RU2836828C1 - Method of heating raw natural gas supplied to steam reformer, system and its use - Google Patents
Method of heating raw natural gas supplied to steam reformer, system and its use Download PDFInfo
- Publication number
- RU2836828C1 RU2836828C1 RU2023105689A RU2023105689A RU2836828C1 RU 2836828 C1 RU2836828 C1 RU 2836828C1 RU 2023105689 A RU2023105689 A RU 2023105689A RU 2023105689 A RU2023105689 A RU 2023105689A RU 2836828 C1 RU2836828 C1 RU 2836828C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- natural gas
- unit
- gas
- steam
- heating
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 460
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 203
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 title claims abstract description 114
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 60
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 125
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 87
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 70
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 claims abstract description 61
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 48
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims abstract description 38
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 29
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 23
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 103
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 56
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 52
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 52
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 51
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 49
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 48
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 39
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims description 36
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 31
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 29
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 28
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 28
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims description 25
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 18
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 12
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 11
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 7
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 claims description 6
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 4
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 9
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 description 9
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000002453 autothermal reforming Methods 0.000 description 8
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 8
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 8
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 7
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 7
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 7
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 7
- 238000001991 steam methane reforming Methods 0.000 description 7
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 3
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000009620 Haber process Methods 0.000 description 2
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 2
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 2
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 2
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 2
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 2
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 150000004678 hydrides Chemical class 0.000 description 2
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 2
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005083 Zinc sulfide Substances 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 238000009903 catalytic hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001193 catalytic steam reforming Methods 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003337 fertilizer Substances 0.000 description 1
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 description 1
- 239000011874 heated mixture Substances 0.000 description 1
- SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N iron(II,III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]O[Fe]=O SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000008239 natural water Substances 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000069 nitrogen hydride Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000006180 nutrition needs Nutrition 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000825 pharmaceutical preparation Substances 0.000 description 1
- 229940127557 pharmaceutical product Drugs 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- -1 propane and butane Chemical compound 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 description 1
- 229910052984 zinc sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- DRDVZXDWVBGGMH-UHFFFAOYSA-N zinc;sulfide Chemical compound [S-2].[Zn+2] DRDVZXDWVBGGMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Abstract
Description
Область техники изобретенияField of invention technology
Настоящее изобретение относится к способу нагрева сырьевого природного газа, используемого в качестве сырья для парового риформера системы производства аммиака, к системе осуществления способа и к использованию системы для осуществления способа по настоящему изобретению.The present invention relates to a method for heating raw natural gas used as a feedstock for a steam reformer of an ammonia production system, to a system for implementing the method, and to the use of the system for implementing the method of the present invention.
Уровень техникиState of the art
Аммиак представляет собой соединение азота и водорода с формулой NH3. Будучи стабильным бинарным гидридом и простейшим гидридом азота, аммиак представляет собой бесцветный газ с характерным резким запахом. Он является обычным азотистым отходом, особенно среди водных организмов, и он вносит значительный вклад в пищевые потребности наземных организмов, выступая в качестве исходного вещества для пищи и удобрений. Аммиак, прямо или косвенно, также является строительным элементом для синтеза многих фармацевтических продуктов и используется во многих промышленных чистящих средствах. В основном он собирается путем вытеснения вниз как воздуха, так и воды.Ammonia is a compound of nitrogen and hydrogen with the formula NH3 . A stable binary hydride and the simplest hydride of nitrogen, ammonia is a colorless gas with a characteristic pungent odor. It is a common nitrogenous waste product, especially among aquatic organisms, and it contributes significantly to the nutritional needs of terrestrial organisms by serving as a starting material for food and fertilizers. Ammonia is also, directly or indirectly, a building block for the synthesis of many pharmaceutical products and is used in many industrial cleaning products. It is primarily collected by the downward displacement of both air and water.
Типичная современная установка по производству аммиака сначала преобразует природный газ (например, метан) или СУГ (сжиженные углеводородные газы, такие как пропан и бутан) или нефтяной бензин в газообразный водород. Метод получения водорода из углеводородов известен как паровой риформинг. Затем водород соединяется с азотом для получения аммиака с помощью процесса Габера-Боша.A typical modern ammonia plant first converts natural gas (such as methane) or LPG (liquefied petroleum gases such as propane and butane) or petroleum gasoline into hydrogen gas. The method of producing hydrogen from hydrocarbons is known as steam reforming. The hydrogen is then combined with nitrogen to produce ammonia using the Haber-Bosch process.
Начиная с сырьевого природного газа, первым этапом процесса, используемого при производстве водорода, является удаление соединений серы из исходного сырья, поскольку сера блокирует действие катализаторов, используемых на последующих этапах. Для удаления серы требуется каталитическая гидрогенизация для преобразования соединений серы в сырье в газообразный сероводород:Starting with natural gas as a feedstock, the first step in the process used to produce hydrogen is to remove sulfur compounds from the feedstock, as sulfur blocks the action of the catalysts used in subsequent steps. Removing sulfur requires catalytic hydrogenation to convert the sulfur compounds in the feedstock into hydrogen sulfide gas:
Затем газообразный сероводород адсорбируют и удаляют, пропуская его через слои оксида цинка, где он превращается в твердый сульфид цинка:The hydrogen sulfide gas is then adsorbed and removed by passing it through layers of zinc oxide, where it is converted to solid zinc sulfide:
Каталитический паровой риформинг бессернистого сырья затем используется для получения водорода и монооксида углерода:Catalytic steam reforming of the sulfur-free feedstock is then used to produce hydrogen and carbon monoxide:
Затем на следующем этапе используется каталитическая реакция конверсии для преобразования монооксида углерода в диоксид углерода и большее количество водорода:The next step then uses a catalytic conversion reaction to convert the carbon monoxide into carbon dioxide and more hydrogen:
Затем диоксид углерода удаляют либо путем абсорбции в водном растворе этаноламина или путем адсорбции в адсорберах с колебанием давления (PSA) с использованием запатентованных твердых адсорбционных сред.Carbon dioxide is then removed either by absorption in an aqueous ethanolamine solution or by adsorption in pressure swing adsorbers (PSA) using proprietary solid adsorption media.
Последним этапом производства водорода является использование каталитического метанирования для удаления любого небольшого остаточного количества монооксида или диоксида углерода из водорода:The final step in hydrogen production is to use catalytic methanation to remove any small residual amounts of carbon monoxide or dioxide from the hydrogen:
Для получения желаемого конечного продукта аммиака водород затем каталитически реагирует с азотом (полученным из технологического воздуха) с образованием обезвоженного жидкого аммиака. Этот этап известен как цикл синтеза аммиака (также называемый процессом Габера-Боша):To produce the desired end product of ammonia, hydrogen is then catalytically reacted with nitrogen (obtained from process air) to form dehydrated liquid ammonia. This step is known as the ammonia synthesis cycle (also called the Haber-Bosch process):
Благодаря природе катализатора (обычно мультипромотированного магнетита), используемого в реакции синтеза аммиака, в синтезе могут допускаться только очень низкие уровни кислородсодержащих соединений (особенно СО, СО2 и Н2О) (смесь водорода и азота) газа. Относительно чистый азот можно получить через сепарацию воздуха, но может потребоваться дополнительное удаление кислорода.Due to the nature of the catalyst (usually multi-promoted magnetite) used in the ammonia synthesis reaction, only very low levels of oxygen-containing compounds (especially CO, CO2 and H2O ) can be tolerated in the synthesis (a mixture of hydrogen and nitrogen) gas. Relatively pure nitrogen can be obtained through air separation, but additional oxygen removal may be required.
Из-за относительно низкой степени глубины реакции за цикл (обычно менее 20%) требуется большой рециркуляционный поток. Это может привести к накоплению инертных компонентов в газе цикла.Due to the relatively low reaction depth per cycle (typically less than 20%), a large recycle flow is required. This can lead to the accumulation of inert components in the cycle gas.
Стадии парового риформинга, реакции конверсии, удаления диоксида углерода и метанирования работают при абсолютном давлении примерно от 25 до 35 бар, а контур синтеза аммиака работает при абсолютном давлении в диапазоне от 60 до 180 бар в зависимости от используемой запатентованной конструкции.The steam reforming, shift reaction, carbon dioxide removal and methanation stages operate at absolute pressures of approximately 25 to 35 bar, while the ammonia synthesis loop operates at absolute pressures in the range of 60 to 180 bar depending on the proprietary design used.
Паровой риформинг или паровой риформинг метана - это метод получения синтез-газа (водорода и монооксида углерода) путем реакции углеводородов с водой. Сырьем обычно является природный газ. Природный газ, как правило, называют сырьем для блока риформинга. Основная цель этой технологии -получение водорода. Реакция представлена этим равновесием:Steam reforming or steam methane reforming is a method of producing synthesis gas (hydrogen and carbon monoxide) by reacting hydrocarbons with water. The feedstock is usually natural gas. Natural gas is usually referred to as the feedstock for the reforming unit. The main objective of this technology is to produce hydrogen. The reaction is represented by this equilibrium:
Реакция сильно эндотермична (ΔНr=206 кДж/моль) и потребляет тепло.The reaction is highly endothermic (ΔН r = 206 kJ/mol) and consumes heat.
Паровой риформинг природного газа дает 95% мирового водорода из 500 млрд м3 в 1998 году или 70 млн тонн к 2018 году. Водород используется в промышленном синтезе аммиака и для производства множества других химических веществ.Steam reforming of natural gas produces 95% of the world's hydrogen, from 500 billion m3 in 1998 or 70 million tons by 2018. Hydrogen is used in the industrial synthesis of ammonia and for the production of many other chemicals.
Реакцию проводят в реакторе риформинга, где смесь пара и метана под высоким давлением контактирует с никелевым катализатором. Катализаторы с высоким отношением площади поверхности к объему предпочтительны из-за ограничений диффузии вследствие высокой рабочей температуры. Примерами используемых форм катализатора являются колеса со спицами, зубчатые колеса и кольца с отверстиями. Кроме того, эти формы имеют низкий перепад давления, что выгодно для данного применения. Катализаторы обычно содержатся в трубках, которые составляют трубчатую секцию блока риформера, в которой природный газ подвергается риформингу для получения конвертированного газа, содержащего смесь монооксида углерода и газообразного водорода. Типичная паровой риформер метана может содержать от 250 до 325 трубок. Как указывалось выше, паровая конверсия метана является эндотермической реакцией, поэтому топливный газ должен подаваться в печную камеру, окружающую трубки трубчатой секции, для того, чтобы тепло подавалось к природному газу и воде в виде пара внутри трубок при сжигании топливного газа. В результате сжигания топливного газа образуются дымовые газы с температурой от 1000 до 1200°С.The reaction is carried out in a reformer reactor where a mixture of steam and methane at high pressure contacts a nickel catalyst. Catalysts with a high surface area to volume ratio are preferred due to diffusion limitations due to the high operating temperature. Examples of catalyst shapes used are spoked wheels, gear wheels, and orifice rings. In addition, these shapes have a low pressure drop, which is advantageous for this application. The catalysts are typically contained in tubes that make up the tubular section of the reformer unit in which the natural gas is reformed to produce a reformed gas containing a mixture of carbon monoxide and hydrogen gas. A typical steam methane reformer may contain between 250 and 325 tubes. As stated above, steam methane reforming is an endothermic reaction, so fuel gas must be supplied to the furnace chamber surrounding the tubes of the tube section so that heat is supplied to the natural gas and water in the form of steam inside the tubes when the fuel gas is burned. The combustion of the fuel gas produces flue gases with a temperature of 1000 to 1200 °C.
В результате реакции конверсии водяного газа дополнительный водород может быть получен путем обработки монооксида углерода, образующегося при паровом риформинге, водой:As a result of the water gas shift reaction, additional hydrogen can be produced by treating the carbon monoxide formed during steam reforming with water:
Эта последняя реакция является умеренно экзотермической (выделяет тепло, ΔНr=- 41 кДж/моль). На каждую произведенную таким образом тонну водорода также приходится 9 тонн СО2. Эффективность парового риформинга природного газа составляет примерно 65-75%.This last reaction is moderately exothermic (releases heat, ΔНr=- 41 kJ/mol). For every ton of hydrogen produced in this way, there are also 9 tons of CO 2 . The efficiency of steam reforming of natural gas is approximately 65-75%.
Производство Н2 и СО из углеводородных газов (например, природного газа) может быть осуществлено с помощью двух хорошо известных «первичного» и «вторичного» риформенгов. Паровой риформинг метана (SMR) и автотермический риформинг (ATR) являются двумя промышленными примерами первичного и вторичного риформеров соответственно. В процессе комбинированного риформинга используются как первичные, так и вторичные инструменты для производства синтез-газа, как это обычно практикуется в производстве аммиака.The production of H2 and CO from hydrocarbon gases (e.g. natural gas) can be accomplished using two well-known "primary" and "secondary" reformers. Steam methane reforming (SMR) and autothermal reforming (ATR) are two industrial examples of primary and secondary reformers, respectively. A combined reforming process uses both primary and secondary tools to produce syngas, as is commonly practiced in ammonia production.
Автотермический риформинг (ATR) использует кислород и двуокись углерода или пар в реакции с метаном для образования водорода. Реакция происходит в одной камере, где метан частично окисляется. Реакция экзотермическая из-за окисления. Когда в ATR используется двуокись углерода, получаемое соотношение Н2:СО составляет 1:1; когда в ATR используется пар, получаемое соотношение Н2:СО составляет 2,5:1. Реакции можно описать следующими уравнениями, используя СО2:Autothermal reforming (ATR) uses oxygen and carbon dioxide or steam to react with methane to produce hydrogen. The reaction occurs in a single chamber where the methane is partially oxidized. The reaction is exothermic due to the oxidation. When carbon dioxide is used in ATR, the resulting H2 :CO ratio is 1:1; when steam is used in ATR, the resulting H2 :CO ratio is 2.5:1. The reactions can be described by the following equations using CO2 :
И с помощью пара:And with the help of steam:
Температура водорода на выходе составляет от 950 до 1100°С, а давление на выходе может достигать 100 бар.The outlet temperature of hydrogen ranges from 950 to 1100°C, and the outlet pressure can reach 100 bar.
Основное различие между SMR и ATR заключается в том, что SMR использует только воздух для горения в качестве источника тепла для создания пара, a ATR использует очищенный кислород.The main difference between SMR and ATR is that SMR uses only combustion air as a heat source to create steam, while ATR uses purified oxygen.
Как описано выше, принимая во внимание, что паровой риформинг метана является эндотермической реакцией и что паровой риформинг природного газа имеет эффективность примерно 65-75%, необходимы решения для использования энергии, обеспечиваемой дымовым газом, образующимся в риформере, в виде тепла самым эффективным способом. Это необходимо не только для того, чтобы избежать потерь энергии, но и для того, чтобы дымовые газы не выходили из дымовой трубы парового риформера при слишком высокой температуре; иными словами, для обеспечения того, чтобы дымовые газы в дымовой трубе риформера соответствовали проектным требованиям дымовой трубы.As described above, considering that steam methane reforming is an endothermic reaction and that steam reforming of natural gas has an efficiency of approximately 65-75%, solutions are needed to utilize the energy provided by the flue gas generated in the reformer as heat in the most efficient way. This is necessary not only to avoid energy losses, but also to ensure that the flue gas does not leave the stack of the steam reformer at too high a temperature; in other words, to ensure that the flue gas in the stack of the reformer meets the design requirements of the stack.
В дополнение к подаче достаточного количества тепла к смеси пара и метана, которая должна реагировать в трубчатой секции риформера, также необходимо оптимизировать количество подаваемого тепла и распределение тепла внутри парового риформера с целью обеспечения надлежащего теплового баланса между трубчатой секцией и печью риформера.In addition to supplying sufficient heat to the steam-methane mixture to be reacted in the reformer tube section, it is also necessary to optimize the amount of heat supplied and the heat distribution within the steam reformer to ensure proper heat balance between the tube section and the reformer furnace.
Предшествующий уровень техникиPrior art
В JP 61127602 A (JGC Corp) раскрыт двухстадийный процесс риформинга с использованием среднетемпературного парового риформера, работающего при температуре от 520 до 620°С, и высокотемпературного парового риформера, работающего при температуре от 800 до 850°С. Дымовой газ, образующийся в печи высокотемпературного риформера, используется для предварительного нагрева смеси природного газа и пара, подаваемой в среднетемпературный риформер, а также для подачи тепла в высокотемпературный риформер. Риформированный газ, полученный в среднетемпературном риформере, не содержит олефинов и, следовательно, может подаваться в реактор риформинга, тем самым снижая тепловую нагрузку, необходимую для нагрева печи высокотемпературного парового риформера. Также возможно предварительно нагревать только пар, смешивать его с сырьевыми углеводородами и подавать в реактор среднетемпературного парового риформинга. Точно так же вместо предварительного нагревания только пара сырьевые углеводороды могут быть предварительно нагреты вместе с паром.JP 61127602 A (JGC Corp) discloses a two-stage reforming process using a medium-temperature steam reformer operating at a temperature of 520 to 620°C and a high-temperature steam reformer operating at a temperature of 800 to 850°C. Flue gas generated in the high-temperature reformer furnace is used to preheat a mixture of natural gas and steam fed to the medium-temperature reformer and to supply heat to the high-temperature reformer. The reformed gas obtained in the medium-temperature reformer does not contain olefins and can therefore be fed to the reforming reactor, thereby reducing the heat load required to heat the high-temperature steam reformer furnace. It is also possible to preheat only the steam, mix it with the hydrocarbon feedstock and feed it to the medium-temperature steam reformer reactor. Similarly, instead of preheating only steam, the feedstock hydrocarbons can be preheated together with steam.
ЕР 2896596 А1 (Mitsubishi Heavy Industries, Ltd.) относится к устройству для риформинга, которое конвертирует природный газ в качестве топлива для риформера для риформинга природного газа и т.п. Раскрыта установка, в которой линия природного газа проходит через два теплообменника перед смешиванием с паром и подачей в установку риформинга. В первом теплообменнике поток горячей жидкости состоит из части самого нагретого природного газа. D1 дополнительно раскрывает использование нескольких теплообменников при использовании дымового газа, однако не конкретно для нагревания природного газа.EP 2896596 A1 (Mitsubishi Heavy Industries, Ltd.) relates to a reforming device that converts natural gas as fuel for a reformer for reforming natural gas, etc. An apparatus is disclosed in which a natural gas line passes through two heat exchangers before being mixed with steam and fed to the reformer. In the first heat exchanger, the hot liquid stream consists of a portion of the heated natural gas itself. D1 further discloses the use of multiple heat exchangers when using flue gas, but not specifically for heating natural gas.
ЕР 0227807 А1 (Stone & Webster Engineering Corporation) относится к способу и системе производства газа, богатого водородом, путем парового риформинга углеводородов путем непрямого теплообмена. Углеводороды нагреваются одним или несколькими теплообменниками. Перед первым теплообменом углеводородное сырье разделяется на первую часть и вторую часть. Первая часть проходит через первый подогреватель и затем направляется в блок сероочистки и смешивается с паром. Вторая часть проходит через второй подогреватель и затем направляется в качестве горючего газа к горелкам печи для риформинга углеводородов. Следовательно, природный сырьевой газ нагревается двумя теплообменниками в параллельной установке.EP 0227807 A1 (Stone & Webster Engineering Corporation) relates to a method and system for producing hydrogen-rich gas by steam reforming of hydrocarbons by indirect heat exchange. The hydrocarbons are heated by one or more heat exchangers. Before the first heat exchange, the hydrocarbon feedstock is separated into a first part and a second part. The first part passes through a first preheater and is then sent to a desulphurisation unit and mixed with steam. The second part passes through a second preheater and is then sent as fuel gas to the burners of a hydrocarbon reforming furnace. Consequently, the natural feed gas is heated by two heat exchangers in a parallel arrangement.
US 2011/0042612 А1 (Прайс Артур Джозеф) относится к устройствам, системам и процессам для производства синтез-газа. Оно раскрывает способ нагрева потока природного сырьевого газа, в частности, с помощью первых нагревательных змеевиков, расположенных в выпускной трубе печи, таким образом обеспечивая предварительно нагретый газовый поток, который разделяется на первый поток природного газа и второй поток природного газа, возможно, после сероочистки. Пар может быть введен в первый и второй потоки природного газа. Следовательно, эти потоки могут содержать пар.US 2011/0042612 A1 (Price Arthur Joseph) relates to apparatuses, systems and processes for producing synthesis gas. It discloses a method for heating a natural feed gas stream, in particular by means of first heating coils located in the outlet pipe of a furnace, thereby providing a preheated gas stream that is separated into a first natural gas stream and a second natural gas stream, possibly after desulphurization. Steam may be introduced into the first and second natural gas streams. Consequently, these streams may contain steam.
US 7707837 В2 (Hitachi, Ltd) относится к системе парового риформинга, в которой дымовые газы газовой турбины используются для предварительного нагрева сырьевых потоков, подаваемых в риформер. В частности, дымовые газы турбины подаются в теплообменник, содержащий множество подогревателей и нагревателей. Сырая нефть предварительно нагревается с помощью подогревателя и дополнительно нагревается с помощью нагревателя после колонны десульфурации. Пар вводят после колонны десульфурации и перед вторым нагревателем.US 7707837 B2 (Hitachi, Ltd) relates to a steam reforming system in which flue gases from a gas turbine are used to preheat feed streams fed to a reformer. Specifically, the flue gases from the turbine are fed to a heat exchanger containing a plurality of preheaters and heaters. The crude oil is preheated by a preheater and further heated by a heater after a desulfurization column. Steam is introduced after the desulfurization column and before a second heater.
Следовательно, существуют решения для использования тепла дымовых газов блока риформера для нагрева пара или смеси природного газа/пара, непосредств енно подаваемой в риформер, или для подачи тепла в печь риформера. Однако ни одно из решений, представленных в предшествующем уровне техники, не основано на многоступенчатом нагреве за счет использования дымового газа от безпарового природного газа. Существуют также решения, в которых имеющееся тепло используется далее по потоку до риформеру и при обработке природного газа перед любым смешиванием с другим потоком. Тем не менее, остается потребность в решении по использованию имеющегося тепла, например, для подготовки как природного газа, так и топлива, подаваемого в паровой риформер, с целью обеспечения надлежащего теплового баланса между трубчатой секцией и печью риформера. Настоящее изобретение представляет собой решение для удовлетворения этих потребностей.Therefore, there are solutions for using the heat of the flue gases of the reformer unit to heat the steam or natural gas/steam mixture directly fed to the reformer or to supply heat to the reformer furnace. However, none of the solutions presented in the prior art are based on multi-stage heating by using the flue gas from the steam-free natural gas. There are also solutions in which the available heat is used downstream of the reformer and in the treatment of the natural gas before any mixing with another stream. However, there remains a need for a solution for using the available heat, for example for the preparation of both the natural gas and the fuel fed to the steam reformer, in order to ensure a proper heat balance between the tube section and the reformer furnace. The present invention is a solution to meet these needs.
Изложение изобретенияStatement of the invention
В первом аспекте изобретения раскрыт способ нагрева сырьевого природного газа, который не содержит пара и используется в качестве сырья для парового риформера системы производства аммиака. Система содержит паровой риформер, функционально соединенный с установкой рекупирования тепла, включающей по меньшей мере два нагревательных змеевика, поддерживаемые с разной температурой, при этом подача природного газа проходит по меньшей мере через два нагревательных змеевика. Способ включает следующие этапы:In the first aspect of the invention, a method is disclosed for heating a natural gas feedstock that does not contain steam and is used as a feedstock for a steam reformer of an ammonia production system. The system comprises a steam reformer operatively connected to a heat recovery unit comprising at least two heating coils maintained at different temperatures, wherein the natural gas feed passes through at least two heating coils. The method comprises the following steps:
а) рекупирования тепла в установке рекупирования тепла из системы производства аммиака; и(a) heat recovery in a heat recovery unit from the ammonia production system; and
б) обмен по меньшей мере части тепла, рекупированного на этапе а), по меньшей мере с частью сырьевого природного газа, получая при этом нагретый сырьевой природный газ;b) exchanging at least part of the heat recovered in step a) with at least part of the feed natural gas, thereby obtaining heated feed natural gas;
метод характеризуется тем, что:The method is characterized by the fact that:
тепло, рекупированное на этапе а), представляет собой тепло, рекупированное из дымового газа (2), полученного в паровом риформере (19);the heat recovered in step a) is the heat recovered from the flue gas (2) obtained in the steam reformer (19);
этап б) включает последовательные этапы:stage b) includes the following successive stages:
б1) нагрев сырьевого природного газа (1) с температуры в диапазоне от 10°С до 40°С до температуры в диапазоне от 180°С до 210°С при контакте сырья (1) с первым нагревательным змеевиком (4) блока (3) рекупирования тепла, получая при этом предварительно нагретый сырьевой природный газ (9); иb1) heating the raw natural gas (1) from a temperature in the range from 10°C to 40°C to a temperature in the range from 180°C to 210°C upon contact of the raw material (1) with the first heating coil (4) of the heat recovery unit (3), thereby obtaining preheated raw natural gas (9); and
б2) последующий дополнительный нагрев предварительно нагретого сырьевого природного газа (9) с этапа б1) до температуры в диапазоне от 360°С до 380°С при контакте сырья (9) со вторым нагревательным змеевиком (5) блоке (3) рекупирования тепла, получая при этом нагретый сырьевой природный газ (10).b2) subsequent additional heating of the preheated raw natural gas (9) from step b1) to a temperature in the range from 360°C to 380°C upon contact of the raw material (9) with the second heating coil (5) in the heat recovery unit (3), thereby obtaining heated raw natural gas (10).
В соответствии с определением в настоящем документе, природный газ представляет собой метан или сжиженные нефтяные газы, такие как пропан и бутан, или нефтяной лигроин. На этапах б1) и б2) для нагревания природного газа и, соответственно, предварительно нагретого сырьевого природного газа, используется тепло, рекупированное на этапе а) из дымового газа, полученного в паровом риформере. В частности, как сырьевой природный газ, так и предварительно подогретый сырьевой природный газ не содержат водяной пар.According to the definition in this document, natural gas is methane or liquefied petroleum gases such as propane and butane, or petroleum naphtha. In steps b1) and b2), the heat recovered in step a) from the flue gas obtained in the steam reformer is used to heat the natural gas and, respectively, the preheated raw natural gas. In particular, both the raw natural gas and the preheated raw natural gas do not contain water vapor.
Согласно одному варианту реализации способа по настоящему изобретению способ дополнительно включает следующий этап:According to one embodiment of the method of the present invention, the method further comprises the following step:
в) разделение предварительно нагретого сырьевого природного газа, полученного на стадии б1), на поток предварительно нагретого сырья, подаваемого во второй нагревательный змеевик блока рекупирования тепла, и поток газа, имеющий температуру в диапазоне от 180°С до 210°С, используемый в качестве топлива в паровом риформере.c) separating the preheated natural gas feedstock obtained in step b1) into a preheated feedstock flow fed to the second heating coil of the heat recovery unit and a gas flow having a temperature in the range from 180°C to 210°C used as fuel in the steam reformer.
В соответствии с одним вариантом реализации способа по настоящему изобретению газовый поток, имеющий температуру в диапазоне от 180°С до 210°С, используемый в качестве топлива в паровом риформере, полученный на этапе в), дополнительно смешивают с природным газом.According to one embodiment of the method of the present invention, the gas stream having a temperature in the range from 180°C to 210°C, used as fuel in the steam reformer, obtained in step c), is additionally mixed with natural gas.
Согласно одному варианту реализации способа по настоящему изобретению способ дополнительно включает следующие этапы:According to one embodiment of the method of the present invention, the method further comprises the following steps:
г) подача нагретого сырьевого природного газа на установку десульфуризации, в результате чего получается обедненный серой природный газ;(d) feeding heated raw natural gas to a desulphurization unit, resulting in the production of sulphur-depleted natural gas;
д) смешивание обедненного серой природного газа, полученного на этапе г), с паром в паровой установке с получением таким образом смеси природного газа/пара;d) mixing the sulfur-depleted natural gas obtained in step c) with steam in a steam plant, thereby obtaining a natural gas/steam mixture;
е) нагревание смеси природного газа/пара, полученной на этапе д), с температуры в диапазоне от 360°С до 380°С до температуры в диапазоне от 590°С до 610°С в нагревательном блоке с получением, таким образом, нагретой смеси природного газа/пара; иe) heating the natural gas/steam mixture obtained in step d) from a temperature in the range of 360°C to 380°C to a temperature in the range of 590°C to 610°C in a heating unit, thereby obtaining a heated natural gas/steam mixture; and
ж) подача нагретой смеси природного газа/пара, полученной на этапе е), в паровой риформер, в результате чего образуется риформированный газ, содержащий по меньшей мере водород и монооксид углерода.g) feeding the heated natural gas/steam mixture obtained in step e) into a steam reformer, resulting in the formation of a reformed gas containing at least hydrogen and carbon monoxide.
Согласно одному варианту реализации способа по настоящему изобретению способ дополнительно включает следующие этапы:According to one embodiment of the method of the present invention, the method further comprises the following steps:
и) взаимодействие конвертированного газа, преобразованного в паровом риформере в блоке конверсии, с получением, таким образом, смеси диоксида углерода и водорода;i) reacting the converted gas, converted in a steam reformer in a conversion unit, thereby obtaining a mixture of carbon dioxide and hydrogen;
к) взаимодействие газа, полученного в результате реакции в блоке конверсии, в блоке удаления диоксида углерода, тем самым отделяя водород от диоксида углерода;k) reacting the gas obtained as a result of the reaction in the conversion unit in a carbon dioxide removal unit, thereby separating hydrogen from carbon dioxide;
л) взаимодействие газа, полученного из блока удаления диоксида углерода в блоке метанирования, в результате чего оставшееся количество монооксида углерода и диоксида углерода в водороде превращаются в метан, в результате чего образуется газообразный водород, по существу свободный от монооксида углерода и диоксида углерода; и(l) reacting the gas obtained from the carbon dioxide removal unit in a methanation unit, whereby the remaining amount of carbon monoxide and carbon dioxide in the hydrogen is converted to methane, resulting in the formation of hydrogen gas substantially free of carbon monoxide and carbon dioxide; and
м) взаимодействие газа, полученного в результате реакции в блоке метанирования в блоке синтеза аммиака с получением аммиака.m) interaction of the gas obtained as a result of the reaction in the methanation unit in the ammonia synthesis unit to produce ammonia.
Во втором аспекте изобретения раскрыта система нагрева сырьевого природного газа, используемого в качестве сырья для парового риформера системы производства аммиака. В систему нагрева входит следующее:In a second aspect of the invention, a system for heating raw natural gas used as a feedstock for a steam reformer of an ammonia production system is disclosed. The heating system includes the following:
• система рекупирования тепла для рекупирования тепла, включающая впускное отверстие и выпускное отверстие и по меньшей мере два нагревательных змеевика, поддерживаемые с разной температурой для обмена части рекупированного тепла по меньшей мере с частью сырьевого природного газа, тем самым обеспечивая нагретый сырьевой природный газ;• a heat recovery system for recovering heat, comprising an inlet and an outlet and at least two heating coils maintained at different temperatures for exchanging a portion of the recovered heat with at least a portion of the feed natural gas, thereby providing heated feed natural gas;
• паровой блок, содержащий впускное отверстие, сообщающееся по текучей среде с нагретым сырьевым природным газом, и выпускное отверстие;и• a steam unit comprising an inlet in fluid communication with the heated natural gas feedstock and an outlet; and
• паровой риформер, содержащий впускное отверстие для нагретого сырьевого природного газа, сообщающееся по текучей среде с нагретым сырьевым природным газом, и выпускное отверстие для дымового газа;• a steam reformer comprising an inlet for heated natural gas feedstock in fluid communication with the heated natural gas feedstock and an outlet for flue gas;
при этом установка рекупирования тепла расположена перед паровый блоком, и при этом система дополнительно отличается тем, что:in this case, the heat recovery unit is located in front of the steam block, and the system is additionally distinguished by the fact that:
- выпускное отверстие (21) дымовых газов парового риформера (19) находится в жидкостном или тепловом сообщении с нагревательными змеевиками (4, 5) системы (3) рекупирования тепла, с таким расчетом, чтобы тепло рекупировалось из дымовых газов (2), получаемых в паровом риформере (19) и;- the outlet opening (21) of the flue gases of the steam reformer (19) is in liquid or thermal communication with the heating coils (4, 5) of the heat recovery system (3), so that heat is recovered from the flue gases (2) obtained in the steam reformer (19) and;
- первый нагревательный змеевик (4) предназначен для нагрева сырьевого природного газа (1) с температуры в диапазоне от 10°С до 40°С до температуры в диапазоне от 180°С до 210°С, тем самым обеспечивая предварительно нагретый сырьевой природный газ (9), а второй нагревательный змеевик (5) предназначен для нагрева предварительно нагретого сырьевого природного газа (9) с температуры в диапазоне от 180°С до 210°С до температуры в диапазоне от 360°С до 380°С, тем самым обеспечивая нагретый сырьевой природный газ (10), а первый нагревательный змеевик (4) расположен перед вторым нагревательным змеевиком (5).- the first heating coil (4) is intended for heating the raw natural gas (1) from a temperature in the range from 10°C to 40°C to a temperature in the range from 180°C to 210°C, thereby providing preheated raw natural gas (9), and the second heating coil (5) is intended for heating the preheated raw natural gas (9) from a temperature in the range from 180°C to 210°C to a temperature in the range from 360°C to 380°C, thereby providing heated raw natural gas (10), and the first heating coil (4) is located in front of the second heating coil (5).
В соответствии с одним вариантом реализации системы по настоящему изобретению система дополнительно содержит средства разделения предварительно нагретого сырьевого природного газа, нагретого первым нагревательным змеевиком, на поток предварительно нагретого сырья для второго нагревательного змеевика и газовый поток, имеющий температура в диапазоне от 180°С до 210°С, используемый в качестве топлива в паровом риформере.According to one embodiment of the system of the present invention, the system further comprises means for separating the preheated natural gas feedstock heated by the first heating coil into a preheated feedstock stream for the second heating coil and a gas stream having a temperature in the range from 180°C to 210°C used as fuel in the steam reformer.
Средства разделения можно выбрать из неполного списка, включающего клапаны сброса давления, распределители газа и «тройники».Separation means can be selected from a non-exhaustive list including pressure relief valves, gas distributors and tees.
В соответствии с одним вариантом реализации системы по настоящему изобретению система дополнительно содержит средства для смешивания потока газа, имеющего температуру в диапазоне от 180°С до 210°С, используемого в качестве топлива в паровом риформере, с природным газом.According to one embodiment of the system of the present invention, the system further comprises means for mixing a gas stream having a temperature in the range of from 180°C to 210°C, used as fuel in the steam reformer, with natural gas.
Средства для смешивания можно выбрать из неполного перечня, включающего клапаны сброса давления, распределители газа и «тройники».Mixing aids can be selected from a non-exhaustive list, including pressure relief valves, gas distributors and tees.
Согласно одному варианту реализации системы по настоящему изобретению система дополнительно содержит:According to one embodiment of the system of the present invention, the system further comprises:
• блок десульфуризации для удаления серы из сырьевого природного газа, нагретого вторым нагревательным змеевиком, содержащая впускное отверстие и выпускное отверстие;• a desulphurisation unit for removing sulphur from the natural gas feed heated by the second heating coil, comprising an inlet and an outlet;
• паровой блок (15), имеющий впускное отверстие (16) и выпускное отверстие (17); и• a steam unit (15) having an inlet (16) and an outlet (17); and
• нагревательный блок для нагрева смеси природного газа/пара с температуры в диапазоне от 360°С до 380°С до температуры в диапазоне от 590°С до 610°С, имеющий впускное отверстие и выпускное отверстие;• a heating unit for heating a natural gas/steam mixture from a temperature in the range of 360°C to 380°C to a temperature in the range of 590°C to 610°C, having an inlet and an outlet;
при этом впускное отверстие блока десульфуризации сообщается по текучей среде с выпускным отверстием блока рекупирования тепла, и при этом впускное отверстие парового блока сообщается по текучей среде с выпускным отверстием блока десульфуризации, и при этом выпускное отверстие парового блока сообщается по текучей среде с впускным отверстием нагревательного блока, и при этом выпускное отверстие для нагревательной установки сообщается по текучей среде с впускным отверстием для нагретого сырьевого природного газа парового риформера.wherein the inlet of the desulphurisation unit is in fluid communication with the outlet of the heat recovery unit, and wherein the inlet of the steam unit is in fluid communication with the outlet of the desulphurisation unit, and wherein the outlet of the steam unit is in fluid communication with the inlet of the heating unit, and wherein the outlet for the heating unit is in fluid communication with the inlet for heated raw natural gas of the steam reformer.
Согласно одному варианту реализации системы по настоящему изобретению система дополнительно содержит:According to one embodiment of the system of the present invention, the system further comprises:
• установку конверсии для взаимодействия газообразного монооксида углерода, полученного в паровом риформере, с водой, в результате чего получается смесь диоксида углерода и водорода, непосредственно сообщающийся по текучей среде паровым риформером;• a conversion unit for reacting gaseous carbon monoxide obtained in a steam reformer with water, resulting in a mixture of carbon dioxide and hydrogen, which is directly in fluid communication with the steam reformer;
• установку удаления диоксида углерода, непосредственно сообщающийся по текучей среде с установкой конверсии, для отделения водорода от газообразного диоксида углерода в смеси диоксида углерода и водорода, образующейся в блоке конверсии;• a carbon dioxide removal unit in direct fluid communication with the conversion unit for separating hydrogen from gaseous carbon dioxide in the carbon dioxide and hydrogen mixture formed in the conversion unit;
• блок метанирования, непосредственно сообщающийся по текучей среде с блоком удаления диоксида углерода, для преобразования количества газообразного монооксида углерода, образующегося в паровом риформере, и диоксида углерода, образующегося в блоке конверсии, остающегося в газообразном водороде, в метан, тем самым обеспечивая газообразный водород, практически свободный от окиси углерода и двуокиси углерода; и• a methanation unit in direct fluid communication with the carbon dioxide removal unit for converting a quantity of carbon monoxide gas formed in the steam reformer and carbon dioxide formed in the conversion unit remaining in the hydrogen gas into methane, thereby providing hydrogen gas substantially free of carbon monoxide and carbon dioxide; and
• блок синтеза аммиака для взаимодействия газообразного водорода, получаемого в блоке метанирования, с газообразным азотом с образованием аммиака, непосредственно сообщающийся с блоком метанирования.• an ammonia synthesis unit for the interaction of gaseous hydrogen obtained in the methanation unit with gaseous nitrogen to form ammonia, directly communicating with the methanation unit.
В третьем аспекте изобретения раскрыто использование системы по настоящему изобретению для нагревания, в соответствии со способом раскрытия, сырьевого природного газа, используемого в качестве сырья для парового риформера системы производства аммиака.In a third aspect of the invention, there is disclosed the use of the system of the present invention for heating, in accordance with the method of the disclosure, a natural gas feedstock used as a feedstock for a steam reformer of an ammonia production system.
Список ФигурList of Figures
На Фиг. 1 показано схематическое изображение одного варианта реализации системы по настоящему изобретению для нагрева сырьевого природного газа (1).Fig. 1 shows a schematic representation of one embodiment of the system of the present invention for heating raw natural gas (1).
На Фиг. 2 показана блок-схема способа по настоящему изобретению для обработки нагретого сырьевого природного газа (10, 40) в системе (39) производства аммиака.Fig. 2 shows a block diagram of the method of the present invention for treating heated natural gas feedstock (10, 40) in an ammonia production system (39).
На Фиг. 3 показано схематическое изображение первичного риформера (19).Fig. 3 shows a schematic representation of the primary reformer (19).
На Фиг. 4 показано схематическое изображение другого варианта реализации системы по настоящему изобретению для нагрева сырьевого природного газа (1).Fig. 4 shows a schematic representation of another embodiment of the system of the present invention for heating raw natural gas (1).
Список цифр на ФигурахList of numbers on Figures
Подробное описаниеDetailed description
Во всем описании и пунктах формулы изобретения слова «содержать» и их варианты означают «включая, но не ограничиваясь этим», и они не предназначены для (и не исключают) других частей, добавок, компонентов, целых чисел или этапов. Во всем описании и пунктах формулы изобретения единственное число охватывает множественное число, если контекст не требует иного. В частности, когда используется неопределенный артикль, описание следует понимать как предполагающее множественность, а также единственность, если контекст не требует иного.Throughout the description and claims, the words "comprise" and variations thereof mean "including, but not limited to," and are not intended to include (or exclude) other parts, additives, components, integers, or steps. Throughout the description and claims, the singular includes the plural unless the context otherwise requires. In particular, when the indefinite article is used, the description should be understood to imply plurality as well as singularity unless the context otherwise requires.
Признаки, целые числа, характеристики, соединения, химические фрагменты или группы, описанные в связи с конкретным аспектом, вариантом реализации или примером изобретения, следует понимать как применимые к любому другому аспекту, варианту реализации или примеру изобретения, описанным в настоящем документе, если они не совместимы с ним. Все признаки, раскрытые в данном описании (включая любые сопроводительные пункты формулы изобретения, рефераты и чертежи), и/или все этапы любого способа или процесса, раскрытые таким образом, могут быть объединены в любую комбинацию, за исключением комбинаций, в которых по крайней мере некоторые из таких признаков и/или этапов являются взаимоисключающими. Изобретение не ограничивается деталями любых предшествующих вариантов реализации. Изобретение распространяется на любой новый элемент или любую новую комбинацию признаков, раскрытых в данном описании (включая любые прилагаемые пункты формулы изобретения, рефераты и чертежи), или на любой новый элемент или любую новую комбинацию этапов любого способа или процесса, раскрытых таким образом.Features, integers, characteristics, compounds, chemical moieties or groups described in connection with a particular aspect, embodiment or example of the invention are to be understood as applicable to any other aspect, embodiment or example of the invention described herein, unless incompatible therewith. All features disclosed in this specification (including any accompanying claims, abstracts and drawings) and/or all steps of any method or process so disclosed may be combined in any combination, except combinations in which at least some of such features and/or steps are mutually exclusive. The invention is not limited to the details of any preceding embodiments. The invention extends to any new element or any new combination of features disclosed in this specification (including any accompanying claims, abstracts and drawings) or to any new element or any new combination of steps of any method or process so disclosed.
Перечисление числовых значений с помощью диапазонов цифр включает все значения и дроби в этих диапазонах, а также указанные конечные точки. Термин «от… до», используемый при ссылке на диапазон измеряемой величины, такой как параметр, количество, период времени и т.п., предназначен для включения пределов, связанных с раскрытым диапазоном.Listing of numerical values using numeric ranges includes all values and fractions within those ranges, as well as the stated end points. The term "from...to" used when referring to a range of a measurand such as a parameter, quantity, time period, etc., is intended to include the limits associated with the disclosed range.
Настоящим ссылаемся на Фиг. 1-3. В первом аспекте изобретения раскрыт способ нагрева сырьевого природного газа 1, который не содержит водяной пар и используется в качестве исходного сырья для парового риформера 19 системы 39 производства аммиака. Система содержит паровой риформер 19, функционально соединенный с блоком 3 рекупирования тепла, включающую по меньшей мере два нагревательных змеевика 4 и 5, поддерживаемые с разной температурой, при этом сыревой природный газ проходит по меньшей мере через два нагревательных змеевика 4 и 5. Способ включает следующие этапы:Reference is now made to Fig. 1-3. In a first aspect of the invention, a method is disclosed for heating a raw natural gas 1 that does not contain steam and is used as a feedstock for a steam reformer 19 of an ammonia production system 39. The system comprises a steam reformer 19 operatively connected to a heat recovery unit 3, including at least two heating coils 4 and 5 maintained at different temperatures, wherein the raw natural gas passes through at least two heating coils 4 and 5. The method comprises the following steps:
а) регенерация тепла в блоке 3 рекупирования тепла из системы 39 производства аммиака; иa) heat recovery in heat recovery unit 3 from ammonia production system 39; and
б) обмен по меньшей мере части тепла, рекупированного на этапе а), по меньшей мере с частью сырьевого природного газа 1, получая при этом нагретый сырьевой природный газ 10. Поскольку сырьевой природный газ 1 не содержит пар, в способе по настоящему изобретению по меньшей мере часть сырьевого природного газа 1 нагревают в блоке 3 рекупирования тепла, прежде чем смешивать с паром в паровом блоке 15, обычно размещаемом после блока рекупирования тепла, включающего по меньшей мере два нагревательных змеевика (4, 5) и реагирующем в паровом риформере 19. В результате этого этапа теплообмена получают подогретый сырьевой природный газ 10. Этот сырьевой природный газ 10 может быть затем, в свою очередь, использован в качестве источника энергии, такого как подача тепла в теплообменник, тем самым, в свою очередь, распределяя тепло в системе 39 производства аммиака. В качестве альтернативы нагретый сырьевой природный газ 10 может быть смешан с природным газом при другой температуре, так что сырье с заданной температурой может быть получено после парового блока 15, с таким расчетом, чтобы смесь 42 природного газа и пара в свою очередь была получена при оптимальной температуре перед реакцией в паровом риформере 19. При измерении температуры смеси, содержащей нагретый сырьевой природный газ, можно регулировать количество сырьевого природного газа, проходящего через этап теплообмена б), например, с помощью системы клапанов. Иными словами, способ по настоящему изобретению не только обеспечивает оптимальное распределение тепла, регенерируемого в системе 39 производства аммиака, но также обеспечивает оптимальную температуру сырьевого природного газа 1 при реакции в паровом риформере 19. Такая оптимальная температура необходима не только для обеспечения надлежащей конверсии природного газа 1 в криформированный газ, т.е. смесь монооксида углерода и водорода 22, но и она дополнительно оптимизирует срок службы парового риформера 19 за счет сведения к минимуму повреждений, когда газы находятся при слишком низкой или слишком высокой температуре. Действительно, когда подача природного газа 10 или 42 в паровой риформер 19 имеет слишком низкую температуру, может потребоваться дополнительное тепло от печной камеры 51, что приводит к дополнительному потреблению энергии и потенциальным повреждениям печной камеры 51 при работе при более высоких температурах. В случае если природный газ, подаваемый в паровой риформер 10 или 42, имеет слишком высокую температуру, нагрев печной камерой 51 может привести к тому, что природный газ в трубчатой секции 50 достигнет температуры, превышающей расчетную температуру для трубок трубчатой секции 50, что приводит к повреждению трубок и протечкам между печной камерой 51 и трубчатой секцией 50.b) exchanging at least part of the heat recovered in step a) with at least part of the raw natural gas 1, thereby obtaining a heated raw natural gas 10. Since the raw natural gas 1 does not contain steam, in the method of the present invention at least part of the raw natural gas 1 is heated in a heat recovery unit 3 before being mixed with steam in a steam unit 15, typically located after the heat recovery unit, comprising at least two heating coils (4, 5) and reacting in a steam reformer 19. As a result of this heat exchange step, a heated raw natural gas 10 is obtained. This raw natural gas 10 can then, in turn, be used as an energy source, such as supplying heat to a heat exchanger, thereby, in turn, distributing heat in the ammonia production system 39. Alternatively, the heated raw natural gas 10 can be mixed with natural gas at a different temperature, so that a feedstock of a given temperature can be obtained after the steam unit 15, so that the mixture 42 of natural gas and steam is in turn obtained at an optimal temperature before the reaction in the steam reformer 19. By measuring the temperature of the mixture containing the heated raw natural gas, the amount of raw natural gas passing through the heat exchange step b) can be adjusted, for example, by means of a valve system. In other words, the method according to the present invention not only ensures an optimal distribution of the heat recovered in the ammonia production system 39, but also ensures an optimal temperature of the raw natural gas 1 during the reaction in the steam reformer 19. Such an optimal temperature is necessary not only to ensure proper conversion of the natural gas 1 into a reformed gas, i.e. a mixture of carbon monoxide and hydrogen 22, but it also further optimizes the service life of the steam reformer 19 by minimizing damage when the gases are at too low or too high a temperature. Indeed, when the natural gas 10 or 42 feed to the steam reformer 19 is at too low a temperature, additional heat may be required from the furnace chamber 51, which leads to additional energy consumption and potential damage to the furnace chamber 51 when operating at higher temperatures. In the event that the natural gas fed to the steam reformer 10 or 42 is at too high a temperature, heating by the furnace chamber 51 may cause the natural gas in the tube section 50 to reach a temperature higher than the design temperature for the tubes of the tube section 50, which leads to damage to the tubes and leaks between the furnace chamber 51 and the tube section 50.
Чтобы максимально увеличить площадь поверхности и, следовательно, теплообмен в системе 2 теплообмена, система теплообмена 2 согласно настоящему изобретению содержит по меньшей мере два нагревательных змеевика 4 и 5. Нагревательные змеевики 4 и 5 имеют хорошую площадь поверхности. Кроме того, наличие нескольких нагревательных змеевиков 4 и 5 позволяет осуществлять многоступенчатый, последовательный нагрев сырьевого природного газа 1 и, тем самым, улучшает контроль температуры сырьевого природного газа 10.In order to maximise the surface area and, therefore, the heat exchange in the heat exchange system 2, the heat exchange system 2 according to the present invention comprises at least two heating coils 4 and 5. The heating coils 4 and 5 have a good surface area. In addition, the presence of several heating coils 4 and 5 allows for multi-stage, sequential heating of the raw natural gas 1 and, thus, improves the temperature control of the raw natural gas 10.
Кроме того, тепло, рекупированное на этапе а), представляет собой тепло, рекупированное дымовым газом 2, выходящим из парового риформера 19 (Фиг. 1). Таким образом, дымовой газ находится в тепловом контакте со всеми, по меньшей мере, двумя нагревательными змеевиками 4 и 5.In addition, the heat recovered in step a) is the heat recovered by the flue gas 2 leaving the steam reformer 19 (Fig. 1). Thus, the flue gas is in thermal contact with all at least two heating coils 4 and 5.
Поскольку температура дымовых газов 2 в печной камере 51 парового риформера 19 достигает 1000°С, эти дымовой газ 2 является особенно подходящим источником тепла для подачи в систему 3 теплообмена, чтобы обеспечить тепло, подаваемое для сырьевого природного газа 1. Кроме того, дымовая труба 52 парового риформера 19 может быть рассчитана на температуру не выше 150°С. Это означает, что в любом случае может быть необходимо рекупировать тепло дымового газа 2 перед его отправкой в дымовую трубу 52 с помощью вентилятора (не показан), обычно расположенного в нижней части парового риформера 19, учитывая его вес. Таким образом, использование дымового газа 2 для рекупирования тепла в системе 3 рекупирования тепла дает преимущество в том, что температура дымового газа 38, поступающего в дымовую трубу 52, не превышает температуру, на которую рассчитана дымовая труба 52.Since the temperature of the flue gases 2 in the furnace chamber 51 of the steam reformer 19 reaches 1000 °C, this flue gas 2 is a particularly suitable heat source for feeding to the heat exchange system 3 in order to provide heat supplied to the raw natural gas 1. In addition, the chimney 52 of the steam reformer 19 can be designed for a temperature of no more than 150 °C. This means that in any case it may be necessary to recover the heat of the flue gas 2 before sending it to the chimney 52 by means of a fan (not shown), usually located at the bottom of the steam reformer 19, taking into account its weight. Thus, using the flue gas 2 for heat recovery in the heat recovery system 3 gives the advantage that the temperature of the flue gas 38 entering the chimney 52 does not exceed the temperature for which the chimney 52 is designed.
Кроме того, этап б) способа включает последовательные этапы (Фиг. 1):In addition, step b) of the method includes the following successive steps (Fig. 1):
б1) нагревание сырьевого природного газа 1, в частности, не содержащего пара, с температуры в диапазоне от 10°С до 40°С до температуры в диапазоне от 180°С до 210°С при контакте сырья 1 с первым нагревательным змеевиком 4 блока 3 рекупирования тепла, в частности, с использованием тепла, регенерированного из дымового газа, получая таким образом предварительно нагретый сырьевой природный газ 9; иb1) heating the raw natural gas 1, in particular not containing steam, from a temperature in the range from 10°C to 40°C to a temperature in the range from 180°C to 210°C upon contact of the raw material 1 with the first heating coil 4 of the heat recovery unit 3, in particular using heat recovered from the flue gas, thereby obtaining preheated raw natural gas 9; and
б2) последующий дополнительный нагрев предварительно нагретого сырьевого природного газа 9, в частности, не содержащего пара, с этапа б1) до температуры в диапазоне от 360°С до 380°С при контакте сырья 9 со вторым нагревательным змеевиком 5 блока 3 рекупирования тепла, в частности, с использованием тепла, регенерированного из дымового газа, получая при этом нагретый сырьевой природный газ 10.b2) subsequent additional heating of the preheated raw natural gas 9, in particular, not containing steam, from step b1) to a temperature in the range from 360°C to 380°C upon contact of the raw material 9 with the second heating coil 5 of the heat recovery unit 3, in particular, using heat regenerated from the flue gas, thereby obtaining heated raw natural gas 10.
Как описано выше, нагрев сырьевого природного газа 1 в несколько этапов обеспечивает преимущество улучшенного контроля температуры сырьевого природного газа 10 или 42, поступающего в паровой риформер 19. Кроме того, предварительно подогретый сырьевой природный газ 9 можно использовать в качестве источника энергоснабжения, например, посредством теплообмена или смешивания с другими газами, как будет показано в следующем варианте реализации. Таким образом, многоступенчатый процесс нагрева сырьевого природного газа 1 также обеспечивает преимущество оптимального распределения тепла по всей системе 39 производства аммиака.As described above, heating the raw natural gas 1 in several stages provides the advantage of improved temperature control of the raw natural gas 10 or 42 entering the steam reformer 19. In addition, the preheated raw natural gas 9 can be used as an energy supply source, for example by heat exchange or mixing with other gases, as will be shown in the following embodiment. Thus, the multi-stage heating process of the raw natural gas 1 also provides the advantage of optimal heat distribution throughout the entire ammonia production system 39.
Настоящим ссылаемся на Фиг. 1, 2 и 4. Согласно одному варианту реализации способа по настоящему изобретению способ дополнительно включает следующий этап:Reference is now made to Figs. 1, 2 and 4. According to one embodiment of the method of the present invention, the method further comprises the following step:
в) разделение предварительно нагретого сырьевого природного газа 9, полученного на стадии б1), на поток предварительно нагретого сырья, подаваемого во второй нагревательный змеевик 5 блока 3 для рекупирования тепла, и поток 6 газа, имеющий температуру в диапазоне от 180°С до 210°С, используемый в качестве топлива в паровом риформере 19.c) separating the preheated raw natural gas 9 obtained in step b1) into a stream of preheated raw material fed into the second heating coil 5 of block 3 for heat recovery, and a gas stream 6 having a temperature in the range from 180°C to 210°C, used as fuel in the steam reformer 19.
Как описано выше, в качестве источника энергии можно использовать предварительно подогретый сырьевой природный газ 9. Путем разделения предварительно нагретого сырьевого природного газа 9 можно получить газовый поток 6 с температурой в диапазоне от 180°С до 210°С, который соответствует для подачи в печную камеру 51 парового риформера 19. Следовательно, не требуется отдельного нагревательного устройства для нагрева газа, подаваемого в качестве топлива 6 в печную камеру 51 парового риформера 19. Более того, способ по настоящему изобретению не только позволяет регулировать температуру сырьевого газа 10 или 42, подающегося в паровой риформер 19, но также позволяет получать газовый поток 6 с температурой в диапазоне от 180°С до 210°С, подходящей для топлива в печной камере 51 парового риформера 19, а также контролировать температуру газового потока 6, находящегося в диапазоне температур от 180°С до 210°С и используемого в качестве топливного газа. Это может иметь особое значение в системах 39 производства аммиака, включающих паровые риформеры 19, состоящие из нескольких параллельных блоков (не показаны), каждый из которых содержит печную камеру 51 и трубчатую секцию 50: в таких системах может возникнуть проблема - неравномерное распределение тепла между различными блоками парового риформера. Регулирование как температуры нагретого сырьевого природного газа 10, так и газового потока 6 и газового потока 40 позволяет решить эту проблему.As described above, the preheated raw natural gas 9 can be used as the energy source. By separating the preheated raw natural gas 9, it is possible to obtain a gas stream 6 with a temperature in the range of 180°C to 210°C, which is suitable for feeding into the furnace chamber 51 of the steam reformer 19. Therefore, no separate heating device is required for heating the gas fed as fuel 6 to the furnace chamber 51 of the steam reformer 19. Moreover, the method of the present invention not only makes it possible to control the temperature of the raw gas 10 or 42 fed to the steam reformer 19, but also makes it possible to obtain a gas stream 6 with a temperature in the range of 180°C to 210°C, suitable for fuel in the furnace chamber 51 of the steam reformer 19, and also to control the temperature of the gas stream 6, which is in the temperature range of 180°C to 210°C and is used as fuel gas. This may be of particular importance in ammonia production systems 39 comprising steam reformers 19 consisting of several parallel units (not shown), each comprising a furnace chamber 51 and a tubular section 50: in such systems, a problem may arise - uneven heat distribution between the different units of the steam reformer. Controlling both the temperature of the heated natural gas feedstock 10 and the gas stream 6 and gas stream 40 allows this problem to be solved.
Настоящим ссылаемся на Фиг. 4. В соответствии с одним вариантом реализации способа по настоящему изобретению газовый поток, имеющий температуру в диапазоне от 180°С до 210°С, используемый в качестве топлива 6 в паровом риформере 19, полученный на этапе в), дополнительно смешивают с природным газом. В качестве дополнения к предыдущему варианту реализации способ по настоящему изобретению позволяет дополнительно контролировать температуру и объем газа 40, подаваемого в качестве топлива в печную камеру 51 парового риформера 19.Reference is now made to Fig. 4. According to one embodiment of the method of the present invention, the gas stream having a temperature in the range from 180°C to 210°C, used as fuel 6 in the steam reformer 19, obtained in step c), is further mixed with natural gas. As a complement to the previous embodiment, the method of the present invention makes it possible to further control the temperature and volume of gas 40 supplied as fuel to the furnace chamber 51 of the steam reformer 19.
Настоящим ссылаемся на Фиг. 2. Согласно одному варианту реализации способа по настоящему изобретению, способ дополнительно включает следующие этапы:Reference is now made to Fig. 2. According to one embodiment of the method of the present invention, the method further comprises the following steps:
г) подача нагретого сырьевого природного газа 10 в установку десульфуризации 11, в результате чего получается обедненный серой природный газ 14;d) feeding heated raw natural gas 10 into a desulphurization unit 11, resulting in sulphur-depleted natural gas 14;
д) смешивание обедненного серой природного газа 14, полученного на этапе г), с паром в паровом блоке 15, в результате чего получается смесь 18 природного газа/пара;d) mixing the sulfur-depleted natural gas 14 obtained in step c) with steam in a steam unit 15, resulting in a natural gas/steam mixture 18;
е) нагревание смеси природного газа/пара 18, полученной на этапе д), с температуры в диапазоне от 360°С до 380°С до температуры в диапазоне от 590°С до 610°С в нагревательном блоке 41, в результате чего получается нагретая смесь 42 природного газа и пара; иe) heating the natural gas/steam mixture 18 obtained in step d) from a temperature in the range of 360°C to 380°C to a temperature in the range of 590°C to 610°C in a heating unit 41, resulting in a heated mixture 42 of natural gas and steam; and
ж) подача нагретой смеси природного газа/пара 42, полученной на этапе е), в паровой риформер 19, в результате чего образуется риформированный газ 22, содержащий, по меньшей мере, водород и монооксид углерода.g) feeding the heated natural gas/steam mixture 42 obtained in step e) into the steam reformer 19, resulting in the formation of reformed gas 22 containing at least hydrogen and carbon monoxide.
Этот вариант реализации способа позволит специалисту в данной области техники использовать нагретый сырьевой природный газ 1 для получения риформированного газа, содержащего смесь монооксида углерода и водорода 22. Специалисту в данной области должно быть очевидно, что, при необходимости, перед этапом г) можно провести дополнительный этап, на котором нагретый сырьевой природный газ 10 взаимодействует с воздухом 54 в качестве источника кислорода в блоке вторичного риформера 53 для дальнейшего повышения конверсии природного газа в риформированный газ 22, содержащий водород и монооксид углерода. Газ, выходящий из вторичного риформера 53, может подаваться затем в блок 24 конверсии.This embodiment of the method will allow a person skilled in the art to use heated raw natural gas 1 to obtain reformed gas containing a mixture of carbon monoxide and hydrogen 22. It should be obvious to a person skilled in the art that, if necessary, before step d), an additional step can be carried out in which the heated raw natural gas 10 interacts with air 54 as a source of oxygen in the secondary reformer unit 53 to further increase the conversion of natural gas into reformed gas 22 containing hydrogen and carbon monoxide. The gas exiting the secondary reformer 53 can then be fed to the conversion unit 24.
Настоящим ссылаемся на Фиг. 2. Согласно одному варианту реализации способа по настоящему изобретению, способ дополнительно включает следующие этапы:Reference is now made to Fig. 2. According to one embodiment of the method of the present invention, the method further comprises the following steps:
и) взаимодействие конвертированного газа 22, преобразованного в паровом риформере 19 в блоке 24 конверсии, в результате чего получается смесь диоксида углерода и водорода 27;i) interaction of the converted gas 22, converted in the steam reformer 19 in the conversion unit 24, resulting in a mixture of carbon dioxide and hydrogen 27;
к) взаимодействие газа 27, полученного в результате реакции в блоке конверсии 24 в блоке 28 удаления диоксида углерода, тем самым отделяя водород 31 от диоксида углерода;k) interaction of gas 27 obtained as a result of the reaction in the conversion unit 24 in the carbon dioxide removal unit 28, thereby separating hydrogen 31 from carbon dioxide;
л) взаимодействие газа 31, полученного из блока 28 удаления диоксида углерода в блоке 32 метанирования, в результате чего оставшееся количество монооксида углерода и диоксида углерода в водороде 31 превращаются в метан, в результате чего образуется газообразный водород, по существу свободный от монооксида углерода и диоксида углерода 35; иl) reacting the gas 31 obtained from the carbon dioxide removal unit 28 in the methanation unit 32, as a result of which the remaining amount of carbon monoxide and carbon dioxide in the hydrogen 31 is converted into methane, as a result of which hydrogen gas is formed, substantially free of carbon monoxide and carbon dioxide 35; and
м) взаимодействие газа 35, полученного в результате реакции в блоке метанирования в блоке 36 синтеза аммиака с получением аммиака 45.m) interaction of gas 35 obtained as a result of the reaction in the methanation unit in the ammonia synthesis unit 36 to obtain ammonia 45.
Этот вариант реализации способа позволит специалисту в данной области техники использовать нагретый сырьевой природный газ 1 для получения аммиака 45. Подача газообразного азота 49 в блок 36 синтеза аммиака, также широко известную как синтез Габера-Боша, необходима для того, чтобы газообразный водород, практически не содержащий монооксид углерода и диоксид углерода 35, реагировал с азотом 49 в блоке 36 синтеза аммиака, тем самым получается аммиак 45. Газообразный азот 49 может подаваться в блок 36 синтеза аммиака, например, через установку разделения воздуха (не показана), которая расщепляет или сепарирует кислород в воздухе от газообразного азота 49. В соответствии с другим решением, если, как описано в отношении предыдущего варианта реализации, перед этапом г) проводят дополнительный этап, на котором нагретый сырьевой природный газ 10 взаимодействует с воздухом 54 во вторичном риформере 53, газообразный азот 49 затем подают в синтез аммиака через воздух 54, подаваемый во вторичный риформер 53.This embodiment of the method will allow a person skilled in the art to use heated raw natural gas 1 for producing ammonia 45. The supply of nitrogen gas 49 to the ammonia synthesis unit 36, also widely known as the Haber-Bosch synthesis, is necessary so that the hydrogen gas, which is substantially free of carbon monoxide and carbon dioxide 35, reacts with the nitrogen 49 in the ammonia synthesis unit 36, thereby producing ammonia 45. The nitrogen gas 49 can be supplied to the ammonia synthesis unit 36, for example, via an air separation unit (not shown), which splits or separates the oxygen in the air from the nitrogen gas 49. According to another solution, if, as described in relation to the previous embodiment, before step d) an additional step is carried out in which the heated raw natural gas 10 interacts with air 54 in a secondary reformer 53, Gaseous nitrogen 49 is then fed into the ammonia synthesis via air 54 supplied to the secondary reformer 53.
Настоящим ссылаемся на Фиг. 1-3. Во втором аспекте изобретения раскрыта система нагрева сырьевого природного газа 1, используемого в качестве сырья для парового риформера 19 системы 39 производства аммиака. В систему нагрева входит следующее:Reference is now made to Fig. 1-3. In a second aspect of the invention, a system for heating a raw natural gas 1 used as a feedstock for a steam reformer 19 of an ammonia production system 39 is disclosed. The heating system includes the following:
• система 3 рекупирования тепла для рекупирования тепла, включающая впускное отверстие 46 и выпускное отверстие 47, и по меньшей мере два нагревательных змеевика 4 и 5, поддерживаемые с разной температурой для обмена части рекупируемого тепла по меньшей мере с частью сырьевого природного газа 1, тем самым обеспечивая нагретый сырьевой природный газ 10;• a heat recovery system 3 for heat recovery, including an inlet 46 and an outlet 47, and at least two heating coils 4 and 5 maintained at different temperatures for exchanging a portion of the recovered heat with at least a portion of the raw natural gas 1, thereby providing heated raw natural gas 10;
• паровая установка 15, содержащая впускное отверстие 16, сообщающееся по текучей среде с нагретым сырьевым природным газом 10, и выпускное отверстие 17; и• a steam unit 15 comprising an inlet 16 in fluid communication with the heated raw natural gas 10 and an outlet 17; and
• паровой риформер 19, содержащаяий впускное отверстие для нагретого сырьевого природного газа 20, сообщающееся по текучей среде с нагретым сырьевым природным газом 10, и выпускное отверстие для дымового газа 21;• a steam reformer 19 comprising an inlet for heated raw natural gas 20, in fluid communication with the heated raw natural gas 10, and an outlet for flue gas 21;
при этом установка рекупирования тепла 3 расположена перед паровым блоком 15.wherein the heat recovery unit 3 is located in front of the steam block 15.
Поскольку установка 3 рекупирования тепла расположена перед паровым блоком 15, по крайней мере часть сырья 1 нагревается в этом блоке 3 рекупирования тепла перед тем, как смешивается с паром в паровом блоке 15 и подвергается реакции в паровом риформере 19. В результате этого этапа теплообмена после парового блока получают подогретый сырьевой природный газ 10. Этот сырьевой природный газ 10 может быть затем, в свою очередь, использован в качестве источника энергии, такого как подача тепла в теплообменник, тем самым, в свою очередь, распределяя тепло в системе 39 производства аммиака. В качестве альтернативы нагретый сырьевой природный газ 10 может быть смешан с природным газом при другой температуре, так что сырье с заданной температурой может быть получено перед паровым блоком 15, с таким расчетом, чтобы смесь 42 природного газа и пара в свою очередь была получена при оптимальной температуре перед реакцией в паровом риформере 19. Когда система содержит средства для измерения температуры (не показаны) смеси, включающей нагретый сырьевой природный газ, помощью, например, системы клапанов можно регулировать количество начального сырьевого природного газа, проходящего через стадию теплообмена б). Иными словами, способ по настоящему изобретению не только обеспечивает оптимальное распределение тепла, регенерируемого в системе 39 производства аммиака, но также обеспечивает оптимальную температуру сырьевого природного газа 1 при реакции в паровом риформере 19. Такая оптимальная температура необходима не только для обеспечения надлежащей конверсии природного газа 1 в криформированный газ, т.е. смесь монооксида углерода и водорода 22, но и она дополнительно оптимизирует срок службы парового риформера 19 за счет сведения к минимуму повреждений, когда газы находятся при слишком низкой или слишком высокой температуре. Действительно, когда подача природного газа 10 или 42 в паровой риформер 19 имеет слишком низкую температуру, может потребоваться дополнительное тепло от печной камеры 51, что приводит к дополнительному потреблению энергии и потенциальным повреждениям печной камеры 51 при работе при более высоких температурах. В случае если природный газ, подаваемый в паровой риформер 10 или 42, имеет слишком высокую температуру, нагрев печной камерой 51 может привести к тому, что природный газ в трубчатой секции 50 достигнет температуры, превышающей расчетную температуру для трубок трубчатой секции 50, что приводит к повреждению трубок и протечкам между печной камерой 51 и трубчатой секцией 50.Since the heat recovery unit 3 is located before the steam unit 15, at least a portion of the feedstock 1 is heated in this heat recovery unit 3 before it is mixed with steam in the steam unit 15 and reacted in the steam reformer 19. As a result of this heat exchange step, a heated raw natural gas 10 is obtained after the steam unit. This raw natural gas 10 can then, in turn, be used as an energy source, such as supplying heat to a heat exchanger, thereby, in turn, distributing heat in the ammonia production system 39. Alternatively, the heated natural gas feedstock 10 may be mixed with natural gas at a different temperature, so that the feedstock at a given temperature can be obtained before the steam unit 15, so that the mixture 42 of natural gas and steam in turn is obtained at an optimum temperature before the reaction in the steam reformer 19. When the system comprises means for measuring the temperature (not shown) of the mixture including the heated natural gas feedstock, the amount of the initial natural gas feedstock passing through the heat exchange stage b) can be controlled by means of, for example, a valve system. In other words, the method according to the present invention not only ensures an optimum distribution of the heat recovered in the ammonia production system 39, but also ensures an optimum temperature of the natural gas feedstock 1 during the reaction in the steam reformer 19. Such an optimum temperature is necessary not only to ensure proper conversion of the natural gas 1 into a reformed gas, i.e. a mixture of carbon monoxide and hydrogen 22, but it also further optimizes the service life of the steam reformer 19 by minimizing damage when the gases are at too low or too high a temperature. Indeed, when the natural gas 10 or 42 feed to the steam reformer 19 is at too low a temperature, additional heat may be required from the furnace chamber 51, which leads to additional energy consumption and potential damage to the furnace chamber 51 when operating at higher temperatures. In the event that the natural gas fed to the steam reformer 10 or 42 is at too high a temperature, heating by the furnace chamber 51 may cause the natural gas in the tube section 50 to reach a temperature higher than the design temperature for the tubes of the tube section 50, which leads to damage to the tubes and leaks between the furnace chamber 51 and the tube section 50.
Чтобы максимально увеличить площадь поверхности и, следовательно, теплообмен в системе 2 теплообмена, система теплообмена 2 согласно настоящему изобретению содержит по меньшей мере два нагревательных змеевика 4 и 5. Нагревательные змеевики 4 и 5 имеют хорошую площадь поверхности. Кроме того, наличие нескольких нагревательных змеевиков 4 и 5 позволяет осуществлять многоступенчатый нагрев сырьевого природного газа 1 и, тем самым, улучшает контроль температуры сырьевого природного газа 10.In order to maximise the surface area and, therefore, the heat exchange in the heat exchange system 2, the heat exchange system 2 according to the present invention comprises at least two heating coils 4 and 5. The heating coils 4 and 5 have a good surface area. In addition, the presence of several heating coils 4 and 5 allows for multi-stage heating of the raw natural gas 1 and, thus, improves the temperature control of the raw natural gas 10.
Кроме того, выпускное отверстие 21 дымовогох газа парового риформера 19 находится в жидкостном или тепловом сообщении с нагревательными змеевиками 4 и 5 системы 3 рекупирования тепла с таким расчетом, чтобы тепло регенерировалось из дымового газа 2, получаемого в паровом риформере (19) (Фиг. 1).In addition, the outlet opening 21 of the flue gas of the steam reformer 19 is in liquid or thermal communication with the heating coils 4 and 5 of the heat recovery system 3 in such a way that heat is regenerated from the flue gas 2 obtained in the steam reformer (19) (Fig. 1).
Поскольку температура дымовых газов 2 в печной камере 51 парового риформера 19 достигает 1000°С, эти дымовой газ 2 является особенно подходящим источником тепла для подачи в систему 3 теплообмена, чтобы обеспечить тепло, подаваемое для сырьевого природного газа 1. Кроме того, дымовая труба 52 парового риформера 19 может быть рассчитана на температуру не выше 150°С. Это означает, что в любом случае может быть необходимо рекупировать тепло дымового газа 2 перед его отправкой в дымовую трубу 52 с помощью вентилятора (не показан), обычно расположенного в нижней части парового риформера 19, учитывая его вес. Таким образом, использование дымового газа 2 для рекупирования тепла в системе 3 рекупирования тепла дает преимущество в том, что температура дымового газа 38, поступающего в дымовую трубу 52, не превышает температуру, на которую рассчитана дымовая труба 52.Since the temperature of the flue gases 2 in the furnace chamber 51 of the steam reformer 19 reaches 1000 °C, this flue gas 2 is a particularly suitable heat source for feeding to the heat exchange system 3 in order to provide heat supplied to the raw natural gas 1. In addition, the chimney 52 of the steam reformer 19 can be designed for a temperature of no more than 150 °C. This means that in any case it may be necessary to recover the heat of the flue gas 2 before sending it to the chimney 52 by means of a fan (not shown), usually located at the bottom of the steam reformer 19, taking into account its weight. Thus, using the flue gas 2 for heat recovery in the heat recovery system 3 gives the advantage that the temperature of the flue gas 38 entering the chimney 52 does not exceed the temperature for which the chimney 52 is designed.
Кроме того, первый нагревательный змеевик 4 (Фиг. 1) предназначен для нагрева сырьевого природного газа 1 с температуры в диапазоне от 10°С до 40°С до температуры в диапазоне от 180°С до 210°С, тем самым обеспечивая предварительно нагретый сырьевой природный газ 9, а второй нагревательный змеевик 5 предназначен для нагрева предварительно нагретого сырьевого природного газа 9 с температуры в диапазоне от 180°С до 210°С до температуры в диапазоне от 360°С до 380°С, тем самым обеспечивая нагретый сырьевой природный газ 10. Первый нагревательный змеевик 4 расположен перед вторым змеевиком 5.In addition, the first heating coil 4 (Fig. 1) is designed to heat the raw natural gas 1 from a temperature in the range from 10°C to 40°C to a temperature in the range from 180°C to 210°C, thereby providing preheated raw natural gas 9, and the second heating coil 5 is designed to heat the preheated raw natural gas 9 from a temperature in the range from 180°C to 210°C to a temperature in the range from 360°C to 380°C, thereby providing heated raw natural gas 10. The first heating coil 4 is located in front of the second coil 5.
Как описано выше, наличие нескольких нагревательных змеевиков 4 и 5 обеспечивает преимущество улучшенного контроля сырьевого природного газа 10 или 42, поступающего в паровой риформер 19. Кроме того, предварительно подогретый сырьевой природный газ 9 можно использовать в качестве источника энергоснабжения, например, посредством теплообмена или смешивания с другими газами, как будет показано в следующем варианте реализации. Следовательно, наличие нескольких нагревательных змеевиков 4 и 5 также обеспечивает оптимальное распределение тепла по всей системе 39 производства аммиака.As described above, the presence of several heating coils 4 and 5 provides the advantage of improved control of the raw natural gas 10 or 42 entering the steam reformer 19. In addition, the preheated raw natural gas 9 can be used as an energy supply source, for example by heat exchange or mixing with other gases, as will be shown in the following embodiment. Therefore, the presence of several heating coils 4 and 5 also provides an optimal heat distribution throughout the entire ammonia production system 39.
Настоящим ссылаемся на Фиг. 1, 2 и 4. В соответствии с одним вариантом реализации системы по настоящему изобретению система дополнительно содержит средства разделения 7 предварительно нагретого сырьевого природного газа 9, нагретого первым нагревательным змеевиком 4, на предварительно нагретый поток 9, направляемый на второй нагревательный змеевик 5 блока 3 рекупирования тепла и газовый поток 6, имеющий температуру в диапазоне от 180°С до 210°С, используемый в качестве топлива в паровом риформере 19.Reference is now made to Figs. 1, 2 and 4. According to one embodiment of the system of the present invention, the system further comprises means for separating 7 preheated raw natural gas 9 heated by the first heating coil 4 into a preheated stream 9 directed to the second heating coil 5 of the heat recovery unit 3 and a gas stream 6 having a temperature in the range from 180°C to 210°C used as fuel in the steam reformer 19.
Как описано выше, в качестве источника энергии можно использовать предварительно нагретый сырьевой природный газ 9. Путем разделения предварительно нагретого сырьевого природного газа 9 можно получить газовый поток 6 с температурой в диапазоне от 180°С до 210°С, который соответствует для подачи в печную камеру 51 парового риформера 19. Следовательно, не требуется отдельного нагревательного устройства для нагрева газа, подаваемого в качестве топлива 6 в печную камеру 51 парового риформера 19. Более того, система согласно настоящему изобретению не только позволяет регулировать температуру сырьевого газа 10 или 42 в паровой риформер 19, но и позволяет получать газовый поток 6 с температурой в диапазоне от 180°С до 210°С, подходящей для топлива в печной камере 51 парового риформера 19, а также контролировать температуру этого газового потока 6, имеющего температуру в пределах от 180°С до 210°С и используемого в качестве топливного газа. Это может иметь особое значение в системах 39 производства аммиака, включающих паровые риформеры 19, состоящие из нескольких параллельных блоков (не показаны), каждый из которых содержит печную камеру 51 и трубчатую секцию 50: в таких системах может возникнуть проблема - неравномерное распределение тепла между различными блоками парового риформера. Регулирование как температуры нагретого сырьевого природного газа 10, так и низкотемпературного газового потока 6 и газового потока 40 позволяет решить эту проблему.As described above, the preheated raw natural gas 9 can be used as the energy source. By separating the preheated raw natural gas 9, a gas stream 6 with a temperature in the range of 180°C to 210°C can be obtained, which is suitable for feeding into the furnace chamber 51 of the steam reformer 19. Therefore, no separate heating device is required for heating the gas fed as fuel 6 to the furnace chamber 51 of the steam reformer 19. Moreover, the system according to the present invention not only makes it possible to control the temperature of the raw gas 10 or 42 in the steam reformer 19, but also makes it possible to obtain a gas stream 6 with a temperature in the range of 180°C to 210°C, suitable for fuel in the furnace chamber 51 of the steam reformer 19, and also to control the temperature of this gas stream 6 having a temperature in the range of 180°C to 210°C and used as fuel gas. This may be of particular importance in ammonia production systems 39 comprising steam reformers 19 consisting of several parallel units (not shown), each comprising a furnace chamber 51 and a tubular section 50: in such systems, a problem may arise - uneven heat distribution between the different units of the steam reformer. Controlling both the temperature of the heated natural gas feed 10 and the low-temperature gas stream 6 and the gas stream 40 allows this problem to be solved.
Настоящим ссылаемся на Фиг. 4. В соответствии с одним вариантом реализации системы по настоящему изобретению система дополнительно содержит средства для смешивания 8 потока газа, имеющего температуру в диапазоне от 180°С до 210°С, используемого в качестве топлива 6 в паровом риформере 19, с природным газом. В качестве дополнения к предыдущему варианту реализации система по настоящему изобретению позволяет дополнительно контролировать температуру и объем газа 40, подаваемого в качестве топлива в печную камеру 51 парового риформера 19.Reference is now made to Fig. 4. According to one embodiment of the system of the present invention, the system further comprises means for mixing 8 a gas stream having a temperature in the range from 180°C to 210°C, used as fuel 6 in the steam reformer 19, with natural gas. As a complement to the previous embodiment, the system of the present invention makes it possible to further control the temperature and volume of gas 40 supplied as fuel to the furnace chamber 51 of the steam reformer 19.
Настоящим ссылаемся на Фиг. 2. Согласно одному варианту реализации системы по настоящему изобретению система дополнительно включает следующее:Referring now to Fig. 2, according to one embodiment of the system of the present invention, the system further comprises the following:
• блок 11 десульфуризации для удаления серы из сырьевого природного газа 10, нагретого вторым нагревательным змеевиком 5, содержащий впускное отверстие 12 и выпускное отверстие 13;• a desulphurisation unit 11 for removing sulphur from the raw natural gas 10 heated by the second heating coil 5, comprising an inlet 12 and an outlet 13;
• паровой блок 15, имеющий впускное отверстие 16 и выпускное отверстие 17; и• a steam unit 15 having an inlet 16 and an outlet 17; and
• нагревательный блок 41 для нагрева смеси природного газа/пара с температуры в диапазоне от 360°С до 380°С до температуры в диапазоне от 590°С до 610°С, имеющий впускное отверстие 43 и выпускное отверстие 44;• a heating unit 41 for heating the natural gas/steam mixture from a temperature in the range from 360°C to 380°C to a temperature in the range from 590°C to 610°C, having an inlet 43 and an outlet 44;
при этом впускное отверстие 12 блока десульфуризации 11 сообщается по текучей среде с выпускным отверстием 47 блока рекупирования тепла, и при этом впускное отверстие 16 парового блока 15 сообщается по текучей среде с выпускным отверстием 13 блока десульфуризации, и при этом выпускное отверстие 17 парового блока 15 сообщается по текучей среде с впускным отверстием нагревательной блока 41, и при этом выпускное отверстие 44 для нагревательной блока 41 сообщается по текучей среде с впускным отверстием для нагретого сырьевого природного газа 20 парового риформера 19.wherein the inlet opening 12 of the desulphurisation unit 11 is in fluid communication with the outlet opening 47 of the heat recovery unit, and wherein the inlet opening 16 of the steam unit 15 is in fluid communication with the outlet opening 13 of the desulphurisation unit, and wherein the outlet opening 17 of the steam unit 15 is in fluid communication with the inlet opening of the heating unit 41, and wherein the outlet opening 44 for the heating unit 41 is in fluid communication with the inlet opening for heated raw natural gas 20 of the steam reformer 19.
Этот вариант реализации системы позволит специалисту в данной области техники использовать нагретый сырьевой природный газ 1 для получения риформированного газа, содержащего смесь монооксида углерода и водорода 22. Специалисту в данной области будет очевидно, что, при необходимости, вторичный риформер 53 может быть размещен после парового риформера 19 и перед блоком 24 конверсии для взаимодействия нагретого сырьевого природного газа 10 с воздухом 54 в качестве источника кислорода, и тем самым дополнительно повышая конверсию природного газа в риформированный газ 22, содержащий водород и монооксид углерода. Газ, выходящий из вторичного риформера 53, может подаваться затем в блок 24 конверсии.This embodiment of the system will allow a person skilled in the art to use heated raw natural gas 1 to obtain a reformed gas containing a mixture of carbon monoxide and hydrogen 22. It will be obvious to a person skilled in the art that, if necessary, a secondary reformer 53 can be placed after the steam reformer 19 and before the conversion unit 24 to react the heated raw natural gas 10 with air 54 as a source of oxygen, and thereby further increasing the conversion of natural gas into a reformed gas 22 containing hydrogen and carbon monoxide. The gas exiting the secondary reformer 53 can then be fed to the conversion unit 24.
Настоящим ссылаемся на Фиг. 2. Согласно одному варианту реализации системы по настоящему изобретению система дополнительно содержит:Referring now to Fig. 2, according to one embodiment of the system of the present invention, the system further comprises:
• блок 24 конверсии для взаимодействия газообразного монооксида углерода, полученного в паровом риформере 19, с водой 48, в результате чего получается смесь диоксида углерода и водорода 27, в прямом сообщении по текучей среде с паровом риформере 19;• a conversion unit 24 for reacting gaseous carbon monoxide obtained in the steam reformer 19 with water 48, resulting in a mixture of carbon dioxide and hydrogen 27, in direct fluid communication with the steam reformer 19;
• блок 28 удаления диоксида углерода, непосредственно сообщающийся по текучей среде с блоком 27 конверсии для отделения водорода 31 от диоксида углерода в смеси диоксида углерода и водорода 27, образующейся в блоке конверсии 24;• a carbon dioxide removal unit 28 in direct fluid communication with the conversion unit 27 for separating hydrogen 31 from carbon dioxide in the mixture of carbon dioxide and hydrogen 27 formed in the conversion unit 24;
• блок 32 метанирования, непосредственно сообщающийся по текучей среде с блоком 28 удаления диоксида углерода, для преобразования количества газообразного монооксида углерода, образующегося в паровом риформере 19, и диоксида углерода, образующегося в блоке 24 конверсии, остающегося в газообразном водороде 31, в метан, тем самым обеспечивая газообразный водород 35, практически свободный от окиси углерода и двуокиси углерода; и• a methanation unit 32 in direct fluid communication with the carbon dioxide removal unit 28 for converting the amount of carbon monoxide gas formed in the steam reformer 19 and the carbon dioxide formed in the conversion unit 24 remaining in the hydrogen gas 31 into methane, thereby providing hydrogen gas 35 substantially free of carbon monoxide and carbon dioxide; and
• блок 36 синтеза аммиака для взаимодействия газообразного водорода, получаемого в блоке метанирования 32, с газообразным азотом 49 с образованием аммиака 45, непосредственно сообщающийся по текучей среде с блоком метанирования.• ammonia synthesis unit 36 for reacting gaseous hydrogen obtained in methanation unit 32 with gaseous nitrogen 49 to form ammonia 45, directly communicating via fluid medium with the methanation unit.
Этот вариант реализации способа позволит специалисту в данной области техники использовать нагретый сырьевой природный газ 1 для получения аммиака 45. Подача газообразного азота 49 в блок 36 синтеза аммиака, также широко известную как синтез Габера-Боша, необходима для того, чтобы газообразный водород, практически не содержащий монооксид углерода и диоксид углерода 35, реагировал с азотом 49 в блоке 36 синтеза аммиака, тем самым получается аммиак 45. Газообразный азот 49 может подаваться в установку 36 синтеза аммиака, например, через установку разделения воздуха (не показана), которая отделяет кислород воздуха от газообразного азота 49. В соответствии с другим решением, если, как описано в отношении предыдущего варианта реализации, вторичный риформер 53 расположен после парового риформера 19 и выше по потоку от блока 24 конверсии, тогда газообразный азот 49 подают на синтез аммиака через воздух 54, подаваемый во вторичный риформер 53.This embodiment of the method will allow a person skilled in the art to use heated raw natural gas 1 for producing ammonia 45. The supply of nitrogen gas 49 to the ammonia synthesis unit 36, also widely known as the Haber-Bosch synthesis, is necessary so that hydrogen gas, which is substantially free of carbon monoxide and carbon dioxide 35, reacts with nitrogen 49 in the ammonia synthesis unit 36, thereby producing ammonia 45. Nitrogen gas 49 can be supplied to the ammonia synthesis unit 36, for example, through an air separation unit (not shown), which separates atmospheric oxygen from nitrogen gas 49. According to another solution, if, as described in relation to the previous embodiment, the secondary reformer 53 is located after the steam reformer 19 and upstream of the conversion unit 24, then nitrogen gas 49 is supplied to the synthesis ammonia through air 54 supplied to the secondary reformer 53.
В третьем аспекте изобретения раскрыто использование системы по настоящему изобретению для нагревания, в соответствии со способом раскрытия, сырьевого природного газа, используемого в качестве сырья для парового риформера системы производства аммиака.In a third aspect of the invention, there is disclosed the use of the system of the present invention for heating, in accordance with the method of the disclosure, a natural gas feedstock used as a feedstock for a steam reformer of an ammonia production system.
ПримерExample
Настоящим ссылаемся на Фиг. 1-4.Reference is hereby made to Fig. 1-4.
Тепло от дымового газа 2 утилизируется в системе 3 рекупирования тепла. Сырье природного газа 1 вводили в контакт с первым змеевиком 4 и предварительно нагревали до 210°С для получения предварительно нагретого сырьевого природного газа 9. Этот предварительно нагретый газовый поток 9 затем разделяли на газовый поток 6 с температурой в диапазоне от 180°С до 210°С, используемый в качестве топлива, и оставшуюся часть предварительно нагретого газового потока 9. Предварительно нагретый сырьевой природный газ 9 затем дополнительно нагревали при подаче во второй змеевик 5, в результате чего получали нагретый сырьевой природный газ 10, имеющий температуру 370°С. Нагретый сырьевой природный газ 10 обрабатывали в блоке 11 десульфуризации и в дальнейшем смешивали с паром (в паровой установке) перед реакцией в трубчатой секции 50 парового риформера 19 метана с образованием монооксида углерода и водорода, содержащихся в риформированном газе 22. Топливный газ в печной камере 51 получали путем смешивания газового потока 6 с частью нагретого сырьевого природного газа 10, в результате чего получали газовый поток 40, имеющий температуру в диапазоне от 150 до 170°С. Риформированный газ 22, полученный в паровом риформере 19, затем подвергали реакции во вторичном риформере 53 с целью получения дополнительного количества монооксида углерода и водорода в риформированном газе 22. Реформированный газ 22 последовательно обрабатывали в блоке 24 конверсии с получением смеси монооксида углерода и водорода 27 в блоке 28 удаления диоксида углерода, получая при этом поток 31 газообразного водорода в блоке 32 метанирования, получая при этом поток 35 газообразного водорода, практически не содержащий монооксид углерода и диоксид углерода, и в блоке 36 синтеза аммиака, таким образом получая аммиак 45.Heat from flue gas 2 is utilized in heat recovery system 3. Natural gas feedstock 1 was brought into contact with first coil 4 and preheated to 210°C to obtain preheated natural gas feedstock 9. This preheated gas stream 9 was then divided into gas stream 6 with a temperature in the range from 180°C to 210°C, used as fuel, and the remaining portion of preheated gas stream 9. Preheated natural gas feedstock 9 was then further heated when fed to second coil 5, resulting in preheated natural gas feedstock 10 having a temperature of 370°C. The heated raw natural gas 10 was treated in the desulphurisation unit 11 and subsequently mixed with steam (in a steam unit) before reacting in the tubular section 50 of the steam methane reformer 19 to form carbon monoxide and hydrogen contained in the reformed gas 22. The fuel gas in the furnace chamber 51 was obtained by mixing the gas stream 6 with a portion of the heated raw natural gas 10, resulting in a gas stream 40 having a temperature in the range from 150 to 170°C. The reformed gas 22 obtained in the steam reformer 19 was then reacted in the secondary reformer 53 to obtain additional carbon monoxide and hydrogen in the reformed gas 22. The reformed gas 22 was sequentially processed in a conversion unit 24 to obtain a mixture of carbon monoxide and hydrogen 27 in a carbon dioxide removal unit 28, thereby obtaining a hydrogen gas stream 31 in a methanation unit 32, thereby obtaining a hydrogen gas stream 35 substantially free of carbon monoxide and carbon dioxide, and in an ammonia synthesis unit 36, thereby obtaining ammonia 45.
Claims (39)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| IN202011041823 | 2020-09-25 | ||
| EP20206677.5 | 2020-11-10 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2836828C1 true RU2836828C1 (en) | 2025-03-24 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0227807A1 (en) * | 1985-06-27 | 1987-07-08 | Stone & Webster Eng Corp | GENERATION OF SYNTHESIS GAS BY CONVECTION REFORM. |
| US7707837B2 (en) * | 2004-01-09 | 2010-05-04 | Hitachi, Ltd. | Steam reforming system |
| EP2896596A1 (en) * | 2012-09-12 | 2015-07-22 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Reforming device and reforming method, device for manufacturing chemical products comprising reforming device, and method for manufacturing chemical products |
| RU2014149072A (en) * | 2012-05-07 | 2016-06-27 | Касале Са | METHOD FOR MODERNIZING PLANTS FOR PRODUCING AMMONIA USING NATURAL GAS |
| RU2706059C2 (en) * | 2015-02-20 | 2019-11-13 | Касале Са | Ammonia production method |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0227807A1 (en) * | 1985-06-27 | 1987-07-08 | Stone & Webster Eng Corp | GENERATION OF SYNTHESIS GAS BY CONVECTION REFORM. |
| US7707837B2 (en) * | 2004-01-09 | 2010-05-04 | Hitachi, Ltd. | Steam reforming system |
| RU2014149072A (en) * | 2012-05-07 | 2016-06-27 | Касале Са | METHOD FOR MODERNIZING PLANTS FOR PRODUCING AMMONIA USING NATURAL GAS |
| EP2896596A1 (en) * | 2012-09-12 | 2015-07-22 | Mitsubishi Heavy Industries, Ltd. | Reforming device and reforming method, device for manufacturing chemical products comprising reforming device, and method for manufacturing chemical products |
| RU2706059C2 (en) * | 2015-02-20 | 2019-11-13 | Касале Са | Ammonia production method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP1977993B1 (en) | Catalytic steam reforming with recycle | |
| CN101905867B (en) | Steam-hydrocarbon reforming with reduced carbon dioxide emissions | |
| AU742314B2 (en) | Steam reforming | |
| CA2814753C (en) | Steam-hydrocarbon reforming with limited steam export | |
| JP5721310B2 (en) | Oxygen removal | |
| GB2597365A (en) | Low-carbon hydrogen process | |
| CN105820036B (en) | Method and system for producing methanol using partial oxidation | |
| WO2016016253A1 (en) | Integrated short contact time catalytic partial oxidation/gas heated reforming process for the production of synthesis gas | |
| RU2836828C1 (en) | Method of heating raw natural gas supplied to steam reformer, system and its use | |
| EP1441981B1 (en) | Reactor for reformation of natural gas and simultaneous production of hydrogen | |
| US10933394B2 (en) | Apparatus for improving thermal efficiency of steam production | |
| AU2021350149B2 (en) | Method for heating a feed of natural gas to a steam reformer and system and use thereof | |
| KR20240158235A (en) | Hydrogen production process and method for opening a hydrogen production unit | |
| EP3659965B1 (en) | Method for the production of steam in a steam reforming plant | |
| US10961121B2 (en) | Method for improving thermal efficiency of steam production | |
| CA3268672A1 (en) | Decarbonisation of a chemical plant | |
| WO2025257528A1 (en) | Low-carbon hydrogen process | |
| EA046288B1 (en) | LOW CARBON HYDROGEN FUEL | |
| EA050633B1 (en) | REDUCING METAL DUSTING IN A BAYONET REFORMING DEVICE |