EA022146B1 - Способ получения энергии из высокосернистого газа - Google Patents
Способ получения энергии из высокосернистого газа Download PDFInfo
- Publication number
- EA022146B1 EA022146B1 EA201201472A EA201201472A EA022146B1 EA 022146 B1 EA022146 B1 EA 022146B1 EA 201201472 A EA201201472 A EA 201201472A EA 201201472 A EA201201472 A EA 201201472A EA 022146 B1 EA022146 B1 EA 022146B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- gas
- sulfuric acid
- stage
- steam
- stream
- Prior art date
Links
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K23/00—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids
- F01K23/02—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled
- F01K23/06—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle
- F01K23/064—Plants characterised by more than one engine delivering power external to the plant, the engines being driven by different fluids the engine cycles being thermally coupled combustion heat from one cycle heating the fluid in another cycle in combination with an industrial process, e.g. chemical, metallurgical
-
- 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
- C01B17/48—Sulfur dioxide; Sulfurous acid
- C01B17/50—Preparation of sulfur dioxide
- C01B17/508—Preparation of sulfur dioxide by oxidation of 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
- C01B17/69—Sulfur trioxide; Sulfuric acid
- C01B17/74—Preparation
-
- 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
- C01B17/69—Sulfur trioxide; Sulfuric acid
- C01B17/74—Preparation
- C01B17/76—Preparation by contact processes
- C01B17/765—Multi-stage SO3-conversion
-
- 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
- C01B17/69—Sulfur trioxide; Sulfuric acid
- C01B17/74—Preparation
- C01B17/76—Preparation by contact processes
- C01B17/78—Preparation by contact processes characterised by the catalyst used
- C01B17/79—Preparation by contact processes characterised by the catalyst used containing vanadium
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K3/00—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein
- F01K3/18—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein having heaters
- F01K3/24—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein having heaters with heating by separately-fired heaters
- F01K3/247—Plants characterised by the use of steam or heat accumulators, or intermediate steam heaters, therein having heaters with heating by separately-fired heaters one heater being an incinerator
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F22—STEAM GENERATION
- F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
- F22B1/00—Methods of steam generation characterised by form of heating method
- F22B1/02—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers
- F22B1/18—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being a hot gas, e.g. waste gas such as exhaust gas of internal-combustion engines
- F22B1/1807—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being a hot gas, e.g. waste gas such as exhaust gas of internal-combustion engines using the exhaust gases of combustion engines
- F22B1/1815—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being a hot gas, e.g. waste gas such as exhaust gas of internal-combustion engines using the exhaust gases of combustion engines using the exhaust gases of gas-turbines
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2257/00—Components to be removed
- B01D2257/30—Sulfur compounds
- B01D2257/304—Hydrogen sulfide
-
- 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
- B01D53/14—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 by absorption
- B01D53/1456—Removing acid components
- B01D53/1468—Removing hydrogen sulfide
-
- 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
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/12—Heat utilisation in combustion or incineration of waste
-
- 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
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
- Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
-
- 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
-
- 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
Abstract
Способ получения энергии из высокосернистого газа, содержащего HS, где способ включает стадии: (а) направления потока высокосернистого газа, содержащего природный газ и HS, в установку извлечения кислого газа, приводящего к очищенному природному газу и кислому газу, содержащему HS, (b) сжигания потока очищенного природного газа с кислородсодержащим газом в газовой турбине для производства электроэнергии и горячего дымового газа; (с) направления горячего дымового газа в первый котёл-утилизатор для выработки пара и чистого дымового газа; (d) сжигания по меньшей мере части HS в кислом газе, содержащем HS, в присутствии кислородсодержащего газа для получения горячего отходящего газа, содержащего SO; (e) подачи горячего отходящего газа, содержащего SO, во второй котёл-утилизатор для выработки пара и охлаждённого отходящего газа, содержащего SO; (f) направления охлаждённого отходящего газа, содержащего SO, в устройство получения серной кислоты для получения серной кислоты, пара и потока очищенного дымового газа.
Description
Изобретение относится к способу получения энергии из высокосернистого газа, содержащего Н23, в частности потока газа, содержащего сероводород, полученного из природного газа. Способ особенно полезен в сочетании с установкой получения серной кислоты.
