RU176510U1 - Малотоннажная установка получения метанола - Google Patents
Малотоннажная установка получения метанола Download PDFInfo
- Publication number
- RU176510U1 RU176510U1 RU2017121751U RU2017121751U RU176510U1 RU 176510 U1 RU176510 U1 RU 176510U1 RU 2017121751 U RU2017121751 U RU 2017121751U RU 2017121751 U RU2017121751 U RU 2017121751U RU 176510 U1 RU176510 U1 RU 176510U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- heat exchanger
- outlet
- methanol
- synthesis
- Prior art date
Links
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 264
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 157
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 123
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims abstract description 122
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 53
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 43
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 33
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 26
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims abstract description 24
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 23
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 claims abstract description 21
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims abstract description 20
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims abstract description 19
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 10
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 45
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 26
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 19
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 13
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 13
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 13
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 13
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 12
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 10
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 10
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 9
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims description 8
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 7
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 6
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 claims description 5
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 claims description 5
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 claims description 5
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 4
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 3
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims description 3
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims description 3
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims description 3
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 3
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 claims description 3
- TVZPLCNGKSPOJA-UHFFFAOYSA-N copper zinc Chemical compound [Cu].[Zn] TVZPLCNGKSPOJA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims description 2
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims 2
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 claims 2
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 claims 1
- UPHIPHFJVNKLMR-UHFFFAOYSA-N chromium iron Chemical compound [Cr].[Fe] UPHIPHFJVNKLMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- -1 copper-zinc-aluminum-calcium Chemical compound 0.000 claims 1
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims 1
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 claims 1
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 claims 1
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 claims 1
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 claims 1
- 238000013461 design Methods 0.000 abstract description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 4
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 abstract description 2
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 abstract description 2
- 230000004907 flux Effects 0.000 abstract description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005381 potential energy Methods 0.000 abstract description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 13
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 9
- 238000000629 steam reforming Methods 0.000 description 6
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 5
- 239000008213 purified water Substances 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 3
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002453 autothermal reforming Methods 0.000 description 2
- 238000007036 catalytic synthesis reaction Methods 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 2
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 2
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 2
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000001833 catalytic reforming Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N nitrogen group Chemical group [N] QJGQUHMNIGDVPM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
- B01J19/00—Chemical, physical or physico-chemical processes in general; Their relevant apparatus
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Полезная модель относится к области органической химии, а именно к установкам малотоннажного производства метанола. Полезная модель интегрирует новые и известные технические решения, адаптированные к малотоннажному производству метанола: получение синтез-газа в малогабаритных газогенераторах некаталитического парциального окисления углеводородных газов, конструктивно схожих с жидкостными ракетными двигателями; применение преимущественно воздуха в качестве окислителя углеводородных газов; регулирование состава и параметров синтез-газа - отношения Н/СО, объемной концентрации СО, стехиометрического значения компонентов синтез-газа и его температуры - для обеспечения максимальной скорости синтеза метанола, высокой степени конверсии синтез-газа, уменьшения габаритов реакторов синтеза метанола; применение однопроходной схемы синтеза метанола в проточном каскаде, включающем три изотермических реактора с тепловыми трубами, с выводом конденсата воды и метанола после каждого реактора; применение детандера для использования потенциальной энергии хвостовых газов. Предлагаемая конструкция малотоннажной установки по производству метанола способна работать в промысловых условиях и обеспечивает уменьшение капитальных затрат на оборудование и создание инженерных сетей, простоту обслуживания, высокую ремонтопригодность, малые массогабаритные характеристики, низкие эксплуатационные расходы и сбалансированность тепловых потоков в установке.
Description
Полезная модель относится к области органической химии, а именно к установкам малотоннажного производства метанола.
Создание рентабельных малотоннажных производств метанола производительностью до 20000 тонн метанола в год является актуальной проблемой. Она особенно важна для промысловых условий добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья в удаленных и труднодоступных районах Севера и Сибири, поскольку метанол является основным средством борьбы с гидратообразованием. Перспективы малотоннажного производства метанола также связаны с освоением средних и малых нефтегазовых месторождений, на которые приходится более 50% мировых запасов углеводородного сырья.
Основные требования, предъявляемые к малотоннажным установкам: надежность, простота технологии, экологическая безопасность, минимальные массогабаритные характеристики, блочно-модульное исполнение для удобства транспортировки, монтажа и эксплуатации, небольшие капитальные затраты, максимальная степень интеграции с существующей инфраструктурой (источниками сырья, энергоресурсами, инженерными сетями) при сохранении возможности автономной работы.
Широко известны установки по производству метанола, основанные на применении классической двухстадийной технологии, с получением на первой стадии синтез-газа (СГ) путем парового каталитического риформинга углеводородных газов (УВГ), преимущественно природного газа. При этом на стадию получения синтез-газа приходится 60÷70% общих капитальных затрат. На второй стадии осуществляют собственно синтез метанола путем конверсии СГ в реакторах в присутствии преимущественно медьцинкалюминиевых катализаторов, работающих при низких температурах 200-260°C и давлениях 4,5÷10 МПа.
Основные недостатки традиционных установок связаны с технологией получения СГ:
- высокими энергетическими затратами на нагрев УВГ для проведения сильно эндотермической реакции
вследствие чего термический КПД установок невысок;
- большим расходом химочищенной воды для обеспечения отношения пар/газ в диапазоне 2÷5;
- низкими давлениями процесса парового риформинга УВГ, поэтому для последующего каталитического синтеза метанола, протекающего при более высоких давлениях, необходимо компримирование СГ.
