RU2570458C2 - Получение метанола с использованием сверхчистого водорода высокого давления - Google Patents

Получение метанола с использованием сверхчистого водорода высокого давления Download PDF

Info

Publication number
RU2570458C2
RU2570458C2 RU2012156240/05A RU2012156240A RU2570458C2 RU 2570458 C2 RU2570458 C2 RU 2570458C2 RU 2012156240/05 A RU2012156240/05 A RU 2012156240/05A RU 2012156240 A RU2012156240 A RU 2012156240A RU 2570458 C2 RU2570458 C2 RU 2570458C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
syngas
stream
gas
methanol
heat
Prior art date
Application number
RU2012156240/05A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2012156240A (ru
Inventor
Родни Дж. АЛЛАМ
Original Assignee
ДжиТиЭлПЕТРОЛ ЭлЭлСи
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 ДжиТиЭлПЕТРОЛ ЭлЭлСи filed Critical ДжиТиЭлПЕТРОЛ ЭлЭлСи
Publication of RU2012156240A publication Critical patent/RU2012156240A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2570458C2 publication Critical patent/RU2570458C2/ru

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C07—ORGANIC CHEMISTRY
    • C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
    • C07C29/00—Preparation of compounds having hydroxy or O-metal groups bound to a carbon atom not belonging to a six-membered aromatic ring
    • C07C29/15—Preparation of compounds having hydroxy or O-metal groups bound to a carbon atom not belonging to a six-membered aromatic ring by reduction of oxides of carbon exclusively
    • C07C29/151—Preparation of compounds having hydroxy or O-metal groups bound to a carbon atom not belonging to a six-membered aromatic ring by reduction of oxides of carbon exclusively with hydrogen or hydrogen-containing gases
    • C07C29/1516—Multisteps
    • C07C29/1518—Multisteps one step being the formation of initial mixture of carbon oxides and hydrogen for synthesis
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J19/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
    • B01J19/0053—Details of the reactor
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J19/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
    • B01J19/24—Stationary reactors without moving elements inside
    • B01J19/245—Stationary reactors without moving elements inside placed in series
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B13/00—Oxygen; Ozone; Oxides or hydroxides in general
    • C01B13/02—Preparation of oxygen
    • C01B13/0229—Purification or separation processes
    • C01B13/0248—Physical processing only
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/36—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using oxygen or mixtures containing oxygen as gasifying agents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/38—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts
    • C01B3/382—Multi-step processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
    • C01B3/02—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen
    • C01B3/32—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air
    • C01B3/34—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents
    • C01B3/38—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts
    • C01B3/384—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of gaseous or liquid organic compounds with gasifying agents, e.g. water, carbon dioxide, air by reaction of hydrocarbons with gasifying agents using catalysts the catalyst being continuously externally heated
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J2219/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
    • B01J2219/00049—Controlling or regulating processes
    • B01J2219/00051—Controlling the temperature
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J2219/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
    • B01J2219/00781—Aspects relating to microreactors
    • B01J2219/00873—Heat exchange
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J2219/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
    • B01J2219/00781—Aspects relating to microreactors
    • B01J2219/00905—Separation
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J2219/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
    • B01J2219/08—Processes employing the direct application of electric or wave energy, or particle radiation; Apparatus therefor
    • B01J2219/0873—Materials to be treated
    • B01J2219/0875—Gas
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J2219/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
    • B01J2219/24—Stationary reactors without moving elements inside
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0233—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being a steam reforming step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0205—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step
    • C01B2203/0227—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step
    • C01B2203/0244—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a reforming step containing a catalytic reforming step the reforming step being an autothermal reforming step, e.g. secondary reforming processes
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/02—Processes for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/025—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a partial oxidation step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
    • C01B2203/0465—Composition of the impurity
    • C01B2203/0495—Composition of the impurity the impurity being water
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/06—Integration with other chemical processes
    • C01B2203/061—Methanol production
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0805—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/0838—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by heat exchange with exothermic reactions, other than by combustion of fuel
    • C01B2203/0844—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by heat exchange with exothermic reactions, other than by combustion of fuel the non-combustive exothermic reaction being another reforming reaction as defined in groups C01B2203/02 - C01B2203/0294
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/08—Methods of heating or cooling
    • C01B2203/0872—Methods of cooling
    • C01B2203/0888—Methods of cooling by evaporation of a fluid
    • C01B2203/0894—Generation of steam
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B2210/00—Purification or separation of specific gases
    • C01B2210/0043—Impurity removed
    • C01B2210/0046—Nitrogen
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • Y02P20/129—Energy recovery, e.g. by cogeneration, H2recovery or pressure recovery turbines
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/50—Improvements relating to the production of bulk chemicals

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Catalysts (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу получения метанола. Способ включает получение кислорода на установке разделения воздуха с воздушными компрессорами, приводимыми в действие газовой турбиной, нагревание потока углеводородного сырья с использованием отработанного в газовой турбине газа, экзотермическое взаимодействие первой части потока нагретого углеводородного сырья с паром или газообразным окислителем, включающим молекулярный кислород, с получением сингаза с экзотермическим выделением тепла, эндотермический риформинг второй части потока углеводородного сырья паром над катализатором в риформинг-установке с теплообменником с получением сингаза эндотермического риформинга, причем часть тепла, использованного при получении сингаза эндотермического риформинга, образуется при извлечении экзотермического тепла от образовавшегося сингаза и образовавшегося сингаза эндотермического риформинга, объединение образовавшегося с экзотермическим выделением тепла сингаза и образовавшегося сингаза эндотермического риформинга с получением потока объединенного сингаза, получение пара в котле, использующем тепло отходящего газа, охлаждением потока объединенного сингаза, отделение воды от охлажденного объединенного сингаза с получением сырья для установки по производству метанола, после отделения воды подачу охлажденного объединенного сингаза в установку по производству метанола и объединение горючего потока, выходящего из установки по производству метанола, с метановым топливом в газовой турбине. Изобретение обеспечивает эффективное получение метанола. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 5 ил.

