RU2603164C1 - Способ или система для извлечения диоксида углерода - Google Patents

Способ или система для извлечения диоксида углерода Download PDF

Info

Publication number
RU2603164C1
RU2603164C1 RU2015134155/05A RU2015134155A RU2603164C1 RU 2603164 C1 RU2603164 C1 RU 2603164C1 RU 2015134155/05 A RU2015134155/05 A RU 2015134155/05A RU 2015134155 A RU2015134155 A RU 2015134155A RU 2603164 C1 RU2603164 C1 RU 2603164C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
methanol
gas
carbon dioxide
heating
converted gas
Prior art date
Application number
RU2015134155/05A
Other languages
English (en)
Inventor
Масаки ИИДЗИМА
Original Assignee
Мицубиси Хеви Индастриз, Лтд.
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 Мицубиси Хеви Индастриз, Лтд. filed Critical Мицубиси Хеви Индастриз, Лтд.
Application granted granted Critical
Publication of RU2603164C1 publication Critical patent/RU2603164C1/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
    • 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
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1425—Regeneration of liquid absorbents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1475—Removing carbon dioxide
    • 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
    • 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
    • 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
    • C07C29/152—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 characterised by the reactor used
    • 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
    • C10G3/48—Catalytic treatment characterised by the catalyst used further characterised by the catalyst support
    • C10G3/49—Catalytic treatment characterised by the catalyst used further characterised by the catalyst support containing crystalline aluminosilicates, e.g. molecular sieves
    • 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
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/04—Liquid carbonaceous fuels essentially based on blends of hydrocarbons
    • C10L1/06—Liquid carbonaceous fuels essentially based on blends of hydrocarbons for spark ignition
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20415—Tri- or polyamines
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20421—Primary amines
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B01D2252/20478—Alkanolamines
    • B01D2252/20484—Alkanolamines with one hydroxyl group
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2258/00—Sources of waste gases
    • B01D2258/02—Other waste gases
    • B01D2258/0283—Flue gases
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2259/00—Type of treatment
    • B01D2259/65—Employing advanced heat integration, e.g. Pinch technology
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • 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
    • C01B2203/04—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
    • C01B2203/0811—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
    • C01B2203/0872—Methods of cooling
    • C01B2203/0883—Methods of cooling by indirect heat exchange
    • 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
    • C01B2203/10—Catalysts for performing the hydrogen forming reactions
    • C01B2203/1041—Composition of the catalyst
    • C01B2203/1047—Group VIII metal catalysts
    • C01B2203/1052—Nickel or cobalt catalysts
    • C01B2203/1058—Nickel catalysts
    • 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
    • C01B32/00—Carbon; Compounds thereof
    • C01B32/50—Carbon dioxide
    • 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
    • C07C29/74—Separation; Purification; Use of additives, e.g. for stabilisation
    • C07C29/76—Separation; Purification; Use of additives, e.g. for stabilisation by physical treatment
    • C07C29/80—Separation; Purification; Use of additives, e.g. for stabilisation by physical treatment by distillation
    • 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
    • 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
    • C10L2200/00—Components of fuel compositions
    • C10L2200/04—Organic compounds
    • C10L2200/0461—Fractions defined by their origin
    • C10L2200/0469—Renewables or materials of biological origin
    • C10L2200/0492—Fischer-Tropsch products
    • 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
    • C10L2270/00—Specifically adapted fuels
    • C10L2270/02—Specifically adapted fuels for internal combustion engines
    • C10L2270/023—Specifically adapted fuels for internal combustion engines for gasoline engines
    • 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
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/06—Heat exchange, direct or indirect
    • 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
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/12—Regeneration of a solvent, catalyst, adsorbent or any other component used to treat or prepare a fuel
    • 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
    • C10L2290/00—Fuel preparation or upgrading, processes or apparatus therefore, comprising specific process steps or apparatus units
    • C10L2290/42—Fischer-Tropsch steps
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
    • Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
    • Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
    • 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
    • Y02P20/151—Reduction of greenhouse gas [GHG] emissions, e.g. CO2
    • 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
    • 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)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Hydrogen, Water And Hydrids (AREA)
  • Carbon And Carbon Compounds (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу и системе для извлечения диоксида углерода на установке для синтеза метанола из углеводородного газа или синтеза бензина из углеводородного газа через метанол. Способ включает стадию риформинга для получения конвертированного газа посредством реакции парового риформинга углеводородного газа, стадию синтеза метанола для синтеза метанола из конвертированного газа, стадию сжигания для сжигания топливного газа с получением источника тепла для реакции парового риформинга, стадию извлечения диоксида углерода для извлечения диоксида углерода с использованием поглощающей жидкости из отходящих газов сжигания, генерируемых посредством сжигания, стадию получения множества нагревающих сред конвертированного газа или нагревающих сред конвертированного газа и метанола с разными температурами из конвертированного газа или из конвертированного газа и метанола и стадию регенерации поглощающей жидкости для регенерации поглощающей жидкости посредством ступенчатого нагрева поглощающей жидкости, содержащей поглощенный в ней диоксид углерода, для удаления диоксида углерода из поглощающей жидкости, причем нагрев выполняется с использованием множества нагревающих сред с разными температурами. Изобретение позволяет эффективно использовать отходящее тепло низкотемпературного конвертированного газа. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 9 ил., 9 табл.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу или системе для извлечения диоксида углерода и, в частности, относится к способу или системе для извлечения диоксида углерода на установке для синтеза метанола из углеводородного газа или синтеза бензина из углеводородного газа через метанол.
Уровень техники
В традиционной установке для синтеза метанола из углеводородного газа или синтеза бензина из углеводородного газа через метанол имеется проблема ограничения применения отходящего тепла с температурой не выше приблизительно 150 °С и большое количество такого тепла отводится. В установках для синтеза метанола или бензина принимают меры, при которых во время парового риформинга углеводородного газа, такого как природный газ, вводят избыток водяного пара для предотвращения отложения сажи в процессе парового риформинга. По этой причине в конвертированном газе, помимо водорода и монооксида углерода, которые являются основными компонентами конвертированного газа, получаемого посредством парового риформинга, остается большое количество водяного пара. Хотя конвертированный газ имеет высокую теплоту конденсации, большое количество тепла отводится без применения, поскольку большое количество водяного пара конденсируется при температурах не выше 150°С.
В нерассмотренной заявке на патент Японии № 2003-34503А описано, что отходящее тепло извлекают из конвертированного газа с помощью множества теплообменников и эффективно используют в качестве источника тепла для ректификационных колонн, на которых осуществляют ректификацию метанола. В нерассмотренной заявке на патент Японии № 2006-213580А описано, что в регенерирующей колонне, поглощающей диоксид углерода жидкости, установлены ребойлеры, выполненные как многостадийные, и в качестве источника тепла для таких многостадийных ребойлеров используют множество водяных паров при разных давлениях, извлекаемых из турбины.
Список источников
Патентная литература
Патентный документ 1: нерассмотренная заявка на патент Японии №. 2003-34503А Патентный документ 2: нерассмотренная заявка на патент Японии № 2006-2135 80А.
Раскрытие изобретения
Техническая проблема
Настоящее изобретение принимает во внимание обозначенную выше проблему и его целью является предоставление способа или системы для извлечения диоксида углерода, в которых отходящее тепло низкотемпературного конвертированного газа, которое сложно использовать повторно и которое традиционно отводят, можно эффективно использовать в установке для синтеза метанола из углеводородного газа или синтеза бензина из углеводородного газа через метанол.
Решение проблемы
