RU2573567C2 - Способ получения метана из биомассы - Google Patents

Способ получения метана из биомассы Download PDF

Info

Publication number
RU2573567C2
RU2573567C2 RU2012157780/04A RU2012157780A RU2573567C2 RU 2573567 C2 RU2573567 C2 RU 2573567C2 RU 2012157780/04 A RU2012157780/04 A RU 2012157780/04A RU 2012157780 A RU2012157780 A RU 2012157780A RU 2573567 C2 RU2573567 C2 RU 2573567C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
hydropyrolysis
hydroconversion
methane
product
specified
Prior art date
Application number
RU2012157780/04A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2012157780A (ru
Inventor
Терри Л. МАРКЕР
Ларри Дж. ФЕЛИКС
Мартин Б. ЛИНК
Ховард С. Мейер
Деннис Леппин
Original Assignee
Гэз Текнолоджи Инститьют
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 Гэз Текнолоджи Инститьют filed Critical Гэз Текнолоджи Инститьют
Publication of RU2012157780A publication Critical patent/RU2012157780A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2573567C2 publication Critical patent/RU2573567C2/ru

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/08—Production of synthetic natural 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
    • B01J23/00—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00
    • B01J23/70—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper
    • B01J23/76—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36
    • B01J23/84—Catalysts comprising metals or metal oxides or hydroxides, not provided for in group B01J21/00 of the iron group metals or copper combined with metals, oxides or hydroxides provided for in groups B01J23/02 - B01J23/36 with arsenic, antimony, bismuth, vanadium, niobium, tantalum, polonium, chromium, molybdenum, tungsten, manganese, technetium or rhenium
    • B01J23/85—Chromium, molybdenum or tungsten
    • B01J23/88—Molybdenum
    • B01J23/883—Molybdenum and nickel
    • 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
    • B01J37/00—Processes, in general, for preparing catalysts; Processes, in general, for activation of catalysts
    • B01J37/02—Impregnation, coating or precipitation
    • B01J37/0201—Impregnation
    • 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
    • B01J37/00—Processes, in general, for preparing catalysts; Processes, in general, for activation of catalysts
    • B01J37/20—Sulfiding
    • 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
    • C01B3/06—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of inorganic compounds containing electro-positively bound hydrogen, e.g. water, acids, bases, ammonia, with inorganic reducing agents
    • C01B3/12—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of inorganic compounds containing electro-positively bound hydrogen, e.g. water, acids, bases, ammonia, with inorganic reducing agents by reaction of water vapour with carbon monoxide
    • C01B3/16—Production of hydrogen or of gaseous mixtures containing a substantial proportion of hydrogen by reaction of inorganic compounds containing electro-positively bound hydrogen, e.g. water, acids, bases, ammonia, with inorganic reducing agents by reaction of water vapour with carbon monoxide using catalysts
    • 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10B—DESTRUCTIVE DISTILLATION OF CARBONACEOUS MATERIALS FOR PRODUCTION OF GAS, COKE, TAR, OR SIMILAR MATERIALS
    • C10B49/00—Destructive distillation of solid carbonaceous materials by direct heating with heat-carrying agents including the partial combustion of the solid material to be treated
    • C10B49/02—Destructive distillation of solid carbonaceous materials by direct heating with heat-carrying agents including the partial combustion of the solid material to be treated with hot gases or vapours, e.g. hot gases obtained by partial combustion of the charge
    • C10B49/04—Destructive distillation of solid carbonaceous materials by direct heating with heat-carrying agents including the partial combustion of the solid material to be treated with hot gases or vapours, e.g. hot gases obtained by partial combustion of the charge while moving the solid material to be treated
    • C10B49/08—Destructive distillation of solid carbonaceous materials by direct heating with heat-carrying agents including the partial combustion of the solid material to be treated with hot gases or vapours, e.g. hot gases obtained by partial combustion of the charge while moving the solid material to be treated in dispersed form
    • C10B49/10—Destructive distillation of solid carbonaceous materials by direct heating with heat-carrying agents including the partial combustion of the solid material to be treated with hot gases or vapours, e.g. hot gases obtained by partial combustion of the charge while moving the solid material to be treated in dispersed form according to the "fluidised bed" technique
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10B—DESTRUCTIVE DISTILLATION OF CARBONACEOUS MATERIALS FOR PRODUCTION OF GAS, COKE, TAR, OR SIMILAR MATERIALS
    • C10B53/00—Destructive distillation, specially adapted for particular solid raw materials or solid raw materials in special form
    • C10B53/02—Destructive distillation, specially adapted for particular solid raw materials or solid raw materials in special form of cellulose-containing material
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G3/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids
    • C10G3/42—Catalytic treatment
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G3/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids
    • C10G3/42—Catalytic treatment
    • C10G3/44—Catalytic treatment characterised by the catalyst used
    • C10G3/45—Catalytic treatment characterised by the catalyst used containing iron group metals or compounds thereof
    • C10G3/46—Catalytic treatment characterised by the catalyst used containing iron group metals or compounds thereof in combination with chromium, molybdenum, tungsten metals or compounds thereof
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G3/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids
    • C10G3/50—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids in the presence of hydrogen, hydrogen donors or hydrogen generating compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G3/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids
    • C10G3/54—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids characterised by the catalytic bed
    • C10G3/55—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids characterised by the catalytic bed with moving solid particles, e.g. moving beds
    • C10G3/57—Production of liquid hydrocarbon mixtures from oxygen-containing organic materials, e.g. fatty oils, fatty acids characterised by the catalytic bed with moving solid particles, e.g. moving beds according to the fluidised bed technique
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J3/00—Production of combustible gases containing carbon monoxide from solid carbonaceous fuels
    • C10J3/46—Gasification of granular or pulverulent flues in suspension
    • C10J3/463—Gasification of granular or pulverulent flues in suspension in stationary fluidised beds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/02—Dust removal
    • C10K1/024—Dust removal by filtration
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K1/00—Purifying combustible gases containing carbon monoxide
    • C10K1/02—Dust removal
    • C10K1/026—Dust removal by centrifugal forces
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10K—PURIFYING OR MODIFYING THE CHEMICAL COMPOSITION OF COMBUSTIBLE GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE
    • C10K3/00—Modifying the chemical composition of combustible gases containing carbon monoxide to produce an improved fuel, e.g. one of different calorific value, which may be free from carbon monoxide
    • C10K3/02—Modifying the chemical composition of combustible gases containing carbon monoxide to produce an improved fuel, e.g. one of different calorific value, which may be free from carbon monoxide by catalytic treatment
    • C10K3/04—Modifying the chemical composition of combustible gases containing carbon monoxide to produce an improved fuel, e.g. one of different calorific value, which may be free from carbon monoxide by catalytic treatment reducing the carbon monoxide content, e.g. water-gas shift [WGS]
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • C10L3/103—Sulfur containing contaminants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • C10L3/104—Carbon dioxide
    • 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
    • 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
    • C01B2203/0283—Processes for making hydrogen or synthesis gas containing a CO-shift step, i.e. a water gas shift 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
    • C01B2203/042—Purification by adsorption on solids
    • 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
    • C01B2203/042—Purification by adsorption on solids
    • C01B2203/043—Regenerative adsorption process in two or more beds, one for adsorption, the other for regeneration
    • 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
    • C01B2203/0475—Composition of the impurity the impurity being carbon dioxide
    • 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
    • C01B2203/0811—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel
    • 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
    • C01B2203/0811—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel
    • C01B2203/0827—Methods of heating the process for making hydrogen or synthesis gas by combustion of fuel at least part of the fuel being a recycle stream
    • 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
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1205—Composition of the feed
    • C01B2203/1211—Organic compounds or organic mixtures used in the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1235—Hydrocarbons
    • C01B2203/1241—Natural gas or methane
    • 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
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1205—Composition of the feed
    • C01B2203/1211—Organic compounds or organic mixtures used in the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1235—Hydrocarbons
    • C01B2203/1247—Higher hydrocarbons
    • 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
    • C01B2203/12—Feeding the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C01B2203/1258—Pre-treatment of the feed
    • 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
    • C01B2203/14—Details of the flowsheet
    • C01B2203/148—Details of the flowsheet involving a recycle stream to the feed of the process for making hydrogen or synthesis gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1011—Biomass
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4006—Temperature
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4012—Pressure
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4018—Spatial velocity, e.g. LHSV, WHSV
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2200/00—Details of gasification apparatus
    • C10J2200/06—Catalysts as integral part of gasifiers
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/09—Details of the feed, e.g. feeding of spent catalyst, inert gas or halogens
    • C10J2300/0913—Carbonaceous raw material
    • C10J2300/0916—Biomass
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10J—PRODUCTION OF PRODUCER GAS, WATER-GAS, SYNTHESIS GAS FROM SOLID CARBONACEOUS MATERIAL, OR MIXTURES CONTAINING THESE GASES; CARBURETTING AIR OR OTHER GASES
    • C10J2300/00—Details of gasification processes
    • C10J2300/16—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant
    • C10J2300/164—Integration of gasification processes with another plant or parts within the plant with conversion of synthesis gas
    • C10J2300/1656—Conversion of synthesis gas to chemicals
    • C10J2300/1662—Conversion of synthesis gas to chemicals to methane
    • 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
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E50/00—Technologies for the production of fuel of non-fossil origin
    • Y02E50/10—Biofuels, e.g. bio-diesel
    • 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
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E50/00—Technologies for the production of fuel of non-fossil origin
    • Y02E50/30—Fuel from waste, e.g. synthetic alcohol or diesel
    • 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
    • Y02P20/141—Feedstock
    • Y02P20/145—Feedstock the feedstock being materials of biological origin
    • 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
    • Y02P20/52—Improvements relating to the production of bulk chemicals using catalysts, e.g. selective catalysts
    • 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
    • Y02P30/00—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry
    • Y02P30/20—Technologies relating to oil refining and petrochemical industry using bio-feedstock

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Dispersion Chemistry (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Catalysts (AREA)
  • Processing Of Solid Wastes (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Preparation Of Compounds By Using Micro-Organisms (AREA)
  • Treatment Of Sludge (AREA)

Abstract

Изобретение описывает способ получения метана из биомассы, включающий гидропиролиз биомассы в реакторе гидропиролиза, с получением продукта гидропиролиза; отделение угля из продукта гидропиролиза; гидроковерсию продукта гидропиролиза с получением продукта гидроконверсии; выделение из продукта сконденсированной воды и газообразной смеси, содержащей СО2, Н2 и метан; введение первой части газообразной смеси в установку парового реформинга; введение второй части газообразной смеси в реактор метанирования, при этом стадии гидропиролиза и гидроконверсии являются экзотермическими. Также описывается способ гидропиролиза, включающий гидропиролиз биомассы, гидроконверсию продукта гидропиролиза, выделение из продукта гидроконверсии жидкой воды и газообразной смеси, введение первой части газообразной смеси в процесс извлечения гидрата метана, при этом стадии гидропиролиза и гидроконверсии являются экзотермическими. Технический результат заключается в создании способов для получения метана, которые обеспечивают лучшие выходы метана по сравнению с традиционными анаэробным сбраживанием, газификацией или быстрым пиролизом. 2 н. и 24 з.п.ф-лы, 2 ил.

Description

Предпосылки создания изобретения
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к интегрированному способу термохимического преобразования биомассы непосредственно в метан. Как использовано здесь, термин «биомасса» относится к биологическому материалу, происходящему из живых и неживых организмов, и включает в себя лигноцеллюлозные материалы, такие как древесина, водные материалы, такие как водоросли, водные растения, крупные морские водоросли, и животные побочные продукты и отходы, такие как голье, жиры, и осадок сточных вод. В одном аспекте данное изобретение относится к многостадийному способу гидропиролиза для получения метана из биомассы.
Описание прототипа
Традиционный пиролиз биомассы, обычно быстрый пиролиз, не использует и не требует Н2 или катализаторов и дает плотный кислотный реакционный жидкий продукт, который содержит воду, масла и уголь, образовавшийся в ходе способа. Высокие выходы метана могут быть достигнуты с помощью традиционного быстрого пиролиза, однако в результате быстрого пиролиза обычно ожидаются высокие выходы угля при отсутствии водорода, что снижает выход метана в сравнении со способом данного изобретения. Метан также может быть получен из биомассы традиционными способами пиролиза и анаэробного сбраживания. Кроме того, для получения метана из биомассы может быть использована газификация с последующим метанированием.
Краткое описание изобретения
Одной целью настоящего изобретения является создание способа и устройства для получения метана, которые обеспечивают лучшие выходы метана по сравнению с традиционными анаэробным сбраживанием, газификацией или быстрым пиролизом.
Одной целью настоящего изобретения является создание способа и устройства для получения метана, которые занимают меньшую зону физического обслуживания, чем сравнимые устройство анаэробного сбраживания или устройство быстрого пиролиза. Конверсия биомассы в устройстве анаэробного сбраживания занимает длительное время (20-30 дней (480-720 ч) времени пребывания в устройстве сбраживания), требуя очень крупногабаритного устройства анаэробного сбраживания.
Еще одной целью настоящего изобретения является создание способа и устройства для получения метана, которые являются менее дорогостоящими, чем традиционная газификация с опрессовкой паром и кислородом с последующим метанированием. Газификация является капиталозатратной, потому что она проводится при высоких температурах, требует установки разделения воздуха для получения необходимого кислорода, где установка разделения воздуха является капиталозатратной.
Еще одной целью настоящего изобретения является создание способа и устройства для получения метана из биомассы.
Указанные и другие цели данного изобретения достигаются многостадийным способом и устройством для получения метана из биомассы, содержащим стадии гидропиролиза биомассы в реакторном сосуде гидропиролиза, содержащем молекулярный водород и катализатор дезоксигенирования, при температуре гидропиролиза выше приблизительно 1000°F (538°C) и давлении гидропиролиза в интервале от приблизительно 100 до приблизительно 600 фунт/кв.дюйм (690-4140 кПа), получения продукта гидропиролиза, содержащего уголь и газ, содержащий большую пропорцию метана, очень небольшие количества высших углеводородов, включая ненасыщенные углеводороды, но не дегтеподобный материал, в дополнение к H2, CO, CO2 и Н2О (пар), а также H2S в степени, в которой сера находится в исходном сырье, отделения угля от продукта гидропиролиза, с получением продукта гидропиролиза со сниженным содержанием угля, и гидроконверсии продукта гидропиролиза со сниженным содержанием угля в реакторном сосуде гидроконверсии с использованием катализатора гидроконверсии при температуре гидроконверсии выше приблизительно 850°F (455°C) и давлении гидроконверсии в интервале от приблизительно 100 до приблизительно 600 фунт/кв.дюйм (690-4140 кПа). Таким образом получают поток продукта гидропиролиза, содержащий значительные количества метана. Продукт гидропиролиза охлаждают и вводят в реактор конверсии вода-газ для конверсии главной части СО по реакции с паром, с получением продукта конверсии вода-газ, содержащего водяной пар и газообразную смесь, содержащую CO2, H2 и метан, но со сниженными уровнями СО, CO2, H2 и метана, затем разделяют с получением потока СО2, потока Н2 и потока метана. Н2 извлекают, например, с использованием установки АДД (PSA)(адсорбции при дифференциале давления) и рециклируют обратно в установку гидропиролиза. Поток метана затем сжимают и делят между газообразным продуктом, который метанируется, когда необходимо для удаления любого остаточного СО или Н2, или обоих конверсией в метан с тем, чтобы получить метановый продукт, допустимый для трубопровода, несущего природный газ для конечных его потребителей, и остаток метана направляют в установку парового реформинга, где после введения подходящих уровней водяного пара, чтобы избежать образования углерода в трубках катализатора, подвешенных в камере печи установки реформинга, часть (обычно 10-15%) используется как топливо в камере печи установки реформинга, а остаток является паром, преобразуемым для получения водорода для установки гидропиролиза. Часть потока водорода из установки реформинга, соразмерная с уровнем СО, CO2 и H2, поступающими в установку метанирования перед таким введением водорода, вводится в указанный ранее реактор метанирования. Здесь водород взаимодействует с любыми остаточными количествами оксидов углерода (CO2 и CO) в потоке метанового продукта, образуя дополнительный метан и поэтому минимизируя оксиды углерода из потока метанового продукта. Множественные реакторы и реакторы конечной стадии для достижения требуемой степени конверсии и для компенсирования тепла, высвобождаемого реакциями метанирования, предусматриваются, когда необходимо, как известно специалистам в данной области техники.
Краткое описание чертежей
Указанные и другие цели и характеристики данного изобретения будут лучше поняты из последующего подробного описания, выполненного в связи с чертежами, на которых:
на фигуре 1 представлена технологическая схема способа получения метана из биомассы в соответствии с одним вариантом данного изобретения; и
на фигуре 2 представлена технологическая схема способа получения метана из биомассы в соответствии с другим вариантом данного изобретения.
Подробное описание предпочтительных в настоящее время вариантов
Способ данного изобретения, показанный на фигуре 1, является компактным интегрированным многостадийным способом термохимического преобразования биомассы в метан. Первая стадия реакции, или стадия данного способа, использует опрессованный каталитически улучшенный реакторный сосуд 10 гидропиролиза для создания частично дезоксигенированного продукта гидропиролиза с низким содержанием угля, из которого уголь удаляется. Хотя может использоваться любой реакторный сосуд, подходящий для гидропиролиза, предпочтительным реакторным сосудом является реактор с псевдоожиженным слоем. Стадия гидропиролиза использует быстрый нагрев, в котором средняя внутренняя температура частицы повышается со скоростью приблизительно 10000°C/с. Время пребывания паров пиролиза в реакторном сосуде составляет менее приблизительно 1 мин. В противоположность этому время пребывания угля является относительно большим, потому что он не удаляется через днище реакторного сосуда и, таким образом, должен быть снижен в размере частиц до тех пор, пока аэродинамический диаметр указанных частиц не снизится достаточно, чтобы сделать возможным их вымывание и унос с парами, выходящими близко к верхней части реакторного сосуда. Вторая реакционная стадия (после удаления угля) использует реакторный сосуд 11 гидроконверсии, в котором стадия гидроконверсии осуществляется при по существу таком же давлении, как на первой реакционной стадии, как необходимо для конверсии любых олефинов в метан. Продукт со второй реакционной стадии затем направляют в реактор 12 конверсии вода-газ, в котором продукт превращается в продукт конверсии, содержащий смесь СО2, Н2О, Н2 и метана, и концентрация СО снижается. Продукт конверсии охлаждают и разделяют на воду, которая используется, после водоочистки, для парового реформинга части метанового продукта в установке 14 парового реформинга, который сам является частью комплексной установки 15 реформинга-АДД, и газообразные фракции с использованием сепаратора 13 высокого давления. Смесь СО2, Н2 и метана подают в установку 16 извлечения Н2, в которой Н2 отделяется от смеси и объединяется с Н2 из комплексной установки 15 реформинга-АДД. Н2 затем сжимают в паровом компрессоре 17 и рециклируют обратно в реакторный сосуд 10 гидропиролиза для использования в способе гидропиролиза в нем. Остальную смесь с небольшим количеством СО и СО2 сжимают. Метанобогащенный поток, выходящий из установки 16 извлечения Н2, может еще содержать небольшие количества СО как загрязнение в избытке, которые позволяют метану быть допустимым в системе трубопровода природного газа. Часть оставшегося метана подается в установку 19 метанирования, в которой любой остаточный СО и часть Н2 из комплексной установки 15 реформинга-АДД взаимодействуют с получением дополнительного метана. В зависимости от уровня H2S система удаления следовых количеств серы или защитный слой могут потребоваться для защиты катализатора метанирования, который отравляется серой. Поток, выходящий из установки 19 метанирования, представляет собой поток метана высокой чистоты, содержащего только следовые количества СО, CO2, H2 и водяного пара. Указанный поток дегидратируют и сжимают до давления, подходящего для поступления в транспортирующий трубопровод природного газа или другой отводящий трубопровод. Остальную часть метана из сепараторной установки 16 извлечения Н2 направляют в установку 14 парового реформинга вместе с водой в виде пара для конверсии метана в Н2 и СО2. Часть метанового газа сжигается в печи или другой установке 20 сжигания для нагревания остальной части метанового газа до рабочей температуры установки парового реформинга, которая составляет приблизительно 1700°F (927°C). Альтернативно, печь может топиться с использованием угля, выведенного из потока продукта гидропиролиза ниже по потоку от реактора 10 гидропиролиза. Установки парового реформинга требуют соотношения 3:1 пар:углеводород в их питании, чтобы избежать образования углерода и сдвигать реакционное равновесие к конверсии СО-Н2, но это значительно больше, чем количество, требуемое для реакции реформинга. Избыточная вода извлекается, обрабатывается, как необходимо для питательной воды парового котла, и рециклируется в установку парового реформинга. СО2 удаляется из способа абсорбцией при дифференциале давления ((АДД)(PSA)), и любой H2, не направленный в установку 19 метанирования, рециклируется обратно на первую реакционную стадию (гидропиролиз, имеющий место в реакторе 10 гидропиролиза) способа.
Ключевым аспектом данного изобретения является то, что энергия тепла, требуемая в способе, подается теплотой реакции реакции дезоксигенирования, которая является экзотермической, имеющей место как на первой, так и на второй стадиях. Другим ключевым аспектом данного изобретения является то, что питание биомассы не должно сильно сушиться и то, что введение воды либо в питание, либо как отдельное питание является благоприятным для способа, потому что оно улучшает образование Н2 на месте по реакции конверсии вода-газ.
Питание биомассы, используемое в способе данного изобретения, может быть в форме сыпучих частиц биомассы, имеющих большинство частиц размером, предпочтительно менее приблизительно 3 мм или в форме суспензии биомасса/жидкость. Однако, как будет замечено специалистами в данной области техники, питание биомассы может быть предварительно обработано или иным образом переработано таким образом, что частицы крупного размера могут быть приведены в соответствие. Подходящие средства введения питания биомассы в реакторный сосуд гидропиролиза включают в себя (но не ограничиваясь этим) шнек, быстро движущийся (более приблизительно 5 м/с) поток газа-носителя, такого как инертный или СО2 газы и Н2, и насосы постоянного объема, центробежные насосы или турбинные насосы.
Гидропиролиз проводят в реакторном сосуде при температуре выше приблизительно 1000°F (538°C), предпочтительно в интервале от приблизительно 1000 до приблизительно 1200°F (538-649°C) и при давлении в интервале от приблизительно 100 до приблизительно 600 фунт/кв.дюйм (690-4140 кПа). Скорость нагревания биомассы составляет предпочтительно выше приблизительно 10000°C/с. Массовая часовая пространственная скорость ((МЧПС) (WHSV)) для данной стадии находится в интервале от приблизительно 0,2 до приблизительно 10 г биомассы/г катализатора/ч.
Как указано выше, на стадии гидропиролиза данного изобретения твердое питание биомассы быстро нагревается, предпочтительно в горячем псевдоожиженном слое с получением в результате конверсии биомассы в безугольные продукты, сравнимой и возможно лучшей, чем выходы, получаемые традиционным быстрым пиролизом. Однако пары гидропиролиза в процессе гидропиролиза находятся в присутствии катализатора и при высоком парциальном давлении Н2 в псевдоожиженном слое, что обеспечивает активность гидрогенизации, а также некоторую активность дезоксигенирования. Активность гидрогенизации является очень желательной для предотвращения полимеризации реакционных олефинов, со снижением в результате образования нестабильных свободных радикалов. Аналогично активность дезоксигенирования является важной, поскольку тепло реакции гидропиролиза подается экзотермической реакцией дезоксигенирования, таким образом устраняя необходимость внешнего нагревания реактора гидропиролиза. Преимущество гидропиролиза над существующими пиролитическими способами состоит в том, что гидропиролиз избегает ухудшающих реакций пиролиза, которые обычно проходят в инертной атмосфере, наверняка при отсутствии Н2 и обычно при отсутствии катализатора, таким образом способствуя нежелательному образованию полициклических ароматических соединений, свободных радикалов и олефиновых соединений, которые не присутствуют в исходной биомассе. Если гидропиролиз выполняется при низких температурах, будет иметь место тенденция к получению длинноцепочечных молекул. Если гидропиролиз выполняется при высоких температурах, указанные молекулы имеют тенденцию крекироваться с получением молекул с более короткими углеродными цепями и увеличением пропорции метана, получаемого в ходе данной стадии.
Первая стадия стадии гидропиролиза данного изобретения работает при температуре, более горячей, чем обычно для традиционного способа гидроконверсии, в результате чего биомасса быстро обезгаживается. Таким образом, стадия требует активного катализатора для стабилизации паров гидропиролиза, но не настолько активного, чтобы катализатор быстро коксовался. Размер частиц катализатора составляет предпочтительно более приблизительно 100 мкм. Хотя на стадии гидропиролиза может использоваться катализатор дезоксигенирования любого размера, подходящий для использования в температурном интервале данного способа, катализаторами в соответствии с предпочтительными вариантами данного изобретения являются следующие.
Стеклокерамические катализаторы
Стеклокерамические катализаторы являются чрезвычайно прочными и стойкими к истирании и могут быть получены как термически пропитанные (т.е. на носителе) или объемные катализаторы. При использовании в качестве сульфидированного NiMo, Ni/NiO, CoMo или Со-содержащего стеклокерамического катализатора, серноактивного катализатора, получаемый катализатор представляет собой стойкий к истиранию вариант легкодоступного, но мягкого традиционного NiMo, Ni/NiO или Со-содержащего катализатора. Стеклокерамические сульфидированные NiMo, Ni/NiO или Со-содержащие катализаторы являются особенно подходящими для использования в горячем псевдоожиженном слое, поскольку указанные материалы могут обеспечить каталитический эффект традиционного катализатора на носителе, в намного более прочной, стойкой к истиранию форме. Кроме того, благодаря стойкости к истиранию катализатора биомасса и уголь одновременно измельчаются в небольшие частицы, когда реакции гидропиролиза протекают в реакционном сосуде. Таким образом, уголь, который в конечном счете извлекается, по существу не содержит загрязнителей катализатора из катализатора благодаря высокой прочности и стойкости к истиранию катализатора. Скорость истирания катализатора обычно составляет менее приблизительно 2% мас. в час, предпочтительно, менее приблизительно 1% мас. в час, как определено в стандартном испытании на показатель истирания высокоскоростная струя-чашка. Катализатор вводится периодически для восполнения потерь катализатора.
Никельфосфидный катализатор
Никельфосфидные катализаторы не требуют серы для работы, не отравляются серой и поэтому являются точно так же активными в среде, не содержащей серы, как в среде, содержащей H2S, COS и другие серосодержащие соединения. Поэтому данный катализатор является точно так же активным для биомассы, которая имеет небольшое содержание или не имеет серы, как с биомассой, которая не содержит серы (например, солома пшеницы). Данным катализатором может быть пропитан углерод в качестве отдельного катализатора или им может быть пропитано само исходное сырье биомассы.
Боксит
Боксит является чрезвычайно дешевым материалом и, таким образом, может использоваться как катализатор одноразового использования. Боксит также может быть пропитан другими материалами, такими как Ni, Mo, или может быть также сульфидирован.
Небольшого размера высушенный распылением кремнеземно-глиноземный катализатор, пропитанный NiMo или СоМо и сульфидированный с образованием катализатора гидроконверсии.
Коммерчески доступные NiMo или СоМо катализаторы обычно предусматриваются как крупноразмерные таблетки 1/8-1/16 дюйм (3,175-1,6 мм) для использования в неподвижных слоях. В данном случае NiMo пропитывается высушенный распылением кремнеземно-глиноземный катализатор, который используется в псевдоожиженном слое. Данный катализатор имеет более высокую прочность, чем традиционный NiMo или СоМо катализатор, и является правильного размера для использования в псевдоожиженном слое.
Глиноземный носитель может также служить в качестве катализатора гидропиролиза. Указанным глиноземным носителем может быть гамма-глинозем с подходящими площадью поверхности и размером или он имеет нанесенный на него фосфор, как это типично для носителя катализатора гидрообработки.
Между стадиями гидропиролиза и гидроконверсии уголь удаляют из продукта гидропиролиза обычно инерционной сепарацией, такой как с использованием циклонов, или барьерной фильтрацией, такой как с использованием байонетных фильтров. В традиционном быстром пиролизе эффективное удаление угля осуществляется трудно, потому что, когда уголь улавливается на поверхности фильтра, он взаимодействует с парами высокооксигенированных углеводородов, получаемых в результате пиролиза, с созданием дегтеподобных углеводородов, которые покрывают и связывают уловленный уголь в плотный осадок пыли, который может постоянно забивать горячие фильтры процесса. В противоположность быстрому пиролизу, выполняемому в инертной атмосфере, в гидропиролизе получаемые гидрогенизированные пары представляют собой нереакционно-способные низкомолекулярные углеводороды, которые остаются в газообразном состоянии повсюду и проходят через барьерный фильтр без взаимодействия или осаждения. Таким образом, в интегрированных гидропиролизе и гидроконверсии уголь может быть удален в соответствии со способом данного изобретения фильтрацией из потока паров. Обратная пульсация может быть использована для удаления угля из фильтров в том случае, если водород, используемый в способе данного изобретения, достаточно гидрогенизирует и, таким образом, снижает реакционно-способность паров гидропиролиза, выходящих из реактора гидропиролиза. Электростатическое осаждение, инерционная сепарация, магнитная сепарация или комбинация этих технологий могут также использоваться для удаления угля и частиц золы из потока горячего пара.
В силу их стойкости к истиранию стеклокерамические катализаторы более легко отделяются от угля технологиями энергетической инерционной сепарации, которые обычно используют энергетическое соударение, задерживание и/или диффузионные способы, иногда комбинированные с электростатическим осаждением для отделения, концентрирования угля во вторичном потоке для извлечения. Дополнительным достоинством указанных материалов является то, что они подвержены магнитной сепарации (в восстановленном состоянии притягиваются к постоянному или электрически индуцированному магнитному полю), магнитные технологии, а также комбинации магнитного, инерционного и электростатического способа могут использоваться для отделения угля от указанных катализаторов, что невозможно с мягкими материалами.
В соответствии с одним вариантом данного изобретения фильтрация горячего газа может использоваться для удаления угля. В случае гидропиролиза было установлено, что, поскольку водород стабилизирует свободные радикалы и насыщает олефины, осадок пыли, уловленный на фильтрах, очищается более легко, чем уголь, удаленный горячей фильтрацией аэрозолей, полученных в традиционном быстром пиролизе.
В соответствии с другим вариантом данного изобретения фильтрация горячего газа объединяется с введением подходящих адсорбента или смеси адсорбентов для удаления некоторых загрязнений. В данном варианте адсорбенты образуют осадок на фильтрующем элементе перед вводом газа, нагруженного дисперсными частицами, или, во-вторых, после фильтра горячего газа, где мелкие частицы/пыль от гидропиролиза или гидрогазификации уже удалены. Может быть предусмотрено охлаждение с тем, чтобы фильтр работал при оптимальных условиях, в которых конкретные загрязнитель или загрязнители удаляются выбранными адсорбентом или адсорбентами. Предусматриваются средства для пульсирующей обратной продувки накопленного осадка адсорбента и/или адсорбента/мелких частиц, наросшего на фильтре, тем самым удаляя загрязнения, которые взаимодействуют при выбранных рабочих условиях с используемым адсорбентом.
После удаления угля выходящий поток с первой реакционной стадии - стадии гидропиролиза - вводится в реакторный сосуд 11 гидроконверсии второй стадии, где он подвергается стадии гидроконверсии - второй реакционной стадии с превращением любых олефинов в метан. Данная стадия, предпочтительно, осуществляется при более низкой температуре (850-950°F (455-510°C)), чем первая реакционная стадия - стадия гидропиролиза - и по существу при таком же давлении (100-600 фунт/кв.дюйм (690-4140 кПа)), как на первой реакционной стадии - стадии гидропиролиза. Массовая часовая пространственная скорость ((МЧПС)(WHSV)) для данной стадии находится в интервале от приблизительно 0,2 до приблизительно 0,3. Если катализатор гидроконверсии может быть защищен от ядов, можно ожидать, что срок службы катализатора увеличится. Таким образом, катализатор, используемый на данной стадии, должен быть защищен от Na, K, Ca, P и других металлов, присутствующих в биомассе, которые могут отравлять катализатор. Указанный катализатор также должен быть защищен от олефинов и свободных радикалов каталитическим обогащением, выполняемым в реакторе гидропиролиза. Катализаторами, обычно выбираемыми для данной стадии, являются катализаторы гидроконверсии с высокой активностью, например, сульфидированные NiMo и сульфидированные СоМо катализаторы. На данной второй реакционной стадии катализатор может быть использован для катализирования реакции конверсии вода-газ СО+Н2О с получением СО2+Н2, с получением в результате на месте водорода, что в свою очередь снижает количество водорода, требуемого для гидроконверсии. Как NiMo катализаторы, так и СоМо катализаторы катализируют реакцию конверсии вода-газ.
В соответствии с одним вариантом данного изобретения питание биомассы является водной биомассой, возможно содержащей высокую пропорцию липидов, такой как водоросли, или водным растением с низким содержанием липидов, таким как lemna. Интегрированный способ данного изобретения является идеальным для конверсии водной биомассы, потому что он может быть выполнен на водной биомассе, которая обычно только частично обезвоживается и еще способна к получению высококачественных выходов газообразного продукта.
На фигуре 2 показан другой вариант способа данного изобретения, в котором выпускной поток из установки 18 сепарации СО2 направляется в процесс 25 извлечения гидрата метана, который дает поток чистого метана и поток H2, который может быть рециклирован обратно в реакторный сосуд 10 гидропиролиза первой стадии. Использование способа извлечения гидрата метана исключает необходимость в установке метанирования и дает намного более чистый метановый продукт.
Хотя приведенное выше описание данного изобретения сделано в отношении некоторых его предпочтительных вариантов и многие подробности предложены в целях иллюстрации, для специалистов в данной области техники будет очевидно, что изобретение является допускающим дополнительные варианты и что некоторые детали, описанные здесь, могут значительно варьироваться без отступления от основных принципов изобретения.

Claims (26)

1. Способ получения метана из биомассы, включающий следующие стадии:
a) гидропиролиз биомассы в реакторном сосуде гидропиролиза, содержащем молекулярный водород и катализатор дезоксигенирования с получением продукта гидропиролиза, содержащего уголь и газ;
b) отделение указанного угля от указанного продукта гидропиролиза с получением продукта гидропиролиза со сниженным содержанием угля;
c) гидроконверсия указанного продукта гидропиролиза со сниженным содержанием угля в реакторном сосуде гидроконверсии с использованием катализатора гидроконверсии с получением продукта гидроконверсии;
d) выделение из указанного продукта гидроконверсии сконденсированной жидкой воды и газообразной смеси, содержащей СO2, Н2 и метан, при этом указанная газообразная смесь свободна от угля; и
e) введение по меньшей мере первой части указанной газообразной смеси в качестве питания в установку парового реформинга с получением СO2-реформера и Н2-реформера, и
f) введение по меньшей мере второй части указанной газообразной смеси в реактор метанирования с получением дополнительного метана, при этом
как стадия а) гидропиролиза, так и стадия с) гидроконверсии являются экзотермическими.
2. Способ по п. 1, в котором указанная сконденсированная жидкая вода вводится в указанную установку парового реформинга для реформинга указанного метана.
3. Способ по п. 2, в котором в указанную установку парового реформинга для реформинга указанного метана вводится вода из внешнего источника.
4. Способ по п. 1, в котором первая часть указанного питания для установки парового реформинга вводится в установку сжигания и сжигается, нагревая тем самым вторую часть указанного питания для установки парового реформинга, которая вместе с водяным паром вводится в указанную установку парового реформинга, образуя указанные СO2-реформер и Н2-реформер.
5. Способ по п. 1, в котором часть угля, отделенного от продуктов гидропиролиза, сжигается в печи, тем самым нагревая указанное питание для установки парового реформинга, которое вводится в установку парового реформинга вместе с водой, образуя указанные СO2-реформер и Н2-реформер.
6. Способ по п. 1, в котором часть указанного угля сжигается в камере сгорания парового котла с получением водяного пара, при этом этот пар вводится в указанную установку парового реформинга вместе с указанным питанием для установки парового реформинга.
7. Способ по п. 1, в котором, по меньшей мере, часть указанного Н2-реформера вводится в указанный реактор метанирования для того, чтобы получить дополнительный метан.
8. Способ по п. 1, в котором, по меньшей мере, часть указанного Н2-реформера рециклируют в указанный реакторный сосуд гидропиролиза для указанного гидропиролиза указанной биомассы.
9. Способ по п. 1, в котором по меньшей мере один из указанного катализатора дезоксигенирования и указанного катализатора гидроконверсии является стеклокерамическим материалом.
10. Способ по п. 1, в котором указанный гидропиролиз выполняется при массовой часовой пространственной скорости в интервале от 0,2 до 10 г биомассы/г катализатора/ч.
11. Способ по п. 1, в котором указанная гидроконверсия выполняется при массовой часовой пространственной скорости в интервале от 0,2 до 3 г биомассы/г катализатора/ч.
12. Способ по п. 1, в котором указанным реакторным сосудом гидропиролиза является реактор с псевдоожиженным слоем, содержащий псевдоожиженный слой.
13. Способ по п. 12, в котором время пребывания газа в указанном реакторном сосуде гидропиролиза составляет менее одной минуты.
14. Способ по п. 12, в котором указанный уголь удаляется из указанного реактора с псевдоожиженным слоем по существу только из вышеуказанного псевдоожиженного слоя.
15. Способ по п. 1, в котором указанным реакторным сосудом гидропиролиза является реактор с псевдоожиженным слоем, содержащий псевдоожиженный слой, и указанный уголь удаляется из указанного реактора с псевдоожиженным слоем энергетическим отделением угля с использованием по меньшей мере одного из инерционного, электростатического и магнитного способов.
16. Способ по п. 1, в котором указанный катализатор дезоксигенирования выбран из группы, состоящей из сульфидированного СоМо, сульфидированного NiMo, каталитически активной стеклокерамики, боксита и их смесей и комбинаций.
17. Способ по п. 1, в котором для удаления выбранных загрязнений из газа, выходящего из одного из реакторного сосуда гидропиролиза и реакторного сосуда гидроконверсии, используется фильтр горячего газа, предварительно нагретый введением смесей или одиночных выбранных адсорбентов.
18. Способ по п. 7, отличающийся тем, что указанная часть Н2-реформера, которая вводится в указанный реактор метанирования, представляет собой Н2, который отделяют от указанного СO2-реформера, используя установку адсорбции при дифференциале давления (PSA).
19. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанная газообразная смесь, содержащая СO2, Н2 и метан, которую выделяют на стадии d), представляет собой продукт реакции конверсии вода-газ, осуществляемой с использованием газов указанного продукта гидроконверсии.
20. Способ гидропиролиза, включающий
a) гидропиролиз биомассы в реакторе гидропиролиза с псевдоожиженным слоем в присутствии катализатора дезоксигенирования и с использованием для ожижения водородсодержащего газа, с получением продукта гидропиролиза;
b) гидроконверсию продукта гидропиролиза в реакторе гидроконверсии в присутствии катализатора гидроконверсии и водорода с получением продукта гидроконверсии;
c) выделение из продукта гидроконверсии сконденсированной жидкой воды и газообразной смеси, содержащей СO2, Н2 и метан; и
d) введение по меньшей мере первой части указанной газообразной смеси в процесс извлечения гидрата метана с получением потока очищенного метана и водорода, который рециклируют в реактор гидропиролиза, при этом
как стадия а) гидропиролиза, так и стадия b) гидроконверсии являются экзотермическими.
21. Способ по п. 20, дополнительно включающий введение по меньшей мере второй части указанной газообразной смеси в качестве питания в установку парового реформинга с получением СO2-реформера и Н2-реформера.
22. Способ по п. 21, отличающийся тем, что указанную сконденсированную жидкую воду вводят в указанную установку парового реформинга для реформинга указанного метана.
23. Способ по п. 21, отличающийся тем, что первая часть указанного питания для установки парового реформинга вводится в установку сжигания и сжигается, тем самым нагревая вторую часть указанного питания для установки парового реформинга, которая вместе с водяным паром вводится в указанную установку парового реформинга, образуя указанные СO2-реформер и Н2-реформер.
24. Способ по п. 21, отличающийся тем, что по меньшей мере часть указанного Н2-реформера рециклируют в указанный реактор гидропиролиза для указанного гидропиролиза указанной биомассы.
25. Способ по п. 20, отличающийся тем, что для удаления выбранных загрязнений из газа, выходящего из одного из реактора гидропиролиза и реактора гидроконверсии, используется фильтр горячего газа, предварительно нагретый введением смесей или одиночных выбранных адсорбентов.
26. Способ по п. 20, отличающийся тем, что указанная
газообразная смесь, содержащая СO2, Н2 и метан, которую выделяют на стадии с), представляет собой продукт реакции конверсии вода-газ, осуществляемой с использованием газов указанного продукта гидроконверсии.
RU2012157780/04A 2010-06-15 2011-06-09 Способ получения метана из биомассы RU2573567C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/815,743 2010-06-15
US12/815,743 US8915981B2 (en) 2009-04-07 2010-06-15 Method for producing methane from biomass
PCT/US2011/001048 WO2011159334A1 (en) 2010-06-15 2011-06-09 Method for producing methane from biomass

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2012157780A RU2012157780A (ru) 2014-07-20
RU2573567C2 true RU2573567C2 (ru) 2016-01-20

Family

ID=45348492

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012157780/04A RU2573567C2 (ru) 2010-06-15 2011-06-09 Способ получения метана из биомассы

Country Status (16)

Country Link
US (1) US8915981B2 (ru)
EP (1) EP2582778B1 (ru)
JP (1) JP5847811B2 (ru)
CN (3) CN104593024A (ru)
AU (1) AU2011265763B2 (ru)
BR (1) BR112012032043B1 (ru)
CA (1) CA2802321C (ru)
CL (2) CL2012003531A1 (ru)
EC (1) ECSP13012389A (ru)
MX (1) MX341104B (ru)
MY (1) MY160418A (ru)
NZ (1) NZ604743A (ru)
PE (1) PE20131059A1 (ru)
RU (1) RU2573567C2 (ru)
UA (1) UA112523C2 (ru)
WO (1) WO2011159334A1 (ru)

Families Citing this family (51)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2781204C (en) 2009-11-18 2018-05-01 G4 Insights Inc. Sorption enhanced methanation of biomass
WO2011060539A1 (en) * 2009-11-18 2011-05-26 G4 Insights Inc. Method and system for biomass hydrogasification
US8383871B1 (en) * 2010-09-03 2013-02-26 Brian G. Sellars Method of hydrogasification of biomass to methane with low depositable tars
US8841495B2 (en) 2011-04-18 2014-09-23 Gas Technology Institute Bubbling bed catalytic hydropyrolysis process utilizing larger catalyst particles and smaller biomass particles featuring an anti-slugging reactor
DE112012002578T5 (de) * 2011-06-23 2014-08-07 Foster Wheeler Usa Corp. Pyrolyse von Biomasse bei der Herstellung von Biokraftstoffen
US8859831B2 (en) 2011-08-02 2014-10-14 Gas Technology Institute Removal of hydrogen sulfide as ammonium sulfate from hydropyrolysis product vapors
US8203024B2 (en) 2011-08-23 2012-06-19 Advanced Toffefaction Systems, LLC Torrefaction systems and methods including catalytic oxidation and/or reuse of combustion gases directly in a torrefaction reactor, cooler, and/or dryer/preheater
BR112014011536B1 (pt) 2011-11-14 2020-02-18 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Processo para converter biomassa em produtos
DE202011110102U1 (de) * 2011-11-16 2012-11-19 New Power Pack GmbH Vorrichtung zur Energiegewinnung aus Biomasse
GB2499404B (en) 2012-02-14 2019-08-14 Anergy Ltd Fuel processing using pyrolyser
WO2013134391A1 (en) 2012-03-07 2013-09-12 Research Triangle Institute Catalytic biomass pyrolysis process
US10155908B2 (en) 2012-03-07 2018-12-18 Research Triangle Institute Catalyst compositions and use thereof in catalytic biomass pyrolysis
JP2015532948A (ja) 2012-09-14 2015-11-16 フェストアルピネ シュタール ゲーエムベーハーＶｏｅｓｔａｌｐｉｎｅ Ｓｔａｈｌ Ｇｍｂｈ 直接還元システムのためのプロセスガスを加熱する方法
CA2907106A1 (en) * 2013-03-15 2014-09-18 Zia Abdullah Vapor phase catalytic reactor for upgrade of fuels produced by fast pyrolysis of biomass
WO2014200744A1 (en) * 2013-06-12 2014-12-18 Aerojet Rocketdyne, Inc. Entrained-flow gasifier and method for removing molten slag
EP3044294A1 (en) 2013-09-11 2016-07-20 Research Triangle Institute Reactive catalytic fast pyrolysis process and system
FR3012468B1 (fr) * 2013-10-28 2016-03-11 Gdf Suez Dispositif et procede de production de gaz naturel de substitution et reseau le comportant
WO2015114008A1 (en) 2014-01-28 2015-08-06 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Conversion of biomass or residual waste material to biofuels
US10174259B2 (en) 2014-07-01 2019-01-08 Shell Oil Company Conversion of solid biomass into a liquid hydrocarbon material
DK3164472T3 (da) 2014-07-01 2019-06-11 Shell Int Research Omdannelse af fast biomasse til et flydende kulbrintemateriale
US9650574B2 (en) * 2014-07-01 2017-05-16 Gas Technology Institute Hydropyrolysis of biomass-containing feedstocks
EP3164471B1 (en) 2014-07-01 2019-07-24 Shell International Research Maatschappij B.V. Conversion of solid biomass into a liquid hydrocarbon material
CN106795443B (zh) 2014-07-17 2022-05-13 沙特基础全球技术有限公司 在加氢热解过程中使用氢供体料流改质贫氢料流
US10392566B2 (en) 2015-04-27 2019-08-27 Gas Technology Institute Co-processing for control of hydropyrolysis processes and products thereof
EP3289047B1 (en) * 2015-04-27 2019-09-11 Shell International Research Maatschappij B.V. Conversion of biomass or residual waste material to biofuels
PL231090B1 (pl) * 2015-07-02 2019-01-31 Jjra Spolka Z Ograniczona Odpowiedzialnoscia Sposób i układ wytwarzania biometanu i ekometanu
CN105132056B (zh) * 2015-08-25 2018-07-06 中国五环工程有限公司 褐煤蒸汽加氢气化制天然气工艺及其系统
BR112018004517B1 (pt) * 2015-09-07 2022-06-14 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Processo para produção de produtos de hidrocarboneto liquído a partir de uma matéria- prima que contém biomassa
AU2016325487B2 (en) * 2015-09-25 2019-04-11 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Conversion of biomass into methane
AU2016334099B2 (en) 2015-10-07 2019-05-09 Gas Technology Institute Process for conversion of methane to higher hydrocarbons, including liquid fuels
CN106566566A (zh) * 2015-10-10 2017-04-19 中国石油化工股份有限公司 一种含氧原料的甲烷化方法
US9822048B2 (en) * 2015-12-14 2017-11-21 Shell Oil Company Method of extending biomass conversion catalyst life
US10106746B2 (en) * 2016-12-08 2018-10-23 Shell Oil Company Methods and systems for supplying hydrogen to a hydrocatalytic reaction
BR112020009731B1 (pt) 2017-11-15 2022-11-01 Gas Technology Institute Processos para produzir hidrocarbonetos c4+
MY197264A (en) 2017-11-15 2023-06-08 Gas Technology Inst Noble metal catalysts and processes for reforming of methane and other hydrocarbons
US10759722B2 (en) 2018-01-11 2020-09-01 Gas Technology Institute Production of liquids and reduced sulfur gaseous products from sour natural gas
US11104852B2 (en) 2018-07-27 2021-08-31 Gas Technology Institute Fluidized bed processes and catalyst systems for Fischer-Tropsch conversion
US20200087576A1 (en) 2018-09-18 2020-03-19 Gas Technology Institute Processes and catalysts for reforming of impure methane-containing feeds
CN109810739B (zh) * 2019-03-01 2021-08-20 新地能源工程技术有限公司 一种耐硫甲烷合成工艺和装置
CN109776248A (zh) * 2019-03-12 2019-05-21 重庆大学 一种脂肪酸水热法制备甲烷的方法
CN110092702B (zh) * 2019-05-23 2020-10-09 北京化工大学 一种生物焦催化加氢制备甲烷的方法
EP3990586A4 (en) * 2019-06-27 2023-07-26 Hallett, Douglas John Frederick PROCESS FOR REDUCING AN ORGANIC MATERIAL TO PRODUCE METHANE AND/OR HYDROGEN
CN111363572B (zh) * 2020-03-04 2021-04-20 华中科技大学 生物质催化热解联产气液燃料、化学品和炭材料的方法
CA3175713A1 (en) * 2020-03-23 2021-09-30 G4 Insights Inc. Hydrogen production with sequestration
US20210403814A1 (en) * 2020-06-29 2021-12-30 Uop Llc Integrated process for hydrotreating a renewable feedstock with improved carbon monoxide management
KR20230098604A (ko) 2020-10-30 2023-07-04 가스 테크놀로지 인스티튜트 메탄 및 기타 탄화수소 개질용 전기 가열식 개질 반응기
CN112980482B (zh) * 2021-03-05 2022-04-01 宁波钢铁有限公司 一种美国焦煤参与配煤炼焦方法
BR112023024158A2 (pt) * 2021-05-18 2024-03-12 M2X Energy Inc Sistemas e métodos de conversão de gás de tocha modulares, autônomos
CN115926848B (zh) * 2021-11-29 2024-02-13 北京工商大学 一种废旧风电叶片的资源化处理装置以及处理方法
US11967745B2 (en) * 2022-04-27 2024-04-23 Saudi Arabian Oil Company Co-production of hydrogen, carbon, and electricity with carbon dioxide capture
WO2023250450A1 (en) * 2022-06-23 2023-12-28 Shell Usa, Inc. Particulate removal system for use in hydroprocessing

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2000021911A1 (en) * 1998-10-12 2000-04-20 Stichting Energieonderzoek Centrum Nederland Process for converting hydrogen into substitute natural gas
RU2238962C1 (ru) * 2003-04-07 2004-10-27 Российская Федерация в лице государственного заказчика Министерства промышленности, науки и технологии Российской Федерации и исполнителя Федерального государственного унитарного предприятия "Центральный научно-исследовательский и проектный институт лесохимической промышленности" Способ получения газообразного топлива
RU2007121675A (ru) * 2004-11-10 2008-12-20 Энертек Инвайеронментл Способ превращения твердых биоотходов в возобновляемое топливо
US20090082604A1 (en) * 2007-08-27 2009-03-26 Purdue Research Foundation Novel process for producing liquid hydrocarbon by pyrolysis of biomass in presence of hydrogen from a carbon-free energy source
US7686856B2 (en) * 2006-06-19 2010-03-30 Praxair Technology, Inc. Method and apparatus for producing synthesis gas

Family Cites Families (33)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3625664A (en) 1967-04-05 1971-12-07 Carlo Padovani Process for the production of rich fuel to replace natural gas by means of catalytic hydrogasification under pressure of fluid hydrocarbons
US4013543A (en) 1975-10-20 1977-03-22 Cities Service Company Upgrading solid fuel-derived tars produced by low pressure hydropyrolysis
US3997423A (en) 1975-10-20 1976-12-14 Cities Service Company Short residence time low pressure hydropyrolysis of carbonaceous materials
US4166786A (en) 1976-06-25 1979-09-04 Occidental Petroleum Corporation Pyrolysis and hydrogenation process
US4260473A (en) 1979-05-03 1981-04-07 Occidental Research Corporation Removal of particulates from pyrolytic oil
GB2071132A (en) 1979-10-19 1981-09-16 Coal Industry Patents Ltd Fuel oils from coal
US4326944A (en) 1980-04-14 1982-04-27 Standard Oil Company (Indiana) Rapid hydropyrolysis of carbonaceous solids
CA1199039A (en) * 1982-10-01 1986-01-07 Jacob Silverman Hydropyrolysis process
CA1300885C (en) 1986-08-26 1992-05-19 Donald S. Scott Hydrogasification of biomass to produce high yields of methane
US4808289A (en) 1987-07-09 1989-02-28 Amoco Corporation Resid hydrotreating with high temperature flash drum recycle oil
US5055181A (en) 1987-09-30 1991-10-08 Exxon Research And Engineering Company Hydropyrolysis-gasification of carbonaceous material
US5096569A (en) 1990-02-27 1992-03-17 Exxon Research And Engineering Company Catalytic hydropyrolysis of carbonaceous material with char recycle
GB9224783D0 (en) 1992-11-26 1993-01-13 Univ Waterloo An improved process for the thermal conversion of biomass to liquids
RU2124547C1 (ru) 1997-10-24 1999-01-10 Антоненко Владимир Федорович Способ термической переработки биомассы
EP1184443A1 (en) 2000-09-04 2002-03-06 Biofuel B.V. Process for the production of liquid fuels from biomass
US6685754B2 (en) * 2001-03-06 2004-02-03 Alchemix Corporation Method for the production of hydrogen-containing gaseous mixtures
US7467660B2 (en) 2005-03-31 2008-12-23 Hce, Llc Pumped carbon mining methane production process
US7831134B2 (en) * 2005-04-22 2010-11-09 Shell Oil Company Grouped exposed metal heaters
EP1772202A1 (de) * 2005-10-04 2007-04-11 Paul Scherrer Institut Verfahren zur Erzeugung von Methan und/oder Methanhydrat aus Biomasse
JP4878824B2 (ja) 2005-11-30 2012-02-15 Ｊｘ日鉱日石エネルギー株式会社 環境低負荷型燃料の製造方法および環境低負荷型燃料
US7511181B2 (en) 2006-05-02 2009-03-31 Uop Llc Production of diesel fuel from biorenewable feedstocks
JP2007308564A (ja) 2006-05-17 2007-11-29 Nippon Oil Corp 水素化精製方法
US20080006519A1 (en) 2006-07-06 2008-01-10 Badger Phillip C Method and system for accomplishing flash or fast pyrolysis with carbonaceous materials
US7578927B2 (en) 2006-08-31 2009-08-25 Uop Llc Gasoline and diesel production from pyrolytic lignin produced from pyrolysis of cellulosic waste
US7994375B2 (en) 2006-09-26 2011-08-09 Uop Llc Production of gasoline, diesel, naphthenes and aromatics from lignin and cellulosic waste by one step hydrocracking
US8119847B2 (en) 2007-06-15 2012-02-21 E. I. Du Pont De Nemours And Company Catalytic process for converting renewable resources into paraffins for use as diesel blending stocks
US8217210B2 (en) 2007-08-27 2012-07-10 Purdue Research Foundation Integrated gasification—pyrolysis process
US7999142B2 (en) 2007-09-20 2011-08-16 Uop Llc Production of diesel fuel from biorenewable feedstocks
US8003834B2 (en) 2007-09-20 2011-08-23 Uop Llc Integrated process for oil extraction and production of diesel fuel from biorenewable feedstocks
US7982076B2 (en) 2007-09-20 2011-07-19 Uop Llc Production of diesel fuel from biorenewable feedstocks
US8198492B2 (en) 2008-03-17 2012-06-12 Uop Llc Production of transportation fuel from renewable feedstocks
CN101981163B (zh) * 2008-04-01 2014-04-16 格雷特波因特能源公司 从气体物流中分离甲烷的方法
PT2141217E (pt) 2008-07-01 2015-07-30 Neste Oil Oyj Processo para o fabrico de combustível para aviação ou stocks de mistura para combustível para aviação de origem biológica

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2000021911A1 (en) * 1998-10-12 2000-04-20 Stichting Energieonderzoek Centrum Nederland Process for converting hydrogen into substitute natural gas
RU2238962C1 (ru) * 2003-04-07 2004-10-27 Российская Федерация в лице государственного заказчика Министерства промышленности, науки и технологии Российской Федерации и исполнителя Федерального государственного унитарного предприятия "Центральный научно-исследовательский и проектный институт лесохимической промышленности" Способ получения газообразного топлива
RU2007121675A (ru) * 2004-11-10 2008-12-20 Энертек Инвайеронментл Способ превращения твердых биоотходов в возобновляемое топливо
US7686856B2 (en) * 2006-06-19 2010-03-30 Praxair Technology, Inc. Method and apparatus for producing synthesis gas
US20090082604A1 (en) * 2007-08-27 2009-03-26 Purdue Research Foundation Novel process for producing liquid hydrocarbon by pyrolysis of biomass in presence of hydrogen from a carbon-free energy source

Also Published As

Publication number Publication date
CN110066669A (zh) 2019-07-30
EP2582778A4 (en) 2014-04-30
RU2012157780A (ru) 2014-07-20
CN104593024A (zh) 2015-05-06
EP2582778A1 (en) 2013-04-24
JP2013528688A (ja) 2013-07-11
EP2582778C0 (en) 2023-06-07
JP5847811B2 (ja) 2016-01-27
CL2012003531A1 (es) 2013-06-07
BR112012032043B1 (pt) 2019-10-22
AU2011265763A1 (en) 2013-01-10
CL2017002195A1 (es) 2018-03-16
CA2802321C (en) 2017-01-31
US20100251615A1 (en) 2010-10-07
ECSP13012389A (es) 2015-02-28
PE20131059A1 (es) 2013-09-23
MY160418A (en) 2017-03-15
EP2582778B1 (en) 2023-06-07
NZ604743A (en) 2014-12-24
MX341104B (es) 2016-08-08
MX2012014604A (es) 2013-05-06
CA2802321A1 (en) 2011-12-22
US8915981B2 (en) 2014-12-23
CN110066669B (zh) 2021-03-16
CN103038321A (zh) 2013-04-10
BR112012032043A2 (pt) 2016-11-08
UA112523C2 (uk) 2016-09-26
WO2011159334A1 (en) 2011-12-22
AU2011265763B2 (en) 2016-07-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2573567C2 (ru) Способ получения метана из биомассы
AU2010235215B2 (en) Hydropyrolysis of biomass for producing high quality liquid fuels
AU2010235214B2 (en) Hydropyrolysis of biomass for producing high quality liquid fuels
US9447328B2 (en) Hydropyrolysis of biomass for producing high quality liquid fuels
US8816144B2 (en) Direct production of fractionated and upgraded hydrocarbon fuels from biomass
AU2015249079B2 (en) Hydropyrolysis of biomass for producing high quality liquid fuels
AU2013201165B2 (en) Hydropyrolysis of biomass for producing high quality liquid fuels