WO2010018954A2 - 석유계 탄화수소 탈황 공정의 수소 회수 방법 및 장치 - Google Patents

석유계 탄화수소 탈황 공정의 수소 회수 방법 및 장치 Download PDF

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Definitions

  • the present invention relates to a method for recovering hydrogen used in the desulfurization process of petroleum hydrocarbons and to an ultra low sulfur diesel oil production apparatus using the same, and more particularly, to recover hydrogen from a fuel fraction that has undergone a hydrodesulfurization process and recover the hydrogen.
  • Hydrogen recovery method and apparatus for petroleum hydrocarbon desulfurization process that can reduce production cost by minimizing the outflow of hydrogen as fuel oil while maximizing the existing hydrodesulfurization process equipment for ultra low sulfur diesel production by reusing hydrogen in desulfurization process It is about.
  • the hydrocarbon fraction passed through the desulfurization reactor 12 is passed through the high-pressure separator 13 and the fuel fraction and hydrogen, which are the bottom fraction, as shown in FIG.
  • the mixed gas passes through the hydrogen sulfide absorption tower 16 to remove hydrogen sulfide, and then recycled back to the compressed state through the compressor 17, and the fuel oil is transferred to the stripper 18 to be hydrogen sulfide.
  • (H 2 S) was removed, the process was carried out in ultra low sulfur diesel.
  • the desulfurization process is carried out under a pressure of 50 kg / cm 2 or more, low LHSV (light oil throughput per m 3 of catalyst), high hydrogen partial pressure environment, and the high pressure separator installed at the rear of the hydrodesulfurization reactor is subjected to high pressure conditions. Therefore, due to these conditions, the solubility of hydrogen is increased, so that a large amount of hydrogen is dissolved in the bottom oil of the high-pressure separator, which is used as a fuel gas, thereby degrading the quality of hydrogen. That is, there is a problem that the overall production cost increases because expensive hydrogen is discharged and used in combination with low-cost fuel gas.
  • the hydrogen recovery method of the petroleum-based hydrocarbon desulfurization process that minimizes the outflow of hydrogen from the fuel oil that has undergone the hydrogenation desulfurization process while maximizing the existing hydrogenation desulfurization process equipment for ultra-low sulfur diesel production. And an apparatus.
  • the petroleum hydrocarbon fraction separated from the rear end of the high pressure separator installed in the desulfurization reactor is passed through the low pressure separator, the low temperature separator and the hydrogen sulfide absorption tower, and the separated hydrogen is recycled to recycle the petroleum hydrocarbon fraction.
  • a method and an apparatus for recovering hydrogen dissolved therein have been developed, and based on this, the present invention has been completed.
  • an object of the present invention is to provide a hydrogen recovery method of a petroleum hydrocarbon desulfurization step that can significantly reduce the production cost by minimizing the outflow of hydrogen to the hydrocarbon fraction used in the desulfurization step.
  • Another object of the present invention is to provide a hydrogen recovery apparatus of the petroleum hydrocarbon desulfurization process that can significantly reduce the production cost by minimizing the outflow of hydrogen used in the desulfurization process while utilizing the equipment of the existing desulfurization process as it is. There is.
  • the present invention includes a low pressure separator, a low temperature separator, and a hydrogen sulfide absorption tower at the rear of the high-pressure separator of the hydrodesulfurization process, and recovers hydrogen separated from the hydrogen sulfide absorption tower, thereby undergoing hydrodesulfurization. Unreacted hydrogen contained in can be recovered and reused, minimizing the cost loss caused by the release of expensive hydrogen mixed with low-cost petroleum hydrocarbon fuel oil, and the production process of ultra low sulfur diesel. The production cost can be reduced, contributing to the strengthening of competitiveness.
  • FIG. 1 is a schematic diagram of a conventional hydrodesulfurization process.
  • Figure 2 is a schematic diagram showing a hydrogen recovery process of the hydrodesulfurization process according to the present invention.
