CN1972742A - 羰基硫-克劳斯构型和方法 - Google Patents
羰基硫-克劳斯构型和方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN1972742A CN1972742A CNA2004800433816A CN200480043381A CN1972742A CN 1972742 A CN1972742 A CN 1972742A CN A2004800433816 A CNA2004800433816 A CN A2004800433816A CN 200480043381 A CN200480043381 A CN 200480043381A CN 1972742 A CN1972742 A CN 1972742A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- cos
- hydrogen sulfide
- stream
- catalytic converter
- reacting furnace
- 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.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 22
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims abstract description 47
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 46
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims abstract description 29
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims abstract description 29
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 86
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 58
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 57
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 claims description 24
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 9
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 7
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 claims description 7
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 7
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 7
- 238000005261 decarburization Methods 0.000 claims description 5
- WHDPTDWLEKQKKX-UHFFFAOYSA-N cobalt molybdenum Chemical compound [Co].[Co].[Mo] WHDPTDWLEKQKKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000002898 organic sulfur compounds Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000004408 titanium dioxide Substances 0.000 claims description 4
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 claims 1
- 230000003301 hydrolyzing effect Effects 0.000 claims 1
- JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N carbonyl sulfide Chemical compound O=C=S JJWKPURADFRFRB-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 17
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 abstract description 7
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 abstract description 7
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 21
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 21
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 20
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 10
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 8
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N Palladium Chemical compound [Pd] KDLHZDBZIXYQEI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052763 palladium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920001021 polysulfide Polymers 0.000 description 1
- 239000005077 polysulfide Substances 0.000 description 1
- 150000008117 polysulfides Polymers 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 239000008096 xylene Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
- B01D53/86—Catalytic processes
- B01D53/8603—Removing sulfur compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B17/00—Sulfur; Compounds thereof
- C01B17/02—Preparation of sulfur; Purification
- C01B17/04—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides
- C01B17/0404—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by processes comprising a dry catalytic conversion of hydrogen sulfide-containing gases, e.g. the Claus process
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B17/00—Sulfur; Compounds thereof
- C01B17/02—Preparation of sulfur; Purification
- C01B17/04—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides
- C01B17/0404—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by processes comprising a dry catalytic conversion of hydrogen sulfide-containing gases, e.g. the Claus process
- C01B17/0408—Pretreatment of the hydrogen sulfide containing gases
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B17/00—Sulfur; Compounds thereof
- C01B17/02—Preparation of sulfur; Purification
- C01B17/04—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides
- C01B17/0404—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by processes comprising a dry catalytic conversion of hydrogen sulfide-containing gases, e.g. the Claus process
- C01B17/0426—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by processes comprising a dry catalytic conversion of hydrogen sulfide-containing gases, e.g. the Claus process characterised by the catalytic conversion
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Exhaust Gas Treatment By Means Of Catalyst (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
Abstract
来自含羰基硫流(106)的羰基硫(COS)在克劳斯设备(100)中通过将所述含羰基硫流的第一部分氧化成SO2且通过将所述含羰基硫流的第二部分水解成H2S而被转化成元素硫(152、162)。在本发明主题的优选方面中,在所述反应器炉(10)中进行所述羰基硫的水解和/或氧化,而在所述反应器炉(10)、水解反应器和/或催化转化器(120、130、150)中进行所述羰基硫的水解。
Description
技术领域
本发明涉及将羰基硫转化成元素硫,且具体而言,在克劳斯(Claus)设备中进行所述转化的领域。
背景技术
目前克劳斯工艺的供给气体通常限于相对较低的羰基硫(COS)浓度,且通常相信,在不明显降低脱硫效率和/或影响破坏污染物(例如,氨、包括苯、甲苯和二甲苯的芳香族化合物和/或烃)的火焰温度的情况下,常规克劳斯工艺的供给气体中的羰基硫浓度不能超过约2%。
因此,特别构造了多种脱硫工艺以为克劳斯设备提供具有相对较低羰基硫含量的供给气体。另一种可选方式是,且尤其在供给气体中的羰基硫浓度相对较高的情况下,在供给气体被供给入克劳斯工艺之前,通常利用TiO2催化剂床对供给气体中的羰基硫进行水解。在美国专利Nos.4,735,788或6,113,872中描述了在克劳斯设备之前进行羰基硫的水解的典型构型,所述美国专利在此作为参考被引用。尽管这种工艺通常使羰基硫浓度降低至被认为适用于已公知的克劳斯设备的水平,但尽管如此仍存在多个缺点。尤其是,羰基硫水解通常需要相对较高的资本和操作成本。