Description

Заявление о приоритете
Для настоящей заявки испрашивается приоритет предварительной заявки США № 61/348027, поданной 25 мая 2010 г., полное существо которой введено в настоящий документ посредством ссылки.
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к получению метанола и, в частности, к получению метанола с использованием синтез-газа, состоящего из смеси оксида углерода плюс водород (СО+Н2), полученного при давлении выше давления, требуемого в реакторе для синтеза метанола, без какого-либо последующего сжатия.
Предшествующий уровень техники
Метанол, также известный как метиловый спирт, древесный спирт, растворитель, получаемый при сухой перегонке древесины, представляет собой простой спирт формулы СН3ОН, то есть легколетучий, горючий, ядовитый жидкий спирт. Метанол находит широкое применение в производстве ряда химикатов, включая этиленгликоль, уксусную кислоту, винилацетат. Метанол также может быть использован для получения биодизеля по реакции трансэтерификации. Метанол получают естественным путем при анаэробном метаболизме многих видов бактерий, и он повсеместно встречается в окружающей среде. Коммерчески метанол получают соединением СО и СО2 с водородом в каталитическом реакторе, работающем при давлениях обычно в интервале от 70 до 100 бар и температурах в интервале от 250°С до 300°С. Традиционно используемые методы получения СО+Н2 синтез-газа из природного газа включают каталитический риформинг пар/углеводород (SMR), каталитический автотермический риформинг (ATR), частичное окисление (РОХ) и комбинации вышеназванных методов. Сочетание ATR и SMR с конвекционным нагревом является основой главной концепции хорошо известного процесса получения аммиака (Leading Concept Ammonia Process). Система получения синтез-газа описана в работе Kirkpatrick, T. Fitzpatrick «A Methanol Technology for the 20th Century», представленной на всемирной Конференции по метанолу, Сан-Диего, ноябрь 1999 г. В каждом случае, за исключением РОХ, синтез-газ подвергают сжатию от оптимального давления получения до более высокого давления, требуемого для реакционной системы получения метанола. С помощью РОХ можно получить сингаз с давлением в интервале от 70 до 100 бар, но это не является экономичным методом с точки зрения выделения, поскольку он дает сингаз с очень высокой температурой от 1300°С до 1400°С, и существует большая конкретная потребность в кислороде.
Краткое изложение сущности изобретения
В различных вариантах воплощения изобретения метанол получают с использованием СО+Н2+СО2 синтез-газа, полученного при основной комбинации РОХ+EHTR (риформинг-установки усиленного теплопереноса), что позволяет получить метанол по следующим реакциям:
СО+2Н2=СН3ОН
СО2+3Н2=СН3ОН+Н2О
Синтез-газ может быть получен при давлении в интервале от 70 бар до 100 бар с содержанием метана, которое не превышает 2% молярных (по сухому веществу). Комбинация РОХ+EHTR c использованием газовой турбины может обеспечить мощностью воздушные компрессоры установки по производству кислорода, как описано в патенте США 6534551 и патенте США 6669744. Обеспечение энергией газовой турбины может привести к комбинации рекуперации тепла в системе образования синтез-газа и созданию циркуляционного контура в реакторе синтеза метанола, что может привести к оптимальной или иным образом повышенной рекуперации тепла и может обеспечить по существу всю тепловую энергию и технологическое тепло для получения синтез-газа, синтеза метанола и системы очистки метанола. Горючие выходящие потоки, выводимые из системы очистки метанола, могут быть сожжены при давлении, близком к атмосферному, в пламенном нагревателе для сжигания отходящего из газовой турбины газа, что может позволить нагреть исходные пар и природный газ для системы РОХ+ENTR получения синтез-газа. Данное высокоэффективное использование данных горючих выходящих потоков может заменить исходный природный газ на основе эквивалентного выделения тепла. Горючие выходящие потоки могут включать, по меньшей мере, одно из сивушных масел, продувочный газ из замкнутого контура или выпускной газ из процесса перегонки и емкости для сбора давления.
В некоторых вариантах воплощения изобретения система получения метанола может включать РОХ плюс EHTR с очень высоким отношением пара к активному углероду в сырье для EHTR риформинг-установки, что может позволить получить смесь синтез-газа, выходящую из котла, использующего тепло отходящих газов, при температуре от 300°С до 400°С и давлении от 70 бар до 100 бар. Отношение пара к активному углероду в сырьевом потоке для EHTR может обычно составлять величину в интервале от приблизительно 5 до 8, например, в интервале от приблизительно 5,5 до 6,5. Чтобы достичь содержания метана в сухом сингазе менее 2% молярных, EHTR может работать при высоком отношении пара к активному углероду. Чтобы обеспечить работу EHTR в комбинации с реактором РОХ с максимальным или иным образом увеличенным выходом сингаза из всего данного исходного природного газа, РОХ может работать при значительно более высоком, чем нормальное, отношении кислорода к природному газу. Нормальная работа системы РОХ с кислородом дает хорошую эксплуатацию с содержанием метана в выходящем газе в расчете на сухое вещество в интервале от 0,25% до 0,5% молярных, когда температура на выходе из системы РОХ находится в интервале от 1300 до 1350°С. Реактор РОХ может дать температуру на выходе между 1400°С и 1500°С в случае сырья на основе природного газа. В примере использовано отношение пара к активному углероду 6,03 в EHTR, что может давать температуру на выходе из межтрубного пространства приблизительно 600°С, температуру на выходе из трубного пространства приблизительно 900°С, температуру на выходе РОХ приблизительно 1446°С и смешанную температуру на входе в межтрубное пространство EHTR приблизительно 1131°С. Температура на выходе сингаза из котла, использующего тепло отходящих газов, может составлять приблизительно 320°С, и давление сингаза может составлять приблизительно 77 бар. Сингаз может содержать приблизительно следующие компоненты: (1) СО фунт-моль 1806,31; и (2) СО2 фунт- моль 351,18. Для стехиометрии при получении метанола данные компоненты могут включать приблизительно 3×351,18+2×1806,31=4666,16 фунт-молей Н2. Реальное содержание может составлять приблизительно 4559,56 фунт-моль, что может дать небольшой избыток СО+СО2.
Сингаз, выходящий из котла, использующего тепло отходящего газа, может быть охлажден в первом теплообменнике конденсатом, а затем деоксигенированной водой, подаваемой в котел. Охлажденный сингаз может быть затем охлажден в системе охлаждения окружающей средой, такой как охлаждающая вода, при температуре, при которой вода содержится преимущественно в жидкой фазе. Вода может быть отделена, так как она отрицательно влияет на равновесный состав и конверсию сингаза в метанол за один проход сингаза через реактор для получения метанола. Давление пара, образовавшегося в котле, использующем тепло отходящего газа, может быть значительно выше, чем давление пара, использованного для сырья в EHTR. Насыщенный пар, образовавшийся в котле, использующем тепло отходящего газа, может стать перегретым в пламенном нагревателе для сжигания отходящего газотурбинного газа, и с него может быть сброшено давление для использования в EHTR с получением избыточной мощности в циркуляционной паровой турбине. Отработавший пар может быть дополнительно перегрет в нагревателе до температуры в интервале от 450°С до 550°С перед или после смешения с сырьем, подаваемым в контур синтеза метанола из синтез-газа, при давлении, по существу равном давлению для прямой подачи в контур получения метанола по существу без дополнительного сжатия газа. Кроме того, содержание воды может обычно составлять величину в интервале от приблизительно 0,1 до 0,15% молярных, а содержание метана может быть ниже 2%. Данная комбинация свойств может привести к получению идеального сырья на основе сингаза для контура по производству метанола. Все воспламеняемые выходящие потоки из контура по производству метанола могут быть эффективно сожжены в газотурбинной пламенной печи. Использование газотурбинного привода для приводной системы воздушного компрессора установки по производству кислорода может привести к тому, что на установке по производству метанола можно будет не использовать вспомогательные паровые котлы для получения пара для приводных систем компрессоров, которые обычно представляют собой паровую турбину, приводимую в действие на существующих установках по производству метанола. Предложенная комбинация POX-EHTR с рассмотренными отличительными признаками представляет эффективный способ, разработанный в настоящем изобретении, для получения сингаза для синтеза метанола.
Работа контура по производству метанола с данной точки зрения может быть полностью рассмотрена как достижение. Тепло, выделившееся в реакции синтеза метанола, может быть удобным образом извлечено и частично или полностью использовано с получением тепла для работы системы дистилляционной очистки метанола. Избыток пара с давлением от среднего до низкого может быть использован для получения избыточной мощности в конденсационной турбине для пара, которая может быть добавлена к турбине для циркуляции пара. Детали одного или нескольких вариантов воплощения изобретения изложены в прилагаемых чертежах и ниже в описании.
Описание чертежей
На фиг.1 представлен пример системы получения синтез-газа для установки по производству метанола.
На фиг.2 представлена подробная схема получения синтез-газа для установки по производству метанола.
На фиг.3 представлены составы потоков, температуры и давления для примера исходного потока, перерабатываемого в системе, показанной на фиг.2.
