Устройство и способ для производства сингаза и продуктов из него - RU2573877C2

Чертежи

Описание

Перекрестные ссылки на родственные заявки

Данная заявка заявляет приоритет заявки на патент США, серийный № 13/019027, поданной 1 февраля 2011, которая включена в настоящее описание посредством ссылки.

Уровень техники

Варианты осуществления, описанные здесь, в основном относятся к устройствам и способам для производства сингаза. Более подробно, такие варианты осуществления относятся к устройствам и способам для повышения производства сингаза и продуктов, изготовленных из него.

Описание предшествующего уровня техники

Традиционные установки для производства сингаза используют газовые турбины, чтобы приводить в действие компрессоры, которые, например, обеспечивают сжатым воздухом для процесса вторичную реформинг-установку для реакции. Используя производство аммиака, как пример, промышленная газовая турбина большой мощности-5 может приводить в действие компрессор достаточного размера, так что производятся 1850 тонн аммиака в день. Производительности установки могут быть повышены посредством повышения массового расхода сжатого воздуха, обеспечиваемого посредством компрессора во вторичную реформинг-установку. Например, промышленная газовая турбина большой мощности-6 имеет большую выходную мощность, чем промышленная газовая турбина большой мощности-5, и в результате промышленная газовая турбина большой мощности-6 может обеспечить повышенный массовый расход сжатого воздуха из компрессора во вторичную реформинг-установку. Разница в выходе между промышленной газовой турбиной большой мощности-5 и промышленной газовой турбиной большой мощности-6, однако, так велика, что промышленная газовая турбина большой мощности-6 не будет экономичной, потому что она не может быть полностью использована.

Одним подходом к повышению производства аммиака является обеспечение остуженным воздухом газовой турбины и компрессора, что повышает массовый расход сжатого воздуха, вводимого во вторичную реформинг-установку. Дополнительный аммиак, произведенный с использованием традиционных холодильных установок, однако, не является экономичным, потому что затраты на энергию, требуемую для того, чтобы остудить воздух, превышают доход, производимый от дополнительного аммиака.

Поэтому имеется потребность в усовершенствованных установках и способах для повышения производства сингаза.

Краткое описание чертежа

На чертеже изображен схематический вид иллюстративной установки для производства сингаза и продуктов из него в соответствии с одним или более описанных вариантов осуществления.

Подробное описание

Предусмотрены установки и способы для реформинга углеводорода. Способ может включать сжигание по меньшей мере части расширенного отработавшего газа из турбины и первого топлива внутри первой реформинг-установки, чтобы производить отработавший газ из первой реформинг-установки. Углеводород может быть реформирован в первой реформинг-установке в присутствии одного или более первых катализаторов и пара в условиях, достаточных для производства первого реформированного углеводорода. Одна или более первых передающих сред может быть нагрета посредством непрямой теплопередачи от отработавшего газа из первой реформинг-установки к одной или более первых передающих сред. Одна или более холодильных установок может быть приведена в действие посредством тепловой энергии из одной или более нагретых первых передающих сред. Одна или более вторых передающих сред внутри одной или более холодильных установок может быть охлаждена, чтобы производить одну или более охлажденных вторых передающих сред. Тепло от окислителя может быть передано к одной или более охлажденных вторых передающих сред, чтобы производить охлажденный первый окислитель и охлажденный второй окислитель. Первый охлажденный окислитель и второе топливо могут быть введены в газотурбинную установку, чтобы производить расширенный отработавший газ из турбины и механическую энергию. Компрессор может быть приведен в действие посредством механической энергии. Охлажденный второй окислитель может быть сжат в компрессоре, чтобы производить сжатый второй окислитель. Сжатый второй окислитель и первый реформированный углеводород могут быть введены во вторую реформинг-установку, чтобы производить продукт сингаз.

На чертеже изображен схематический вид иллюстративного устройства 100 для производства сингаза в соответствии с одним или более вариантов осуществления. Устройство 100 может включать одну или более газотурбинных установок 148, один или более компрессоров 155, одну или более холодильных установок (три показаны как 123, 127, 131), один или более теплообменников (два показаны как 136, 137), одну или более первых или «первичных» реформинг-установок 102 и одну или более вторых или «вторичных» реформинг-установок 161. Первичная реформинг-установка 102 может быть реформинг-установкой метана с водяным паром (“SMR”), которая может включать сочетания лучистых и конвективных реформинг-установок. Например, первичная реформинг-установка 102 может включать одну или более нагреваемых лучистым образом труб реформинг-установки (одна показана как 104), которые могут быть расположены в любой ориентации, например горизонтальной или вертикальной. Трубы 104 реформинг-установки могут быть трубами с одинарной стенкой и могут содержать первый катализатор или первый катализатор реформинга. В одном или более вариантах осуществления первичная реформинг-установка 102 может включать около 200 или более, около 400 или более, около 600 или более, около 800 или более или около 1000 или более труб 104 реформинг-установки.

Топливо через трубопровод 106 может быть введено в первичную реформинг-установку 102 и сожжено, чтобы выработать тепло и отработавший газ внутри первичной реформинг-установки 102. Топливо в трубопроводе 106 может включать один или более содержащих углерод материалов, таких как углеводороды. Иллюстративные углеводороды, подходящие для использования в топливе, могут включать, но не ограничиваются этим, метан, этан, пропан, бутан, пентан, гексан или любой другой углеводород, содержащий от около одного до около шестидесяти атомов углерода (от С₁ до С₆₀) или любую их смесь. В другом примере топливо в трубопроводе 106 может включать, но не ограничивается этим, углеводороды от С₁ до С₂₀ или любую их смесь. В другом примере топливо в трубопроводе 106 может включать, но не ограничивается этим, природный газ, метан, десульфурированный природный газ, десульфурированный метан, их смеси или любые их сочетания. В другом примере топливо в трубопроводе 106 может включать, но не ограничивается этим, источники низкосортного топлива предпочтительнее, чем свежий природный газ или другие высококачественные исходные углеводороды. Подходящие источники низкосортного топлива могут включать, но не ограничиваются этим, биомассу (то есть остатки растительных, и/или животных организмов и/или вещество, получаемое из растений и/или животных), уголь (например, бурый уголь с высоким содержание натрия и низким содержанием натрия, бурый уголь, суббитуминозный и/или антрацит), горючий сланец, кокс, нефтяной кокс, деготь, асфальтены, полимеры с низким содержанием золы или без золы, шлам тяжелого углеводорода и остаточные нефтепродукты с нефтеперерабатывающих заводов и нефтехимических установок (например, углеводородные парафины, их смеси и их сочетания), полимерные материалы на основе углеводорода, нефтяной кокс или любые их сочетания. Другие источники низкосортного сырья могут включать отходящие газы, произведенные при газификации биомассы (то есть остатки растительных и/или животных организмов и/или вещество, получаемое из растений и/или животных), уголь (например, бурый уголь с высоким содержанием натрия и низким содержанием натрия, бурый уголь, суббитуминозный и/или антрацит), горючий сланец, кокс, нефтяной кокс, деготь, асфальтены, полимеры с низким содержанием золы или без золы, шлам тяжелого углеводорода и остаточные нефтепродукты с нефтеперерабатывающих заводов и нефтехимических установок (например, углеводородные парафины, их смеси и их сочетания), полимерные материалы на основе углеводорода, нефтяной кокс или любые их сочетания. Полимерные материалы на основе углеводорода могут включать, но не ограничиваются этим, термопластики, эластомеры, резины, полипропилены, полиэтилены, полистиролы, другие полиолефины, гомополимеры, сополимеры, блоксополимеры, полиэтилентерефталат, смеси полимеров или любые их сочетания.

Нагретый отработавший газ из первичной реформинг-установки 102 может проходить через канал 108 для выпуска и выходить через трубопровод 111 в атмосферу через выпускную трубу 110. Хотя не показано, отработавший газ через трубопровод 111 может быть введен в одну или более установок для очистки, которые могут удалять по меньшей мере часть из одной или большего числа примесей, содержащихся в отработавшем газе. Поскольку нагретый отработавший газ течет через канал 108 для выпуска, отработавший газ может протекать через или иначе контактировать с теплообменниками 112, 114, 116, 118, 120, которые могут быть по меньшей частично размещены или расположены внутри канала 108 для выпуска. Тепловая энергия или тепло от отработавшего газа может быть передано к одной или более теплообменных сред, протекающих через теплообменники 112, 114, 116, 118, 120. В одном или более вариантах осуществления теплообменники 112, 114, 116, 118, 120 могут быть или включать одну или более труб или трубопроводов. Теплообменники 112, 114, 116, 118 и/или 120 могут включать прямые трубы или трубопроводы, навитые или змеевиковые трубы или трубопроводы или их сочетания. Например, теплообменники 112, 114, 116, 118, 120 могут быть нагревательными змеевиками. Теплообменники 112, 114, 116, 118 и/или 120 могут включать один или более увеличителей поверхностей (например, ребра, статические смесители, рифления, теплопередающую набивку, вызывающие турбулентность выступы или любые их сочетания), которые могут повысить скорость теплопередачи к передающей среде, протекающей через теплообменники 112, 114, 116, 118 и/или 120.

В одном или более вариантах осуществления теплообменники 112, 114, 116 могут регенерировать тепловую энергию от отработавшего газа в диапазоне от низкой около 2,0 Гкал/ч, около 5,0 Гкал/ч или около 10 Гкал/ч до высокой около 12 Гкал/ч, около 15 Гкал/ч или около 18 Гкал/ч. Например, регенерированная энергия может находиться в диапазоне от около 2,0 Гкал/ч до около 18 Гкал/ч, от около 4 Гкал/ч до около 16 Гкал/ч или от около 6 Гкал/ч до около 13 Гкал/ч. Дополнительно, посредством передачи тепловой энергии от отработавшего газа к теплообменникам 112, 114, 116 температура отработавшего газа через трубопровод 111, регенерированного из выпускной трубы 110, может быть понижена.

В одном или более вариантах осуществления отработавший газ в трубопроводе 111 может иметь температуру в диапазоне от низкой около 170°С, около 180°С или около 190°С до высокой около 200°С, около 250°С или около 300°С, когда отбросное тепло от отработавшего газа не передается к одной или более передающих сред, протекающих через теплообменники 112, 114, 116. Например, отработавший газ в трубопроводе 111 может иметь температуру в диапазоне от около 170°С до около 200°С, от около 180°С до около 225°С или от около 190°С до около 240°С. Теплопередача от отработавшего газа к одной или более передающих сред, протекающих через теплообменники 112, 114, 116, может понизить температуру отработавшего газа в трубопроводе 111 до менее чем около 170°С, менее чем около 160°С, менее чем около 150°С, менее чем около 140°С, менее чем около 130°С, менее чем около 120°С, менее чем около 110°С или менее чем около 100°С. Например, отработавший газ в трубопроводе 111 может быть при температуре в диапазоне от низкой около 70°С, около 90°С или около 100°С до высокой около 110°С, около 120°С или около 140°С, когда отбросное тепло от отработавшего газа передается к одной или более передающих сред, протекающих через теплообменники 112, 114, 116. В другом примере отработавший газ в трубопроводе 111 может быть при температуре от около 110°С до около 150°С, от около 100°С до около 130°С или от около 95°С до около 125°С.