Кроме того, на стадии синтеза метанола приходится рециркулировать большие объемы сдувочных газов, которые также необходимо компримировать перед подачей в реакторы синтеза.
В связи с отмеченными недостатками эффективность классической технологии зависит от масштабов производства метанола. Поэтому в настоящее время в РФ функционируют только две малотоннажные установки ОАО «НОВАТЭК» производительностью 12500 и 40000 тонн метанола в год, работающие на Юрхаровском газоконденсатном месторождении. Снижение капитальных затрат при их создании достигнуто за счет использования имевшейся инфраструктуры, включая установку комплексной подготовки газа (патент РФ №2505475, полезная модель №102537).
Для устранения недостатков классической технологии компаниями «Haldor Topsoe», «Тоуо Engineering», «Methanol Casale», «Johnson Matthey» (ICI), «Lurgi», «Тоуо Engineering» разработаны технологии автотермического риформинга (ATP), в которых комбинируются технологии паровой конверсии метана, углекислотной конверсии и парциального окисления. Например, в установках с использованием предриформинга и независимого реактора ATP «Haldor Topsoe» оптимизированы тепловые балансы, обеспечено регулирование объемного состава СГ, уменьшено соотношение пар/газ до 0,6, что позволило снизить на 10% капитальные затраты на получение синтез-газа [1] (1. Даль П.Ю. Технология автотермического риформинга для современных крупнотоннажных метанольных установок. / П.Ю. Даль, Т.С. Кристенсен и др. // Международная конференция «Азот и синтез-газ - 2014», Париж, 2014. - 14 с.). Парциальное окисление УВГ в установках АТР носит вспомогательный характер и применяется только для обогрева реакторов парового риформинга (нагрева реакционной смеси).
Эффективность как традиционных, так и современных технологий АТР в полной мере достигается при создании крупномасштабных заводов производительностью более 2500 тонн в сутки, строительство которых требует огромных капитальных затрат, разветвленной инфраструктуры и большого обслуживающего персонала.
Парциальное окисление УВГ - горение при недостатке окислителя по доминирующей практически необратимой экзотермической реакции
не требует дополнительного расхода сырья на обогрев реактора, что значительно снижает энергетические затраты. Процесс проводят при температурах 1300÷1600°C в широком диапазоне давлений.
Известно техническое решение по применению парциального окисления УВГ совместно с паровым риформингом согласно патенту РФ №2497583. При этом потоки обогащенного водородом СГ после парового риформинга и обедненного водородом СГ после парциального окисления объединяются для получения сбалансированного стехиометрического соотношения компонентов синтез-газа (модуля) М=(H2-CO2)/(СО+СО2), оптимальное значение которого при синтезе метанола М≈2,0 [1]. Недостатком этого решения является то, что основным процессом при получении синтез-газа является паровой риформинг, а сама технология применяется при реконструкции действующих предприятий и непригодна для малотоннажного производства метанола.
Известно техническое решение по применению модифицированных дизелей для получения синтез-газа (патент РФ №2324674) в установках «ЭНЕРГОСИНТОП» по производству метанола и синтетических моторных топлив [2] (2. Лищинер И.И. Модульные энерготехнологические установки Энергосинтоп. / Лищинер И.И., Малова О.В., Толчинский Л.С. // Газохимия: состояние и пути развития в XXI веке. \\ Труды Московского Семинара по газохимии 2012-2013 гг. Под редакцией А.И. Владимирова и А.Л. Лапидуса. - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2014. - 140 с.). Недостатками таких энергоустановок являются: необходимость компримирования СГ для подачи в контур синтеза метанола, цикличность процесса, сложность регулирования состава СГ.
Известны технические решения по патентам РФ №№2191743, 2369431, 2523824, 2534991, 2535121, в которых получение синтез-газа осуществляют в реакторах парциального окисления по типу жидкостных ракетных двигателей (ЖРД) - газогенераторах синтез-газа (ГСГ). Преимуществами подобных ГСГ являются:
- возможность проведения процесса при высоких давлениях 5,0÷10,0 МПа и выше, не требующих последующего компримирования СГ для каталитического синтеза метанола;
- возможность регулирования состава СГ;
- получение синтез-газа с мольным соотношением Н2/СО≈1,8÷2,1;
- отсутствие необходимости использовать катализаторы;
- низкое соотношение пар/УВГ на уровне 0,1÷0,2;
- возможность использования тепла экзотермической реакции для нагрева сырья и выработки технологического пара;
- значительно меньшие расходы деминерализованной воды;
- возможность использования в качестве окислителя воздуха, обогащенного воздуха или кислорода;
- меньшие капитальные затраты на оборудование комплекса получения СГ (в 1,5÷2 раза при отсутствии воздухоразделительной установки);
- высокая ремонтопригодность ГСГ за счет модульности разборной конструкции;
- меньшее время запуска/останова реактора парциального окисления, не превышающее 30 с.
Отмеченные преимущества обусловливают значительно меньшие в 2÷5 раз массогабаритные характеристики ГСГ, примерно вдвое меньшие капитальные затраты на получение синтез-газа, возможность получения СГ с составом и параметрами, оптимальными для синтеза метанола. Поэтому в предлагаемом техническом решении на стадии получения синтез-газа использованы ГСГ по типу ЖРД.
Процесс синтеза метанола на медьсодержащих катализаторах согласно А.Я. Розовскому основан на протекании двух макроскопических стадий: [3, с. 241] (3. Розовский А.Я. Теоретические основы процесса синтеза метанола. / А.Я. Розовский, Г.И. Лин. - М.: Химия, 1990. - 272 с.) гидрировании диоксида углерода с образованием метанола
- конверсии монооксида углерода водой
Реакции сильно экзотермичны, поэтому максимальная конверсия синтез-газа достигается на низкотемпературных катализаторах Katalko-51-9 «Johnson Matthey» (ICI), Великобритания, C79-7GL «Zud-Chemie» AG, Германия, MK-121 «Haldor Topsoe», Дания, практически охватывающих весь мировой рынок синтеза метанола. Они эксплуатируются в температурном интервале 200÷280°C при давлениях не ниже 4,5 МПа.
Реакции (3), (4) являются обратимыми. Равновесный выход метанола, степень превращения окиси и двуокиси углерода меняются в зависимости от давления, температуры, отношения Н2/СО, содержания двуокиси углерода и водяного пара, инертных компонентов.
Инертные компоненты - остаточный метан и азот - не оказывают прямого влияния на равновесие реакции образования метанола. Но их наличие в газе снижает парциальное (эффективное) давление реагирующих веществ, вследствие чего степень конверсии синтез-газа уменьшается [1-3].
На скорость синтеза метанола определяющее влияние оказывает концентрация воды в реакционной зоне реактора синтеза метанола [3, с. 246]. Она должна быть минимальной, поскольку пар сильно тормозит реакцию (3), причем интенсивность торможения зависит от концентрации СО2 и не зависит от концентрации водорода [3, с. 232].
Рекомендованная концентрация СО2 в синтез-газе при использовании медьсодержащих катализаторов не должна превышать 5% об. [4, с. 85] (4. Караваев М.М. Технология синтетического метанола / М.М. Караваев, В.Е. Леонов, И.Г. Попов, Е.Т. Шепелев // М.: Химия, 1984. - 240 с.). Избыточная концентрация СО2 в реакционной зоне уменьшает скорость протекания базовой реакции (3), способствует увеличению содержания водяного пара в продуктах синтеза, приводит к увеличению габаритов реакторов синтеза метанола. Поэтому для увеличения эффективности синтеза метанола рекомендуют увеличивать отношение СО/СО2 [1; 3, с. 232].
Одним из важных показателей эффективности синтеза метанола является модуль М. При отклонении модуля от рекомендуемого оптимального значения М≈2,0 желательно удалять избыток диоксида углерода из цикла синтеза [1; 4, с. 86; патент РФ №2497583]. Однако при уменьшении его концентрации в газе ниже 0,3% об. скорость синтеза метанола резко снижается, а в отсутствии СО2 реакция не идет [3, с.241, патент РФ №2181117]. Кроме того, для оптимизации М в зависимости от концентрации СО2 отношение мольных концентраций (Н2/СО) в синтез-газе должно быть больше 2,0 [1, 4].
Для малотоннажных установок целесообразно применять рекомендованную в работах [3, с. 232-236; патент РФ №2181117] однопроходную каскадную схему реакторов синтеза метанола без рецикла синтез-газа с конденсацией воды и метанола после каждого реактора. Такое техническое решение позволяет существенно удешевить и упростить установку, снять термодинамическое ограничение, связанное с приближением концентрации метанола к равновесному пределу, повысить скорость синтеза.
Вследствие высокой экзотермичности базовых реакций (3), (4) одной из основных проблем при конструировании реакторов синтеза является надежный контроль температуры и эффективный отвод тепла от катализатора.
Известны технические решения по применению различных типов реакторов синтеза метанола: изотермических равновесных реакторов, адиабатических реакторов, комбинации из реакторов различного типа с постоянной и падающей температурой (патенты РФ №№2310642, 2324674, 2497583, 2564818). В [3, с. 237] рекомендовано применять трубчатые изотермические реакторы. Хорошие результаты достигаются при каскадном подключении трех трубчатых изотермических реакторов с рабочей температурой 210÷240°C и разбивкой катализатора в соотношении 1:1:1,5 [2].
Для малотоннажных установок по производству метанола при получении синтез-газа рекомендуют использовать воздух вместо кислорода, что позволяет упростить технологию, уменьшить капитальные затраты, обеспечить безопасность эксплуатации установки [2, 5]. В работах [5, 6] (5. Арутюнов B.C., Савченко В.И., Седов И.В. О перспективах промысловых газохимических технологий на основе азотсодержащего синтез-газа. // НефтеГазоХимия, 2016, №4, с. 14-23) (6. Лапидус А.Л. Получение углеводородов из синтез-газа, забалластированного азотом / Лапидус А.Л., Елисеев О.Л., Крючков М.В. // Технология нефти и газа, 2011, №5, с. 9-12.) показано, что и в условиях сильно забалластированного азотом синтез-газа (более 30% об.) синтез метанола можно проводить в проточном каскаде с использованием последовательного соединения реакторов, достигая высокой степени конверсии СО за один проход без рециркуляции газов. При этом наличие инертного азота существенно снижает возможности перегрева катализатора, так как он берет на себя значительное количество теплоты реакций синтеза [2].
Важным фактором повышения эффективности производства метанола является утилизация «хвостовых газов», отходящих после отделения сжиженного метанола с выхода последнего по ходу газа реактора каскада.
Известны различные технические решения по утилизации хвостовых газов: использование хвостовых газов в качестве топлива для газовых турбин (патенты РФ №2152378, 2188790), рециркуляция хвостовых газов в контур синтеза метанола (патенты РФ №2310642, 2324674), отделение водорода из хвостовых газов и его рециркуляции в контур синтеза метанола (патенты РФ №№2310642, 2408567), отделение водорода из хвостовых газов и рециркуляция диоксида углерода в контур синтеза метанола (патент РФ №2285660) или в реактор риформинга УВГ [1]. Однако перечисленные решения не эффективны для малотоннажного производства вследствие незначительного объема хвостовых газов и преобладающем содержании азота в хвостовых газах при использовании воздуха в качестве окислителя.
Известно техническое решение по применению детандера и механически соединенного с ним электрогенератора в контуре утилизации хвостовых газов для выработки электрической энергии (патент РФ №2519940). Оно также позволяет за счет расширения газов в детандере охладить хвостовые газы и использовать их для охлаждения потока оборотной воды в установке.
Результатом предлагаемого технического решения является конструкция малотоннажной установки по производству метанола, обеспечивающая минимальные капитальные затраты на оборудование установки и создание инженерных сетей, простоту обслуживания, высокую ремонтопригодность, малые массогабаритные характеристики, низкие эксплуатационные расходы и сбалансированность тепловых потоков в установке.
Заявляемый результат обеспечивается совокупностью основных отличительных признаков предлагаемой полезной модели, в которой использованы новые и известные технические решения, адаптированные под требования малотоннажного производства метанола, а именно:
- осуществление первой стадии процесса синтеза метанола, связанной с получением синтез-газа, в малогабаритных ГСГ - химических реакторах некаталитического парциального окисления УВГ, конструктивно схожих с ЖРД;
- применение преимущественно воздуха в качестве окислителя УВГ;
- регулирование состава и параметров синтез-газа - отношения Н2/СО, объемной концентрации СО2, стехиометрического значения компонентов синтез-газа М, температуры синтез-газа - для обеспечения максимальной скорости синтеза метанола, высокой степени конверсии синтез-газа, уменьшения габаритов реакторов синтеза метанола;
- использование высокопотенциального тепла синтез-газа, получаемого в результате экзотермической реакции (2), для нагрева УВГ и получения водяного пара, применяемого для технологических нужд установки;
- введение блока десульфуризации синтез-газа, обеспечивающего его очистку от примесей серы в случае использования неподготовленного УВГ;
- применение однопроходной схемы синтеза метанола в проточном каскаде, включающем три изотермических реактора с тепловыми трубами, с выводом конденсата воды и метанола после каждого реактора;
- применение детандера для использования потенциальной энергии хвостовых газов, что позволяет получать электроэнергию на нужды установки, а охлажденную газожидкостную смесь после детандера использовать для охлаждения воды, циркулирующей в контуре оборотного водоснабжения.
Сущность предлагаемого технического решения и работа установки поясняются с помощью фигур 1, 2.
На фигуре 1 изображена блок-схема комплекса получения синтез-газа, где обозначены: 1 - компрессор УВГ, 2 - расходомер-регулятор массового расхода УВГ, 3 - теплообменник, 4 - смеситель, 5 - теплообменник, 6 - смесительная головка ГСГ, 7 - система разделения воздуха, 8 - компрессор окислителя, 9 - расходомер-регулятор массового расхода окислителя, 10 - камера сгорания, 11 - испарительная камера, 12 - насос, 13 - расходомер-регулятор массового расхода воды, 14 - расходомер-регулятор массового расхода воды, 15 - насос, 16 - расходомер-регулятор массового расхода воды, 17 - котел-утилизатор, 18 - десульфуризатор, 19 - ветвитель, 20 - управляемый высокотемпературный дроссель, 21 - конвертор, 22 - смеситель, 23 - теплообменник, 24 - теплообменник-холодильник, 25 - расходомер-регулятор массового расхода воды, 26 - сепаратор, 27 - теплообменник ТО5, 28 - регулятор давления, 29 - сепаратор, 30 - газоанализатор.
УВГ, преимущественно природный газ, через компрессор 1 и расходомер-регулятор 2 подают с требуемым массовым расходом и давлением 6,5÷7,5 МПа по трубопроводу в теплообменник 3, в котором нагревают до расчетной температуры порядка (500÷550)°C водородсодержащим газом (синтез-газом), поступающим в 3 с выхода теплообменника 5. Нагретый УВГ подают в смеситель 4, где смешивают с водяным паром, поступающим в 4 со второго выхода теплообменника 5. Из 4 парогазовую смесь подают в смесительную головку 6.
Блок подачи окислителя включает систему разделения воздуха 7, компрессор 8 и регулятор массового расхода окислителя 9. В случае использования воздуха в качестве окислителя система разделения 7 исключается. С выхода 9 окислитель поступает в теплообменник 23, в котором его нагревают синтез-газом с выхода смесителя 22 до температуры 170°C при работе на обогащенном воздухе или до 300°C при работе ГСГ на воздухе. Компоненты подачи - нагретый окислитель и нагретый и увлажненный УВГ - раздельно подают в смесительную головку 6.
Из 6 компоненты подачи поступают в проточную камеру сгорания 10, где в турбулентном режиме течения газов происходит смешивание потоков УВГ и окислителя и парциальное окисление УВГ с образованием на выходе 10 синтез-газа, который далее поступает в проточную испарительную камеру 11, соосно соединенную с 10. Одновременно в 11 подают химочищенную воду (вода 1) от насоса 12 с давлением, совпадающим с давлением подачи газов в 6. Массовый расход воды регулируют расходомером-регулятором 13 для охлаждения синтез-газа на выходе 11 до требуемой температуры 950-1050°C, зависящей от используемого конструкционного материала ГСГ.
Поток воды от насоса 12 через расходомер-регулятор 14 подают в теплообменник 5 (вода 2), на второй вход которого поступает газ с выхода 11. На выходе 5 образуется водяной пар с температурой 360-390°C, который подают в смеситель 4.
Одновременно с реакцией парциального окисления (2) в камерах ГСГ протекает реакция гомогенной паровой конверсии метана CH4+Н2О=CO+3Н2. В результате на выходе 11 соотношение Н2/СО будет несколько выше, чем при парциальном окислении метана в отсутствии пара. Оно составляет Н2/СО≈1,8÷2,2 и зависит от значения коэффициента недостатка окислителя и типа используемого УВГ.
С выхода 11 синтез-газ поступает в теплообменник 5, а затем в теплообменник 3, в котором осуществляется нагрев УВГ синтез-газом до температуры 500÷550°C. С выхода 3 синтез-газ с расчетной температурой порядка 850÷900°C поступает в котел-утилизатор 17, на второй вход которого подают химочищенную воду от насоса 15 через расходомер-регулятор 16 (вода 3). На выходе 17 образуется охлажденный синтез-газ с расчетной температурой 350°C и водяной пар, используемый для технологических нужд установки. При достаточной производительности установки водяной пар может использоваться в компактной паровой турбине для выработки электрической энергии.
Из 17 синтез-газ подают для очистки от примесей серы в блок десульфуризации 18, состоящий из двух периодически работающих адсорберов. Блок может быть исключен в случае использования предварительно очищенного УВГ.
С выхода 18 очищенный синтез-газ поступает в блок коррекции для регулирования соотношения Н2/СО и модуля М в зависимости от концентрации в газе диоксида углерода. Блок коррекции включает ветвитель 19 с двумя разветвляющимися трубопроводами, управляемый высокотемпературный дроссель 20, конвертор 21 со среднетемпературным катализатором паровой конверсии монооксида углерода и смеситель 22. Один поток газа из 19 напрямую поступает в 22, второй поток поступает в смеситель через 20 и 21.
В результате экзотермической реакции паровой конверсии монооксида углерода СО+Н2О=Н2+СО2 содержание водорода в синтез-газе на выходе 21 увеличивается. Потоки газа, проходящие через трубопроводы ветвителя, рассчитывают из условия получения в синтез-газе, идущем на синтез метанола, соотношения Н2/СО в диапазоне от 2,1 до 2,4 при одновременном нахождении модуля вблизи оптимального значения М=2,0. В зависимости от вида УВГ поток водородсодержащего газа, проходящий через конвертор 21, составляет от 10 до 30% от общего расхода газа.
После смесителя 22 обогащенный водородом синтез-газ с температурой порядка 380÷420°C поступает в теплообменник 23, в котором охлаждается потоком окислителя, поступающим из 9 на второй вход 23.
С выхода 23 синтез-газ с температурой порядка 300°C подают в теплообменник 27 для нагрева сухого газа, поступающего на второй вход 27 с выхода сепаратора 26, до расчетной температуры 200÷220°C.
После теплообменника 27 охлажденная газожидкостная смесь с температурой 200÷220°C поступает в сепаратор 29 для отделения частично сконденсированной воды (вода 5), которая используется в оборотном водоснабжении установки.
Отходящий с выхода сепаратора 29 газ поступает в теплообменник-холодильник 24, в котором охлаждается до температуры 20÷70°C оборотной химочищенной водой (вода 4), поступающей через расходомер-регулятор 25 от насоса 12. Далее газожидкостную смесь подают в сепаратор 26 для отделения жидкой фазы, содержащей конденсированную воду и растворенный в ней, а также частично сжиженный диоксид углерода. Регулирование температуры газожидкостного потока на выходе 24 позволяет регулировать содержание диоксида углерода в сухом газе на выходе сепаратора 26 и тем самым оптимизировать значение модуля М.
После сепаратора 26 сухой охлажденный синтез-газ подают в теплообменник 27, с выхода которого нагретый до 200÷220°C синтез-газ поступает в регулятор давления 28 для обеспечения требуемого значения давления подачи газа в блок синтеза метанола (преимущественно 5,0÷5,5 МПа), а также для стабилизации рабочего давления в комплексе получения синтез-газа.
В состав установки входит блок оборотного водоснабжения (не показан на фигурах 1, 2), который обеспечивает подачу химочищенной воды в теплонагруженные узлы ГСГ - 6, 10, 11, а также в теплообменник-холодильник 24 (вода 4) и теплообменники-холодильники комплекса синтеза метанола.
Контроль состава газа, идущего на синтез метанола, осуществляют с помощью газоанализатора 30 по данным анализа сухого охлажденного синтез-газа после сепаратора 26.
Работу комплекса синтеза метанола поясняет фигура 2, на которой приведена блок-схема комплекса. На фигуре 2 обозначены: 31, 32, 33 - изотермические реакторы, 34-40, 47 - теплообменники, 41-43 - сепараторы, 44 - детандер, 45 - электрогенератор, 46 - накопительная емкость метанола-сырца.
Синтез-газ с заданными параметрами из комплекса получения синтез-газа поступает в первый изотермический реактор 31. Для поддержания изотермичности слоя катализатора осуществляют циркуляцию хладогента через размещенные в реакторе тепловые трубы (система циркуляции хладагента не показана). Температура во всех трех реакторах поддерживается на уровне 210÷230°C.
Охлаждение парогазовой смеси с выхода реактора 31, содержащей оксид углерода, диоксид углерода, водород, азот, пары метанола и воду, происходит в теплообменниках 34 и 36. Сначала смесь охлаждают примерно до 150°C сухим газом, поступающим из сепаратора 41. С выхода 34 парогазовая смесь поступает в теплообменник-холодильник 36, в котором охлаждается оборотной водой до 40°C, после чего поступает в сепаратор 41. В 41 отделяют сжиженный метанол и воду и подают в сборник метанола-сырца 46. Сепарированная газовая смесь из 41 поступает в теплообменник 34 и далее в теплообменник 39, где ее нагревают до температуры 210°C, после чего газ поступает в реактор 32.
Аналогичным образом в теплообменниках 35, 37 охлаждают парогазовую смесь с выхода реактора 32. Охлажденная смесь из 37 поступает в сепаратор 42, где отделяют метанол-сырец и направляют в сборник метанола 46. Отходящую из 42 газовую смесь нагревают в теплообменниках 35, 40, после чего подают в реактор синтеза метанола 33.
Парогазовую смесь с выхода реактора 33 охлаждают до 40°C в теплообменнике 38 оборотной водой, после чего подают в сепаратор 43. Сжиженный метанол-сырец из сепаратора 43 поступает в сборник метанола 46.
Выходящую из сепаратора 43 газовую смесь с давлением ~4,5 МПа подают в детандер 44, соединенный с электрогенератором 45. Холодную газожидкостную смесь с выхода 44 подают в теплообменник - холодильник 47, на второй вход которого подают для охлаждения воду из системы оборотного водоснабжения.
Незначительный поток хвостовых газов с выхода 47, содержащий преимущественно азот, водород и диоксид углерода, а также небольшие количества оксида углерода и паров метанола, подают в систему очистки газа и сбрасывают в атмосферу.
Объемный состав синтез-газа после парциального окисления в ГСГ, материальные балансы основных аппаратов и комплексов установки по производству метанола иллюстрируют следующие примеры.
Пример 1. В таблице 1 приведены данные парциального окисления увлажненного природного газа в среде обогащенного воздуха с содержанием кислорода 70% об. в зависимости от соотношения компонентов подачи - природного газа и окислителя (коэффициента недостатка окислителя α). Природный газ имеет следующий объемный состав: CH4 - 97,57%, С2Н6 - 1%, С3Н8 - 0,37%, С4Н10 - 0,15%, N2 - 0,84%, CO2 - 0,07%. Степень увлажнения природного газа - 15% по массе от природного газа. Давление в камере сгорания ГСГ - 6,0 МПа.
Рекомендованное значение основного параметра режима парциального окисления - коэффициента недостатка окислителя - для указанной пары компонентов составляет α=0,33÷0,35.
Пример 2. В таблице 2 приведены результаты парциального окисления увлажненного природного газа кислородом воздуха, остальные исходные данные, как в примере 1.
Рекомендованное значение коэффициента недостатка окислителя для указанной пары компонентов составляет α=0,35÷0,37.
Пример 3. В таблице 3 приведен материальный баланс основных аппаратов комплекса получения синтез-газа малотоннажной установки по производству метанола производительностью 5000 тонн в год. В качестве УВГ используется природный газ с параметрами, как в примерах 1, 2. В качестве окислителя применяется обогащенный воздух с содержанием кислорода 70% об. Давление в камере сгорания ГСГ - 6,0 МПа.
Из данных таблицы 3 следует, что М≈1,63. Увеличение модуля М до оптимального значения может быть достигнуто путем увеличения расхода воды 4 и соответствующего уменьшения температуры газожидкостной смеси с выхода теплообменника 24. Например, при уменьшении температуры смеси до 30°C сухой синтез-газ после сепаратора 26 при давлении 5,5 МПа имеет состав (об. %): CH4=0,09, СО=25,78, CO2=3,5, Н2=60,33, Н2О=0,61, N2=9,69. При этом Н2/СО=2,34, М=1,94, СО/CO2=7,4.
Пример 4. В таблицах 4-6 приведены обобщенные материальные балансы аппаратов комплекса синтеза метанола при работе на катализаторе C79-7GL «Zud-Chemie», Германия с объемной скоростью 10000 ч-1 для различных температур синтеза - 210, 230 и 240°C и давлении 5,0 МПа. Состав синтез-газа на входе в первый реактор 31 соответствует данным таблицы 3.
Максимальный выход метанола наблюдается при температуре 210°C и составляет примерно 700 кг/ч при объемном расходе синтез-газа V=2008 м3/ч. Удельные затраты природного газа составляют 660 кг на 1 тонну метанола.
Claims (10)
1. Малотоннажная установка получения метанола, характеризующаяся тем, что содержит узлы подготовки природного газа и окислителя, соединенные с газогенератором парциального окисления, с выхода которого синтез-газ подают в систему последовательно соединенных теплообменников и используют для нагрева природного газа и выработки пара; выход системы теплообменников соединен со входом блока десульфуризации, выход которого соединен с блоком коррекции синтез-газа для регулирования соотношения водорода и монооксида углерода, стехиометрического соотношения компонентов синтез-газа и температуры синтез-газа; выход блока коррекции синтез-газа соединен с проточным каскадом из трех изотермических реакторов синтеза метанола со съемом метанола после каждого реактора, отходящие с выхода последнего реактора газы подают в детандер, соединенный с электрогенератором, выход детандера соединен с теплообменником-холодильником, в котором газожидкостная смесь с выхода детандера охлаждает воду, циркулирующую в системе оборотного водоснабжения, а отходящие из теплообменника-холодильника хвостовые газы подают в систему очистки и сбрасывают в атмосферу.
2. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что газогенератор парциального окисления включает смесительную головку, в которую раздельно подают природный газ и окислитель, соединенную со смесительной головкой проточную камеру сгорания, в которой осуществляют смешение компонентов подачи в турбулентном режиме течения газов и их парциальное окисление, соосно соединенную с камерой сгорания проточную испарительную камеру, в которой синтез-газ, поступающий из камеры сгорания, охлаждают до регулируемой температуры в диапазоне 950÷1050°С потоком впрыскиваемой химочищенной воды.
3. Установка по пп. 1, 2, отличающаяся тем, что процесс парциального окисления проводят при давлении в камере сгорания 6,0÷7,0 МПа и коэффициенте недостатка окислителя в диапазоне от 0,33 до 0,37.
4. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что система последовательно включенных теплообменников включает: первый теплообменник, соединенный с выходом испарительной камеры газогенератора и предназначенный для выработки водяного пара, идущего на увлажнение природного газа, второй теплообменник, соединенный с выходом первого теплообменника и предназначенный для нагрева природного газа потоком синтез-газа с выхода первого теплообменника, котел-утилизатор, предназначенный для выработки технологического пара потоком синтез-газа с выхода второго теплообменника.
5. Установка по пп. 1, 4, отличающаяся тем, что блок десульфуризации состоит из установленных после котла-утилизатора двух периодически работающих адсорберов-поглотителей, загруженных цинкоксидным или промотированным медью цинкоксидным хемосорбентом, в которых при температуре 350÷370°С осуществляют очистку синтез-газа от примесей серы.
6. Установка по пп. 1, 4, отличающаяся тем, что узел подготовки природного газа включает компрессор, расходомер-регулятор массового расхода природного газа, второй теплообменник, в котором природный газ нагревают до температуры 500÷550°С потоком синтез-газа с выхода первого теплообменника, первый смеситель, в котором смешивают потоки нагретого природного газа с выхода второго теплообменника и водяного пара с выхода первого теплообменника, после чего парогазовую смесь подают в смесительную головку газогенератора.
7. Установка по пп. 1, 4-6, отличающаяся тем, что блок коррекции состава синтез-газа включает: (1) блок коррекции отношения водорода и моноксида углерода, содержащий установленный после блока десульфуризации ветвитель, первый трубопровод ветвителя соединен напрямую со вторым смесителем, второй трубопровод ветвителя подключен ко второму смесителю через последовательно соединенные управляемый высокотемпературный дроссель и конвертор с железохромовым или медь-цинк-алюмокальциевым катализатором паровой конверсии монооксида углерода, работающим в среднетемпературном диапазоне 300÷500°С; (2) блок коррекции содержания диоксида углерода, включающий последовательно соединенные теплообменники-холодильники и сепараторы: третий теплообменник, соединенный с выходом второго смесителя, в котором синтез-газ первоначально охлаждают потоком окислителя, поступающего на второй вход третьего теплообменника; четвертый теплообменник, в котором синтез-газ с выхода третьего теплообменника используют для нагрева сухого охлажденного синтез-газа до температуры 200÷220°С; первый сепаратор, в котором происходит первичное отделение парового конденсата из газожидкостной смеси, поступающей в первый сепаратор с выхода четвертого теплообменника; пятый теплообменник, в котором синтез-газ с выхода первого сепаратора охлаждают до 20÷70°С потоком оборотной воды; второй сепаратор, вход которого соединен с выходом пятого теплообменника, в котором из охлажденной парогазовой смеси отделяют остаточный водяной конденсат и растворенный в нем, а также частично сжиженный диоксид углерода, после чего сухой охлажденный синтез-газ подают на второй вход четвертого теплообменника; (3) регулятор давления, соединенный с выходом четвертого теплообменника, предназначенный для подачи синтез-газа в блок синтеза метанола с давлением 5,0÷6,0 МПа, а также для стабилизации давления в комплексе получения синтез-газа.
8. Установка по пп. 1, 7, отличающаяся тем, что в качестве окислителя используют воздух, а узел подготовки воздуха включает компрессор, расходомер-регулятор массового расхода, третий теплообменник, в котором воздух с выхода расходомера-регулятора массового расхода окислителя нагревают до температуры 300÷320°С потоком синтез-газа с выхода второго смесителя блока коррекции состава синтез-газа.
9. Установка по пп. 1-8, отличающаяся тем, что проточный каскад из трех изотермических реакторов синтеза метанола включает три блока теплообменников и сепараторов для охлаждения парогазовых смесей с выхода реакторов, отделения метанола-сырца в сепараторах и нагрева отходящих с выхода сепараторов газовых смесей для подачи в следующий по ходу потока реактор: (1) первый блок, включающий шестой теплообменник, в котором происходит охлаждение парогазовой смеси с выхода первого реактора до температуры 140÷160°С потоком отходящих газов с выхода третьего сепаратора, седьмой теплообменник, в котором осуществляют охлаждение парогазовой смеси с выхода шестого теплообменника до 40°С потоком оборотной воды, третьего сепаратора, в котором из парогазовой смеси с выхода седьмого теплообменника осуществляют отделение метанола-сырца, а отходящую газовую смесь подают на второй вход шестого теплообменника; (2) второй блок, включающий восьмой теплообменник, в котором газовый поток с выхода шестого теплообменника нагревают до температуры 210÷230°С и подают во второй реактор, девятый теплообменник, в котором происходит охлаждение парогазовой смеси с выхода второго реактора до температуры 140÷160°С потоком отходящих газов с выхода четвертого сепаратора, десятый теплообменник, в котором осуществляют охлаждение парогазовой смеси с выхода девятого теплообменника до 40°С потоком оборотной воды, четвертого сепаратора, в котором из парогазовой смеси с выхода десятого теплообменника отделяют метанол-сырец, а отходящую газовую смесь подают на второй вход девятого теплообменника; (3) третий блок, включающий одиннадцатый теплообменник, в котором газовый поток с выхода девятого теплообменника нагревают до температуры 210÷230°С и подают в третий реактор синтеза метанола, двенадцатый теплообменник, в котором парогазовую смесь с выхода третьего реактора охлаждают до 40°С потоком оборотной воды, пятый сепаратор, в котором из парогазовой смеси с выхода двенадцатого теплообменника отделяют метанол-сырец, а отходящую газовую смесь подают в детандер.
10. Установка по пп. 1, 4, отличающаяся тем, что водяной пар, образующийся на выходе котла-утилизатора, используют в парогазовой энергетической установке для выработки электрической энергии.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017121751U RU176510U1 (ru) | 2017-06-20 | 2017-06-20 | Малотоннажная установка получения метанола |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017121751U RU176510U1 (ru) | 2017-06-20 | 2017-06-20 | Малотоннажная установка получения метанола |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU176510U1 true RU176510U1 (ru) | 2018-01-22 |
Family
ID=61024411
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017121751U RU176510U1 (ru) | 2017-06-20 | 2017-06-20 | Малотоннажная установка получения метанола |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU176510U1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU183172U1 (ru) * | 2018-05-07 | 2018-09-12 | Общество с ограниченной ответственностью "ВТР" | Малотоннажная установка получения метанола |
| RU183401U1 (ru) * | 2018-04-25 | 2018-09-21 | Алексей Михайлович Кузьмин | Установка получения синтез-газа для малотоннажного производства метанола |
| RU2806323C1 (ru) * | 2022-06-30 | 2023-10-31 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Объединённый институт высоких температур Российской академии наук (ОИВТ РАН) | Углероднейтральная энергетическая система с жидким энергоносителем |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2152378C1 (ru) * | 1999-04-28 | 2000-07-10 | Закрытое акционерное общество "Фирма Русинвест" | Способ получения метанола |
| RU2285660C2 (ru) * | 2003-06-12 | 2006-10-20 | Государственный научно-исследовательский и проектный институт химических технологий "Химтехнология" | Способ получения водорода и метанола |
| RU2519940C2 (ru) * | 2009-03-12 | 2014-06-20 | Метанол Касале С.А. | Способ синтеза метанола |
-
2017
- 2017-06-20 RU RU2017121751U patent/RU176510U1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2152378C1 (ru) * | 1999-04-28 | 2000-07-10 | Закрытое акционерное общество "Фирма Русинвест" | Способ получения метанола |
| RU2285660C2 (ru) * | 2003-06-12 | 2006-10-20 | Государственный научно-исследовательский и проектный институт химических технологий "Химтехнология" | Способ получения водорода и метанола |
| RU2519940C2 (ru) * | 2009-03-12 | 2014-06-20 | Метанол Касале С.А. | Способ синтеза метанола |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU183401U1 (ru) * | 2018-04-25 | 2018-09-21 | Алексей Михайлович Кузьмин | Установка получения синтез-газа для малотоннажного производства метанола |
| RU183172U1 (ru) * | 2018-05-07 | 2018-09-12 | Общество с ограниченной ответственностью "ВТР" | Малотоннажная установка получения метанола |
| RU2806323C1 (ru) * | 2022-06-30 | 2023-10-31 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Объединённый институт высоких температур Российской академии наук (ОИВТ РАН) | Углероднейтральная энергетическая система с жидким энергоносителем |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8187568B2 (en) | Method and plant for the production of synthesis gas from biogas | |
| AU768779B2 (en) | Process for preparing a H2-rich gas and a CO2-rich gas at high pressure | |
| EA039539B1 (ru) | Способ выработки энергии с интегрированным производством водорода | |
| RU2519940C2 (ru) | Способ синтеза метанола | |
| CN113461027B (zh) | 一种低压合成氨塔及可再生能源低压合成氨系统 | |
| Ortiz et al. | Optimization of power and hydrogen production from glycerol by supercritical water reforming | |
| Wu et al. | Thermodynamic and economic analysis of a new methanol steam reforming system integrated with CO2 heat pump and cryogenic separation system | |
| WO2021250083A1 (en) | Method for the production of hydrogen | |
| BR112019011989A2 (pt) | método e dispositivo para produzir compostos or-gânicos a partir de biogás | |
| CN118105904A (zh) | 一种绿色甲醇的制备系统与制备方法 | |
| RU176510U1 (ru) | Малотоннажная установка получения метанола | |
| CN101544353A (zh) | 通过重整烃原料来制造高度热集成氢的方法 | |
| AU778771B2 (en) | Cogeneration of methanol and electrical power | |
| US20170001862A1 (en) | Energetically enhanced reforming process | |
| CN109095438B (zh) | 一种生物质多级转换联合制氢装置及其工作方法 | |
| RU2515477C2 (ru) | Способ получения водорода | |
| CN112678771B (zh) | 一种生产氢气的方法及smr和甲醇蒸汽重整的整合系统 | |
| RU102537U1 (ru) | Установка для получения метанола из природного газа | |
| US3582296A (en) | Gasifying process | |
| JP4508327B2 (ja) | メタノールの製造方法 | |
| CN108557764A (zh) | 一种无水制氢工艺 | |
| JP2004018343A (ja) | 炭化水素燃料からの電力と水素の併産方法とそのプラント及びその排熱回収型改質器 | |
| JP2001097906A (ja) | メタノールの製造方法 | |
| RU2643542C1 (ru) | Способ получения водорода из углеводородного сырья | |
| RU2453525C1 (ru) | Способ получения метанола из природного газа и установка для его осуществления |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM9K | Utility model has become invalid (non-payment of fees) |
Effective date: 20180125 |
|
| NF9K | Utility model reinstated |
Effective date: 20190620 |
|
| QB9K | Licence granted or registered (utility model) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20190703 Effective date: 20190703 |
|
| MM9K | Utility model has become invalid (non-payment of fees) |
Effective date: 20200621 |