CN107572485A - 硫磺回收装置 - Google Patents
硫磺回收装置 Download PDFInfo
- Publication number
- CN107572485A CN107572485A CN201710800501.1A CN201710800501A CN107572485A CN 107572485 A CN107572485 A CN 107572485A CN 201710800501 A CN201710800501 A CN 201710800501A CN 107572485 A CN107572485 A CN 107572485A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- outlet
- gas
- sulphur
- import
- processed
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 158
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 49
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 title claims abstract description 46
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 40
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 130
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 claims abstract description 111
- 230000008676 import Effects 0.000 claims abstract description 55
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 41
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 37
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 33
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 claims abstract description 27
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 51
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 claims description 24
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 22
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 22
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 17
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 16
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 9
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 9
- 238000010992 reflux Methods 0.000 claims description 7
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 6
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 claims 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 10
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 abstract description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 31
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 7
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 6
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 6
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 6
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 4
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 3
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 3
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 3
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 150000002118 epoxides Chemical class 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 2
- PVXVWWANJIWJOO-UHFFFAOYSA-N 1-(1,3-benzodioxol-5-yl)-N-ethylpropan-2-amine Chemical compound CCNC(C)CC1=CC=C2OCOC2=C1 PVXVWWANJIWJOO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WHBHBVVOGNECLV-OBQKJFGGSA-N 11-deoxycortisol Chemical compound O=C1CC[C@]2(C)[C@H]3CC[C@](C)([C@@](CC4)(O)C(=O)CO)[C@@H]4[C@@H]3CCC2=C1 WHBHBVVOGNECLV-OBQKJFGGSA-N 0.000 description 1
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- 241001370940 Dercas lycorias Species 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QMMZSJPSPRTHGB-UHFFFAOYSA-N MDEA Natural products CC(C)CCCCC=CCC=CC(O)=O QMMZSJPSPRTHGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001754 anti-pyretic effect Effects 0.000 description 1
- 239000002221 antipyretic Substances 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 239000007809 chemical reaction catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- ZZVUWRFHKOJYTH-UHFFFAOYSA-N diphenhydramine Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(OCCN(C)C)C1=CC=CC=C1 ZZVUWRFHKOJYTH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 238000010297 mechanical methods and process Methods 0.000 description 1
- 230000005226 mechanical processes and functions Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 210000000952 spleen Anatomy 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
- Y02P20/10—Process efficiency
- Y02P20/129—Energy recovery, e.g. by cogeneration, H2recovery or pressure recovery turbines
Landscapes
- Treating Waste Gases (AREA)
Abstract
本发明提供了一种硫磺回收装置。该装置包括制硫炉，硫单质分离装置，加氢反应器，尾气吸收塔和尾气焚烧炉，制硫炉用于将酸性气热分解，制硫炉设置有燃料气进口、燃烧气出口、酸性气进口和热分解气出口；硫单质分离装置的进口分别与燃烧气出口、热分解气出口相连，硫单质分离装置上还设置有硫单质出口和分离气出口；加氢反应器上设置有分离气进口和还原气出口，分离气进口与分离气出口相连；尾气吸收塔上设置有还原气进口和尾气出口，还原气进口与还原气出口相连；尾气焚烧炉与尾气出口相连。本发明利用能够热分解酸性气的制硫炉代替了两级或三级的克劳斯反应器，极大地简化了装置，节约了设备占地面积和成本，同时尾气焚烧无需伴烧，节约了能耗。