На фиг.4 представлен другой пример системы для получения синтез-газа на установке по производству метанола.
Все одинаковые ссылочные символы на различных чертежах обозначают одинаковые элементы.
Подробное описание изобретения
В различных вариантах воплощения настоящего изобретения исходный поток может быть переработан с получением синтез-газа для производства метанола, который может иметь одно или более из следующих свойств: стехиометрическое отношение Н2 к (СО+СО2) для производства метанола; производственное давление в интервале от приблизительно 70 бар до 100 бар, которое может не включать дополнительное сжатие, для подачи синтез-газа прямо в реакторный контур получения метанола; синтез-газ с менее чем приблизительно 2% молярным содержанием метана; синтез-газ с содержанием воды менее приблизительно 0,2% молярных; горючие потоки, выходящие из производственного цикла получения метанола и системы очистки, которая возвращает их в процесс производства синтез-газа для сжигания; возврат избытка пара, образованного в производстве метанола и процессе очистки, в процесс производства синтез-газа, где он может быть использован для получения мощности; и/или другое. Потоки переработанного сырья могут включать различные потоки сырья, которые включают метан, такой как природный газ, углеводородные топлива, газы, обогащенные метаном, такие как метан угольных пластов или биогаз (например, поток, образующийся при анаэробном разложении материала). Исходные потоки могут включать жидкие углеводородные потоки.
В следующем описании изобретения даны примеры рабочих температур, давлений и концентраций в связи с описанием систем синтеза метанола и их работы. Данные величины даны только для пояснительных целей, и в изобретении могут быть использованы некоторые, все или никакие из данных величин без отклонения от объема притязаний настоящего изобретения.
На фиг.1 представлена схема, иллюстрирующая способ 100 получения метанола в соответствии с некоторыми вариантами воплощения настоящего изобретения. В целом, способ 100 раскрывает пример технологии для использования продувочного газа из контура получения метанола в качестве исходного потока на газовую турбину. Способ 100 предусматривает использование любой соответствующей комбинации и компоновки логических элементов, воплощающих некоторые или все описанные функции.
Способ 100 начинается со стадии 102, где образуется кислород в установке разделения воздуха с воздушным компрессором, приводимым в действие газовой турбиной. На стадии 104 отходящий из газовой турбины газ используется в теплообменнике для нагревания пара, воды и предварительного нагрева метана. Метан и кислород взаимодействуют на стадии 106 в РОХ при температуре, превышающей приблизительно 1400°С. Затем на стадии 108 тепло от потоков продуктов РОХ и EHTR используется для обогрева труб системы EHTR. В связи с циркуляцией тепло, пар и метан взаимодействуют при отношении больше приблизительно от 5 до 1 в трубчатой установке каталитического риформинга с конвекционным нагревом (например, EHTR) на стадии 110. Затем на стадии 112 образуется пар под действием тепла, извлеченного при охлаждении сингаза в котле, использующем тепло отходящего газа. Кроме того, тепло извлекают при охлаждении сингаза для конденсации и предварительного нагревания исходной воды для котла на стадии 114. На стадии 116 воду отделяют от охлажденного сингаза с получением сырья для установки по производству метанола при реакционном давлении в контуре менее чем приблизительно с 2% СН4 и менее чем приблизительно с 0,2% Н2О. Затем на стадии 118 поток пропускают через установку по производству метанола и очистки метанола. Выходящий из установки по производству метанола горючий поток плюс метан используют как топливо для нагревателя отходящего газотурбинного газа на стадии 120.
На фиг.2 показана подробная схема получения сингаза, метанола, энергетической системы и системы очистки воды в соответствии с некоторыми вариантами воплощения настоящего изобретения. Предварительно нагретые исходные потоки 5 и 6 могут быть введены в системы 4 и 53 получения синтез-газа. Например, исходный поток, такой как природный газ, может быть введен в систему получения синтез-газа POX/EHTR, как показано, которая включает реактор частично окисления (POX), объединенный с установкой каталитического риформинга с газовым обогревом (EHTR), в котором используется образовавшийся в объединенном РОХ газ и газ, образовавшийся в EHTR, для обеспечения всего или, по меньшей мере, значительной части тепла, требуемого для конвекционного нагрева EHTR. Как показано, поток 2 сжатого нагретого кислорода может быть образован в установке 3 криогенного воздушного разделения (ASU) с нагнетанием жидкого кислорода. Поток 2 кислорода может быть предварительно нагрет (например, теплом от потока 14, конденсирующего пар и направляемого в РОХ с исходным потоком 5 природного газа). Газовая турбина 15 может приводить в действие воздушный компрессор 18, который может обеспечивать ASU 3 исходным воздушным потоком 16 при давлении приблизительно 5,8 бар. Часть исходного воздушного потока 16 дополнительно сжимают, например, приблизительно до 70 бар в подпорном компрессоре 19. Подпорный компрессор 19 может быть приведен в действие электрическим мотором, который подводит его электрическую мощность от генератора, соединенного с газовой турбиной 15. Часть исходного потока (например, природного газа) 46 может быть подана на газовую турбину 15 как топливо. Поток 46 может включать природный газ, смешанный с потоком 23 продувочного газа для контура получения метанола, образованного на установке по производству метанола и с которого подходящим образом сброшено давление. Его предварительно нагревают до температуры, например, приблизительно 250°С. Отходящий газ 20 от газовой турбины может быть, например, при температуре приблизительно 537°С. Отходящий газ 20 от газовой турбины, который может включать кислород, может быть подан как воздушный поток для сжигания для горелки 21 с пламенным нагревателем, в которой используется комбинация 2 топливных потоков. Во-первых, выходящий поток горючего газа низкого давления из установки по производству метанола и, во-вторых, горючий жидкий топливный поток 22 из установки по производству метанола. Продукт сжигания 29 из печи 21 входит в конвекционную секцию пламенного нагревателя 28. Охлажденный отходящий газ 30 выбрасывают из нагревателя в атмосферу при температуре, например, приблизительно 137°С.
Исходный поток 54 природного газа при давлении 40 бар сжимают до 82 бар в компрессоре 55 и подают в нагреватель как поток 25 при 80°С. Данный поток нагревают до 500°С и разделяют на поток 5, сырье для РОХ, и поток 26, который может быть смешан с потоком 47 перегретого пара при температуре приблизительно 500°С. Объединенный поток 6 представляет сырье для трубок EHTR, наполненных катализатором. Боковой поток природного газа, перегретого до 320°С, отбирают с получением части газотурбинного топливного потока 46.
В РОХ 4 поток 5 природного газа может быть частично окислен потоком 2 кислорода с получением потока 27 синтез-газа (например, потока, который включает водород и оксид углерода). Поток 27 синтез-газа может включать непрореагировавшее сырье из потока 5 природного газа и/или побочные продукты, такие как диоксид углерода, метан, азот, аргон, кислород и водяной пар. Поток 27 синтез-газа находится при температуре 1446°С и поступает в межтрубное пространство реактора 53 EHTR. Данная температура может быть значительно выше, чем нормальная температура на выходе из реактора РОХ сырья из природного газа, которая может достигать приблизительно 1345°С. Избыток тепла, присутствующий в выходящем газе РОХ, вследствие более высокой температуры может обеспечить работу EHTR при давлении 80 бар с отношением пара к активному углероду 6,03, так что общий поток на выходе из РОХ плюс поток 7 EHTR может иметь концентрацию метана 1,8% молярный (по сухому веществу).
В некоторых вариантах воплощения изобретения поток 6, включающий смесь природного газа и/или пара (например, при температуре приблизительно 500°С), также может быть направлен в EHTR. Смесь природного газа и пара может протекать вниз через катализатор в EHTR (например, вертикальные трубки, наполненные катализатором, с открытыми концами) и может выходить из трубок EHTR в виде смеси водорода и оксида углерода плюс некоторое количество диоксида углерода, метана, азота, аргона и водяного пара. Данный газ может выходить при температуре приблизительно 900°С. Данный газовый поток может быть также смешан с потоком 27 образовавшегося газа из РОХ. Объединенный поток (например, газ, выходящий из трубок с катализатором и смешанный с потоком продукта из РОХ) может проходить вверх по межтрубному пространству EHTR и/или может обеспечивать тепло, необходимое для реакций риформинга пар/углеводород. Поток 7 газового продукта может выходить из EHTR при температуре приблизительно 600°С. Поток 7 газового продукта включает синтез-газ и может быть охлажден с получением охлажденного потока 8. Поток 7 газового продукта может быть охлажден в котле, использующем тепло отходящего газа, от 600°С до 340°С с образованием потока 41 пара от потока 56 воды, подаваемой в перегретый котел. Поток 41 пара при 330°С и давлении 125 бар, выходящий из котла 30, использующем тепло отходящего газа, становится перегретым до 500°С, по мере прохождения его через пламенный нагреватель 28, и выходит как поток 42. Данный поток поступает на запасную турбину 44, где его давление снижается до 80,5 бар при температуре 432°С. Выходящий поток разделяется. Поток 14 конденсируется в нагревателе 48 для кислорода, тогда как остальная часть, поток 