因此,尽管本领域中存在已公知的多种构型和方法为克劳斯设备提供具有相对较高羰基硫含量的供给气体,但所有或几乎所有这些构型和方法都受到一个或多个缺点的困扰。因此,仍需要提供改进的克劳斯工艺构型和方法。
发明内容
本发明主要针对利用克劳斯设备构型将羰基硫转化成元素硫和副产物。在本发明主题的优选方面中,含羰基硫流的第一部分的羰基硫被转化成二氧化硫,且所述含羰基硫流的第二部分的羰基硫被转化成H2S,且随后利用催化反应器将如此产生的二氧化硫和硫化氢处理成为硫和水。
在本发明主题的一个方面中,一种克劳斯设备将包括反应炉,所述反应炉接收含羰基硫流的第一部分以由所述羰基硫形成二氧化硫。联接至所述反应器的催化转化器随后接收来自所述反应炉的所述二氧化硫,且进一步接收所述含羰基硫流的第二部分以由所述羰基硫形成硫化氢。如此产生的二氧化硫和所述硫化氢将随后在所述转化器中进行反应以形成元素硫。
在尤其优选的构型中,构想所述反应炉进一步接收包括烃、氨、硫化氢、有机硫化物、水、氧和/或空气的流。此外,适当的构型将包括附加的催化转化器(优选与所述第一转化器串连),所述附加的催化转化器可接收所述含羰基硫流的另一部分以由所述羰基硫形成硫化氢。
在本发明主题的另一方面中,一种克劳斯设备将包括反应炉,所述反应炉在第一部段中接收含羰基硫流的至少一部分以由所述羰基硫形成二氧化硫。硫化氢源被进一步包括且为所述反应炉的第二部段提供硫化氢,其中所述硫化氢和所述二氧化硫在所述第二部段中反应生成元素硫(具体而言,构想的硫化氢源包括水解反应器,所述水解反应器接收所述含羰基硫流的另一部分以形成所述硫化氢)。
这些设备可进一步包括催化转化器,所述催化转化器接收来自所述水解反应器的所述硫化氢的至少一部分和来自所述反应器炉的所述二氧化硫的至少一部分,其中所述二氧化硫和所述硫化氢在所述转化器中进行反应以形成元素硫。对于构想设备的所述羰基硫浓度而言,所述含羰基硫流通常优选包括至少5%(摩尔)的羰基硫(例如来自预燃脱碳单元)。
因此,一种在克劳斯设备中将含羰基硫流转化成硫产物的方法可包括一个步骤,其中来自含羰基硫流的羰基硫的第一部分在反应炉中受到氧化以形成二氧化硫。在另一个步骤中,来自所述含羰基硫流的羰基硫的第二部分在水解反应器和催化转化器中的至少一个装置中被水解成硫化氢,且在又一个步骤中,所述二氧化硫以催化方式与所述硫化氢进行反应以形成所述硫产物。
通过对本发明的优选实施例进行的下列详细描述将更易于理解本发明的多个目的、特征、方面和优点。
附图说明
图1是根据本发明主题的进行羰基硫转化的一种典型构型;和
图2是根据本发明主题的进行羰基硫转化的另一种典型构型。
具体实施方式
本发明人发现含羰基硫流可在不损失所需操作条件的情况下被供给至克劳斯设备,其中羰基硫的一部分被供给至反应炉以被氧化成二氧化硫,且其中另一部分被水解成硫化氢(例如在克劳斯设备的水解反应器或催化转化器中),且其中如此产生的硫化氢和二氧化硫进行反应以形成元素硫。
尤其应该意识到,利用这种构型和方法,含羰基硫流中90-98%的羰基硫(或甚至基本上纯羰基硫流)可被转化成元素硫同时保持克劳斯转化环境。此外,且至少在一些方面中,构想的构型允许对克劳斯设备进行操作,而不需要上游水解反应器,其中克劳斯设备接收较大量(例如大于2mol%)的羰基硫。
在本发明主题的一个优选方面中,一种典型的克劳斯设备具有如图1所示的构型。此处,克劳斯设备100包括被热联接至废热煮沸器140的反应炉110,在所述废热煮沸器中由煮沸器供给水142产生蒸汽144。反应炉110接收供给流106,所述供给流可包括多种可燃组分和含硫化合物(例如硫醇、硫化氢等)。通过空气/氧流108调节或保持燃烧和/或火焰温度。此外,反应炉110接收含羰基硫流104的第一部分104A,而含羰基硫流104的第二部分104B且可选地第三部分104C分别被供给至催化转化器120和130。
反应炉110通常进行操作以使得通过热方式破坏大多数污染物(例如氨、烃等),即使不是大体上所有污染物,且使得含羰基硫流104中三分之一的羰基硫被氧化成二氧化硫。因此,应该认识到,根据含羰基硫流104和供给流106的成分,第一部分104A与第二部分104B(和104C)的比率可发生变化。然而,第一部分104A通常优选占总流104的约20-40%。相似地,且同样主要根据供给流106和/或流104的化学成分,火焰温度可产生较大变化,但优选被保持在约1800至约2800的温度之间,所述温度取决于供给流中的污染物。
主要包括二氧化硫、水和二氧化碳的来自反应炉110的气体排出物在废热煮沸器中被冷却至约400至500以形成冷却的排出流112,所述排出流在被引入第一催化转化器之前与含羰基硫流104的第二部分104B结合。应该认识到,在这种构型中,流104B的羰基硫将在转化器中被水解成硫化氢,且如此产生的硫化氢将与来自冷却的排出流112的二氧化硫进行反应以产生元素硫,所述元素硫作为产物流122离开催化转化器150。产物流122随后被供给至冷凝器150,在所述冷凝器中元素硫被冷凝(优选在约280-350的温度下)成为硫产物152。
冷凝器排出物154随后被再加热至约400-500的温度且与含羰基硫流104的第三部分104C结合,原因在于克劳斯工艺是平衡驱动的工艺。因此,冷凝器排出物154中剩余的二氧化硫将与在第二催化转化器130中通过羰基硫的水解而形成的硫化氢进行反应,所述反应方式与上述第一催化转化器120中的反应方式相似。产物流132被供给至第二冷凝器160以从尾气164中去除作为硫产物162的元素硫,随后可根据需要利用常规技术对尾气进行进一步处理。当然,应该意识到,适当的克劳斯设备可具有第三、第四或甚至更高的催化转化器以根据需要降低尾气中的残余硫浓度。在供给物106包含硫化氢的情况下,该硫化氢将根据克劳斯反应在反应炉110、转化器#1120和转化器#2130中与在反应炉110中形成的二氧化硫进行反应以形成元素硫(除二氧化硫以外,流112、154和164通常包含一些硫化氢)。
对于供给气体而言,应该认识到,多种供给气体是适当的,且供给气体的具体本质不限于本发明主题,只要这种供给气体可在反应炉中至少部分地受到氧化即可。例如,适当的供给气体包括来自胺汽提单元的酸气,来自酸性水汽提设备、膜过滤单元和提供具有较高硫含量的气体的其它来源的酸性气。因此,构想的供给气体将不仅包括硫化氢、还包括多种其它含硫化合物,所述含硫化合物包括羰基硫(优选浓度低于2mol%)、CS2、硫醇以及二硫化物和多硫化物。大多数供给气体中进一步包括一种或多种芳烃(例如苯、甲苯、二甲苯)、氨和/或多种其它烃(例如通常包括小于5个碳原子的直链烃和支链烃)。
相似地,含羰基硫流的化学成分和来源可发生较大变化,且应该认识到,这种流中的羰基硫浓度可介于1mol%(且甚至更低)至约95mol%(且甚至更高)之间。然而,特别优选由预燃脱碳设备至少部分地提供含羰基硫流,且在我们共同待审的于2003年4月3日申请的序号为60/460363的美国临时专利申请中描述了特别优选的预燃脱碳设备,所述美国临时专利申请在此作为参考被引用。此外,应该意识到,含羰基硫流的第一部分还可与供给流结合,或在供给流包括较大量羰基硫的情况下,还可完全省略第一部分。
因此,第一部分与第二部分的比率将通常根据多种因素发生变化,但尤其取决于供给流和/或含羰基硫流中存在的羰基硫的量。相似地,第二部分与第三部分的比率将产生变化,但所述比率通常使得第三部分中的羰基硫将通过被转化成硫化氢而与第一冷凝器排出物中的二氧化硫进行反应从而大体上完全消耗所述羰基硫。此外,尽管通常优选使反应炉的排出物在进入催化转化器之前与第二部分(和/或冷凝器的排出物和第三部分)结合,但还应该认识到,这些流可被独立供给入催化转化器内。
对于反应炉、废热煮沸器、再热器、催化转化器和硫冷凝器而言,应该意识到,这种组分通常不需要根据构想的构型产生变化,但这种构型中可采用这些组分,正如本领域中目前使用地那样。
因此,应该认识到,构想的克劳斯设备可包括反应炉和催化转化器,所述反应炉接收含羰基硫流的第一部分以由羰基硫形成二氧化硫,所述催化转化器优选包括二氧化钛或钴-钼催化剂,所述催化转化器(a)接收来自反应器炉的二氧化硫,且(b)接收含羰基硫流的第二部分以由羰基硫形成二氧化硫,其中二氧化硫和硫化氢在转化器中进行反应以形成元素硫。在尤其优选的构型中,反应炉进一步接收包括烃、氨、硫化氢、有机硫化物、水、氧和空气中的至少一种的流。因此,尤其优选的含羰基硫流的来源包括预燃脱碳单元,且将通常包括至少5mol%的羰基硫。第二催化转化器可被串连联接至催化转化器且可进一步接收含羰基硫流的第三部分以由羰基硫形成硫化氢。
在本发明主题的另一个方面中,尤其在含羰基硫流中的羰基硫浓度相对较高的情况下,可利用另一种可选构型,其中一部分羰基硫在进入催化转化器之前被水解,和/或其中一部分羰基硫在反应炉中与氧和/或水进行反应,如图2所示。
此处,克劳斯设备200具有被联接至废热煮沸器240的反应器炉210,所述废热煮沸器由煮沸器供给水242形成蒸汽244。与上面的图1所示的构型相似地,反应器炉的前部接收供给物206和适当量的空气/氧208以保持适当的火焰温度和/或含硫化合物的氧化。含羰基硫流204的第一部分204A被供给入反应器炉内以被氧化成二氧化硫,而含羰基硫流204的第二部分204B被供给至羰基硫水解反应器280。羰基硫水解反应器排出物的第一部分204B′被供给入反应炉的后部内且将根据克劳斯化学反应生成其它含硫化合物的元素硫。因此,反应炉排出物212被供给至第一冷凝器270,在所述第一冷凝器中元素硫作为硫产物272被去除。
冷凝器排出物274随后受到再加热且与羰基硫水解反应器280中产生的硫化氢流的第二部分204B″结合。结合的流进入第一催化转化器220内,且来自水解反应器的硫化氢和来自第一冷凝器排出物的二氧化硫根据克劳斯反应进行反应以形成元素硫。催化转化器排出物222随后被供给至冷凝器250,在所述冷凝器中元素硫作为硫产物252被去除,且冷凝器排出物254受到再加热并在进入第三转化器230之前与硫化氢流的第三部分204B混合。同样地,来自冷凝器排出物254的剩余二氧化硫与来自流204B的硫化氢进行反应以在催化转化器230中形成元素硫,来自所述催化转化器的排出物232被供给至冷凝器260。从冷凝器260中去除作为硫产物262的元素硫且尾气264离开克劳斯设备(除二氧化硫以外,流212、274、254通常包含一些硫化氢)。
对于羰基硫水解反应器而言,应该认识到,所有已公知的水解反应器被认为适用于本文中,且典型的羰基硫水解反应器例如如美国专利Nos.4,332,781和5,674,463中所述,所述美国专利在此作为参考被引用。然而,通常优选利用适当的水解催化剂对羰基硫进行水解,所述水解催化剂包括镍、铂和钯。对于剩余的组分和条件而言,考虑的情况与上面的情况相同。
因此,尤其适当的克劳斯设备将包括反应炉和硫化氢源,所述反应炉在第一部段中接收含羰基硫流的至少一部分以由羰基硫形成二氧化硫,所述硫化氢源为反应器炉的第二部段提供硫化氢,其中硫化氢和二氧化硫在第二部段中反应生成元素硫和其它含硫化合物。这种设备可被有利地联接至提供至少一部分含羰基硫流的预燃脱碳单元,且可选地进一步包括接收含羰基硫流的另一部分以形成硫化氢的水解反应器。
催化转化器(优选具有二氧化钛或钴-钼催化剂)通常接收来自水解反应器的硫化氢的至少一部分和来自反应器炉的二氧化硫的至少一部分,其中二氧化硫和硫化氢在转化器中进行反应以形成元素硫。最通常情况下,第二或第三催化反应器被联接至第一催化反应器。
因此,通常应该认识到,可通过在反应炉中将来自含羰基硫流的羰基硫的第一部分氧化成二氧化硫,而在克劳斯设备中将含羰基硫流转化成流产物。来自含羰基硫流的羰基硫的第二部分在反应炉、水解反应器或催化转化器中被水解和/或氧化成硫化氢,且如此产生的二氧化硫和硫化氢随后通过催化方式根据克劳斯反应进行反应以形成硫产物。
根据具体的设备构型和/或含羰基硫流中的羰基硫浓度,构想可在反应炉或催化反应器中(例如在羰基硫浓度相对较低的情况下),或在水解反应器中(例如在羰基硫浓度相对较高的情况下)进行羰基硫的水解和/或氧化。然而,且无论羰基硫进行水解和/或氧化的位置在哪里,构想适当的羰基硫浓度可为至少5%(摩尔)的羰基硫。对于这种方法的组分和条件而言,考虑的情况与上面的情况相同。
因此,已经披露了羰基硫-克劳斯构型和方法的特定实施例和应用。然而,本领域的技术人员应该认识到,除了已经描述的那些变形外,还可能在不偏离本文的发明概念的情况下作出更多变形。因此,除了所附权利要求的精神以外,本发明主题不受到限制。此外,在解释说明书和权利要求的过程中,所有术语应该以与上下文一致的尽可能最广义的方式被解释。具体而言,术语“包括(comprises)”和“包括(comprising)”应该以不排他的方式被解释为指的是元件、部件或步骤,表明所参考的元件、部件或步骤可存在、或被利用、或与未明示的其它元件、部件或步骤相结合。
Claims (18)
1、一种克劳斯设备,所述设备包括:
反应炉,所述反应炉接收含羰基硫流的第一部分以由所述羰基硫形成二氧化硫;和
催化转化器,所述催化转化器接收来自所述反应器炉的所述二氧化硫,且进一步接收所述含羰基硫流的第二部分以由所述羰基硫形成硫化氢,其中所述二氧化硫和所述硫化氢在所述转化器中进行反应以形成元素硫。
2、根据权利要求1所述的设备,其中所述反应炉进一步接收包括烃、氨、硫化氢、有机硫化物、水、氧和空气中的至少一种的流。
3、根据权利要求1所述的设备,进一步包括被串连联接至所述催化转化器的第二催化转化器。
4、根据权利要求3所述的设备,其中所述第二催化转化器接收所述含羰基硫流的第三部分以由所述羰基硫形成硫化氢。
5、根据权利要求1所述的设备,其中预燃脱碳单元提供所述含羰基硫流。
6、根据权利要求1所述的设备,其中所述催化转化器包括催化剂,所述催化剂包括二氧化钛或钴-钼。
7、根据权利要求1所述的设备,其中所述含羰基硫流包括至少5%(摩尔)的羰基硫。
8、一种克劳斯设备,所述设备包括:
反应炉,所述反应炉在第一部段中接收含羰基硫流的至少一部分以由所述羰基硫形成二氧化硫;和
硫化氢源,所述硫化氢源为所述反应炉的第二部段提供硫化氢,其中所述硫化氢和所述二氧化硫在所述第二部段中反应生成元素硫。
9、根据权利要求8所述的设备,其中预燃脱碳单元提供所述含羰基硫流。
10、根据权利要求8所述的设备,其中所述硫化氢源包括水解反应器,所述水解反应器接收所述含羰基硫流的另一部分以形成所述硫化氢。
11、根据权利要求10所述的设备,进一步包括催化转化器,所述催化转化器接收来自所述水解反应器的所述硫化氢的至少一部分和来自所述反应炉的所述二氧化硫的至少一部分,其中所述二氧化硫和所述硫化氢在所述转化器中进行反应以形成元素硫。
12、根据权利要求10所述的设备,其中所述催化转化器包括催化剂,所述催化剂包括二氧化钛或钴-钼。
13、根据权利要求8所述的设备,其中所述含羰基硫流包括至少5%(摩尔)的羰基硫。
14、一种在克劳斯设备中将含羰基硫流转化成硫产物的方法,所述方法包括以下步骤:
在反应炉中将来自所述含羰基硫流的羰基硫的第一部分氧化成二氧化硫;
在所述反应炉、水解反应器和催化转化器中的至少一个装置中将来自所述含羰基硫流的羰基硫的第二部分水解成硫化氢;并且
以催化方式使所述二氧化硫与所述硫化氢进行反应以形成所述硫产物。
15、根据权利要求14所述的方法,其中在所述反应炉中进行水解和催化反应的步骤中的至少一个步骤。
16、根据权利要求14所述的方法,其中在所述催化转化器中进行所述水解步骤。
17、根据权利要求14所述的方法,进一步包括为所述反应炉提供包括烃、氨、硫化氢、有机硫化物、水、氧和空气中的至少一种的流的步骤。
18、根据权利要求14所述的方法,其中所述含羰基硫流包括至少5%(摩尔)的羰基硫。
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
PCT/US2004/012821 WO2005113124A1 (en) | 2004-04-22 | 2004-04-22 | Cos-claus configurations and methods |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN1972742A true CN1972742A (zh) | 2007-05-30 |
CN100448521C CN100448521C (zh) | 2009-01-07 |
Family
ID=35428279
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CNB2004800433816A Expired - Fee Related CN100448521C (zh) | 2004-04-22 | 2004-04-22 | 羰基硫-克劳斯构型和方法 |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7648692B2 (zh) |
EP (1) | EP1737565A4 (zh) |
JP (1) | JP4931800B2 (zh) |
CN (1) | CN100448521C (zh) |
CA (1) | CA2562845C (zh) |
EA (1) | EA010173B1 (zh) |
MX (1) | MXPA06011999A (zh) |
WO (1) | WO2005113124A1 (zh) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101423199B (zh) * | 2007-10-31 | 2011-06-15 | 山东三维石化工程股份有限公司 | 组合式内取热硫磺回收反应器 |
Families Citing this family (18)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20100303700A1 (en) * | 2009-05-29 | 2010-12-02 | Nagaraju Palla | Process for treating a gas stream or effluent |
JP5535990B2 (ja) * | 2010-08-27 | 2014-07-02 | 株式会社日立製作所 | シフト触媒、ガス精製方法及び設備 |
US9259680B2 (en) * | 2011-09-06 | 2016-02-16 | Frank Bela | Claus hydrocarbon destruction via staged solvent regeneration |
US8691167B2 (en) * | 2012-07-19 | 2014-04-08 | Tronox Llc | Process for controlling carbonyl sulfide produced during chlorination of ores |
US9370745B2 (en) | 2013-04-24 | 2016-06-21 | Jiangsu New Century Jiangnan Environmental Protection Co., Ltd | Flue gas-treating method and apparatus for treating acidic tail gas by using ammonia process |
CN104403688B (zh) * | 2014-12-16 | 2016-05-11 | 西安石油大学 | 一种石油液化气深度脱硫精制组合工艺 |
US10341994B2 (en) * | 2016-03-25 | 2019-07-02 | Nokia Of America Corporation | Autonomous wireless transmissions |
JP7449090B2 (ja) * | 2016-09-13 | 2024-03-13 | 8 リバーズ キャピタル,エルエルシー | 部分酸化を使用した電力生産のためのシステムおよび方法 |
CN108144428A (zh) | 2017-03-15 | 2018-06-12 | 江苏新世纪江南环保股份有限公司 | 一种氨法高效脱除气体中硫氧化物和尘的方法及装置 |
CN107213785B (zh) | 2017-05-25 | 2020-08-07 | 江苏新世纪江南环保股份有限公司 | 一种fcc尾气氨法脱硝脱硫除尘的方法及装置 |
CN107213769B (zh) | 2017-05-25 | 2019-09-20 | 江苏新世纪江南环保股份有限公司 | 一种分室加氨的氨法脱硫方法及装置 |
CL2017001700A1 (es) | 2017-06-14 | 2018-04-20 | Jiangnan Environmental Prot Group Inc | Sistema y método para agregar amoniaco de manera automatica para un dispositivo de desulfurizacion a base de amoniaco. |
CN107213770B (zh) | 2017-07-03 | 2023-03-17 | 江苏新世纪江南环保股份有限公司 | 氨法脱硫吸收塔及其建立方法和运行方法 |
CN108722163B (zh) | 2017-09-07 | 2019-06-07 | 江苏新世纪江南环保股份有限公司 | 一种氨法脱硫控制吸收过程气溶胶产生的方法 |
US10246329B1 (en) | 2017-11-17 | 2019-04-02 | Saudi Arabian Oil Company | Extended thermal stage sulfur recovery process |
CN116510513A (zh) | 2018-04-13 | 2023-08-01 | 江苏新世纪江南环保股份有限公司 | 氨法脱硫溶液的氧化方法及装置 |
CN110732227B (zh) | 2018-07-20 | 2023-02-21 | 江南环保集团股份有限公司 | 一种酸性气处理的方法和装置 |
CN110975546B (zh) | 2019-12-26 | 2021-08-17 | 江苏新世纪江南环保股份有限公司 | 一种改进的氨法脱硫控制吸收过程气溶胶产生的方法 |
Family Cites Families (19)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3790660A (en) * | 1971-02-22 | 1974-02-05 | Wellman Lord Inc | Process for recovering sulfur dioxide from gases |
US4035474A (en) * | 1976-03-01 | 1977-07-12 | Standard Oil Company (Indiana) | CBA for Claus tail gas cleanup |
US4085199A (en) * | 1976-06-08 | 1978-04-18 | Bethlehem Steel Corporation | Method for removing hydrogen sulfide from sulfur-bearing industrial gases with claus-type reactors |
GB1563251A (en) * | 1976-12-07 | 1980-03-26 | Shell Int Research | Process for working hydrogen suphidecontaining gases |
US4332781A (en) * | 1980-12-29 | 1982-06-01 | Shell Oil Company | Removal of hydrogen sulfide and carbonyl sulfide from gas-streams |
FR2574309B1 (fr) * | 1984-12-12 | 1989-10-06 | Elf Aquitaine | Procede d'elimination des composes cos et cs2 contenus dans un gaz industriel |
US4908201A (en) * | 1986-01-31 | 1990-03-13 | Amoco Corporation | Sulfur recovery process including removal of residual sulfur from Claus catalyst after regeneration |
DE3770184D1 (de) * | 1986-03-07 | 1991-06-27 | Boc Group Plc | Behandlung von gasstroemen. |
FR2625113B1 (fr) * | 1987-12-23 | 1993-10-22 | Rhone Poulenc Chimie | Catalyseurs pour traitement des effluents gazeux et procede de traitement de ces effluents |
US5514351A (en) * | 1992-04-15 | 1996-05-07 | Mobil Oil Corporation | Desulfurizing tailgas from sulfur recovery unit |
US5304361A (en) * | 1992-06-26 | 1994-04-19 | Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation | Removal of hydrogen sulfide |
FR2702674B1 (fr) * | 1993-03-16 | 1995-04-28 | Elf Aquitaine | Procédé d'élimination des composés soufrés contenus dans un gaz résiduaire du type gaz résiduaire d'usine à soufre Claus, avec récupération desdits composés sous la forme de soufre. |
FR2740704B1 (fr) * | 1995-11-03 | 1997-12-26 | Elf Aquitaine | Procede d'elimination quasi totale des composes soufres h2s, so2, cos et/ou cs2 contenus dans un gaz residuaire d'usine a soufre, avec recuperation desdits composes sous la forme de soufre |
JP3851681B2 (ja) * | 1996-04-17 | 2006-11-29 | 千代田化工建設株式会社 | 天然ガスからの硫黄回収方法 |
WO1998004337A1 (en) * | 1996-07-29 | 1998-02-05 | Apollo Environmental Systems Corp. | Natural gas treatment process |
FR2762592B1 (fr) * | 1997-04-24 | 1999-06-18 | Elf Aquitaine | Procede d'elimination des composes soufres h2s, so2, cos et/ou cs2 contenus dans un gaz residuaire d'usine a soufre avec recuperation desdits composes sous la forme de soufre |
NL1006339C2 (nl) * | 1997-06-17 | 1998-12-21 | Stork Eng & Contractors Bv | Werkwijze voor het ontzwavelen van afgassen. |
PT1115472E (pt) * | 1998-08-25 | 2003-12-31 | Gastec Nv | Processo para a recuperacao de enxofre de um gas contendo sulfureto de hidrogenio |
JP4837176B2 (ja) * | 2001-03-07 | 2011-12-14 | 千代田化工建設株式会社 | 天然ガスからの硫黄化合物の除去方法 |
-
2004
- 2004-04-22 EP EP04750660A patent/EP1737565A4/en not_active Withdrawn
- 2004-04-22 CA CA002562845A patent/CA2562845C/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-04-22 CN CNB2004800433816A patent/CN100448521C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2004-04-22 MX MXPA06011999A patent/MXPA06011999A/es active IP Right Grant
- 2004-04-22 US US11/568,009 patent/US7648692B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-04-22 WO PCT/US2004/012821 patent/WO2005113124A1/en active Application Filing
- 2004-04-22 JP JP2007509440A patent/JP4931800B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2004-04-22 EA EA200601945A patent/EA010173B1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101423199B (zh) * | 2007-10-31 | 2011-06-15 | 山东三维石化工程股份有限公司 | 组合式内取热硫磺回收反应器 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP1737565A4 (en) | 2010-11-03 |