Для достижения указанной выше цели настоящее изобретение представляет собой способ извлечения диоксида углерода в установке для синтеза метанола из углеводородного газа, который включает: стадию риформинга для получения конвертированного газа посредством реакции парового риформинга углеводородного газа; стадию синтеза метанола для синтеза метанола из указанного конвертированного газа; стадию сжигания для сжигания топливного газа с получением источника тепла для указанной реакции парового риформинга; стадию извлечения диоксида углерода для извлечения диоксида углерода с использованием поглощающей жидкости от уходящих газов сжигания, генерируемых посредством указанного сжигания; стадию получения множества нагревающих сред конвертированного газа или нагревающих сред конвертированного газа и метанола с разными температурами из указанного конвертированного газа или из указанного конвертированного газа и указанного метанола и стадию регенерации поглощающей жидкости для регенерации указанной поглощающей жидкости посредством ступенчатого нагрева указанной поглощающей жидкости, содержащей поглощенный в ней диоксид углерода, для удаления диоксида углерода из указанной поглощающей жидкости, причем указанный нагрев выполняют с использованием указанного множества нагревающих сред с разными температурами.
Предпочтительно по меньшей мере первая нагревающая среда из указанного множества нагревающих сред с разными температурами имеет температуру от 115 до 140°С, а вторая нагревающая среда имеет температуру от 90 до 110°С.
Способ настоящего изобретения может дополнительно включать стадию ректификации для ректификации метанола, синтезированного на указанной стадии синтеза метанола. В таком способе теплообмен с указанным конвертированным газом генерирует дополнительную нагревающую среду с другой температурой и указанную нагревающую среду используют в качестве источника тепла для указанной ректификации.
Способ настоящего изобретения может дополнительно включать стадию синтеза бензина для синтеза бензина из метанола, синтезированного на указанной стадии синтеза метанола.
Регенерацию поглощающей жидкости можно выполнять посредством ступенчатого нагрева поглощающей жидкости, содержащей поглощенный в ней диоксид углерода, причем указанный нагрев выполняют с использованием указанного множества конвертированных газов с разными температурами. В альтернативном варианте осуществления регенерацию поглощающей жидкости выполняют посредством ступенчатого нагрева поглощающей жидкости, содержащей поглощенный в ней диоксид углерода, причем указанный нагрев выполняют с использованием указанных конвертированных газов и метанола с разными температурами.
В другом аспекте настоящее изобретение представляет собой систему для извлечения диоксида углерода и синтеза метанола из углеводородного газа, которая содержит: риформер, выполненный с возможностью производить конвертированный газ посредством реакции парового риформинга углеводородного газа; устройство синтеза метанола, выполненное с возможностью синтезировать метанол из указанного конвертированного газа; сжигающее устройство, выполненное с возможностью сжигать топливный газ с получением источника тепла для указанной реакции парового риформинга в риформере; устройство поглощения диоксида углерода, выполненное с возможностью извлекать с использованием поглощающей жидкости диоксид углерода из отходящих газов сжигания, генерируемых посредством указанного сжигающего устройства; множество теплообменников, выполненных с возможностью использования указанного конвертированного газа или указанного конвертированного газа и указанного метанола в качестве множества нагревающих сред конвертированного газа или нагревающих сред конвертированного газа и метанола с разными температурами; и устройство регенерации поглощающей жидкости, выполненное с возможностью регенерировать указанную поглощающую жидкость посредством ступенчатого нагрева указанной поглощающей жидкости, содержащей поглощенный в ней диоксид углерода, указанным множеством теплообменников для удаления диоксида углерода из указанной поглощающей жидкости, причем указанный нагрев выполняется с использованием указанного множества нагревающих сред с разными температурами.
Предпочтительно по меньшей мере первая нагревающая среда из указанного множества нагревающих сред с разными температурами имеет температуру от 115 до 140°С, а вторая нагревающая среда имеет температуру от 90 до 110°С.
Система настоящего изобретения может дополнительно содержать ректификационное устройство, выполненное с возможностью ректифицировать метанол, синтезированный посредством указанного устройства синтеза метанола, и дополнительный теплообменник, выполненный с возможностью получать дополнительную нагревающую среду с другой температурой посредством теплообмена с указанным конвертированным газом. В такой системе указанную дополнительную нагревающую среду с другой температурой используют в качестве источника тепла для указанного ректификационного устройства.
Система настоящего изобретения может дополнительно содержать устройство синтеза бензина, выполненное с возможностью синтезировать бензин из метанола, синтезированного посредством указанного устройства синтеза метанола.
Указанное множество теплообменников можно разместить так, что указанный конвертированный газ и указанная поглощающая жидкость, содержащая поглощенный в ней диоксид углерода, ступенчато подвергаются множеству процессов теплообмена. В альтернативном варианте осуществления по меньшей мере первый теплообменник из указанного множества теплообменников можно разместить так, что указанный конвертированный газ и указанная поглощающая жидкость, содержащая поглощенный в ней диоксид углерода, подвергаются процессу теплообмена, и второй теплообменник можно разместить так, что указанный метанол и указанная поглощающая жидкость, содержащая поглощенный в ней диоксид углерода, подвергаются процессу теплообмена.
Преимущественные эффекты изобретения
Соответственно, при использовании множества нагревающих сред с разными температурами, полученных из указанного конвертированного газа или указанного конвертированного газа и указанного метанола, получаемых в данной системе, ступенчатый нагрев поглощающей жидкости, содержащей поглощенный в ней диоксид углерода, позволяет удалять диоксид углерода из поглощающей жидкости, так что поглощающую жидкость можно регенерировать; таким образом низкотемпературное отходящее тепло, которое сложно использовать повторно и которое традиционно отводят, может быть эффективно использовано.
Краткое оцисание чертежей
На фиг. 1 представлен схематический вид, иллюстрирующий вариант осуществления установки синтеза метанола согласно настоящему изобретению.
На фиг. 2 представлен схематический вид, более подробно иллюстрирующий конфигурацию устройства извлечения диоксида углерода, показанного на фиг. 1.
На фиг. 3 представлен схематический вид, иллюстрирующий другую компоновку теплообменников и конденсаторов в линии конвертированного газа, показанного на фиг. 1.
На фиг. 4 представлен схематический вид, иллюстрирующий другую конфигурацию контура метанольного продукта, показанного на фиг. 1.
На фиг. 5 представлен схематический вид, иллюстрирующий еще одну компоновку теплообменников и конденсаторов в линии конвертированного газа.
На фиг. 6 представлен схематический вид, иллюстрирующий еще одну компоновку теплообменников в линии метанольного продукта.
На фиг. 7 представлен схематический вид, иллюстрирующий компоновку теплообменников и конденсаторов в линии конвертированного газа в установке синтеза бензина.
На фиг. 8 представлен схематический вид, иллюстрирующий сравнительный пример компоновки теплообменников и конденсаторов в линии конвертированного газа.
На фиг. 9 представлен схематический вид, иллюстрирующий традиционную компоновку теплообменников в линии метанольного продукта.
Осуществление изобретения
Ниже со ссылками на чертежи будет описан вариант осуществления устройства и способа извлечения диоксида углерода согласно настоящему изобретению в установке синтеза метанола или установке синтеза бензина.
Как показано на фиг. 1, установка синтеза метанола данного варианта осуществления главным образом содержит риформер 100, в котором проходит процесс парового риформинга поступающего сырьевого природного газа (главным образом содержащего углеводородный газ, такой как метан) и производится конвертированный газ, главным образом содержащий водород; устройство 150 для проведения реакции синтеза метанола, которое синтезирует метанол из полученного таким образом конвертированного газа; множество ректификационных колонн 180 для ректификации метанола, полученного на этом устройстве; устройство 190 извлечения диоксида углерода, которое извлекает диоксид углерода из отходящих газов сжигания, генерируемых посредством риформера. Кроме того, как показано на фиг. 2, устройство 190 извлечения диоксида углерода главным образом содержит колонну 40 для извлечения диоксида углерода, которая поглощает и удаляет диоксид углерода из отходящих газов сжигания посредством приведения отходящих газов сжигания и поглощающей диоксид углерода жидкости в газожидкостный контакт друг с другом, и регенерационную колонну 10, которая регенерирует поглощающую жидкость, которая поглотила диоксид углерода в колонне для извлечения диоксида углерода.
В риформере 100 предусмотрен увлажнитель 110 для увлажнения поступающего сырьевого газа. Например, увлажнитель 110, как показано на фиг. 1, представляет собой одностадийную конструкцию типа теплообменника, на верхней стороне которой размещен уплотненный слой 111, а со стороны дна размещена трубка 112, причем трубка 112 выполнена с возможностью приводить газ и воду в контакт друг с другом методом смоченной стенки. Увлажнитель 110 имеет линию 113 рециркулирующей воды и насос 114 для рециркуляции воды со дна увлажнителя 110 в верхнюю часть увлажнителя 110. Кроме того, в верхней части увлажнителя 110 предусмотрена линия 121 ввода поступающего сырьевого газа, через которую вводят поступающий сырьевой газ. Конструкция данного увлажнителя 110 позволяет добавлять водяной пар к поступающему сырьевому газу при давлении вплоть до по существу давления насыщения и температуре от 150 до250°С. Следует отметить, что в линии 121 ввода поступающего сырьевого газа может быть предусмотрен десульфуратор (не показан), который обессеривает поступающий сырьевой газ перед его введением в увлажнитель.
Риформер 100 соединен с увлажнителем 110 посредством линии 122, по которой течет поступающий сырьевой газ, увлажненный посредством увлажнителя 110. В риформере 100 имеется реакционная труба 101 для парового риформинга поступающего сырьевого газа; часть 102 сжигающего излучателя для сжигания топлива для нагрева реакционной трубы 101; конвекционная часть (часть извлечения отходящего тепла) 103, по которой текут отходящие газы сжигания, получаемые посредством части 102 сжигающего излучателя; и вытяжная труба 104, которая соединена с ним посредством конвекционной части 103. В реакционной трубе 101 имеется катализатор парового риформинга, такой как никелевый катализатор, установленный в ней. В части 102 сжигающего излучателя риформера 100 предусмотрена линия 123 введения топливного газа.
Реакционная труба 101 риформера 100 также соединена с увлажнителем 110 посредством линии 124, по которой течет высокотемпературный конвертированный газ, подвергнутый паровому риформингу. В этой линии 124 предусмотрен теплообменник 141. Увлажнитель 110 соединен с устройством 150 для проведения реакции синтеза метанола посредством линии 125, по которой течет данный конвертированный газ.
В устройстве 150 для проведения реакции синтеза метанола имеется подогреватель 151, который подогревает конвертированный газ; линия 152 рециркуляции, которая подает подогретый подогревателем 151 конвертированный газ в устройство; и реактор 153 синтеза метанола, который выполняет реакцию синтеза метанола конвертированного газа. В данном реакторе 153 установлен катализатор синтеза метанола.
В устройстве 150 для проведения реакции синтеза метанола предусмотрен газожидкостный сепаратор 161, соединенный посредством линии 126, по которой течет продукт данного устройства. В данной линии 126, помимо описанного выше подогревателя 151 для подогрева конвертированного газа, ниже по потоку также предусмотрен холодильник 162. В газожидкостном сепараторе 161 имеется линия 163 рециркуляции газа, по которой течет сепарированный газ, и данная линия 163 соединена с линией 125, которая находится между подогревателем 151 и компрессором 177, который будет описан далее. В линии 163 рециркуляции газа имеется газовый компрессор 164. Кроме того, линия 127 продувочного газа отходит от линии 163 рециркуляции газа между газожидкостным сепаратором 161 и газовым компрессором 164 и соединяется с линией 123 введения топливного газа. Кроме того, в газожидкостном сепараторе 161 имеется линия 128, по которой жидкость, содержащая главным образом отделенный метанол, подается в первую ректификационную колонну 180А из множества ректификационных колонн 180.
В линии 125, по которой конвертированный газ течет в устройство 150 для проведения реакции синтеза метанола, предусмотрен ребойлер (теплообменник) 181В второй ректификационной колонны 180В, первый конденсатор 171, множество ребойлеров (теплообменников) 20А, 20В устройства 190 извлечения диоксида углерода, второй конденсатор 172, ребойлер 181С третьей ректификационной колонны 180С, третий конденсатор 173, ребойлер 181А первой ректификационной колонны 180А, четвертый конденсатор 174, охлаждающий теплообменник 178, пятый конденсатор 175 и компрессор 177, в указанном порядке от увлажнителя 110. Для использования сконденсированной воды, полученной в конденсаторах 171-175 с первого по пятый для увлажнения природного газа в увлажнителе 110, конденсаторы 171-175 с первого по пятый соединены с линией 113 рециркулирующей воды увлажнителя 110 посредством линий 145-149.
Линия 128, по которой течет жидкость, содержащая главным образом метанол, отделенный в газожидкостном сепараторе 161, соединена с первой ректификационной колонной 180А из множества ректификационных колонн 180. В первой ректификационной колонне 180А имеется первый конденсатор 182А, предусмотренный вблизи верхней части колонны и соединенный посредством линии 183А рециркуляции. Кроме того, в первой ректификационной колонне 180А имеется ее дно, соединенное со второй ректификационной колонной 180В посредством линии 129. Линия 130 нагрева первой ректификационной колонны отходит от данной линии 129 вблизи дна первой ректификационной колонны 180А и соединена с нижней частью первой ректификационной колонны 180А. В данной линии 130 нагрева предусмотрен ребойлер 181 А.
Вторая ректификационная колонна 180В размещена ниже по потоку от первой ректификационной колонны 180А и соединена с ней посредством линии 129. Во второй ректификационной колонне 180В имеется второй конденсатор 182В, предусмотренный вблизи ее верхней части и соединенный посредством линии 183В рециркуляции. На дне второй ректификационной колонны 180В имеется линия 131 сброса отходящей воды. Линия 132 нагрева второй ректификационной колонны отходит от данной линии 131 сброса вблизи дна второй ректификационной колонны 180В и соединена вблизи нижней части со второй ректификационной колонной 180В. В данной линии 132 нагрева предусмотрен описанный выше ребойлер 181В. Кроме того, вторая ректификационная колонна 180В вблизи ее центра имеет соединение с третьей ректификационной колонной 180С посредством линии 133.
Третья ректификационная колонна 180С размещена ниже по потоку от второй ректификационной колонны 180В и соединена с ней посредством линии 133. В третьей ректификационной колонне 180С имеется третий конденсатор 182С, предусмотренный вблизи верхней части колонны и соединенный посредством линии 183С рециркуляции. В третьей ректификационной колонне 180С имеется линия 134 сброса отходящей воды, предусмотренная на ее дне. Линия 135 нагрева третьей ректификационной колонны отходит от данной линии 134 сброса вблизи дна третьей ректификационной колонны 180С и соединена вблизи нижней части с третьей ректификационной колонной 180С. В данной линии 135 нагрева предусмотрен описанный выше ребойлер 181С.
Устройство 190 извлечения диоксида углерода соединено с конвекционной частью 103 риформера 100 посредством линии 136 ввода отходящих газов сжигания и возвратной линии 142 для отходящих газов после извлечения диоксида углерода. Кроме того, в устройстве 190 извлечения диоксида углерода имеется множество ребойлеров 20А, 20В, которые осуществляют теплообмен с линией 125, по которой течет высокотемпературный конвертированный газ. В частности, как показано на фиг. 2, в устройстве 190 извлечения диоксида углерода линия 136 ввода отходящих газов сжигания размещена в нижней части колонны 40 поглощения диоксида углерода, а возвратная линия 142 для отходящих газов размещена в верхней части колонны 40 поглощения.
У колонны 40 поглощения имеется поглощающая часть 42, в которой отходящие газы сжигания и поглощающую диоксид углерода жидкость приводят в газожидкостный контакт друг с другом. Колонна 40 поглощения и регенерационная колонна 10 соединены посредством линии 31 богатой поглощающей жидкости, по которой подается поглощающая жидкость, которая содержит поглощенный в ней диоксид углерода (далее называемая «богатая поглощающая жидкость»), из колонны 40 поглощения в регенерационную колонну 10, и линией 32 бедной поглощающей жидкости, по которой подается поглощающая жидкость, из которой был удален диоксид углерода в процессе регенерации в регенерационной колонне 10 (далее называемая «бедная поглощающая жидкость»), в колонну 40 поглощения. В линии 31 богатой поглощающей жидкости и линии 32 бедной поглощающей жидкости предусмотрен теплообменник 33, который осуществляет теплообмен между богатой поглощающей жидкостью и бедной поглощающей жидкостью. В колонне 40 поглощения имеется множество форсунок 44, которые распыляют бедную поглощающую жидкость из линии 32 бедной поглощающей жидкости в колонну.
Поглощающая диоксид углерода жидкость не имеет конкретных ограничений, но предпочтительной является поглощающая диоксид углерода жидкость, главным образом содержащая аминовое соединение основного характера. Примеры аминового соединения основного характера включают первичные амины, содержащие спиртовую гидроксигруппу, такие как моноэтаноламин, 2-амино-2-метин-1-пропанол и т.п.; вторичные амины, содержащие спиртовую гидроксигруппу, такие как диэтаноламин, 2-метиламиноэтанол, 2-этиламиноэтанол и т.п.; третичные амины, содержащие спиртовую гидроксигруппу, такие как триэтаноламин, N-метилдиэтаноламин, 2-диметиламиноэтанол, 2-диэтиламиноэтанол и т.п.; полиэтиленполиамины, такие как этилендиамин, триэтилендиамин, диэтилентриамин и т.п.; циклические амины, такие как пиперазины, пиперидины, пирролидины и т.п.; полиамины, такие как ксилилендиамин; и аминокислоты, такие как метиламинокарбоновая кислота. Поглощающая диоксид углерода жидкость может содержать одно или множество данных соединений. Концентрация аминового соединения основного характера может быть от 10 до 70% вес. Поглощающая диоксид углерода жидкость также может содержать активатор поглощения диоксида углерода и ингибитор коррозии или может содержать метанол, полиэтиленгликоль, сульфолан и т.п. в качестве другой среды.
В регенерационной колонне 10, вблизи ее центра, имеется множество форсунок 16, которые подают богатую поглощающую жидкость из линии 31 богатой поглощающей жидкости в колонну. Кроме того, в регенерационной колонне 10 имеется множество частей десорбции для десорбции диоксида углерода из поглощающей жидкости, предусмотренных последовательно между дном колонны и положением, из которого подается поглощающая жидкость. В частности, первая часть 11 десорбции размещена на дне колонны, а вторая часть 12 десорбции размещена между дном и положением, из которого подается поглощающая жидкость. Между множеством частей 11,12 десорбции предусмотрена полуглухая тарелка 15, которая собирает стекающую вниз жидкость и пропускает поднимающийся вверх газ.
В регенерационной колонне 10 имеется дно 14 колонны, которое собирает поглощающую жидкость, стекающую вниз внутри колонны. На этом дне 14 колонны предусмотрена линия 32 бедной поглощающей жидкости для подачи бедной поглощающей жидкости, прошедшей процесс регенерации, в колонну 40 поглощения. В регенерационной колонне 10 имеется множество ребойлеров 20, которые извлекают часть бедной поглощающей жидкости изнутри колонны и нагревают ее. Как показано на фиг. 2, в качестве ребойлеров 20 предусмотрены первый ребойлер 20А, размещенный у дна 14 колонны, и второй ребойлер 20В, размещенный у полуглухой тарелки 15. В первом ребойлере 20А предусмотрена первая линия 23 нагрева поглощающей жидкости, который извлекает часть поглощающей жидкости со дна 14 колонны и подает ее в первый ребойлер 20А, и первая возвратная линия 25 поглощающей жидкости, которая возвращает подогретую поглощающую жидкость в нижнюю часть регенерационной колонны 10. Во втором ребойлере 20В предусмотрены вторая линия 24 нагрева поглощающей жидкости, которая извлекает часть поглощающей жидкости из собирающей жидкость части полуглухой тарелки 15 и подает ее во второй ребойлер 20В, и вторая возвратная линия 26 поглощающей жидкости, которая возвращает подогретую поглощающую жидкость на обращенную ко дну колонны сторону от полуглухой тарелки 15.
Множество ребойлеров 20 регенерационной колонны 10 соответствуют множеству ребойлеров, размещенных в линии 125, по которой течет конвертированный газ, как показано на фиг. 1. Первый ребойлер 20А, расположенный у дна колонны, расположен на расположенной выше по потоку стороне линии 125 конвертированного газа, а второй ребойлер 20В, расположенный в средней части колонны, расположен на расположенной ниже по потоку стороне.
Кроме того, между положением, из которого подается поглощающая жидкость, и верхней частью колонны в регенерационной колонне 10 имеется часть 13 водной промывки, в которой проходит промывка десорбированного газообразного диоксида углерода. В регенерационной колонне 10 имеется линия 34 сброса газообразного диоксида углерода, которая сбрасывает газообразный диоксид углерода, десорбированный из богатой поглощающей жидкости, из верхней части колонны, и в данной линии 34 сброса газообразного диоксида углерода имеется конденсатор 35, который конденсирует водяной пар, сопровождающий газообразный диоксид углерода, и разделительный барабан 36, который отделяет от газа полученную таким образом сконденсированную воду. В конденсаторе 35 газ может охлаждаться, например, с помощью охлаждающей воды. В разделительном барабане 36 предусмотрена возвратная линия 37 сконденсированной воды для подачи отделенной сконденсированной воды в качестве промывочной воды для части 16 водной промывки регенерационной колонны 10. В возвратной линии 37 сконденсированной воды предусмотрен насос 38 для направления сконденсированной воды в регенерационную колонну 10.
В соответствии с описанной выше конфигурацией сначала для получения конвертированного газа через линию 123 введения топливного газа в часть 102 сжигающего излучателя риформера 100 подается сжигаемое топливо, такое как природный газ. Кроме того, полученная посредством газожидкостного сепаратора 161 часть непрореагировавшего газа (продувочный газ), содержащая главным образом водород, которая будет описана далее, подается через линию 127 продувочного газа в часть 102 сжигающего излучателя риформера 100. Эти газы сжигаются вместе с воздухом, таким образом нагревая реакционную трубу 101 до температуры, достаточной для протекания реакции риформинга (например, от 850 до 900 °С). Таким образом, реакционная труба 101 нагревается, поскольку реакция риформинга в риформере 100 представляет собой эндотермическую реакцию.
Поступающий сырьевой газ (например, природный газ), главным образом содержащий углеводород, при необходимости обессеривают на десульфураторе (не показан) и затем подают через линию 121 ввода газового сырья к уплотненному слою 111 в верхней части увлажнителя 110 типа теплообменника. Как и поступающий сырьевой газ, воду рециркулируют со дна увлажнителя 110 в его верхнюю часть посредством линии 113 рециркулирующей воды, заблаговременно запуская насос 114, размещенный ниже увлажнителя 110. В результате этого происходит увлажнение поступающего сырьевого газа, подаваемого в верхнюю часть увлажнителя 110. В частности, поступающий сырьевой газ для увлажнения приводят в контакт с водой, подаваемой из линии 113 рециркулирующей воды в уплотненный слой 111. Затем в трубке 112 поступающий сырьевой газ нагревают и дополнительно увлажняют путем теплообмена с высокотемпературным конвертированным газом, который описан ниже, подаваемым из риформера 100 посредством линии 124.
Следует отметить, что пока поступающий сырьевой газ течет через линию 121 ввода поступающего сырьевого газа, к нему в требуемой пропорции примешивается диоксид углерода, извлеченный устройством 190 извлечения диоксида углерода и поступающий из линии 144. Когда водяной пар и диоксид углерода добавляют к природному газу, молярные соотношения метана, водяного пара и диоксида углерода в природном газе предпочтительно устанавливают следующим образом:
метан (СН4) : водяной пар (Н2О) = от 1 : 1,5 до 1 : 5
метан (СH4) : диоксид углерода (СО2) = от 1 : 0,1 до 1 : 0,3
Газовую смесь, состоящую из увлажненного поступающего сырьевого газа и водяного пара, через линию 122 подают в реакционную трубу 101 для парового риформинга риформера 100. Следует отметить, что текущую по линии 122 газовую смесь подогревают при ее прохождении через конвекционную часть 103 риформера 100 перед подачей в реакционную трубу 101.
Когда газовая смесь подается в реакционную трубу 101 риформера 100, метан, который представляет собой основной компонент природного газа, и водяной пар вступают в реакцию парового риформинга в присутствии катализатора внутри реакционной трубы 101 и, как показано в приведенных ниже уравнениях (1) и (2), получается конвертированный газ, содержащий водород, монооксид углерода и диоксид углерода.
Figure 00000001
Figure 00000002
Затем, чтобы синтезировать метанол из этого конвертированного газа, конвертированный газ, полученный в риформере 100, подают в теплообменник 41 посредством линии 124. Затем, например, бойлерную воду нагревают для генерации водяного пара высокого давления, а сам конвертированный газ после остывания подают в пространство снаружи трубки 112 увлажнителя 110. На этом этапе дополнительно извлекается еще часть тепла конвертированного газа и используется в качестве источника тепла для увлажнителя 110.
Выходящий из увлажнителя 110 конвертированный газ подают через линию 125 в устройство 150 для проведения реакции синтеза метанола. В этот момент конвертированный газ имеет температуру от 180 до 220°С, но в процессе протекания через линию 125 он охлаждается за счет теплообмена с теплообменником 181В второй ректификационной колонны 180В, ребойлерами 20А, 20В устройства 190 извлечения диоксида углерода, теплообменником 181С третьей ректификационной колонны 180С и теплообменником 181А первой ректификационной колонны 180А. Кроме того, после охлаждения охлаждающим теплообменником 178 конвертированный газ сжимается компрессором 177 до давления, подходящего для протекания реакции синтеза метанола (например, от 50 до 150 атм).
Среди ребойлеров 20 устройства извлечения диоксида углерода в первом ребойлере 20А на расположенной выше по потоку стороне в качестве нагревающей среды можно получить высокотемпературный конвертированный газ, имеющий температуру, например, от 115 до 140 °С, а во втором ребойлере 20В на расположенной ниже по потоку стороне в качестве нагревающей среды можно получить низкотемпературный конвертированный газ, имеющий температуру, например, от 90 до 110 °С. Таким образом, отходящее тепло конвертированного газа эффективно используется ребойлером 181 ректификационной колонны 180 и ребойлерами 20 устройства извлечения диоксида углерода, а сам конвертированный газ охлаждается. Кроме того, содержащийся в конвертированном газе водяной пар конденсируется в конденсаторах 171-175 с первого по пятый, и полученная сконденсированная вода подается через линии 145-149 в линию 113 рециркулирующей воды увлажнителя 110 и используется для увлажнения поступающего сырьевого газа в увлажнителе 110.
Сжатый компрессором 177 конвертированный газ подают через линию 125 в подогреватель 151 устройства 150 для проведения реакции синтеза метанола и подогревают до температуры, подходящей для протекания реакции синтеза метанола (например, от 200 до300°С). Затем конвертированный газ подают через линию 152 рециркуляции в реактор 153, наполненный катализатором синтеза метанола. Следует отметить, что непрореагировавший газ, отделенный газожидкостным сепаратором 161, подают через линию 163 рециркуляции газа в линию 125 между компрессором 177 и подогревателем 151, где он смешивается с конвертированным газом. В реакторе 153 по реакции синтеза метанола получают продукт, содержащий метанол и воду, как показано в приведенных ниже уравнениях (3) и (4).
СО + 2Н2->СН3ОН (3)
СO2 + 3Н2 ->СН3ОН + Н2O (4)
Кроме того, в реакции синтеза метанола в качестве побочных продуктов также получают примеси, такие как диметиловый эфир и этанол. Получаемый в реакторе 153 продукт содержит, наряду с метанолом, эти примеси, воду, непрореагировавший водород и т.п. Это вещество, которое содержит множество компонентов? помимо метанола, называют метанол-сырец.
Метанол-сырец из реактора 153 последовательно подается через линию 152 рециркуляции и линию 126 в холодильник 162 и охлаждается до по существу комнатной температуры. В этот момент практически весь метанол и вода в метаноле-сырце сконденсированы и стали жидкостью, которая течет в газожидкостный сепаратор 161. В газожидкостном сепараторе 161 она разделяется на непрореагировавший газ, главным образом содержащий водород (богатый водородом непрореагировавший газ), и жидкий метанол-сырец.
Этот богатый водородом непрореагировавший газ направляют через линию 163 рециркуляции газа в газовый компрессор 164. Затем после сжатия богатый водородом непрореагировавший газ подают через линию 163 рециркуляции газа в реактор 153 вместе с конвертированным газом, как описано выше. Часть богатого водородом непрореагировавшего газа используют в качестве части топливного газа для части 102 сжигающего излучателя риформера 100, подавая его посредством линии 127 продувочного газа в качестве продувочного газа.
Отделенный газожидкостным сепаратором 161 жидкий метанол-сырец подают в первую ректификационную колонну 180А посредством линии 128 и данный жидкий метанол-сырец нагревают, используя тепло ребойлера 181 А, размещенного в линии 125 конвертированного газа. Низкокипящие органические соединения из метанола-сырца концентрируются в верхней части первой ректификационной колонны 180А и частично конденсируются и в первом конденсаторе 182А возвращаются в качестве флегмы, а остаток сбрасывается из системы наружу вместе с растворенным газом.
На дне первой ректификационной колонны 180А содержатся главным образом метанол и вода, которые подаются во вторую ректификационную колонну 180В посредством линии 129. Этот метанол и воду, подаваемые во вторую ректификационную колонну 180В, нагревают, используя тепло ребойлера 181В, расположенного в линии 125 высокотемпературного конвертированного газа. В верхней части второй ректификационной колонны 180В метанольную фракцию охлаждают посредством второго конденсатора 182В до конденсации, а посредством возврата в качестве флегмы метанол очищают до высокой степени чистоты и выводят из системы наружу. На дне второй ректификационной колонны 180В содержится главным образом вода, которая содержит небольшое количество высококипящих органических соединений и органических кислот, а также следовые количества неорганического вещества, получаемого в устройстве. Данную отходящую воду сбрасывают из системы наружу посредством линии 131 со дна второй ректификационной колонны 180В.
Вблизи центра второй ректификационной колонны 180В присутствует жидкость, содержащая главным образом неочищенный метанол, и эту жидкость подают в третью ректификационную колонну 180С посредством линии 133. Эту жидкость, подаваемую в третью ректификационную колонну 180С, нагревают, используя тепло ребойлера 181С, размещенного в линии 125 конвертированного газа. В верхней части третьей ректификационной колонны 180С метанольную фракцию охлаждают третьим конденсатором 182С до конденсации, а за счет возврата в качестве флегмы метанол очищают до высокой степени чистоты и выводят из системы наружу. Отходящая вода, содержащая главным образом воду, собирается на дне третьей ректификационной колонны 180С, и эта отходящая вода сбрасывается из системы наружу со дна третьей ректификационной колонны 180С посредством линии 134.
Далее будет описано извлечение диоксида углерода в устройстве 190 поглощения диоксида углерода. Отходящие газы сжигания, содержащие диоксид углерода, полученные в части 102 сжигающего излучателя, охлаждаются при прохождении через конвекционную часть 103 за счет теплообмена с природным газом с примешанным к нему водяным паром и другими добавками, который протекает через линию 122 ввода поступающего сырьевого газа. Охлажденные отходящие газы сжигания подают через линию 136 ввода отходящих газов сжигания в колонну 40 поглощения устройства 190 извлечения диоксида углерода. Кроме того, в колонну 40 поглощения подают поглощающую жидкость из форсунок 44, размещенных на конце линии 32 бедной поглощающей жидкости. В поглощающей части 42 отходящие газы сжигания и поглощающая жидкость приводятся в газожидкостный контакт друг с другом, и присутствующий в газе диоксид углерода поглощается поглощающей жидкостью. Отходящие газы сжигания, из которых был удален диоксид углерода, возвращаются через линию 142 отходящих газов в конвекционную часть 103 риформера 100 и сбрасываются наружу из вытяжной трубы 104.
Как показано на фиг. 2, богатая поглощающая жидкость, которая поглотила диоксид углерода в колонне 40 поглощения, отводится через линию 31 богатой поглощающей жидкости и после нагрева бедной поглощающей жидкостью в теплообменнике 33 направляется в регенерационную колонну 10. В регенерационной колонне 10 богатая поглощающая жидкость распыляется на вторую часть 12 десорбции из форсунок 16, размещенных на конце линии 31 богатой поглощающей жидкости. Богатая поглощающая жидкость нагревается, частично высвобождая диоксид углерода при его протекании вниз по второй части 12 десорбции, и собирается в части сбора жидкости полуглухой тарелки 15. Затем богатая поглощающая жидкость, собранная в части сбора жидкости, направляется на второй ребойлер 20В через вторую линию 24 нагрева поглощающей жидкости и нагревается нагревающей средой низкотемпературного конвертированного газа, имеющей температуру, например, от 90 до 110°С. Затем богатая поглощающая жидкость возвращается на обращенную ко дну регенерационной колонны 10 сторону от полуглухой тарелки 15 через вторую возвратную линию 26 поглощающей жидкости.
Возвращенная богатая поглощающая жидкость нагревается при ее протекании вниз по первой части 11 десорбции на обращенной ко дну колонны стороне от полуглухой тарелки 15 и стекает на дно 14 колонны, при этом частично высвобождая диоксид углерода. Поглощающая жидкость, собранная на дне 14 колонны, направляется на первый ребойлер 20А посредством первой линии 23 нагрева поглощающей жидкости и нагревается нагревающей средой высокотемпературного конвертированного газа, имеющей температуру, например, от 115 до 140 °С. Затем поглощающая жидкость возвращается в нижнюю часть регенерационной колонны 10 через первую возвратную линию 25 поглощающей жидкости. Таким образом, весь остающийся на дне 14 колонны диоксид углерода высвобождается и поглощающую жидкость можно регенерировать с нагревающей средой, имеющей разные температуры, с достижением такого градиента температур, при котором ребойлер со стороны дна колонны имеет максимальную температуру из множества ребойлеров 20. Регенерированную бедную поглощающую жидкость подают со дна 14 колонны через линию 32 бедной поглощающей жидкости в колонну 40 поглощения, после того как теплообменник 33 нагреет богатую поглощающую жидкость для извлечения тепла.
Диоксид углерода, десорбированный из богатой поглощающей жидкости, проходит через первую часть 11 десорбции, полуглухую тарелку 15 и вторую часть 12 десорбции и затем поднимается к части 13 водной промывки. В части 13 водной промывки из множества форсунок 17, предусмотренных на конце возвратной линии 37 сконденсированной воды, распыляется промывочная вода, и поглощающая жидкость, которая сопровождает газообразный диоксид углерода, удаляется. Газообразный диоксид углерода, промытый в части 13 водной промывки, отводится из линии 34 сброса газообразного диоксида углерода, предусмотренной в верхней части регенерационной колонны 10.
В линии 24 сброса газообразного диоксида углерода сначала водяной пар, сопровождающий газообразный диоксид углерода, конденсируется конденсатором 35, и, кроме того, эта сконденсированная вода отделяется разделительным барабаном 36. Отделенная сконденсированная вода возвращается в регенерационную колонну 10 через возвратную линию 37 сконденсированной воды насосом 38. Газообразный диоксид углерода, из которого была удалена сконденсированная вода, подают через линию 144 в линию 121, по которой протекает поступающий сырьевой газ, и он может смешиваться с поступающим сырьевым газом (метаном).
Таким образом, теплоту конденсации конвертированного газа, который представляет собой нагревающую среду с низкотемпературным отходящим теплом, которое сложно использовать повторно и которое традиционно отводится, можно эффективно использовать в первом ребойлере 20А у дна колонны путем использования высокотемпературного конвертированного газа, полученного в риформере 100, в качестве источника тепла для регенерационной колонны 10 поглощающей жидкости и дополнительно путем использования отходящего тепла, использованного в этом первом ребойлере 20А, в качестве источника тепла для второго ребойлера 20В, размещенного в средней части колонны.
Выше со ссылками на фиг. 1 и 2 был описан один вариант осуществления настоящего изобретения, но настоящее изобретение не ограничено им и компоновка ребойлеров для ректификационных колонн и ребойлеров регенерационной колонны, предусмотренных в линии 125, по которой течет конвертированный газ, может быть выполнена следующим образом.
В варианте осуществления, показанном на фиг. 3, в линии 125, по которой течет конвертированный газ, могут быть предусмотрены ребойлер 181В второй ректификационной колонны, первый конденсатор 171, первый ребойлер 20 А регенерационной колонны, второй конденсатор 172, ребойлер 181С третьей ректификационной колонны 180С, третий конденсатор 173, второй ребойлер 20В регенерационной колонны, четвертый конденсатор 174, ребойлер 181А первой ректификационной колонны 180А (для извлечения газообразного метанола), пятый конденсатор 175, охлаждающий теплообменник 178 и шестой конденсатор 176 в указанном порядке от риформера. Таким образом, множество ребойлеров регенерационной колонны необязательно должны быть размещены в линии 125 конвертированного газа непрерывно и между ними могут быть размещены теплообменники или ребойлеры для других применений, причем они могут быть размещены в положениях, которые позволяют получать конвертированный газ, имеющий температурный градиент, требуемый в каждом из множества ребойлеров регенерационной колонны.
В варианте осуществления, показанном на фиг. 3, теплообменник 165 для подогрева питающей бойлер воды предпочтительно предусмотрен в положении между подогревателем 151 и холодильником 162 в линии 126, по которой продукт, полученный в устройстве 150 для проведения реакции синтеза метанола, подается в газожидкостный сепаратор 161, как показано на фиг.4. Поскольку продукт из устройства 150 для проведения реакции синтеза метанола имеет температуру, например, от 120 до 140°С даже после прохождения через подогреватель 151, возможно получить водяной пар с температурой от 100 до 120°С в теплообменнике 165 для подогрева питающей бойлер воды.
В вариантах осуществления, показанных на фиг. 1-4, описана конфигурация, в которой диоксид углерода извлекают из отходящих газов сжигания устройством 190 извлечения диоксида углерода для добавления диоксида углерода к поступающему сырьевому газу (метану), которое вступает в реакцию парового риформинга в риформере 100, но настоящее изобретение ей не ограничено. Например, настоящее изобретение может быть выполнено так, что весь диоксид углерода, содержащийся в отходящих газах сжигания, извлекаемый в устройстве 190 извлечения диоксида углерода, затем вводится во множество компрессоров (не показаны) и используется отдельно как сжатый диоксид углерода. В этом случае компоновки ребойлеров регенерационной колонны и ребойлеров ректификационных колонн показаны на фиг. 5 и 6.
Как показано на фиг. 5, в линии 125, по которой течет конвертированный газ, могут быть предусмотрены ребойлер 53а второй ректификационной колонны, первый конденсатор 51а, первый ребойлер 20 А регенерационной колонны, второй конденсатор 51b, ребойлер 53с третьей ректификационной колонны, третий конденсатор 51с, ребойлер 53d первой ректификационной колонны (для извлечения газообразного метанола), четвертый конденсатор 51d, охлаждающий теплообменник 53е и пятый конденсатор 51е в указанном порядке от риформера. Кроме того, как показано на фиг. 6, в линии 126 продукта, получаемого в устройстве для проведения реакции синтеза метанола, предусмотрены второй теплообменник 73 для подогрева питающей бойлер воды, второй ребойлер 20В регенерационной колонны, первый теплообменник 75 для подогрева питающей бойлер воды и холодильник 76 в указанном порядке от подогревателя устройства для проведения реакции синтеза метанола. Между первым теплообменником 75 для подогрева питающей бойлер воды и вторым теплообменником 73 предусмотрена линия 77 водяного пара, по которой водяной пар, подогретый первым теплообменником 75, подается во второй теплообменник 73.
Таким образом, когда количество диоксида углерода, извлекаемого из отходящих газов сжигания в устройстве 190 извлечения диоксида углерода, увеличивается, энергия, требуемая множеством бойлеров 20 регенерационной колонны 10, не может обеспечиваться только за счет отходящего тепла линии 125, по которой течет конвертированный газ. Поэтому первый ребойлер 20А из множества ребойлеров регенерационной колонны, расположенный у дна колонны, размещен в линии 125 конвертированного газа, а второй ребойлер 20В, расположенный в средней части колонны, размещен в линии 126 метанового продукта. В первом ребойлере 20А может быть получена нагревающая среда высокотемпературного конвертированного газа, имеющая температуру, например, от 115 до 140°С. Кроме того, во втором ребойлере 20В может быть получена нагревающая среда низкотемпературного метанольного продукта, имеющая температуру, например, от 90 до 110°С. Кроме того, в первом теплообменнике 75 для подогрева питающей бойлер воды может быть получен водяной пар, имеющий температуру от 80 до 100°С, и этот водяной пар дополнительно подается во второй теплообменник 73 через линию 77 водяного пара, причем можно получить водяной пар с температурой от 100 до 120 °С. В такой конфигурации можно получить нагревающие среды конвертированного газа и метанольного продукта, имеющие температурный градиент, требуемый в каждом из множества бойлеров регенерационной колонны.
Кроме того, в вариантах осуществления, показанных на фиг. 1-6, описана конфигурация, в которой продукт, получаемый в устройстве 150 для проведения реакции синтеза метанола, проходит ректификацию метанола посредством множества ректификационных колонн 180, но настоящее изобретение ей не ограничено. Например, настоящее изобретение также может быть выполнено так, что продукт, полученный в устройстве 150 для проведения реакции синтеза метанола, подают в устройство для проведения реакции синтеза бензина (не показано) без ректификации, и из метанола синтезируют бензин. В устройстве для проведения реакции синтеза бензина бензин можно синтезировать из метанола, как показано в приведенных ниже уравнениях (5) и (6).
Figure 00000003
Figure 00000004
Таким образом, метанол превращается в бензин по реакции синтеза бензина, показанной в уравнении (6), через реакцию синтеза диметилового эфира (DME), показанную в уравнении (5). В устройство для проведения реакции синтеза бензина на двух стадиях загружают два типа катализатора - катализатор синтеза DME и катализатор синтеза бензина, и эти две реакции могут протекать постадийно. Катализатор синтеза DME может представлять собой, например, известный катализатор, такой как алюмосиликатный цеолитный катализатор и т.п. Катализатор синтеза бензина также может представлять собой известный катализатор, такой как алюмосиликатный цеолитный катализатор и т.п. В этом случае компоновка ребойлеров регенерационной колонны, предусмотренных в линии 125, по которой течет конвертированный газ, показана на фиг. 7.
Как показано на фиг. 7, в линии 125, по которой течет конвертированный газ, могут быть предусмотрены первый ребойлер 20А регенерационной колонны, первый конденсатор 81а, второй ребойлер 20В регенерационной колонны, второй конденсатор 81b, ребойлер 83с ректификационной колонны (для извлечения газообразного метанола), третий конденсатор 81с, охлаждающий теплообменник 83d и четвертый конденсатор 81d, в указанном порядке от риформера. Следует отметить, что конфигурация в линии 126 продукта, получаемого в устройстве для проведения реакции синтеза метанола, совпадает с показанной на фиг. 4. Кроме того, устройство 190 извлечения диоксида углерода имеет такую конфигурацию, в которой весь газообразный диоксид углерода извлекается из отходящих газов сжигания.
В соответствии с такой конфигурацией даже при увеличении количества диоксида углерода, извлекаемого в устройстве 190 извлечения диоксида углерода, полученный в ректификационных колоннах метанол-сырец можно подавать в устройство для проведения реакции синтеза бензина без ректификации, поэтому энергия, требуемая для множества бойлеров 20 регенерационной колонны 10, может обеспечиваться отходящим теплом линии 125, по которой течет конвертированный газ. В первом ребойлере 20А в качестве нагревающей среды может быть получен высокотемпературный конвертированный газ, имеющий температуру, например, от 115 до 140°С. Во втором ребойлере 20В в качестве нагревающей среды может быть получен низкотемпературный конвертированный газ, имеющий температуру, например, от 90 до 110°С. Таким образом, можно получить нагревающие среды, имеющие температурный градиент, требуемый в каждом из множества бойлеров регенерационной колонны.
ПРИМЕРЫ
Было выполнено моделирование баланса тепловой энергии при синтезе метанола и извлечении диоксида углерода в конфигурации, показанной на фиг. 3 и 4 (рабочий пример 1). Кроме того, было выполнено моделирование баланса тепловой энергии при синтезе метанола и извлечении диоксида углерода в конфигурации, показанной на фиг. 5 и 6 (рабочий пример 2). Кроме того, было выполнено моделирование баланса тепловой энергии при синтезе бензина и извлечении диоксида углерода в конфигурации, показанной на фиг. 7 и 4 (рабочий пример 3).
Следует отметить, что в целях сравнения было выполнено моделирование баланса тепловой энергии при синтезе метанола, когда извлечение диоксида углерода не производится (сравнительный пример 1). Конфигурация линии конвертированного газа сравнительного примера 1 показана на фиг. 8, а конфигурация линии метанольного продукта показана на фиг. 9. Как показано на фиг. 8, в линии 125 конвертированного газа установлены ребойлер 93а второй ректификационной колонны, ребойлер 93b третьей ректификационной колонны, ребойлер 93с первой ректификационной колонны, теплообменник 93d для подогрева питающей бойлер воды и охлаждающий теплообменник 93е в указанном порядке от риформера. Кроме того, как показано на фиг. 9, в линии 126 метанольного продукта воздушный холодильник 95 размещен на расположенной выше по потоку стороне от холодильника 162.
Различные условия для каждого из ребойлеров и теплообменников рабочего примера 1 включают температуру (°С) конвертированного газа или метанольного продукта (нагревающая среда) после осуществления теплообмена с ребойлером или теплообменником, температуру (°С) нагретого вещества, нагретого ребойлером или теплообменником, и получаемый в ребойлере или теплообменнике тепловой эквивалент (ккал/ч) показаны в таблице 1. Кроме того, в таблице 2 показаны расходы сконденсированной воды, сбрасываемой из конденсаторов 171-176 с первого по шестой. Аналогичным образом, различные условия рабочего примера 2 показаны в таблицах 3 и 4, различные условия рабочего примера 3 показаны в таблицах 5 и 6 и различные условия сравнительного примера 1 показаны в таблицах 7 и 8. Следует отметить, что конвертированный газ исходно имел температуру 200°С и избыточное давление 18,1 кг/см2, которые одинаковы для рабочих примеров 1-3 и сравнительного примера 1. Аналогичным образом, метанольный продукт исходно имел температуру 129°С и избыточное давление 96 кг/см2, которые также одинаковы для этих примеров. Результаты моделирования показаны в таблице 9.
Figure 00000005
Figure 00000006
Figure 00000007
Figure 00000008
Figure 00000009
Figure 00000010
Figure 00000011
Figure 00000012
Figure 00000013
Во всех результатах рабочих примеров 1-3, как показано в таблице 9, тепловой эквивалент ребойлеров, необходимый для извлечения диоксида углерода, может быть обеспечен отходящим теплом, генерируемым в установке синтеза метанола или установке синтеза бензина.
Перечень ссылочных позиций:
10 - регенерационная колонна
20 - ребойлер
40 - колонна поглощения 100 - риформер
150 - устройство для проведения реакции синтеза метанола
180 - ректификационная колонна
181 - ребойлер
190 - устройство извлечения диоксида углерода

Claims (12)

1. Способ извлечения диоксида углерода в установке для синтеза метанола из углеводородного газа, который включает:
стадию риформинга для получения конвертированного газа посредством реакции парового риформинга углеводородного газа;
стадию синтеза метанола для синтеза метанола из указанного конвертированного газа;
стадию сжигания для сжигания топливного газа с получением источника тепла для указанной реакции парового риформинга;
стадию извлечения диоксида углерода для извлечения диоксида углерода с использованием поглощающей жидкости из отходящих газов сжигания, генерируемых посредством указанного сжигания;
стадию получения множества нагревающих сред конвертированного газа или нагревающих сред конвертированного газа и метанола с разными температурами из указанного конвертированного газа или из указанного конвертированного газа и указанного метанола; и
стадию регенерации поглощающей жидкости для регенерации указанной поглощающей жидкости посредством ступенчатого нагрева указанной поглощающей жидкости, содержащей поглощенный в ней диоксид углерода, для удаления диоксида углерода из указанной поглощающей жидкости, причем указанный нагрев выполняется с использованием указанного множества нагревающих сред с разными температурами.
2. Способ по п. 1, в котором
по меньшей мере первая нагревающая среда из указанного множества нагревающих сред с разными температурами имеет температуру от 115 до 140°С, а вторая нагревающая среда имеет температуру от 90 до 110°С.
3. Способ по п. 1, дополнительно включающий стадию ректификации для ректификации метанола, синтезированного на указанной стадии синтеза метанола, в котором
теплообмен с указанным конвертированным газом генерирует дополнительную нагревающую среду с другой температурой, и указанную нагревающую среду используют в качестве источника тепла для указанной ректификации.
4. Способ по п. 1, дополнительно включающий стадию синтеза бензина для синтеза бензина из метанола, синтезированного на указанной стадии синтеза метанола.
5. Способ по п. 1, в котором
регенерацию указанной поглощающей жидкости выполняют посредством ступенчатого нагрева указанной поглощающей жидкости, содержащей погаощенный в ней диоксид углерода, причем указанный нагрев выполняется с использованием указанного множества конвертированных газов с разными температурами.
6. Способ по п. 1, в котором
регенерацию указанной поглощающей жидкости выполняют посредством ступенчатого нагрева указанной поглощающей жидкости, содержащей поглощенный в ней диоксид углерода, причем указанный нагрев выполняется с использованием указанных конвертированных газов и метанола с разными температурами.
7. Система для извлечения диоксида углерода и синтеза метанола из углеводородного газа, которая содержит:
риформер, выполненный с возможностью производить конвертированный газ посредством реакции парового риформинга углеводородного газа;
устройство синтеза метанола, выполненное с возможностью синтезировать метанол из указанного конвертированного газа;
сжигающее устройство, выполненное с возможностью сжигать топливный газ с получением источника тепла для указанной реакции парового риформинга в указанном риформере;
устройство поглощения диоксида углерода, выполненное с возможностью извлекать, используя поглощающую жидкость, диоксид углерода из отходящих газов сжигания, генерируемых посредством указанного сжигающего устройства;
множество теплообменников, выполненных с возможностью использования указанного конвертированного газа или указанного конвертированного газа и указанного метанола в качестве множества нагревающих сред конвертированного газа или нагревающих сред конвертированного газа и метанола с разными температурами; и
устройство регенерации поглощающей жидкости, выполненное с возможностью регенерировать указанную поглощающую жидкость посредством ступенчатого нагрева указанной поглощающей жидкости, содержащей поглощенный в ней диоксид углерода, указанным множеством теплообменников для удаления диоксида углерода из указанной поглощающей жидкости, причем указанный нагрев выполняется с использованием указанного множества нагревающих сред с разными температурами.
8. Система по п. 7, в которой
по меньшей мере первая нагревающая среда из указанного множества нагревающих сред с разными температурами имеет температуру от 115 до 140°С, а вторая нагревающая среда имеет температуру от 90 до 110°С.
9. Система по п. 7, дополнительно содержащая:
ректификационное устройство, выполненное с возможностью ректификации метанола, синтезированного посредством указанного устройства синтеза метанола; и
дополнительный теплообменник, выполненный с возможностью получать дополнительную нагревающую среду с другой температурой посредством теплообмена с указанным конвертированным газом; причем
указанная дополнительная нагревающая среда с другой температурой используется в качестве источника тепла для указанного ректификационного устройства.
10. Система по п. 7, дополнительно содержащая устройство синтеза бензина, выполненное с возможностью синтезировать бензин из метанола, синтезированного посредством указанного устройства синтеза метанола.
11. Система по п. 7, в которой
указанное множество теплообменников размещено так, что указанный конвертированный газ и указанная поглощающая жидкость, содержащая поглощенный в ней диоксид углерода, ступенчато подвергаются множеству процессов теплообмена.
12. Система по п. 7, в которой
по меньшей мере первый теплообменник из указанного множества теплообменников размещен так, что указанный конвертированный газ и указанная поглощающая жидкость, содержащая поглощенный в ней диоксид углерода, подвергаются процессу теплообмена, а второй теплообменник размещен так, что указанный метанол и указанная поглощающая жидкость, содержащая поглощенный в ней диоксид углерода, подвергаются процессу теплообмена.
RU2015134155/05A 2013-02-18 2014-02-06 Способ или система для извлечения диоксида углерода RU2603164C1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2013028878A JP6004965B2 (ja) 2013-02-18 2013-02-18 二酸化炭素を回収する方法またはシステム
JP2013-028878 2013-02-18
PCT/JP2014/052734 WO2014125986A1 (ja) 2013-02-18 2014-02-06 二酸化炭素を回収する方法またはシステム

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2603164C1 true RU2603164C1 (ru) 2016-11-20

Family

ID=51353992

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015134155/05A RU2603164C1 (ru) 2013-02-18 2014-02-06 Способ или система для извлечения диоксида углерода

Country Status (7)

Country Link
US (1) US9376356B2 (ru)
EP (1) EP2957542B1 (ru)
JP (1) JP6004965B2 (ru)
AU (1) AU2014217158B2 (ru)
CA (1) CA2897001C (ru)
RU (1) RU2603164C1 (ru)
WO (1) WO2014125986A1 (ru)

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP6473345B2 (ja) * 2015-02-26 2019-02-20 株式会社神戸製鋼所 水素製造装置及び水素製造方法
CN112673124A (zh) 2018-09-13 2021-04-16 托普索公司 制备甲醇的方法
CN114632402B (zh) * 2020-12-16 2022-11-11 中冶京诚工程技术有限公司 烟气二氧化碳捕集系统的捕集方法
WO2022152749A1 (en) * 2021-01-13 2022-07-21 Topsoe A/S Method and system for recycling of distillation energy in plants with co2 import from carbon capture
US20220259123A1 (en) * 2021-02-16 2022-08-18 Union Engineering A/S Biomethanol production system and method
US11884621B2 (en) * 2021-03-25 2024-01-30 Enerflex Us Holdings Inc. System, apparatus, and method for hydrocarbon processing
EP4353676A1 (en) * 2022-10-14 2024-04-17 L'air Liquide, Societe Anonyme Pour L'etude Et L'exploitation Des Procedes Georges Claude Plant and process for producing a carbon dioxide depleted synthesis gas product by steam reforming

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4519440A (en) * 1980-09-12 1985-05-28 Jacob Weitman Method for heat recovery
RU2430141C2 (ru) * 2006-03-30 2011-09-27 Ниппон Стил Инджиниринг Ко., Лтд. Система синтеза жидкого топлива

Family Cites Families (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP4773641B2 (ja) * 2001-07-19 2011-09-14 三菱重工業株式会社 メタノールの製造方法
JP2003034503A (ja) * 2001-07-19 2003-02-07 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 合成ガスの製造方法およびメタノールの製造方法
JP4875303B2 (ja) 2005-02-07 2012-02-15 三菱重工業株式会社 二酸化炭素回収システム、これを用いた発電システムおよびこれら方法
WO2010118137A1 (en) * 2009-04-10 2010-10-14 University Of Southern California Rendering petroleum oil as an environmentally carbon dioxide neutral source material for fuels, derived products and as a regenerative carbon source
JP5349221B2 (ja) * 2009-09-08 2013-11-20 株式会社東芝 二酸化炭素回収装置

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4519440A (en) * 1980-09-12 1985-05-28 Jacob Weitman Method for heat recovery
RU2430141C2 (ru) * 2006-03-30 2011-09-27 Ниппон Стил Инджиниринг Ко., Лтд. Система синтеза жидкого топлива

Also Published As

Publication number Publication date
EP2957542A4 (en) 2016-09-28
CA2897001C (en) 2017-09-05
AU2014217158B2 (en) 2016-07-14
US9376356B2 (en) 2016-06-28
WO2014125986A1 (ja) 2014-08-21
CA2897001A1 (en) 2014-08-21
US20150353454A1 (en) 2015-12-10
JP6004965B2 (ja) 2016-10-12
JP2014156379A (ja) 2014-08-28
EP2957542A1 (en) 2015-12-23
EP2957542B1 (en) 2019-08-28
AU2014217158A1 (en) 2015-07-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2603164C1 (ru) Способ или система для извлечения диоксида углерода
JP5722031B2 (ja) ガス流からガス成分を回収するための方法及び吸収剤組成物
US8535428B2 (en) System for recovering carbon dioxide from flue gas
JP4773641B2 (ja) メタノールの製造方法
US7377967B2 (en) Split flow process and apparatus
KR101751723B1 (ko) 산성가스 포집 시스템 및 이를 이용한 산성가스 포집방법
WO2009003238A1 (en) Improvements in the recovery of carbon dioxide
TW201312056A (zh) 用於氣體純化系統之低壓蒸汽預熱器及其使用方法
JP6088240B2 (ja) 二酸化炭素の回収装置、及び該回収装置の運転方法
KR20130010253A (ko) 산성가스 포집을 위한 탈거장치의 에너지원 재사용 방법
KR102091882B1 (ko) 탈거공정 개선을 통한 산성가스 포집시스템 및 이를 이용한 산성가스 포집방법
KR20140042536A (ko) 이산화 탄소 처리장치
JP4706812B2 (ja) ジメチルエーテルの製造方法
US9028593B2 (en) Method and absorbent compositions for recovering a gaseous component from a gas stream
CN211688249U (zh) 一种针对大型化燃烧前co2捕集系统
US20240043359A1 (en) Method and system for recycling of distillation energy in plants with co2 import from carbon capture
US9650311B2 (en) Process for purification of CO2 in an ethylene stream obtained from the dehydration of ethanol
CN111153383A (zh) 一种针对大型化燃烧前co2捕集系统
WO2018200526A1 (en) Process for carbon dioxide recapture with improved energy recapture
JP2015020079A (ja) 被処理ガス中の二酸化炭素を回収する方法およびそのための装置

Legal Events

Date Code Title Description
PC41 Official registration of the transfer of exclusive right

Effective date: 20180621