Первая теплопередающая среда через трубопровод 121 может быть введена в первый теплообменник 112, чтобы производить нагретую первую теплопередающую среду через трубопровод 122. Нагретая первая теплопередающая среда может быть при температуре в диапазоне от низкой около 150°С до высокой около 200°С. Иллюстративные первые теплопередающие среды могут включать, но не ограничиваются этим, воду, пар, горячий нефтепродукт или любое их сочетание. Если первая теплопередающая среда в трубопроводе 121 включает воду, пар или их смесь, нагретая первая теплопередающая среда в трубопроводе 122 может быть упомянута как пар промежуточного низкого давления (ILP). Пар ILP может быть при давлении в диапазоне от низкого около 375 кПа, около 400 кПа или около 450 кПа до высокого около 850 кПа, около 900 кПа, около 950 кПа, около 1000 кПа или около 1100 кПа. Например, пар ILP может иметь давление в диапазоне от около 385 кПа до около 950 кПа, от около 425 кПа до около 800 кПа, от около 500 кПа до около 750 кПа или от около 390 кПа до около 1000 кПа. Пар ILP может быть при температуре в диапазоне от низкой около 140°С, около 150°С или около 160°С до высокой около 170°С, около 180°С или около 210°С.

Нагретая первая теплопередающая среда через трубопровод 122 может быть введена в холодильную установку или «первую» холодильную установку 123. Нагретая первая теплопередающая среда может быть использована внутри первой холодильной установки, чтобы приводить в действие или приводить в движение один или более абсорбционных холодильников. Один или более абсорбционных холодильников может использовать любой желаемый холодильный агент или сочетание холодильных агентов. Иллюстративные холодильные агенты могут включать, но не ограничиваются этим, растворы бромида лития, аммиака, водные растворы аммиака или тому подобное. По меньшей мере в одном примере первая холодильная установка 123 может использовать раствор бромида лития. Первая холодильная установка 123 может быть или включать одноступенчатый или двухступенчатый абсорбционный холодильник (например, каскадную установку), который может приводиться в действие посредством нагретой первой теплопередающей среды, вводимой в него через трубопровод 122. По меньшей мере в одном примере первая холодильная установка 123 может включать двухступенчатый абсорбционный холодильник, который может работать с коэффициентом полезного действия от низкого около 0,52, около 0,6 или около 0,7 до высокого около 1,3, около 1,5 или около 1,6.

Вторая теплопередающая среда, вводимая через трубопровод 141 в первую холодильную установку 123, может быть охлаждена или остужена в нем и возвращена через трубопровод 124 в качестве охлажденной второй теплообменной среды. Тепло от второй теплообменной среды может быть подвергнуто непрямому теплообмену или передано к холодильному агенту внутри первой холодильной установки 123, чтобы производить охлажденную вторую теплопередающую среду через трубопровод 124.

Третья теплопередающая среда через трубопровод 125 может быть введена во второй теплообменник 114, чтобы производить нагретую третью теплопередающую среду через трубопровод 126. Нагретая третья теплопередающая среда может быть при температуре в диапазоне от низкой около 60°С до высокой около 120°С. Иллюстративные третьи теплопередающие среды могут включать, но не ограничиваются этим, воду, пар, горячий нефтепродукт или любое их сочетание, или тому подобное. Если третья теплопередающая среда в трубопроводе 125 включает воду, пар или их смесь, нагретая третья теплопередающая среда в трубопроводе 126 может упоминаться как пар низкого давления (LLP). Пар LLP может быть при давлении в диапазоне от низкого около 125 кПа, около 140 кПа или около 150 кПа до высокого около 175 кПа, около 200 кПа, около 250 кПа, около 300 кПа или около 350 кПа. Например, пар LLP может иметь давление в диапазоне от около 125 кПа до около 225 кПа, от около 150 кПа до около 200 кПа, от около 125 кПа до около 175 кПа или от около 150 кПа до около 180 кПа. Пар LLP может быть при температуре в диапазоне от низкой около 100°С, около 110°С или около 120°С до высокой около 130°С, около 135°С или около 140°С.

Нагретая третья теплопередающая среда через трубопровод 126 может быть введена во вторую холодильную установку 127. Нагретая третья теплопередающая среда может быть использована внутри второй холодильной установки 127, чтобы приводить в действие или приводить в движение один или более абсорбционных холодильников. Один или более абсорбционных холодильников может использовать любой желаемый холодильный агент или сочетание холодильных агентов. Иллюстративные холодильные агенты могут включать, но не ограничиваются этим, растворы бромида лития, аммиака, водные растворы аммиака или тому подобное. По меньшей мере в одном примере вторая холодильная установка 127 может использовать раствор бромида лития. Вторая холодильная установка 127 может быть или включать одноступенчатый или двухступенчатый абсорбционный холодильник, который может приводиться в действие посредством нагретой третьей теплопередающей среды, вводимой в него через трубопровод 126. По меньшей мере в одном примере вторая холодильная установка 127 может включать одноступенчатый абсорбционный холодильник, который может работать с коэффициентом полезного действия в диапазоне от низкого около 0,5, около 0,6 или около 0,7 до высокого около 0,8, около 0,9 или около 1.

Четвертая теплопередающая среда, вводимая через трубопровод 142 во вторую холодильную установку 127, может быть охлаждена или остужена в ней и возвращена через трубопровод 128 в качестве охлажденной четвертой теплопередающей среды. Тепло от четвертой теплопередающей среды может быть подвергнуто непрямому теплообмену или передано к холодильному агенту внутри второй холодильной установки 127, чтобы производить охлажденную четвертую теплопередающую среду через трубопровод 128.

Пятая теплопередающая среда через трубопровод 129 может быть введена в третий теплообменник 116, чтобы производить нагретую пятую теплопередающую среду через трубопровод 130. Нагретая пятая теплопередающая среда может быть при температуре в диапазоне от низкой около 75°С, около 80°С или около 88°С до высокой 95°С, около 100°С или около 110°С. Иллюстративные пятые теплопередающие среды могут включать, но не ограничиваются этим, воду, горячий нефтепродукт, обработанную воду, любые их сочетания или тому подобное. Если пятая теплопередающая среда включает воду, нагретая пятая теплопередающая среда в трубопроводе 130 может упоминаться как нагретая или горячая вода.

Нагретая пятая теплопередающая среда через трубопровод 130 может быть введена в третью холодильную установку 131. Нагретая пятая теплопередающая среда может быть использована внутри третьей холодильной установки 131, чтобы приводить в действие или приводить в движение один или более абсорбционных холодильников. Один или более абсорбционных холодильников может использовать любой желаемый холодильный агент или сочетание холодильных агентов. Иллюстративные холодильные агенты могут включать, но не ограничиваются этим, растворы бромида лития, аммиака, водные растворы аммиака или тому подобное. По меньшей мере в одном примере третья холодильная установка 131 может использовать раствор бромида лития. Третья холодильная установка 131 может включать одноступенчатый или двухступенчатый абсорбционный холодильник, который может приводиться в действие посредством нагретой пятой теплопередающей среды, вводимой в него через трубопровод 130. По меньшей мере в одном примере третья холодильная установка 131 может включать одноступенчатый абсорбционный холодильник, который может работать с коэффициентом полезного действия в диапазоне от низкого около 0,5 или около 0,6 до высокого около 0,7 или около 0,8.

Шестая теплопередающая среда, вводимая через трубопровод 143 в третью холодильную установку 131, может быть охлаждена или остужена в ней и возвращена через трубопровод 132 в качестве охлажденной шестой теплопередающей среды. Тепло от шестой теплопередающей среды может быть подвергнуто непрямому теплообмену или передано к холодильному агенту внутри третьей холодильной установки 131, чтобы производить охлажденную шестую теплопередающую среду через трубопровод 132.

Первая теплопередающая среда через трубопровод 121, третья теплопередающая среда через трубопровод 125 и пятая теплопередающая среда через трубопровод 129 могут совместно упоминаться как «первая среда» или «первая передающая среда». Как таковая, первая теплопередающая среда через трубопровод 121 может также быть упомянута как «первая-первая передающая среда», третья теплопередающая среда через трубопровод 125 может также быть упомянута как «вторая-первая передающая среда» и пятая теплопередающая среда через трубопровод 129 может также быть упомянута как «третья-первая передающая среда». Также нагретая первая теплопередающая среда через трубопровод 122 может также быть упомянута как «первая нагретая первая передающая среда», нагретая третья теплопередающая среда через трубопровод 126 может также быть упомянута как «вторая нагретая первая передающая среда» и нагретая пятая теплопередающая среда через трубопровод 130 может также быть упомянута как «третья нагретая первая передающая среда». Аналогично, вторая теплопередающая среда через трубопровод 141, четвертая теплопередающая среда через трубопровод 142 и шестая теплопередающая среда через трубопровод 143 могут совместно быть упомянуты как «вторая среда» или «вторая передающая среда». Как таковая, вторая теплопередающая среда через трубопровод 141 может также быть упомянута как «первая-вторая передающая среда», четвертая теплопередающая среда через трубопровод 142 может также быть упомянута как «вторая-вторая передающая среда», и шестая теплопередающая среда через трубопровод 143 может также быть упомянута как «третья-вторая передающая среда». Также охлажденная вторая теплопередающая среда через трубопровод 124 может также быть упомянута как «первая охлажденная вторая передающая среда», охлажденная четвертая теплопередающая среда через трубопровод 126 может также быть упомянута как «вторая охлажденная вторая передающая среда», и охлажденная шестая теплопередающая среда через трубопровод 130 может также быть упомянута как «третья охлажденная вторая передающая среда».

Предпочтительно, вторая, четвертая и шестая теплопередающие среды могут быть средой того же типа. Охлажденные или остуженные вторая, четвертая и шестая теплопередающие среды через трубопроводы 124, 128 и 132 могут быть смешаны или объединены одна с другой, чтобы образовать одну или «первичную» охлажденную передающую среду через трубопровод 133. Например, вторая, четвертая и шестая теплопередающие среды через трубопроводы 124, 128 и 132, соответственно, могут быть введены в коллектор или другое сборное устройство, скомпонованное, чтобы объединить множество охлажденных теплопередающих сред, чтобы производить основную охлажденную передающую среду через трубопровод 133. Хотя не показано, охлажденные вторая, четвертая и шестая передающие среды через трубопроводы 124, 128 и 132 могут оставаться отдельными или независимыми друг от друга. В качестве таковых, вторая, четвертая и шестая передающие среды могут быть или включать составы, различные друг от друга. В другом примере две из охлажденных второй, четвертой и шестой теплопередающих сред через трубопроводы 124, 128 и 132 могут быть объединены друг с другом в трубопроводе 133, и другая охлажденная теплопередающая среда может оставаться отдельной или независимой от них.