Высокосернистый газ, содержащий Н23, может получаться из различных источников. Например, многочисленные скважины природного газа производят высокосернистый природный газ, т.е. природный газ, содержащий Н23 и необязательно другие загрязняющие вещества. Природный газ является общим термином, который применяется к смеси легких углеводородов и необязательно других газов (азот, диоксид углерода, гелий), полученной из скважин природного газа. Основным компонентом природного газа является метан. Кроме того, часто присутствуют другие углеводороды, такие как этан, пропан, бутан или высшие углеводороды.
Желательно снизить количество сероводорода в высокосернистом газе по ряду причин. Серосодержащие соединения, такие как сероводород и оксиды серы, регламентируются нормами выбросов во многих странах. Кроме того, сероводород, в частности, может вызывать эрозию оборудования.
Процесс Клауса часто используется для переработки сероводорода, извлечённого из различных потоков газа, таких как углеводородные потоки, например природный газ. Многостадийный процесс производит серу из газообразного сероводорода.
Процесс Клауса включает две стадии: первую стадию термического превращения и вторую стадию каталитического превращения. На первой термической стадии часть сероводорода в газе окисляется при температуре выше 850°С для получения диоксида серы и воды
2Н23 + ЗО2 -> 28О2 + 2Н2О (I)
На второй каталитической стадии диоксид серы, полученный на термической стадии, реагирует с сероводородом для получения серы и воды
8О2 -г 4Н28 -> 68 + 4Н2О (II)
Газообразная элементарная сера, полученная на стадии (II), может быть извлечена в холодильнике сначала в виде жидкой серы перед дальнейшим охлаждением для получения твёрдой элементарной серы. В некоторых случаях вторая каталитическая стадия и стадия конденсации серы может повторяться несколько раз, как правило до трёх раз, для улучшения извлечения элементарной серы.
На второй каталитической стадии процесса Клауса требуется диоксид серы, один из продуктов реакции (I). Однако также требуется сероводород. Обычно примерно одну треть газообразного сероводорода окисляют до диоксида серы в реакции (I) для получения искомого молярного отношения 1:2 диоксида серы к сероводороду для реакции получения серы на каталитической стадии (реакция (II)). Остаточные отходящие газы процесса Клауса могут содержать горючие компоненты и серосодержащие соединения, например, при избытке или недостатке кислорода (и получаемое перепроизводство или недопроизводство диоксида серы). Такие горючие компоненты могут быть дополнительно переработаны соответственно в установке обработки отходящих газов процесса Клауса, например в установке Зйе11 Клаус очистки отходящих газов (ЗСОТ).
Суммарную реакцию в процессе Клауса, таким образом, можно записать в виде 2Н28 + О2 23 + 2Н2О (III)
Поскольку обычные установки процесса Клауса являются дорогостоящими и с точки зрения капитальных затрат, и также с точки зрения эксплуатационных затрат, были предложены альтернативные процессы.
Целью изобретения является создание способа более эффективной выработки электроэнергии из высокосернистого газа, содержащего сероводород.
Другой целью изобретения является процесс, в котором генерация энергии из высокосернистого газа объединяется с производством серной кислоты.
Для этого изобретение предлагает способ получения энергии из высокосернистого газа, содержащего Н28, способ, включающий стадии: (а) направления потока высокосернистого газа, содержащего природный газ и Н28, в установку извлечения кислого газа, приводящего к очищенному природному газу и кислому газу, содержащему Н28, (Ь) сжигания потока очищенного природного газа с кислородсодержащим газом в газовой турбине для производства электроэнергии и горячего дымового газа; (с) направления горячего дымового газа в первый котёл-утилизатор для выработки пара и чистого дымового газа; (6) сжигания по меньшей мере части Н28 в кислом газе, содержащем Н28, в присутствии кислородсодержащего газа для получения горячего отходящего газа, содержащего 8О2; (е) подачи горячего отходящего газа, содержащего 8О2, во второй котёл-утилизатор для выработки пара и охлаждённого отходящего газа, содержащего 8О2; (ί) направления охлаждённого отходящего газа, содержащего 8О2, в устройство получения серной кислоты для получения серной кислоты, пара и потока очищенного дымового газа.
Способ в соответствии с изобретением использует тепловую энергию, используемую для выработки электроэнергии, более эффективно из сильно загрязненных высокосернистых газов. Изобретение подходит для высокосернистых газов, в которых высокосернистый газ содержит предпочтительно 1-50, более предпочтительно 10-35 об.% Н23. Кроме того, изобретение позволяет производить серную кислоту без получения серы. Это уменьшает количество технологических стадий и связанного с ними технологического оборудования.