  • the hydrogen recovery method of the petroleum hydrocarbon desulfurization process of the present invention is a hydrogen sulfide desulfurization process including a desulfurization process for removing sulfur from a petroleum hydrocarbon and hydrogen mixture, and a high pressure separation process for separating a petroleum hydrocarbon fraction and a hydrogen mixture.
  • the hydrogen recovery apparatus of the petroleum hydrocarbon desulfurization process of the present invention in the hydrogenation desulfurization process comprising a desulfurization reactor for removing sulfur from the petroleum hydrocarbon and hydrogen mixture, a high pressure separator for separating the petroleum hydrocarbon fraction and the hydrogen mixture.
  • a low pressure separator separating the hydrogen-containing petroleum hydrocarbon fraction separated from the high pressure separator into a mixture of ultra low sulfur petroleum hydrocarbon and hydrogen and hydrogen sulfide;
  • a low temperature separator for separating light fractions present in the hydrogen and hydrogen sulfide mixture separated from the low pressure separator;
  • a hydrogen sulfide absorption tower into which an adsorbent that absorbs only hydrogen sulfide in a mixture of hydrogen and hydrogen sulfide passed through the low temperature separator is injected, and transfers the hydrogen separated from the hydrogen sulfide absorption tower to an inlet of a hydrogen supplement compressor.
  • the hydrogen removal method according to the present invention after the high-pressure separator 13 of the hydrogenation desulfurization process to produce the existing ultra-low sulfur diesel, low pressure separator 14, low temperature separator 15 and hydrogen sulfide
  • the absorption tower 16 and the hydrogen recovery pipe it is a novel method of separating and recovering the hydrogen contained in the petroleum hydrocarbon fraction which has undergone the hydrodesulfurization process.
  • Petroleum hydrocarbon (1) as the main raw material of the desulfurization process in Figure 2 may be kerosene, diesel or heavy oil in the boiling point 180 ⁇ 450 °C range, has a sulfur content of about 2,000 ⁇ 15,000 ppm.
  • the petroleum hydrocarbon 1 is mixed with hydrogen and passed through the heating furnace 11 to be preheated to 280 to 360 ° C., which is a temperature required for the desulfurization reaction. It may also be considered to install one or more heat exchangers to heat the mixture of petroleum hydrocarbons and hydrogen.
  • the heated mixture of petroleum hydrocarbon and hydrogen is fed to the desulfurization reactor 12, which is filled with NiMo and / or CoMo catalysts used for deep desulfurization, and the pressure in the desulfurization reactor 12 is 40-. 80 kg / cm2g.
  • the petroleum hydrocarbon, which has passed through the desulfurization reactor 12, has a significantly reduced content of sulfur and includes only sulfur components of 10 ppm or less except for hydrogen sulfide (H 2 S).
  • the petroleum hydrocarbon and hydrogen mixture is passed through the high pressure separator 13 to be separated into a mixed gas of hydrogen and hydrogen sulfide and a petroleum hydrocarbon fraction containing hydrogen.
  • the high pressure separator 13 is operated at a temperature of 200 ⁇ 260 °C and a pressure of 35 ⁇ 75kg / cm2g.
  • the mixed gas of hydrogen and hydrogen sulfide separated from the top of the high pressure separator 13 passes through the hydrogen sulfide absorption tower 16 into which the amine is injected, and hydrogen sulfide is removed by adsorption, and then compressed through the compressor 17. Recycled.
  • the ultra-low sulfur petroleum hydrocarbon corresponding to the bottom oil of the high-pressure separator 13 contains a large amount of hydrogen and is discharged together.
  • the hydrogen-containing petroleum hydrocarbon fraction is passed through the low pressure separator 14 in order to recover hydrogen from the petroleum hydrocarbon including hydrogen flowing out from the bottom of the high pressure separator 13, and the low pressure separator 14 is disposed at the front end.
  • Due to the high pressure condition of the installed high pressure separator (13) is a function of separating the hydrogen by creating a low pressure environment so that the hydrogen dissolved in the petroleum hydrocarbon in the form of gas, the low pressure separator for separating hydrogen as possible (
  • the optimum operating conditions of 14) are 200 ⁇ 260 °C and 25 ⁇ 35 kg / cm2g pressure.
  • the mixed gas of hydrogen and hydrogen sulfide separated from the low pressure separator 14 passes through the low temperature separator 15.
  • the gas separated into the top of the low pressure separator 14 contains not only hydrogen and hydrogen sulfide but also a small amount of petroleum hydrocarbon, which is passed through the low temperature separator 15 so that dew point is relatively high. It can be separated by condensation in liquid form. Therefore, a mixed gas of hydrogen and hydrogen sulfide is discharged to the top of the low temperature separator 15, and petroleum hydrocarbon oil is discharged to the bottom.
  • Optimum operating conditions of the low temperature separator 15 are a temperature of 38 ⁇ 50 °C and a pressure of 25 ⁇ 35kg / cm2g.
  • the mixed gas of hydrogen and hydrogen sulfide from the low temperature separator 15 is sent to the hydrogen sulfide absorption tower 16 into which the amine is injected.
  • hydrogen sulfide may cause corrosion to a device such as a compressor, and the hydrogen sulfide absorption tower may be prevented in the desulfurization process.
  • 16) allows hydrogen sulfide to be adsorbed using an adsorbent so that only hydrogen in the pure state from which hydrogen sulfide has been removed can be recovered and reused.
  • Adsorbents that can be used include amine, ammonia, sodium hydroxide, calcium hydroxide, and the like, preferably amines can be used, but is not limited thereto.
  • the hydrogen (2) recovered from the hydrogen sulfide absorption tower (16) is sent to the inlet of the hydrogen replenishment compressor (19) and recycled from the top of the high pressure separator (13) in a state where it is combined with the hydrogen feed (3). After mixing with hydrogen (4), it is recycled with petroleum hydrocarbon (1).
  • a low pressure separator As shown in FIG. 2, after the high-pressure separator of the hydrodesulfurization process, a low pressure separator, a low temperature separator, a hydrogen sulfide absorption tower, and a hydrogen recovery pipe are installed to perform the process according to the present invention to separate and recover unreacted hydrogen.
  • a hydrogen sulfide absorption tower As shown in FIG. 2, after the high-pressure separator of the hydrodesulfurization process, a low temperature separator, a hydrogen sulfide absorption tower, and a hydrogen recovery pipe are installed to perform the process according to the present invention to separate and recover unreacted hydrogen.
  • Table 1 By comparing the annual hydrogen consumption and the cost of using hydrogen in the case of producing ultra-low sulfur diesel and in the case of producing ultra-low sulfur diesel by the conventional technique that does not undergo a separate hydrogen separation and recovery step, it is shown in Table 1 below. It was.

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Abstract

본 발명은 석유계 탄화수소의 탈황공정에 사용되는 수소를 회수하는 방법 및 이를 이용한 초저유황 경유 생산 장치에 관한 것으로, 좀 더 구체적으로는 수소첨가 탈황공정의 고압분리기 후단에 저압분리기, 저온분리기 및 황화수소 흡수탑을 포함하고, 황화수소 흡수탑으로 부터 분리된 수소를 다시 회수할 수 있도록 설치하여, 수소첨가탈황공정을 거친 연료유분으로 부터 수소를 회수하고, 회수된 수소를 탈황공정에 다시 사용함으로써, 기존의 초저유황 경유 제조용 수소첨가탈황 공정 설비를 최대한 활용하면서 연료유분으로 수소의 유출을 최소화하여 생산비를 절감할 수 있는 석유계 탄화수소 탈황공정의 수소회수 방법 및 장치에 관한 것이다.

Description

석유계 탄화수소 탈황 공정의 수소 회수 방법 및 장치
본 발명은 석유계 탄화수소의 탈황공정에 사용되는 수소를 회수하는 방법 및 이를 이용한 초저유황 경유 생산 장치에 관한 것으로, 좀 더 구체적으로는 수소첨가탈황공정을 거친 연료유분으로부터 수소를 회수하고, 회수된 수소를 탈황공정에 다시 사용함으로써, 기존의 초저유황 경유 제조용 수소첨가탈황 공정 설비를 최대한 활용하면서 연료유분으로 수소의 유출을 최소화하여 생산비를 절감할 수 있는 석유계 탄화수소 탈황공정의 수소회수 방법 및 장치에 관한 것이다.
유황 성분이 다량 함유된 원유를 상압증류법으로 분류하면 가솔린, 등유, 경유에서 윤활유, 중유에 이르는 모든 제품에 황 화합물이 존재하며, 특히 중질유로 갈수록 황화합물의 함유량이 증가한다. 유황성분을 다량 함유한 가솔린은 가연 효과가 좋지 않으며, 황 성분이 많은 등유, 경유 및 중유는 연소가스 내에 이산화황을 생성하여 공해의 원인이 된다.
이러한 석유제품을 탈황하는 방법으로, 종래에는 황산이나 수산화나트륨 수용액에 의한 세정, 산성 백토와의 접촉 흡착 등의 방법이 사용되었다. 그러나 이러한 방법은 유황제거가 불충분하거나 정제손실이 많다는 단점이 있었다. 근래에는 수소 첨가를 통한 탈황방법이 널리 이용되고 있는데, 석유계 유분 내에 존재하는 황 화합물인 메르캅탄류, 사슬형 황화합물 및 고리형 황화합물이 고온, 고압 하에서 촉매작용에 의해 수소와 작용함으로써, 황 화합물 분자가 분열을 일으켜 탄화수소와 황화수소로 분리된다. 이러한 수소첨가탈황 기술의 유황제거 효과는 탁월하여 일반적으로 제품의 황 함량을 0.1 중량%까지 낮출 수 있었다.
최근에는 각국의 연료에 대한 황 함량 규격이 강화됨에 따라, 황 함량이 10 ppm 이하인 초저유황 경유(ultra low sulfur diesel fuel)에 대한 필요성이 강조되고 있으며, 초저유황 경유를 생산하기 위한 방법으로 흡착, 용매추출 등을 기반으로 한 새로운 탈황공정기술이 개발되고 있다. 그러나 이러한 새로운 공정기술들은 과도한 수소 소모량에 의한 운전비용 증가 및 기존 탈황공정에 대한 대규모 개조 또는 신규 공정설비의 도입 등의 대규모 투자가 불가피하다는 부담을 안고 있다.
따라서, 현재 대부분의 정유업계는 기존의 탈황공정 설비를 그대로 활용하면서 탈황촉매, 온도, 압력, 반응속도 등의 변수를 조절함으로써, 10 ppm 이하로 황을 함유하는 초저유황 경유를 생산하고 있다.
그러나, 이러한 기존의 초저유황 경유를 생산하기 위한 수소첨가탈황 공정은 도 1에 나타나는 바와 같이, 탈황반응기(12)를 통과한 탄화수소 유분을 고압분리기(13)를 통하여 탑저유분인 연료유분 및 수소와 황화수소의 혼합기체로 분리한 다음, 혼합기체는 황화수소 흡수탑(16)에 통과시켜 황화수소를 제거한 후 압축기(17)를 통하여 압축시킨 상태로 다시 재순환시키고, 연료유분은 스트리퍼(18)로 이송되어 황화수소(H2S)가 제거된 후 초저유황 경유로 생산되는 방식으로 진행되었다. 그러나 상기 탈황공정은 50 kg/cm2 이상의 압력, 낮은 LHSV(촉매 1 m3 당 경유처리량), 높은 수소 분압 환경 하에서 진행되며, 수소첨가탈황반응기의 후단에 설치되는 고압분리기도 고압의 조건을 가하게 되므로, 이러한 조건들로 인하여 수소의 용해도가 증가하여, 고압분리기의 탑저(bottom) 유분에 다량의 수소가 용해된 상태로 배출되게 되며 이는 그대로 연료가스로 사용되게 됨으로써 수소의 품위 저하가 발생 하였다. 즉, 고가의 수소가 유출되어 저가의 연료가스와 혼합되어 사용됨으로 인하여 전체적인 생산비용이 증가하는 문제가 있었다.
상기한 문제점을 극복하기 위하여 본 발명에서는 기존의 초저유황 경유 제조용 수소첨가 탈황공정 설비를 최대한 활용하면서도 수소첨가 탈황공정을 거친 연료유분으로 부터 수소의 유출을 최소화하는 석유계 탄화수소 탈황공정의 수소 회수 방법 및 장치를 제공하고자 한다.
상기한 목적을 달성하기 위해서, 본 발명에서는 탈황반응기에 설치된 고압분리기 후단으로부터 분리된 석유계 탄화수소 유분을 다시 저압분리기, 저온분리기 및 황화수소 흡수탑에 통과시키고, 분리된 수소를 재순환 시킴으로써 석유계 탄화수소 유분에 용해된 수소를 회수할 수 있는 방법과 이를 위한 장치를 개발하였고, 이에 기초하여 본 발명을 완성하였다.
따라서, 본 발명의 목적은, 탈황공정에 사용되는 탄화수소 유분으로 수소의 유출을 최소화함으로써 생산비용을 획기적으로 절감할 수 있는 석유계 탄화수소 탈황공정의 수소회수 방법을 제공하는 데에 있다.
또한 본 발명의 다른 목적은, 기존의 탈황공정의 설비를 그대로 활용하면서 탈황공정에 사용되는 수소의 유출을 최소화함으로써 생산비용을 획기적으로 절감할 수 있는 석유계 탄화수소 탈황공정의 수소회수 장치를 제공하는 데에 있다.
본 발명은 수소첨가 탈황공정의 고압분리기 후단에, 저압분리기, 저온분리기 및 황화수소 흡수탑을 포함하고, 황화수소 흡수탑으로부터 분리된 수소를 회수할 수 있도록 함으로써, 수소첨가탈황공정을 거친 석유계 탄화수소 유분에 포함된 미반응된 수소를 분리회수하여 재사용할 수 있게 되어, 고가의 수소가 저가의 석유계 탄화수소 연료유분과 혼합되어 방출됨으로써 발생하는 비용손실을 최소화할 수 있으며, 초저유황경유의 생산공정의 생산비를 절감할 수 있게 되어 경쟁력 강화에 기여할 수 있다.
도 1은 종래의 수소첨가탈황 공정의 개략도이다.
도 2는 본 발명에 따른 수소첨가탈황 공정의 수소 회수 과정을 나타내는 개략도이다.
<도면의 주요부분에 대한 부호의 설명>
1. 석유계 탄화수소 2, 4. 재순환 수소
3. 수소 공급물 11. 가열로
12. 탈황반응기 13. 고압분리기
14. 저압분리기 15. 저온분리기
16. 황화수소 흡수탑 17. 압축기
18. 스트리퍼 19. 수소 보충용 압축기
본 발명의 석유계 탄화수소 탈황공정의 수소회수 방법은 석유계 탄화수소와 수소 혼합물로부터 유황을 제거하는 탈황반응공정, 석유계 탄화수소 유분과 수소혼합물을 분리하는 고압분리공정을 포함하는 수소첨가 탈황공정에 있어서, 상기 고압분리공정에서 사용하는 고압분리기의 탑저로 유출되는 석유계 탄화수소 유분을 저압분리기에 통과시켜 초저유황 석유계 탄화수소 및 수소와 황화수소의 혼합물로 분리시키는 단계; 상기 수소와 황화수소의 혼합물을 저온분리기에 통과시켜 상기 수소와 황화수소의 혼합물에 존재하는 경질유분을 분리시키는 단계; 상기 수소와 황화수소의 혼합물을 흡착제가 주입된 황화수소 흡수탑에 통과시켜 수소만을 얻는 단계; 및 상기 황화수소 흡수탑을 통과한 수소를 수소 보충용 압축기(19)의 인입부로 이송하여 상기 탈황반응기로 재순환시키는 단계를 포함한다.
또한, 본 발명의 석유계 탄화수소 탈황공정의 수소회수 장치는 석유계 탄화수소와 수소 혼합물로부터 유황을 제거하는 탈황반응기, 석유계 탄화수소 유분과 수소혼합물을 분리하는 고압분리기를 포함하는 수소첨가 탈황공정에 있어서, 상기 고압분리기로부터 분리된 수소 포함 석유계 탄화수소 유분을 초저유황 석유계 탄화수소 및 수소와 황화수소의 혼합물로 분리하는 저압분리기; 상기 저압분리기로부터 분리된 수소와 황화수소 혼합물에 존재하는 경질유분을 분리하는 저온분리기; 및 상기 저온분리기를 통과한 수소와 황화수소의 혼합물 중 황화수소만을 흡수하는 흡착제가 주입된 황화수소 흡수탑을 포함하고, 상기 황화수소 흡수탑으로부터 분리된 수소를 수소 보충용 압축기의 인입부로 이송한다.
이하, 본 발명을 첨부된 도면을 참조하여 좀 더 구체적으로 살펴보면 다음과 같다.
도 2에 나타난 바와 같이, 본 발명에 따른 수소제거 방법은 기존의 초저유황경유를 생산하기 위한 수소첨가 탈황공정의 고압분리기(13) 후단에, 저압분리기(14), 저온분리기(15) 및 황화수소 흡수탑(16) 및 수소 회수 배관을 설치함으로써 수소첨가탈황공정을 거친 석유계 탄화수소 유분에 포함된 수소를 분리ㅇ회수하는 신규 방법이다.
도 2에 나타난 본 발명에 따른 수소첨가 탈황공정으로부터의 수소회수 방법을 설명하면 다음과 같다.
도 2에서 탈황공정의 주원료인 석유계 탄화수소(1)는 비점이 180~450℃ 범위의 등유, 경유 또는 중유일 수 있으며, 약 2,000 ~15,000 ppm의 황 함량을 갖는다. 석유계 탄화수소(1)는 수소와 혼합되어 가열로(11)를 통과함으로써 탈황반응에 요구되는 온도인 280~360℃로 미리 가열된다. 석유계 탄화수소와 수소의 혼합물을 가열하기 위하여 한 개 이상의 열교환기를 추가로 설치하는 것도 고려할 수도 있다.
가열된 석유계 탄화수소와 수소의 혼합물은 탈황반응기(12)로 공급되는데, 탈황반응기(12)는 심도탈황에 사용되는 NiMo 및/또는 CoMo 촉매로 충진되고, 탈황반응기(12) 내의 압력은 40~80kg/cm2g 이다. 상기 탈황반응기(12)를 거친 석유계 탄화수소는 황의 함량이 현저하게 감소하여 황화수소(H2S)를 제외하면 10 ppm 이하의 황 성분만을 포함하게 된다.
상기 탈황반응기(12)를 통하여 황 성분 함량이 크게 감소된 석유계 탄화수소와 수소 혼합물은 고압분리기(13)를 통과함으로써 수소와 황화수소의 혼합기체 및 수소가 포함된 석유계 탄화수소 유분으로 분리되게 되는데, 상기 고압분리기(13)는 200~260℃ 온도 및 35~75kg/cm2g의 압력으로 운전된다. 고압분리기(13)의 탑정으로부터 분리된 수소와 황화수소의 혼합기체는 아민이 주입된 황화수소 흡수탑(16)을 통과하여 황화수소가 흡착에 의하여 제거된 후, 압축기(17)를 통과하여 압축된 상태로 재순환된다. 한편, 고압분리기(13)의 고압의 조건에 의한 수소의 용해도 증가에 의하여 고압분리기(13)의 탑저 유분에 해당하는 초저유황 석유계 탄화수소 내에는 다량의 수소가 포함되어 함께 유출되게 된다.
따라서 본 발명에서는 고압분리기(13) 탑저로부터 유출되는 수소를 포함한 석유계 탄화수소로부터 수소를 회수하기 위하여 수소 포함 석유계 탄화수소 유분을 저압분리기(14)에 통과시키게 되는데, 저압분리기(14)는 전단에 설치된 고압분리기(13)의 고압 조건으로 인해 석유계 탄화수소 내에 용해된 수소가 가스 형태로 기화될 수 있도록 저압의 환경을 조성함으로써 수소를 분리하는 기능을 하는 것으로, 수소를 최대한 분리하기 위한 저압분리기(14)의 최적의 운전조건은 200~260℃의 온도, 25~35 kg/cm2g의 압력이다.
상기 저압분리기(14)로부터 분리되는 수소와 황화수소의 혼합기체는 저온분리기(15)를 통과하게 된다. 저압분리기(14)의 탑정으로 분리되는 기체는 수소와 황화수소뿐만 아니라 미량의 석유계 탄화수소도 함께 포함하고 있는데, 이를 저온분리기(15)에 통과시킴으로써 노점(Dew Point)이 상대적으로 높은 석유계 탄화수소를 액체형태로 응결시켜 분리할 수 있게 된다. 따라서 저온분리기(15)의 탑정으로는 수소와 황화수소의 혼합기체가, 탑저로는 석유계 탄화수소 유분이 배출된다. 저온분리기(15)의 최적의 운전조건은 38~50℃의 온도 및 25~35kg/cm2g의 압력이다.
저온분리기(15)로부터의 수소와 황화수소의 혼합기체는 아민이 주입된 황화수소 흡수탑(16)로 보내어진다. 수소에 황화수소가 포함된 상태로 탈황공정에 재사용되는 경우에는, 황화수소 성분으로 인하여 압축기와 같은 장치에 부식을 초래할 수 있으며, 탈황공정에 있어서의 수소첨가탈황반응을 방해하게 되는데, 상기 황화수소 흡수탑(16)은 흡착제를 이용하여 황화수소가 흡착되도록 함으로써 황화수소가 제거된 순수한 상태의 수소만을 회수하여 재사용될 수 있게 한다. 사용할 수 있는 흡착제는 아민, 암모니아, 수산화나트륨, 수산화 칼슘등이 있고, 바람직하게는 아민을 사용할 수 있으나, 이에 한정되는 것은 아니다.
황화수소 흡수탑(16)으로 부터 회수된 수소(2)는 수소 보충용 압축기(19)의 인입부로 보내져서 수소 공급물(3)과 합쳐진 상태로 고압분리기(13)의 탑정으로 부터 분리되어 재순환되는 재순환 수소(4)와 혼합된 후, 석유계 탄화수소(1)와 함께 재순환된다.
이하 실시예를 통하여 본 발명을 좀 더 구체적으로 살펴보지만, 하기 실시예에 본 발명의 범주가 한정되는 것은 아니다.
실시예 1
도 2에 도시된 바와 같이, 수소첨가 탈황공정의 고압분리기 후단에, 저압분리기, 저온분리기 및 황화수소 흡수탑 및 수소회수 배관을 설치함으로써 미반응된 수소를 분리ㅇ회수하는 본 발명에 따른 공정을 수행하여 초저유황 경유를 생산하는 경우와, 별도의 수소 분리ㅇ회수 단계를 거치지 않는 종래의 기술에 의하여 초저유황 경유를 생산하는 경우의 연간 수소 사용량 및 수소 사용에 대한 비용을 비교하여 하기 표 1에 나타내었다.
표 1
Figure PCTKR2009004437-appb-T000001
상기 표 1에 나타난 바와 같이, 수소첨가 탈황공정의 고압분리기 후단에, 저압분리기, 저온분리기 및 황화수소 흡수탑 및 수소 회수 배관을 설치하여 석유계 탄화수소 유분에 포함된 수소를 분리ㅇ회수하는 본 발명에 따른 방법 및 장치를 사용하는 경우, 초저유황 경유 생산공정에 있어서의 생산비의 50% 이상을 차지하는 고가의 수소원료 비용을 5% 이상 크게 절감할 수 있었다.

Claims (10)

  1. 석유계 탄화수소와 수소 혼합물로부터 유황을 제거하는 탈황반응공정, 석유계 탄화수소 유분과 수소혼합물을 분리하는 고압분리공정을 포함하는 수소첨가 탈황공정에 있어서, 상기 고압분리공정에서 고압분리기 탑저에서 유출되는 석유계 탄화수소 유분을 저압분리기에 통과시켜 초저유황 석유계 탄화수소 및 수소와 황화수소의 혼합물로 분리시키는 단계;
    상기 수소와 황화수소의 혼합물을 저온분리기에 통과시켜 상기 수소와 황화수소의 혼합물에 존재하는 경질유분을 분리시키는 단계;
    상기 수소와 황화수소의 혼합물을 황화수소 흡수탑에 통과시켜 수소만을 얻는 단계; 및
    상기 황화수소 흡수탑을 통과한 수소를 수소 보충용 압축기 인입부로 이송시켜 상기 탈황반응기로 재순환시키는 단계를 포함하는 것을 특징으로 하는 석유계 탄화수소 탈황 공정의 수소회수 방법.
  2. 제1항에 있어서, 상기 저압분리기의 압력은 5~35kg/cm2g, 온도는 200~260℃인 것을 특징으로 하는 방법.
  3. 제1항에 있어서, 상기 저온분리기의 온도는 38~50℃이고, 압력은 25~35kg/cm2g 인 것을 특징으로 하는 방법.
  4. 제1항에 있어서, 상기 석유계 탄화수소는 비점범위가 180~450℃인 등유, 경유 또는 중유인 것을 특징으로 하는 방법.
  5. 제1항에 있어서, 상기 탈황반응공정에서 사용하는 탈황 반응기를 통과한 석유계 탄화수소의 황 함량이 300 ppm 이하인 것을 특징으로 하는 방법.
  6. 석유계 탄화수소와 수소 혼합물로부터 유황을 제거하는 탈황반응기, 석유계 탄화수소 유분과 수소혼합물을 분리하는 고압분리기를 포함하는 수소첨가 탈황공정에 있어서, 상기 고압분리기로부터 분리된 수소 포함 석유계 탄화수소 유분을 초저유황 석유계 탄화수소 및 수소와 황화수소의 혼합물로 분리하는 저압분리기;
    상기 저압분리기로부터 분리된 수소와 황화수소 혼합물에 존재하는 경질유분을 분리하는 저온분리기; 및
    상기 저온분리기를 통과한 수소와 황화수소의 혼합물 중 황화수소만을 흡수하는 황화수소 흡수탑을 포함하고,
    상기 황화수소 흡수탑으로부터 분리된 수소는 수소 보충용 압축기 인입부로 이송되는 것을 특징으로 하는 석유계 탄화수소 탈황 공정의 수소 회수 장치.
  7. 제6항에 있어서, 상기 저압분리기의 압력은 25~35kg/cm2g 온도는 200~260℃인 것을 특징으로 하는 장치.
  8. 제6항에 있어서, 저온분리기의 온도는 38~50℃이고, 압력은 25~35kg/cm2g 인 것을 특징으로 하는 장치.
  9. 제6항에 있어서, 상기 석유계 탄화수소는 비점범위가 180~450℃인 등유, 경유 또는 중유인 것을 특징으로 하는 방법.
  10. 제6항에 있어서, 상기 탈황반응기를 통과한 석유계 탄화수소의 황 함량이 300 ppm 이하인 것을 특징으로 하는 방법.
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