Хотя показаны три первые передающие среды, а именно первая теплопередающая среда через трубопровод 121, третья теплопередающая среда через трубопровод 125 и пятая теплопередающая среда через трубопровод 130, любое число первых передающих сред может быть использовано, чтобы приводить в движение или приводить в действие любое число холодильных установок (показаны три) 123, 127 и 131. Например, одна передающая среда может быть использована, чтобы приводить в действие или приводить в движение одну, две, три, четыре или более холодильных установок. Число первых передающих сред может быть одной, двумя, тремя (как показано), четырьмя, пятью, шестью, семью, восемью или более. Хотя показаны три холодильные установки 123, 127 и 131, любое число холодильных установок может быть использовано, чтобы производить одну или более охлажденных вторых теплопередающих сред. Например, устройство 100 может включать одну, две, три (как показано), четыре, пять, шесть, семь, восемь или более холодильных установок. Хотя показаны три вторые передающие среды, а именно вторая теплопередающая среда через трубопровод 124, четвертая теплопередающая среда через трубопровод 128 и шестая теплопередающая среда через трубопровод 132, любое число вторых передающих сред может быть использовано, чтобы охладить один или более окислителей. Например, одна вторая передающая среда может быть охлаждена в одной или более холодильных установок, чтобы производить охлажденную вторую передающую среду. Число вторых теплопередающих сред может быть одной, двумя, тремя (как показано), четырьмя, пятью, шестью, семью, восемью или более.

Хотя не показано, низкотемпературное тепло, выработанное из других поверхностей внутри устройства 100, может быть использовано, чтобы производить охлажденные вторую, четвертую и шестую теплопередающие среды, объединенные в трубопроводе 133, с использованием одной или более одноступенчатых и двухступенчатых абсорбционных холодильных установок с насадкой. Например, тепло, регенерированное посредством охлаждения продукта сингаза через трубопровод 163, произведенного ниже по потоку в устройстве 100, может быть использовано как источник тепла внутри одной или более холодильных установок 123, 127 и 131. Вдобавок, пар или другие источники сырья из наружной граничной батареи (OSBL) могут быть введены в устройство 100 и использованы, чтобы приводить в действие одну или более холодильных установок 123, 127 и 131. В одном или более вариантах осуществления число теплообменников 112, 114 и/или 116 может изменяться, а число и тип холодильных установок 123, 127 и 131 могут изменяться в зависимости от применения.

Охлажденные вторая, четвертая и шестая теплопередающие среды через трубопроводы 124, 128 и 132 могут иметь температуру, которая меньше экологической или температуры окружающей среды. Например, если экологическая температура там, где расположено устройство 100, составляет около 40°С, температура охлажденных второй, четвертой и шестой теплопередающих сред может быть меньше чем 40°С. Например, охлажденные вторая, четвертая и шестая теплопередающие среды в трубопроводах 124, 128 и 132 могут каждая иметь температуру в диапазоне от низкой около 0,5°С, около 1°С или около 2°С до высокой около 15°С, около 20°С или около 25°С. Например, температура охлажденной теплопередающей среды в трубопроводе 133 может иметь температуру в диапазоне от около 4,5°С до около 10°С, от около 3°С до около 15°С, от около 5°С до около 9°С или от около 6°С до около 8°С. Температура охлажденных второй, четвертой и шестой теплопередающих сред в трубопроводах 124, 128 и 132 может быть такой же или отличной одна от другой. Например, охлажденная вторая теплопередающая среда в трубопроводе 124 может быть холоднее, чем четвертая и шестая теплопередающие среды в трубопроводах 128 и 132, соответственно. Основная охлажденная теплопередающая среда в трубопроводе 133 может иметь температуру в диапазоне от низкой около 0,5°С, около 1°С или около 2°С до высокой около 15°С, около 20°С или около 25°С.

Охлажденная передающая среда через трубопровод 133 может быть расщеплена на первую часть через трубопровод 134 и вторую часть через трубопровод 135. Охлажденная первая часть через трубопровод 134 может быть введена в теплообменник 136, и охлажденная вторая часть через трубопровод 135 может быть введена в теплообменник 137. Первый окислитель через трубопровод 144 и второй окислитель через трубопровод 145 могут также быть введены в теплообменники 136 и 137, соответственно. Нагретые передающие среды через трубопроводы 138 и 129 и охлажденные или остуженные первый и второй окислители через трубопроводы 146 и 147 могут быть возвращены из теплообменников 136 и 137, соответственно. Тепло может быть передано от первого и второго окислителей к первой части и второй части охлажденных передающих сред внутри теплообменников 136 и 137, соответственно. Как таковые, охлажденные передающие среды в трубопроводах 138 и 139 могут быть возвращены из теплообменников 136 и 137, соответственно, при более высокой температуре, чем введенные в них, и первый и второй окислители через трубопроводы 146 и 147 могут быть возвращены из теплообменников 136 и 137, соответственно, при более холодной или более низкой температуре, чем введенные в них.

Первая и вторая части нагретых передающих сред через трубопроводы 138, 139 могут быть вновь объединены друг с другом, чтобы образовать объединенную нагретую передающую среду через трубопровод 140. Например, первая и вторая части нагретых передающих сред через трубопроводы 138 и 139 могут быть введены в коллектор или другое устройство, скомпонованное, чтобы объединить обе части в трубопровод 140. Нагретая передающая среда через трубопровод 140 может расщепляться, разделяться или сепарироваться иным способом на вторую, четвертую и шестую передающие среды через трубопроводы 141, 142, 143, соответственно, и может быть возвращена или рециркулирована в первую, вторую и третью холодильные установки 123, 127 и 131, соответственно. Нагретая передающая среда через трубопровод 140 может быть введена в коллектор или другое устройство, скомпонованное, чтобы расщеплять, разделять или сепарировать иным способом нагретую передающую среду на вторую, четвертую и шестую передающие среды через трубопроводы 141, 142 и 143, соответственно.

Теплообменники 136 и 137 могут включать любое устройство, приспособление или сочетание устройств и/или приспособлений, которые имеют возможность передавать тепло от первого и второго окислителей, вводимых через трубопроводы 144 и 145, соответственно, к первой и второй частям охлажденной передающей среды, вводимой через трубопроводы 134 и 135, соответственно. Иллюстративные теплообменники могут включать, но не ограничиваются этим, охлаждающие теплообменники с непосредственным контактом сред, кожухотрубные, пластинчатые и рамные, со спиральными трубами, с U-образными трубами и/или байонетной конструкции. Теплообменники 136 и/или 137 могут также включать увеличители поверхностей (например, ребра, статические смесители, рифления, теплопроводную насадку, выступы, вызывающие турбулентность, или любое их сочетание), которые могут повысить скорость теплопередачи в них.

Температура охлажденного первого окислителя через трубопровод 146 может находиться в диапазоне от низкой около 1°С, около 5°С или около 10°С до высокой около 20°С, около 25°С, около 30°С или около 35°С. Например, температура охлажденного первого окислителя в трубопроводе 146 может находиться в диапазоне от около 5°С до около 35°С, от около 10°С до около 35°С, от около 15°С до около 30°С, от около 12°С до около 26°С или от около 20°С до около 35°С. Температура охлажденного окислителя через трубопровод 146 может быть изменена, отрегулирована или изменена другим способом, чтобы соответствовать требуемой мощности газотурбинной установки 148.

Температура охлажденного второго окислителя через трубопровод 147 может находиться в диапазоне от низкой около 1°С, около 5°С или около 10°С до высокой около 15°С, около 20°С, около 25°С или около 30°С. Например, температура охлажденного второго окислителя в трубопроводе 147 может находиться в диапазоне от около 5°С до около 25°С, от около 10°С до около 20°С, от около 8°С до около 18°С, от около 6°С до около 14°С или от около 7°С до около 22°С.

Хотя не показано, один теплообменник может быть использован вместо теплообменников 136, 137, чтобы производить охлажденные окислители через трубопроводы 146, 147. Например, один окислитель (теперь показан) может быть введен в один теплообменник, чтобы производить охлажденный окислитель, который затем может быть расщеплен или разделен на охлажденные первый и второй окислители в трубопроводах 146 и 147, соответственно. В другом примере, один теплообменник, имеющий два раздельных или независимых путей потока для первого и второго окислителей, вводимых в него через трубопроводы 144 и 145, может быть использован, чтобы производить охлажденные первый и второй окислители через трубопроводы 146 и 147.

Охлажденный первый окислитель через трубопровод 146 может быть введен в газотурбинную установку 148. Хотя не показано, одна или более прокладок для улавливания тумана, адсорбционных материалов и тому подобного могут быть использованы, чтобы удалить влагу из охлажденного окислителя в трубопроводе 146, перед тем как он вводится в газотурбинную установку 148. Газотурбинная установка 148 может включать компрессор 149, камеру сгорания 150 и детандер 151. Охлажденный первый окислитель через трубопровод 146 может быть введен в компрессор 149, и компрессор 149 может производить сжатый первый окислитель через трубопровод 152, который затем может быть введен в камеру сгорания 150. Топливо через трубопровод 153 может также быть введено в камеру сгорания 150. Топливо может включать, но не ограничивается этим, бензин, природный газ, пропан, дизель, керосин, Е-85 этанол, биодизель, биогаз, другие углеводороды, имеющие от 1 до 40 атомов углерода, или любые их сочетания. Сжатый первый окислитель и топливо могут быть смешаны и сожжены, чтобы обеспечить нагретый продукт сгорания или отработавший газ через трубопровод 154. Продукт сгорания через трубопровод 154 может быть введен в детандер 151, который может производить механическую энергию и расширенный отработавший газ или расширенный отработавший газ из турбины через трубопровод 184. Механическая энергия может быть использована, чтобы приводить в движение или приводить в действие один или более компрессоров 155.

Охлажденный второй окислитель через трубопровод 147 может быть введен в компрессор 155. Хотя не показано, одна или более прокладок для улавливания тумана, адсорбционных материалов или тому подобного может быть использована, чтобы удалить влагу из охлажденного второго окислителя в трубопроводе 147, перед тем как он вводится в компрессор 155. Компрессор 155 может сжимать охлажденный второй окислитель в трубопроводе 147, чтобы производить сжатый окислитель через трубопровод 156. Компрессор 155 может включать любой тип компрессора. Иллюстративные компрессоры могут включать, но не ограничиваются этим, осевые компрессоры, центробежные компрессоры, ротационные компрессоры с внутренней позитивной степенью сжатия, компрессоры с диагональным или смешанным потоком, поршневые компрессоры, винтовые компрессоры с сухим сжатием, маслозаполненные винтовые компрессоры, перемещающие компрессоры и тому подобные.

Охлаждение первого окислителя в трубопроводе 144 и введение охлажденного первого окислителя через трубопровод 146 в газотурбинную установку 148 могут повысить плотность первого окислителя, что, в свою очередь, может повысить выходную мощность газотурбинной установки 148. Например, использование охлажденного первого окислителя в качестве противопоставляемого первому окислителю при температуре окружающей среды или экологической, может повысить выходную мощность газотурбинной установки 148 на около 3%, около 5%, около 7%, около 12%, около 15%, около 18% или около 25%. Как таковой, охлажденный первый окислитель по сравнению с первым окислителем при условиях окружающей среды или экологических может также повысить выпуск через трубопровод 184, выходящего из газотурбинной установки 148. Например, расход выпуска и, следовательно, расход его кислорода в трубопроводе 184 может быть повышен на около 3%, около 5%, около 7%, около 12% или около 25%. Повышение выходной мощности газотурбинной установки 148 может повысить выход компрессора 155, посредством этого повышая массовый расход сжатого окислителя через трубопровод 156. Дополнительно, массовый расход второго окислителя в трубопроводе 147 может быть дополнительно повышен посредством охлаждения второго окислителя внутри теплообменника 137. Повышенный массовый расход сжатого окислителя через трубопровод 156 может повысить скорость продукта сингаза, произведенного внутри второй реформинг-установки 161.

Дополнительно, охлаждение первого и второго окислителей, введенных через трубопроводы 146 и 147, соответственно, в газотурбинную установку 148 и компрессорную установку 155 может дать возможность компрессорной установке 155 поддерживать высокий массовый расход сжатого окислителя через трубопровод 156 в окружении с изменяющимися температурами окружающего воздуха. Например, при горячих и холодных температурах окружающего воздуха (например, от около 30°С до около 50°C), производство сингаза может находиться в диапазоне от около 1850 тонн в день до около 2500 тонн в день, используя промышленную газовую турбину большой мощности-5, посредством введения охлажденных первого и второго окислителей через трубопроводы 146 и 147 в газотурбинную установку 148 и компрессорную установку 155, соответственно. Например, производство сингаза может быть повышено до около 2200 тонн в день. Как таковая, общая энергетическая эффективность производства аммиака в установке может быть улучшена на около 0,05 Гкал/тонну аммиака, около 0,10 Гкал/тонну аммиака или около 0,20 Гкал/тонну аммиака. Например, общая энергетическая эффективность производства аммиака в установке может быть улучшена на количество в диапазоне от низкого около 0,05 Гкал/тонну аммиака, около 0,08 Гкал/тонну аммиака или около 0,12 Гкал/тонну аммиака, до высокого около 0,15 Гкал/тонну аммиака, около 0,18 Гкал/тонну аммиака или около 0,2 Гкал/тонну аммиака.

Первый и второй окислители в трубопроводах 144 и 145, соответственно, могут включать подходящий содержащий кислород материал или сочетание материалов. Иллюстративные окислители могут включать, но не ограничиваются этим, воздух, кислород, по существу кислород, обогащенный кислородом воздух, обедненный кислородом воздух, перекись водорода, озон, смесь кислорода и одного или более газов, как, например, воздух, вода, диоксид углерода, азот, перекись водорода, озон и/или аргон или любое сочетание их. Первый и второй окислители в трубопроводах 144 и 145 могут содержать от около 1 объемного % до около 100 объемных % кислорода. Как использовано здесь, термин «по существу кислород» относится к окислителю, содержащему более чем 50 объемных % кислорода. Например, текучая среда по существу кислорода может содержать от около 55 объемных % до около 100 объемных % кислорода. Как использовано здесь, термин «обогащенный кислородом воздух» относится к окислителю, содержащему более чем около 21 объемный % кислорода и вплоть до 50 объемных % кислорода. Как использовано здесь, термин «богатый кислородом» относится как к обогащенному кислородом воздуху, так и к по существу кислороду. Как использовано здесь, термин «обедненный кислородом воздух» относится к окислителю, содержащему менее чем около 20 объемных % кислорода. Окислитель в трубопроводе 118 может быть свободным от азота или существенным образом свободным от азота. Как использовано здесь, термин «существенным образом свободный от азота» относится к окислителю в трубопроводе 118, содержащему около 5 объемных % или менее азота, 4 объемных % или менее азота, 3 объемных % или менее азота, 2 объемных % или менее азота или 1 объемный % или менее азота. Кислород, по существу кислород и/или обогащенный кислородом воздух могут быть произведены из любого числа традиционных устройств для обогащения кислорода, таких как установка для разделения воздуха. По меньшей мере в одном примере, первый окислитель в трубопроводе 144 может быть воздухом. По меньшей мере в одном примере, второй окислитель в трубопроводе 145 может быть воздухом.

По меньшей мере часть расширенного отработавшего газа из турбины в трубопроводе 184 может быть введена с топливом в трубопроводе 106 в первую реформинг-установку 102, чтобы производить в ней отработавший газ. Например, первая часть расширенного отработавшего газа из турбины в трубопроводе 184 может быть введена через трубопровод 185 в первую реформинг-установку 102, и вторая часть расширенного отработавшего газа из турбины в трубопроводе 184 может быть введена через трубопровод 186 в выпускной канал 108. В другом примере, весь расширенный отработавший газ из турбины в трубопроводе 184 может быть введен через трубопровод 185 в первичную реформинг-установку 102. В другом примере, весь расширенный отработавший газ из турбины в трубопроводе 184 может быть введен через трубопровод 186 в выпускной канал 108. Количество расширенного отработавшего газа из турбины через трубопровод 185, введенного в первую реформинг-установку 102, может находиться в диапазоне от низкого около 70%, около 75% или около 80% до высокого около 90%, около 95% или около 100% от суммарного количества расширенного отработавшего газа из турбины в трубопроводе 184. Например, количество расширенного отработавшего газа из турбины в трубопроводе 184, которое может быть введено в первую реформинг-установку 102, может находиться в диапазоне от около 70% до около 80% или от около 90% до около 95%. Расширенный отработавший газ из турбины может обеспечить источник окислителя, требуемого для сжигания. Хотя не показано, дополнительный окислитель также может быть введен в первую реформинг-установку 102 и использован, чтобы сжигать топливо, вводимое через трубопровод 106.

Сжатый окислитель через трубопровод 156 может быть введен в четвертый теплообменник или нагревательный змеевик 118, который может быть по меньшей мере частично расположен внутри канала 108 для выпуска, чтобы производить нагретый сжатый окислитель через трубопровод 157. Нагретый сжатый окислитель через трубопровод 157 может быть введен во вторую реформинг-установку 161. Нагретый сжатый окислитель в трубопроводе 157 может иметь температуру в диапазоне от низкой около 450°С, около 500°С или около 550°С до высокой около 600°С, около 650°С или около 700°С. Давление нагретого сжатого воздуха в трубопроводе 157 может находиться в диапазоне от низкого около 700 кПа, около 1000 кПа или около 1400 кПа до высокого около 5000 кПа, около 7000 кПа или около 9000 кПа. Например, давление сжатого окислителя в трубопроводе 157 может находиться в диапазоне от около 1500 кПа до около 8000 кПа, от около 2900 кПа до около 7900 кПа или от около 3500 кПа до около 7500 кПа.

Один или более углеводородов и пар могут быть введены через трубопровод 158 в пятый теплообменник или нагревательный змеевик 120, который может быть по меньшей мере частично расположен внутри выпускного канала 108, чтобы производить подачу предварительно нагретого углеводорода через трубопровод 159. Предварительно нагретая смесь пара и углеводорода в трубопроводе 159 может быть нагрета до температуры в диапазоне от низкой около 400°С, около 450°С или около 500°С до высокой около 550°С, около 600°С или около 650°С. Хотя не показано, предварительно нагретый углеводород в трубопроводе 159 может быть дополнительно нагрет посредством одного или более дополнительных теплообменников. Предварительно нагретый углеводород в трубопроводе 159 может быть введен в трубы 104 реформинг-установки в первичной реформинг-установке 102 и выходить из первичной реформинг-установки 102 в качестве первого реформированного углеводорода или вытекающего потока, через трубопровод 160. Хотя не показано, углеводород и пар могут быть по отдельности предварительно нагреты и введены в трубы 104 реформинг-установки.

Углеводород в трубопроводе 158 может быть или включать один или более жидких или газообразных углеводородов, их смеси или любые их сочетания. Углеводород в трубопроводе 158 может включать один или более углеводородов от С₁ до С₁₂, водород или любые их сочетания. Например, углеводород в трубопроводе 158 может включать метан, этан, пропан, бутан, пентан, гексан, водород или любые их сочетания. Концентрация метана в углеводороде в трубопроводе 158 может находиться в диапазоне от низкой около 30 мольных %, около 50 мольных % или около 75 мольных % до высокой около 95 мольных %, около 99 мольных % или около 99,9 мольных %, с балансом, включающим С₂, С₃ и более тяжелые углеводороды. Например, углеводород в трубопроводе 158 может иметь концентрацию метана около 55 мольных % или более, около 60 мольных % или более, около 65 мольных % или более, около 70 мольных % или более, около 75 мольных % или более, около 80 мольных % или более, около 85 мольных % или более или около 90 мольных % или более. Концентрация водорода в углеводороде в трубопроводе 158 может находиться в диапазоне от низкой около 0,1 мольных %, около 1 мольного % или около 5 мольных % до высокой около 20 мольных %, около 30 мольных % или около 35 мольных %. Например, углеводород в трубопроводе 158 может иметь концентрацию водорода около 30 мольных % или менее, около 25 мольных % или менее, около 20 мольных % или менее, около 15 мольных % или менее, около 10 мольных % или менее, около 5 мольных % или менее или около 1 мольного % или менее.

Углеводород и пар в трубопроводе 158 могут иметь молярное отношение пара-к-углероду (или содержание пара-к-углероду в углеводороде) в диапазоне от низкого около 2,3, около 2,5, около 2,7, около 2,8 или около 2,9 до высокого около 3,1, около 3,2, около 3,4, около 3,5, около 3,6, около 3,7, около 3,8, около 3,9 или около 4. Например, углеводород и пар в трубопроводе 158 могут иметь молярное отношение пара-к-углероду от около 2,6 до около 4, от около 2,8 до около 3,8, от около 3 до около 4 или от около 2,9 до около 3,9.

Первый реформированный углеводород в трубопроводе 160 может включать, но не ограничивается этим, часть углеводорода, водород, моноксид углерода, диоксид углерода, пар или любое их сочетание. Первый реформированный углеводород в трубопроводе 160 может иметь концентрацию углеводорода, то есть не реформированного углеводорода из трубопровода 158, в диапазоне от низкой около 3 мольных %, около 5 мольных % или около 8 мольных % до высокой около 30 мольных %, около 35 мольных % или около 40 мольных %. Первый реформированный углеводород в трубопроводе 160 может иметь концентрацию водорода в диапазоне от низкой около 5 мольных %, около 10 мольных %, около 15 мольных % или около 20 мольных % до высокой около 55 мольных %, около 60 мольных %, около 65 мольных % или около 70 мольных %. Первый реформированный углеводород в трубопроводе 160 может иметь концентрацию метана в диапазоне от низкой около 10 мольных %, около 20 мольных %, около 30 мольных %, около 35 мольных % или около 40 мольных % до высокой около 45 мольных %, около 55 мольных %, около 60 мольных % или около 65 мольных %. Первый реформированный углеводород в трубопроводе 160 может иметь концентрацию моноксида углерода в диапазоне от низкой около 0,5 мольных %, около 1 мольного % или около 2 мольных % до высокой около 3 мольных %, около 4 мольных % или около 5 мольных %. Первый реформированный углеводород в трубопроводе 160 может иметь концентрацию диоксида углерода в диапазоне от низкой около 5 мольных %, около 7 мольных % или около 9 мольных % до высокой около 12 мольных %, около 15 мольных % или около 17 мольных %.

По меньшей мере в конкретном варианте осуществления первый реформированный углеводород в трубопроводе 160 может иметь концентрацию водорода от около 60 мольных % до около 65 мольных %, концентрацию метана от около 10 мольных % до около 15 мольных %, концентрацию моноксида углерода от около 5 мольных % до около 10 мольных %, концентрацию диоксида углерода от около 5 мольных % до около 15 мольных % и концентрацию углеводорода в диапазоне от около 15 мольных % до около 40 мольных %, при этом другие компоненты, такие как С₂ и более тяжелые углеводороды, отсутствуют или присутствуют в минимальном количестве, например, при менее чем около 1 мольного %, менее чем около 0,5 мольных %, менее чем около 0,4 мольных %, менее чем около 0,3 мольных % или менее чем около 0,1 мольных %.

Первый реформированный углеводород в трубопроводе 160 может быть при температуре в диапазоне от низкой около 600°С, около 650°С, около 700°С или около 800°С до высокой около 830°С, около 840°С или около 850°С. Давление первого реформированного углеводорода в трубопроводе 160 может находиться в диапазоне от низкого около 700 кПа, около 1000 кПа или около 1400 кПа до высокого около 4000 кПа, около 5000 кПа или около 6000 кПа.

Первый реформированный углеводород через трубопровод 160 и нагретый сжатый окислитель через трубопровод 159 могут быть введены во вторую реформинг-установку 161. Вторая реформинг-установка 161 может быть или включать автотермическую реформинг-установку (ATR), реактор каталитического частичного окисления (CPOX), реактор частичного окисления (POX) или их сочетание. Например, вторая реформинг-установка 161 может представлять собой ATR, которая может включать один или более слоев катализатора 162, которые могут по меньшей мере частично реформировать первый реформированный углеводород в трубопроводе 160. Слои катализатора 162 могут включать один тип катализатора или смесь различных типов катализаторов. В другом примере слои катализатора 162 могут включать два слоя катализатора с первым слоем катализатора, имеющим первый катализатор, и вторым слоем катализатора, имеющим второй катализатор, который отличается от первого катализатора. Нагретый сжатый воздух может быть использован, чтобы частично сжигать часть первого реформированного углеводорода, обеспечивая тепло, которое приводит в движение эндотермическую реакцию реформинга внутри слоев катализатора 162, расположенных во второй реформинг-установке 161.

Сингаз или продукт сингаз через трубопровод 163 может быть возвращен из второй реформинг-установки 161. Сингаз в трубопроводе 163 может иметь температуру в диапазоне от низкой около 875°С, около 950°С или около 1000°С до высокой около 1050°С, около 1075°С или около 1100°С. Давление сингаза в трубопроводе 163 может находиться в диапазоне от низкого около 700 кПа, около 1000 кПа или около 1400 кПа до высокого около 4000 кПа, около 5000 кПа или около 6000 кПа.

Сингаз в трубопроводе 163 может содержать водород, моноксид углерода, диоксид углерода, азот, пар и другие меньшие компоненты, такие как аргон и/или метан. Сингаз в трубопроводе 163 может иметь концентрацию водорода в диапазоне от около 35 мольных % до около 80 мольных % или от около 50 мольных % до около 80 мольных %. Например, сингаз в трубопроводе 163 может иметь концентрацию водорода в диапазоне от низкой около 35 мольных %, около 40 мольных %, около 43 мольных % или около 45 мольных % до высокой около 53 мольных %, около 55 мольных %, около 60 мольных % или около 65 мольных %. Сингаз в трубопроводе 163 может иметь концентрацию метана менее чем около 10 мольных %, менее чем около 8 мольных %, менее чем около 6 мольных %, менее чем около 4 мольных %, менее чем около 2 мольных %, менее чем около 1 мольного %, менее чем около 0,5 мольных %, менее чем около 0,3 мольных % или менее чем около 0,1 мольных %. Например, концентрация метана в сингазе может находиться в диапазоне от около 0,1 мольных % до около 0,5 мольных %, от около 0,1 мольных % до около 4 мольных %, от около 0,3 мольных % до около 1 мольного % или от около 0,6 мольных % до около 1,6 мольных %. Сингаз в трубопроводе 163 может иметь концентрацию моноксида углерода в диапазоне от низкой около 5 мольных %, около 7 мольных %, около 9 мольных % или около 11 мольных % до высокой около 13 мольных %, около 15 мольных %, около 17 мольных % или около 20 мольных %. Сингаз в трубопроводе 163 может иметь концентрацию диоксида углерода в диапазоне от низкой около 5 мольных %, около 7 мольных %, около 9 мольных % или около 11 мольных % до высокой около 13 мольных %, около 15 мольных %, около 17 мольных % или около 20 мольных %. Сингаз в трубопроводе 163 может иметь концентрацию азота в диапазоне от низкой около 10 мольных %, около 20 мольных % или около 30 мольных % до высокой около 35 мольных %, около 37 мольных % или около 40 мольных %. Сингаз в трубопроводе 163 может иметь концентрацию аргона менее чем около 5 мольных %, менее чем около 4 мольных %, менее чем около 3 мольных %, менее чем около 2 мольных %, менее чем около 1 мольного % или менее чем около 0,5 мольных %. По меньшей мере в одном конкретном варианте осуществления сингаз в трубопроводе 163 может иметь концентрацию водорода от около 50 мольных % до около 80 мольных %, концентрацию моноксида углерода от около 5 мольных % до около 20 мольных %, концентрацию диоксида углерода от около 5 мольных % до около 20 мольных %, концентрацию азота от около 20 мольных % до около 40 мольных %, концентрацию аргона менее чем около 2 мольных % и концентрацию метана от около 0,1 мольных % до около 4 мольных %.

В различных других вариантах осуществления сингаз в трубопроводе 163 может иметь содержание водорода в диапазоне от низкого около 45 мольных %, около 47 мольных % или около 49 мольных % до высокого около 51 мольного %, около 53 мольных % или около 55 мольных %. Сингаз в трубопроводе 163 может иметь содержание моноксида углерода в диапазоне от низкого около 9 мольных % или около 10 мольных % до высокого около 11 мольных % или около 12 мольных %. Сингаз в трубопроводе 163 может иметь содержание диоксида углерода в диапазоне от низкого около 6 мольных % или около 7 мольных % до высокого около 8 мольных % или около 9 мольных %. Сингаз в трубопроводе 163 может иметь содержание азота в диапазоне от низкого около 28 мольных %, около 29 мольных % или около 30 мольных % до высокого около 33 мольных %, около 34 мольных % или около 35 мольных %. Сингаз в трубопроводе 163 может иметь содержание метана менее чем около 1 мольного %, менее чем около 0,5 мольных % или менее чем около 0,3 мольных %. Например, содержание метана в сингазе в трубопроводе 163 может находиться в диапазоне от около 0,5 мольных % до около 0,7 мольных %. Сингаз в трубопроводе 163 может иметь содержание водорода от около 47 мольных % до около 53 мольных %, содержание моноксида углерода от около 10 мольных % до около 11 мольных %, содержание диоксида углерода от около 7 мольных % до около 9 мольных %, содержание азота от около 29 мольных % до около 32 мольных % и содержание метана менее чем около 0,6 мольных %.

Сингаз в трубопроводе 163 может иметь температуру в диапазоне от низкой около 950°С, около 975°С или около 1000°С до высокой около 1050°С, около 1075°С или около 1100°С. Давление сингаза в трубопроводе 163 может находиться в диапазоне от низкого около 700 кПа, около 1000 кПа или около 1400 кПа до высокого около 4000 кПа, около 5000 кПа или около 6000 кПа.

Сингаз в трубопроводе 163 может быть введен в один или более теплообменников 164 (показан один), чтобы охладить сингаз в трубопроводе 163. Тепло может быть передано непрямым образом в теплообменнике 164 от сингаза, вводимого через трубопровод 163 к теплопередающей среде, вводимой через трубопровод 165. Подходящие теплопередающие среды, вводимые через трубопровод 165, могут включать, но не ограничиваются этим, воду, сточную воду, воздух, другие подачи в процесс из установки, их смеси или их сочетания. Например, теплопередающая среда в трубопроводе 165 может быть подаваемой котловой водой. В одном или более вариантах осуществления пар через трубопровод 166 и охлажденный продукт сингаз через трубопровод 167 могут быть возвращены из теплообменника 164.

Пар, обеспечиваемый от непрямого теплообмена через трубопровод 166, может быть паром низкого давления, паром среднего давления или паром высокого давления. В одном или более вариантах осуществления пар в трубопроводе 166 может иметь температуру около 200°С или более, 300°С или более, 400°С или более, 450°С или более, 475°С или более или 500°С или более. В одном или более вариантах осуществления давление пара в трубопроводе 166 может находиться в диапазоне от низкого около 200 кПа, около 400 кПа или около 600 кПа до высокого около 4200 кПа, около 6200 кПа, около 8500 кПа или около 12500 кПа или более.

Теплообменник 164 может быть или включать любое устройство, приспособление, или сочетание устройств и/или приспособлений, подходящих для непрямой передачи тепла от одной текучей среды к другой текучей среде. Например, теплообменник 164 может быть или включать один или более теплообменников кожухотрубных, пластинчатых и рамных, со спиральными трубами, с U-образными трубами и/или байонетной конструкции. В одном или более вариантах осуществления теплообменник 164 может включать увеличители поверхности трубы (например, ребра, статические смесители, рифления, теплопроводную насадку, выступы, вызывающие турбулентность, или любое их сочетание) и тому подобное.

В одном или более вариантах осуществления охлажденный сингаз в трубопроводе 167 может быть введен в одно или более устройств 168 СО-конвертера (показано одно), чтобы производить конвертированный сингаз в трубопроводе 169. Устройство 168 СО-конвертера может регулировать отношение водорода к моноксиду углерода («Н₂:СО») в сингазе посредством конвертирования моноксида углерода в диоксид углерода. Внутри устройства 168 СО-конвертера реакция изменения соотношения моноксида углерода и водорода в водяном газе может провести реакцию по меньшей мере части моноксида углерода в охлажденном сингазе, вводимом через трубопровод 167, с водой в присутствии катализатора и/или высокой температуры, чтобы производить водород и диоксид углерода. Один или более реакторов конверсии может включать, но не ограничивается этим, одноступенчатые адиабатические реакторы с неподвижным слоем, многоступенчатые адиабатические реакторы с неподвижным слоем с межступенчатым охлаждением, реакторы с выработкой пара или с резким охлаждением, трубчатые реакторы с неподвижным слоем с выработкой пара или охлаждением, реакторы с псевдоожиженным слоем или любое их сочетание. Например, может быть использован процесс конверсии водяного газа с повышенной сорбцией (SEWGS), использующий адсорбционную установку с колебанием давления, имеющую множество реакторов с неподвижным слоем с насадкой катализатора конверсии и высокой температурой (около 475°С) адсорбента диоксида углерода.

В одном или более вариантах осуществления устройство 168 СО-конвертера может включать два или более реактора, расположенных последовательно и/или параллельно. Устройство 168 СО-конвертера может включать один или более СО-конвертеров с высокой температурой (HTSC), один или более СО-конвертеров со средней температурой (MTSC), один или более СО-конвертеров с низкой температурой (LTSC) или любое их сочетание. В одном или более вариантах осуществления по меньшей мере часть сингаза в трубопроводе 167 может быть введена в одну или более HTSCs, MTSCs и/или LTSCs в любом порядке и/или в их сочетании .

Конвертированный сингаз, подаваемый через трубопровод 169, может содержать меньше моноксида углерода, чем охлажденный сингаз, вводимый через трубопровод 167. Конвертированный сингаз в трубопроводе 169 может содержать около 5 мольных % или менее на сухой вес моноксида углерода, около 3 мольных % или менее на сухой вес моноксида углерода, около 2 мольных % на сухой вес или менее моноксида углерода, около 1 мольного % или менее на сухой вес моноксида углерода или около 0,5 мольных % на сухой вес или менее на сухой вес моноксида углерода.

Сингаз в трубопроводе 167 может быть распределен в равной мере или не в равной мере в любой один или более из HTSC, MTSC, LTSC. Например, около 75% по объему охлажденного сингаза в трубопроводе 167 может быть введено в HTSC, и около 25% может быть введено в MTSC.

В одном или более вариантах осуществления один или более HTSC, MTSC и/или LTSC могут содержать один или более катализаторов. Один или более HTSC, MTSC и LTSC могут конвертировать моноксид углерода в охлажденном сингазе в трубопроводе 167 в диоксид углерода посредством реагирования моноксида углерода в присутствии одного или более катализаторов внутри одного или более HTSC, MTSC и/или LTSC при температуре, достаточной, чтобы окислять моноксид углерода. Катализатор внутри одного или более HTSC может включать, но не ограничивается этим, оксид железа, феррит цинка, магнетит, оксиды хрома, их производные или любое их сочетание. Один или более HTSC могут работать при температуре от около 325°С до около 550°С. Катализатор, расположенный в одном или более MTSC, может включать, но не ограничивается этим, оксид железа, оксид хрома, их производные или любое их сочетание. Один или более MTSC могут работать при температуре от около 250°С до около 300°С. Катализатор, расположенный в одном или более LTSC, может включать, но не ограничивается этим, медь, цинк, активизирующий медь оксид хрома, их производные или любое их сочетание. Один или более LTSC могут работать при температуре от около 180°С до около 220°С.

В одном или более вариантах осуществления сингаз через трубопровод 169 может быть введен в один или более теплообменников 170 (показан один), чтобы обеспечить охлажденный конвертированный сингаз в трубопроводе 171. Тепло может быть непрямым способом передано от конвертированного сингаза, вводимого через трубопровод 169, к теплопередающей среде, вводимой через трубопровод 172. В одном или более вариантах осуществления одна или более подходящих теплопередающих сред в трубопроводе 172 могут быть введены в теплообменник 170. Теплопередающая среда, вводимая через трубопровод 172, может быть, но не ограничивается этим, водой, сточной водой, другой подачей в процесс изнутри установки, их смесями или их сочетаниями. В одном или более вариантах осуществления может быть обеспечен пар через трубопровод 173, который может быть паром низкого давления, паром среднего давления или паром высокого давления. Хотя не показано, сингаз в трубопроводе 169 может быть непосредственно охлажден посредством введения одной или более теплопередающих сред в трубопроводе 165 в сингаз в трубопроводе 169.

Теплообменник 170 может быть или включать любое устройство, приспособление или сочетание устройств и/или приспособлений, подходящих для непрямой теплопередачи от одной текучей среды к другой текучей среде. Например, теплообменник 170 может быть или включать один или более теплообменников кожухотрубных, пластинчатых и рамных, со спиральными трубами, с U-образными трубами и/или байонетной конструкции. В одном или более вариантах осуществления теплообменник 170 может включать увеличители поверхности трубы (например, ребра, статические смесители, рифления, теплопроводную насадку, выступы, вызывающие турбулентность, или любое их сочетание) и тому подобное.

В одном или более вариантах осуществления охлажденный конвертированный сингаз в трубопроводе 171 может вводиться в одно или более устройств 174 для очистки сингаза (показано одно). В одном или более вариантах осуществления устройство 174 для очистки сингаза может включать, но не ограничивается этим, одно или более устройств для удаления диоксида углерода, метанаторов, сушилок или любое их сочетание. В одном или более вариантах осуществления охлажденный конвертированный сингаз может быть введен через трубопровод 171 в одно или более устройств для удаления диоксида углерода (не показано) внутри устройства 174 для очистки сингаза, чтобы удалить по меньшей мере часть диоксида углерода.

Одно или более устройств для удаления диоксида углерода внутри устройства 174 для очистки сингаза может избирательно отделять диоксид углерода от конвертированного сингаза, чтобы обеспечить обедненный диоксидом углерода сингаз и диоксид углерода. Отделенный диоксид углерода может быть возвращен через трубопровод 175. В одном или более вариантах осуществления обедненный диоксидом углерода сингаз может избирательно быть введен в один или более метанаторов и/или одну или более сушилок внутри устройства 174 для очистки.

Обедненный диоксидом углерода сингаз может быть введен в один или более метанаторов (не показаны) внутри устройства 174 для очистки, чтобы конвертировать часть любого моноксида углерода и/или диоксида углерода в метан и воду. Например, суммарные моноксид углерода и диоксид углерода в сингазе могут составлять менее чем около 1000 числа частей на миллион по весу, менее чем около 750 числа частей на миллион по весу или менее чем около 500 числа частей на миллион по весу суммы моноксида углерода и диоксида углерода. В одном или более вариантах осуществления сингаз, обедненный моноксидом углерода и диоксидом углерода, может быть введен в одну или более сушилок внутри устройства 174 для очистки, чтобы обеспечить воду через трубопровод 176 и высушенный сингаз. Одна или более сушилок может удалить или отделить по меньшей мере часть любой воды в обедненном моноксидом углерода и диоксидом углерода сингазе, чтобы обеспечить высушенный сингаз.

Устройство 174 для очистки может обеспечивать или производить сингаз в трубопроводе 177, который может иметь концентрацию водорода в диапазоне от низкой около 40 мольных %, около 50 мольных % или около 55 мольных % до высокой около 75 мольных %, около 80 мольных % или около 85 мольных %. Сингаз в трубопроводе 177 может иметь концентрацию азота в диапазоне от низкой около 10 мольных %, около 20 мольных % или около 25 мольных % до высокой около 40 мольных %, около 45 мольных % или около 50 мольных %. Сингаз в трубопроводе 177 может иметь концентрацию метана менее чем около 4 мольных %, менее чем около 3 мольных %, менее чем около 2 мольных %, менее чем около 1 мольного % или менее чем около 0,9 мольных %. Сингаз в трубопроводе 177 может иметь концентрацию кислорода от около 0,1 мольных % до около 5 мольных %, от около 0,5 мольных % до около 4 мольных % или от около 0,8 мольных % до около 3 мольных %. Сингаз в трубопроводе 177 может иметь концентрацию аргона в диапазоне от около 0,05 мольных % до около 2 мольных %, от около 0,1 мольных % до около 1,5 мольных % или от около 0,1 мольных % до около 1 мольного %. Молярное отношение водорода к азоту (H₂:N₂) может находиться в диапазоне от около 1,5:1 до около 5:1, от около 2:1 до около 4:1 или от около 2,2:1 до около 3,2:1. Молярное отношение H₂:N₂ может быть около 1,6:1, около 1,8:1, около 1,9:1, около 2,1:1, около 2,2:1, около 2,3:1 или около 2,4:1.

Давление сингаза в трубопроводе 177 может находиться в диапазоне от около 1000 кПа до около 20800 кПа, от около 2000 кПа до около 13700 кПа или от около 3000 кПа до около 10400 кПа. Температура сингаза в трубопроводе 177 может находиться в диапазоне от около -100°С до около 100°С, от около -50°С до около 50°С или от около -25°С до около 25°С.

Одно или более устройств для удаления диоксида углерода может включать любое из или сочетание физических, механических, электрических и/или химических устройств, скомпонованных последовательно, параллельно или любое их сочетание. В одном или более вариантах осуществления одно или более устройство для удаления диоксида углерода может включать одно или более устройств для физической сепарации, включающих, но не ограничивающихся этим, устройства мембранного типа и устройства на основе растворителя. Например, одно или более устройств для удаления диоксида углерода может включать, но не ограничивается этим, устройства абсорбционного/десорбционного типа, на основе растворителя. Устройство для удаления диоксида углерода может осуществлять контакт сингаза, вводимого через трубопровод 171, с одним или более абсорбентов, чтобы удалить по меньшей мере часть диоксида углерода. Селективные адсорбенты двуокиси углерода могут включать, но не ограничиваются этим, моноэтаноламин (MEA), диэтаноламин (DEA), триэтаноламин (ТЕА), карбонат калия, метилдиэтаноламин (MDEA), активированный метилдиэтаноламин (aMDEA), дигликольамин (DGA), диизопропаноламин (DIPA), их производные, их смеси или любое их сочетание. Другие подходящие адсорбенты и технологии могут включать, но не ограничиваются этим, физический адсорбционный растворитель карбонат пропилена, а также другие алкилкарбонаты, простые диметиловые эфиры полиэтиленгликоля из от двух до двенадцати гликольных единиц (процесс Selexol™), н-метилпирролидон, сульфолан и использование процесса обработки газа Sulfinol®.

Один или более метанаторов может включать любое из или сочетание физических, механических, электрических и/или химических устройств, чтобы конвертировать моноксид углерода и диоксид углерода в метан, скомпонованных либо последовательно, параллельно, либо любое их сочетание. В одном или более вариантах осуществления один или более метанаторов могут представлять собой каталитический процесс, работающий при температуре, достаточной для конвертирования или реагирования по меньшей мере части любого моноксида углерода и/или диоксида углерода в метан и воду. Один или более каталитических процессов могут включать один или более каталитических реакторов, расположенных последовательно или параллельно, содержащих один или более катализаторов, подходящих для конверсии моноксида углерода и диоксида углерода в метан. Походящие катализаторы метанатора могут включать, но не ограничиваются этим, никель, редкоземельный активированный никель, их производные или их сочетания. Метанатор может работать при температуре от около 200°С до около 400°С. Бедный моноксидом углерода и диоксидом углерода сингаз может содержать около 50 частей на миллион или менее моноксида углерода и диоксида углерода или около 30 частей на миллион или менее моноксида углерода и диоксида углерода, или около 10 частей на миллион или менее моноксида углерода и диоксида углерода.

Одна или более сушилок может включать, но не ограничивается этим, одно или более молекулярных сит, абсорбентов, адсорбентов, расширительных сепараторов, печей для прокаливания или любые их сочетания. Подходящие абсорбенты могут включать, но не ограничиваются этим, гликоль, щелочноземельные галидные соли, их производные или их смеси. Подходящие адсорбенты могут включать, но не ограничиваются этим, активированный глинозем, силикагель, молекулярные сита, активированный углерод, их производные или их смеси.

В одном или более вариантах осуществления сингаз в трубопроводе 177 может быть введен в одно или более устройств 178 для очистки (показано одно), где одно или более загрязнений, таких как избыточный азот, аргон, кислород и метан, могут быть удалены, чтобы обеспечить обедненную загрязнителями смесь газов или очищенный сингаз через трубопровод 179. Устройство 178 для очистки может быть использовано, чтобы удалить или отделить любые загрязнители, включая избыточный азот, то есть азот, превышающий необходимый, чтобы обеспечить молярное отношение Н₂:N₂ от около 2,2:1 до около 3,2:1 из смеси сжатого газа в трубопроводе 177. В одном или более вариантах осуществления устройство 178 для очистки может включать один или более сепараторов криогенного типа, работающих при температуре менее чем -150°С. Один или более загрязнителей и/или избыточный азот могут быть удалены из устройства 178 для очистки в качестве отработанного газа через трубопровод 180.

В одном или более вариантах осуществления молярное отношение H₂:N₂в очищенном сингазе в трубопроводе 179 может находиться в диапазоне от около 2:1 до около 4:1 или от около 2,2:1 до около 3,2:1. Например, молярное отношение H₂:N₂может быть около 2,9:1, около 3:1, около 3,1:1 или около 3,2:1. Концентрация водорода в очищенном сингазе в трубопроводе 179 может находиться в диапазоне от около 50 мольных % до около 90 мольных %, от около 60 мольных % до около 85 мольных % или от около 70 мольных % до около 80 мольных %. Концентрация азота в очищенном сингазе в трубопроводе 179 может находиться в диапазоне от около 10 мольных % до около 40 мольных %, от около 15 мольных % до около 35 мольных % или от около 20 мольных % до около 30 мольных %. Концентрация метана в очищенном сингазе в трубопроводе 179 может находиться в диапазоне от около 0,001 мольных % до около 0,05 мольных %, от около 0,002 мольных % до около 0,03 мольных % или от около 0,005 мольных % до около 0,01 мольных %. Концентрация кислорода в очищенном сингазе в трубопроводе 179 может находиться в диапазоне от около 0,001 мольных % до около 0,05 мольных %, от около 0,002 мольных % до около 0,03 мольных % или от около 0,005 мольных % до около 0,01 мольных %. Концентрация аргона в очищенном сингазе в трубопроводе 179 может находиться в диапазоне от около 0,05 мольных % до около 2 мольных %, от около 0,1 мольных % до около 1,5 мольных % или от около 0,1 мольных % до около 1 мольного %.

В одном или более вариантах осуществления очищенный сингаз через трубопровод 179 может быть введен в одно или более устройств 181 для синтеза аммиака (показано одно). Устройство 181 для синтеза аммиака может включать один или более конвертеров аммиака и один или более конденсаторов аммиака. По меньшей мере часть азота и водорода, присутствующих в очищенном сингазе, могут быть объединены, чтобы обеспечить продукт конвертера аммиака (не показан). Концентрация аммиака в продукте конвертера аммиака может находиться в диапазоне от низкой около 5 мольных %, около 10 мольных % или около 15 мольных % до высокой около 25 мольных %, около 30 мольных % или около 35 мольных %. Например, концентрация аммиака в продукте конвертера аммиака может находиться в диапазоне от около 12 мольных % до около 25 мольных % или от около 16 мольных % до около 22 мольных %. Концентрация водорода в продукте конвертера аммиака может находиться в диапазоне от низкой около 30 мольных %, около 40 мольных % или около 50 мольных % до высокой около 70 мольных %, около 75 мольных % или около 80 мольных %. Концентрация азота в продукте конвертера аммиака может находиться в диапазоне от низкой около 5 мольных %, около 10 мольных % или около 15 мольных % до высокой около 30 мольных %, около 35 мольных % или около 40 мольных %.

В одном или более вариантах осуществления один или более конвертеров аммиака могут быть традиционными одно или многоходовыми конвертерами, использующими один или более магнетитовых катализаторов. В одном или более вариантах осуществления один или более конвертеров аммиака могут быть одно или многоходовыми конвертерами, использующими один или более катализаторов из благородных металлов или один или более катализаторов на основе рутения, таких как катализатор КААР на основе рутения, поставляемый от Kellogg, Brown и Root LLC. Один или более высокоактивных катализаторов из благородных металлов могут дать возможность использовать более низкие давления внутри контура для синтеза аммиака, посредством этого позволяя использование одноцилиндрового компрессора аммиака (не показан).

Один или более конвертеров аммиака могут включать любой реактор, который имеет возможность конвертирования по меньшей мере части подаваемого газа, содержащего азот и водород, например, очищенного сингаза, в аммиак. Конвертер аммиака может быть или включать один или более конвертеров с расщепленным потоком, изотермических конвертеров аммиака, горизонтальных конвертеров аммиака, конвертеров аммиака, адаптированных к катализатору высокой активности, конвертеров с охлаждаемой стенкой или любое их сочетание. Подходящими конвертерами аммиака могут быть такие, как обсуждены и описаны в патенте США №№ 7,081,230; 6,171,570; 6,132,687; и опубликованных заявках на патент США №№ 2009/0297427; и 2009/0136391.

Продукт конвертера аммиака может быть введен в один или более конденсаторов аммиака. Один или более конденсаторов аммиака могут конденсировать и разделять аммиак, чтобы обеспечить продукт аммиак («законченный продукт») в трубопроводе 182 и непрореагировавший газообразный водород и/или азот («рециркулирующий сингаз») или («отводимый газ») в трубопроводе 183. Законченный продукт в трубопроводе 182 может содержать, но не ограничивается этим, аммиак, водород и азот. Законченный продукт может содержать как минимум около 85% по весу, как минимум около 90% по весу, как минимум около 95% по весу или как минимум 99,9% по весу аммиака. Законченный продукт в трубопроводе 182 может содержать как максимум около 15% по весу, около 10% по весу, около 5% по весу или около 0,1% по весу объединенных водорода и азота.

Рециркулирующий сингаз в трубопроводе 183 может рециркулировать в установку 178 для очистки и/или в один или более метанаторов и/или сушилок, которые могут быть включены в устройство 174 для очистки, как обсуждено и описано выше. Концентрация водорода в рециркулирующем сингазе в трубопроводе 183 может находиться в диапазоне от около 40 мольных % до около 90 мольных %, от около 50 мольных % до около 85 мольных % или от около 60 мольных % до около 80 мольных %. Концентрация азота в рециркулирующем сингазе в трубопроводе 183 может находиться в диапазоне от около 10 мольных % до около 60 мольных %, от около 15 мольных % до около 50 мольных % или от около 20 мольных % до около 40 мольных %.

Хотя не показано, рециркулирующий сингаз в трубопроводе 183 может быть разделен, чтобы производить обогащенный водородом рецикл и обедненный водородом рецикл. Обогащенный водородом рецикл может рециркулировать через трубопровод 183 в установку 178 для очистки и/или в один или более метанаторов и/или сушилок, и обедненный водородом рецикл может рециркулировать (не показано) в углеводород в трубопроводе 158, первый реформированный углеводород в трубопроводе 160 и/или топливо в трубопроводе 106. Альтернативно, рециркулирующий газ через трубопровод 183 может быть рециркулирован в установку 178 для очистки, углеводород в трубопроводе 158, первый реформированный углеводород в трубопроводе 160 или любое их сочетание.

Любая часть рециркулирующего сингаза в трубопроводе 183 может рециркулировать в углеводород в трубопроводе 158 и/или первый реформированный углеводород в трубопроводе 160, и/или топливо в трубопроводе 106. Например, около 50% или более, около 60% или более, около 70% или более, около 80% или более, около 90% или более или около 100% рециркулирующего сингаза в трубопроводе 183 может рециркулировать в углеводород в трубопроводе 158. В другом примере, около 50% или более, около 60% или более, около 70% или более, около 80% или более, около 90% или более или около 100% рециркулирующего сингаза в трубопроводе 183 может быть введено в топливо в трубопроводе 106 и использовано как низкосортное топливо для первой реформинг-установки 130. Рециркуляция по меньшей мере части рециркулирующего сингаза в трубопроводе 183 в углеводород в трубопроводе 158 или первый реформированный углеводород в трубопроводе 160 может возвратить метан и/или водород из продувочного газа, который может быть использован для производства аммиака или других продуктов. Кроме того, сжигание от около 20% до около 40% рециркулирующего сингаза в трубопроводе 183 может понизить или предотвратить накопление аргона внутри устройства 100, что может понизить или исключить потребность в установке для извлечения аргона (не показана). В другом примере по меньшей мере часть отработанного газа через трубопровод 180 может рециркулировать в углеводород в трубопроводе 158 и/или первый реформированный углеводород в трубопроводе 160, чтобы повысить количество азота в нем.

Один или более конденсаторов аммиака может включать любое механическое или химическое устройство, которое имеет возможность избирательно отделять аммиак от смеси газов, включающей по меньшей мере водород и азот. Один или более конденсаторов аммиака могут включать один или более криогенных очистителей, содержащих один или более холодильных теплообменников и один или более холодильных компрессоров.

Варианты осуществления, описанные здесь, дополнительно относятся к любому одному или более из следующих параграфов:

1. Способ для реформинга углеводорода, содержащий следующие стадии: сжигают по меньшей мере часть расширенного отработавшего газа из турбины и первого топлива внутри первой реформинг-установки, чтобы производить отработавший газ из первой реформинг-установки; реформируют углеводород в первой реформинг-установке в присутствии одного или более первых катализаторов и пара при условиях, достаточных, чтобы производить первый реформированный углеводород; нагревают одну или более первых передающих сред посредством непрямой передачи тепла от отработавшего газа из первой реформинг-установки к одной или более первых передающих сред; приводят в действие одну или более холодильных установок посредством тепловой энергии от одной или более нагретых первых передающих сред; охлаждают одну или более вторых передающих сред внутри одной или более холодильных установок, чтобы производить одну или более охлажденных вторых передающих сред; осуществляют передачу тепла от одного или более окислителей к одной или более охлажденных вторых передающих сред, чтобы производить охлажденный первый окислитель и охлажденный второй окислитель; вводят охлажденный первый окислитель и второе топливо в газотурбинную установку, чтобы производить расширенный отработавший газ из турбины и механическую энергию; приводят в действие компрессор посредством механической энергии; сжимают охлажденный второй окислитель в компрессоре, чтобы производить сжатый второй окислитель; и вводят сжатый второй окислитель и первый реформированный углеводород во вторую реформинг-установку, чтобы производить продукт сингаз.

2. Способ по параграфу 1, в котором одна или более первых передающих сред и одна или более вторых передающих сред содержат воду, пар, горячий нефтепродукт или любое их сочетание.

3. Способ по любому из параграфов 1 и 2, в котором одна или более нагретых первых передающих сред содержит по меньшей мере три передающие среды, в которых первая нагретая первая передающая среда содержит пар при давлении от около 375 кПа до около 1100 кПа, вторая нагретая первая передающая среда содержит пар при давлении от около 125 кПа до около 350 кПа и третья нагретая первая передающая среда содержит воду при температуре от около 80°С до около 100°С.

4. Способ по параграфу 3, дополнительно содержащий следующие стадии: вводят первую нагретую первую передающую среду в двухступенчатую абсорбционную холодильную установку с бромидом лития, чтобы производить первую охлажденную вторую передающую среду; вводят вторую нагретую первую передающую среду в первую одноступенчатую абсорбционную холодильную установку с бромидом лития, чтобы производить вторую охлажденную вторую передающую среду; вводят третью нагретую первую передающую среду во вторую одноступенчатую абсорбционную холодильную установку с бромидом лития, чтобы производить третью охлажденную вторую передающую среду; и объединяют первую охлажденную вторую передающую среду, вторую охлажденную вторую передающую среду и третью охлажденную вторую передающую среду, чтобы производить единую охлажденную вторую передающую среду.

5. Способ по любому из параграфов от 1 до 4, в котором одна или более холодильных установок содержит одноступенчатую абсорбционную холодильную установку с бромидом лития, двухступенчатую абсорбционную холодильную установку с бромидом лития или их сочетание.

6. Способ по любому из параграфов от 1 до 5, в котором одна или более охлажденных вторых передающих сред имеет температуру в диапазоне от около 1°С до около 20°С.

7. Способ по любому из параграфов от 1 до 6, в котором охлажденный первый окислитель имеет температуру в диапазоне от около 5°С до около 35°С и в котором охлажденный второй окислитель имеет температуру в диапазоне от около 5°С до около 20°С.

8. Способ по любому из параграфов от 1 до 7, дополнительно содержащий следующую стадию: изменяют температуру первого охлажденного окислителя, чтобы соответствовать требованию газотурбинной установки.

9. Способ по любому из параграфов от 1 до 8, в котором первая реформинг-установка содержит реформинг-установку метана с водяным паром, и вторая реформинг-установка содержит автотермическую реформинг-установку.

10. Способ по любому из параграфов от 1 до 9, дополнительно содержащий следующую стадию: осуществляют передачу тепла от отработавшего газа к сжатому второму окислителю, чтобы производить нагретый сжатый окислитель, имеющий температуру в диапазоне от около 450°С до около 650°С и давление в диапазоне от около 1500 кПа до около 8000 кПа.

11. Способ по любому из параграфов от 1 до 10, в котором отработавший газ выходит из канала для выпуска при температуре от около 90°С до около 150°С.

12. Способ по любому из параграфов от 1 до 11, в котором углеводород имеет молярное отношение пара-к-углероду в диапазоне от около 2,7 до около 4.

13. Способ по любому из параграфов от 1 до 12, в котором продукт сингаз содержит около 10 мольных % или менее метана, от около 40 мольных % до около 60 мольных % водорода, от около 20 мольных % до около 30 мольных % азота, от около 5 мольных % до около 15 мольных % моноксида углерода и от около 10 мольных % до около 20 мольных % диоксида углерода, и способ дополнительно содержит следующую стадию: конвертируют по меньшей мере часть азота и водорода в продукте сингазе в аммиак, чтобы производить выходящий поток аммиака.

14. Устройство для реформинга углеводорода, содержащее: первую реформинг-установку, скомпонованную, чтобы производить первый реформированный углеводород и отработавший газ; один или более первых теплообменников, по меньшей мере частично расположенных внутри канала для выпуска первой реформинг-установки, в которых отработавший газ осуществляет передачу тепла к одной или более первых передающих сред, протекающих через один или более первых теплообменников; одну или более холодильных установок, соединенных с одним или более первых теплообменников и скомпонованных, чтобы принимать одну или более нагретых первых передающих сред, в которых одна или более нагретых первых передающих сред приводит в действие одну или более холодильных установок, и в которых одна или более холодильных установок скомпонованы, чтобы охлаждать одну или более вторых передающих сред; один или более вторых теплообменников, соединенных с одной или более холодильных установок и скомпонованных, чтобы осуществлять передачу тепла от одного или более окислителей к одной или более охлажденных вторых передающих сред, чтобы производить охлажденный первый окислитель и охлажденный второй окислитель; одну или более газотурбинных установок, скомпонованных, чтобы принимать охлажденный первый окислитель, в которых одна или более газотурбинных установок производят механическую энергию и расширенный отработавший газ из турбины; одну или более компрессорных установок, скомпонованных, чтобы принимать охлажденный второй окислитель, чтобы производить сжатый второй окислитель; и вторую реформинг-установку, скомпонованную, чтобы принимать сжатый второй окислитель и первый реформированный углеводород и производить из них продукт сингаз.

15. Устройство по параграфу 14, дополнительно содержащее третий теплообменник, расположенный внутри канала для выпуска первой реформинг-установки, в котором отработавший газ осуществляет передачу тепла к сжатому второму окислителю через третий теплообменник, чтобы производить нагретый второй окислитель.

16. Устройство по любому из параграфов 14 и 15, в котором одна или более холодильных установок содержат одноступенчатую абсорбционную холодильную установку с бромидом лития, двухступенчатую абсорбционную холодильную установку с бромидом лития или их сочетание.

17. Устройство по любому из параграфов от 14 до 16, в котором одна или более холодильных установок содержат одну двухступенчатую абсорбционную холодильную установку с бромидом лития и две одноступенчатые абсорбционные холодильные установки с бромидом лития.

18. Устройство по любому из параграфов от 14 до 17, в котором один или более вторых теплообменников содержат третий теплообменник, приспособленный, чтобы осуществлять передачу тепла от первой части охлажденной второй передающей среды, чтобы производить охлажденный первый окислитель, и четвертый теплообменник, приспособленный, чтобы осуществлять передачу тепла от второй части охлажденной второй передающей среды, чтобы производить охлажденный второй окислитель.

19. Устройство по любому из параграфов от 14 до 18, дополнительно содержащее одно или более устройств для синтеза аммиака, скомпонованных, чтобы конвертировать по меньшей мере часть из любого водорода и азота в продукте сингазе в аммиак.

20. Устройство по параграфу 19, в котором одна или более газотурбинных установок представляют собой промышленную газотурбинную установку большой мощности-5 и в котором одно или более устройств для синтеза аммиака производят между около 2200 тонн в день до около 2500 тонн в день.

Определенные варианты осуществления и характерные черты были описаны с использованием набора числовых верхних пределов и набора числовых нижних пределов. Нужно оценить, что диапазоны от любого нижнего предела до любого верхнего предела предполагаются, если не указано иное. Определенные нижние пределы, верхние пределы и диапазоны появляются в одном или более пунктов формулы изобретения ниже. Все цифровые значения представляют собой «около» или «приблизительно» указанного значения, и принимаются в расчет ошибки эксперимента и отклонения, которые будет наблюдать специалист в этой области техники. Когда описываются молярные или объемные процентные содержания особенного трубопровода или потока, предполагается, что сумма всех таких процентов всех материалов, присутствующих в любом особенном трубопроводе или потоке, равна 100% (молярных или объемных, как предназначено в контексте).

Различные термины были определены выше. Если термин, используемый в пункте формулы изобретения, не определен выше, ему должно быть дано самое широкое определение специалистами в соответствующей области техники, дающих этот термин так, как он отражен по меньшей мере в одной печатной публикации или выданном патенте. Кроме того, все патенты, процессы испытания и другие документы, цитируемые в этой заявке, полностью включены путем ссылки, если это раскрытие не является несовместимым с заявкой и всеми юрисдикциями, в которых такое включение разрешено.

В то время как нижеследующее направлено на определенные варианты осуществления настоящего изобретения, другие и дополнительные варианты осуществления изобретения могут быть разработаны, не выходя за рамки его основного объема, и его объем определяется посредством формулы изобретения, которая следует далее.

Реферат

Изобретение относится к способу и устройству реформинга углеводородов. Способ включает сжигание расширенного выпуска из турбины и первого топлива внутри первой реформинг-установки, чтобы произвести отработавший газ. Углеводород реформируют в первой реформинг-установке, чтобы произвести реформированный углеводород. Тепло передается от отработавшего газа к первой среде. Холодильная установка приводится в действие посредством тепловой энергии от нагретой первой среды и охлаждает вторую среду. Тепло передается от одного или более окислителей к охлажденной второй среде, чтобы произвести охлажденные первый и второй окислители. Охлажденный первый окислитель и второе топливо вводят в газотурбинную установку, чтобы произвести расширенный отработавший газ из турбины и механическую энергию. Охлажденный второй окислитель сжимают в компрессоре, приводимом в действие посредством механической энергии. Сжатый второй окислитель и реформированный углеводород вводят во вторую реформинг-установку, чтобы произвести сингаз. Обеспечивается повышение производства сингаза и продуктов, изготовленных из него. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 1 ил.

Формула