JP4931800B2 (ja) | 2012-05-16 |
EP1737565A1 (en) | 2007-01-03 |
JP2007533589A (ja) | 2007-11-22 |
MXPA06011999A (es) | 2007-01-25 |
US20090004096A1 (en) | 2009-01-01 |
CA2562845A1 (en) | 2005-12-01 |
CN100448521C (zh) | 2009-01-07 |
US7648692B2 (en) | 2010-01-19 |
EA200601945A1 (ru) | 2007-02-27 |
EA010173B1 (ru) | 2008-06-30 |
WO2005113124A1 (en) | 2005-12-01 |
CA2562845C (en) | 2009-09-29 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN100448521C (zh) | 羰基硫-克劳斯构型和方法 | |
CA2558234C (en) | A process for the high recovery efficiency of sulfur from an acid gas stream | |
AU2005227277B2 (en) | A process for the high recovery efficiency of sulfur from an acid gas stream | |
KR100810188B1 (ko) | 황화수소 함유 가스 스트림의 처리방법 | |
EP0324526B1 (en) | Process for converting and removing sulfur compounds from a co containing gas | |
US20180065851A1 (en) | Setr- super enhanced tail gas recovery; a tail gas process with adsorbent reactors for zero emissions | |
CA2419628A1 (en) | Method of recovering sulphur from a gas stream containing hydrogen sulphide | |
CN101094805A (zh) | 从含氧气体中去除SOx的配置和方法 | |
CA2419627A1 (en) | Treatment of a gas stream containing hydrogen sulphide | |
CN1972864B (zh) | 排气处理的构型和方法 | |
CN100475689C (zh) | 由含硫化氢的气体中回收硫 | |
US7655211B2 (en) | Process for producing ammonium thiosulfate | |
US20110280795A1 (en) | Method and system for recovering sulfur in the thermal stage of a claus reactor | |
US7250149B1 (en) | Sulfur gas treatment process | |
AU737133B2 (en) | Method for desulfurizing off-gases | |
US20020094308A1 (en) | Process and apparatus for processing hydrogen sulfide from a gas | |
ZA200403598B (en) | Configurations and methods for effluent gas treatment | |
CA1296508C (en) | Removal of water vapor diluent after regeneration of metal oxide absorbent to reduce recycle stream | |
US8709366B2 (en) | Configurations and methods for effluent gas treatment | |
RU2824360C2 (ru) | Способ получения элементарной серы и серной кислоты | |
Vatachi et al. | Modified Claus Process Applied To Natural Gas For Sulfur Recovery | |
EP1166849A1 (en) | Treatment of a gas stream containing hydrogen sulphide | |
d'Haene | Traditional And New Sulphur Recovery Processes Used In The Gas Processing And Refining Industries | |
WO2018130598A1 (en) | Method and system for catalytic oxidation of a lean h2s stream | |
MXPA99011904A (es) | Metodo para desulfurar gases de descarga |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
C14 | Grant of patent or utility model | ||
GR01 | Patent grant | ||
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20090107 Termination date: 20160422 |
|
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |