RU2797676C1 - Membrane permeate recycling system for application with a adsorption processes at variable pressure - Google Patents

Membrane permeate recycling system for application with a adsorption processes at variable pressure Download PDF

Info

Publication number
RU2797676C1
RU2797676C1 RU2022106274A RU2022106274A RU2797676C1 RU 2797676 C1 RU2797676 C1 RU 2797676C1 RU 2022106274 A RU2022106274 A RU 2022106274A RU 2022106274 A RU2022106274 A RU 2022106274A RU 2797676 C1 RU2797676 C1 RU 2797676C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
membrane
stream
unit
permeate
gas stream
Prior art date
Application number
RU2022106274A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Брэдли П. РАССЕЛЛ
Гаутам ПАНДЕЙ
Дейвид А. ВЕДЖЕРЕР
Вим ЭЛСЕВИРС
Original Assignee
Юоп Ллк
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 Юоп Ллк filed Critical Юоп Ллк
Application granted granted Critical
Publication of RU2797676C1 publication Critical patent/RU2797676C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: membrane permeate recycling system using hydrogen recovery units and pressure swing adsorption units.
SUBSTANCE: system for processing a dry gas stream is presented, comprising: a compressor arranged to receive a dry gas stream; a pressure swing adsorption unit arranged to receive a pressurized gas stream from said compressor to produce a finished hydrogen stream and a tail gas stream, said pressure swing adsorption unit comprising at least two outlets, one of which is configured to comprise a flow of finished hydrogen, and the second is configured to comprise a flow of residual gas; wherein the second outlet communicates with the first membrane unit for receiving a portion of the tail gas stream configured to produce a first permeate stream that is recycled and mixed with the dry gas stream and a first non-permeate stream; and a second membrane unit communicates with said pressure swing adsorption unit to receive a portion of the tail gas stream and configured to produce a second permeate stream and a second non-permeate stream, wherein the second membrane unit is configured to recycle the second permeate stream to the pressure swing adsorption unit in purge gas quality; the first and second membrane units are configured to direct the first and second non-permeate streams to the absorber unit, and the absorber unit is used to produce a fuel gas stream and a C3+ stream; the first and second membrane units are hydrogen selective.
EFFECT: creation of an improved membrane separation system, which provides a reduction in operating and capital costs, as well as an efficient extraction of hydrogen.
8 cl, 5 dwg

Description

Право приоритетаRight of priority

Настоящая заявка испрашивает приоритет по заявке США № 16/560,431, поданной 4 сентября 2019 г., которая полностью включена в настоящий документ путем ссылки.This application claims priority to US Application No. 16/560,431, filed September 4, 2019, which is incorporated herein by reference in its entirety.

Область применения изобретенияScope of the invention

Настоящее описание относится к системе рециркуляции мембранного пермеата с использованием установок извлечения водорода и установок адсорбции при переменном давлении.The present description relates to a membrane permeate recycling system using hydrogen recovery units and pressure swing adsorption units.

Предпосылки создания изобретенияPrerequisites for the creation of the invention

Как правило, процесс мембранного разделения включает секцию кондиционирования сырья, которая кондиционирует подаваемый на мембрану сырьевой газ посредством удаления жидкостей, твердых частиц и нежелательных примесей, а впоследствии устанавливает требуемую рабочую температуру мембраны. Разделения газов в процессе мембранного разделения достигают за счет разницы скоростей проникновения водорода и других углеводородных компонентов при наличии или приложении разницы давлений между стороной сырья и стороной пермеата полупроницаемого мембранного барьера. Как правило, мембранные элементы содержат полупроницаемый мембранный барьер.Typically, a membrane separation process includes a feed conditioning section that conditions the feed gas to the membrane by removing liquids, solids and unwanted impurities and subsequently sets the membrane to the desired operating temperature. Gas separation in a membrane separation process is achieved by the difference in permeation rates of hydrogen and other hydrocarbon components in the presence or application of a pressure difference between the feed side and the permeate side of the semi-permeable membrane barrier. As a rule, membrane elements contain a semi-permeable membrane barrier.

Обычно установки мембранного разделения содержат по меньшей мере два блока мембранных модулей. Блоки мембранных модулей секции мембранного разделения расположены параллельно и соединены в общий трубопровод, который, как правило, распределяет подаваемый на мембрану сырьевой газ и собирает потоки мембранного газа-пермеата и мембранного газа-непермеата. Известная секция кондиционирования непермеата содержит автоматический регулирующий клапан, который поддерживает давление на стороне мембраны, и может содержать дополнительное оборудование, такое как теплообменники и отбойные сепараторы для охлаждения газа и удаления любых конденсированных жидкостей, полученных после охлаждения.Typically, membrane separation plants comprise at least two membrane module units. The membrane module blocks of the membrane separation section are arranged in parallel and connected to a common pipeline, which, as a rule, distributes the feed gas supplied to the membrane and collects the permeate membrane gas and non-permeate membrane gas flows. A known non-permeate conditioning section contains an automatic control valve that maintains pressure on the membrane side and may contain additional equipment such as heat exchangers and fenders to cool the gas and remove any condensed liquids resulting from the cooling.

По этой причине в каждой мембранной установке устанавливают по меньшей мере два блока мембранных модулей, чтобы можно было достичь минимальной допустимой производительности установки 25-100% от номинального расхода посредством изоляции отдельных блоков мембранных модулей при снижении расхода потока сырья в комбинации с управлением долей проникающего через мембрану потока в работающих установках мембранных модулей.For this reason, at least two units of membrane modules are installed in each membrane plant, so that a minimum allowable plant capacity of 25-100% of the nominal flow can be achieved by isolating individual units of membrane modules while reducing the flow rate of the raw material in combination with controlling the proportion of permeate through the membrane flow in operating units of membrane modules.

Соответственно, необходимо предложить улучшенный процесс, который был бы усовершенствованием существующей технологической схемы извлечения водорода, связанной с установкой каталитического риформинга. Существует потребность в усовершенствовании процесса мембранного разделения для улучшения рециркуляции пермеата газов, таким образом снижающего эксплуатационные и капитальные затраты на процесс и установку мембранного разделения в целом. Следовательно, требуется улучшенная установка адсорбции при переменном давлении, которую можно применять для разделения отходящих газов нефтеперерабатывающего завода, где требуется высокое извлечение водорода и сжиженного нефтяного газа (СНГ), а потребители, находящиеся ниже по потоку, применяют полученный водород под высоким давлением в реакторах обработки, например гидрообработки. Кроме того, требуется процесс разделения, который будет динамичным и надежным в эксплуатации.Accordingly, it is necessary to propose an improved process that would be an improvement on the existing hydrogen recovery process flow associated with the catalytic reformer. There is a need to improve the membrane separation process to improve the recirculation of permeate gases, thus reducing the operating and capital costs of the membrane separation process and plant as a whole. Therefore, there is a need for an improved pressure swing adsorption unit that can be used to separate refinery off-gases where high recovery of hydrogen and liquefied petroleum gas (LPG) is required and downstream customers use the produced hydrogen at high pressure in treatment reactors. such as hydroprocessing. In addition, a separation process is required that is dynamic and reliable in operation.

Кроме того, другие требуемые признаки и характеристики настоящего объекта изобретения станут понятными из приведенного ниже подробного описания объекта изобретения и формулы изобретения, рассматриваемых совместно с сопровождающими графическими материалами и настоящим описанием предпосылок создания объекта изобретения.In addition, other required features and characteristics of the present subject matter will become apparent from the following detailed description of the subject matter and the claims, taken in conjunction with the accompanying drawings and the present description of the background to the subject matter.

Изложение сущности изобретенияStatement of the Invention

Различные варианты осуществления, рассматриваемые в настоящем документе, относятся к улучшенному процессу рециркуляции пермеата, который включает установку адсорбции при переменном давлении и мембранную установку, в которую рециркулируется поток мембранного пермеата для максимального извлечения водорода. В соответствии с примером осуществления предложен процесс обработки сухого газа, включающий направление потока сухого газа в компрессор для получения потока газа под давлением. Поток сжатого сухого газа направляется в установку адсорбции при переменном давлении для получения потока готового водорода и потока остаточного газа. Поток остаточного газа направляется в первую мембранную установку для получения первого потока пермеата и первого остаточного потока. Часть потока остаточного газа дополнительно направляется во вторую мембранную установку для получения второго потока пермеата и второго остаточного потока.The various embodiments discussed herein relate to an improved permeate recycle process that includes a pressure swing adsorption unit and a membrane unit to which the membrane permeate stream is recycled to maximize hydrogen recovery. According to an exemplary embodiment, a dry gas treatment process is provided, including directing a dry gas stream to a compressor to produce a pressurized gas stream. The compressed dry gas stream is sent to a pressure swing adsorption unit to produce a ready hydrogen stream and a residual gas stream. The tail gas stream is sent to the first membrane plant to produce a first permeate stream and a first tail stream. A portion of the tail gas stream is additionally sent to a second membrane unit to produce a second permeate stream and a second tail stream.

В соответствии с вариантом осуществления изобретения обеспечена система обработки потока сухого газа, содержащая компрессор, расположенный с возможностью приема потока сухого газа. Установка адсорбции при переменном давлении расположена с возможностью приема потока газа под давлением из компрессора. Установка адсорбции при переменном давлении содержит по меньшей мере два выпускных патрубка, причем один из выпускных патрубков выполнен с возможностью содержания потока готового водорода, а второй из упомянутых выпускных патрубков выполнен с возможностью содержания потока остаточного газа, с направлением потока газа под давлением в установку адсорбции при переменном давлении для получения потока готового водорода и потока остаточного газа;In accordance with an embodiment of the invention, a dry gas stream processing system is provided, comprising a compressor positioned to receive the dry gas stream. The pressure swing adsorption unit is positioned to receive a pressurized gas stream from the compressor. The pressure swing adsorption unit comprises at least two outlets, wherein one of the outlets is configured to contain a flow of finished hydrogen, and the second of said outlets is configured to contain a residual gas stream, with the direction of the gas flow under pressure into the adsorption unit at variable pressure to obtain a stream of finished hydrogen and a stream of residual gas;

второй из выпускных патрубков сообщается с первой мембранной установкой, содержащей мембраны, причем каждая из мембран имеет сторону пермеата и сторону непермеата при этом; и вторую мембранную установку, сообщающуюся с упомянутой установкой адсорбции при переменном давлении для приема части потока остаточного газа и выполненную с возможностью получения второго потока пермеата и второго потока непермеата.the second of the outlet pipes communicates with the first membrane installation containing membranes, and each of the membranes has a permeate side and a non-permeate side; and a second membrane unit in communication with said pressure swing adsorption unit to receive a portion of the tail gas stream and configured to produce a second permeate stream and a second non-permeate stream.

В соответствии с другим примером осуществления предложен процесс обработки потока сухого газа, включающий направление потока сухого газа в компрессор для получения потока газа под давлением, который дополнительно проходит в установку адсорбции при переменном давлении для извлечения водорода в качестве продуктового потока наряду с потоком остаточного газа. Процесс дополнительно включает направление потока извлеченного остаточного газа в первую мембранную установку для получения первого потока пермеата и первого потока непермеата. Впоследствии поток остаточного газа направляется во вторую мембранную установку для получения второго потока пермеата и второго потока непермеата с последующим управлением протеканием потока остаточного газа в первую мембранную установку и вторую мембранную установку.In accordance with another embodiment, a process is provided for treating a dry gas stream, comprising sending the dry gas stream to a compressor to produce a pressurized gas stream, which is further passed to a pressure swing adsorption unit to recover hydrogen as a product stream along with a tail gas stream. The process further includes directing the recovered tail gas stream to a first membrane unit to produce a first permeate stream and a first non-permeate stream. Subsequently, the tail gas stream is sent to the second membrane unit to produce a second permeate stream and a second non-permeate stream, followed by controlling the flow of the tail gas stream to the first membrane unit and the second membrane unit.

Соответственно, в настоящем описании раскрыт усовершенствованный процесс рециркуляции пермеата, который снижает эксплуатационные и капитальные затраты, в том числе требования к системе управления, чтобы сделать систему полностью гибкой и адаптируемой к изменениям в работе системы. Заявители обнаружили, что настоящее решение достигается добавлением второй мембранной установки, которая работает при более низком давлении по сравнению с первой мембранной установкой, что уменьшает общий размер мембранной установки, требуемый для настоящей технологической схемы. Кроме того, рециркуляцию газа-пермеата из второй мембранной установки в установку адсорбции при переменном давлении (PSA) поддерживают при низком давлении, таким образом снижая эксплуатационные и капитальные затраты на операцию рециркуляции. Кроме того, рециркуляция пермеатов низкого давления из второй мембранной установки обеспечивает направление продувочного газа в установку PSA, что приводит к увеличению извлечения водорода из установки PSA. Соответственно, настоящий процесс рециркуляции пермеатов снижает эксплуатационные затраты на 10% и снижает капитальные затраты на 7%.Accordingly, the present disclosure discloses an improved permeate recycling process that reduces operating and capital costs, including control system requirements, to make the system fully flexible and adaptable to changes in system operation. Applicants have found that the present solution is achieved by adding a second membrane plant that operates at a lower pressure than the first membrane plant, which reduces the overall size of the membrane plant required for the present flow sheet. In addition, the recirculation of the permeate gas from the second membrane unit to the pressure swing adsorption (PSA) unit is maintained at low pressure, thus reducing the operating and capital cost of the recirculation operation. In addition, recirculation of the low pressure permeates from the second membrane unit directs purge gas to the PSA unit, resulting in increased hydrogen recovery from the PSA unit. Accordingly, the present permeate recycling process reduces operating costs by 10% and reduces capital costs by 7%.

Эти и другие признаки, аспекты и преимущества настоящего изобретения станут более понятными после изучения представленного ниже подробного описания, чертежей и прилагаемой формулы изобретения.These and other features, aspects and advantages of the present invention will become more apparent upon examination of the following detailed description, drawings and appended claims.

Краткое описание графических материаловBrief description of graphic materials

Далее будут описаны различные варианты осуществления в сочетании со следующими графическими материалами, на которых аналогичные цифровые обозначения обозначают аналогичные элементы.Various embodiments will now be described in conjunction with the following drawings, in which like reference numerals designate like elements.

На Фиг. 1 приведена принципиальная схема технологического процесса, иллюстрирующая процесс мембранного разделения предшествующего уровня техники.On FIG. 1 is a process flow diagram illustrating the prior art membrane separation process.

На Фиг. 2 приведена схематическая блок-схема процесса в соответствии с настоящим описанием, иллюстрирующая усовершенствование процесса рециркуляции мембранного пермеата.On FIG. 2 is a schematic process flow diagram according to the present disclosure illustrating an improvement in the membrane permeate recycle process.

На Фиг. 3 показано снижение потребляемой мощности, требуемой для работы системы в соответствии с настоящим описанием.On FIG. 3 shows the reduction in power consumption required to operate the system as described herein.

На Фиг. 4 показано значительное уменьшение площади мембраны, которая требуется в настоящем описании.On FIG. 4 shows a significant reduction in the area of the membrane, which is required in the present description.

На Фиг. 5 схематически показаны подробности схемы трубопровода, применяемого в настоящем описании, в которой две мембранных установки объединены в одну мембранную систему.On FIG. 5 schematically shows the details of the piping scheme used in the present specification, in which two membrane plants are combined into one membrane system.

Специалистам в данной области будет очевидно, что элементы, описанные на Фиг. 1-5, показаны для простоты и ясности описания и не обязательно представлены в масштабе. Например, для облегчения понимания различных вариантов осуществления настоящего описания размеры некоторых элементов на Фиг. 1-5 могут быть преувеличены по сравнению с другими элементами. Кроме того, обычные, но хорошо известные элементы, используемые или требуемые в экономически целесообразном варианте осуществления, могут быть не показаны для облегчения рассмотрения этих различных вариантов осуществления настоящего описания.Those skilled in the art will appreciate that the elements described in FIG. 1-5 are shown for simplicity and clarity of description and are not necessarily drawn to scale. For example, to facilitate understanding of the various embodiments of the present disclosure, the dimensions of some elements in FIG. 1-5 may be exaggerated compared to other elements. In addition, conventional but well known elements used or required in an economically viable embodiment may not be shown to facilitate consideration of these various embodiments of the present disclosure.

ОпределенияDefinitions

При использовании в настоящем документе термин «поток» может включать различные углеводородные молекулы и другие вещества.As used herein, the term "stream" may include various hydrocarbon molecules and other substances.

Используемый в настоящем документе термин «богатый» может означать величину по существу по меньшей мере 50 мол.% или по меньшей мере 70 мол.%, предпочтительно 90 мол.% и оптимально 95 мол.% соединения или класса соединений в потоке.The term "rich" as used herein can mean a value of substantially at least 50 mole % or at least 70 mole %, preferably 90 mole % and optimally 95 mole % of a compound or class of compounds in the stream.

В настоящем документе термин «связь по текучей среде» означает, что материал, протекающий между перечисленными компонентами, находится в текущем состоянии и соединяет эти два компонента.In this document, the term "fluid connection" means that the material flowing between the listed components is in a current state and connects these two components.

В настоящем документе термин «поток пермеата» может означать продуктовый поток, которому позволяют проходить через мембраны.As used herein, the term "permeate stream" may mean a product stream that is allowed to pass through the membranes.

В настоящем документе термин «поток непермеата» может означать продуктовый поток, которому не позволяют проходить через мембраны и который остается на мембране.As used herein, the term "non-permeate stream" may mean a product stream that is not allowed to pass through the membranes and remains on the membrane.

В настоящем документе термин «мембрана» может означать селективный барьер, который позволяет некоторым субстанциям проходить через него или проникать в себя, но останавливает другие, которые остаются в качестве ретентата.As used herein, the term "membrane" may mean a selective barrier that allows certain substances to pass through or into itself, but stops others from remaining as a retentate.

В настоящем документе термин «Cx», где «x» представляет собой целое число, означает поток углеводородов, содержащий углеводороды, имеющие x атомов углерода.As used herein, the term "C x ", where "x" is an integer, means a hydrocarbon stream containing hydrocarbons having x carbon atoms.

В настоящем документе термин «Cx-», где «x» представляет собой целое число, означает поток углеводородов, содержащий углеводороды, имеющие x и/или менее атомов углерода, и предпочтительно x и менее атомов углерода.As used herein, the term "C x- ", where "x" is an integer, means a hydrocarbon stream containing hydrocarbons having x and/or less carbon atoms, and preferably x or less carbon atoms.

В настоящем документе термин «Cx+», где «x» представляет собой целое число, означает поток углеводородов, содержащий углеводороды, имеющие x и/или более атомов углерода, и предпочтительно x и более атомов углерода.As used herein, the term “C x+ ”, where “x” is an integer, means a hydrocarbon stream containing hydrocarbons having x and/or more carbon atoms, and preferably x or more carbon atoms.

В настоящем документе термин «доля проникающего через мембрану потока» может быть определен как отношение расхода пермеата к расходу подаваемого на мембрану сырьевого газа при заданном значении.In this document, the term "membrane permeating flux" can be defined as the ratio of the permeate flow rate to the feed gas flow rate supplied to the membrane at a given value.

В настоящем документе термин «блок» может относиться к набору из каждых параллельных мембранных модулей, которые могут быть полностью изолированы от остальной части процесса.As used herein, the term "unit" may refer to a set of each parallel membrane modules that can be completely isolated from the rest of the process.

В настоящем документе термин «сепаратор» означает сосуд, который имеет впускной патрубок и по меньшей мере выпускной патрубок для пара верхнего продукта и выпускной патрубок для кубовой жидкости, который может также иметь выпускной патрубок для отведения водного потока из отстойника.As used herein, the term "separator" means a vessel that has an inlet and at least an outlet for an overhead vapor and an outlet for a bottom liquid, which may also have an outlet for withdrawing water from the settler.

Используемый в настоящем документе термин «часть» означает то или иное количество или часть, взятую или отделенную от основного потока без каких-либо изменений в композиции по сравнению с основным потоком. Кроме того, он также включает разделение взятой или отделенной части на множество частей, если в каждой части сохраняется та же композиция, что и в основном потоке.As used herein, the term "portion" means any amount or portion taken or separated from the main stream without any change in composition compared to the main stream. In addition, it also includes dividing the taken or separated portion into multiple portions, as long as each portion retains the same composition as the main stream.

Подробное описаниеDetailed description

Представленное ниже подробное описание носит лишь иллюстративный характер и не предназначено для ограничения различных вариантов осуществления или их применения и применения. Более того, авторы не намерены ограничиваться какой-либо теорией, представленной выше в разделе о предпосылках создания изобретения или ниже в подробном описании. Фигуры были упрощены посредством удаления многих устройств, обычно применяемых в процессе подобного типа, таких как внутренние элементы колонн, системы регулирования температуры и давления, клапаны управления потоком, рециркуляционные насосы и т. п., которые конкретно не требуются для иллюстрации рабочих характеристик изобретения. Более того, иллюстрация процесса данного изобретения в варианте осуществления, показанном на конкретном чертеже, не призвана ограничивать изобретение конкретными вариантами осуществления, описанными в настоящем документе.The following detailed description is for illustrative purposes only and is not intended to limit the various embodiments or their uses and applications. Moreover, the authors do not intend to be limited by any theory presented above in the background section of the invention or below in the detailed description. The figures have been simplified by removing many of the devices commonly used in this type of process, such as column internals, temperature and pressure control systems, flow control valves, recirculation pumps, etc., which are not specifically required to illustrate the performance of the invention. Moreover, the illustration of the process of the present invention in the embodiment shown in the specific drawing is not intended to limit the invention to the specific embodiments described herein.

Как показано, линии технологического процесса на фигурах могут упоминаться взаимозаменяемо, как, например, трубопроводы, трубы, ветви, распределительные устройства, потоки, стоки, продукты подачи, продукты, части, катализаторы, отборы, рециклы, отсосы, сливы и каустики.As shown, process lines in the figures may be referred to interchangeably, such as pipelines, pipes, branches, distributors, streams, effluents, feeds, products, parts, catalysts, withdrawals, recycles, suctions, overflows, and caustics.

В настоящем описании предложен эффективный процесс рециркуляции водорода в процессе, который осуществляют посредством эксплуатации части картриджей мембраны для остаточного газа при более низком давлении пермеата и применения этого пермеата как внешнего продувочного газа в установке PSA. Это приводит к значительному снижению общей площади установленной мембраны и значительному снижению энергозатрат на сжатие.The present disclosure provides an efficient process for recycling hydrogen in a process that is accomplished by operating a portion of the tail gas membrane cartridges at a lower permeate pressure and using this permeate as the external purge gas in a PSA unit. This leads to a significant reduction in the total area of the installed membrane and a significant reduction in energy consumption for compression.

Вариант осуществления процесса рециркуляции мембранных пермеатов рассмотрен и показан на Фиг. 1. Технологическая схема на Фиг. 1 показывает систему 20 сжатия сухого газа и извлечения углеводородов, в которую отправляется поток 10 сухого газа, в основном содержащий богатый водородом газ. Жидкости, получаемые после сжатия и извлечения, собираются в виде потока тяжелых углеводородов в линии 24, а сжатый газ в линии 22, содержащий водород и легкие углеводороды, отправляется в установку 30 PSA высокого давления. Установка 30 PSA отправляет поток богатого водородом газа в линии 32 в компрессор 40 первой ступени для дополнительного сжатия, и поток богатого водородом газа извлекается в линии 42. Компрессор 40 первой ступени сжимает поток богатого водородом газа до давления, как правило, от 250-400 фунт/кв. дюйм абс. до 600-900 фунт/кв. дюйм абс.An embodiment of the membrane permeate recycling process is discussed and shown in FIG. 1. The flow diagram in FIG. 1 shows a dry gas compression and hydrocarbon recovery system 20 to which a dry gas stream 10 mainly containing hydrogen rich gas is sent. The liquids resulting from compression and recovery are collected as a stream of heavy hydrocarbons in line 24, and the compressed gas in line 22 containing hydrogen and light hydrocarbons is sent to the high pressure PSA unit 30. PSA unit 30 sends the hydrogen rich gas stream in line 32 to first stage compressor 40 for further compression and the hydrogen rich gas stream is recovered in line 42. First stage compressor 40 compresses the hydrogen rich gas stream to a pressure typically between 250-400 lbs. / sq. inch abs. up to 600-900 psi inch abs.

Установка 40 компрессора первой ступени отправляет извлеченный водород 42 высокой чистоты (> 99,9 мол.%), который требуется дополнительно сжать. Неизвлеченный водород и углеводородные примеси извлекаются как остаточный газ PSA в линии 34, т.е. сжимаются в компрессоре 50 остаточного газа, причем сжатый остаточный газ в линии 52 направляется в первую мембранную установку 60 для получения первого потока пермеата в линии 62, который направляется в установку 70 осушки. Осушенный газ в линии 72 рециркулируется и смешивается с потоком сырьевого сухого газа в линии 10. Установка 70 осушки может включать адсорбенты для удаления влаги (H2O) из потока остаточного газа PSA в линии 62.The first stage compressor unit 40 sends the high purity (>99.9 mol%) recovered hydrogen 42 to be further compressed. The unrecovered hydrogen and hydrocarbon impurities are recovered as tail gas PSA in line 34, i. e. are compressed in tail gas compressor 50, the compressed tail gas in line 52 being sent to first membrane plant 60 to produce a first permeate stream in line 62 which is sent to dryer 70. The dried gas in line 72 is recycled and mixed with the dry feed gas stream in line 10. Dryer 70 may include adsorbents to remove moisture (H2O) from the PSA tail gas stream in line 62.

Первый поток непермеата в линии 64 из первого мембранной установки 60 может быть объединен с другими потоками из установки каталитического риформинга. Продукт реактора в линии 110 (из реактора, не показан) подается в установку 80 сепаратора для получения жидкости сепаратора в линии 82. Поток продукта сепаратора в линии 82 смешивается с потоком отходящего газа отгонного устройства гидрообработки (подаваемым из внешнего источника) посредством линии 120 и первым потоком непермеата в линии 64 с формированием смешанного потока продукта в линии 84. Смешанный поток продукта в линии 84 дополнительно впоследствии подается в установку 90 поглотителя, установленную после первого мембранной установки. Поглотитель 90 создает поток топливного газа, отбираемого из верхней части поглотителя в линии 92, и поток тяжелых углеводородов в нижней линии 94. Поток тяжелых углеводородов в линии 94 может быть дополнительно обработан в депентанизаторе или дебутанизаторе установки каталитического риформинга для отделения пентанов и бутанов соответственно.The first non-permeate stream in line 64 from the first membrane unit 60 may be combined with other streams from the catalytic reformer. The reactor product in line 110 (from a reactor, not shown) is fed to separator unit 80 to produce separator fluid in line 82. The separator product stream in line 82 is mixed with the hydroprocessing stripper off-gas stream (supplied from an external source) via line 120 and first the non-permeate stream in line 64 to form a mixed product stream in line 84. The mixed product stream in line 84 is additionally subsequently fed to an absorber unit 90 downstream of the first membrane unit. Absorber 90 creates a fuel gas stream bled from the top of the absorber in line 92 and a heavy hydrocarbon stream in bottom line 94. The heavy hydrocarbon stream in line 94 may be further processed in a depentanizer or debutanizer of a catalytic reformer to separate pentanes and butanes, respectively.

Нижний поток тяжелых углеводородов может быть дополнительно объединен с другим потоком тяжелых углеводородов, подаваемым в линии 24, и извлечен в качестве выходящего продукта из системы 20 компрессора сухого газа и извлечения углеводородов с образованием смешанного продуктового потока тяжелых углеводородов в линии 96. Поток продукта реактора в линии 110 извлекается в качестве потока продуктов каталитического риформинга, содержащего материалы в диапазоне водорода, легких углеводородов (от C1 до C4), легкой нафты (C5-C6) и тяжелой нафты (C6-C11). Соответственно, поток продукта риформинга в линии 110 может быть отправлен в сепаратор 80. В сепараторе 80 могут быть отделены пары для получения потока пара продукта риформинга (не показан) и потока жидкости продукта риформинга в линии 82.The bottom heavy hydrocarbon stream may be further combined with another heavy hydrocarbon stream fed to line 24 and recovered as an effluent from dry gas compressor and hydrocarbon recovery system 20 to form a mixed heavy hydrocarbon product stream in line 96. In-line reactor product stream 110 is recovered as a catalytic reformate stream containing materials in the range of hydrogen, light hydrocarbons (C1 to C4), light naphtha (C5-C6) and heavy naphtha (C6-C11). Accordingly, the reformate stream in line 110 may be sent to separator 80. Vapors may be separated in separator 80 to obtain a reformate vapor stream (not shown) and a reformate liquid stream in line 82.

Обратимся теперь к Фиг. 2, на которой показан вариант осуществления усовершенствованного и эффективного извлечения водорода из процесса рециркуляции мембранных пермеатов. Технологическая схема, которая показана на Фиг. 2, имеет преимущество, заключающееся в том, что часть остаточного газа адсорбции при переменном давлении (PSA) рециркулируется при низком давлении, предотвращая таким образом дорогостоящее повторное сжатие и уменьшая размер рециркуляционного компрессора. На Фиг. 2 показана технологическая схема настоящего изобретения с потоком 10 сухого газа, содержащим в основном богатый водородом газ (преобладающий водород и оставшиеся углеводороды) из установки каталитического риформинга, направляемый в систему 20 компрессора сухого газа и извлечения углеводородов. Жидкости, получаемые после сжатия и извлечения, собираются в виде потока тяжелых углеводородов в линии 24. После этого сжатый газ в линии 22, содержащий водород и легкие углеводороды, впоследствии проходит в компрессор 30 первой ступени, причем дополнительно сжатый поток в линии 32 направляется в установку 40 PSA высокого давления.Let us now turn to Fig. 2, which shows an embodiment of an improved and efficient hydrogen recovery from a membrane permeate recycling process. The flow diagram shown in Fig. 2 has the advantage that a portion of the residual pressure swing adsorption (PSA) gas is recirculated at low pressure, thus preventing costly recompression and reducing the size of the recirculation compressor. On FIG. 2 shows a process flow diagram of the present invention with a dry gas stream 10 containing primarily hydrogen-rich gas (predominantly hydrogen and remaining hydrocarbons) from a catalytic reformer sent to a dry gas compressor and hydrocarbon recovery system 20. The liquids resulting from compression and recovery are collected as a stream of heavy hydrocarbons in line 24. After that, the compressed gas in line 22, containing hydrogen and light hydrocarbons, subsequently passes to the first stage compressor 30, with the additional compressed stream in line 32 sent to the plant 40 PSA high pressure.

Однако возможна альтернативная технологическая схема (здесь не показана) для использования установки 40 PSA, работающей при более низком давлении, в которой сжатый газ в линии 22 напрямую проходит в установку 40 PSA, и при этом не нужен компрессор 30 первой ступени. Система 30 сжатия дополнительно сжимает газ в линии 22 до давления, как правило, составляющего от 250-400 фунтов/кв. дюйм абс. до 600-900 фунтов/кв. дюйм абс. Установка 40 PSA отправляет извлеченный водород 42 высокой чистоты (> 99,9 мол.%) потребителю. Неизвлеченный водород и углеводородные примеси в совокупности составляют поток остаточного газа PSA в линии 44, который дополнительно сжимается посредством использования компрессора 50 остаточного газа PSA и извлечения потока сжатого остаточного газа в линии 52, который дополнительно отправляется в установку 60 осушки. Компрессор 50 сжимает остаточный газ PSA в линии 44 при давлении, как правило, составляющем от 15-25 фунтов/кв. дюйм абс. до 250-350 фунтов/кв. дюйм абс.However, an alternative flow diagram (not shown here) is possible to use PSA unit 40 operating at a lower pressure, in which the compressed gas in line 22 passes directly to PSA unit 40 and does not require first stage compressor 30. The compression system 30 further compresses the gas in line 22 to a pressure typically between 250-400 psi. inch abs. up to 600-900 psi inch abs. The PSA unit 40 sends the high purity (>99.9 mol%) recovered hydrogen 42 to the consumer. The unrecovered hydrogen and hydrocarbon impurities together constitute the PSA tail gas stream in line 44, which is further compressed by using the PSA tail gas compressor 50 and recovering the compressed tail gas stream in line 52, which is further sent to the drying unit 60. Compressor 50 compresses PSA tail gas in line 44 at a pressure typically between 15-25 psi. inch abs. up to 250-350 psi inch abs.

Первая часть осушенного газа в линии 62 отбирается в линии 66 и направляется в первую мембранную установку 70 для получения первого потока пермеата в линии 72, который рециркулируется и смешивается с потоком сухого сырьевого газа, подаваемым в линии 10. Вторая часть осушенного газа в линии 62 отбирается в линии 64, причем она направляется в качестве сырьевого газа во вторую мембранную установку 80 для получения второго потока пермеата в линии 82, рециркулируемого в установку 40 PSA. В соответствии с аспектом настоящего описания установка 60 осушки может также включать в себя сепаратор, наполненный адсорбентами для извлечения влаги (H2O) из потока остаточного газа PSA.The first dry gas in line 62 is withdrawn in line 66 and sent to the first membrane plant 70 to produce a first permeate stream in line 72, which is recycled and mixed with the dry feed gas stream in line 10. The second dry gas in line 62 is withdrawn in line 64, and it is sent as feed gas to the second membrane unit 80 to obtain a second permeate stream in line 82, recycled to the PSA unit 40. In accordance with an aspect of the present disclosure, drying unit 60 may also include a separator filled with adsorbents to remove moisture (H 2 O) from the tail gas stream PSA.

Первый поток непермеата, извлеченный в качестве выходного продукта в линии 74 из первой мембранной установки 70, и второй поток непермеата, извлеченный в качестве выходного продукта в линии 84 из второй мембранной установки 80, объединяются и смешиваются с другими потоками из установки каталитического риформинга (здесь не показана). Поступающий продукт реактора в линии 110 подается в установку 90 сепаратора, таким образом получая поток жидкости сепаратора в линии 92. Поток 92 жидкости сепаратора дополнительно смешивается с потоком отходящего газа отгонного устройства гидрообработки посредством внешнего источника в линии 120 и объединяется с первым потоком 74 непермеата и вторыми потоками непермеата в линии 84 с образованием объединенного потока 94 выходного продукта, который поступает в установку 100 поглотителя. Установка 100 поглотителя создает поток топливного газа, извлеченного из верхней части поглотителя из линии 102, и поток более тяжелых углеводородов, извлеченный из нижней части поглотителя посредством линии 104. Нижний поток 104 тяжелых углеводородов может быть дополнительно обработан в установке депентанизатора или дебутанизатора установки каталитического риформинга. Кроме того, нижний поток тяжелых углеводородов, извлеченный в линии 104, может быть смешан с потоком более тяжелых углеводородов, протекающим в линии 24, и извлечен в качестве выходного продукта из системы 20 компрессора сухого газа и извлечения углеводородов. Получающийся в результате смешанный поток протекает в линии 106. Поток продукта реактора в линии 110 извлекается в качестве потока продуктов каталитического риформинга, содержащего материалы в диапазоне водорода, легких углеводородов (от C1 до C4), легкой нафты (C5-C6) и тяжелой нафты (C6-C11).The first non-permeate stream recovered as effluent in line 74 from the first membrane unit 70 and the second non-permeate stream recovered as effluent in line 84 from the second membrane unit 80 are combined and mixed with other streams from the catalytic reformer (here not shown). The reactor inlet in line 110 is fed to a separator unit 90, thereby producing a separator liquid stream in line 92. The separator liquid stream 92 is further mixed with the hydroprocessing stripper off-gas stream by an external source in line 120 and combined with the first non-permeate stream 74 and the second non-permeate streams in line 84 to form a combined effluent stream 94 that enters the absorber unit 100. The absorber unit 100 creates a fuel gas stream recovered from the top of the absorber from line 102 and a heavier hydrocarbon stream recovered from the bottom of the absorber via line 104. The bottom heavy hydrocarbon stream 104 may be further processed in a depentanizer or debutanizer unit of a catalytic reformer. In addition, the bottom heavy hydrocarbon stream recovered in line 104 may be mixed with the heavier hydrocarbon stream flowing in line 24 and recovered as an effluent from the dry gas compressor and hydrocarbon recovery system 20. The resulting mixed stream flows in line 106. The reactor product stream in line 110 is recovered as a catalytic reformate stream containing materials in the range of hydrogen, light hydrocarbons (C 1 to C 4 ), light naphtha (C 5 -C 6 ) and heavy naphtha (C 6 -C 11 ).

В качестве альтернативы после этого либо часть, либо весь поток топливного газа в линии 102 может также быть рециркулирован в систему 20 компрессора сухого газа и извлечения углеводородов для извлечения водорода из потока топливного газа (C2-). В аспекте настоящего изобретения система 20 сжатия сухого газа и извлечения углеводородов может включать в себя сепаратор, сообщающийся по текучей среде с компрессором, для отделения любой присутствующей жидкости и отправки паровой или газообразной части потока на следующий этап процесса или этап сжатия. В ней также могут дополнительно присутствовать охладители для охлаждения. Компрессор может дополнительно иметь максимум две ступени. Секция предварительной обработки подаваемого на мембрану сырья обычно содержит установку осушки сырья, фильтр или коагулятор сырья или отбойный сепаратор сырья и средство измерения расхода сырья с компенсацией давления и температуры. В секции предварительной обработки подаваемого на мембрану сырья установлен нагреватель сырья для поддержания постоянного значения температуры подаваемого на мембрану сырьевого газа.Alternatively, thereafter, either a portion or all of the fuel gas stream in line 102 may also be recycled to the dry gas compressor and hydrocarbon recovery system 20 to recover hydrogen from the fuel gas stream (C 2- ). In an aspect of the present invention, the dry gas compression and hydrocarbon recovery system 20 may include a separator in fluid communication with the compressor to separate any liquid present and send the vapor or gas portion of the stream to the next process step or compression step. It may also contain additional coolers for cooling. The compressor can optionally have a maximum of two stages. The pre-treatment section of the feed to the membrane typically includes a feed dryer, a feed filter or coalescer or a feed separator, and a pressure and temperature compensated feed flow meter. In the pre-treatment section of the raw material supplied to the membrane, a raw material heater is installed to maintain a constant value of the temperature of the raw gas supplied to the membrane.

Кроме того, разделение газов в установке мембранного разделения происходит за счет разницы относительных скоростей проникновения водорода и других углеводородных компонентов при приложении разницы давлений между стороной сырья и стороной пермеата полупроницаемого мембранного барьера. Полупроницаемый мембранный барьер содержится в мембранных элементах. Этот полупроницаемый мембранный барьер выполняет разделение и, как правило, без ограничения, сформирован из материала, выбранного из группы, содержащей ацетат целлюлозы, полиимид или полисульфон и т.д., обладающие селективностью в отношении проницаемых молекул, таких как водород, и менее проницаемых молекул, таких как углеводороды.In addition, the separation of gases in the membrane separation unit occurs due to the difference in the relative permeation rates of hydrogen and other hydrocarbon components when a pressure difference is applied between the feed side and the permeate side of the semi-permeable membrane barrier. The semi-permeable membrane barrier is contained in the membrane elements. This semi-permeable membrane barrier performs separation and is generally, but not limited to, formed from a material selected from the group consisting of cellulose acetate, polyimide or polysulfone, etc., having a selectivity for permeable molecules such as hydrogen and less permeable molecules. such as hydrocarbons.

В усовершенствованной технологической схеме, которая показана на Фиг. 2, часть остаточного газа PSA направляется в еще одну мембранную установку, которую применяют в принципиальной схеме, показанной на Фиг. 1. Эта мембранная установка работает с меньшим отбором потока пермеата и меньшим давлением пермеата (20 фунтов/кв. дюйм изб.) по сравнению с основной мембраной для остаточного газа (давление пермеата 85 фунтов/кв. дюйм изб.). Из-за более низкого давления пермеата движущая сила проникновения больше. Пониженное давление пермеата увеличивает соотношение давлений подаваемого на мембрану сырья и пермеата. Снижение давления пермеата с 85 фунтов/кв. дюйм изб. (100 фунтов/кв. дюйм абс.) до 20 фунтов/кв. дюйм изб. (35 фунтов\кв. дюйм абс.) увеличивает это отношение почти в 3 раза и уменьшает требуемую площадь мембраны в 3 раза. Поскольку стоимость мембранных систем пропорциональна площади установленной мембраны, это приводит к значительному снижению затрат.In the improved flow diagram shown in Fig. 2, a portion of the residual gas PSA is sent to another membrane plant, which is used in the circuit diagram shown in FIG. 1. This membrane unit operates with less permeate draw and less permeate pressure (20 psig) compared to the main tail gas membrane (85 psig permeate pressure). Due to the lower permeate pressure, the penetration driving force is greater. The reduced pressure of the permeate increases the pressure ratio of the raw material and permeate supplied to the membrane. Reducing permeate pressure from 85 psi inch g (100 psi abs.) to 20 psi inch g (35 psi abs.) increases this ratio by almost a factor of 3 and reduces the required membrane area by a factor of 3. Since the cost of membrane systems is proportional to the area of the installed membrane, this leads to significant cost savings.

Дальнейшее снижение площади мембраны происходит за счет отвода потока пермеата. Пермеат с мембраны меньшего размера рециркулируется непосредственно в установку PSA, а не через секции повторного контакта и сжатия сырья PSA, и больше не используется в качестве сырьевого газа PSA, а вместе этого применяется как продувочный газ PSA. Чистота водорода этого продувочного газа высокая (97 мол.% или выше), в то время как пермеат, рециркулирующий с основной мембраны для остаточного газа, имеет меньшую чистоту водорода (67 мол. %). Применение рециркулирующего водорода в качестве продувочного газа в установке PSA позволяет повысить извлечение водорода в процессе PSA, поскольку количество продувочного газа, обычно применяемого для внутренней продувки, теперь можно применять для выравнивания давления во время параллельного снижения давления посредством дополнительной оптимизации этапов выравнивания цикла PSA. Снижение расхода рециркуляции немного улучшает качество сырьевого газа PSA, что также положительно сказывается на извлечении в установке PSA и требуемом объеме слоя адсорбера, причем и то, и другое положительно влияет на стоимость установки PSA. Поскольку водород, применяемый в качестве продувочного газа, поступает из продуктового потока мембранного пермеата, он может содержать следовые количества загрязнителей, которые могут необратимо адсорбироваться на слое адсорбента у выпускного патрубка готового водорода из слоев PSA. Этот риск может быть преодолен путем установки небольшого слоя защитного адсорбента на выпускном патрубке готового водорода слоев PSA, который будет удалять эти следовые загрязнители.A further decrease in the membrane area occurs due to the removal of the permeate flow. The permeate from the smaller membrane is recycled directly to the PSA plant rather than through the PSA feed recontact and compression sections and is no longer used as PSA feed gas but instead is used as PSA purge gas. The hydrogen purity of this purge gas is high (97 mol % or higher), while the permeate recycled from the tail gas main membrane has a lower hydrogen purity (67 mol %). The use of hydrogen recycle as a purge gas in the PSA unit allows for increased hydrogen recovery in the PSA process, since the amount of purge gas normally used for internal purge can now be used to equalize pressure during parallel depressurization by further optimizing the equalization steps of the PSA cycle. Reducing the recirculation flow slightly improves the quality of the PSA feed gas, which also has a positive effect on the recovery in the PSA unit and the required adsorber bed volume, both of which positively affect the cost of the PSA unit. Because the hydrogen used as the purge gas comes from the membrane permeate product stream, it may contain trace amounts of contaminants that may irreversibly adsorb to the adsorbent bed at the hydrogen product outlet from the PSA beds. This risk can be overcome by installing a small layer of protective adsorbent on the PSA layers' hydrogen ready outlet, which will remove these trace contaminants.

Технологическая схема двух мембранных установок, изображенная на Фиг. 2, может быть создана очень гибкой, поскольку разделение расхода остаточного газа PSA на каждую из двух мембран может быть оптимизировано для любого конкретного случая и определяется рабочими условиями (давлением) процесса и требуемым общим извлечением водорода. В этом случае в рафинере 77% остаточного газа поступает на меньшую мембрану, которая вырабатывает рециркулирующий продувочный газ.The technological scheme of two membrane installations shown in Fig. 2 can be made very flexible as the separation of the PSA tail gas flow rate to each of the two membranes can be optimized for any particular case and is determined by the operating conditions (pressure) of the process and the required total hydrogen recovery. In this case, 77% of the residual gas in the refiner goes to a smaller membrane that generates a recirculating purge gas.

В примере осуществления было показано иллюстративное представление сравнительных требований к потреблению мощности двух систем. На Фиг. 3 изображена сравнительная разница в потреблении мощности, требуемой системой предшествующего уровня техники и системой в соответствии с настоящим описанием. Показания, отображаемые верхней линией, представляют потребление мощности, необходимое для работы процесса, который изображен как известный уровень техники на Фиг. 1, а показания, отображаемые нижней линией, представляют потребление мощности, необходимое для выполнения настоящего процесса в соответствии с описанием заявителей. На Фиг. 3 дополнительно показано сравнение улучшенной схемы со схемой системы предшествующего уровня техники в диапазоне извлечения водорода. Результаты показывают стабильную эксплуатационную выгоду в виде снижения энергозатрат на сжатие примерно на 10%. Важный аспект данного изобретения относится к рабочему давлению установки PSA. Было обнаружено, что выгода от применения внешнего продувочного газа в цикле PSA больше при более высоких соотношениях давления (давления сырья к давлению продувки) в установке PSA. Установки PSA, работающие при более высоком давлении, могут выполнять дополнительные этапы выравнивания давления, что увеличивает извлечение водорода.In an exemplary embodiment, an illustrative representation of the comparative power consumption requirements of two systems has been shown. On FIG. 3 shows the comparative difference in power consumption required by a prior art system and a system according to the present disclosure. The readings displayed by the top line represent the power consumption required to operate the process, which is depicted as prior art in FIG. 1 and the readings displayed by the bottom line represent the power consumption required to carry out the present process as described by Applicants. On FIG. 3 further shows a comparison of the improved circuit with a circuit diagram of a prior art system in the hydrogen recovery range. The results show a sustained operational benefit in the form of a reduction in compression energy costs of approximately 10%. An important aspect of the present invention relates to the operating pressure of the PSA unit. It has been found that the benefit of using an external purge gas in the PSA cycle is greater at higher pressure ratios (feed pressure to purge pressure) in the PSA unit. PSA units operating at higher pressures can perform additional pressure equalization steps which increase hydrogen recovery.

Как отмечено в настоящем изобретении, для максимального повышения эффективности внешней продувки дополнительно применяли соотношение давлений PSA, равное 37. Это соотношение давлений PSA определено на основе отношения давления сырьевого газа к давлению остаточного газа, т.е. 815 (фунт/кв. дюйм абс.) / 22 (фунт/кв. дюйм. абс.). Чтобы достичь такого высокого соотношения давлений PSA, сырьевой газ PSA сжимают, и для выработки готового водорода для расположенных далее по потоку потребителей (например, установок для гидрокрекинга) применяют цикл высокого давления.As noted in the present invention, a PSA ratio of 37 was additionally used to maximize external blowdown efficiency. This PSA ratio is determined based on the ratio of feed gas pressure to tail gas pressure, i.e. 815 (psi) / 22 (psi) To achieve this high PSA pressure ratio, the PSA feed gas is compressed and a high pressure cycle is used to generate ready hydrogen for downstream consumers (eg hydrocrackers).

Далее обратимся к Фиг. 4, на которой верхняя линия показывает общую площадь мембраны, которая требовалась ранее, а нижняя линия показывает общую площадь мембраны, которая требуется теперь в соответствии с настоящим описанием, при этом общая площадь мембраны уменьшается в 1,4-5 раз в диапазоне извлечения водорода от 96,5% до 98,5% соответственно.Let us next turn to Fig. 4, in which the top line shows the total membrane area that was previously required, and the bottom line shows the total membrane area that is now required in accordance with the present description, while the total membrane area is reduced by 1.4-5 times in the range of hydrogen recovery from 96.5% to 98.5% respectively.

На Фиг. 5 показаны подробности трубопровода секции пермеата системы, который объединяет первую мембранную установку 70 и вторую мембранную установку 80 в объединенную мембранную установку, по-прежнему удовлетворяющую требованиям изображенной на Фиг. 2 технологической схемы в соответствии с данным изобретением. На Фиг. 5 дополнительно показаны три блока 220, 230 и 240 мембранных модулей, каждый из которых содержит отдельные мембранные модули 222, 232, 242. Каждый блок мембранных модулей можно изолировать посредством отсечных клапанов 226 и 228, 236 и 238, 246 и 248 от коллекторов мембранного пермеата. Внутри блоков 220, 230 и 240 мембранных модулей линии 224, 234 и 244 соединяют мембранные модули, которые установлены параллельно. Разделительные клапаны 252 и 254 находятся в открытом положении, соединяя блоки 230 и 240 со ступенью 1. Разделительные клапаны 250 и 260 находятся в закрытом положении, отделяя блок 220 от других блоков 230 и 240 и таким образом образуя ступень 2.On FIG. 5 shows details of the piping of the permeate section of the system, which combines the first membrane unit 70 and the second membrane unit 80 into a combined membrane unit still meeting the requirements of FIG. 2 flow diagram in accordance with this invention. On FIG. 5 additionally shows three membrane module banks 220, 230, and 240, each containing separate membrane modules 222, 232, 242. Each membrane module module can be isolated via shut-off valves 226 and 228, 236 and 238, 246 and 248 from the membrane permeate manifolds. . Within the membrane modules blocks 220, 230 and 240, lines 224, 234 and 244 connect membrane modules that are installed in parallel. Divider valves 252 and 254 are in the open position, connecting blocks 230 and 240 to stage 1. Divider valves 250 and 260 are in the closed position, separating block 220 from other blocks 230 and 240 and thus forming stage 2.

Первая мембранная установка, работающая при высоком давлении пермеата, представляет собой ступень 1, а вторая мембранная установка, работающая при низком давлении пермеата, представляет собой ступень 2. Полученный пермеат 270 из ступени 1 и полученный пермеат 268 из ступени 2 отводят на противоположных концах коллектора пермеата. Регулирующий клапан 256 регулирует давление в ступени 2 в линии пермеата 268, в то время как регулирующий клапан 258 регулирует более низкое давление в ступени 1 в линии 270 пермеата.The first high permeate pressure membrane unit is stage 1 and the second low permeate pressure membrane unit is stage 2. Product permeate 270 from stage 1 and product permeate 268 from stage 2 are drawn off at opposite ends of the permeate collector . Control valve 256 controls the pressure in stage 2 in permeate line 268, while control valve 258 controls the lower pressure in stage 1 in permeate line 270.

Дополнительным признаком настоящего изобретения являются объединенные мембранные установки и управление объединенными мембранными установками как единой установкой, имеющей две секции мембранного разделения, работающие при разных давлениях пермеата. Объединенная мембранная установка настоящего изобретения имеет по меньшей мере два блока мембранных модулей для секции пермеата высокого давления (ступень 1) и по меньшей мере два блока мембранных модулей для секции пермеата низкого давления (ступень 2). Блоки могут быть одинакового или разных размеров в зависимости от требований процесса. Объединенная мембранная установка имеет общую секцию сырья и непермеата, а секция пермеата разделена надвое. Трубопровод объединенной мембранной системы имеет два различных места назначения для пермеата, которые объединены в общий блок.A further feature of the present invention is integrated membrane plants and the operation of integrated membrane plants as a single unit having two membrane separation sections operating at different permeate pressures. The integrated membrane plant of the present invention has at least two membrane module banks for the high pressure permeate section (stage 1) and at least two membrane module banks for the low pressure permeate section (stage 2). Blocks can be the same or different sizes depending on the requirements of the process. The combined membrane plant has a common feed and non-permeate section, and the permeate section is divided in two. The pipeline of the integrated membrane system has two different destinations for the permeate, which are combined into a common block.

Ввиду наличия двух соединений пермеата при разных уровнях давления оба потока пермеата отводят на противоположных концах основного коллектора пермеата. Для этой цели в коллекторе пермеата установлены один или более автоматических разделительных клапанов. Клапан(-ы) разделяет(-ют) различные мембранные блоки, которые состоят из мембранных установок ступени 1 и ступени 2 и в то же время позволяют каждой ступени работать при своем собственном уровне давления пермеата.Due to the presence of two permeate connections at different pressure levels, both permeate streams are diverted at opposite ends of the main permeate manifold. For this purpose, one or more automatic separation valves are installed in the permeate manifold. The valve(s) separate(s) the different membrane units which consist of stage 1 and stage 2 membrane units and at the same time allow each stage to operate at its own permeate pressure level.

В изобретении предполагается, что каждая стадия мембранного разделения имеет по меньшей мере два блока, т. е., минимальная конфигурация объединенной системы будет иметь по меньшей мере четыре блока мембранных модулей. В такой минимальной конфигурации должен быть установлен по меньшей мере один разделительный клапан для разделения обеих мембранных секций. В более крупных мембранных системах, в которых ступень 1 и/или ступень 2 выполнены более чем с двумя блоками модулей, могут быть установлены дополнительные разделительные клапаны. Эта конфигурация повышает гибкость системы. В наиболее гибкой конфигурации с NH блоками, принадлежащими ступени 1, и NL блоками, принадлежащими ступени 2, в общей сложности может быть установлено NH + NL - 1 разделительных клапанов. Один из этих клапанов будет в полностью закрытом положении, в то время как другие находятся в открытом положении.The invention assumes that each membrane separation stage has at least two units, i.e., the minimum combined system configuration will have at least four membrane module units. In this minimum configuration, at least one separation valve must be installed to separate both membrane sections. In larger diaphragm systems where stage 1 and/or stage 2 are configured with more than two module banks, additional splitter valves can be installed. This configuration increases the flexibility of the system. In the most flexible configuration with N H units belonging to stage 1 and N L units belonging to stage 2, a total of N H + N L - 1 separation valves can be installed. One of these valves will be in the fully closed position while the others are in the open position.

Эта конфигурация позволяет создавать высокогибкую систему для изменения соотношения расхода между газом, который применяют в качестве рециркулирующего газа, подаваемого на впускной патрубок сырья PSA (из ступени 1 при высоком давлении пермеата), и газом, который рециркулируется на впускной патрубок продувки PSA (из ступени 2 при низком давлении пермеата). В зависимости от требуемого разделения внешнего PP или рециркулирующего газа положение регулирующих клапанов может быть изменено для изменения количества блоков мембранных модулей, принадлежащих либо ступени 1, либо ступени 2. Один из клапанов будет закрыт и отделяет ступень 1 от ступени 2, в том время как другие клапаны открыты. Блоки, соединенные на стороне высокого давления закрытого разделительного клапана, составляют ступень 1, в то время как блоки, соединенные со стороной низкого давления закрытого разделительного клапана, составляют ступень 2. Для изменения соотношения подаваемого на мембрану сырьевого газа, протекающего в ступень 1 и ступень 2, и, следовательно, соотношения внешнего PP или рециркулирующего газа можно применять отдельные контроллеры доли проникающего через мембрану потока каждой ступени. Для больших изменений, возможно, потребуется изменить выделение блока мембранных модулей вместо ступени 1 ступени 2 или наоборот.This configuration allows for a highly flexible system for changing the flow ratio between the gas that is used as recycle gas fed to the PSA feed inlet (from stage 1 at high permeate pressure) and the gas that is recycled to the PSA purge inlet (from stage 2). at low permeate pressure). Depending on the desired separation of external PP or recycle gas, the position of the control valves can be changed to change the number of membrane module banks belonging to either stage 1 or stage 2. One of the valves will be closed and separate stage 1 from stage 2, while the others valves are open. The units connected on the high pressure side of the closed separating valve constitute stage 1, while the units connected to the low pressure side of the closed separating valve constitute stage 2. To change the ratio of the membrane feed gas flowing to stage 1 and stage 2 , and hence the ratio of external PP or recycle gas, separate controllers for the proportion of permeate through the membrane flow of each stage can be used. For large changes, it may be necessary to change the allocation of the membrane module block from stage 1 to stage 2, or vice versa.

Чтобы обеспечить возможность таких изменений без остановки мембранной системы, на автоматических разделительных клапанах устанавливают средства позиционирования для обеспечения медленного открытия и предотвращения ударных волн из-за давления между сторонами пермеата высокого и низкого давления. Изменить конфигурацию при переконфигурировании одного блока из одной ступени в другую ступень позволит манипулировать разделительными клапанами с обеих сторон блока. Для переключения блока из ступени 1 (высокого давления) в ступень 2 (низкого давления) сначала закрывают открытый разделительный клапан, соединяющий блок со ступенью 1, а впоследствии плавно открывают закрытый разделительный клапан, соединяющий со ступенью 2. Для переключения блока из ступени 2 (низкого давления) в ступень 1 (высокого давления) сначала закрывают открытый разделительный клапан, соединяющий блок со ступенью 2 и плавно открывают закрытый разделительный клапан, соединяющий со ступенью 1. Система управления будет поддерживать высокое давление сырья и давления непермеата и управлять долей проникающего через мембрану потока обеих ступеней 1 и 2 посредством изменения давления на соответствующих сторонах пермеата.To allow such changes to take place without shutting down the membrane system, positioning means are provided on the automatic diverter valves to ensure slow opening and prevent shock waves due to pressure between the high and low pressure permeate sides. Reconfiguring when reconfiguring one unit from one stage to another stage will allow manipulation of the dividing valves on both sides of the unit. To switch the unit from stage 1 (high pressure) to stage 2 (low pressure), first close the open diverter valve connecting the unit to stage 1, and then slowly open the closed diverter valve connecting to stage 2. To switch the unit from stage 2 (low pressure) to stage 1 (high pressure), first close the open diverter valve connecting the unit to stage 2 and slowly open the closed diverter valve connecting to stage 1. The control system will maintain high feed pressure and non-permeate pressure and control the proportion of permeate through the membrane flow of both stages 1 and 2 by changing the pressure on the respective sides of the permeate.

С учетом конкретных свойств 2 мембранных секций (установленной площади) система управления может вычислять, сколько газа поступает в каждый блок, на основе одного измерения расхода и величины площади установленной мембраны в ступени 1 и ступени 2 и может применять эту информацию при управлении долей проникающего через мембрану потока на основе одного измерения расхода сырья вместо 2 измерений расхода. Это выгодно с точки зрения конструкции мембранного блока из-за снижения стоимости не только из-за меньшего количества приборов, но и за счет конструкции блока, поскольку для измерений расхода потребуется прямолинейный трубопровод меньшей длины.Given the specific properties of the 2 membrane sections (installed area), the control system can calculate how much gas enters each unit, based on a single flow measurement and the installed membrane area in stage 1 and stage 2, and can apply this information to control the proportion of permeate through the membrane flow based on one raw material flow measurement instead of 2 flow measurements. This is advantageous in terms of membrane package design due to cost savings not only due to fewer instruments, but also due to the design of the package since a shorter length of straight piping will be required for flow measurements.

Однако, в том случае, когда обе мембранные секции работают при одинаковой температуре, нагреватель сырья, который поддерживает рабочую температуру мембраны, может быть общим с общими контуром регулирования температуры и клапаном регулирования температуры; в том случае, когда обе ступени будут работать при разной температуре, можно по-прежнему применять общий нагреватель сырья, но для обеих ступеней потребуются отдельные контуры регулирования температуры сырья, подаваемого на мембрану, и соответствующие регулирующие клапаны, либо для большей из рабочих температур можно применять дополнительный (меньший) теплообменник. Кроме того, когда обе ступени работают при разных температурах, к коллекторам сырья могут также быть добавлены разделительные клапаны, чтобы направлять сырьевой газ разных температур в секции разделения ступени 1 и ступени 2, когда на оба конца коллектора сырья подают сырьевой газ при разной температуре.However, when both membrane sections are operated at the same temperature, the feed heater that maintains the operating temperature of the membrane may be shared with a common temperature control loop and temperature control valve; if both stages operate at different temperatures, a common feed heater can still be used, but both stages will require separate feed temperature control loops to the membrane and appropriate control valves, or for the higher of the operating temperatures, a additional (smaller) heat exchanger. In addition, when both stages operate at different temperatures, separation valves can also be added to the feed manifolds to direct feed gas of different temperatures to the stage 1 and stage 2 separation sections when feed gas at different temperatures is supplied to both ends of the feed manifold.

Достигается экономия эксплуатационных расходов за счет пониженных требований к энергопотреблению, а также достигается значительное уменьшение размера мембранных установок при сохранении по меньшей мере такого же или более высокого производства водорода.Achieved savings in operating costs due to reduced energy requirements, and achieved a significant reduction in the size of the membrane plants while maintaining at least the same or higher production of hydrogen.

В частности, в настоящем описании достигают такого же извлечения водорода и СНГ за счет уменьшения эксплуатационных затрат примерно на 10% и уменьшения капитальных затрат примерно на 7%. Эксплуатационные затраты снижаются за счет пониженных требований к сжатию сухого газа каталитической установки риформинга (уменьшения рециркулирующего потока с большей мембраны) и уменьшенного сжатия остаточного газа PSA (увеличения извлечения PSA и уменьшения потока сырьевого газа PSA). Пониженные капитальные затраты обусловлены меньшей общей площадью устанавливаемой мембраны и пониженными расходами на компрессорное оборудование.In particular, the present disclosure achieves the same hydrogen and LPG recovery by reducing operating costs by about 10% and reducing capital costs by about 7%. Operating costs are reduced by reduced catalytic reformer dry gas compression requirements (reduced recycle flow from the larger membrane) and reduced PSA tail gas compression (increased PSA recovery and reduced PSA feed gas flow). Reduced capital costs are due to the smaller overall area of the installed membrane and reduced costs for compressor equipment.

Специалистам в данной области следует понимать, что на графических материалах не показаны различные другие компоненты, такие как клапаны, насосы, фильтры, охладители и т.д., поскольку считается, что данные устройства хорошо известны специалистам в данной области и их описание не является необходимым для практической реализации или понимания вариантов осуществления настоящего изобретения.Those skilled in the art should understand that the drawings do not show various other components such as valves, pumps, filters, coolers, etc., as these devices are believed to be well known to those skilled in the art and description is not necessary. for the practical implementation or understanding of the embodiments of the present invention.

Конкретные варианты осуществленияSpecific Embodiments

Хотя приведенное ниже описание относится к конкретным вариантам осуществления, следует понимать, что настоящее описание предназначено для иллюстрации и не ограничивает объем предшествующего описания и прилагаемой формулы изобретения.While the following description refers to specific embodiments, it should be understood that the present description is intended to be illustrative and does not limit the scope of the foregoing description and the appended claims.

Первый вариант осуществления изобретения представляет собой систему обработки потока сухого газа, содержащую компрессор, расположенный с возможностью приема потока сухого газа; установку адсорбции при переменном давлении, расположенную с возможностью приема потока газа под давлением из компрессора, при этом установка адсорбции при переменном давлении содержит по меньшей мере два выпускных патрубка, причем один из выпускных патрубков выполнен с возможностью содержания потока готового водорода, а второй из выпускных патрубков выполнен с возможностью содержания потока остаточного газа, с направлением потока газа под давлением в установку адсорбции при переменном давлении для получения потока готового водорода и потока остаточного газа; второй из выпускных патрубков, сообщающийся с первой мембранной установкой, содержащей мембраны, при этом каждая из мембран имеет сторону пермеата и сторону непермеата; и вторую мембранную установку, сообщающуюся с установкой адсорбции при переменном давлении для приема части потока остаточного газа и выполненную с возможностью получения второго потока пермеата и второго потока непермеата. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно содержащих компрессор, расположенный с возможностью приема потока остаточного газа и расположенный с возможностью направления потока остаточного газа в первую и вторую мембранные установки. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых первая мембранная установка и вторая мембранная установка выполнены с возможностью направления первого потока непермеата и второго потока непермеата в установку поглотителя, и при этом установку поглотителя используют для получения потока топливного газа и потока C3+. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, дополнительно предусматривающих систему управления, сообщающуюся с установкой адсорбции при переменном давлении для управления протеканием потока остаточного газа в первую мембранную установку и вторую мембранную установку. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых вторая мембранная установка выполнена с возможностью рециркуляции второго потока пермеата в установку адсорбции при переменном давлении в качестве продувочного газа. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых обеспечена система управления, выполненная с возможностью управления температурой в первой мембранной установке и второй мембранной установке. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых система управления выполнена с возможностью управления давлением пермеата первой мембранной установки и второй мембранной установки посредством регулирования отношения потока пермеата к подаваемому на мембрану потоку сырья для первой мембранной установки и второй мембранной установки. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых система управления выполнена с возможностью измерения объема потока газа в каждый блок мембран в пределах каждой из первой мембранной установки и второй мембранной установки. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых система управления для системы объединена с системой управления для установки адсорбции при переменном давлении. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых система управления для мембранных установок отделена от блока управления для установки адсорбции при переменном давлении. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых система управления объединяет измерение объема потока газа в одно значение для управления количеством газа, направляемого во вторую мембранную установку. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, объединяющие первую мембранную установку и вторую мембранную установку и дополнительно предусматривающие разделительные клапаны со средствами позиционирования, выполненными с возможностью обеспечения медленного открытия клапанов, избегая возникающих из-за давления ударных волн. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых каждая из мембранных установок содержит по меньшей мере два блока мембранных модулей. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых каждый из блоков мембранных модулей содержит набор мембранных модулей. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых каждый из блоков мембранных модулей имеет по меньшей мере один разделительный клапан, выполненный с возможностью отделения каждого блока мембранных модулей от другого блока мембранных модулей или от установки адсорбции под давлением или соединения каждого блока мембранных модулей с другим блоком мембранных модулей или с установкой адсорбции под давлением. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых по меньшей мере один блок мембранных модулей выполнен с возможностью работы под более низким давлением, чем по меньшей мере один блок мембранных установок. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном пункте, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном пункте, в которых каждая из первой мембранной установки и второй мембранной установки содержит по меньшей мере два блока мембран. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых каждая из первой мембранной установки и второй мембранной установки содержит отличающийся от других мембранный полимер. Вариант осуществления изобретения представляет собой один, любой или все из предшествующих вариантов осуществления, представленных в данном разделе, вплоть до первого варианта осуществления, представленного в данном разделе, в которых установка адсорбции при переменном давлении содержит защитный слой адсорбента на конце слоя адсорбера для удаления примесей из второго потока мембранного пермеата, причем данный конец сконфигурирован на выпускном патрубке для готового водорода.The first embodiment of the invention is a dry gas stream processing system comprising a compressor positioned to receive the dry gas stream; a pressure swing adsorption unit positioned to receive a pressurized gas stream from a compressor, wherein the pressure swing adsorption unit comprises at least two outlet pipes, one of the outlet pipes being configured to contain a flow of finished hydrogen, and the other of the outlet pipes configured to contain a tail gas stream, directing the pressurized gas stream to a pressure swing adsorption unit to produce a finished hydrogen stream and a tail gas stream; a second of the outlets in communication with the first membrane plant containing membranes, each of the membranes having a permeate side and a non-permeate side; and a second membrane unit in communication with the pressure swing adsorption unit to receive a portion of the residual gas stream and configured to produce a second permeate stream and a second non-permeate stream. An embodiment of the invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, further comprising a compressor disposed to receive the tail gas flow and positioned to direct the tail gas flow in the first and second membrane installations. An embodiment of the invention is one, any or all of the preceding embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, in which the first membrane unit and the second membrane unit are configured to direct the first non-permeate stream and the second stream non-permeate into the absorber unit, and the absorber unit is used to produce a fuel gas stream and a C 3+ stream. An embodiment of the invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, further providing a control system in communication with the pressure swing adsorption unit to control the flow of the tail gas stream into a first membrane plant; and a second membrane plant. An embodiment of the invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, in which the second membrane unit is configured to recycle the second permeate stream to the pressure swing adsorption unit in purge gas. An embodiment of the invention is one, any or all of the preceding embodiments presented in this section up to the first embodiment presented in this section, in which a control system is provided capable of controlling the temperature in the first membrane plant and the second membrane plant . An embodiment of the invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, in which the control system is configured to control the permeate pressure of the first membrane unit and the second membrane unit by controlling the ratio of the permeate flow to the feed flow to the membrane for the first membrane unit and the second membrane unit. An embodiment of the invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, in which the control system is configured to measure the volume of gas flow to each membrane unit within each of the first membrane plant and the second membrane plant. An embodiment of the invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, in which the control system for the system is combined with the control system for the pressure swing adsorption unit. An embodiment of the invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, in which the control system for membrane plants is separated from the control unit for the pressure swing adsorption plant. An embodiment of the invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, in which the control system combines the measurement of the volume of gas flow into a single value to control the amount of gas sent to second membrane unit. An embodiment of the invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, combining a first membrane plant and a second membrane plant and further providing separating valves with positioning means made with the ability to ensure slow opening of valves, avoiding shock waves arising from pressure. An embodiment of the invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, in which each of the membrane units contains at least two membrane module units. An embodiment of the invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, in which each of the membrane module blocks contains a set of membrane modules. An embodiment of the invention is one, any, or all of the previous embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, in which each of the membrane module units has at least one separating valve each membrane module stack from another membrane module stack or pressure adsorption unit, or connecting each membrane module stack to another membrane module stack or pressure adsorption unit. An embodiment of the invention is one, any or all of the preceding embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, in which at least one membrane module assembly is configured to operate at a lower pressure than at least one block of membrane installations. An embodiment of the invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this paragraph, up to the first embodiment presented in this paragraph, in which each of the first membrane unit and the second membrane unit contains at least two membrane units. An embodiment of the invention is one, any or all of the previous embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, in which each of the first membrane unit and the second membrane unit contains a different membrane polymer. An embodiment of the invention is one, any, or all of the preceding embodiments presented in this section, up to the first embodiment presented in this section, in which the pressure swing adsorption plant comprises a protective adsorbent bed at the end of the adsorber bed to remove impurities from a second membrane permeate stream, this end being configured on a ready hydrogen outlet.

Без дальнейших уточнений считается, что с помощью предшествующего описания специалист в данной области может в полной мере использовать настоящее изобретение и легко установить основные характеристики данного изобретения, чтобы без отступления от сущности и объема изобретения вносить в него различные изменения и модификации и адаптировать его к различным вариантам применения и условиям. Таким образом, предшествующие предпочтительные конкретные варианты осуществления следует рассматривать как исключительно иллюстративные, а не накладывающие каких-либо ограничений на остальную часть описания и охватывающие различные модификации и эквивалентные конструкции, входящие в объем прилагаемой формулы изобретения.Without further specification, it is believed that with the help of the foregoing description, a person skilled in the art can make full use of the present invention and easily ascertain the main characteristics of the present invention in order to make various changes and modifications and adapt it to various options without departing from the essence and scope of the invention. applications and conditions. Thus, the foregoing preferred specific embodiments are to be considered as illustrative only, and not as limiting in any way to the remainder of the description, and covering various modifications and equivalent constructions falling within the scope of the appended claims.

Если не указано иное, в приведенном выше описании все температуры представлены в градусах по шкале Цельсия, а все доли и процентные значения даны по массе.Unless otherwise indicated, in the above description, all temperatures are in degrees Celsius and all fractions and percentages are by weight.

Claims (15)

1. Система обработки потока сухого газа, содержащая:1. Dry gas flow treatment system, comprising: компрессор, расположенный с возможностью приема потока сухого газа;a compressor disposed to receive the dry gas stream; установку адсорбции при переменном давлении, расположенную с возможностью приема потока газа под давлением из упомянутого компрессора, для получения потока готового водорода и потока остаточного газа, при этом упомянутая установка адсорбции при переменном давлении содержит по меньшей мере два выпускных патрубка, причем один из упомянутых выпускных патрубков выполнен с возможностью содержания потока готового водорода, а второй из упомянутых выпускных патрубков выполнен с возможностью содержания потока остаточного газа;a pressure swing adsorption unit disposed to receive a pressurized gas stream from said compressor to produce a finished hydrogen stream and a tail gas stream, said pressure swing adsorption unit comprising at least two outlets, wherein one of said outlets configured to contain a flow of finished hydrogen, and the second of said outlet pipes is configured to contain a flow of residual gas; при этом второй из упомянутых выпускных патрубков сообщается с первой мембранной установкой для приема части потока остаточного газа, выполненной с возможностью получения первого потока пермеата, который рециркулируется и смешивается с потоком сухого газа, и первого потока непермеата; иwherein the second of said outlets communicates with a first membrane unit for receiving a portion of the tail gas stream, configured to produce a first permeate stream that is recycled and mixed with the dry gas stream and a first non-permeate stream; And вторую мембранную установку, сообщающуюся с упомянутой установкой адсорбции при переменном давлении для приема части потока остаточного газа и выполненную с возможностью получения второго потока пермеата и второго потока непермеата,a second membrane unit in communication with said pressure swing adsorption unit to receive a portion of the tail gas stream and configured to produce a second permeate stream and a second non-permeate stream, причем вторая мембранная установка выполнена с возможностью рециркуляции второго потока пермеата в установку адсорбции при переменном давлении в качестве продувочного газа;wherein the second membrane unit is configured to recycle the second permeate stream to the pressure swing adsorption unit as a purge gas; первая мембранная установка и вторая мембранная установка выполнены с возможностью направления первого потока непермеата и второго потока непермеата в установку поглотителя, и при этом установку поглотителя используют для получения потока топливного газа и потока C3+;the first membrane unit and the second membrane unit are configured to direct the first non-permeate stream and the second non-permeate stream to the absorber unit, and the absorber unit is used to produce a fuel gas stream and a C 3+ stream; первая мембранная установка и вторая мембранная установка являются селективными в отношении водорода.the first membrane unit and the second membrane unit are hydrogen selective. 2. Система по п. 1, дополнительно содержащая компрессор, расположенный с возможностью приема упомянутого потока остаточного газа и расположенный с возможностью направления потока остаточного газа в первую и вторую мембранные установки.2. The system of claim 1 further comprising a compressor positioned to receive said tail gas stream and positioned to direct the tail gas stream to the first and second membrane units. 3. Система по п. 1, дополнительно содержащая систему управления, сообщающуюся с упомянутой установкой адсорбции при переменном давлении для управления протеканием потока остаточного газа в первую мембранную установку и вторую мембранную установку.3. The system of claim 1 further comprising a control system in communication with said pressure swing adsorption unit to control the flow of residual gas flow to the first membrane unit and the second membrane unit. 4. Система по п. 1, в которой обеспечена система управления и выполнена с возможностью управления температурой в упомянутой первой мембранной установке и упомянутой второй мембранной установке.4. The system of claim 1, wherein a control system is provided and configured to control the temperature in said first membrane plant and said second membrane plant. 5. Система по п. 3, в которой система управления выполнена с возможностью управления давлением пермеата первой мембранной установки и второй мембранной установки посредством регулирования отношения потока пермеата к подаваемому на мембрану потоку сырья для первой мембранной установки и второй мембранной установки.5. The system of claim 3, wherein the control system is configured to control the permeate pressure of the first membrane unit and the second membrane unit by adjusting the ratio of permeate flow to membrane feed stream for the first membrane unit and the second membrane unit. 6. Система по п. 3, в которой система управления выполнена с возможностью измерения объема потока газа в каждый блок мембран в пределах каждой из первой мембранной установки и второй мембранной установки.6. The system of claim 3, wherein the control system is configured to measure the volume of gas flow to each membrane unit within each of the first membrane unit and the second membrane unit. 7. Система по п. 6, в которой система управления объединяет измерение объема потока газа в одно значение для управления количеством газа, направляемого во вторую мембранную установку.7. The system of claim. 6, in which the control system combines the measurement of the volume of the gas flow into a single value to control the amount of gas sent to the second membrane unit. 8. Система по п. 1, объединяющая первую мембранную установку и вторую мембранную установку и дополнительно содержащая разделительные клапаны со средствами позиционирования, выполненными с возможностью медленного открытия клапанов, избегая возникающих из-за давления ударных волн.8. The system of claim. 1, combining the first membrane installation and the second membrane installation and further comprising separating valves with positioning means made with the possibility of slowly opening the valves, avoiding shock waves arising from pressure.
RU2022106274A 2019-09-04 2020-08-31 Membrane permeate recycling system for application with a adsorption processes at variable pressure RU2797676C1 (en)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US16/560,431 2019-09-04

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2797676C1 true RU2797676C1 (en) 2023-06-07

Family

ID=

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4229188A (en) * 1979-06-18 1980-10-21 Monsanto Company Selective adsorption process
RU2466928C2 (en) * 2009-12-24 2012-11-20 Федеральное государственное унитарное предприятие "Научно-исследовательский физико-химический институт им. Л.Я. Карпова" Method of isolating hydrogen from gas mixture

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4229188A (en) * 1979-06-18 1980-10-21 Monsanto Company Selective adsorption process
RU2466928C2 (en) * 2009-12-24 2012-11-20 Федеральное государственное унитарное предприятие "Научно-исследовательский физико-химический институт им. Л.Я. Карпова" Method of isolating hydrogen from gas mixture

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7575624B2 (en) Molecular sieve and membrane system to purify natural gas
US6589303B1 (en) Hydrogen production by process including membrane gas separation
US6011192A (en) Membrane-based conditioning for adsorption system feed gases
WO2013122721A1 (en) Membrane separation assemblies
US6165350A (en) Selective purge for catalytic reformer recycle loop
JP2016108418A (en) Apparatus and system for refining natural gas
US6264828B1 (en) Process, including membrane separation, for separating hydrogen from hydrocarbons
US11207636B2 (en) Membrane permeate recycle system for use with pressure swing adsorption apparatus
RU2797676C1 (en) Membrane permeate recycling system for application with a adsorption processes at variable pressure
US11376548B2 (en) Membrane permeate recycle process for use with pressure swing adsorption processes
RU2795121C1 (en) Membrane permeate recycling process for application in adsorption processes at variable pressure
US6179996B1 (en) Selective purge for hydrogenation reactor recycle loop
US6171472B1 (en) Selective purge for reactor recycle loop
CA2787153C (en) Hydrogen utilization within a refinery network
AU2021247882A1 (en) Hydrogen supply system
CN111378474B (en) Treatment system and method for improving hydrogen partial pressure of hydrogenation device
AU2014377721B2 (en) A system and a process for enhancing efficiency of CO2 removal from natural gas stream
CN111450667B (en) Separation method and apparatus for light inert gas
US20230249970A1 (en) Method for producing high purity hydrogen
US20230249119A1 (en) Method for producing high purity hydrogen
WO2023154207A1 (en) Method for producing high purity hydrogen
WO2023154204A1 (en) Method for producing high purity hydrogen
CN115335321A (en) Hydrogen supply system