- 1 022146
В соответствии с известными способами высокосернистый газ обрабатывается для получения потока очищенного природного газа для выработки электроэнергии в так называемом парогазовом цикле, включающем газовую турбину и паровую турбину. Получающийся кислый газ, содержащий большую часть Н2§, направляют в установку извлечения серы для производства твёрдой серы, которую затем дегазируют, гранулируют, хранят и отгружают. Энергия сгорания Н2§, которая может составлять 30% химической энергии высокосернистого газа, не используется для выработки электроэнергии в производственной линии.
Одним из применений производимых гранул серы является производство серной кислоты. Например, в υδ-Ά-20090077944 описывается использование элементарной серы, причём твёрдую серу сжигают. Камера сжигания серы производит горячий диоксид серы, тогда как эжектор смешивает горячие газообразные продукты сгорания с охлаждающим газом (например, сжатый воздух) сжатый Ν2 или оборотный диоксид серы для формирования смешанного рабочего газа с температурой ниже максимально допустимой температуры (металлургический предел) для лопастей турбины. Образующийся диоксид серы направляют на завод по производству серной кислоты.
Таким образом, одним из основных отличий настоящего изобретения от процессов известного уровня техники является то, что в способах известного уровня техники производится элементарная сера, которая может быть использована во втором процессе производства серной кислоты на другой площадке, в то время как настоящее изобретение предпочтительно полностью превращает весь Н2§ в δθ2 в одну стадию с последующим преобразованием в серную кислоту. Способ в соответствии с настоящим изобретением, следовательно, является гораздо более энергоэффективным.
Потоки высокосернистого газа, как правило, являются углеводородными потоками, например природным газом. Природный газ состоит в основном из метана, как правило, более 50 мол.%, обычно более 70 мол.% метана. В зависимости от источника природный газ может содержать различные количества углеводородов тяжелее метана, такие как этан, пропан, бутан и пентаны, а также некоторое количество ароматических углеводородов. Природный газ также может содержать различные количества сероводорода. Например, некоторые месторождения природного газа содержат природный газ с 15-30% сероводорода по объёму. Газ также может содержать другие неуглеводородные примеси, такие как Н2О, Ν2, СО2 и т.п.
Содержание примесей в добываемом природном газе постепенно увеличивается с течением времени в связи с уменьшением доступности природного газа хорошего качества. Кроме того, экологическое законодательство становится все строже к условиям содержания примесей в сжигаемом газе. В результате возрастает необходимость в обработке природного газа для удаления из него примесных газов для производства конечного газа с требуемыми техническими условиями. В процессе в соответствии с изобретением высокосернистый газ сначала обрабатывают в установке удаления кислого газа.
Существуют известные методы отделения газового потока, содержащего сероводород, от углеводородного газового потока в установке удаления кислого газа, такого как природный газ, для получения газового потока, содержащего сероводород, и очищенного природного газа.
На стадии Ь) способа изобретения поток очищенного природного газа сжигают с кислородсодержащим газом. Кислородсодержащий газ может быть чистым кислородом или воздухом или воздухом, обогащенным кислородом. Для исключения необходимости разделения воздуха для получения обогащенного кислородом воздуха или чистого кислорода предпочтительно использовать воздух для сжигания сероводорода. Существуют известные способы и устройства для обеспечения работы газовой турбины. Температура получаемых горячих дымовых газов составляет от 400 до 700°С.
Стадия (с) способа, описанного в изобретении, использует тепло горячих дымовых газов для производства пара в котле-утилизаторе. Таким образом, образующийся пар используют для привода одной или нескольких паровых турбин. Пар потоков, используемых для привода паровых турбин, может быть потоками насыщенного пара или может быть потоками перегретого пара.
Паровые турбины могут быть выбраны из группы, состоящей из турбин противодавления, конденсационных турбин, противодавления/конденсационных турбин, конденсационных/теплофикационных турбин, конденсационных/турбин с отбором и конденсационных/теплофикационных/турбин с отбором. В другом осуществлении паровые турбины могут быть использованы для привода одного или нескольких устройств из группы, состоящей из электрических генераторов, насосов и компрессоров.
В другом осуществлении тепло может производиться совместно с энергией путём отбора пара из паровых турбин. Пар может быть отведён при давлении 5 бар и может быть подан любому потребителю пара (такие как ребойлеры, подача острого пара, обычные теплообменники). Уровень давления при отборе обычно диктуется требованиями потребителей.
На стадии 6) процесса получают горячий отходящий газ, содержащий §О2, сжиганием по меньшей мере части Н2§, который присутствует в кислом газе. Предпочтительно по меньшей мере 50% Н2§ кислого газа, содержащего Н2§, сжигается, более предпочтительно по меньшей мере 70% Н2§ сжигается, ещё более предпочтительно по меньшей мере 90% Н2§ сжигается. Температура горячего отходящего газа, содержащего δθ2, предпочтительно составляет от 400 до 700°С. Это тепло используют на стадии е) во
- 2 022146 втором котле-утилизаторе. Причина использования второго парогенератора, а не того же парогенератора стадии с) состоит в том, что дымовые газы, полученные на стадии Ь), являются уже очищенными дымовыми газами, которые не требуют дополнительной обработки до сброса в вытяжную трубу. Таким образом, в соответствии с изобретением отходящий газ, содержащий §О2, остаётся насколько возможно концентрированным, сохраняя минимальным объём потока, нуждающегося в дополнительной обработке.
На стадии ί) отходящий газ подают в устройство получения серной кислоты, которое удаляет диоксид серы из отходящих газов и использует его для получения серной кислоты. Устройство получения серной кислоты может производить серную кислоту из диоксида серы в отходящем газе способом известного уровня техники. Например, диоксид серы может быть сначала окислен до триоксида серы §О3 кислородом кислородсодержащего потока, такого как воздух. Может присутствовать катализатор, такой как катализатор на основе оксида ванадия(У).
Газообразный триоксид серы затем может быть обработан водой для получения серной кислоты в экзотермической реакции. Для контроля выделяющегося тепла при обработке триоксида серы предпочтительно использовать 97-98 мас.% серной кислоты, содержащей 2-3% воды, для получения концентрированной 98-99 мас.% серной кислоты.
В альтернативном осуществлении триоксид серы может быть обработан олеумом, Н2§2О7, для формирования концентрированной серной кислоты. Такие процессы наряду с другими методами производства серной кислоты из диоксида серы хорошо известны специалистам в данной области техники. Концентрированная серная кислота затем может быть добавлена к воде для получения водной серной кислоты.
Получающийся продукт сгорания стадии е) - охлаждённый отходящий газ, содержащий §О2, является газообразной смесью, преимущественно содержащей диоксид серы, азот, диоксид углерода и необязательно остаточный кислород. Эта газовая смесь может быть частично разделена или частично сконцентрирована для увеличения содержания диоксида серы, например, удалением азота. Предпочтительно подвергать по меньшей мере часть охлаждённого отходящего газа, содержащего §О2, стадии концентрирования §О2 между стадией (е) и стадией (ί), создавая тем самым газовый поток, содержащий не менее 70% §О2 в пересчёте на сухое вещество.
Преимуществом наличия стадии концентрирования диоксида серы между стадией (е) и (ί) является то, что размер устройства получения серной кислоты может быть уменьшен в предпочтительном случае, когда газовый поток, содержащий не менее 70% §О2 в пересчёте на сухое вещество, подаётся в устройство получения серной кислоты. Кроме того, за счет регулировки состава охлаждённого отходящего газа, содержащего §О2, выбор устройства, которое используется для производства серной кислоты, становится более гибким. Устройство получения серной кислоты может включать сухой процесс получения серной кислоты, или контактный процесс получения Н2§О4, или мокрый процесс получения серной кислоты, или оба процесса, следующих друг за другом. Предпочтительно регулировка состава охлаждённого отходящего газа, содержащего §О2, может быть выполнена объединением потока газа, содержащего по меньшей мере 70% §О2 в пересчёте на сухое вещество, с необработанной частью охлаждённого отходящего газа, содержащего 8О2, до стадии (ί).
Диоксид серы может быть сконцентрирован любым способом известного уровня техники, таким как, например, жидкостная адсорбция, например Саи§о1у процесс, адсорбция, мембранное разделение или конденсация диоксида серы. Диоксид серы конденсируется при более высоких температурах, т.е. около -10°С, чем, например, азот. Из-за высокой температуры конденсации диоксида серы, разделение после сжигания диоксида серы и азота предпочтительнее, чем разделение кислорода и азота до сжигания.