45, поступает в пламенный нагреватель 28 и нагревается, например, до 500°С. Затем поток 47 смешивается с предварительно нагретым потоком 26 природного газа, превращаясь в исходный поток 6 для межтрубного пространства EHTR. Поток 8 сингаза охлаждается в теплообменнике 31 до температуры 201°С, одновременно нагревая поток 51 исходной воды котла до 310°С. В потоке 9 может находиться большое количество несконденсированного пара. Сингаз охлаждают, например, до 164°С в теплообменнике 57, который может быть использован для предварительного нагрева и испарения потока 35 исходной воды для котла при давлении, например, 6,9 бар, который выходит как поток 36 и поступает в пламенный нагреватель 28, где его температура возрастает, например, до 330°С. Поток 52 обеспечивает мощность в турбине 50 конденсации пара. Поток 58 сконденсированной воды вместе со всеми, по существу всеми иди другими водными потоками поступает в систему 37 очистки воды. Поток 48 очищенной воды может быть выведен из системы. Поток 24 сингаза затем охлаждают до 40°С потоками 11 и 12 охлаждающей воды в теплообменнике 59. Водный конденсат отделяют в 33 и поток 13 сингаза направляют в контур синтеза метанола и очистительную систему 38. По существу чистый метанол может быть получен при производительности, например, приблизительно 730 метрических тонн/день в виде потока 39. Поток 13 сингаза может быть повторно нагрет в 59 до температуры 150°С перед поступлением в контур синтеза метанола для повышения образования избытка пара при синтезе метанола и из очистительной системы.
В целом, исходный поток 5 может претерпеть частичное окисление (уравнение 1), например, в реакторе РОХ. Кроме того, может происходить общее окисление (уравнение 2), и может происходить сдвиг реакции (уравнение 4). Реакции могут включать
СН4+1/2Н2О→СО+2Н2 (1)
СН4+2О2→СО2+2Н2О (2)
Образующийся при реакциях РОХ синтез-газ представляет газовую смесь очень высокой температуры, которая может быть использована для обеспечения части эндотермического тепла для реакции риформинга пар/углеводород во второй нижней риформинг-установке (EHTR) с конвекционным нагревом. Остальная часть потребного количества тепла обеспечивается смешением предварительно нагретого газа из трубок EHTR при 900°С с образующимся газом из РОХ при 1446°С до того, как общий газовый поток будет использован для нагрева GHR. Реакции парового риформинга могут включать следующие:
СН4+Н2О→СО+3Н2 (3)
СО+Н2О→СО2+Н2 (4)
Поток 7 синтез-газа может включать водород и оксид углерода. Поток 7 синтез-газа также может включать метан, водяной пар, диоксид углерода, аргон и/или азот. Относительные концентрации оксида углерода и водорода могут зависеть, например, от состава углеводородного сырья (например, метан используется только в данных уравнениях для простоты, но в сырье могут присутствовать и другие компоненты и окисляться и/или подвергаться риформингу), давления, температуры на выходе РОХ, температуры на выходе из каталитических трубок EHTR, температуры исходного кислорода, природного газа и пара в РОХ и EHTR, отношения пара к активному углероду в сырье для EHTR и температуры на выходе из межтрубной зоны EHTR. Чистота кислорода может лежать в интервале от 90 до почти 100% по объему О2 и, в частности, может лежать в интервале от 95% до 99,5% О2 по объему. Идеальная чистота кислорода лежит в интервале от 99% до 99,9% молярных для минимизации потерь продувочного газа в контуре по производству метанола.
В некоторых вариантах воплощения изобретения метанол образуется непосредственно в системе получения синтез-газа с высокой чистотой (например, 95% или больше). Работа предложенной системы получения сингаза может протекать при давлениях в интервале от 70 бар до 100 бар, что может позволить подачу полученного синтез-газа в циркуляционный петлевой реактор получения метанола независимо или без использования компрессора для исходного газа. На течение реакций 1-3 отрицательно влияет высокое давление, тогда как реакция 4 не зависит от давления. Реакции 1 и 2 могут компенсировать высокое давление повышением температуры реакции, что может быть достигнуто незначительным повышением отношения кислорода к углеводороду в сырье для РОХ. Повышение отношения кислорода к углеводороду и повышение температуры не вызовет существенных проблем в конструкции оборудования.
Чтобы система EHTR работала как реактор риформинга пар/углеводород при высоком давлении свыше 70 бар, в системе 100 может быть использовано очень высокое отношение пара к активному углероду в сырье для GHR, чтобы регулировать концентрацию метана в образующемся синтез-газе 7. Оно может лежать в интервале от 5 до 8, таком как интервал от 5,5 до 6,5. Действительное отношение пара к активному углероду в сырье для GHR зависит от давления и температуры на выходе из трубки с катализатором GHR. Отношение может быть выбрано, чтобы ограничить отношение СН4 к (Н2+СО) в образующемся синтез-газе, выходящем из трубок GHR, по меньшей мере, до приблизительно 5%, например, в интервале от 5% до 10% (молярных). Это может привести к концентрации метана в потоке 7 образующегося сингаза ниже 2% молярных (по сухому веществу). Чтобы компенсировать тепловую сверхнагрузку на EHTR, температура на выходе из РОХ может быть выше, чем нормальная цифра приблизительно 1340°С. Температура на выходе РОХ может быть повышена за счет увеличения отношения кислорода к углеводороду в сырье для РОХ, так чтобы температура на выходе РОХ составляла выше приблизительно 1400°С, например, была в интервале от 1425°С до 1500°С. При использовании ATR температура на выходе может, в целом, достигать величины ниже 1050°С, и в этом случае доля синтез-газа из ATR относительно доли его из EHTR может быть увеличена.
Для того чтобы система EHTR работала как реактор риформинга пар/углеводород при высоких давлениях (например, выше 70 бар), может быть использовано очень высокое отношение пара к активному углероду в сырье. Таким образом, при получении синтез-газа может быть получено более высокое содержание метана в выходящем из EHTR газе. Однако поток выходящего газа из РОХ может не иметь повышенного содержания метана, так как он работает при более высокой температуре выгрузки. Поскольку приблизительно 70% сингаза получают из реактора РОХ и только приблизительно 30% из EHTR, можно выдержать значительно большее содержание СН4 в выходящем из GHR газе, чем, например, из установленной самостоятельно риформинг-установки пар/природный газ. Хотя невозможно увеличить температуру на выходе из ATR, температура на выходе выше 1000°С означает, что содержание СН4 может составлять менее 1% в интервале давлений от 70 бар до 100 бар, и поэтому увеличение, вызванное желанием повысить реакционное давление, может не оказать существенного влияния. Однако предпочтительно использовать комбинацию РОХ/EHTR, так как это дает более низкую концентрацию метана в сингазе, поступающем в контур получения метанола, и таким образом минимизирует или иным образом снижает потерю продувочного газа в контуре. Другой характеристикой конструкции EHTR, использованного в данном процессе, является тот факт, что наполненные катализатором трубки EHTR смонтированы в вертикальной связке с вводом в трубную доску на верхнем более холодном конце, и с открытыми нижними горячими выводными концами, так что трубки могут свободно расширяться вниз при нагревании до рабочих температур на выходе, которые могут лежать в интервале от 800°С до 900°С. Это означает, что разница давлений между внутренними и наружными трубками GHR при работе в заданных условиях может быть небольшой. Сумма величины падения давления в наполненной катализатором трубке плюс падение давления в межтрубном пространстве может иметь максимальное значение на холодном верхнем конце трубок GHR и приблизительно ноль на нижнем горячем конце трубок. GHR может работать при любом давлении вплоть до величины, ограниченной экономическими соображениями, обусловленными конструкцией сосуда высокого давления и любым ограничением для давления в выбранной системе очистки газа, вызванном постепенно растущим давлением газа. В некоторых вариантах воплощения изобретения данная работа может отличаться от работы риформинг-установки пар/природный газ, где печь работает при близком к атмосферному давлении, а прочность трубок налагает ограничение на давление синтез-газа, которое обычно составляет ниже 35-40 бар. Данные отличительные признаки могут обеспечить получение СО+СО2+Н2 исходного газа для системы синтеза метанола низкого давления, работающей при давлении в контуре в интервале от 70 до 100 бар.
Преимущества настоящего изобретения заключаются в том, что общая эффективность установки по производству метанола может быть увеличена, а затраты могут быть снижены за счет осуществления работы системы синтез-газа при высоком давлении, что может снизить размер оборудования и его стоимость. Кроме того, система производства метанола по существу исключает традиционную систему компрессии синтез-газа и обеспечивает введение горячего исходного газа в реакционный контур и может обеспечить дополнительное получение энергии от побочных продуктов производства.
На фиг.3 представлена схема 300, включающая рабочие условия для системы синтеза метанола фиг.1. Основываясь на условиях, определенных на диаграмме 300 и схеме на фиг.2, система может включать одну или более из следующих эксплуатационных характеристик: производство метанола приблизительно 730 метрических тонн/день; общий расход исходного природного газа приблизительно 828,26 миллионов БТЕ/день (на основе LHV); удельная тепловая нагрузка приблизительно 26,43 миллионов БТЕ (на основе LHV) на метрическую тонну метанола; расход кислорода приблизительно 364 метрических тонн/день при чистоте 99,5% молярных и давлении 85 бар и/или другие. В некоторых вариантах воплощения изобретения диаграмма 300 может быть основана на использовании газовой турбины Siemens SGT-300. Имея условный коэффициент полезного действия приблизительно 55% (на основе LHV) для приблизительно 3,9 МВт отводимой мощности, тепловой коэффициент полезного действия производства метанола может составить приблизительно 71,5% (на основе LHV).
На фиг.4 показан другой пример системы 400 производства метанола, который объединяет систему получения сингаза с теплообменником. Как указано ранее, исходный поток в различных вариантах воплощения изобретения перерабатывается с получением потока сингаза высокого давления (например, больше приблизительно 70 бар), включающего смеси СО+СО2+Н2, подходящие по составу для получения метанола, например, в акаталитическом процессе. Потоки переработанного сырья могут включать различные сырьевые потоки, которые включают метан, такой как природный газ, углеводородные топлива, обогащенные метаном газы, такие как пластовый метан или биогаз (например, поток, полученный при анаэробном разложении материала). Сырьевые потоки могут включать жидкие углеводородные потоки. Предварительно нагретый сырьевой поток 405 может быть введен в системы 404 и 407 образования синтез-газа. Например, сырьевой поток, такой как природный газ, может быть введен, как показано, в систему образования синтез-газа POX/EHNR, которая включает реактор частичного окисления (Partial Oxidation Reactor (POX)), объединенный с установкой риформинга с газовым нагревом (Gas Heated Catalytic Reformer (EHTR)), из которой объединенный, образующийся газ РОХ и образующийся газ из EHTR используют для получения общего или, по меньшей мере, значительной части потребного количества тепла для EHTR. В качестве другого примера сырьевой поток может быть направлен в объединенную систему получения синтез-газа ATR/EHTR, которая включает автотермическую риформинг-установку (Autothermal Reformer (ATR)), объединенную с EHTR, в которой объединенный, образующийся в ATR газ и газ из EHTR используются для получения всего или, по меньшей мере, значительной части потребного количества тепла для EHTR. Как показано, поток 402 сжатого кислорода может быть получен в криогенной установке сепарации воздуха с нагнетанием жидкого кислорода (pumped liquid oxygen cryogenic Air Separation Unit (ASU)). Поток 402 кислорода может быть предварительно нагрет (например, теплом от пара, нагретого топливом 438, сжигаемым в печи с пламенным нагревом) и направлен в РОХ с сырьевым потоком 405 природного газа. Сырьевой поток 405 природного газа может быть предварительно нагрет (например, теплом, выделяющимся при сгорании топлива 438 и/или природного газа 447, такого как природный газ из сырьевого потока, сжигаемый в печи с пламенным нагревом).
При РОХ поток 405 природного газа может быть частично окислен с образованием потока 404 синтез-газа (например, потока, который включает водород и оксид углерода). Поток 404 синтез-газа может включать непрореагировавшее сырье из потока 405 природного газа и/или побочные продукты, такие как диоксид углерода, метан, азот, кислород и пары воды. Поток 404 синтез-газа может поступать в межтрубное пространство EHTR 407.
В некоторых вариантах воплощения изобретения поток 405, включающий смесь природного газа и пара (например, при температуре приблизительно 550°С), может также поступать в EHTR. Поток 406 может быть предварительно нагрет (например, теплом, выделившимся при сгорании топлива 438 в печи с пламенным нагревателем). Смесь природного газа и пара может протекать вниз через катализатор в EHTR (например, через вертикальные трубки с открытыми концами, наполненные катализатором) и может выходить из EHTR в виде смеси водорода и диоксида углерода плюс некоторое количество оксида углерода, азота, аргона и паров воды. Данный газ может выходить при температуре приблизительно 900°С. Данный поток газа может также смешиваться с потоком 404 образующегося при РОХ газа. Объединенный поток (например, газ, выходящий из трубок с катализатором, смешанный с потоком продукта из РОХ) может протекать вверх по межтрубному пространству EHTR и/или может обеспечить тепло, необходимое для реакций риформинга пар/углеводород. Поток 407 образующегося газа может выходить из GHR при температуре приблизительно 600°С. Поток 407 образовавшегося газа может включать синтез-газ и может быть охлажден с получением охлажденного потока 408. Поток 407 образовавшегося газа может быть охлажден в котле, использующем тепло отходящего газа, с получением потока 431 пара из предварительно нагретого потока 429 воды, вводимой в котел. Поток 431 пара, выходящий из котла, использующего тепло отходящего газа, может включать насыщенный пар и может быть перегретым, так как он проходит через пламенный нагреватель.
В целом, поток 405 сырья может претерпеть частичное окисление (уравнение 1), например, в реакторе POX. Помимо этого может произойти некоторое полное окисление (уравнение 2), и может произойти реакция конверсии (уравнение 3). Реакции могут включать следующие:
CH4+½O2→CO+2H2 (1)
CH4+2O2→CO2+2H2O (2)
Образовавшийся в качестве продукта синтез-газ из реакции POX образует газовую смесь очень высокой температуры, которая может быть использована для обеспечения части эндотермического тепла реакции для риформинга пар/углеводород во второй нагреваемой газом установке каталитического риформинга (ETHR) ниже по потоку. Остальную часть требуемого тепла обеспечивают смешением газообразного продукта из ETHR с газообразным продуктом из реактора POX до того, как общий газообразный поток используют для нагрева ETHR. Реакции парового риформинга могут включать следующие:
CH4+H2O→CO+3H2 (3)
CO+H2O→CO2+3H2 (4)
Поток 531 синтез-газа может включать водород и оксид углерода. Поток 531 синтез-газа может также включать непрореагировавшие компоненты сырья, воду, диоксид углерода, аргон и/или азот. Относительные концентрации оксида углерода и водорода могут зависеть от, например, состава углеводородного сырья (например, в данных уравнениях метан используется только для простоты, но и другие компоненты могут присутствовать в сырье и могут быть окислены и/или подвергнуты риформингу), давления и/или температуры на выходе из слоев катализатора. Чистота кислорода может быть в интервале от 90 до близко к 100% по объему O2 и более конкретно в интервале от 95% до 99,5% О2 по объему.
Целью данного процесса является получение метанола непосредственно из системы образования синтез-газа высокой чистоты. На реакции 1 и 3 негативно влияют высокие давления, в то время как реакция 4 от давления не зависит. Реакции 1 и 2 могут компенсировать высокое давление относительно небольшим повышением температуры реакции, что может быть достигнуто легким увеличением соотношения кислорода к углеводороду. Увеличение отношения кислорода к углеводороду и небольшое повышение температуры не составит значительных проблем для конструкции оборудования.
Для того чтобы система EHTR работала как реактор риформинга пар/углеводород при высоких давлениях более 60 бар, в системе 100 может быть использовано очень высокое отношение пара к активному углероду в сырье для EHTR, чтобы контролировать концентрацию метана в образующемся синтез-газе 407. Оно должно быть более 5, предпочтительно в интервале от 5 до 10. Действительное отношение пара к активному углероду в углеводородном сырье для GHR зависит от давления и температуры на выходе из трубки с катализатором EHTR. Отношение выбирают таким образом, чтобы оно ограничивало отношение CH4 к (H2+CO) в образующемся синтез-газе, выходящем из трубок EHTR, по меньшей мере, приблизительно 5%, предпочтительно величиной в интервале от 5% до 10% (молярных). Для того чтобы компенсировать излишнюю тепловую нагрузку в EHTR, вызванную разницей температур между сырьем в трубках EHTR и температурой потока 407 продукта, выходящего из межтрубного пространства, температура на выходе из POX должна быть выше, чем нормальная величина, составляющая приблизительно 1340°С. Температура на выходе из POX может быть повышена увеличением отношения кислорода к углеводороду в сырье для POX таким образом, чтобы температура на выходе из POX составляла выше 1400°С, предпочтительно в интервале от 1425°С до 1500°С. При использовании ATR максимальная температура на выходе будет, в общем, ниже 1050°С, и в данном случае доля синтез-газа из ATR относительно доли синтез-газа из EHTR будет увеличена.
Для того чтобы система EHTR работала как реактор риформинга пар/углеводород при высоком давлении (например, выше 60 бар), может быть использовано очень большое отношение пара к активному углероду в сырье. Таким образом, для получения синтез-газа будет получено более высокое содержание метана в выходящем газе из EHTR и ATR. Однако поток выходящего газа из POX может и не иметь высокого содержания метана. Так как приблизительно 70% синтез-газа образуется в реакторе POX и только приблизительно 30% в GHR, является возможным допускать гораздо большее содержание CH4 в выходящем из EHTR газе, чем, например, из отдельной риформинг-установки пар/природный газ. Хотя невозможно увеличить температуру на выходе из ATR, температура на выходе, превышающая 1000°С, означает, что содержание CH4 будет составлять менее 1%, так что увеличение, вызванное желанием повысить давление реакции, не даст достаточного эффекта. Дополнительной характеристикой конструкции EHTR, используемого в настоящем процессе, является тот факт, что трубки EHTR, заполненные катализатором, смонтированы в вертикальной связке с входом в трубную доску в верхнем, более холодном конце, и с открытыми горячими выходными концами снизу, так что трубки могут свободно расширяться вниз при нагреве до рабочих температур на выходе, которые будут лежать в интервале от 800°С до 900°С. Это означает, что разница давления между внутренними и внешними трубками EHTR во время работы в расчетных условиях довольно мала. Суммарное падение давления в трубках, заполненных катализатором, плюс падение давления в межтрубном пространстве достигает максимального значения в более холодном верхнем конце трубок EHTR и составляет приблизительно ноль в нижнем горячем конце трубок. EHTR может работать при любом высоком давлении вплоть до экономически целесообразного предела, обусловленного конструкцией емкости высокого давления, и при любом давлении, необходимом для выбранной системы очистки газа, вызванном прогрессивно растущим давлением газа. Это сильно отличается от риформинг-установки пар/природный газ, где печь работает при давлении, близком к атмосферному, а прочность трубок налагает ограничения на давление синтез-газа, которое, в общем, составляет менее 35-40 атм.
Общий поток 407 образующегося синтез-газа находится при температуре в интервале от 600°С до 800°С. Он проходит через паровой котел для рекуперации тепла, в который поступает поток 429 подающейся в котел воды и образуется поток 31 пара. Охлажденный поток 8 синтез-газа проходит через конвертер 104 метанола. В некоторых вариантах воплощения изобретения поток 408 синтез-газа может находиться под давлением приблизительно 77 бар в точке непосредственно выше рекуперации тепла (ребойлеров 514). Поток 408 может включать очень большое количество пара, так что параллельный ребойлерам 514 теплообменник 501 может обеспечивать нагрев потока 428 подающейся в котел воды. Поток подающейся насосом 426 воды на входе может быть предварительно нагрет в теплообменнике 502, который может быть расположен параллельно петлевому конденсатору 518. Помимо этого или в альтернативном случае теплообменник 502 может быть расположен выше по потоку и последовательно с петлевым конденсатором 518. Система 400 частично проводит поток 408 на выход из конвертера 504 метанола, а частично или полностью непосредственно в теплообменник 501. Сепаратор воды может быть расположен в точке В для прямого отделения воды, сконденсировавшейся из потока 408, без разбавления образовавшегося метанола и увеличения затрат на сепарацию. Вода для подачи в котел может быть нагрета, как описано выше. Поток 447 природного газа будет обеспечивать топливо, требуемое для печи с пламенным нагревателем, пополненное продувочными газами, образованными в контуре получения метанола и системе дистилляции метанола.
Данные признаки могут обеспечить CO+CO2+H2 исходный газ для системы синтеза метанола низкого давления при контурном давлении в интервале от 50 до 100 бар и при температуре в интервале от 200°С до 400°С, что близко к рабочей температуре реактора 504 синтеза метанола.
Преимуществами настоящего изобретения являются увеличение общей эффективности установки по производству метанола и снижение затрат за счет осуществления работы системы синтеза газа при высоком давлении, что снижает, таким образом, размер и стоимость оборудования, а также за счет исключения традиционного охлаждения синтез-газа и системы компрессии и введения горячего сырьевого газа в реакторный контур, а также за счет получения дополнительной энергии от побочных продуктов.
Газовая турбина может приводить в движение воздушный компрессор, который может обеспечить сырьевой поток воздуха в ASU. Часть сырьевого потока (например, природный газ) 446 может быть направлена в газовую турбину как топливо. Отходящий газ 417 из газовой турбины может быть при температуре приблизительно 450°С. Отходящий газ 417 из газовой турбины, который включает кислород, может быть направлен как поток воздуха для сжигания в печь с пламенным нагревателем.
Пламенный нагреватель может нагревать первую часть 423 потока сырья (например, природного газа), который подают в POX. Первая часть 423 может быть сжатой, и сжатая первая часть 424 может быть нагрета пламенным нагревателем с получением предварительно нагретого потока 405 сырья, который подают в POX. Пламенный нагреватель может также нагревать вторую часть 420 потока сырья, подаваемого в EHTR. Вторая часть 420 может быть сжата, и сжатая вторая часть 421 может быть нагрета пламенным нагревателем с получением предварительно нагретого потока 422 сырья, подаваемого в EHTR. Техническая вода 442 вместе с потоком 431 насыщенного пара может быть также нагрета с получением многочисленных потоков 444, 433, 432 и общего потока 434 перегретого пара при 80 бар и 500°С для процесса. Поток 434 пара разделяют на поток 435, используемый для предварительного нагрева О2, загружаемого в POX или ATR, и потоки 436 и 437, где поток 436 добавляют к потоку 422 с получением общего сырьевого газопарового потока 406 направляемого в межтрубное пространство EHTR, а поток 437 включает остальной перегретый пар высокого давления, который проходит через турбину для конденсации пара, соединенную с электрогенератором. Таким образом, при помощи использования различных потоков для сжигания и/или передачи тепла тепловой коэффициент полезного действия способа может составлять более 60%. Например, тепловой коэффициент полезного действия процесса, основанного на LHV образующегося метанола, сравнимой с общим сырьевым природным газом, может быть выше приблизительно 70% и может быть выше 75%.
В некоторых вариантах воплощения изобретения, по меньшей мере, часть отделенных потоков отходящего газа, которые могут включать инертные газы и оксиды углерода, могут быть использованы как часть потока топливного газа в пламенном нагревателе с использованием в качестве воздуха для сжигания отходящего газа газовой турбины и/или воздушного потока. Генерированное тепло может быть использовано для предварительного нагрева углеводорода и пара, подаваемых в установки получения синтез-газа. Так как значительное количество аргона и азота, которые могут происходить из потока кислорода и/или потоков сырья, может попасть в потоки отходящего газа, простая циркуляция CH4/Ar/N2 в потоках обратно в точку загрузки сырья системы получения синтез-газа может вызвать накопление данных компонентов в системе. Таким образом, использование топлив из отделенных потоков отходящего газа может уменьшить отходящие технологические потоки и/или увеличить рентабельность процесса (например, вследствие повторного использования в качестве топлива).
Несмотря на то, что поток сырья описан как включающий метан, поток сырья может включать и другие компоненты, такие как другие углеводороды (например, этан, пропан, бутан, пентан, бензол), другие углерод и водородсодержащие соединения (например, диоксид углерода, оксид углерода, водород, спирты и т.п.), органические соединения, азот, аргон и т.п. Потоком сырья может быть природный газ, газы, связанные с производством бензина, горючие отходящие газы из других процессов, жидкие углеводороды и т.п. В некоторых вариантах воплощения изобретения, когда потоком сырья может быть обработанный природный газ, например, серосодержащие соединения из природного газа могут быть удалены или, по меньшей мере, частично удалены, чтобы избежать повреждений катализатора.
Несмотря на то, что синтез-газ описан как включающий оксид углерода и водород, синтез-газ может также включать другие компоненты, такие как инертные газы (например, азот или аргон). В некоторых вариантах воплощения изобретения оксиды углерода могут включать оксиды углерода, такие как оксид углерода и диоксид углерода. Хотя потоки описаны в вариантах воплощения изобретения как включающие разные компоненты, потоки могут включать один или несколько других компонентов.
Различные другие варианты воплощения изобретения могут быть использованы в сочетании с такими системами как система 400, показанная на фиг.1. Помимо этого могут быть добавлены, изменены и/или опущены различные стадии. Так, например, диоксид углерода, отделенный от потока образовавшегося синтез-газа, может быть направлен в другие процессы (например, процессы получения мочевины или в качестве сжатого потока для изоляции). В альтернативном варианте часть отделенного CO2 может быть возвращена обратно в секцию образования синтез-газа и добавлена к сырьевому газу в POX, ATR или EHTR.
Несмотря на то, что представленные выше пояснения включает различные нагретые и/или сжатые потоки, другие потоки могут быть нагреты и/или сжаты, и/или показанные потоки могут быть не нагреты и/или не сжаты, как показано.
Хотя выше рассмотрен конкретный вариант воплощения системы, могут быть добавлены, удалены и/или изменены различные компоненты. Кроме того, различные температуры и/или концентрации приведены в целях пояснения. Температуры и/или концентрации при необходимости можно изменять.
Рассмотрен ряд вариантов воплощения изобретения. Тем не менее, следует понимать, что различные модификации могут быть сделаны без отклонения от существа и объема притязаний вариантов воплощения. Соответственно, другие варианты воплощения изобретения лежат в объеме притязаний данной заявки.
Следует понимать, что варианты воплощения изобретения не ограничены конкретными описанными системами или процессами, которые, безусловно, можно изменять. Также необходимо понимать, что терминология, использованная в настоящем документе, имеет целью только описание конкретных вариантов воплощения изобретения и ее не следует считать ограничивающей. Например, используемые в данном описании формы единственного числа «a», «an» и «the» включают ссылки на множественное число, если содержание ясно не указывает на обратное. Так, например, ссылка на «реактор» включает в себя комбинацию из двух или более реакторов, а ссылка на «сырье» включает в себя различные типы сырья.

Claims (11)

1. Способ получения метанола, включающий
получение кислорода на установке разделения воздуха с воздушными компрессорами, приводимыми в действие газовой турбиной;
нагревание потока углеводородного сырья с использованием отработанного в газовой турбине газа;
экзотермическое взаимодействие первой части потока нагретого углеводородного сырья, по меньшей мере, с одним из пара или газообразного окислителя, включающего молекулярный кислород, с получением сингаза с экзотермическим выделением тепла;
эндотермический риформинг второй части потока углеводородного сырья паром над катализатором в риформинг-установке с теплообменником с получением сингаза эндотермического риформинга, причем, по меньшей мере, часть тепла, использованного при получении сингаза эндотермического риформинга, образуется при извлечении экзотермического тепла от образовавшегося сингаза и образовавшегося сингаза эндотермического риформинга;
объединение образовавшегося с экзотермическим выделением тепла сингаза и образовавшегося сингаза эндотермического риформинга с получением потока объединенного сингаза;
получение пара в котле, использующем тепло отходящего газа, охлаждением потока объединенного сингаза, при этом охлажденный поток объединенного сингаза проходит в установку по производству метанола при давлении в интервале от приблизительно 70 бар до 100 бар;
отделение воды от охлажденного объединенного сингаза с получением сырья для установки по производству метанола по существу при давлении реакционного контура и с содержанием метана менее приблизительно 2% молярных, а также с содержанием воды менее приблизительно 0,2% молярных;
после отделения воды подача охлажденного объединенного сингаза в установку по производству метанола и
объединение горючего потока, выходящего из установки по производству метанола, с метановым топливом для газовой турбины.
2. Способ по п. 1, где образующийся с экзотермическим выделением тепла сингаз образуется при использовании печи частичного окисления с последующей секцией каталитического риформинга в риформинг-установке с конвекционным нагревом пара и углеводорода.
3. Способ по п. 1, где образующийся с экзотермическим выделением тепла сингаз имеет температуру выше приблизительно 1000°C.
4. Способ по п. 1, где охлажденный объединенный сингаз проходит в установку по производству метанола независимо от использования компрессора для сырьевого потока.
5. Способ по п. 1, где вторая часть потока углеводородного сырья включает отношение пара к активному углероду в интервале от приблизительно 5 до 8.
6. Способ по п. 1, где в установке каталитического риформинга с газовым нагревом (GHR) образуется сингаз эндотермического риформинга при использовании наполненных катализатором трубок, смонтированных в виде вертикальной связки с входом в трубную доску в верхнем конце и открытыми нижними выводными концами.
7. Система получения метанола, включающая
установку сепарации воздуха, которая производит кислород при использовании воздушных компрессоров, приводимых в действие газовой турбиной;
пламенный нагреватель, который нагревает поток углеводородного сырья при использовании отходящего газа из газовой турбины;
реактор частичного окисления (POX) или реактор автотермического риформинга (ATR), в котором протекает экзотермическое взаимодействие первой части нагретого потока углеводородного сырья, по меньшей мере, с одним из пара или газообразного окислителя, включающего молекулярный кислород, с получением образующегося с выделением экзотермического тепла сингаза;
установку каталитического риформинга с нагревом газом (GHT), в которой протекает эндотермическая реакция риформинга второй части потока углеводородного сырья с паром над катализатором в риформинг-установке с теплообменом с образованием в результате эндотермического риформинга готового сингаза, и объединение образованного с выделением экзотермического тепла сингаза и образованного в результате эндотермического риформинга сингаза с получением потока объединенного сингаза, причем, по меньшей мере, часть тепла, расходуемого при получении готового сингаза эндотермического риформинга, получают путем рекуперации тепла из полученного с выделением экзотермического тепла сингаза и полученного эндотермическим риформингом сингаза;
котел, использующий тепло отходящего газа, в котором образуется пар при охлаждении потока объединенного сингаза, при этом охлажденный поток объединенного сингаза проходит в установку по производству метанола при давлении в интервале от приблизительно 70 бар до 100 бар;
сепарационный узел, в котором от охлажденного объединенного сингаза отделяется вода с получением сырья для установки по производству метанола по существу с давлением реакционного контура и с содержанием метана менее приблизительно 2% молярных, а также с содержанием воды менее приблизительно 0,2% молярных;
после отделения воды первый трубопровод, по которому проходит охлажденный объединенный сингаз на установку по производству метанола; и
второй трубопровод, который объединяет выходящий из установки по производству метанола горючий поток с метановым топливом для газовой турбины.
8. Система по п. 7, где образующийся с экзотермическим выделением тепла сингаз имеет температуру больше приблизительно 1000°C.
9. Система по п. 7, где охлажденный объединенный сингаз проходит в установку по производству метанола независимо от использования компрессора для потока сырья.
10. Система по п. 7, где вторая часть потока углеводородного сырья включает отношение пара к активному углероду в интервале приблизительно от 5 до 8.
11. Система по п. 7, где GHR включает заполненные катализатором трубки, смонтированные в вертикальной связке с входом в трубную доску на верхнем конце и открытыми нижними выводными концами.
RU2012156240/05A 2010-05-25 2011-05-25 Получение метанола с использованием сверхчистого водорода высокого давления RU2570458C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US34802710P 2010-05-25 2010-05-25
US61/348,027 2010-05-25
PCT/US2011/037948 WO2011150090A1 (en) 2010-05-25 2011-05-25 Generating methanol using ultrapure, high pressure hydrogen

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2012156240A RU2012156240A (ru) 2014-06-27
RU2570458C2 true RU2570458C2 (ru) 2015-12-10

Family

ID=44511460

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012156240/05A RU2570458C2 (ru) 2010-05-25 2011-05-25 Получение метанола с использованием сверхчистого водорода высокого давления

Country Status (8)

Country Link
US (3) US8772360B2 (ru)
EP (1) EP2576433B1 (ru)
CN (1) CN103003192B (ru)
AU (1) AU2011258329A1 (ru)
CA (1) CA2800602A1 (ru)
ES (1) ES2821780T3 (ru)
RU (1) RU2570458C2 (ru)
WO (1) WO2011150090A1 (ru)

Families Citing this family (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9950305B2 (en) 2011-07-26 2018-04-24 Battelle Memorial Institute Solar thermochemical processing system and method
GB201219960D0 (en) 2012-11-06 2012-12-19 Johnson Matthey Plc Process
CA2869645A1 (en) * 2013-11-04 2015-05-04 Me Resource Corp Method and apparatus for producing chemicals from a methane-containing gas
US9551278B2 (en) * 2014-07-16 2017-01-24 Air Products And Chemicals, Inc. Hydrogen production system and process
MY193298A (en) * 2016-11-09 2022-10-03 8 Rivers Capital Llc Systems and methods for power production with integrated production of hydrogen
US11358111B2 (en) 2019-03-20 2022-06-14 Battelle Memorial Institute, Pacific Northwest National Laboratories Reactor assemblies and methods of performing reactions
US11192843B2 (en) 2018-08-06 2021-12-07 Sabic Global Technologies B.V. Process for producing methanol
EP3674261B1 (de) * 2018-12-27 2021-10-27 GasConTec GmbH Verfahren zur synthese einer wasserstoffhaltigen verbindung
US12065398B2 (en) 2019-01-15 2024-08-20 Sabic Global Technologies B.V. Use of renewable energy in methanol synthesis
WO2021151885A1 (en) * 2020-01-31 2021-08-05 Casale Sa Reforming process integrated with gas turbine generator
US12097464B2 (en) * 2021-09-24 2024-09-24 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Amine CO2 separation process integrated with hydrocarbons processing
AU2023215827A1 (en) * 2022-02-01 2024-07-04 CRI, hf Heat integration

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4631915A (en) * 1984-04-21 1986-12-30 Kraftwerk Union Aktiengesellschaft Gas turbine and steam power-generating plant with integrated coal gasification plant
US6669744B2 (en) * 1998-04-14 2003-12-30 Air Products And Chemicals, Inc. Process and apparatus for the production of synthesis gas
RU2343109C2 (ru) * 2003-03-18 2009-01-10 КЕЛЛОГГ БРАУН ЭНД РУТ ЭлЭлСи Способ получения потока, обогащенного водородом, способ генерирования электрического тока, способ гидроочистки, устройство для получения потока, обогащенного водородом

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3163153A (en) * 1962-03-30 1964-12-29 Foster Wheeler Corp Waste heat recovery apparatus with integral fired heater
US5472986A (en) * 1994-11-08 1995-12-05 Starchem, Inc. Methanol production process using a high nitrogen content synthesis gas with a hydrogen recycle
GB0025150D0 (en) 2000-10-13 2000-11-29 Air Prod & Chem A process and apparatus for the production of synthesis gas
CA2357527C (en) 2001-10-01 2009-12-01 Technology Convergence Inc. Methanol recycle stream
US20030162846A1 (en) * 2002-02-25 2003-08-28 Wang Shoou-L Process and apparatus for the production of synthesis gas
GB0218815D0 (en) * 2002-08-13 2002-09-18 Air Prod & Chem Process and apparatus for the production of hydrocarbon compounds from methane
CN101511724A (zh) * 2006-09-29 2009-08-19 凯洛格·布朗及鲁特有限公司 制备合成气的方法
US7722690B2 (en) 2006-09-29 2010-05-25 Kellogg Brown & Root Llc Methods for producing synthesis gas
RU2516527C2 (ru) 2008-08-21 2014-05-20 ДжиТиЭлПЕТРОЛ ЭлЭлСи Системы и способы производства сверхчистого водорода при высоком давлении

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4631915A (en) * 1984-04-21 1986-12-30 Kraftwerk Union Aktiengesellschaft Gas turbine and steam power-generating plant with integrated coal gasification plant
US6669744B2 (en) * 1998-04-14 2003-12-30 Air Products And Chemicals, Inc. Process and apparatus for the production of synthesis gas
RU2343109C2 (ru) * 2003-03-18 2009-01-10 КЕЛЛОГГ БРАУН ЭНД РУТ ЭлЭлСи Способ получения потока, обогащенного водородом, способ генерирования электрического тока, способ гидроочистки, устройство для получения потока, обогащенного водородом

Also Published As

Publication number Publication date
WO2011150090A1 (en) 2011-12-01
US8772360B2 (en) 2014-07-08
EP2576433B1 (en) 2020-07-08
CA2800602A1 (en) 2011-12-01
US9283536B2 (en) 2016-03-15
US20150110684A1 (en) 2015-04-23
US20110294907A1 (en) 2011-12-01
CN103003192A (zh) 2013-03-27
CN103003192B (zh) 2016-02-03
RU2012156240A (ru) 2014-06-27
EP2576433A1 (en) 2013-04-10
US20170044083A1 (en) 2017-02-16
ES2821780T3 (es) 2021-04-27
AU2011258329A1 (en) 2012-12-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2570458C2 (ru) Получение метанола с использованием сверхчистого водорода высокого давления
CA2647525C (en) Process for preparing liquid hydrocarbons
CN110121586B (zh) 用于电力生产和集成的氢气生产的系统和方法
US20230264955A1 (en) Process for producing a gas stream comprising carbon monoxide
US7989509B2 (en) Systems and processes for processing hydrogen and carbon monoxide
US8901179B2 (en) Process for synthesis of methanol
EP1197471A1 (en) A process and apparatus for the production of synthesis gas
EP2233432A1 (en) Plant for generating electricity and for sequestrating carbon dioxide
NO310863B1 (no) Kogenerering av metanol og elektrisk kraft
AU2015202327A1 (en) Generating methanol using ultrapure, high pressure hydrogen
AU2016273831A1 (en) Generating methanol using ultrapure, high pressure hydrogen
WO2024056870A1 (en) Atr-reforming

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20180526

NF4A Reinstatement of patent

Effective date: 20190117

PC41 Official registration of the transfer of exclusive right

Effective date: 20190319

PC41 Official registration of the transfer of exclusive right

Effective date: 20190516