WO2010038400A1 - 触媒分離システム - Google Patents

触媒分離システム Download PDF

Info

Publication number
WO2010038400A1
WO2010038400A1 PCT/JP2009/004896 JP2009004896W WO2010038400A1 WO 2010038400 A1 WO2010038400 A1 WO 2010038400A1 JP 2009004896 W JP2009004896 W JP 2009004896W WO 2010038400 A1 WO2010038400 A1 WO 2010038400A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
filter
slurry
gas
filters
separation system
Prior art date
Application number
PCT/JP2009/004896
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
大西康博
加藤讓
山田栄一
森田健太郎
Original Assignee
独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構
国際石油開発帝石株式会社
新日本石油株式会社
石油資源開発株式会社
コスモ石油株式会社
新日鉄エンジニアリング株式会社
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 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構, 国際石油開発帝石株式会社, 新日本石油株式会社, 石油資源開発株式会社, コスモ石油株式会社, 新日鉄エンジニアリング株式会社 filed Critical 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構
Priority to EA201170395A priority Critical patent/EA019378B1/ru
Priority to CN200980138048.6A priority patent/CN102165042B/zh
Priority to BRPI0919386A priority patent/BRPI0919386A2/pt
Priority to AU2009299347A priority patent/AU2009299347B2/en
Priority to JP2010531727A priority patent/JP5364717B2/ja
Priority to US12/998,217 priority patent/US9139779B2/en
Priority to EP20090817443 priority patent/EP2336269A4/en
Priority to CA 2738043 priority patent/CA2738043C/en
Publication of WO2010038400A1 publication Critical patent/WO2010038400A1/ja
Priority to ZA2011/02235A priority patent/ZA201102235B/en

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon
    • C10G2/30—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon from carbon monoxide with hydrogen
    • C10G2/32—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon from carbon monoxide with hydrogen with the use of catalysts
    • C10G2/34—Apparatus, reactors
    • C10G2/342—Apparatus, reactors with moving solid catalysts
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J8/00—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes
    • B01J8/005—Separating solid material from the gas/liquid stream
    • B01J8/006—Separating solid material from the gas/liquid stream by filtration
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J8/00—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes
    • B01J8/18—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles
    • B01J8/20—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles with liquid as a fluidising medium
    • B01J8/22—Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles with liquid as a fluidising medium gas being introduced into the liquid
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon
    • C10G2/30—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon from carbon monoxide with hydrogen
    • C10G2/32—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon from carbon monoxide with hydrogen with the use of catalysts

Definitions

  • the present invention relates to a catalyst separation system that separates catalyst particles and recovers hydrocarbons.
  • FT synthesis reaction a Fischer-Tropsch synthesis reaction
  • Various devices are used to separate and recover catalyst particles from liquid hydrocarbons containing catalyst particles that have deteriorated due to heat generated by this FT synthesis reaction, friction with the inner wall of the flow path, or other external factors. It is being considered.
  • a recovery device shown in Patent Document 1 can be used. This apparatus first heats hydrocarbons containing catalyst particles inside a rotating cylinder installed in a heating chamber, and gasifies the hydrocarbons discharged in the axial direction from the center of the rotating cylinder, and the outer periphery of the rotating cylinder. Into catalyst particles discharged from the section. The gasified hydrocarbon is cooled by a cooling tower, condensed and recovered.
  • liquid hydrocarbons containing catalyst particles are pressurized and filtered through a single filter, and the catalyst particles are separated from the liquid hydrocarbons by capturing catalyst particles larger than the pore size formed in the filter. What to do is known.
  • Patent Document 1 when separating and recovering catalyst particles from a slurry containing liquid hydrocarbons, the method shown in Patent Document 1 requires the provision of a heating chamber and a cooling tower. was there. Further, in the apparatus for separating the catalyst particles by the above filter, when the catalyst particles having a small particle diameter are filtered, the catalyst particles may pass through the filter and the quality of the recovered liquid hydrocarbon may be deteriorated.
  • the present invention has been made in view of such problems, and separates and recovers catalyst particles from a slurry containing liquid hydrocarbons while preventing an increase in the size of the apparatus and a reduction in hydrocarbon quality.
  • the present invention provides a catalyst separation system that can be used.
  • the catalyst separation system of the present invention includes a catalyst gas formed from a hydrocarbon synthesized by a chemical reaction between a synthesis gas mainly composed of hydrogen and carbon monoxide and a slurry obtained by suspending solid catalyst particles in a liquid.
  • a catalyst separation system that separates a reactor, a storage tank that stores slurry extracted from the reactor, a plurality of filters that filter the slurry, and a filtrate that passes through the plurality of filters. And a plurality of filters arranged in series in a slurry flow path from the storage tank to the filtrate collection container.
  • the chemical reaction may be a Fischer-Tropsch synthesis reaction.
  • the slurry containing the catalyst particles flowing from the reactor main body can be filtered a plurality of times with the filter provided from the upstream side to the downstream side of the second flow path. For this reason, when the catalyst particles are separated and recovered from the slurry containing liquid hydrocarbons, it is possible to reliably prevent the catalyst particles from being mixed into the recovered liquid hydrocarbons, and to suppress deterioration in the quality of the hydrocarbon product. .
  • the catalyst particles are separated from the slurry by a plurality of filters, an additional device such as a heating chamber, a cooling tower, or a condensing device is not required, so that the overall size of the device can be suppressed. .
  • the hole diameter of the filter provided upstream of the flow path among the plurality of filters may be larger than the hole diameter of the filter provided downstream.
  • the catalyst particles are clogged from the pores of the upstream filter.
  • the catalyst separation system of the present invention is configured such that the pore diameter of the filter disposed downstream is smaller than the pore diameter of the filter disposed upstream of the second flow path. For this reason, the filter disposed downstream is clogged with catalyst particles having a relatively small outer diameter that has passed through the hole of the upstream filter, but the upstream filter having a large hole diameter is larger than the hole diameter of the filter.
  • the outer diameters of the catalyst particles clogged by the filter are different. Accordingly, it is possible to prevent the catalyst particles from clogging only in the upstream filter and preventing the slurry containing the catalyst particles from blocking the second flow path.
  • At least one of the plurality of filters may be a Nutsche filter.
  • the Nutsche filter referred to here means a filter that filters by suction from one side of a cloth or wire screen with a vacuum pump or the like, or a filter that filters by applying pressure from the other side. According to this invention, the catalyst particles in the slurry can be effectively filtered.
  • a filter closest to the filtrate collection container among the plurality of filters may be made of a sintered metal.
  • the filter made of sintered metal as used herein means a filter obtained by stacking metal powders or nets or the like and heat-treating them at a temperature lower than the melting point of the metal. According to this invention, it is possible to capture even a few ⁇ m of catalyst particles having a small outer diameter with the filter.
  • the plurality of filters may include a first filter that filters the slurry extracted from the storage tank, and a plurality of second filters that filter the slurry that has passed through the first filter.
  • a plurality of the second filters may be provided in each of the branched flow paths, and the slurry may be selected for the plurality of second filters in the flow paths.
  • the branch channel for flowing the slurry by the switching means is replaced with another branch channel. It is possible to switch to Therefore, even when the catalyst particles are clogged in the pores of the filter, it can be replaced with a new filter without stopping the flow of the slurry.
  • catalyst particles can be separated and recovered from a slurry containing liquid hydrocarbons while suppressing the increase in the size of the apparatus and the deterioration of hydrocarbon quality.
  • FIG. 1 is a schematic diagram showing the overall configuration of a liquid fuel synthesis system in which the catalyst separation system according to the first embodiment of the present invention is used.
  • FIG. 2 is a schematic diagram showing the overall configuration of the catalyst separation system according to the first embodiment of the present invention.
  • FIG. 3 is a flowchart showing the steps of the catalyst separation system according to the first embodiment of the present invention.
  • FIG. 4 is a schematic diagram showing the overall configuration of the catalyst separation system according to the second embodiment of the present invention.
  • FIG. 1 is a schematic diagram showing the overall configuration of a liquid fuel synthesizing system 1 that synthesizes liquid fuel from a hydrocarbon raw material such as natural gas, in which the catalyst separation system 81 of the present invention is used.
  • the liquid fuel synthesis system 1 is a plant facility that executes a GTL process for converting a hydrocarbon raw material such as natural gas into liquid fuel.
  • the catalyst separation system 81 is used when, for example, each unit for manufacturing a liquid fuel product, which will be described later, of the liquid fuel synthesizing system 1 is not in operation, and is composed mainly of carbon monoxide gas and hydrogen gas. This system separates and recovers catalyst particles from a slurry containing liquid hydrocarbons synthesized by a chemical reaction between a gas and a slurry in which solid catalyst particles are suspended in a liquid.
  • the liquid fuel synthesis system 1 includes a synthesis gas generation unit 3, an FT synthesis unit 5, and a product purification unit 7.
  • the synthesis gas generation unit 3 reforms natural gas that is a hydrocarbon raw material to generate synthesis gas containing carbon monoxide gas and hydrogen gas.
  • the FT synthesis unit 5 produces liquid hydrocarbons from the produced synthesis gas by a Fischer-Tropsch synthesis reaction.
  • the product refining unit 7 produces liquid fuel products (naphtha, kerosene, light oil, wax, etc.) by hydrogenating and refining the liquid hydrocarbons produced by the FT synthesis reaction.
  • components of each unit will be described.
  • the synthesis gas generation unit 3 mainly includes, for example, a desulfurization reactor 10, a reformer 12, an exhaust heat boiler 14, gas-liquid separators 16 and 18, a decarboxylation device 20, and a hydrogen separation device 26.
  • the desulfurization reactor 10 is composed of a hydrodesulfurization device or the like and removes sulfur components from natural gas as a raw material.
  • the reformer 12 reforms the natural gas supplied from the desulfurization reactor 10 to generate a synthesis gas containing carbon monoxide gas (CO) and hydrogen gas (H 2 ) as main components.
  • the exhaust heat boiler 14 recovers the exhaust heat of the synthesis gas generated in the reformer 12 and generates high-pressure steam.
  • the gas-liquid separator 16 separates water heated by heat exchange with the synthesis gas in the exhaust heat boiler 14 into a gas (high-pressure steam) and a liquid.
  • the gas-liquid separator 18 removes the condensate from the synthesis gas cooled by the exhaust heat boiler 14 and supplies the gas to the decarboxylation device 20.
  • the decarboxylation device 20 uses an absorption liquid from the synthesis gas supplied from the gas-liquid separator 18 to remove the carbon dioxide gas, and regenerates the carbon dioxide gas from the absorption liquid containing the carbon dioxide gas for regeneration.
  • Tower 24 The hydrogen separation device 26 separates a part of the hydrogen gas contained in the synthesis gas from the synthesis gas from which the carbon dioxide gas has been separated by the decarbonation device 20.
  • the decarboxylation device 20 may not be provided depending on circumstances.
  • the reformer 12 reforms natural gas using carbon dioxide and steam by, for example, the steam / carbon dioxide reforming method represented by the following chemical reaction formulas (1) and (2).
  • a high-temperature synthesis gas mainly composed of carbon monoxide gas and hydrogen gas is generated.
  • the reforming method in the reformer 12 is not limited to the steam / carbon dioxide reforming method described above, but includes, for example, a steam reforming method, a partial oxidation reforming method (POX) using oxygen, and a partial oxidation method.
  • An autothermal reforming method (ATR), a carbon dioxide gas reforming method, or the like, which is a combination of the reforming method and the steam reforming method, can also be used.
  • the hydrogen separator 26 is provided on a branch channel branched from the main channel connecting the decarbonator 20 or the gas-liquid separator 18 and the bubble column reactor 30.
  • the hydrogen separator 26 can be constituted by, for example, a hydrogen PSA (Pressure Swing Adsorption) apparatus that performs adsorption and desorption of hydrogen using a pressure difference.
  • This hydrogen PSA apparatus has an adsorbent (zeolite adsorbent, activated carbon, alumina, silica gel, etc.) in a plurality of adsorption towers (not shown) arranged in parallel, and hydrogen is added to each adsorption tower.
  • adsorbent zeolite adsorbent, activated carbon, alumina, silica gel, etc.
  • the hydrogen gas separation method in the hydrogen separator 26 is not limited to the pressure fluctuation adsorption method such as the hydrogen PSA device described above, and for example, a hydrogen storage alloy adsorption method, a membrane separation method, or a combination thereof. There may be.
  • the hydrogen storage alloy method is, for example, a hydrogen storage alloy having the property of adsorbing / releasing hydrogen by being cooled / heated (TiFe, LaNi 5 , TiFe 0.7 to 0.9 Mn 0.3 to 0.1 , Alternatively, TiMn 1.5 or the like) is used to separate hydrogen gas.
  • a plurality of adsorption towers containing hydrogen storage alloys are provided, and in each of the adsorption towers, hydrogen adsorption by cooling the hydrogen storage alloys and hydrogen release by heating the hydrogen storage alloys are alternately repeated, so that the inside of the synthesis gas Of hydrogen gas can be separated and recovered.
  • the membrane separation method is a method of separating hydrogen gas having excellent membrane permeability from a mixed gas using a membrane made of a polymer material such as aromatic polyimide. Since this membrane separation method does not involve a phase change, the energy required for operation is small, and the running cost is low. Further, since the structure of the membrane separation apparatus is simple and compact, the equipment cost is low and the required area of the equipment is small. Further, the separation membrane has no driving device and has a wide stable operation range, so that there is an advantage that maintenance management is easy.
  • the FT synthesis unit 5 mainly includes, for example, a bubble column reactor (reactor body) 30, a gas-liquid separator 34, a separator 36, a gas-liquid separator 38, and a first rectifying column 40.
  • the bubble column reactor 30 generates hydrocarbons by subjecting the synthesis gas produced by the synthesis gas production unit 3 to an FT synthesis reaction between carbon monoxide gas and hydrogen gas.
  • the gas-liquid separator 34 separates water heated through circulation in the heat transfer tube 32 disposed in the bubble column reactor 30 into water vapor (medium pressure steam) and liquid.
  • the separator 36 is connected to the center of the bubble column reactor 30 and separates the catalyst and the liquid hydrocarbon product.
  • the gas-liquid separator 38 is connected to the top of the bubble column reactor 30 and cools the unreacted synthesis gas and the gaseous hydrocarbon product.
  • the first rectifying column 40 distills the liquid hydrocarbons supplied from the bubble column reactor 30 through the separator 36 and the gas-liquid separator 38, and separates and purifies each fraction according to the boiling point.
  • the bubble column reactor 30 is a reactor that synthesizes liquid hydrocarbons from synthesis gas, and functions as a reactor for FT synthesis that synthesizes liquid hydrocarbons from synthesis gas by an FT synthesis reaction.
  • the bubble column reactor 30 is constituted by, for example, a bubble column type slurry bed type reactor in which a slurry mainly composed of catalyst particles and medium oil is accommodated inside a column type container.
  • the bubble column reactor 30 generates gas or liquid hydrocarbon from synthesis gas by FT synthesis.
  • the synthesis gas which is a raw material gas, is supplied as bubbles from the dispersion plate at the bottom of the bubble column reactor 30, passes through the slurry, and is suspended.
  • hydrogen gas and carbon monoxide gas cause a synthesis reaction.
  • the catalyst particles may be deteriorated by heat generated during the FT synthesis reaction, friction with the inner wall of the flow path, or the like.
  • the bubble column reactor 30 is a heat exchanger type in which a heat transfer tube 32 is disposed, and water (BFW: Boiler Feed Water) is used as a refrigerant.
  • BFW Boiler Feed Water
  • the reaction heat of the FT synthesis reaction can be recovered as medium pressure steam by heat exchange between the slurry and water.
  • the product purification unit 7 includes, for example, a WAX fraction hydrocracking reactor 50, a kerosene / light oil fraction hydrocracking reactor 52, a naphtha fraction hydrocracking reactor 54, and gas-liquid separators 56, 58. , 60, a second rectifying tower 70, and a naphtha stabilizer 72.
  • the WAX fraction hydrocracking reactor 50 is connected to the bottom of the first fractionator 40.
  • the kerosene / light oil fraction hydrotreating reactor 52 is connected to the center of the first fractionator 40.
  • the naphtha fraction hydrotreating reactor 54 is connected to the upper part of the first fractionator 40.
  • the gas-liquid separators 56, 58 and 60 are provided corresponding to the hydrogenation reactors 50, 52 and 54, respectively.
  • the second rectification column 70 separates and purifies the liquid hydrocarbons supplied from the gas-liquid separators 56 and 58 according to the boiling point.
  • the naphtha stabilizer 72 rectifies the liquid hydrocarbons of the naphtha fraction supplied from the gas-liquid separator 60 and the second rectifying column 70, and discharges butane and components lighter than butane as flare gas, and has 5 carbon atoms. The above components are separated and recovered as naphtha of the product.
  • the liquid fuel synthesis system 1 is supplied with natural gas (main component is CH 4 ) as a hydrocarbon feedstock from an external natural gas supply source (not shown) such as a natural gas field or a natural gas plant.
  • the synthesis gas generation unit 3 reforms the natural gas to produce a synthesis gas (a mixed gas containing carbon monoxide gas and hydrogen gas as main components).
  • the natural gas is supplied to the desulfurization reactor 10 together with the hydrogen gas separated by the hydrogen separator 26.
  • the desulfurization reactor 10 hydrodesulfurizes sulfur contained in natural gas using the hydrogen gas, for example, with a ZnO catalyst.
  • a ZnO catalyst By desulfurizing the natural gas in advance in this way, it is possible to prevent the activity of the catalyst used in the reformer 12 and the bubble column reactor 30 or the like from being reduced by sulfur.
  • the natural gas (which may contain carbon dioxide) desulfurized in this way is generated in carbon dioxide (CO 2 ) gas supplied from a carbon dioxide supply source (not shown) and the exhaust heat boiler 14. After being mixed with water vapor, it is supplied to the reformer 12.
  • the reformer 12 reforms natural gas using carbon dioxide and water vapor by, for example, a steam / carbon dioxide reforming method, and a high-temperature synthesis gas mainly composed of carbon monoxide gas and hydrogen gas. Is generated.
  • the reformer 12 is supplied with, for example, fuel gas and air for the burner included in the reformer 12, and the steam / carbonic acid that is endothermic by the combustion heat of the fuel gas in the burner.
  • the reaction heat necessary for the gas reforming reaction is covered.
  • the high-temperature synthesis gas (for example, 900 ° C., 2.0 MPaG) generated in the reformer 12 in this manner is supplied to the exhaust heat boiler 14 and is exchanged by heat exchange with the water flowing in the exhaust heat boiler 14. It is cooled (for example, 400 ° C.) and the exhaust heat is recovered. At this time, the water heated by the synthesis gas in the exhaust heat boiler 14 is supplied to the gas-liquid separator 16, and the gas component from the gas-liquid separator 16 is reformed as high-pressure steam (for example, 3.4 to 10.0 MPaG). The water in the liquid is returned to the exhaust heat boiler 14 after being supplied to the vessel 12 or other external device.
  • high-temperature synthesis gas for example, 900 ° C., 2.0 MPaG
  • the synthesis gas cooled in the exhaust heat boiler 14 is supplied to the absorption tower 22 or the bubble column reactor 30 of the decarboxylation device 20 after the condensed liquid is separated and removed in the gas-liquid separator 18.
  • the absorption tower 22 removes carbon dioxide from the synthesis gas by absorbing the carbon dioxide contained in the synthesis gas in the stored absorption liquid.
  • the absorption liquid containing carbon dioxide gas in the absorption tower 22 is sent to the regeneration tower 24, and the absorption liquid containing carbon dioxide gas is heated by, for example, steam and stripped. To the reformer 12 and reused in the reforming reaction.
  • the synthesis gas produced by the synthesis gas production unit 3 is supplied to the bubble column reactor 30 of the FT synthesis unit 5.
  • the synthesis gas supplied to the bubble column reactor 30 is subjected to an FT synthesis reaction by a compressor (not shown) provided in a pipe connecting the decarboxylation device 20 and the bubble column reactor 30.
  • the pressure is increased to an appropriate pressure (for example, about 3.6 MPaG).
  • the hydrogen separator 26 separates the hydrogen gas contained in the synthesis gas by adsorption and desorption (hydrogen PSA) using the pressure difference as described above.
  • the separated hydrogen is subjected to various hydrogen utilization reactions in which a predetermined reaction is performed using hydrogen in the liquid fuel synthesizing system 1 from a gas holder (not shown) or the like via a compressor (not shown). It supplies continuously to the apparatus (for example, desulfurization reactor 10, WAX fraction hydrocracking reactor 50, kerosene / light oil fraction hydrotreating reactor 52, naphtha fraction hydrotreating reactor 54, etc.).
  • the FT synthesis unit 5 synthesizes liquid hydrocarbons from the synthesis gas produced by the synthesis gas production unit 3 by an FT synthesis reaction.
  • the synthesis gas from which the carbon dioxide gas has been separated in the decarboxylation device 20 flows from the bottom of the bubble column reactor 30 and rises in the catalyst slurry stored in the bubble column reactor 30. To do. At this time, in the bubble column reactor 30, the carbon monoxide gas and the hydrogen gas contained in the synthesis gas react with each other by the above-described FT synthesis reaction to generate hydrocarbons. Furthermore, at the time of this synthesis reaction, water is circulated through the heat transfer tube 32 of the bubble column reactor 30 to remove the reaction heat of the FT synthesis reaction. Become. As for this water vapor, the water liquefied by the gas-liquid separator 34 is returned to the heat transfer tube 32, and the gas component is supplied to the external device as medium pressure steam (for example, 1.0 to 2.5 MPaG).
  • medium pressure steam for example, 1.0 to 2.5 MPaG
  • the liquid hydrocarbon synthesized in the bubble column reactor 30 is taken out from the center of the bubble column reactor 30 and sent to the separator 36.
  • the separator 36 separates the catalyst (solid content) in the removed slurry from the liquid content containing the liquid hydrocarbon product. A part of the separated catalyst is returned to the bubble column reactor 30, and the liquid is supplied to the first rectifying column 40. Further, unreacted synthesis gas and synthesized hydrocarbon gas are introduced into the gas-liquid separator 38 from the top of the bubble column reactor 30.
  • the gas-liquid separator 38 cools these gases, separates some of the condensed liquid hydrocarbons, and introduces them into the first fractionator 40.
  • the unreacted synthesis gas (CO and H 2 ) is reintroduced into the bottom of the bubble column reactor 30 and reused for the FT synthesis reaction.
  • exhaust gas mainly composed of hydrocarbon gas having a low carbon number (C 4 or less) that is not a product target is introduced into an external combustion facility (not shown) and burned into the atmosphere. Released.
  • the first rectifying column 40 heats the liquid hydrocarbon (having various carbon numbers) supplied from the bubble column reactor 30 through the separator 36 and the gas-liquid separator 38 as described above. Fractionation using the difference in boiling point, naphtha fraction (boiling point less than about 150 ° C), kerosene / light oil fraction (boiling point about 150-350 ° C), WAX fraction (boiling point about 350 ° C) Separated and purified.
  • the first fractionator 40 WAX fraction of liquid hydrocarbons withdrawn from the bottom of the (mainly C 21 or more) are transferred to the WAX fraction hydrocracking reactor 50, the central portion of the first fractionator 40
  • the liquid hydrocarbon (mainly C 11 to C 20 ) of the kerosene / light oil fraction taken out is transferred to the kerosene / light oil fraction hydrotreating reactor 52 and taken out from the upper part of the first rectifying tower 40.
  • Liquid hydrocarbons (mainly C 5 -C 10 ) are transferred to the naphtha fraction hydrotreating reactor 54.
  • the WAX fraction hydrocracking reactor 50 is supplied with liquid hydrocarbons (approximately C 21 or more) of the WAX fraction having a large number of carbon atoms supplied from the bottom of the first fractionator 40 from the hydrogen separator 26.
  • the hydrogen number is reduced by using hydrogen gas to reduce the carbon number to 20 or less.
  • this hydrocracking reaction using a catalyst and heat, the C—C bond of a hydrocarbon having a large number of carbon atoms is cleaved to generate a low molecular weight hydrocarbon having a small number of carbon atoms.
  • the product containing liquid hydrocarbon hydrocracked by the WAX fraction hydrocracking reactor 50 is separated into a gas and a liquid by a gas-liquid separator 56, and the liquid hydrocarbon is separated into a second rectification fraction.
  • the gas component (including hydrogen gas) is transferred to the tower 70 and transferred to the kerosene / light oil fraction hydrotreating reactor 52 and the naphtha fraction hydrotreating reactor 54.
  • the kerosene / light oil fraction hydrotreating reactor 52 is a liquid hydrocarbon (approximately C 11 to C 20 ) of the kerosene / light oil fraction having a medium carbon number supplied from the center of the first fractionator 40. Is hydrorefined using the hydrogen gas supplied from the hydrogen separator 26 through the WAX fraction hydrocracking reactor 50. In this hydrorefining reaction, in order to obtain mainly a side chain saturated hydrocarbon, the liquid hydrocarbon is isomerized, and hydrogen is added to the unsaturated bond of the liquid hydrocarbon to be saturated.
  • the hydrorefined liquid hydrocarbon-containing product is separated into a gas and a liquid by the gas-liquid separator 58, and the liquid hydrocarbon is transferred to the second rectifying column 70, where the gas component (hydrogen Gas is reused) in the hydrogenation reaction.
  • the naphtha fraction hydrotreating reactor 54 supplies liquid hydrocarbons (generally C 10 or less) of the naphtha fraction with a small number of carbons supplied from the upper part of the first rectification column 40 from the hydrogen separator 26 to the WAX fraction. Hydrorefining is performed using the hydrogen gas supplied through the hydrocracking reactor 50. As a result, the hydrorefined liquid hydrocarbon-containing product is separated into a gas and a liquid by the gas-liquid separator 60, and the liquid hydrocarbon is transferred to the naphtha stabilizer 72, where the gas component (hydrogen gas is removed). Is reused in the hydrogenation reaction.
  • liquid hydrocarbons generally C 10 or less
  • the second fractionator 70 distills the liquid hydrocarbons supplied from the WAX fraction hydrocracking reactor 50 and the kerosene / light oil fraction hydrotreating reactor 52 as described above to obtain a carbon number.
  • a C 10 or less hydrocarbon (boiling point is less than about 150 ° C.)
  • kerosene (boiling point is about 150 to 250 ° C.)
  • light oil (boiling point is about 250 to 350 ° C.)
  • WAX fraction hydrocracking reactor 50 And purified into an undecomposed WAX fraction (boiling point greater than about 350 ° C.).
  • Light oil is taken out from the lower part of the second fractionator 70, and kerosene is taken out from the center.
  • hydrocarbons having a carbon number of 10 or less are taken out from the top of the second rectifying column 70 and supplied to the naphtha stabilizer 72.
  • the naphtha stabilizer 72 distills hydrocarbons having a carbon number of 10 or less supplied from the naphtha fraction hydrotreating reactor 54 and the second rectifying tower 70 to obtain naphtha (C 5 as a product). ⁇ C 10 ) is separated and purified. Thereby, high-purity naphtha is taken out from the lower part of the naphtha stabilizer 72. Meanwhile, from the top of the naphtha stabilizer 72, the exhaust gas carbon number of target products composed mainly of hydrocarbons below predetermined number (C 4 or less) (flare gas) is discharged.
  • FIG. 2 shows the catalyst separation system 81 of the present invention used when, for example, each unit of the liquid fuel synthesizing system 1 has stopped operating as described above.
  • the catalyst separation system 81 includes a bubble column reactor 30, a first channel 83 for extracting slurry containing catalyst particles from the bubble column reactor 30, and a storage tank for storing the extracted slurry, ie, waste A catalyst receiving tank 85, a second flow path 84 for treating the slurry of the waste catalyst receiving tank 85, and a plurality of filters provided from upstream to downstream of the second flow path 84 (details will be described later) ).
  • the first flow path 83 includes a pipe 83a
  • the second flow path 84 includes pipes 84a, 84b, and 84c.
  • the waste catalyst receiving tank 85, the first filtration device 87, the second filtration device 89, A filtrate collection container 91 is provided in this order.
  • the bubble column reactor 30 is connected to one end of the pipe 83a, and a waste catalyst receiving tank 85 is connected between the other end of the pipe 83a and one end of the pipe 84a, between the other end of the pipe 84a and one end of the pipe 84b.
  • a first filtering device 87 is connected between them, and a second filtering device 89 is connected between the other end of the pipe 84b and one end of the pipe 84c.
  • a filtrate collection container 91 is connected to the other end of the pipe 84c opposite to the end to which the second filtration device 89 is connected.
  • the waste catalyst receiving tank 85 is a tank for temporarily storing slurry
  • the first filtration device 87 and the second filtration device 89 are devices for filtering solids such as catalyst particles from the slurry
  • the filtrate collection container 91 is a slurry. It is a container which accommodates the filtrate L obtained by filtering.
  • a first gate valve 93 for opening and closing the pipe 83a is attached to the pipe 83a connected between the bubble column reactor 30 and the waste catalyst receiving tank 85. Opening the pipe here means that the slurry can flow in the pipe, and closing the pipe means that the slurry cannot flow in the pipe.
  • a first nitrogen supply channel 95 for supplying nitrogen into the waste catalyst receiving tank 85 is connected to the upper part of the waste catalyst receiving tank 85, and the first nitrogen supply channel 95 is used to open and close the channel.
  • the second gate valve 96 is attached.
  • the waste catalyst receiving tank 85 is provided with a liquid level detecting device 98 for detecting the level of the liquid level of the slurry accommodated therein, and further provided with a stirring device 99 for stirring the slurry.
  • the liquid level detecting device 98 displays HIGH by a display device (not shown) provided in itself when the waste catalyst receiving tank 85 is filled with the slurry and the liquid level becomes higher than a predetermined height. When no slurry is left from the waste catalyst receiving tank 85, EMPTY may be displayed.
  • the pipe 84a connected between the waste catalyst receiving tank 85 and the first filtration device 87 includes a third gate valve 101 for opening and closing the pipe 84a and a measurement for detecting the flow rate of the slurry flowing through the pipe 84a.
  • a vessel 102 is attached.
  • the first filtering device 87 includes a cylindrical container body 87a that contains the slurry, a first filter 104 that is a Nutsche filter for filtering the slurry, and a slurry that contains catalyst particles in the container body 87a.
  • the Nutsche filter is generally a filter that filters by suction from one side of a cloth or wire screen with a vacuum pump or the like, or a filter that filters by pressurizing from the other side.
  • the opening of the first filter 104 is 400 to 800 mesh, that is, the hole diameter formed in the first filter 104 is 31 to 63 ⁇ m.
  • the stirring / discharging means 105 is disposed in the container main body 87a, rotates around the axis of the container main body 87a and translates in the axial direction thereof, and a shaft member 105b having one end connected to the stirring blade 105a. And a stirring blade drive motor 105c that is connected to the other end of the shaft member 105b and generates a driving force for rotating and moving the stirring blade 105a.
  • An opening / closing valve 109 for opening and closing the first solid material transfer channel 108 is attached to the first solid material transfer channel 108.
  • a fourth gate valve 110 for opening and closing the pipe 84b is attached to the pipe 84b connected between the first filter 87 and the second filter 89.
  • the second filtration device 89 includes a differential pressure gauge 112 that measures a pressure difference between the inside of the second filtration device 89 and the pipe 84c immediately after exiting the second filtration device 89, and a filter made of sintered metal disposed inside the second filtration device 89. (Hereinafter, referred to as “sintered metal filter”) and a liquid level detection device 89a that detects the liquid level of the slurry in the second filtration device 89. Fine holes can be formed in this sintered metal filter.
  • the hole diameter of the second filter 113 is set to 10 ⁇ m or less, preferably 5 ⁇ m or less. That is, in the two filters provided in the catalyst separation system 81, the hole diameter of the second filter 113 disposed downstream is smaller than the hole diameter (31 to 63 ⁇ m) of the first filter 104 disposed upstream. It is comprised so that it may become.
  • the differential pressure gauge 112 is a display device (not shown) provided in itself when the second filter 113 is clogged with catalyst particles or the like and the pressure loss between the upstream and downstream of the second filter 113 is larger than a predetermined value. .) Displays HIGH, and when the pressure loss is smaller than a predetermined value, displays LOW.
  • a second solid material conveyance channel 115 that conveys the solid material filtered by the second filtration device 89 and stores the solid material in the second waste catalyst drum 114 is provided below the second filtration device 89.
  • the second solid material transfer channel 115 is provided with a seventh gate valve 117 for opening and closing the second solid material transfer channel 115.
  • nitrogen is supplied into the pipe 84c downstream from the portion where the pressure on the pipe 84c side is measured by the differential pressure gauge 112.
  • a second nitrogen supply channel 121 that is opened and closed by a six-slot valve 120 is connected, and a fifth divider valve 123 for opening and closing the pipe 84c is attached downstream thereof.
  • FIG. 3 is a flowchart showing the steps of the catalyst separation system 81. Note that the gate valves 93, 96, 101, 110, 117, 120, 123, and the on-off valve 109 are all closed before the following steps are started. First, step S11 is repeated until a command for extracting the slurry from the bubble column reactor 30 is issued. When a command for extracting the slurry is issued (YES), the process proceeds to step S12.
  • step S12 the first gate valve 93 is opened, and the slurry is allowed to flow from the bubble column reactor 30 to the waste catalyst receiving tank 85 through the pipe 83a and stirred by the stirring device 99, and the process proceeds to step S13. . Then, step S13 is repeated until the liquid level of the slurry in the waste catalyst receiving tank 85 detected by the liquid level detection device 98 is displayed as HIGH on the display device, and the process proceeds to step S14.
  • step S14 the first gate valve 93 is closed, the second gate valve 96, the third gate valve 101, the fourth gate valve 110, and the fifth gate valve 123 are opened, and the process proceeds to step S15.
  • the slurry in the waste catalyst receiving tank 85 is pressurized by nitrogen flowing into the waste catalyst receiving tank 85 through the first nitrogen supply pipe 95, and first filtered along with the pressurizing nitrogen through the pipe 84a. It flows into the container body 87a of the device 87.
  • step S15 the slurry in the container main body 87a of the first filtration device 87 is pressed against the first filter 104 by the pressure of nitrogen, and filtration is started.
  • the filtrate filtered by the first filter 104 flows through the pipe 84 b and flows into the second filter device 89 through the fourth gate valve 110. And it is further filtered with the 2nd filter 113 arrange
  • the filtrate L accommodated in the filtrate collection container 91 is mainly composed of liquid hydrocarbons.
  • step S16 it is determined whether or not the slurry filtration is completed. Specifically, when the display device of the liquid level detection device 98 displays EMPTY, and no slurry is detected by the liquid level detection device 87b of the first filtration device 87 and the liquid level detection device 89a of the second filtration device 89. It is determined that the filtration is complete (YES), and the process proceeds to step S17. Further, when the display device of the liquid level detecting device 98 does not display EMPTY or when any one of the liquid level detecting devices 87b and 89a detects the slurry, it is determined that the filtration is not completed (NO), and the step The process proceeds to S21.
  • step S17 the solid matter such as catalyst particles accommodated in the first waste catalyst drum 107 and the second waste catalyst drum 114 is disposed of by a disposal processing company or the like, or collected by a metal recycling company, and a filtrate collection container.
  • the filtrate L accommodated in 91 is reused as the initial solvent for the next operation of the liquid fuel synthesizing system 1, and all the processes are completed.
  • the following processing may be performed before the solid matter in the first waste catalyst drum 107 is discarded. That is, the stirring blade 105a rotating by the stirring blade driving motor 105c of the stirring / discharging means 105 is brought into contact with the first filter 104 and the on-off valve 109 is opened. Then, the solid matter such as catalyst particles remaining on the first filter 104 is accommodated in the first waste catalyst drum 107 through the first solid material conveyance channel 108.
  • step S21 it is determined whether or not the display device of the differential pressure gauge 112 provided in the second filtration device 89 displays HIGH. If the display device displays HIGH (YES), the process proceeds to step S22 to perform the process described below to remove catalyst particles and the like clogged in the second filter 113, and the display device displays LOW. If yes (NO), the process proceeds to step S16.
  • step S22 the second gate valve 96, the fourth gate valve 110, and the fifth gate valve 123 are closed, the sixth gate valve 120 and the seventh gate valve 117 are opened, and the process proceeds to step S23.
  • step S23 nitrogen is caused to flow from the second nitrogen supply pipe 121 through the second filter 113 in the second filtration device 89 to the second solid material transfer pipe 115 side, and the process proceeds to step S24.
  • the direction in which the nitrogen flows is opposite to the direction in which the slurry containing the catalyst particles has flowed in the second filter 113 so far, and the solid matter such as the catalyst particles captured by the second filter 113 flows through the nitrogen. And is accommodated in the second waste catalyst drum 114 through the second solid material transfer pipe 115.
  • step S24 the second gate valve 96, the fourth gate valve 110, and the fifth gate valve 123 are opened, the sixth gate valve 120 and the seventh gate valve 117 are closed, and the catalyst separation system 81 is next- Prepare to flow the slurry.
  • a total of 2 slurries containing catalyst particles are provided by the first filter 104 and the second filter 113 provided from the upstream side to the downstream side of the second flow path 84. Can be filtered once. For this reason, when the catalyst particles are separated and recovered from the slurry containing liquid hydrocarbons, it is possible to prevent the catalyst particles from being mixed into the recovered liquid hydrocarbons, and to suppress deterioration in the quality of the hydrocarbon products. Therefore, it is possible to improve the quality of the hydrocarbon obtained by filtration.
  • the catalyst particles are separated from the slurry by the two filters 104 and 113, it is possible to suppress an increase in the size of the catalyst separation system 81 as a whole without using a large apparatus such as a heating chamber or a cooling tower. It becomes. Further, if the hole diameters of the first filter 104 and the second filter 113 are all the same, the catalyst particles are first clogged in the holes of the first filter 104 upstream. In the catalyst separation system 81 of the present invention, the hole diameter (10 ⁇ m or less) of the second filter 113 disposed downstream is smaller than the hole diameter (31 to 63 ⁇ m) of the first filter 104 disposed upstream. It is configured.
  • the second filter 113 is clogged with catalyst particles having a relatively small outer diameter that have passed through the holes of the first filter 104, but the first filter 104 having a larger hole diameter has a catalyst larger than the hole diameter of the first filter 104.
  • the outer diameters of the catalyst particles clogged by the filter are different. Therefore, it is possible to prevent the catalyst particles from being clogged in the upstream first filter 104 and the hydrocarbon containing the catalyst particles from blocking the second flow path 84 and not flowing.
  • the upstream main channel 135 includes pipes 135a and 135b.
  • the waste catalyst receiving tank 85 is connected to one end of the pipe 135a, and the first filtration device 87 is connected between the other end of the pipe 135a and one end of the pipe 135b.
  • the branch flow path 136 includes pipes 136a and 136b, and the branch flow path 137 includes pipes 137a and 137b.
  • the slurry flowing through the pipe 135b is pipe 136a, A switching means 140 that can be switched to flow through any one of the pipes 137a is provided. That is, a switching means is provided for selectively allowing the slurry to flow into any one of the branch passages branched in parallel.
  • the second filtration device 89 instead of the second filtration device 89 provided in the catalyst separation system 81, in the present embodiment, between the other end of the pipe 136a and one end of the pipe 136b, and the pipe 137a.
  • One second filtering device 89 is connected between the other end and one end of the pipe 137b, and each of these second filtering devices 89 is provided with a second filter 113 that is a sintered metal filter. .
  • the switching means 140 causes the slurry to flow. It is possible to switch the branch flow path from the branch flow path 136 to the branch flow path 137. Therefore, when catalyst particles are clogged in the holes of the filter 113 in the branch flow path 136, the catalyst 113 can be replaced with a new filter 113 in the branch flow path 137 without stopping the flow of the slurry.
  • the second filtration device 89 provided with the second filter 113 is connected to the branch flow paths 136 and 137, respectively.
  • all the filters in the catalyst separation system 131 may be connected to the respective branch flow paths 136 and 137. That is, the first filtration device 87 provided with the first filter 104 and the second filtration device 89 provided with the second filter 113 may be connected to the branch flow paths 136 and 137, respectively.
  • the catalyst separation system 131 includes two branch flow paths, but may include three or more.
  • the hole diameter of the second filter 113 is configured to be smaller than the hole diameter of the first filter 104.
  • the hole diameter of the first filter 104 is smaller than that of the second filter 113.
  • the hole diameter of the first filter 104 may be smaller than the hole diameter of the second filter 113.
  • the first filter 104 and the second filter 113 are provided from the upstream to the downstream of the catalyst separation system.
  • three or more types of filters may be provided.
  • the second filter 113 is not limited to a sintered metal filter, and may be a Nutsche filter or the like.
  • the catalyst separation system of the present invention can separate and recover catalyst particles from a slurry containing liquid hydrocarbons while suppressing an increase in the size of the apparatus and a reduction in hydrocarbon quality.
  • Bubble tower reactor (reactor body) 81, 131 Catalyst separation system 83 First flow path 84, 134 Second flow path 85 Waste catalyst receiving tank (storage tank) 104 First filter (filter) 113 Second filter (filter) 135 Upstream main channel (main channel) 136, 137 Branch channel 140 Switching means

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Catalysts (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Devices And Processes Conducted In The Presence Of Fluids And Solid Particles (AREA)

Abstract

　水素および一酸化炭素を主成分とする合成ガスと、液体中に固体の触媒粒子を懸濁させてなるスラリーとの化学反応によって合成された炭化水素から前記触媒粒子を分離する触媒分離システムであって、反応器と、前記反応器から抜き出されたスラリーを貯留する貯留タンクと、このスラリーを濾過する複数のフィルタと、前記複数のフィルタを経た濾液を回収する濾液回収容器とを備え、前記複数のフィルタが、前記貯留タンクから前記濾液回収容器に至るスラリーの流路に直列に配置されている。

Description

触媒分離システム
　本発明は、触媒粒子を分離して炭化水素を回収する触媒分離システムに関する。
　本願は、２００８年０９月３０日に日本出願された特願２００８－２５４８１６に基づいて優先権を主張し、その内容をここに援用する。
　近年、天然ガスから液体燃料を合成するための方法の一つとして、天然ガスを改質して一酸化炭素ガス（ＣＯ）と水素ガス（Ｈ２）とを主成分とする合成ガスを生成し、この合成ガスを原料ガスとしてフィッシャー・トロプシュ合成反応（以下、「ＦＴ合成反応」という。）により触媒を用いて炭化水素を合成し、さらにこの炭化水素を水素化および精製することで、ナフサ（粗ガソリン）、灯油、軽油、ワックス等の液体燃料製品を製造するＧＴＬ（Ｇａｓ　Ｔｏ　Ｌｉｑｕｉｄｓ：液体燃料合成）技術が開発されている。
　このＦＴ合成反応で生じる反応による熱、流路の内壁との摩擦、又はそれ以外の外部要因等により劣化した触媒粒子を含んだ液体炭化水素から触媒粒子を分離・回収するために様々な装置が検討されている。
　その装置の１つとして、例えば特許文献１に示す回収装置が利用できる。この装置は、まず、加熱室内に設置した回転筒の内部で触媒粒子を含んだ炭化水素を加熱し、回転筒の中央部から軸線方向に排出されるガス化した炭化水素と、回転筒の外周部から排出される触媒粒子とに分離する。そして、ガス化した炭化水素を冷却塔で冷却して凝縮させ回収するものである。
　また、他の装置として、触媒粒子を含んだ液体炭化水素を加圧して１枚のフィルタで濾過し、そのフィルタに形成された孔径より大きな触媒粒子を捕らえることにより触媒粒子を液体炭化水素から分離するものが知られている。
特開平６－１７１５４号公報
　しかしながら、液体炭化水素を含むスラリーから触媒粒子を分離・回収する際に、上記の特許文献１に示す方法では加熱室と冷却塔を設ける必要があるために、装置が全体として大型になるという問題があった。また、上記のフィルタにより触媒粒子を分離する装置においては、粒子径の小さな触媒粒子を濾過する時に触媒粒子がフィルタを通過し、回収される液体炭化水素の品質が低下する恐れがあった。
　本発明は、このような問題点に鑑みてなされたものであって、装置の大型化と炭化水素の品質低下とを招くことを抑えて液体炭化水素を含むスラリーから触媒粒子を分離・回収することが可能な触媒分離システムを提供するものである。
　上記課題を解決するために、この発明は以下の手段を提案している。
　本発明の触媒分離システムは、水素および一酸化炭素を主成分とする合成ガスと、液体中に固体の触媒粒子を懸濁させてなるスラリーとの化学反応によって合成された炭化水素から前記触媒粒子を分離する触媒分離システムであって、反応器と、前記反応器から抜き出されたスラリーを貯留する貯留タンクと、このスラリーを濾過する複数のフィルタと、前記複数のフィルタを経た濾液を回収する濾液回収容器とを備え、前記複数のフィルタが、前記貯留タンクから前記濾液回収容器に至るスラリーの流路に直列に配置されている。
　また、上記の触媒分離システムにおいて、前記化学反応はフィッシャー・トロプシュ合成反応であってもよい。
　この発明によれば、反応器本体から流される触媒粒子を含んだスラリーを第２の流路の上流から下流にかけて設けられたフィルタで複数回濾過することができる。このため、液体炭化水素を含むスラリーから触媒粒子を分離・回収する際に、回収される液体炭化水素に触媒粒子が混入することを確実に防止し、炭化水素製品の品質低下を抑えることができる。また、複数のフィルタにより触媒粒子をスラリーから分離することから、別途加熱室や冷却塔もしくは凝縮装置等の付属機器が不要となるため、装置が全体として大型化するのを抑えることが可能となる。
　また、前記複数のフィルタのうち、前記流路の上流に設けられたフィルタの孔径が、下流に設けられたフィルタの孔径より大きくてもよい。
　この発明によれば、複数のフィルタの孔径が全て同じ大きさであれば触媒粒子は上流のフィルタの孔から詰まっていくことになる。本発明の触媒分離システムは、第２の流路の上流に配設されたフィルタの孔径より下流に配設されたフィルタの孔径の方が小さくなるように構成されている。このため、下流に配設されたフィルタにはその１つ上流のフィルタの孔を通った比較的外径の小さな触媒粒子が詰まるが、孔径が大きい上流のフィルタにはそのフィルタの孔径よりも大きな触媒粒子が詰まるというように、フィルタによって詰まる触媒粒子の外径が異なることとなる。従って、触媒粒子が上流のフィルタのみに偏って詰まり、触媒粒子を含んだスラリーが第２の流路を閉塞させて流れなくなるのを防止することができる。
　また、上記の触媒分離システムにおいて、前記複数のフィルタのうち少なくとも一つがヌッチェフィルタであってもよい。
　なお、ここで言うヌッチェフィルタとは、布やワイヤスクリーンの一側から真空ポンプ等で吸引して濾過する方式のフィルタ、又は他側から加圧することで濾過する方式のフィルタのことを意味する。
　この発明によれば、スラリー中の触媒粒子を効果的に濾過することができる。
　また、上記の触媒分離システムにおいて、前記複数のフィルタのうち、濾液回収容器に最も近いフィルタが、焼結金属により作られていてもよい。
　なお、ここで言う焼結金属により作られたフィルタとは、金属製の粉又は網等を重ね合わせ金属の融点以下の温度で熱処理して固めたフィルタのことを意味する。
　この発明によれば、フィルタで外径の小さな数μｍの触媒粒子まで捕らえることができる。
　また、上記の触媒分離システムにおいて、前記複数のフィルタは、前記貯留タンクから抜き出されたスラリーを濾過する第１フィルタと、前記第１フィルタを経た前記スラリーを濾過する複数の第２フィルタとを有していてもよく、前記流路の一部が並列に分岐し、分岐した各流路に前記複数の第２フィルタが設けられ、前記流路に前記複数の第２フィルタに前記スラリーを選択的に流入させるための切替え手段が設けられていてもよい。
　この発明によれば、例えば、いずれか１つの分岐流路にスラリーを流すうちに触媒粒子がフィルタの孔に詰まり流れ難くなった時に、切替え手段によってスラリーを流す分岐流路を別の分岐流路に切替えることが可能となる。従って、フィルタの孔に触媒粒子が詰まった場合でも、スラリーの流れを止めることなく新しいフィルタに交換することができる。
　本発明の触媒分離システムによれば、装置の大型化と炭化水素の品質低下とを招くことを抑えて液体炭化水素を含むスラリーから触媒粒子を分離・回収することができる。
図１は、本発明の第１実施形態の触媒分離システムが用いられる液体燃料合成システムの全体構成を示す概略図である。 図２は、本発明の第１実施形態の触媒分離システムの全体構成を示す概略図である。 図３は、本発明の第１実施形態の触媒分離システムの工程を示すフローチャートである。 図４は、本発明の第２実施形態の触媒分離システムの全体構成を示す概略図である。
（第１実施形態）
　以下、本発明に係る触媒分離システムの第１実施形態を、図１から図３を参照しながら説明する。
　図１は、本発明の触媒分離システム８１が用いられる、天然ガス等の炭化水素原料から液体燃料を合成する液体燃料合成システム１の全体構成を示す概略図である。液体燃料合成システム１は、天然ガス等の炭化水素原料を液体燃料に転換するＧＴＬプロセスを実行するプラント設備である。そして、触媒分離システム８１は、例えば、液体燃料合成システム１の後述する液体燃料製品を製造する各ユニットが稼動を停止している時に用いられ、一酸化炭素ガス及び水素ガスを主成分とする合成ガスと液体中に固体の触媒粒子を懸濁させてなるスラリーとの化学反応によって合成された液体炭化水素を含むスラリーから、触媒粒子を分離・回収するシステムである。
　図１に示すように、この液体燃料合成システム１は、合成ガス生成ユニット３と、ＦＴ合成ユニット５と、製品精製ユニット７とから構成される。合成ガス生成ユニット３は、炭化水素原料である天然ガスを改質して一酸化炭素ガスと水素ガスを含む合成ガスを生成する。ＦＴ合成ユニット５は、生成された合成ガスからフィッシャー・トロプシュ合成反応により液体炭化水素を生成する。製品精製ユニット７は、ＦＴ合成反応により生成された液体炭化水素を水素化・精製して液体燃料製品（ナフサ、灯油、軽油、ワックス等）を製造する。以下、これら各ユニットの構成要素について説明する。
　まず、合成ガス生成ユニット３について説明する。合成ガス生成ユニット３は、例えば、脱硫反応器１０と、改質器１２と、排熱ボイラー１４と、気液分離器１６および１８と、脱炭酸装置２０と、水素分離装置２６とを主に備える。
　脱硫反応器１０は、水添脱硫装置等で構成されて原料である天然ガスから硫黄成分を除去する。改質器１２は、脱硫反応器１０から供給された天然ガスを改質して、一酸化炭素ガス（ＣＯ）と水素ガス（Ｈ２）とを主成分として含む合成ガスを生成する。排熱ボイラー１４は、改質器１２にて生成した合成ガスの排熱を回収して高圧スチームを発生する。気液分離器１６は、排熱ボイラー１４において合成ガスとの熱交換により加熱された水を気体（高圧スチーム）と液体とに分離する。気液分離器１８は、排熱ボイラー１４にて冷却された合成ガスから凝縮分を除去し気体分を脱炭酸装置２０に供給する。脱炭酸装置２０は、気液分離器１８から供給された合成ガスから吸収液を用いて炭酸ガスを除去する吸収塔２２と、当該炭酸ガスを含む吸収液から炭酸ガスを放散させて再生する再生塔２４とを有する。水素分離装置２６は、脱炭酸装置２０により炭酸ガスが分離された合成ガスから、当該合成ガスに含まれる水素ガスの一部を分離する。ただし、上記脱炭酸装置２０は場合によっては設けないこともある。
　このうち、改質器１２は、例えば、下記の化学反応式（１）、（２）で表される水蒸気・炭酸ガス改質法により、二酸化炭素と水蒸気とを用いて天然ガスを改質して、一酸化炭素ガスと水素ガスとを主成分とする高温の合成ガスを生成する。なお、この改質器１２における改質法は、上記水蒸気・炭酸ガス改質法の例に限定されず、例えば、水蒸気改質法、酸素を用いた部分酸化改質法（ＰＯＸ）、部分酸化改質法と水蒸気改質法の組合せである自己熱改質法（ＡＴＲ）、炭酸ガス改質法などを利用することもできる。
　　ＣＨ４＋Ｈ２Ｏ→ＣＯ＋３Ｈ２　　・・・（１）
　　ＣＨ４＋ＣＯ２→２ＣＯ＋２Ｈ２　・・・（２）
　また、水素分離装置２６は、脱炭酸装置２０又は気液分離器１８と気泡塔型反応器３０とを接続する主流路から分岐した分岐流路上に設けられる。この水素分離装置２６は、例えば、圧力差を利用して水素の吸着と脱着を行う水素ＰＳＡ（Ｐｒｅｓｓｕｒｅ　Ｓｗｉｎｇ　Ａｄｓｏｒｐｔｉｏｎ：圧力変動吸着）装置などで構成できる。この水素ＰＳＡ装置は、並列配置された複数の吸着塔（図示せず。）内に吸着剤（ゼオライト系吸着剤、活性炭、アルミナ、シリカゲル等）を有しており、各吸着塔で水素の加圧、吸着、脱着（減圧）、パージの各工程を順番に繰り返すことで、合成ガスから分離した純度の高い水素ガス（例えば９９．９９９％程度）を、連続して供給することができる。
　なお、水素分離装置２６における水素ガス分離方法としては、上記水素ＰＳＡ装置のような圧力変動吸着法の例に限定されず、例えば、水素吸蔵合金吸着法、膜分離法、或いはこれらの組合せなどであってもよい。
　水素吸蔵合金法は、例えば、冷却／加熱されることで水素を吸着／放出する性質を有する水素吸蔵合金（ＴｉＦｅ、ＬａＮｉ５、ＴｉＦｅ０．７～０．９Ｍｎ０．３～０．１、又はＴｉＭｎ１．５など）を用いて、水素ガスを分離する手法である。水素吸蔵合金が収容された複数の吸着塔を設け、各吸着塔において、水素吸蔵合金の冷却による水素の吸着と、水素吸蔵合金の加熱による水素の放出とを交互に繰り返すことで、合成ガス内の水素ガスを分離・回収することができる。
　また、膜分離法は、芳香族ポリイミド等の高分子素材の膜を用いて、混合ガス中から膜透過性に優れた水素ガスを分離する手法である。この膜分離法は、相変化を伴わないため、運転に必要なエネルギーが小さくて済み、ランニングコストが安い。また、膜分離装置の構造が単純でコンパクトなため、設備コストが低く設備の所要面積も小さくて済む。さらに、分離膜には駆動装置がなく、安定運転範囲が広いため、保守管理が容易であるという利点がある。
　次に、ＦＴ合成ユニット５について説明する。ＦＴ合成ユニット５は、例えば、気泡塔型反応器（反応器本体）３０と、気液分離器３４と、分離器３６と、気液分離器３８と、第１精留塔４０とを主に備える。気泡塔型反応器３０は、上記合成ガス生成ユニット３で生成された合成ガス、即ち、一酸化炭素ガスと水素ガスとをＦＴ合成反応させて炭化水素を生成する。気液分離器３４は、気泡塔型反応器３０内に配設された伝熱管３２内を流通して加熱された水を、水蒸気（中圧スチーム）と液体とに分離する。分離器３６は、気泡塔型反応器３０の中央部に接続され、触媒と液体炭化水素生成物を分離処理する。気液分離器３８は、気泡塔型反応器３０の頂部に接続され、未反応合成ガス及び気体炭化水素生成物を冷却処理する。第１精留塔４０は、気泡塔型反応器３０から分離器３６、気液分離器３８を介して供給された液体炭化水素を蒸留し、沸点に応じて各留分に分離・精製する。
　このうち、気泡塔型反応器３０は、合成ガスから液体炭化水素を合成する反応器であり、ＦＴ合成反応により合成ガスから液体炭化水素を合成するＦＴ合成用反応器として機能する。この気泡塔型反応器３０は、例えば、塔型の容器内部に主に触媒粒子と媒体油とからなるスラリーが収容された気泡塔型スラリー床式反応器で構成される。この気泡塔型反応器３０は、ＦＴ合成により合成ガスから気体又は液体炭化水素を生成する。詳細には、この気泡塔型反応器３０では、原料ガスである合成ガスは、気泡塔型反応器３０の底部の分散板から気泡となって供給されてスラリー内を通過し、懸濁状態の中で下記化学反応式（３）に示すように水素ガスと一酸化炭素ガスとが合成反応を起こす。
Figure JPOXMLDOC01-appb-I000001
　なお、触媒粒子は、ＦＴ合成反応中に発生する熱や、流路の内壁との摩擦等により劣化することがある。また、このＦＴ合成反応は発熱反応であるため、気泡塔型反応器３０は内部に伝熱管３２が配設された熱交換器型になっており、冷媒として例えば水（ＢＦＷ：Ｂｏｉｌｅｒ　Ｆｅｅｄ　Ｗａｔｅｒ）を供給し、上記ＦＴ合成反応の反応熱を、スラリーと水との熱交換により中圧スチームとして回収できるようになっている。
　最後に、製品精製ユニット７について説明する。製品精製ユニット７は、例えば、ＷＡＸ留分水素化分解反応器５０と、灯油・軽油留分水素化精製反応器５２と、ナフサ留分水素化精製反応器５４と、気液分離器５６、５８、６０と、第２精留塔７０と、ナフサ・スタビライザー７２とを備える。ＷＡＸ留分水素化分解反応器５０は、第１精留塔４０の底部に接続されている。灯油・軽油留分水素化精製反応器５２は、第１精留塔４０の中央部に接続されている。ナフサ留分水素化精製反応器５４は、第１精留塔４０の上部に接続されている。気液分離器５６、５８、６０は、これら水素化反応器５０、５２、５４のそれぞれに対応して設けられている。第２精留塔７０は、気液分離器５６、５８から供給された液体炭化水素を沸点に応じて分離・精製する。ナフサ・スタビライザー７２は、気液分離器６０及び第２精留塔７０から供給されたナフサ留分の液体炭化水素を精留して、ブタンおよびブタンより軽い成分はフレアガスとして排出し、炭素数５以上の成分は製品のナフサとして分離・回収する。
　次に、以上のような構成の液体燃料合成システム１により、天然ガスから液体燃料を合成する工程（ＧＴＬプロセス）について説明する。
　液体燃料合成システム１には、天然ガス田又は天然ガスプラントなどの外部の天然ガス供給源（図示せず。）から、炭化水素原料としての天然ガス（主成分がＣＨ４）が供給される。上記合成ガス生成ユニット３は、この天然ガスを改質して合成ガス（一酸化炭素ガスと水素ガスを主成分とする混合ガス）を製造する。
　具体的には、まず、上記天然ガスは、水素分離装置２６によって分離された水素ガスとともに脱硫反応器１０に供給される。脱硫反応器１０は、当該水素ガスを用いて天然ガスに含まれる硫黄分を例えばＺｎＯ触媒で水添脱硫する。このようにして天然ガスを予め脱硫しておくことにより、改質器１２及び気泡塔型反応器３０等で用いられる触媒の活性が硫黄により低下することを防止できる。
　このようにして脱硫された天然ガス（二酸化炭素を含んでもよい。）は、二酸化炭素供給源（図示せず。）から供給される二酸化炭素（ＣＯ２）ガスと、排熱ボイラー１４で発生した水蒸気とが混合された上で、改質器１２に供給される。改質器１２は、例えば、水蒸気・炭酸ガス改質法により、二酸化炭素と水蒸気とを用いて天然ガスを改質して、一酸化炭素ガスと水素ガスとを主成分とする高温の合成ガスを生成する。このとき、改質器１２には、例えば、改質器１２が備えるバーナー用の燃料ガスと空気とが供給されており、当該バーナーにおける燃料ガスの燃焼熱により、吸熱反応である上記水蒸気・炭酸ガス改質反応に必要な反応熱がまかなわれている。
　このようにして改質器１２で生成された高温の合成ガス（例えば、９００℃、２．０ＭＰａＧ）は、排熱ボイラー１４に供給され、排熱ボイラー１４内を流通する水との熱交換により冷却（例えば４００℃）されて、排熱回収される。このとき、排熱ボイラー１４において合成ガスにより加熱された水は気液分離器１６に供給され、この気液分離器１６から気体分が高圧スチーム（例えば３．４～１０．０ＭＰａＧ）として改質器１２または他の外部装置に供給され、液体分の水が排熱ボイラー１４に戻される。
　一方、排熱ボイラー１４において冷却された合成ガスは、凝縮液分が気液分離器１８において分離・除去された後、脱炭酸装置２０の吸収塔２２、又は気泡塔型反応器３０に供給される。吸収塔２２は、貯留している吸収液内に、合成ガスに含まれる炭酸ガスを吸収することで、当該合成ガスから炭酸ガスを除去する。この吸収塔２２内の炭酸ガスを含む吸収液は、再生塔２４に送出され、当該炭酸ガスを含む吸収液は例えばスチームで加熱されてストリッピング処理され、放散された炭酸ガスは、再生塔２４から改質器１２に送られて、上記改質反応に再利用される。
　このようにして、合成ガス生成ユニット３で生成された合成ガスは、上記ＦＴ合成ユニット５の気泡塔型反応器３０に供給される。このとき、気泡塔型反応器３０に供給される合成ガスの組成比は、ＦＴ合成反応に適した組成比（例えば、Ｈ２：ＣＯ＝２：１（モル比））に調整されている。なお、気泡塔型反応器３０に供給される合成ガスは、脱炭酸装置２０と気泡塔型反応器３０とを接続する配管に設けられた圧縮機（図示せず。）により、ＦＴ合成反応に適切な圧力（例えば３．６ＭＰａＧ程度）まで昇圧される。
　また、上記脱炭酸装置２０により炭酸ガスが分離された合成ガスの一部は、水素分離装置２６にも供給される。水素分離装置２６は、上記のように圧力差を利用した吸着、脱着（水素ＰＳＡ）により、合成ガスに含まれる水素ガスを分離する。当該分離された水素は、ガスホルダー（図示せず。）等から圧縮機（図示せず。）を介して、液体燃料合成システム１内において水素を利用して所定反応を行う各種の水素利用反応装置（例えば、脱硫反応器１０、ＷＡＸ留分水素化分解反応器５０、灯油・軽油留分水素化精製反応器５２、ナフサ留分水素化精製反応器５４など）に連続して供給する。
　次いで、上記ＦＴ合成ユニット５は、上記合成ガス生成ユニット３によって生成された合成ガスから、ＦＴ合成反応により、液体炭化水素を合成する。
　具体的には、上記脱炭酸装置２０において炭酸ガスを分離された合成ガスは、気泡塔型反応器３０の底部から流入されて、気泡塔型反応器３０内に貯留された触媒スラリー内を上昇する。この際、気泡塔型反応器３０内では、上述したＦＴ合成反応により、当該合成ガスに含まれる一酸化炭素ガスと水素ガスとが反応して、炭化水素が生成される。さらに、この合成反応時には、気泡塔型反応器３０の伝熱管３２内に水を流通させることで、ＦＴ合成反応の反応熱を除去し、この熱交換により加熱された水が気化して水蒸気となる。この水蒸気は、気液分離器３４で液化した水が伝熱管３２に戻されて、気体分が中圧スチーム（例えば１．０～２．５ＭＰａＧ）として外部装置に供給される。
　このようにして、気泡塔型反応器３０で合成された液体炭化水素は、気泡塔型反応器３０の中央部から取り出されて、分離器３６に送出される。分離器３６は、取り出されたスラリー中の触媒（固形分）と、液体炭化水素生成物を含んだ液体分とを分離する。分離された触媒は、その一部を気泡塔型反応器３０に戻され、液体分は第１精留塔４０に供給される。また、気泡塔型反応器３０の塔頂からは、未反応の合成ガスと、合成された炭化水素のガス分とが気液分離器３８に導入される。気液分離器３８は、これらのガスを冷却して、一部の凝縮分の液体炭化水素を分離して第１精留塔４０に導入する。一方、気液分離器３８で分離されたガス分については、未反応の合成ガス（ＣＯとＨ２）は、気泡塔型反応器３０の底部に再投入されてＦＴ合成反応に再利用される。また、製品対象外である炭素数が少ない（Ｃ４以下）炭化水素ガスを主成分とする排ガス（フレアガス）は、外部の燃焼設備（図示せず。）に導入されて、燃焼された後に大気放出される。
　次いで、第１精留塔４０は、上記のようにして気泡塔型反応器３０から分離器３６、気液分離器３８を介して供給された液体炭化水素（炭素数は多様）を加熱して、沸点の違いを利用して分留し、ナフサ留分（沸点が約１５０℃未満）と、灯油・軽油留分（沸点が約１５０～３５０℃）と、ＷＡＸ留分（沸点が約３５０℃より大）とに分離・精製する。この第１精留塔４０の底部から取り出されるＷＡＸ留分の液体炭化水素（主としてＣ２１以上）は、ＷＡＸ留分水素化分解反応器５０に移送され、第１精留塔４０の中央部から取り出される灯油・軽油留分の液体炭化水素（主としてＣ１１～Ｃ２０）は、灯油・軽油留分水素化精製反応器５２に移送され、第１精留塔４０の上部から取り出されるナフサ留分の液体炭化水素（主としてＣ５～Ｃ１０）は、ナフサ留分水素化精製反応器５４に移送される。
　ＷＡＸ留分水素化分解反応器５０は、第１精留塔４０の底部から供給された炭素数の多いＷＡＸ留分の液体炭化水素（概ねＣ２１以上）を、上記水素分離装置２６から供給された水素ガスを利用して水素化分解して、炭素数をＣ２０以下に低減する。この水素化分解反応では、触媒と熱を利用して、炭素数の多い炭化水素のＣ－Ｃ結合を切断して、炭素数の少ない低分子量の炭化水素を生成する。このＷＡＸ留分水素化分解反応器５０により、水素化分解された液体炭化水素を含む生成物は、気液分離器５６で気体と液体とに分離され、そのうち液体炭化水素は、第２精留塔７０に移送され、気体分（水素ガスを含む。）は、灯油・軽油留分水素化精製反応器５２及びナフサ留分水素化精製反応器５４に移送される。
　灯油・軽油留分水素化精製反応器５２は、第１精留塔４０の中央部から供給された炭素数が中程度である灯油・軽油留分の液体炭化水素（概ねＣ１１～Ｃ２０）を、水素分離装置２６からＷＡＸ留分水素化分解反応器５０を介して供給された水素ガスを用いて、水素化精製する。この水素化精製反応では、主に側鎖状飽和炭化水素を得るために、上記液体炭化水素を異性化し、上記液体炭化水素の不飽和結合に水素を付加して飽和させる。この結果、水素化精製された液体炭化水素を含む生成物は、気液分離器５８で気体と液体に分離され、そのうち液体炭化水素は、第２精留塔７０に移送され、気体分（水素ガスを含む。）は、上記水素化反応に再利用される。
　ナフサ留分水素化精製反応器５４は、第１精留塔４０の上部から供給された炭素数が少ないナフサ留分の液体炭化水素（概ねＣ１０以下）を、水素分離装置２６からＷＡＸ留分水素化分解反応器５０を介して供給された水素ガスを用いて、水素化精製する。この結果、水素化精製された液体炭化水素を含む生成物は、気液分離器６０で気体と液体に分離され、そのうち液体炭化水素は、ナフサ・スタビライザー７２に移送され、気体分（水素ガスを含む。）は、上記水素化反応に再利用される。
　次いで、第２精留塔７０は、上記のようにしてＷＡＸ留分水素化分解反応器５０及び灯油・軽油留分水素化精製反応器５２から供給された液体炭化水素を蒸留して、炭素数がＣ１０以下の炭化水素（沸点が約１５０℃未満）と、灯油（沸点が約１５０～２５０℃）と、軽油（沸点が約２５０～３５０℃）と、ＷＡＸ留分水素化分解反応器５０からの未分解ＷＡＸ留分（沸点約３５０℃より大）とに分離・精製する。第２精留塔７０の下部からは軽油が取り出され、中央部からは灯油が取り出される。一方、第２精留塔７０の塔頂からは、炭素数がＣ１０以下の炭化水素が取り出されて、ナフサ・スタビライザー７２に供給される。
　さらに、ナフサ・スタビライザー７２では、上記ナフサ留分水素化精製反応器５４及び第２精留塔７０から供給された炭素数がＣ１０以下の炭化水素を蒸留して、製品としてのナフサ（Ｃ５～Ｃ１０）を分離・精製する。これにより、ナフサ・スタビライザー７２の下部からは、高純度のナフサが取り出される。一方、ナフサ・スタビライザー７２の塔頂からは、製品対象外である炭素数が所定数以下（Ｃ４以下）の炭化水素を主成分とする排ガス（フレアガス）が排出される。
　図２は、上述したように、例えば、液体燃料合成システム１の各ユニットが稼働を停止している時に用いられる本発明の触媒分離システム８１である。
　触媒分離システム８１は、気泡塔型反応器３０と、触媒粒子を含んだスラリーを気泡塔型反応器３０から抜き出すための第１の流路８３と、抜き出したスラリーを貯留する貯留タンク、すなわち廃触媒受けタンク８５と、廃触媒受けタンク８５のスラリーを処理するための第２の流路８４と、第２の流路８４の上流から下流に向けて設けられた複数のフィルタ（その詳細は後述する。）とを備えている。
　第１の流路８３は配管８３ａで構成され、第２の流路８４は、配管８４ａ、８４ｂ、８４ｃを含み、上流から廃触媒受けタンク８５、第１濾過装置８７、第２濾過装置８９、濾液回収容器９１がこの順に設けられている。そして、気泡塔型反応器３０は配管８３ａの一端に接続され、配管８３ａの他端と配管８４ａの一端との間に廃触媒受けタンク８５が、配管８４ａの他端と配管８４ｂの一端との間に第１濾過装置８７が、配管８４ｂの他端と配管８４ｃの一端との間に第２濾過装置８９が、それぞれ接続されている。配管８４ｃの第２濾過装置８９が接続されている一端とは反対側の他端には濾液回収容器９１が接続されている。
　廃触媒受けタンク８５はスラリーを一時的に貯留するタンクであり、第１濾過装置８７及び第２濾過装置８９はスラリーから触媒粒子等の固形物を濾過する装置であり、濾液回収容器９１はスラリーを濾過して得られる濾液Ｌを収容する容器である。
　気泡塔型反応器３０と廃触媒受けタンク８５との間に接続された配管８３ａには、配管８３ａを開閉するための第１仕切り弁９３が取付けられている。ここで言う配管を開けるとは配管中をスラリーが流れることができる状態にすることを意味し、配管を閉じるとは配管中をスラリーが流れることができない状態にすることを意味する。
　廃触媒受けタンク８５の上部には、廃触媒受けタンク８５内に窒素を供給するための第１窒素供給流路９５が接続され、この第１窒素供給流路９５には流路を開閉するための第２仕切り弁９６が取付けられている。
　廃触媒受けタンク８５には、内部に収容されるスラリーの液面の高さを検出する液面検出装置９８が取付けられ、さらにスラリーを攪拌するための攪拌装置９９が取付けられている。なお、液面検出装置９８は、廃触媒受けタンク８５がスラリーで充填され液面が所定の高さ以上になった場合には自身に設けられた表示装置（図示せず。）によりＨＩＧＨを表示し、廃触媒受けタンク８５からスラリーが無くなった場合にはＥＭＰＴＹを表示してもよい。
　廃触媒受けタンク８５と第１濾過装置８７との間に接続された配管８４ａには、配管８４ａを開閉するための第３仕切り弁１０１と、配管８４ａを流れるスラリーの流量を検出するための計測器１０２が取付けられている。
　そして、第１濾過装置８７には、スラリーを収容する筒状の容器本体８７ａと、このスラリーを濾過するためのヌッチェフィルタである第１フィルタ１０４と、容器本体８７ａ中の触媒粒子を含んだスラリーの液面を検出する液面検出装置８７ｂと、スラリーの攪拌と第１フィルタ１０４で濾過された固形物の排出を行う攪拌・排出手段１０５と、濾過された固形物を搬送し第１廃触媒ドラム１０７に収容する第１固形物搬送流路１０８と、が備えられている。
　ヌッチェフィルタは、一般的には、布やワイヤスクリーンの一側から真空ポンプ等で吸引して濾過する方式のフィルタ、又は他側から加圧することで濾過する方式のフィルタであり、本実施形態の第１フィルタ１０４の目開きは４００～８００メッシュ、すなわち第１フィルタ１０４に形成された孔径が３１～６３μｍとなるよう構成されている。
　攪拌・排出手段１０５は、容器本体８７ａ内に配置されて容器本体８７ａの軸線周りに回転するとともにその軸線方向に平行移動する攪拌翼１０５ａと、一端が攪拌翼１０５ａに接続された軸部材１０５ｂと、軸部材１０５ｂの他端に接続され攪拌翼１０５ａを回転させたり移動させたりする駆動力を生じる攪拌翼駆動モータ１０５ｃと、を有する。
　また、第１固形物搬送流路１０８には、この第１固形物搬送流路１０８を開閉するための開閉弁１０９が取付けられている。
　第１濾過装置８７と第２濾過装置８９との間に接続された配管８４ｂには、配管８４ｂを開閉するための第４仕切り弁１１０が取付けられている。
　第２濾過装置８９は、自身の内部と第２濾過装置８９から出た直後の配管８４ｃとの間の圧力差を測定する差圧計１１２と、内部に配置された焼結金属により作られたフィルタ（以下、「焼結金属フィルタ」と称する。）である第２フィルタ１１３と、第２濾過装置８９中のスラリーの液面を検出する液面検出装置８９ａと、を備えている。この焼結金属フィルタには微小な孔を形成することが可能であり、本実施形態において、第２フィルタ１１３の孔径は１０μｍ以下、好ましくは５μｍ以下となるように設定されている。すなわち、触媒分離システム８１に備えられている２つのフィルタは、上流に配設された第１フィルタ１０４の孔径（３１～６３μｍ）より下流に配設された第２フィルタ１１３の孔径の方が小さくなるように構成されている。
　差圧計１１２は、第２フィルタ１１３が触媒粒子等で詰まり、第２フィルタ１１３の上流と下流との間での圧力損失が所定の値より大きい場合に自身に設けられた表示装置（図示せず。）によりＨＩＧＨを表示し、圧力損失が所定の値より小さい場合にＬＯＷを表示する。
　第２濾過装置８９の下方には、第２濾過装置８９で濾過された固形物を搬送し第２廃触媒ドラム１１４に収容する第２固形物搬送流路１１５が備えられている。この第２固形物搬送流路１１５には、第２固形物搬送流路１１５を開閉するための第７仕切り弁１１７が備えられている。
　第２濾過装置８９と濾液回収容器９１との間に接続された配管８４ｃにおいて、差圧計１１２で配管８４ｃ側の圧力を測定している個所より下流には、配管８４ｃ内に窒素を供給し第６仕切り弁１２０で開閉される第２窒素供給流路１２１が接続され、さらにその下流には配管８４ｃを開閉するための第５仕切り弁１２３が取付けられている。
　次に、以上のように構成された触媒分離システム８１により、スラリーから触媒粒子を分離・回収する工程について説明する。
　図３は、触媒分離システム８１の工程を示すフローチャートである。なお、以下の工程が始まる前には、仕切り弁９３、９６、１０１、１１０、１１７、１２０、１２３、及び開閉弁１０９は全て閉じた状態にある。
　まず、気泡塔型反応器３０からスラリーを抜出す命令が出されるまで、ステップＳ１１を繰返し、スラリーを抜出す命令が出された時（ＹＥＳ）にステップＳ１２に移行する。
　次いで、ステップＳ１２において、第１仕切り弁９３を開き、配管８３ａ内を通ってスラリーを気泡塔型反応器３０から廃触媒受けタンク８５に流れ込ませて攪拌装置９９で攪拌し、ステップＳ１３に移行する。そしてステップＳ１３を、液面検出装置９８により検知される廃触媒受けタンク８５のスラリーの液面が表示装置でＨＩＧＨと表示されるまで繰返し、ステップＳ１４に移行する。
　ステップＳ１４では、第１仕切り弁９３を閉じ、第２仕切り弁９６、第３仕切り弁１０１、第４仕切り弁１１０、及び第５仕切り弁１２３を開いて、ステップＳ１５に移行する。
　この時、廃触媒受けタンク８５内のスラリーは、第１窒素供給配管９５を通って廃触媒受けタンク８５内に流れる窒素により加圧され、配管８４ａ内を通って加圧用の窒素とともに第１濾過装置８７の容器本体８７ａ内に流れ込む。
　次いで、ステップＳ１５において、第１濾過装置８７の容器本体８７ａ内のスラリーは窒素の圧力により第１フィルタ１０４に押付けられ、濾過が開始される。この間、スラリーの濾過が効果的に行われるように、攪拌・排出手段１０５の攪拌翼駆動モータ１０５ｃにより攪拌翼１０５ａを回転させて容器本体８７ａ内のスラリーを攪拌する。
　第１フィルタ１０４により濾過された濾液は、配管８４ｂ内を流れ第４仕切り弁１１０を通って第２濾過装置８９に流れ込む。そして第２濾過装置８９内に配設された第２フィルタ１１３でさらに濾過され、配管８４ｃ内を流れ第５仕切り弁１２３を通って濾液回収容器９１に流れ込む。この濾液回収容器９１に収容される濾液Ｌは、液体炭化水素を主成分とするものである。
　次いで、ステップＳ１６において、スラリーの濾過が完了したか否かを判断する。具体的には、液面検出装置９８の表示装置がＥＭＰＴＹを表示し、第１濾過装置８７の液面検出装置８７ｂ及び第２濾過装置８９の液面検出装置８９ａでスラリーが検出されなくなった時に濾過が完了したと判断し（ＹＥＳ）、ステップＳ１７に移行する。また、液面検出装置９８の表示装置がＥＭＰＴＹを表示していないか、液面検出装置８７ｂ、８９ａのいずれか１つがスラリーを検出した時には濾過は完了していないと判断し（ＮＯ）、ステップＳ２１に移行する。
　ステップＳ１７において、第１廃触媒ドラム１０７及び第２廃触媒ドラム１１４に収容された触媒粒子等の固形物を廃棄処理業者等により廃棄処理する、または金属リサイクル業者にて回収処理し、濾液回収容器９１に収容された濾液Ｌを液体燃料合成システム１の次回運転時の初期溶媒として再利用して、全ての工程を終了する。
　なお、第１廃触媒ドラム１０７内の固形物を廃棄処理する前に、以下の処理を行ってもよい。すなわち、攪拌・排出手段１０５の攪拌翼駆動モータ１０５ｃにより回転している攪拌翼１０５ａを第１フィルタ１０４に当接させるとともに開閉弁１０９を開ける。そして、第１フィルタ１０４上に残った触媒粒子等の固形物を第１固形物搬送流路１０８を通って第１廃触媒ドラム１０７に収容する。
　また、ステップＳ２１において、第２濾過装置８９に備えられた差圧計１１２の表示装置がＨＩＧＨを表示しているか否かを判断する。そして、表示装置がＨＩＧＨを表示している場合（ＹＥＳ）にはステップＳ２２に移行して第２フィルタ１１３に詰まった触媒粒子等を取り除く以下で説明する工程を行い、表示装置がＬＯＷを表示している場合（ＮＯ）にはステップＳ１６に移行する。
　ステップＳ２２では、第２仕切り弁９６、第４仕切り弁１１０、及び第５仕切り弁１２３を閉じ、第６仕切り弁１２０及び第７仕切り弁１１７を開いてステップＳ２３に移行する。
　続いて、ステップＳ２３において、第２窒素供給配管１２１から第２濾過装置８９内の第２フィルタ１１３を通って第２固形物搬送配管１１５側に窒素を流し、ステップＳ２４に移行する。この窒素を流す向きは、これまで第２フィルタ１１３内に触媒粒子を含んだスラリーが流れていた向きに対して逆向きとなり、第２フィルタ１１３が捕らえた触媒粒子等の固形物は流される窒素により押されて第２固形物搬送配管１１５を通って第２廃触媒ドラム１１４に収容される。
　続いて、ステップＳ２４において、第２仕切り弁９６、第４仕切り弁１１０、及び第５仕切り弁１２３を開き、第６仕切り弁１２０及び第７仕切り弁１１７を閉じて、触媒分離システム８１に次回のスラリーを流す準備をしておく。
　こうして、本発明の第１実施形態の触媒分離システムによれば、第２の流路８４の上流から下流にかけて設けられた第１フィルタ１０４及び第２フィルタ１１３で触媒粒子を含んだスラリーを合計２回濾過することができる。このため、液体炭化水素を含むスラリーから触媒粒子を分離・回収する際に、回収される液体炭化水素に触媒粒子が混入することを防止し、炭化水素の製品の品質低下を抑えることができる。従って、濾過により得られる炭化水素の品質を向上させることが可能となる。また、２つのフィルタ１０４、１１３により触媒粒子をスラリーから分離するので、加熱室や冷却塔等の大型の装置を用いることがなく、触媒分離システム８１が全体として大型化するのを抑えることが可能となる。
　また、第１フィルタ１０４と第２フィルタ１１３の孔径が全て同じ大きさであれば触媒粒子はまず上流の第１フィルタ１０４の孔に詰まっていくことになる。本発明の触媒分離システム８１は、上流に配設された第１フィルタ１０４の孔径（３１～６３μｍ）より下流に配設された第２フィルタ１１３の孔径（１０μｍ以下）の方が小さくなるように構成されている。このため、第２フィルタ１１３には第１フィルタ１０４の孔を通った比較的外径の小さな触媒粒子が詰まるが、孔径が大きい第１フィルタ１０４にはその第１フィルタ１０４の孔径よりも大きな触媒粒子が詰まるというように、フィルタによって詰まる触媒粒子の外径が異なることとなる。従って、触媒粒子が上流の第１フィルタ１０４に偏って詰まり、触媒粒子を含んだ炭化水素が第２の流路８４を閉塞させて流れなくなるのを防止することができる。
（第２実施形態）
　次に、本発明に係る第２実施形態について説明するが、前記第１実施形態と同一の部位には同一の符号を付してその説明は省略し、異なる点についてのみ説明する。
　図４に示すように、本実施形態の触媒分離システム１３１では、上記実施形態で備えられた第２の流路８４の代わりに、廃触媒受けタンク８５に接続された上流メイン流路（メイン流路）１３５、上流メイン流路１３５から分岐する２つの分岐流路１３６、１３７、及び２つの分岐流路１３６、１３７を下流で１本にまとめる下流メイン流路１３８、で構成された第２の流路１３４が備えられている。つまり、廃触媒受けタンク８５から濾液回収容器９１までの流路の一部が並列に分岐している。
　上流メイン流路１３５は配管１３５ａ及び１３５ｂを含んでいる。そして、廃触媒受けタンク８５は配管１３５ａの一端に接続され、配管１３５ａの他端と配管１３５ｂの一端との間に第１濾過装置８７が接続されている。分岐流路１３６は配管１３６ａ、１３６ｂを含み、分岐流路１３７は配管１３７ａ、１３７ｂを含んでいる。
　そして、上流メイン流路１３５の配管１３５ｂの他端と、分岐流路１３６の配管１３６ａの一端及び分岐流路１３７の配管１３７ａの一端と、の間には、配管１３５ｂを流れるスラリーを配管１３６ａ、配管１３７ａのいずれか１つに流すように切替え可能な切替え手段１４０が配設されている。つまり、並列に分岐する各分岐流路のいずれかにスラリーを選択的に流入させるための切替え手段が設けられている。
　また、上記第１実施形態では触媒分離システム８１に１つ設けられていた第２濾過装置８９の代わりに、本実施形態では配管１３６ａの他端と配管１３６ｂの一端との間、及び配管１３７ａの他端と配管１３７ｂの一端との間、に第２濾過装置８９がそれぞれ１つずつ接続され、これらの第２濾過装置８９には焼結金属フィルタである第２フィルタ１１３がそれぞれ備えられている。
　以上のように構成された触媒分離システム１３１によれば、例えば、一方の分岐流路１３６にスラリーを流すうちに触媒粒子がフィルタ１１３の孔に詰まり流れ難くなった時に、切替え手段１４０によってスラリーを流す分岐流路を分岐流路１３６から分岐流路１３７に切替えることが可能となる。
　従って、分岐流路１３６のフィルタ１１３の孔に触媒粒子が詰まった時に、スラリーの流れを止めることなく分岐流路１３７の新しいフィルタ１１３に交換することができる。
　なお、本実施形態では、分岐流路１３６、１３７には第２フィルタ１１３が備えられた第２濾過装置８９のみをそれぞれ接続した。しかし、各分岐流路１３６、１３７に触媒分離システム１３１内の全てのフィルタを接続してもよい。すなわち、各分岐流路１３６、１３７に、第１フィルタ１０４を備えた第１濾過装置８７及び第２フィルタ１１３を備えた第２濾過装置８９をそれぞれ接続してもよい。
　また、本実施形態では、触媒分離システム１３１に分岐流路を２つ備えたが、３つ以上備えてもよい。
　以上、本発明の第１実施形態及び第２実施形態について図面を参照して詳述したが、具体的な構成はこの実施形態に限られるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない範囲の構成の変更等も含まれる。
　例えば、上記第１実施形態及び第２実施形態では、第１フィルタ１０４の孔径より第２フィルタ１１３の孔径の方が小さくなるように構成したが、第１フィルタ１０４の孔径は第２フィルタ１１３の孔径と同じでもよいし、第１フィルタ１０４の孔径は第２フィルタ１１３の孔径より小さくてもよい。
　また、上記第１実施形態及び第２実施形態では、触媒分離システムの上流から下流にかけて第１フィルタ１０４と第２フィルタ１１３の２種類のフィルタを備えたが、３種類以上のフィルタを備えてもよい。
　また、上記第１実施形態及び第２実施形態では、第２フィルタ１１３は焼結金属フィルタに限ることなく、ヌッチェフィルタ等であってもよい。
　本発明の触媒分離システムは、装置の大型化と炭化水素の品質低下とを抑えて液体炭化水素を含むスラリーから触媒粒子を分離・回収することができる。
　３０　気泡塔型反応器（反応器本体）
　８１、１３１　触媒分離システム
　８３　第１の流路
　８４、１３４　第２の流路
　８５　廃触媒受けタンク（貯留タンク）
　１０４　第１フィルタ（フィルタ）
　１１３　第２フィルタ（フィルタ）
　１３５　上流メイン流路（メイン流路）
　１３６、１３７　分岐流路
　１４０　切替え手段

Claims (6)

  1. 　水素および一酸化炭素を主成分とする合成ガスと、液体中に固体の触媒粒子を懸濁させてなるスラリーとの化学反応によって合成された炭化水素から前記触媒粒子を分離する触媒分離システムであって、
    　反応器と、
    　前記反応器から抜き出されたスラリーを貯留する貯留タンクと、
    　このスラリーを濾過する複数のフィルタと、
    　前記複数のフィルタを経た濾液を回収する濾液回収容器と、
    　を備え、
    　前記複数のフィルタが、前記貯留タンクから前記濾液回収容器に至るスラリーの流路に直列に配置されている触媒分離システム。
  2. 　請求項１に記載の触媒分離システムであって、前記化学反応はフィッシャー・トロプシュ合成反応である触媒分離システム。
  3. 　請求項１又は２に記載の触媒分離システムであって、
    　前記複数のフィルタのうち、前記流路の上流に設けられたフィルタの孔径が、下流に設けられたフィルタの孔径より大きい触媒分離システム。
  4. 　請求項１から３のいずれかに記載の触媒分離システムであって、
    　前記複数のフィルタのうち少なくとも一つがヌッチェフィルタである触媒分離システム。
  5. 　請求項１から４のいずれかに記載の触媒分離システムであって、
    　前記複数のフィルタのうち、濾液回収容器に最も近いフィルタが、焼結金属により作られている触媒分離システム。
  6. 　請求項１から５のいずれかに記載の触媒分離システムであって、
    　前記複数のフィルタは、前記貯留タンクから抜き出されたスラリーを濾過する第１フィルタと、前記第１フィルタを経た前記スラリーを濾過する複数の第２フィルタとを有し、
    　前記流路の一部が並列に分岐し、分岐した各流路に前記複数の第２フィルタが設けられ、
    　前記流路に前記複数の第２フィルタに前記スラリーを選択的に流入させるための切替え手段が設けられている触媒分離システム。
PCT/JP2009/004896 2008-09-30 2009-09-25 触媒分離システム WO2010038400A1 (ja)

Priority Applications (9)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EA201170395A EA019378B1 (ru) 2008-09-30 2009-09-25 Устройство для отделения катализатора
CN200980138048.6A CN102165042B (zh) 2008-09-30 2009-09-25 催化剂分离系统
BRPI0919386A BRPI0919386A2 (pt) 2008-09-30 2009-09-25 sistema de separação de catalisador
AU2009299347A AU2009299347B2 (en) 2008-09-30 2009-09-25 Catalyst Separating System
JP2010531727A JP5364717B2 (ja) 2008-09-30 2009-09-25 触媒分離システム
US12/998,217 US9139779B2 (en) 2008-09-30 2009-09-25 Catalyst separation system
EP20090817443 EP2336269A4 (en) 2008-09-30 2009-09-25 SYSTEM FOR SEPARATING A CATALYST
CA 2738043 CA2738043C (en) 2008-09-30 2009-09-25 Catalyst separation system
ZA2011/02235A ZA201102235B (en) 2008-09-30 2011-03-25 Catalyst separation system

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2008254816 2008-09-30
JP2008-254816 2008-09-30

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2010038400A1 true WO2010038400A1 (ja) 2010-04-08

Family

ID=42073183

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2009/004896 WO2010038400A1 (ja) 2008-09-30 2009-09-25 触媒分離システム

Country Status (11)

Country Link
US (1) US9139779B2 (ja)
EP (1) EP2336269A4 (ja)
JP (1) JP5364717B2 (ja)
CN (1) CN102165042B (ja)
AU (1) AU2009299347B2 (ja)
BR (1) BRPI0919386A2 (ja)
CA (1) CA2738043C (ja)
EA (1) EA019378B1 (ja)
MY (1) MY160609A (ja)
WO (1) WO2010038400A1 (ja)
ZA (1) ZA201102235B (ja)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2012023525A1 (ja) * 2010-08-19 2012-02-23 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 炭化水素油の製造方法及び炭化水素油の製造システム
WO2012023527A1 (ja) * 2010-08-19 2012-02-23 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 炭化水素油の製造方法及び炭化水素油の製造システム
WO2012096366A1 (ja) 2011-01-13 2012-07-19 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 触媒回収システム、炭化水素合成反応装置、および炭化水素合成反応システム、並びに触媒回収方法
JP2012208028A (ja) * 2011-03-30 2012-10-25 Japan Oil Gas & Metals National Corp マグネット式液面計、炭化水素合成反応装置および炭化水素合成反応システム
JP2013543018A (ja) * 2010-09-17 2013-11-28 コリア リサーチ インスティテュート オブ ケミカル テクノロジー 合成ガス炉から炭化水素を製造するための反応装置

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP5802397B2 (ja) * 2011-01-31 2015-10-28 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 温度制御システム
JP6249314B2 (ja) * 2013-09-17 2017-12-20 エルジー・ケム・リミテッド 熱回収装置
CN104900882A (zh) * 2015-06-09 2015-09-09 天津巴莫科技股份有限公司 分散剂的回收装置、回收分散剂的方法及利用该方法制备磷酸锰锂的方法
CN112946204B (zh) * 2021-03-17 2023-03-14 重庆大学 模拟煤与瓦斯突出实验用的集成式抽注气系统
CN115155495B (zh) * 2022-07-14 2024-03-19 洛阳中硅高科技有限公司 制备系统和制备方法

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH0617154A (ja) 1991-12-05 1994-01-25 Taiyo Koukou Kk 廃触媒等の回収装置
JPH08510681A (ja) * 1993-05-28 1996-11-12 コートールズ ファイバース（ホールディングス）リミティド ろ過システム
JP2002066220A (ja) * 2000-08-29 2002-03-05 Fuji Photo Film Co Ltd フィルタ切替方法
JP2007516065A (ja) * 2003-07-15 2007-06-21 サソール テクノロジー（プロプライエタリー）リミテッド 液体から触媒を分離する方法
JP2008254816A (ja) 2007-03-31 2008-10-23 G Cartier Technologies 容器に流体を供給する際のエラーを回避する装置

Family Cites Families (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS588886B2 (ja) * 1975-06-17 1983-02-18 富士写真フイルム株式会社 ロカホウホウ オヨビ ソウチ
JPS5835726B2 (ja) * 1980-09-19 1983-08-04 日本染色機械株式会社 濾過装置
CH647685A5 (de) * 1983-10-18 1985-02-15 Rosenmund Ag Filternutsche.
ATE171881T1 (de) * 1988-12-20 1998-10-15 Sparkler Filters Inc Filterantrieb für nutschenverfahren
FI87996C (fi) * 1991-01-29 1993-03-25 Larox Ag Foerfarandet foer filtrering av slam eller dyligt aemne med kontinuerligtfunktionerande tryckfilter och en filter foer tillaempning av foerfarandet
DE69912605D1 (de) 1998-06-11 2003-12-11 Sasol Tech Pty Ltd Verfahren zur herstellung von kohlenwasserstoffen
AU2003223624A1 (en) * 2002-04-16 2003-11-03 Conocophillips Company Optimized solid/liquid separation system for multiphase converters
US8147699B2 (en) * 2002-08-21 2012-04-03 Hpd, Llc Monolith filter apparatus and membrane apparatus, and method using same
ITMI20031029A1 (it) * 2003-05-22 2004-11-23 Enitecnologie Spa Procedimenti per la produzione in continuo di idrocarburi da gas di sintesi.
CA2558955A1 (en) 2004-03-08 2005-09-15 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Filter system with filter means retractable into a housing
US20060111232A1 (en) * 2004-11-22 2006-05-25 Conocophillips Company Multi-staged wax displacement process for catalyst recovery from a slurry
US6974842B1 (en) 2004-11-22 2005-12-13 Conocophillips Company Process for catalyst recovery from a slurry containing residual hydrocarbons
CN1319635C (zh) * 2005-09-12 2007-06-06 南京工业大学 浆态床反应器制合成油催化剂分离工艺
CN101229499A (zh) * 2007-11-06 2008-07-30 神华集团有限责任公司 一种分离浆态床费托合成重馏分和铁基催化剂的方法

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH0617154A (ja) 1991-12-05 1994-01-25 Taiyo Koukou Kk 廃触媒等の回収装置
JPH08510681A (ja) * 1993-05-28 1996-11-12 コートールズ ファイバース（ホールディングス）リミティド ろ過システム
JP2002066220A (ja) * 2000-08-29 2002-03-05 Fuji Photo Film Co Ltd フィルタ切替方法
JP2007516065A (ja) * 2003-07-15 2007-06-21 サソール テクノロジー（プロプライエタリー）リミテッド 液体から触媒を分離する方法
JP2008254816A (ja) 2007-03-31 2008-10-23 G Cartier Technologies 容器に流体を供給する際のエラーを回避する装置

Non-Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
KRISHNA ET AL.: "Design and scale-up of the Fischer-Tropsch bubble column slurry reactor", FUEL PROCESSING TECHNOLOGY, vol. 64, no. 1-3, 2000, pages 73 - 105, XP008145796 *
NEATHERY ET AL.: "A Comparison of Fischer-Tropsch Synthesis in a Slurry Bubble Column Reactor and a Continuous Stirred Tank Reactor", STUDIES IN SURFACE SCIENCE AND CATALYSIS, vol. 139, 2001, pages 407 - 414, XP008145815 *
See also references of EP2336269A4 *

Cited By (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103180416A (zh) * 2010-08-19 2013-06-26 日本石油天然气·金属矿物资源机构 烃油的制造方法及烃油的制造系统
AU2011291802B2 (en) * 2010-08-19 2015-07-09 Cosmo Oil Co., Ltd. Method for producing hydrocarbon oil and system for producing hydrocarbon oil
JP2012041449A (ja) * 2010-08-19 2012-03-01 Japan Oil Gas & Metals National Corp 炭化水素油の製造方法及び炭化水素油の製造システム
JP2012041450A (ja) * 2010-08-19 2012-03-01 Japan Oil Gas & Metals National Corp 炭化水素油の製造方法及び炭化水素油の製造システム
US9493714B2 (en) 2010-08-19 2016-11-15 Japan Oil, Gas, And Metals National Corporation Method for producing hydrocarbon oil and system for producing hydrocarbon oil
EA023903B1 (ru) * 2010-08-19 2016-07-29 Джэпэн Ойл, Гэз Энд Металз Нэшнл Корпорейшн Способ и система для изготовления углеводородного масла
WO2012023527A1 (ja) * 2010-08-19 2012-02-23 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 炭化水素油の製造方法及び炭化水素油の製造システム
US8906969B2 (en) 2010-08-19 2014-12-09 Japan Oil, Gas, And Metals National Corporation Process for producing hydrocarbon oil and system for producing hydrocarbon oil
WO2012023525A1 (ja) * 2010-08-19 2012-02-23 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 炭化水素油の製造方法及び炭化水素油の製造システム
CN103180416B (zh) * 2010-08-19 2014-12-10 日本石油天然气·金属矿物资源机构 烃油的制造方法及烃油的制造系统
EA023683B1 (ru) * 2010-08-19 2016-06-30 Джэпэн Ойл, Гэз Энд Металз Нэшнл Корпорейшн Способ получения минерального масла и система для получения минерального масла
JP2013543018A (ja) * 2010-09-17 2013-11-28 コリア リサーチ インスティテュート オブ ケミカル テクノロジー 合成ガス炉から炭化水素を製造するための反応装置
WO2012096366A1 (ja) 2011-01-13 2012-07-19 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 触媒回収システム、炭化水素合成反応装置、および炭化水素合成反応システム、並びに触媒回収方法
US9776160B2 (en) 2011-01-13 2017-10-03 Japan Oil, Gas And Metals National Corporation Catalyst recovery system, hydrocarbon synthesis reaction apparatus, hydrocarbon synthesis reaction system, and catalyst recovery process
JP2012208028A (ja) * 2011-03-30 2012-10-25 Japan Oil Gas & Metals National Corp マグネット式液面計、炭化水素合成反応装置および炭化水素合成反応システム

Also Published As

Publication number Publication date
EP2336269A4 (en) 2012-05-16
AU2009299347B2 (en) 2013-06-06
BRPI0919386A2 (pt) 2016-01-19
CA2738043A1 (en) 2010-04-08
AU2009299347A1 (en) 2010-04-08
ZA201102235B (en) 2012-06-27
EP2336269A1 (en) 2011-06-22
CN102165042B (zh) 2014-05-07
US20110200492A1 (en) 2011-08-18
EA201170395A1 (ru) 2011-10-31
CN102165042A (zh) 2011-08-24
US9139779B2 (en) 2015-09-22
JP5364717B2 (ja) 2013-12-11
MY160609A (en) 2017-03-15
JPWO2010038400A1 (ja) 2012-03-01
CA2738043C (en) 2014-08-05
EA019378B1 (ru) 2014-03-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP5364717B2 (ja) 触媒分離システム
JP5568462B2 (ja) 炭化水素化合物の合成反応システム、及び粉化粒子の除去方法
JP5364715B2 (ja) 炭化水素化合物合成反応ユニット及びその運転方法
JP5501366B2 (ja) 炭化水素合成反応装置、及び炭化水素合成反応システム、並びに炭化水素合成反応方法
JP5417446B2 (ja) 炭化水素合成反応装置、及び炭化水素合成反応システム、並びに液体炭化水素の回収方法
JP5364716B2 (ja) 炭化水素合成反応装置及び炭化水素合成反応システム、並びに炭化水素合成方法
JP6071691B2 (ja) 炭化水素合成反応装置
JP5364714B2 (ja) 液体燃料合成方法及び液体燃料合成装置
JP5364786B2 (ja) 触媒分離システム

Legal Events

Date Code Title Description
WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 200980138048.6

Country of ref document: CN

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 09817443

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2010531727

Country of ref document: JP

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2738043

Country of ref document: CA

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: DZP2011000221

Country of ref document: DZ

REEP Request for entry into the european phase

Ref document number: 2009817443

Country of ref document: EP

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2009299347

Country of ref document: AU

Ref document number: 2009817443

Country of ref document: EP

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 201170395

Country of ref document: EA

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2009299347

Country of ref document: AU

Date of ref document: 20090925

Kind code of ref document: A

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 12998217

Country of ref document: US

ENP Entry into the national phase

Ref document number: PI0919386

Country of ref document: BR

Kind code of ref document: A2

Effective date: 20110328