Наиболее предпочтительным способом концентрирования диоксида серы является контактирование отходящего газа, содержащего диоксид серы (т.е. смесь, включающая диоксид серы и азот), с жидкостью, абсорбирующей диоксид серы, в зоне абсорбции диоксида серы для селективного переноса диоксида серы из сгоревшего отходящего газа в абсорбирующую жидкость для получения абсорбирующей жидкости, обогащенной по диоксиду серы, и последующую десорбцию диоксида серы из абсорбирующей жидкости, обогащенной по диоксиду серы, для получения обеднённой абсорбирующей жидкости и газа, содержащего диоксид серы. Одна предпочтительная абсорбирующая жидкость для диоксида серы включает по меньшей мере один, по существу, несмешивающийся с водой органический диэфир фосфоната.
Другая предпочтительная абсорбирующая жидкость для диоксида серы включает диметиловый эфир тетраэтиленгликоля.
Ещё одна предпочтительная абсорбирующая жидкость для диоксида серы включает диамины с молекулярной массой менее 300 в форме свободного основания и значением рКа свободного атома азота от около 3,0 до около 5,5, содержащие по меньшей мере 1 моль воды на каждый моль поглощаемого диоксида серы.
Десорбцию диоксида серы из абсорбирующей жидкости, обогащенной по диоксиду серы, обычно проводят при повышенной температуре. Для обеспечения более энергоэффективного процесса пар, вырабатываемый в котле-утилизаторе, может быть использован для обеспечения по меньшей мере части тепла, необходимого для десорбции диоксида серы из абсорбирующей жидкости, обогащенной по диоксиду серы. Предпочтительно пар, получаемый на стадиях (с), (е) или (ί), может быть использован для концентрирования диоксида серы.
- 3 022146
В предпочтительном осуществлении изобретения пар, получаемый на стадии (с), (е) и (ί), собирают в одном сборнике пара. Пар может быть распределён в различных точках процесса, где требуется тепло или энергия.
В другом предпочтительном осуществлении изобретения чистый дымовой газ стадии (с) и поток очищенного дымового газа стадии (ί) объединяют и подают в одну общую вытяжную трубу.
В зависимости от концентрации Η2δ высокосернистого газа и стадии концентрирования §О2 можно выбрать способ получения серной кислоты. Предпочтительно, когда высокосернистый газ содержит 120, более предпочтительно 10-20, ещё более предпочтительно 15-20 об.% Η2δ, устройство получения серной кислоты стадии (ί) включает мокрый процесс получения серной кислоты. В другом предпочтительном осуществлении, когда высокосернистый газ включает более 15, более предпочтительно 20-50, ещё более предпочтительно 20-35 об.% Η2δ устройство получения серной кислоты стадии (ί) включает контактный процесс получения серной кислоты.
Claims (11)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ получения энергии из высокосернистого газа, содержащего Η2δ, включающий следующие стадии:(a) направляют поток высокосернистого газа, содержащего природный газ и Η2δ, в установку извлечения кислого газа, в результате чего получают очищенный природный газ и кислый газ, содержащий Η2§;(b) сжигают поток очищенного природного газа с кислородсодержащим газом в газовой турбине для производства электроэнергии и горячего дымового газа;(c) направляют горячий дымовой газ в первый котёл-утилизатор для выработки пара и чистого дымового газа;(6) сжигают по меньшей мере часть Η2δ в кислом газе, содержащем Η2δ, в присутствии кислородсодержащего газа для получения горячего отходящего газа, содержащего 8О2;(е) подают горячий отходящий газ, содержащий §О2, во второй котёл-утилизатор для выработки пара и охлаждённого отходящего газа, содержащего 8О2;(ί) направляют охлаждённый отходящий газ, содержащий §О2, в устройство получения серной кислоты для получения серной кислоты, пара и потока очищенного дымового газа.
- 2. Способ по п.1, в котором между стадией (е) и стадией (ί) по меньшей мере часть охлаждённого отходящего газа, содержащего 8О2, подвергают стадии концентрирования §О2, получая тем самым поток газа, содержащего по меньшей мере 70% §О2 в пересчёте на сухое вещество.
- 3. Способ по п.2, в котором газовый поток, содержащий по меньшей мере 70% §О2 в пересчёте на сухое вещество, направляют в устройство получения серной кислоты для получения серной кислоты, пара и потока очищенного дымового газа.
- 4. Способ по п.3, в котором в устройстве получения серной кислоты осуществляют сухой процесс получения серной кислоты.
- 5. Способ по п.2, в котором газовый поток, содержащий по меньшей мере 70% §О2 в пересчёте на сухое вещество, объединяют с необработанной частью охлаждённого отходящего газа, содержащего §О2, до стадии (ί).
- 6. Способ по любому из пп.1-5, в котором на стадии (6) сжигают по меньшей мере 50% Η2δ в кислом газе, содержащем Η2δ, предпочтительно сжигают по меньшей мере 70% Η2δ, более предпочтительно сжигают по меньшей мере 90% Η2δ.
- 7. Способ по любому из пп.1-6, в котором пар, вырабатываемый на стадии (с), и пар, вырабатываемый на стадии (е), собирают в одном сборнике пара.
- 8. Способ по любому из пп.1-7, в котором чистый дымовой газ стадии (с) и поток очищенного дымового газа стадии (ί) объединяют и направляют в одну вытяжную трубу.
- 9. Способ по любому из пп.1-8, в котором на стадии (а) поток высокосернистого газа, содержащего природный газ и 1-50 об.% Η2δ, направляют в установку извлечения кислого газа.
- 10. Способ по любому из пп.1-3, 5-8, в котором высокосернистый газ содержит 10-20 об.% Η2δ и в устройстве получения серной кислоты стадии (ί) осуществляют мокрый процесс получения серной кислоты.
- 11. Способ по любому из пп. 1-8, в котором высокосернистый газ содержит 20-35 об.% Η2δ и в устройстве получения серной кислоты стадии (ί) осуществляют сухой процесс получения серной кислоты.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP10161374 | 2010-04-28 | ||
PCT/EP2011/056261 WO2011134847A2 (en) | 2010-04-28 | 2011-04-19 | Process for producing power from a sour gas |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA201201472A1 EA201201472A1 (ru) | 2013-03-29 |
EA022146B1 true EA022146B1 (ru) | 2015-11-30 |
Family
ID=44072523
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA201201472A EA022146B1 (ru) | 2010-04-28 | 2011-04-19 | Способ получения энергии из высокосернистого газа |
Country Status (3)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN102869856B (ru) |
EA (1) | EA022146B1 (ru) |
WO (1) | WO2011134847A2 (ru) |
Families Citing this family (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2013074441A1 (en) * | 2011-11-15 | 2013-05-23 | Shell Oil Company | Method of processing feed streams containing hydrogen sulfide |
IN2014CN03571A (ru) * | 2011-11-15 | 2015-10-09 | Shell Int Research | |
EA201400586A1 (ru) * | 2011-11-15 | 2014-09-30 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ получения диоксида серы |
WO2013098329A1 (en) | 2011-12-27 | 2013-07-04 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for producing sulphuric acid |
WO2013150081A2 (en) | 2012-04-04 | 2013-10-10 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for producing power from a sour gas |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP1186334A1 (en) * | 2000-08-31 | 2002-03-13 | The BOC Group plc | Treatment of a gas stream containing hydrogen sulphide |
WO2009017886A2 (en) * | 2007-07-31 | 2009-02-05 | General Electric Company | Method and apparatus to produce synthetic gas |
WO2009027494A2 (en) * | 2007-08-30 | 2009-03-05 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for treating a gaseous hydrocarbon stream comprising hydrogen sulphide |
EP2042470A2 (en) * | 2007-09-25 | 2009-04-01 | Bodgan Wojak | Gas turbine topping device in a sytem for manufacturing sulfuric acid and method of using turbine to recover energy in manufacture of sulphuric acid |
FR2924951A1 (fr) * | 2007-12-12 | 2009-06-19 | Air Liquide | Procede de co- ou tri-generation avec mise en oeuvre d'une premiere et d'une seconde unites de capture de h2s et/ou du co2 fonctionnant en parallele. |
Family Cites Families (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE4238289C2 (de) * | 1992-11-13 | 1997-02-06 | Rheinische Braunkohlenw Ag | Verfahren und Anlage zum Vorbehandeln von Prozeßabwasser |
CN2214596Y (zh) * | 1995-03-20 | 1995-12-06 | 王德芳 | 直角烟道自燃循环硫酸废热锅炉 |
JPH09105509A (ja) * | 1995-10-06 | 1997-04-22 | Babcock Hitachi Kk | ごみ焼却炉の廃熱利用発電装置および発電方法 |
DE10124302A1 (de) * | 2001-05-17 | 2002-11-21 | Uhde Gmbh | Verfahren zur Entschwefelung von unter Druck befindlichen technischen Gasen mit simultaner Schwefelgewinnung |
CN2816602Y (zh) * | 2005-04-28 | 2006-09-13 | 南京圣诺热管有限公司 | 硫酸生产余热回收用高温蒸汽发生器 |
CN101618863A (zh) * | 2009-06-05 | 2010-01-06 | 中国石化集团南京设计院 | 含硫化氢的废气制硫酸的方法 |
-
2011
- 2011-04-19 EA EA201201472A patent/EA022146B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-04-19 CN CN201180021032.4A patent/CN102869856B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-04-19 WO PCT/EP2011/056261 patent/WO2011134847A2/en active Application Filing
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP1186334A1 (en) * | 2000-08-31 | 2002-03-13 | The BOC Group plc | Treatment of a gas stream containing hydrogen sulphide |
WO2009017886A2 (en) * | 2007-07-31 | 2009-02-05 | General Electric Company | Method and apparatus to produce synthetic gas |
WO2009027494A2 (en) * | 2007-08-30 | 2009-03-05 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for treating a gaseous hydrocarbon stream comprising hydrogen sulphide |
EP2042470A2 (en) * | 2007-09-25 | 2009-04-01 | Bodgan Wojak | Gas turbine topping device in a sytem for manufacturing sulfuric acid and method of using turbine to recover energy in manufacture of sulphuric acid |
FR2924951A1 (fr) * | 2007-12-12 | 2009-06-19 | Air Liquide | Procede de co- ou tri-generation avec mise en oeuvre d'une premiere et d'une seconde unites de capture de h2s et/ou du co2 fonctionnant en parallele. |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN102869856A (zh) | 2013-01-09 |
EA201201472A1 (ru) | 2013-03-29 |
WO2011134847A3 (en) | 2011-12-22 |
CN102869856B (zh) | 2015-04-01 |
WO2011134847A2 (en) | 2011-11-03 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2575655C (en) | A method of treating a gaseous mixture comprising hydrogen and carbon dioxide | |
US8696797B2 (en) | Carbon dioxide removal from synthesis gas at elevated pressure | |
BRPI0716564A2 (pt) | Processo para purificar uma corrente fluida, e, sistema para separar sulfeto de hidrogênio e dióxido de carbono de uma corrente fluida | |
US8945292B2 (en) | System for recovering acid gases from a gas stream | |
CA3059063A1 (en) | Enhancement of claus tail gas treatment by sulfur dioxide-selective membrane technology and sulfur dioxide-selective absorption technology | |
EA022146B1 (ru) | Способ получения энергии из высокосернистого газа | |
WO2015069975A1 (en) | Sulfur recovery unit and process | |
JP7021081B2 (ja) | 動力発生サイクルから燃焼生成物を除去するためのシステムおよび方法 | |
US8658116B2 (en) | Method of producing sulfur dioxide | |
US8664462B2 (en) | Method of processing feed streams containing hydrogen sulfide | |
EA026059B1 (ru) | Способ глубокой очистки газовых потоков от примесей | |
US5690482A (en) | Process for the combustion of sulphur containing fuels | |
US8475571B2 (en) | System for gas purification and recovery with multiple solvents | |
US20130119676A1 (en) | Method of processing feed streams containing hydrogen sulfide | |
US11434142B2 (en) | Sodium bicarbonate production | |
CA2081189C (en) | Co2 recycle for a gas-fired turbogenerator | |
WO2013150081A2 (en) | Process for producing power from a sour gas | |
CA2204389C (en) | Process for the combustion of sulphur containing fuels | |
CN110997629A (zh) | 使用由富氧燃烧产生的co2的尿素生产工艺和生产装置 | |
AU2010234332A1 (en) | Method and device for treating flue gases | |
WO2009027494A2 (en) | Method for treating a gaseous hydrocarbon stream comprising hydrogen sulphide |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU |