для нагрева природного газа потоком синтез-газа с выхода первого теплообменника, котел-утилизатор, предназначенный для выработки технологического пара потоком синтез-газа с выхода второго теплообменника.
5. Установка по п.1 или 4, отличающаяся тем, что блок десульфуризации состоит из установленных после котла-утилизатора двух периодически работающих адсорберов-поглотителей, загруженных цинкоксидным или промотированным медью цинкоксидным хемосорбентом, в которых при температуре 350-380°С осуществляют очистку синтез-газа от примесей серы.
6. Установка по п.1 или 4, отличающаяся тем, что узел подготовки природного газа включает компрессор, расходомер-регулятор массового расхода природного газа, второй теплообменник, в котором природный газ нагревают до температуры 500-550°С потоком синтез-газа с выхода первого теплообменника, первый смеситель, в котором смешивают потоки нагретого природного газа с выхода второго теплообменника и водяного пара с выхода первого теплообменника, а парогазовую смесь подают в смесительную головку газогенератора.
7. Установка по одному из пп. 1,4-6, отличающаяся тем, что блок коррекции диоксида углерода в синтез-газе содержит последовательно соединенные теплообменники, сепаратор, ветвитель и смеситель: третий теплообменник, в котором синтез-газ охлаждают потоком окислителя, подаваемым на вход третьего теплообменника; четвертый теплообменник, в котором синтез-газ с выхода третьего теплообменника охлаждают до 30-50°С потоком оборотной воды; первый сепаратор, в котором отделяют паровой конденсат из газожидкостной смеси, поступающей в первый сепаратор с выхода четвертого теплообменника; ветвитель, соединенный с выходом первого сепаратора, первый трубопровод ветвителя подключают напрямую ко второму смесителю, второй трубопровод ветвителя подключают ко второму смесителю через последовательно соединенные управляемый дроссель и адсорбер диоксида углерода; пятый теплообменник, в котором синтез-газ с выхода второго смесителя нагревают до 210-220°С технологическим паром, подаваемым на вход пятого теплообменника с выхода котла-утилизатора.
8. Установка по п.1 или 7, отличающаяся тем, что в качестве окислителя используют воздух, а узел подготовки воздуха включает компрессор, расходомер-регулятор массового расхода, третий теплообменник, в котором воздух с выхода расходомера-регулятора массового расхода окислителя нагревают до температуры 250-300°С потоком синтез-газа с выхода блока десульфуризации.
9. Установка по п.1, отличающаяся тем, что регулятор давления подачи газа в проточный каскад реакторов синтеза метанола настраивают на величину 5,0-5,5 МПа.
10. Установка по одному из пп.1-8, отличающаяся тем, что проточный каскад из трех изотермических реакторов синтеза метанола включает три блока теплообменников, сепараторов и турбодетандер: (1) первый блок, включающий шестой теплообменник, в котором парогазовую смесь с выхода первого реактора охлаждают до температуры 150°С потоком отходящих газов с выхода второго сепаратора, седьмой теплообменник, в котором парогазовую смесь с выхода шестого теплообменника охлаждают до 40°С потоком оборотной воды, второго сепаратора, в котором из парогазовой смеси с выхода седьмого теплообменника отделяют метанола-сырец, а отходящую газовую смесь подают на второй вход шестого теплообменника; (2) второй блок, включающий восьмой теплообменник, в котором поток газа с выхода шестого теплообменника нагревают до температуры 220°С и подают во второй реактор, девятый теплообменник, в котором парогазовую смесь с выхода второго реактора охлаждают до температуры 150°С потоком отходящих газов с выхода третьего сепаратора, десятый теплообменник, в котором парогазовую смесь с выхода девятого теплообменника охлаждают до 40°С потоком оборотной воды, третьего сепаратора, в котором из парогазовой смеси с выхода десятого теплообменника отделяют метанол-сырец, а отходящую газовую смесь подают на второй вход девятого теплообменника; (3) третий блок, включающий одиннадцатый теплообменник, в котором поток газа с выхода девятого теплообменника нагревают до температуры 230°С и подают в третий реактор синтеза метанола, выход которого соединяют с турбодетандером, в котором парогазовую смесь охлаждают до 0-10°С и подают в четвертый сепаратор, в котором из парогазовой смеси отделяют метанол-сырец, а отходящие хвостовые газы используют для охлаждения адсорберов-поглотителей.
11. Установка по п.1 или 4, отличающаяся тем, что водяной пар, образующийся на выходе котла-утилизатора, используют в паротурбинной энергетической установке для выработки электрической энергии.
12. Установка по одному из пп. 1, 7, 10, отличающаяся тем, что блок коррекции содержания диоксида углерода в синтез-газе состоит из каскада адсорберов-поглотителей, загруженных цеолитом СаА, каждый из адсорберов последовательно работает в одном из трех периодически переключаемых режимов: адсорбции СО2 из синтез-газа при температуре 30-50°С, регенерации адсорбента от СО2 потоком осушенного воздуха при температуре 170-250°С, охлаждения после регенерации до температуры 30-50°С потоком хвостовых газов с выхода четвертого сепаратора.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018116989U RU183172U1 (ru) | 2018-05-07 | 2018-05-07 | Малотоннажная установка получения метанола |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018116989U RU183172U1 (ru) | 2018-05-07 | 2018-05-07 | Малотоннажная установка получения метанола |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU183172U1 true RU183172U1 (ru) | 2018-09-12 |
Family
ID=63580829
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018116989U RU183172U1 (ru) | 2018-05-07 | 2018-05-07 | Малотоннажная установка получения метанола |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU183172U1 (ru) |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2142331A (en) * | 1983-06-29 | 1985-01-16 | Toyo Engineering Corp | A process for producing methanol |
| RU2519940C2 (ru) * | 2009-03-12 | 2014-06-20 | Метанол Касале С.А. | Способ синтеза метанола |
| RU176510U1 (ru) * | 2017-06-20 | 2018-01-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ВТР" | Малотоннажная установка получения метанола |
-
2018
- 2018-05-07 RU RU2018116989U patent/RU183172U1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2142331A (en) * | 1983-06-29 | 1985-01-16 | Toyo Engineering Corp | A process for producing methanol |
| RU2519940C2 (ru) * | 2009-03-12 | 2014-06-20 | Метанол Касале С.А. | Способ синтеза метанола |
| RU176510U1 (ru) * | 2017-06-20 | 2018-01-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ВТР" | Малотоннажная установка получения метанола |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP4556175B2 (ja) | 製油所水素製造装置の生成ガスからの一酸化炭素分離回収方法。 | |
| US8187568B2 (en) | Method and plant for the production of synthesis gas from biogas | |
| US20070282021A1 (en) | Producing ethanol and saleable organic compounds using an environmental carbon dioxide reduction process | |
| JP2006522588A (ja) | 自給式流線型メタンおよび／または高純度水素生成システム | |
| DK156967B (da) | Kraftvaerk med et integreret kulforgasningsanlaeg | |
| RU176510U1 (ru) | Малотоннажная установка получения метанола | |
| RU183172U1 (ru) | Малотоннажная установка получения метанола | |
| RU102537U1 (ru) | Установка для получения метанола из природного газа | |
| WO2017108629A2 (en) | A method for synthesizing nitrogenous compounds from organic waste and a system for synthesizing nitrogenous compounds from organic waste | |
| CN109095438B (zh) | 一种生物质多级转换联合制氢装置及其工作方法 | |
| RU2643542C1 (ru) | Способ получения водорода из углеводородного сырья | |
| RU2203214C1 (ru) | Способ получения метанола | |
| JP2001097906A (ja) | メタノールの製造方法 | |
| RU2530066C1 (ru) | Способ получения водородсодержащего газа | |
| AU2021286875B2 (en) | Method for the production of hydrogen | |
| JP4508327B2 (ja) | メタノールの製造方法 | |
| RU2515477C2 (ru) | Способ получения водорода | |
| RU2453525C1 (ru) | Способ получения метанола из природного газа и установка для его осуществления | |
| KR20240021940A (ko) | 암모니아 분해 프로세스로부터의 재생 가능한 수소 생성물의 회수 | |
| CN109609221B (zh) | 一种兰炭炉尾气精脱硫及等温甲烷化工艺 | |
| RU183401U1 (ru) | Установка получения синтез-газа для малотоннажного производства метанола | |
| RU2685656C1 (ru) | Способ управления процессом получения синтез-газа для малотоннажного производства метанола | |
| CN112752726A (zh) | 蒸汽重整过程中的碳再循环 | |
| RU184920U1 (ru) | Малотоннажная установка получения водорода | |
| CN117819479B (zh) | 一种天然气制氢耦合二氧化碳捕集制合成气系统 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM9K | Utility model has become invalid (non-payment of fees) |
Effective date: 20181001 |