ES2950349T3 - Sistemas y métodos para mejorar la recuperación de azufre del gas de cola del proceso Claus - Google Patents

Sistemas y métodos para mejorar la recuperación de azufre del gas de cola del proceso Claus Download PDF

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Abstract

Un sistema para reducir las emisiones de SO2 comprende un reactor de hidrogenación, un enfriador de gas de cola, un condensador de contacto, un reactor de hidrólisis y un absorbente. El reactor de hidrogenación está configurado para recibir un gas de cola Claus y convertir al menos una porción de SO2 en el gas de cola Claus en H2S para producir una corriente de gas de cola Claus hidrogenado. El reactor de hidrólisis está configurado para convertir al menos una porción de COS en H2S. El absorbente comprende un disolvente a base de amina y está configurado para absorber al menos una porción del H2S y reciclar el H2S a la planta Claus. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Sistemas y métodos para mejorar la recuperación de azufre del gas de cola del proceso Claus
Referencia cruzada a aplicaciones relacionadas
Esta solicitud reivindica prioridad para la solicitud provisional U.S. No. 62/201,865, presentada el 6 de agosto de 2015 y titulada "Sistemas y métodos para mejorar la recuperación de azufre del gas de cola del proceso Claus".
Antecedentes
El azufre es un contaminante importante en las materias primas utilizadas en la producción petroquímica, con amplias regulaciones vigentes para minimizar el contenido en azufre de los productos finales. En la mayoría de las regiones, el hidrotratamiento da como resultado la eliminación de azufre de varias corrientes líquidas y gaseosas en forma de sulfuro de hidrógeno (H2S). Este H2S se trata entonces adicionalmente para recuperar azufre elemental (S), generalmente mediante el proceso Claus.
El proceso Claus utiliza calor, catálisis y oxígeno (O2) para convertir una parte de H2S recuperado en dióxido de azufre, como sigue:
2 H2S 3 O2 → 2 SO2 2 H2O calor.
La mezcla resultante de H2S y SO2 reacciona para producir azufre elemental, como sigue:
2 H2S SO2 → 3S 2 H2O
Esta segunda reacción se denomina comúnmente la reacción de Claus. Si bien una gran cantidad de azufre se puede recuperar como azufre elemental en dicho proceso, en los procesos del mundo real, los reactores que realizan la reacción de Claus producen un gas de cola que incluye H2S, hidrógeno (H2), monóxido de carbono (CO), disulfuro de carbono (CS2), dióxido de azufre (SO2) y sulfuro de carbonilo (COS). Para cumplir con los objetivos de emisión de azufre, dicho gas de cola de Claus requiere con frecuencia un tratamiento adicional.
La tecnología convencional de hidrogenación/tratamiento de gas de cola de Claus de amina formulada (TGTU) es capaz de reducir la concentración de H2S de un gas de cola de Claus hidrogenado/hidrolizado a aproximadamente 5 ppmv. Sin embargo, debido al contenido elevado en CO2 (normalmente por encima del 40 % en los gases ácidos de la gasificación de carbón y las instalaciones de las plantas de gas), la concentración de COS en el gas de cola de Claus hidrogenado/hidrolizado posterior será muy elevada, normalmente entre 100 - 300 ppmv. Esto se debe al equilibrio químico y térmico de la siguiente reacción:
CO2 H2S ←→ COS H2O
Si bien las disoluciones que contienen amina son efectivas para recuperar H2S, tales disoluciones tienen poco efecto sobre el componente COS en este gas de cola de Claus hidrogenado/hidrolizado. Como resultado, mientras que un efluente gaseoso de cabeza del absorbedor de amina puede contener solo 5 ppmv o menos de H2S, todavía puede contener una cantidad sustancial de azufre en forma de COS. La cantidad total de H2S y COS en un efluente de cabeza del absorbedor de este tipo, después de la incineración, pueden dar como resultado una concentración de SO2 que exceda lo permitido por las regulaciones locales. Para reducir la concentración de SO2 por debajo de 100 - 400 mg/Nm3 (miligramos por metro cúbico estándar, donde las condiciones estándar se consideran 0 °C y 1013 milibares) puede ser costoso y potencialmente crea otra corriente de desechos que debe tratarse (por ejemplo, si se usara una tecnología de lavado cáustico como un paso adicional de eliminación de azufre).
Un concepto para reducir el contenido total de azufre en gases que contienen sulfuro de hidrógeno y otros componentes de azufre usando un paso de hidrogenación e hidrólisis se describe en el documento WO9807502 A1. Por lo tanto, todavía existe la necesidad de sistemas y métodos que proporcionen una eliminación eficaz y eficiente de COS de las corrientes de cola del proceso Claus.
Resumen
En un primer aspecto, la invención se dirige a un sistema para reducir las emisiones de SO2 como se define en la reivindicación 1.
En un segundo aspecto, la invención se dirige a un método para reducir emisiones de SO2 de una planta Claus como se define en la reivindicación 10.
Estas y otras características se entenderán más claramente a partir de la siguiente descripción detallada tomada junto con los dibujos y reivindicaciones adjuntos.
Breve descripción de los dibujos
Para una comprensión más completa de la presente divulgación, ahora se hace referencia a la siguiente breve descripción, tomada en relación con los dibujos adjuntos y la descripción detallada, donde los mismos números de referencia representan partes similares.
La Figura 1 ilustra un sistema de recuperación de SO2 según una realización (no reivindicada).
La Figura 2 ilustra otro sistema de recuperación de SO2 según una realización (no reivindicada).
La Figura 3 ilustra un sistema de recuperación de SO2 que comprende un reactor de hidrólisis según una realización como se define en las reivindicaciones.
La Figura 4 ilustra otro sistema de recuperación de SO2 que comprende un reactor de hidrólisis según una realización (no reivindicada).
La Figura 5 ilustra un sistema de recuperación de SO2 que comprende un reactor de conversión según una realización (no reivindicada).
Descripción detallada
La siguiente breve definición de términos se aplicará a lo largo de la solicitud:
El término "que comprende" significa que incluye pero no se limita a esto, y debe interpretarse de la forma en que se usa típicamente en el contexto de la patente;
Las frases "en una realización", "según una realización" y similares generalmente significan que la función, estructura o característica particular que sigue a la frase puede estar incluida en al menos una realización y puede estar incluida en más de una realización. de los presentes sistemas y métodos (significativamente, tales frases no se refieren necesariamente a la misma realización);
Si la especificación describe algo como "ejemplar" o un "ejemplo", debe entenderse que se refiere a un ejemplo no excluyente;
Los términos "alrededor de" o "aproximadamente" o similares, cuando se usan con un número, pueden significar ese número específico, o alternativamente un rango en la proximidad del número específico, tal como lo entienden los expertos en el campo de la técnica; y
Si la especificación establece que un componente o característica "puede", "es capaz de", "podría", "debería", "sería", "preferiblemente", "posiblemente", "típicamente", "opcionalmente", "por ejemplo", " a menudo", o "podría" (u otra expresión similar) incluirse o tener una característica, no se requiere que ese componente o característica en particular esté incluido o tenga la característica. Tal componente o característica puede incluirse opcionalmente en algunas realizaciones, o puede excluirse.
Esta invención reduce la necesidad de eliminar SO2 de un volumen de gas de escape de incinerador tratado por medio del proceso Claus mediante la reducción del contenido en COS de dicha corriente de gas tratado antes de que la corriente de gas sea tratada en un absorbedor usando un disolvente basado en amina. La elevada concentración de COS en el efluente gaseoso de un reactor de hidrogenación, después de refrigerarse, se reduce en un reactor de hidrólisis de COS o en un lecho catalítico en el que el COS se convierte en CO2 y H2S. El gas de cola tratado posteriormente se trata con un absorbedor basado en amina para reducir la concentración de H2S a menos de 5 ppmv.
En tal proceso, el contenido total en H2S y COS en el efluente gaseoso de cabeza del absorbedor de amina se reducirá considerablemente, lo que dará como resultado emisiones totales de SO2 de los gases de escape de la chimenea del incinerador a menos de 35 mg/Nm3. La invención es rentable ya que el reactor de hidrólisis puede funcionar a la temperatura del gas de la entrada o de la salida del condensador de contacto, de modo que no se requiere un recalentador o refrigerador adicional para su funcionamiento. En algunos aspectos, el reactor de hidrólisis es un lecho catalítico que funciona en las condiciones del reactor de hidrogenación o del lecho catalítico de hidrogenación.
Se debe apreciar que las técnicas descritas proporcionan muchos efectos técnicos ventajosos que incluyen la reducción eficaz y eficiente de los desechos de dióxido de azufre resultantes de la combustión de combustibles fósiles que contienen azufre sin producir una corriente de desechos adicional.
Tal como se utiliza en la descripción del presente documento y en las reivindicaciones siguientes, el significado de "un", "un" y "el" incluye una referencia en plural a menos que el contexto indique claramente lo contrario. Además, como se usa en la descripción del presente documento, el significado de "en" incluye "en" y "sobre" a menos que el contexto indique claramente lo contrario.
Como se usa aquí, y a menos que el contexto indique lo contrario, el término "acoplado a" pretende incluir tanto el acoplamiento directo (en el que dos elementos que están acoplados entre sí se ponen en contacto) como el acoplamiento indirecto (en el que al menos un elemento adicional está ubicado entre los dos elementos). Por lo tanto, los términos "acoplado a" y "acoplado con" se utilizan como sinónimos.
Los ejemplos típicos de sistemas y métodos de tratamiento se muestran en las Figuras 1 y 2. Como se muestra en el sistema 100 de la Figura 1, el gas natural 102 y una corriente de aire de combustión 104 se pueden alimentar a una unidad de combustión 108 junto con una corriente de gas de cola de la unidad de recuperación de azufre opcional 106. Los productos de combustión resultantes en la corriente de gas de combustión 110 se pueden tratar en un reactor de hidrogenación 112 haciendo pasar la corriente de gas de combustión 110 sobre un catalizador de hidrogenación. La corriente de gas de combustión 110 puede estar a una temperatura entre alrededor de 500 F y alrededor de 650 F. El hidrógeno puede añadirse a la corriente y/o estar presente en base a varias reacciones antes de que la corriente de gas de combustión 110 entre en la unidad de hidrogenación.
Dentro del reactor de hidrogenación 112, los compuestos de azufre dentro de la corriente de gas de combustión, tales como SO2, se pueden hidrogenar para dar H2S en presencia de un catalizador de hidrogenación. Los catalizadores adecuados pueden incluir aquellos que comprenden compuestos de metales de los grupos V, VI y VIII, tales como cobalto, molibdeno, cromo, vanadio, torio, níquel, tungsteno, uranio, óxidos de los mismos y cualquier combinación de los mismos. La reacción de hidrogenación se puede producir a una temperatura entre aproximadamente 216 °C (420 °F) y aproximadamente 343 °C (650 °F), dependiendo de la composición del catalizador de hidrogenación. Dentro del reactor de hidrogenación 112, al menos alrededor del 80 %, al menos alrededor del 90 %, al menos alrededor del 95 %, al menos alrededor del 99 %, o sustancialmente todo el SO2 presente en la corriente de gas de combustión 110 se puede convertir en H2S.
El producto hidrogenado resultante en la corriente 114 que sale del reactor de hidrogenación 112 puede pasar al refrigerador 116 antes de entrar en un condensador de contacto 118. Dentro del condensador de contacto 118, se puede usar una disolución acuosa de una base para eliminar al menos una parte de CO2. Una corriente de vapor 120 que sale del condensador de contacto 118 se puede transferir a un absorbedor de amina 122 para extraer todo el H2S usando un disolvente a base de amina, que puede transferirse a un regenerador 124. Los componentes no absorbidos (por ejemplo gas de cola tratado) en la corriente 126 pueden descargarse a la atmósfera o transferirse a un incinerador. La escasa solubilidad de COS en el disolvente a base de amina puede dar lugar a que todo el COS residual pase a través del absorbedor de amina 122 con la corriente 126 y se descargue a la atmósfera o se convierta en SO2 tras la incineración.
Otro ejemplo de un sistema 200 para la eliminación de contaminantes que contienen azufre se muestra en la Figura 2. En este sistema 200, el gas de cola de un reactor Claus en la corriente 106 puede pasar a través de un intercambiador de calor 202 antes de transferirse a un reactor de hidrogenación 112. El reactor de hidrogenación 112 puede ser igual o similar al reactor de hidrogenación descrito con respecto a la Figura 1. Los productos de este reactor pueden salir del reactor de hidrogenación 112 en la corriente 214 y refrigerarse en el refrigerador 116 antes de transferirse al condensador de contacto 118. Al menos parte de CO2 puede eliminarse dentro del condensador de contacto 118. La fracción de vapor del condensador de contacto 118 puede salir del condensador de contacto 118 como corriente 220 y transferirse a un absorbedor 122. Dentro del absorbedor 122, el vapor en la corriente 220 puede ponerse en contacto con un disolvente para absorber componentes de gases ácidos que incluyen, pero se limitan a H2S y CO2. Mientras que un disolvente a base de amina puede solvatar al menos una parte de H2S en la corriente 220, el disolvente es relativamente ineficaz para solvatar COS. El disolvente rico puede transferirse a continuación a un regenerador 224, mientras que la fase de vapor no absorbida (por ejemplo el gas de cola tratado) en la corriente 226 puede descargarse a la atmósfera o se transfiere a un incinerador. Nuevamente, la presencia de COS en el gas de cola conduce a la liberación de COS o SO2 (después de la incineración) a la atmósfera.
El problema del exceso de COS en los gases de cola del reactor Claus puede ser una cuestión particular para los usuarios en China, ya que las limitaciones de emisión de SO2 estipuladas por el gobierno chino (es decir, 100- 400 mg/Nm3) son significativamente más bajas que las de otras regiones del mundo (típicamente 500-750 mg/Nm3). Una de las tecnologías de hidrogenación/tratamiento de gas de cola de Claus de amina (TGTU) Claus más rentable y comercialmente probada, como las que se muestran en las Figuras 1 y 2, no es capaz de alcanzar los estándares estipulados por el gobierno chino debido al contenido elevado en CO2 contenido de los gases ácidos generados en refinerías, gasificación de carbón e instalaciones de plantas de gas dentro de China.
En los sistemas y métodos descritos en el presente documento, se puede usar un reactor de hidrólisis para reducir la concentración de COS en el gas de cola antes del tratamiento en un absorbedor con un disolvente basado en amina. Dentro del reactor de hidrólisis, que puede incluir un catalizador, tiene lugar la siguiente reacción:
COS H2O ←→ CO2 H2S
Ambos CO2 y H2S, a su vez, son solubles en el disolvente basado en amina del absorbedor posterior. Esto da como resultado una transferencia muy reducida de COS a la atmósfera o a un incinerador (y la posterior liberación como SO2). El H2S resultante que se separa por el absorbedor basado en amina puede separarse y enviarse a una unidad de recuperación de azufre, que puede convertir el H2S en el gas flash en azufre elemental.
La Figura 3 ilustra otro sistema de conversión de azufre 300. En esta realización, el gas de cola en la corriente 106 producido por un proceso Claus se puede refrigerar en el intercambiador de calor 202 antes de que la corriente refrigerada 204 pase a un reactor de hidrogenación 112. El reactor de hidrogenación 112 puede ser el mismo o similar al reactor de hidrogenación como se describe con respecto a la Figura 1. La corriente refrigerada 204 puede entrar en el reactor de hidrogenación 112 y ponerse en contacto con el catalizador de hidrogenación a una temperatura entre aproximadamente 204 °C (400 °F) y aproximadamente 343 °C (650 °F) o entre aproximadamente 216 °C (420 °F) y aproximadamente 316 °C (600 °F). Dentro del reactor de hidrogenación 112, al menos una parte de todo el SO2 se puede convertir en H2S. En general, la mayor parte de COS puede no convertirse dentro del reactor de hidrogenación.
La corriente de producto resultante 214 del reactor de hidrogenación 112 puede refrigerarse en el refrigerador 116 antes de dirigirse al condensador de contacto directo 118. Dentro del condensador de contacto 118, se usa una disolución acuosa de una base para eliminar al menos una parte de CO2. El vapor que entra en contacto con la disolución acuosa puede refrigerarse y salir del condensador de contacto directo 118 como una corriente de cabeza 220.
La corriente de cabeza 220 del condensador de contacto 118 se puede dirigir posteriormente a un reactor de hidrólisis 302, donde la corriente de vapor que contiene agua puede ponerse en contacto con un catalizador para convertir al menos una parte de COS en H2S y CO2. En general, la corriente de gas de cola 106 que entra en el sistema 300 puede contener agua, por ejemplo, como producto de la combustión. Alternativa o adicionalmente, la disolución acuosa utilizada en el condensador de contacto directo 118 puede dar como resultado que el agua se transfiera a la fase de vapor. En cualquier caso, la corriente de cabeza 220 puede tener agua presente en el vapor durante el contacto entre la corriente de cabeza 220 y el catalizador en el reactor de hidrólisis 302.
La corriente de cabeza 220 que entra en el reactor de hidrólisis 302 puede tener una temperatura entre aproximadamente 177 °C (350 °F) y aproximadamente 327 °C (620 °F). El catalizador usado dentro del reactor de hidrólisis 112 puede comprender un catalizador basado en alúmina. Dentro del reactor de hidrólisis 302, la corriente de vapor puede pasar a través de uno o más lechos de catalizador para proporcionar contacto con el catalizador. En una realización, al menos alrededor del 10 %, al menos alrededor del 20 %, al menos alrededor del 30 %, al menos alrededor del 40 %, al menos alrededor del 50 %, al menos alrededor del 60 %, al menos alrededor del 70 %, al menos alrededor del 80 % %, al menos alrededor del 90%, o más del 90% v/v del contenido en COS en la corriente de cabeza 220 se puede convertir en H2S en el reactor de hidrólisis 302. Como se muestra en el sistema 300, el reactor de hidrólisis 302 puede funcionar a la temperatura de salida del condensador de contacto 118.
La corriente de salida resultante 304 del reactor de hidrólisis 302 se puede transferir a un absorbedor 122 que utiliza un disolvente basado en amina, donde al menos una parte de H2S, así como al menos una parte de CO2, es soluble. La fracción de vapor no absorbida puede salir del absorbedor 122 como corriente 326, que tiene un contenido en COS reducido en relación con un sistema análogo que no incluye un reactor de hidrólisis, y la corriente 326 puede descargarse o transferirse posteriormente a un incinerador.
La parte de H2S y CO2 absorbida por el disolvente puede salir del absorbedor 122 como una corriente de disolvente rico 330. Se puede usar un intercambiador de calor 331 para calentar la corriente de disolvente rico 330 para producir una corriente de disolvente rico calentada 329 que puede entrar en el regenerador 224. Dentro del regenerador, una parte de cualquier gas ácido, como el H2S y CO2 solvatado en el absorbedor 122, se puede liberar para producir la corriente de cabeza 332, que se puede refrigerar en el condensador 333 para producir una corriente de dos fases 334. Un tanque flash 336 puede recibir la corriente de dos fases 334 y producir una corriente de cabeza de vapor 338 que contiene los gases ácidos que se pueden reciclar a la unidad de recuperación de azufre y una corriente de fondo líquida 337. La corriente de fondo 337 se puede devolver al regenerador 224 como una corriente de reflujo 342. Una corriente de purga opcional 340 se puede separar de la corriente de fondo 337 según sea necesario.
Una corriente de disolvente pobre 344 de fondo del regenerador 224 puede pasar a un recalentador 346 para producir una corriente de vapor 348 que vuelve a pasar al regenerador 224. El disolvente pobre calentado 350 puede pasar al intercambiador de calor 331, donde es enfriado por el disolvente rico 330 para formar una corriente de disolvente pobre enfriada 352, que puede refrigerarse aún más en el intercambiador 354 (por ejemplo un refrigerador de aire, etc.) para refrigerar la corriente de disolvente pobre 356 antes de que la corriente de disolvente pobre 356 regrese a la entrada al absorbedor 122.
En la Figura 4 se muestra otra realización del proceso de recuperación de azufre. Varios componentes ilustrados en la Figura 4 son iguales o similares a las unidades descritas anteriormente con referencia a las Figuras 1-3. Los componentes numerados de manera similar no se discuten en detalle en aras de la brevedad. Como se ilustra, la corriente de gas de cola de Claus 106 que contiene una cantidad significativa de CO2 puede pasar a través de un intercambiador de calor 202 antes de ser dirigida a un reactor de hidrogenación 112, donde al menos una parte de todo el SO2 se puede convertir en H2S. La salida del reactor de hidrogenación 112 puede refrigerarse en un refrigerador 116 (por ejemplo un desobrecalentador, etc.) y transferirse al reactor de hidrólisis 302, donde al menos una parte (por ejemplo, al menos alrededor del 10%, al menos al menos alrededor del 20 %, al menos alrededor del 30 %, al menos alrededor del 40 %, al menos alrededor del 50 %, al menos alrededor del 60 %, al menos alrededor del 70 %, al menos alrededor del 80 %, al menos alrededor del 90 %, o más de 90% v/v) del contenido en COS se puede convertir en H2S. La corriente desobrecalentada 402 que entra en el reactor de hidrólisis 302 puede tener una temperatura entre aproximadamente 177 °C (350 °F) y aproximadamente 327 °C (620 °F).
La salida del reactor de hidrólisis 302 se puede transferir al condensador de contacto directo 118, donde se trata con una disolución acuosa alcalina. El producto en fase de vapor en la corriente 406 del condensador de contacto 118 se puede transferir al absorbedor 122 utilizando un disolvente basado en amina. La fracción no absorbida del absorbedor 122 en la corriente 426, que tiene un contenido reducido de COS con respecto a un sistema análogo que no incluye un reactor de hidrogenación, puede descargarse o transferirse posteriormente a un incinerador. Además, el H2S recuperado resultante tanto del reactor de hidrogenación 112 como del reactor de hidrólisis 302 puede recuperarse del sistema absorbedor como corriente 438, que puede reciclarse a la unidad de recuperación de azufre.
Todavía se ilustra otra realización en la Figura 5. Varios componentes ilustrados en la Figura 5 son iguales o similares a las unidades descritas anteriormente con referencia a las Figuras 1-4. Los componentes numerados de manera similar no se discuten en detalle en aras de la brevedad.
Como se ilustra, la corriente de gas de cola de Claus 106 puede pasar a través de un intercambiador de calor 202 antes de ser dirigida a un reactor de conversión 502 como corriente 204. El reactor de conversión 502 puede comprender una pluralidad de zonas de catalizador 504, 506. En una realización, la primera zona de catalizador 504 (por ejemplo la zona de catalizador aguas arriba con respecto al flujo de fluido) puede comprender un catalizador de hidrogenación, y la segunda zona de catalizador 506 (por ejemplo que está aguas abajo de la primera zona de catalizador 504) puede comprender un catalizador de hidrólisis. La corriente de gas de cola que entra en el reactor de conversión 502 puede ponerse en contacto primero con el catalizador de hidrogenación para hidrogenar al menos una parte de SO2 en la corriente de gas de cola 204 para dar H2S. A continuación, la corriente puede pasar corriente abajo para entrar en contacto con el catalizador de hidrólisis en la segunda zona de catalizador 506 para convertir al menos una parte de todo el COS en H2S y CO2. Dentro del reactor de conversión 502, la corriente de gas de cola 204 puede pasar a través de ambas zonas de catalizador 504, 506 sin ningún intercambio de calor intermedio u otro procesamiento. En una realización, la corriente de gas de cola 204 que pasa al reactor de conversión 502 puede tener una temperatura entre aproximadamente 177 °C (350 °F) y aproximadamente 327 °C (620 °F), y la temperatura puede mantenerse dentro de este rango dentro del reactor de conversión 502. Dentro del reactor de conversión 502, al menos una parte (por ejemplo, al menos alrededor del 10%, al menos alrededor del 20 %, al menos alrededor del 30 %, al menos alrededor del 40 %, al menos alrededor del 50 %, al menos al menos aproximadamente el 60 %, al menos aproximadamente el 70 %, al menos aproximadamente el 80 %, al menos aproximadamente el 90 % o más del 90 % v/v) del contenido en COS se puede convertir en H2S.
La corriente de producto resultante 508 del reactor de conversión 502 puede pasar luego a un refrigerador 116 antes de pasar al condensador de contacto 118, donde la corriente de producto 508 puede tratarse con una disolución acuosa alcalina. El producto en fase de vapor en la corriente 520 del condensador de contacto 118 se puede transferir al absorbedor 122 utilizando un disolvente basado en amina. La fracción no absorbida del absorbedor 122 en la corriente 526, que tiene un contenido reducido de COS con respecto a un sistema análogo que no incluye un reactor de hidrogenación, puede descargarse o transferirse posteriormente a un incinerador. Además, el H2S recuperado resultante del reactor de conversión 502 puede recuperarse del sistema absorbedor como corriente 538, que puede reciclarse a la unidad de recuperación de azufre.
Como se describió anteriormente, la inserción de un reactor de hidrólisis de COS entre un refrigerador de gas de cola reducido y un condensador de contacto directo, entre un condensador de contacto directo y un absorbedor de disolvente basado en amina, o como una zona de catalizador dentro de un reactor de hidrogenación, puede reducir en gran medida el contenido en COS del gas de cola tratado, y proporcionar una solución simple y rentable sin crear una corriente de desechos adicional. Debe apreciarse que en los ejemplos mostrados en las Figuras 3 y 4, la temperatura del reactor de hidrólisis coincide con la temperatura de entrada o de salida del condensador de contacto.
Ejemplo 1
Los sistemas mostrados en las Figuras 3 y 4 se modelaron utilizando un simulador de procesos. Se introdujo en el modelo una composición de gas de cola de la SRU de muestra y se determinaron las salidas resultantes del reactor de hidrólisis para demostrar la eficacia de incluir la unidad de hidrólisis en el sistema. La Tabla 1 contiene las composiciones de corriente relativas de la corriente que entra en el reactor de hidrogenación y la corriente de efluente del reactor de hidrólisis.
Tabla 1
Figure imgf000006_0001
Figure imgf000007_0001
Como se muestra en la Tabla 1, el COS se reduce de 0,04% en moles a aproximadamente 1 ppmv en el efluente del reactor de hidrólisis. De este modo, en el reactor de hidrólisis, el COS se convierte en H2S, que se puede eliminar en la unidad de eliminación de gases ácidos. Por lo tanto, el modelo indica que el sistema de las Figuras 3 y 4 es eficaz para reducir el COS que pasa por el sistema de eliminación de gases ácidos, lo que puede reducir las pérdidas totales de azufre del sistema.
Ejemplo 2
El sistema mostrado en la Figura 5 se modeló utilizando un simulador de procesos. Se introdujo en el modelo una composición de gas de cola de la SRU de muestra y se determinaron las salidas resultantes del reactor de hidrólisis para demostrar la eficacia de incluir la unidad de hidrólisis en el sistema. La Tabla 2 contiene las composiciones de corriente relativas de la corriente que entra en el reactor de hidrogenación y la corriente efluente del reactor de hidrólisis.
Tabla 2
Figure imgf000007_0002
Como se muestra en la Tabla 2, el COS se reduce de 0,64% en moles a aproximadamente 1 ppmv en el efluente del reactor de hidrólisis. Al igual que con el Ejemplo 1, en el reactor de hidrólisis, el COS se convierte en H2S, que se puede eliminar en la unidad de eliminación de gases ácidos. Por lo tanto, el modelo indica que el sistema de la Figura 5 es eficaz para reducir el COS que pasa por el sistema de eliminación de gases ácidos, lo que puede reducir las pérdidas totales de azufre del sistema.

Claims (13)

REIVINDICACIONES
1. Un sistema para reducir emisiones de SO2, comprendiendo el sistema:
un reactor de hidrogenación configurado para recibir un gas de cola de Claus y convertir al menos una parte de SO2 en el gas de cola de Claus en H2S para producir una corriente de gas de cola de Claus hidrogenado, donde el gas de cola de Claus comprende el SO2, COS, CO2 y agua;
un refrigerador de gas de cola conectado de forma fluida al reactor de hidrogenación y configurado para refrigerar la corriente de gas de cola de Claus hidrogenado para producir un gas de cola hidrogenado refrigerado;
un condensador de contacto que comprende una disolución alcalina, donde el condensador de contacto está configurado para recibir el gas de cola hidrogenado refrigerado y producir una primera corriente de gas de cola tratada intermedia; donde el condensador de contacto comprende una disolución acuosa de una base configurada para eliminar al menos una parte de CO2 en el gas de cola hidrogenado refrigerado;
un reactor de hidrólisis que está configurado para recibir la primera corriente de gas de cola tratada intermedia y convertir al menos una parte de COS en la primera corriente de gas de cola tratada intermedia en H2S para producir una segunda corriente de gas de cola tratada intermedia; y
un absorbedor que comprende un disolvente basado en amina y configurado para recibir la segunda corriente de gas de cola tratada intermedia,
donde el refrigerador de gas de cola se interpone entre el reactor de hidrogenación y el condensador de contacto.
2. El sistema de la reivindicación 1, donde el reactor de hidrólisis está en comunicación fluida con el condensador de contacto.
3. El sistema de la reivindicación 1, donde el reactor de hidrólisis está configurado para convertir al menos el 50 % de COS en H2S.
4. El sistema de la reivindicación 1, que comprende además un regenerador que está acoplado de forma fluida al absorbedor.
5. El sistema de la reivindicación 4, que comprende además un reactor Claus, en donde el reactor Claus está configurado para recibir una corriente de gas flash del regenerador, donde la corriente de gas flash comprende H2S convertido de SO2 en el reactor de hidrogenación y de COS en el reactor de hidrólisis.
6. El sistema de la reivindicación 5, donde el reactor Claus está configurado además para convertir al menos una parte de H2S en azufre elemental.
7. El sistema de la reivindicación 1, que comprende además un incinerador, donde el incinerador está acoplado de forma fluida al absorbedor y está configurado para recibir una fase de vapor desde una parte superior del absorbedor.
8. El sistema de la reivindicación 1, donde el reactor de hidrólisis comprende un catalizador de hidrólisis.
9. El sistema de la reivindicación 8, donde el catalizador de hidrólisis comprende un catalizador basado en alúmina.
10. Un método para reducir emisiones de SO2 de una planta Claus, que comprende:
puesta en contacto de una corriente de gas de cola de un proceso Claus con un catalizador de hidrogenación para producir un gas de cola hidrogenado;
refrigeración del gas de cola hidrogenado para producir un gas de cola refrigerado;
puesta en contacto del gas de cola refrigerado con una disolución alcalina en un condensador de contacto; eliminación de al menos una parte de CO2 del gas de cola refrigerado usando una disolución acuosa de una base en el condensador de contacto;
puesta en contacto del gas de cola refrigerado procedente del condensador de contacto con un catalizador de hidrólisis para producir un gas de cola hidrolizado; y
tratamiento del gas de cola hidrolizado con un disolvente basado en amina, donde el contacto de la corriente de gas de cola con el catalizador de hidrogenación convierte al menos una parte de SO2 en la corriente de gas de cola en H2S, y donde el contacto del gas de cola refrigerado con el catalizador de hidrólisis convierte al menos una parte de COS en el gas de cola hidrogenado en H2S.
11. El método de la reivindicación 10, donde el tratamiento del gas de cola extraído con un disolvente basado en amina comprende:
puesta en contacto del gas de cola extraído con un disolvente pobre;
absorción de al menos una parte de H2S en el gas de cola extraído en el disolvente pobre para producir un disolvente rico;
calentamiento del disolvente rico;
destilación flash de al menos la parte de H2S en respuesta al calentamiento; y
recuperación de H2S.
12. El método de la reivindicación 10, donde el catalizador de hidrólisis comprende un catalizador basado en alúmina.
13. El método de la reivindicación 10, donde la puesta en contacto del gas de cola refrigerado con el catalizador de hidrólisis se produce a una temperatura de salida del condensador de contacto.
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