Description
技术领域
本发明涉及煤化工硫回收技术领域，具体而言，涉及一种硫磺回收装置。
背景技术
近20年来，为了提高硫回收率以保护环境、为解决从酸性气及组成复杂的原料气中回收硫等棘手问题，克劳斯法工艺技术又有了很大的改善，当前的主要技术发展动向大致可归纳为以下四个方面。
(1)亚露点硫磺回收工艺
从热力学角度分析，经典的克劳斯法制硫过程中，H2S最高能达到的总转化率只取决于最后一个催化转化器的操作温度。后者由于受到气相中硫露点的限制，其最低操作温度通常只能控制在180℃～200℃范围内。
20世纪70年代开发成功的冷床吸附(CBA)法首次突破了硫露点对操作温度的限制，使克劳斯法工艺在低于硫露点的温度下进行，生成的液硫则吸附在低温反应催化剂上。在CBA法的基础上，随后又开发成功了MCRC，Clinsulf等多种类型的亚露点法工艺克劳斯工艺的总硫回收率提高到约99.2％的水平。
(2)直接氧化制硫工艺
克劳斯反应属平衡反应，其平衡常数受反应温度的限制，但硫化氢直接氧化为元素硫和水的反应属单向反应。基于以上原理，1990年开发成功了常规克劳斯工艺与H2S直接氧化相结合的新工艺--超克劳斯(Superclaus)法。此法不要求精确控制硫比值为2，甚至要求H2S在前两个转化器中保持过剩，而在直接氧化反应器的催化剂床层中补入空气，在一种特制的催化剂上将H2S氧化成单质硫。此工艺可使装置的总收率达99.5％左右的水平。
(3)氧基硫磺回收工艺
为解决H2S含量很低的酸性气制硫及已建装置的扩容等问题，近年来在克劳斯法工艺中以富氧空气取代常规空气的所谓“氧基硫磺回收工艺”受到普遍重视。据称目前已有约15％的克劳斯法装置在不同程度上利用了富氧空气，尤其对于建在炼厂的装置，利用氧基硫磺回收工艺来提高燃烧炉温度更具重要意义。
(4)液相氧化还原法工艺
20世纪80年代以来，液相氧化还原法工艺在催化体系、溶剂和氧化剂选择、产品硫磺分离方式等技术的开发上均取得重大突破，故此工艺应用于直接处理高压天然气及取代克劳斯装置处理上游醇胺法装置的再生酸气等方面有很大进展。大量技术经济对比研究和工业实践表明，对于CO2/H2S很高而含硫量很低的天然气，或者硫磺回收量小于25t/d的酸性气，采用液相氧化还原法处理在技术上是可靠的，在经济上则更加有利。
总之，现在大多数硫磺回收装置采用传统克劳斯法制硫磺，相应有两级或三级克劳斯反应器来提高硫收率，设备占地面积大，成本高。同时，两级或三级克劳斯反应器来提高硫收率会使得进入尾气系统的尾气中H2S、SO2含量较低。相应地，这会使尾气吸收塔出来的净化尾气中有效气(可燃烧气)浓度较低，为了达到充分燃烧尾气的效果，需要加入燃料气来伴烧，以维持尾气焚烧炉的温度。
发明内容
本发明的主要目的在于提供一种硫磺回收装置，以解决现有技术中采用传统克劳斯法制硫磺时设备占地面积大、成本高，且燃烧尾气需要大量燃料气伴烧的问题。
为了实现上述目的，根据本发明的一个方面，提供了一种硫磺回收装置，其包括：制硫炉，制硫炉用于将酸性气热分解，制硫炉设置有燃料气进口、燃烧气出口、酸性气进口和热分解气出口；硫单质分离装置，硫单质分离装置的进口分别与燃烧气出口、热分解气出口相连，硫单质分离装置上还设置有硫单质出口和分离气出口；加氢反应器，加氢反应器上设置有分离气进口和还原气出口，分离气进口与分离气出口相连；尾气吸收塔，尾气吸收塔上设置有还原气进口和尾气出口，还原气进口与还原气出口相连；以及尾气焚烧炉，尾气焚烧炉与尾气出口相连。
进一步地，制硫炉的内部设置有热分解盘管，热分解盘管上设置有酸性气进口和热分解气出口。
进一步地，硫单质分离装置包括：制硫余热回收装置，制硫余热回收装置的进口分别与燃烧气出口、热分解气出口相连；分液罐，分液罐与制硫余热回收装置相连，分液罐上设置有硫单质出口和分离气出口。
进一步地，制硫余热回收装置包括：余热锅炉，余热锅炉的进口分别与燃烧气出口、热分解气出口相连；制硫冷却器，制硫冷却器的进口与余热锅炉相连，制硫冷却器的出口与分液罐相连。
进一步地，装置还包括还原气冷却装置，还原气冷却装置设置在还原气进口与还原气出口连通的管路上。
进一步地，还原气冷却装置还包括：蒸汽发生器，蒸汽发生器与还原气出口相连；急冷塔，急冷塔的进口与蒸汽发生器相连，急冷塔的出口与还原气进口相连。
进一步地，装置还包括溶剂再生装置，溶剂再生装置用于再生尾气吸收塔中产出的富硫溶剂。
进一步地，尾气吸收塔上还设置有富硫溶剂出口；溶剂再生装置包括：换热器，换热器与富硫溶剂出口相连，换热器用于加热富硫溶剂；溶剂再生塔，溶剂再生塔与换热器相连，溶剂再生塔用于再生加热后的富硫溶剂。
进一步地，溶剂再生塔上还设置有塔顶排气口和回流口；溶剂再生装置还包括：塔顶冷却器，塔顶冷却器与塔顶排气口相连；回流罐，回流罐的进口与塔顶冷却器相连，回流罐的出口与回流口相连。
进一步地，回流罐上还设置有再生酸性气出口，再生酸性气出口分别与酸性气进口、燃料气进口相连。
应用本发明的技术方案，提供了一种硫磺回收装置，其包括制硫炉，硫单质分离装置，加氢反应器，尾气吸收塔以及尾气焚烧炉，制硫炉用于将酸性气热分解，制硫炉设置有燃料气进口、燃烧气出口和热分解气出口；硫单质分离装置的进口分别与燃烧气出口、热分解气出口均相连，硫单质分离装置上还设置有硫单质出口和分离气出口；加氢反应器上设置有分离气进口和还原气出口，分离气进口与分离气出口相连；尾气吸收塔上设置有还原气进口和尾气出口，还原气进口与还原气出口相连；尾气焚烧炉与尾气出口相连。
上述装置中，利用制硫炉可以将大部分酸性气热分解形成硫单质和H2。热分解产物与燃料气燃烧后形成的含SO2的气体集体进入硫单质分离装置，将硫单质分离出来后，剩余气体进入加氢反应器，能够将其中的SO2进行加氢，重新形成的H2S。随后经尾气吸收塔吸收H2S后，尾气中仍然携带有部分有效气H2，这就使尾气焚烧过程中无需增加额外的燃料进行伴烧，极大地节省了能源消耗。同时，本发明利用能够热分解酸性气的制硫炉代替了两级或三级的克劳斯反应器，极大地简化了装置，节约了设备占地面积和成本，达到了节能降耗的目的。
附图说明
构成本申请的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：
图1示出了根据本发明的一种实施例的硫磺回收装置示意图。
其中，上述附图包括以下附图标记：
10、制硫炉；11、热分解盘管；20、硫单质分离装置；21、制硫余热回收装置；211、余热锅炉；212、制硫冷却器；22、分液罐；30、加氢反应器；40、尾气吸收塔；50、尾气焚烧炉；60、还原气冷却装置；61、蒸汽发生器；62、急冷塔；70、溶剂再生装置；71、换热器；72、溶剂再生塔；73、塔顶冷却器；74、回流罐；80、加热器。
具体实施方式
需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将参考附图并结合实施例来详细说明本发明。
以下结合具体实施例对本申请作进一步详细描述，这些实施例不能理解为限制本申请所要求保护的范围。
正如背景技术部分所描述的，现有技术中采用传统克劳斯法制硫磺时存在设备占地面积大、成本高，且燃烧尾气需要燃料气伴烧的问题。
为了解决这一问题，本发明提供了一种硫磺回收装置，如图1所示，该装置包括：制硫炉10，硫单质分离装置20，加氢反应器30，尾气吸收塔40，以及尾气焚烧炉50，制硫炉10用于将酸性气热分解，制硫炉10设置有燃料气进口、燃烧气出口和热分解气出口；硫单质分离装置20的进口分别与燃烧气出口、热分解气出口均相连，硫单质分离装置20上还设置有硫单质出口和分离气出口；加氢反应器30上设置有分离气进口和还原气出口，分离气进口与分离气出口相连；尾气吸收塔40上设置有还原气进口和尾气出口，还原气进口与还原气出口相连；尾气焚烧炉50与尾气出口相连。
上述装置中，利用制硫炉10可以将大部分酸性气热分解形成硫单质和H2。热分解产物与燃料气燃烧后形成的含SO2的气体集体进入硫单质分离装置20，将硫单质分离出来后，剩余气体进入加氢反应器30，能够将其中的SO2进行加氢，重新形成的H2S。随后经尾气吸收塔40吸收H2S后，尾气中仍然携带有部分有效气H2，这就使尾气焚烧过程中无需增加额外的燃料进行伴烧(无伴烧即可维持炉温500℃左右)，极大地节省了能源消耗。同时，本发明利用能够热分解酸性气的制硫炉10代替了两级或三级的克劳斯反应器，极大地简化了装置，节约了设备占地面积，使装置变得更加紧凑，利于装置液硫管线伴热和液硫的回收，防止液硫因伴热不好冷凝堵塞阀门、管道等，降低装置投资成本。
在一种优选的实施例中，制硫炉10的内部设置有热分解盘管11，热分解盘管11上设置有酸性气进口和热分解气出口。利用热分解盘管11，将酸性气通入后，在管外的燃料气燃烧的热量供应下，能够较为充分地将酸性气中的H2S分解为硫单质和H2。
优选地，制硫炉10为夹套炉，热分解盘管11设置在制硫炉10的内部，夹套中为燃料气燃烧区。在实际工艺操作过程中，优选开工初期热分解盘管11内的酸性气热分解的热量可以由制硫炉10中燃料气燃烧间接加热来提供，正常运行后可以再生酸性气(后续说明)及含氨不凝气燃烧来提供。盘管内，约65％左右的H2S直接分解为H2和单质S，剩余约35％未分解的H2S和炉内生成的H2及夹套中再生酸性气燃烧生成的SO2一起进行硫单质分离。
在一种优选的实施例中，如图1所示，硫单质分离装置20包括制硫余热回收装置21和分液罐22，制硫余热回收装置21的进口分别与燃烧气出口、热分解气出口均相连；分液罐22与制硫余热回收装置21相连，分液罐22上设置有硫单质出口和分离气出口。利用制硫余热回收装置21一方面可以对气体进行冷却，将硫单质转化为液体以便后续分离，一方面可以将气体中的热量进行余热回收，以充分利用能量，降低能耗。利用分液罐22可以将硫单质分离出来，进入硫封罐，最终流入液流池。
在一种优选的实施例中，如图1所示，制硫余热回收装置21包括余热锅炉211和制硫冷却器212，余热锅炉211的进口分别与燃烧气出口、热分解气出口均相连；制硫冷却器212的进口与余热锅炉211相连，制硫冷却器212的出口与分液罐22相连。利用余热锅炉211可以将热量转化为高压蒸汽以作他用，利用制硫冷却器212可以回收剩余热量。优选地，制硫冷却器212为冷凝冷却器。
优选地，如图1所示，装置还包括加热器80，加热器80设置在分离气进口与分离气出口连通的管路上，用以加热分离器，是加氢反应更加彻底。
在一种优选的实施例中，上述装置还包括还原气冷却装置60，还原气冷却装置60设置在还原气进口与还原气出口连通的管路上。从分液罐22分离的气体通入加氢反应器30中，在加氢催化剂的作用下，气体中携带的SO2及COS等能够被加氢水解，还原为H2S。利用还原气冷却装置60对还原气降温满足尾气吸收条件后，由尾气吸收塔40进行尾气吸收，以去除H2S。
在一种优选的实施例中，上述还原气冷却装置60还包括蒸汽发生器61和急冷塔62，蒸汽发生器61与还原气出口相连；急冷塔62的进口与蒸汽发生器61相连，急冷塔62的出口与还原气进口相连。利用蒸汽发生器61可以将还原气中的热量转化为低压饱和蒸汽以作他用。利用急冷塔62能够将还原气与急冷水直接接触快速冷却降温。在实际操作过程中，可以将塔底急冷水经急冷水泵升压、过滤器过滤、急冷水冷却器冷却后重新打入塔内循环使用。急冷降温后的还原气自塔顶出来进入尾气吸收塔40，用30％MDEA溶液吸收其中的H2S，尾气吸收塔40顶出来的净化尾气直接进入尾气焚烧炉50焚烧，然后回收利用其中的有效气成分，副产蒸汽。
在一种优选的实施例中，上述装置还包括溶剂再生装置70，溶剂再生装置70用于再生尾气吸收塔40中产出的富硫溶剂。这样可以将尾气吸收塔40中产出的富硫溶剂进行再生，已达到循环利用的目的。
在一种优选的实施例中，尾气吸收塔40上还设置有富硫溶剂出口；溶剂再生装置70包括换热器71和溶剂再生塔72，换热器71与富硫溶剂出口相连，换热器71用于加热富硫溶剂；溶剂再生塔72与换热器71相连，溶剂再生塔72用于再生加热后的富硫溶剂。先利用换热器71对富硫溶剂升温满足再生工艺要求后，进入溶剂再生塔72进行溶剂再生。在实际工艺操作中，溶剂再生塔的热源可以来自制硫冷却器212中产出的低压饱和蒸汽或蒸汽发生器61中产出的低压饱和蒸汽，也可以来自外引的管网低压过热蒸汽，蒸汽经减温减压后通入溶剂再生塔72的塔底重沸器提供再生热源，重沸器加热后的冷凝水经冷凝水回收器至全厂冷凝水管网加以回收。
在一种优选的实施例中，溶剂再生塔72上还设置有塔顶排气口和回流口；溶剂再生装置70还包括塔顶冷却器73和回流罐74，塔顶冷却器73与塔顶排气口相连；回流罐74的进口与塔顶冷却器73相连，回流罐74的出口与回流口相连。这样，溶剂再生塔72的塔顶气体可以经过塔顶冷却器73冷凝冷却，凝液通过回流罐74作为塔顶回流。优选地，溶剂再生塔72的塔底贫液经过冷却降温后进入溶剂储罐，再经贫液泵升压，经胺液过滤器过滤后至尾气吸收塔40循环使用。
在一种优选的实施例中，回流罐74上还设置有再生酸性气出口，再生酸性气出口分别与酸性气进口、燃料气进口相连。这样，经过塔顶冷却器73后的不凝气作为再生酸性气可以返回硫回收工序中，其中部分返回制硫炉10中作为燃料气燃烧提供热量，部分用来调解热分解盘管11内热分解的温度(热分解温度一般为800～1250℃)。
从以上的描述中，可以看出，本发明上述的实施例实现了如下技术效果：上述装置中，利用制硫炉10可以将大部分酸性气热分解形成硫单质和H2。热分解产物与燃料气燃烧后形成的含SO2的气体集体进入硫单质分离装置20，将硫单质分离出来后，剩余气体进入加氢反应器30，能够将其中的SO2进行加氢，重新形成的H2S。随后经尾气吸收塔40吸收H2S后，尾气中仍然携带有部分有效气H2，这就使尾气焚烧过程中无需增加额外的燃料进行伴烧(无伴烧即可维持炉温500℃左右)，极大地节省了能源消耗。同时，本发明利用能够热分解酸性气的制硫炉10代替了两级或三级的克劳斯反应器，极大地简化了装置，节约了设备占地面积，使装置变得更加紧凑，利于装置液硫管线伴热和液硫的回收，防止液硫因伴热不好冷凝堵塞阀门、管道等，降低装置投资成本。
以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种硫磺回收装置，其特征在于，包括：
制硫炉(10)，所述制硫炉(10)用于将酸性气热分解，所述制硫炉(10)设置有燃料气进口、燃烧气出口、酸性气进口和热分解气出口；
硫单质分离装置(20)，所述硫单质分离装置(20)的进口分别与所述燃烧气出口、所述热分解气出口相连，所述硫单质分离装置(20)上还设置有硫单质出口和分离气出口；
加氢反应器(30)，所述加氢反应器(30)上设置有分离气进口和还原气出口，所述分离气进口与所述分离气出口相连；
尾气吸收塔(40)，所述尾气吸收塔(40)上设置有还原气进口和尾气出口，所述还原气进口与所述还原气出口相连；以及
尾气焚烧炉(50)，所述尾气焚烧炉(50)与所述尾气出口相连。
2.根据权利要求1所述的装置，其特征在于，所述制硫炉(10)的内部设置有热分解盘管(11)，所述热分解盘管(11)上设置有酸性气进口和所述热分解气出口。
3.根据权利要求1或2所述的装置，其特征在于，所述硫单质分离装置(20)包括：
制硫余热回收装置(21)，所述制硫余热回收装置(21)的进口分别与所述燃烧气出口、所述热分解气出口相连；
分液罐(22)，所述分液罐(22)与所述制硫余热回收装置(21)相连，所述分液罐(22)上设置有所述硫单质出口和所述分离气出口。
4.根据权利要求3所述的装置，其特征在于，所述制硫余热回收装置(21)包括：
余热锅炉(211)，所述余热锅炉(211)的进口分别与所述燃烧气出口、所述热分解气出口相连；
制硫冷却器(212)，所述制硫冷却器(212)的进口与所述余热锅炉(211)相连，所述制硫冷却器(212)的出口与所述分液罐(22)相连。
5.根据权利要求3所述的装置，其特征在于，所述装置还包括还原气冷却装置(60)，所述还原气冷却装置(60)设置在所述还原气进口与所述还原气出口连通的管路上。
6.根据权利要求5所述的装置，其特征在于，所述还原气冷却装置(60)还包括：
蒸汽发生器(61)，所述蒸汽发生器(61)与所述还原气出口相连；
急冷塔(62)，所述急冷塔(62)的进口与所述蒸汽发生器(61)相连，所述急冷塔(62)的出口与所述还原气进口相连。
7.根据权利要求2所述的装置，其特征在于，所述装置还包括溶剂再生装置(70)，所述溶剂再生装置(70)用于再生所述尾气吸收塔(40)中产出的富硫溶剂。
8.根据权利要求7所述的装置，其特征在于，所述尾气吸收塔(40)上还设置有富硫溶剂出口；所述溶剂再生装置(70)包括：
换热器(71)，所述换热器(71)与所述富硫溶剂出口相连，所述换热器(71)用于加热所述富硫溶剂；
溶剂再生塔(72)，所述溶剂再生塔(72)与所述换热器(71)相连，所述溶剂再生塔(72)用于再生加热后的所述富硫溶剂。
9.根据权利要求8所述的装置，其特征在于，所述溶剂再生塔(72)上还设置有塔顶排气口和回流口；所述溶剂再生装置(70)还包括：
塔顶冷却器(73)，所述塔顶冷却器(73)与所述塔顶排气口相连；
回流罐(74)，所述回流罐(74)的进口与所述塔顶冷却器(73)相连，所述回流罐(74)的出口与所述回流口相连。
10.根据权利要求9所述的装置，其特征在于，所述回流罐(74)上还设置有再生酸性气出口，所述再生酸性气出口分别与所述酸性气进口、所述燃料气进口相连。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710800501.1A CN107572485A (zh) | 2017-09-06 | 2017-09-06 | 硫磺回收装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201710800501.1A CN107572485A (zh) | 2017-09-06 | 2017-09-06 | 硫磺回收装置 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN107572485A true CN107572485A (zh) | 2018-01-12 |
Family
ID=61031419
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201710800501.1A Pending CN107572485A (zh) | 2017-09-06 | 2017-09-06 | 硫磺回收装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN107572485A (zh) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109911863A (zh) * | 2019-04-23 | 2019-06-21 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种硫磺回收设备 |
| CN110182764A (zh) * | 2019-05-13 | 2019-08-30 | 中国神华煤制油化工有限公司 | 硫磺回收装置以及硫磺回收方法 |
| CN112097231A (zh) * | 2020-09-10 | 2020-12-18 | 大庆中蓝石化有限公司 | 一种硫磺回收装置余热利用系统 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1946632A (zh) * | 2004-03-01 | 2007-04-11 | H2S技术公司 | 将硫化氢转化为氢和硫的方法和装置 |
| CN203461814U (zh) * | 2013-04-24 | 2014-03-05 | 滨州学院 | 一种控温式硫化氢连续分解制取氢气的装置 |
| CN103979500A (zh) * | 2014-05-21 | 2014-08-13 | 中国石油集团工程设计有限责任公司 | 综合制氢的硫磺回收及尾气处理系统及工艺 |
| CN105480951A (zh) * | 2016-01-11 | 2016-04-13 | 神华集团有限责任公司 | 液硫脱气系统及液流脱气方法 |
-
2017
- 2017-09-06 CN CN201710800501.1A patent/CN107572485A/zh active Pending
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN1946632A (zh) * | 2004-03-01 | 2007-04-11 | H2S技术公司 | 将硫化氢转化为氢和硫的方法和装置 |
| CN203461814U (zh) * | 2013-04-24 | 2014-03-05 | 滨州学院 | 一种控温式硫化氢连续分解制取氢气的装置 |
| CN103979500A (zh) * | 2014-05-21 | 2014-08-13 | 中国石油集团工程设计有限责任公司 | 综合制氢的硫磺回收及尾气处理系统及工艺 |
| CN105480951A (zh) * | 2016-01-11 | 2016-04-13 | 神华集团有限责任公司 | 液硫脱气系统及液流脱气方法 |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109911863A (zh) * | 2019-04-23 | 2019-06-21 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种硫磺回收设备 |
| CN110182764A (zh) * | 2019-05-13 | 2019-08-30 | 中国神华煤制油化工有限公司 | 硫磺回收装置以及硫磺回收方法 |
| CN110182764B (zh) * | 2019-05-13 | 2021-03-23 | 中国神华煤制油化工有限公司 | 硫磺回收装置以及硫磺回收方法 |
| CN112097231A (zh) * | 2020-09-10 | 2020-12-18 | 大庆中蓝石化有限公司 | 一种硫磺回收装置余热利用系统 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN100544807C (zh) | 一种硫磺回收与尾气处理装置及其硫磺回收与尾气处理的方法 | |
| CN107954403B (zh) | 一种资源节约型废酸处理工艺及装置 | |
| CN103495333B (zh) | 一种用于含二氧化硫、硫化氢及有机硫的克劳斯尾气处理工艺 | |
| CN106621796B (zh) | 一种同时脱除羰基硫、二硫化碳的方法及装置 | |
| CN104548902B (zh) | 乙炔气净化装置及其工艺 | |
| CN102942162B (zh) | 硫回收尾气液相处理工艺 | |
| CN104138713A (zh) | 一种酸性气体中回收硫的方法、装置及反应器 | |
| CN110155953B (zh) | 一种处理低浓度酸性气体进行硫磺回收的装置及工艺 | |
| CN110180383B (zh) | 硫化氢酸性气硫氢资源协同回收装置和方法 | |
| CN102951613A (zh) | 酸性气处理硫磺回收装置催化剂级配方法及工艺 | |
| CN103303877A (zh) | 多气源低浓度so2烟气综合回收制酸工艺流程 | |
| CN106829875A (zh) | 一种用于二硫化碳生产过程气的处理工艺及设备 | |
| CN107572485A (zh) | 硫磺回收装置 | |
| CN108163817A (zh) | 一种降低so2排放浓度的硫磺回收工艺 | |
| CN201658945U (zh) | 基于热管余热回收技术的烧结烟气净化系统 | |
| CN105236360A (zh) | 一种提高矿或冶炼烟气制硫酸低温热回收的装置及方法 | |
| CN103848403B (zh) | 一种硫铁矿制酸生产中的中、低品位热能回收系统及方法 | |
| CN205381962U (zh) | 液硫脱气系统 | |
| CN201031142Y (zh) | 一种再热炉制氢的硫磺回收与尾气处理装置 | |
| CN204502750U (zh) | 一种乙炔气净化装置 | |
| CN101565172A (zh) | 从生产橡胶助剂副产的酸性气中回收硫磺的方法 | |
| CN106362550A (zh) | 克劳斯尾气处理工艺及装置 | |
| CN110950305B (zh) | 一种兰炭气的净化方法及其净化系统 | |
| CN104524970B (zh) | 一种以低品质废热源为动力的天然气脱硫尾气净化系统 | |
| CN107469588A (zh) | 可降低工业尾气中so2浓度的装置及其尾气处理方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20180112 |
|
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |