NO841721L - Fremgangsmaate til avsvovling av brennstoffgasser - Google Patents
Fremgangsmaate til avsvovling av brennstoffgasserInfo
- Publication number
- NO841721L NO841721L NO841721A NO841721A NO841721L NO 841721 L NO841721 L NO 841721L NO 841721 A NO841721 A NO 841721A NO 841721 A NO841721 A NO 841721A NO 841721 L NO841721 L NO 841721L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- absorbent
- gas
- hydrogen sulphide
- carbon dioxide
- reactor
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 51
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 title claims abstract description 17
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 57
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims abstract description 31
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims abstract description 30
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 30
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims abstract description 15
- 238000003795 desorption Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 claims abstract description 4
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 claims abstract description 4
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 72
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 63
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 25
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 24
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 23
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 23
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 17
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 17
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 10
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims description 8
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 8
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 claims description 8
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 7
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 6
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 claims description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 5
- 150000001983 dialkylethers Chemical class 0.000 claims description 4
- 229920001515 polyalkylene glycol Polymers 0.000 claims description 4
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-K Citrate Chemical compound [O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 3
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 2
- -1 alkali metal salt Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000001413 amino acids Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 claims description 2
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims 6
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 abstract description 7
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 abstract description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 42
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 8
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 8
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 7
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- DHCDFWKWKRSZHF-UHFFFAOYSA-L thiosulfate(2-) Chemical compound [O-]S([S-])(=O)=O DHCDFWKWKRSZHF-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 4
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 4
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 101710178035 Chorismate synthase 2 Proteins 0.000 description 3
- 101710152694 Cysteine synthase 2 Proteins 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 3
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 3
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 3
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 3
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 2
- 238000003915 air pollution Methods 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 2
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 2
- ZUHZGEOKBKGPSW-UHFFFAOYSA-N tetraglyme Chemical group COCCOCCOCCOCCOC ZUHZGEOKBKGPSW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N Dimethoxyethane Chemical compound COCCOC XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 238000003916 acid precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000003125 aqueous solvent Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000006555 catalytic reaction Methods 0.000 description 1
- 238000003889 chemical engineering Methods 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000003776 cleavage reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N disulfur monoxide Inorganic materials O=S=S TXKMVPPZCYKFAC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 1
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 1
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000002006 petroleum coke Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000000135 prohibitive effect Effects 0.000 description 1
- 238000009790 rate-determining step (RDS) Methods 0.000 description 1
- 230000036632 reaction speed Effects 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000007306 turnover Effects 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- C01B17/05—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by wet processes
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Industrial Gases (AREA)
- Carbon And Carbon Compounds (AREA)
Abstract
Brennstoffgass ved overatmosfærisk trykk som inneholder CO- og IS-forurensninger avsvovles. Fremgangsmåten omfat-. ter absorpsjon av forurensningene i et løsningsmiddel-absorpsjonsmiddel under dannelse av en hovedsakelig renere brennstoff gass, desorpsjon av forurensningene fra absorpsjonsmid-. let som en ny gass-strøm, leding av de> desorberte forurensninger, mens de er ved overatmosfærisk trykk, til en væskefase-Claus-reaktor for omsetting av det fortynnede HS med SOi væskemediene under dannelse av svovel, forbrenning av ureagert HS som finnes i Claus-avfallsgassen til SO,,, absorpsjon av S0i et vandig absorpsjonsmiddel og resirkulering av det således dannede SO-rike absorpsjonsmiddel til Claus-reaktoren.
Description
Oppfinnelsen angår avsvovling av en brennstoffgass som inneholder karbondioksyd (C02> og hydrogensulfid (H2S) som forurensninger.
Kull-forgassing til dannelse av brennstoffgass gir vanligvis et produkt med et forholdsvis høyt nivå av uønsket CC^-forurensning sammenlignet med H2S-forurensning, for eksempel et C02/H2S-forhold på fra 3:1 til 30:1 eller mer på volumbasis. Lignende C02/H2S-forhold finnes også ved forgassing av tungpetroleum-residuum eller koks som et resul-tat av bearbeidning av visse naturgass-strømmer. Svovel-
fra slike gass-strømmer må fjernes for at man skal oppfylle luftforurensnings-standarder. Det er imidlertid vanligvis enten vanskelig eller ikke mulig å fjerne H2S fra slike strømmer under anvendelse av den konvensjonelle Claus-fremgangsmåte på grunn av det fortynnede H2S-innhold, d.v.s. det forholdsvis høye forhold mellom C02og H2S i slike gasser.
Mån er fullt .klar over disse vanskeligheter. A.R. Laengrich
og W.L. Cameron beskriver i Oil and Gas Journal, 20. mars 1978, sidene 188 og følgende, ventede gjenvinninger fra godt planlagte og drevne Claus-anlegg. Ved for eksempel konsentrasjoner på 15-20% H2S er den ventede gjenvinning av svovel bare i området 91-94%. Ved enda lavere H2S-konsentrasjoner er Clausanlegg-gjenvinninger av svovel til og med lavere. Noen fremgangsmåter til bearbeiding av fortynnet H2S mens man opprettholder rimelig svovel-gjenvinning er vist nedenfor.
Flere patenter beskriver fremgangsmåter til avsvovling
av en brennstoffgass som inneholder C02~og H2S-forurensninger. U.S.-patent nr. 3 864 460, tilhørende J.A. Connell, viser
en molekylsikt- renseseksjon for konvensjonell Claus-avfallsgass etter begynnelses-absorpsjonsavdrivning og Claus-bearbeidning av utgangsgassen. U.S.-patenter nr. 3 880 986 tilhørende D.K. Beavon og 4 113 849 tilhørende G.R. Atwood beskriver blanding av utgangsgassen med ytterligere S02før reaksjon i en konvensjonell Claus-reaktor.
U.S.-patenter nr. 4 198 387 og 4 198 388 tilhørende J.A. Laslo et al. lærer forbrenning av en forurenset gass-strøm fra visse spesielle absorpsjons-desorpsjons-apparater for omdannelse av en del av H2S til S02før konvensjonell Claus-reaksjon. U.S.-patent nr. 4 263 270 tilhørende W. Groenendaal et al. viser reduksjon av C02~innholdet i en del av utgangs-materialet og resirkulering av den behandlede gass-strøm for blanding med den gjenværende utgangsgass med etterføl-gende reaksjon i en konvensjonell Claus-reaktor.
U.S.-patent nr. 3 533 732 tilhørende W.P. Moore et al. lærer en fremgangsmåte hvor en utgangsgass som inneholder en blanding av H2S og C02, behandles i en løsningsmiddel-absorpsjonsinnretning for absorpsjon av H2S, H2S-gassen desorbe-res, og den desorberte gass-strøm ledes til en konvensjonell Claus-katalysereaktor for omdannelse av H2S til svovel. Avfallsgass fra reaktoren slippes ut i atmosfæren etter fjerning av svovelet.
Claus-prosessen har lenge vært den tradisjonelle teknologi som har vært anvendt til behandling av gasser som inneholder hydrogensulfid. Svovel-gjenvinninger på opp til 97% er blitt oppnådd med forholdsvis konsentrerte H2S-strømmer, mens man har anvendt multiple trinn med slik teknologi. Opp-nåelige nivåer blir mindre ettersom H2S-innholdet blir mindre. Imidlertid øker gjeldende luftforurensnings-regler såvel som problemer med atmosfærisk forurensning på grunn av surt regn gradvis behovet for gjenvinning utover den som er oppnåelig ved de konvensjonelle Claus- eller modifiserte Claus-prosesser. Flere avfallsgass-rensesystemer er blitt utviklet, men disse systemer har vist seg å være meget kostbare når de føyes til Claus-enheter som behandler fortynnet H2S eller direkte en fortynnet H2S-strøm, f.eks. Stretford-prosessen.
En av de mest attraktive muligheter er den som gis ved at Claus-reaksjonen utføres i væskefase, såsom den som anvendes i den fosfat-prosess som er utviklet av Stauffer Chemical Company (f ..eks. som beskrevet i U.S.-patent nr. 3 911 093) . Ved utførelse av reaksjonen mellom hydrogensulfid og et S02~holdig vandig medium er det mulig å oppnå mye lavere omkostninger og mer effektiv gjenvinning av svovel ved den totale reaksjon:
Denne type væskefasereaksjon er foreslått i den fremgangsmåte som er beskrevet av Tarhan et al. (U.S.-patent nr.
4 124 685) hvor en industriell gass som inneholder H2S og C02, behandles med en alkanolamin-oppløsning. Betingelsene reguleres slik at det ikke absorberes mer enn tre mol CC>2
pr. mol H2S av økonomiske hensyn. Når man imidlertid bear-beider gasser som stammer fra metanering av syntesegass og for noen naturgasser er det ønskelig å fjerne betrak-telig mer CC^. Etter det etterfølgende avdrivningstrinn bearbeides den resulterende H2S- og C02~holdige gass i en væskereaktor av Claus-typen. Mange driftsdetaljer er beskrevet i patentet tilhørende Tarhan et al., men det foreslås ikke anvendelse av overatmosfærisk trykk. Følgelig antas det at fremgangsmåten ifølge Tarhan et al. er ment å drives ved atmosfærisk trykk. Dette er sannsynligvis en annen grunn til at det er nødvendig å begrense virksomheten for fremgangsmåten ifølge Tarhan et al. til lave andeler av CC^-fjerning.
I fosfat-væske-Claus-prosessen er det nylig blitt fastslått at drift ved overatmosfærisk trykk er gunstig slik at den ovenfor nevnte restriksjon (d.v.s. CC^/H^S-forhold) involvert med hensyn til fremgangsmåten ifølge Tarhan et al. ikke er nødvendig. Det vil si at det kan benyttes fortynnede H2S-strømmer. Dessuten vil øket trykk muliggjøre en reduksjon i. størrelsen av Claus-reaktoren. Fremgangsmåten ifølge Tarhan et al. anvender overskudd av H2S-utgangs-materiale i forhold til det som fordres for støkiometrisk reaksjon med S02som kommer inn i reaktoren for å sikre at alt S02fjernes fullstendig fra systemet. Deretter resirkuleres overskytende H2S til alkanolamin-absorpsjonssysternet, siden tilstedeværelse av S02i utgangsstrømmen vil være uguns-tig idet det vil forårsake surgjøring av oppløsningen, forringelse av løsningsmidlet og korrosjon.
Det system som foreslås ifølge den foreliggende oppfinnelse, overvinner alle disse problemer med lav Claus-gjenvinning, urimelige omkostninger og avgass-resirkulering og gir dessuten en økonomisk fremgangsmåte til fjerning av COS
og CS2som i alminnelighet er tilstede i metaneringsgassene fra syntesegass-prosesser, dersom det ikke anvendes kostbare hydrolysetrinn i prosess-sekvensen. Ved den foreslåtte fremgangsmåte går eventuelt COS og CS2som finnes i gass-strømmen, gjennom reaktoren sammen med avtrekksgass og forbrennes til S02«
Visse referanser ifølge teknikkens stand har angitt at væskefase-Claus-reaksjonen ble reaksjonshastighetsregulert. Representative referanser av denne type innbefatter: W.N. Marchant et al., "The Chemical Reactions of Sulfur in the Citrate Process for Flue Gas Desulfurization", U.S. Department of the Interior, Bureau of Mines, Report of Investigations 8540; G.C. Thorn et al., "A Mechanistic Interpretation of the Reduction of Sulfur Dioxide to Elemental Sulfur in Regenerable Flue Gas Desulfurization Processes", melding frajAmerican Chemical Society Meeting, 10. september 1979; og G.T. Rochelle et al., "Process Alternatives for Stack Gas Desulfurization with H2S Regeneration to Produce Sulfur", AIChE Symposium Series 188, volum 75, sidene 48-61 (1979).
De ovennevnte referanser, innbefattende J.L. Kellers U.S.-patent nr. 2 729 543, har alle som data resultater fra omrørings- og tilbakeblandingsreaktorer. I slike reaktorer kan det skjules kjemiske reaksjoner som går hurtigere enn oppholdstiden i: tilbakeblandings-reaktoren hvis reaksjons-produktene fra de hurtige reaksjoner fortsetter med å reagere til andre stoffer. Dette ser ut til å skje her.
De resultater som er omtalt nedenfor, angir at væskefase-Claus-reaksjonen
egentlig går meget hurtig. Ved en oppholdstid i tilbakeblan-dingsreaktoren på flere minutter har imidlertid svovelet og S02(HS03) tid til å reagere til tiosulfat. Når dette skjer må tiosulfatet deretter omsettes vekk med H2S ved reaksjonen
Denne siste reaksjon er så den kinetisk hastighetsregulerende reaksjon for tilbakeblandings-reaktoren, men ikke for en hurtig rør-reaktor. The Bureau of Mines Report på fig. 3 viser at hastigheten for tiosulfatreaksjonen er den samme som den totale reaksjon i en rørt-kontinuerlig-reaktor. De angir på side 7 at tiosulfatspaltnings-reaksjonen er det hastighetsbegrensende trinn. I virkeligheten avhenger tio-sulf atdannelsen av reaktor-utformningen og oppholdstiden i reaktoren, som illustrert nedenfor.
Data vist i britisk patent nr. 1 450 845 illustrerer
at reaksjonen egentlig er masseoverførings-regulert og at væskefase-Claus-reaksjonshastigheten nesten er momentan.
For eksempel ble det ved rørreaktor-forsøk ifølge dette patent funnet at det ble fordret en minimal væskestrøm i det spesielle rør som ble anvendt for at reaksjonen skulle gå med stor hastighet (ca. 11,4 liter pr. minutt i et 12,7 mm rør) . Et hovedsakelig 30-130% overskudd av H2S var tilstede under slike forsøk. Ved en strømningshastighet på over 11,4 liter pr. minutt bekreftet svoveldannelsen i store mengder visuelt den meget hurtige reaksjon mellom E2S og S02
til svovel i motsetning til den ovennevnte lære ifølge Bureau of-Mines Report og U.S.-patent nr. 2 729 543 tilhørende J.
L. Keller. Væskeanalyse bekreftet også dannelse av svovel
og forsvinningen av S02uten dannelse av & 203'
Eksempler 3 og 4 ifølge britisk patent nr. 1 450 845 viser fullstendig regenerering av væske på omtrent to se-kunder ved strømninger høyere enn 11,4 liter pr. minutt. Eksempel 2 viser ufullstendig regenerering ved 3,785 liter pr. minutt på grunn av tilstedeværelse av ca. 0,25 g S02
pr. liter i avløpsvæsken, hvilket vil være karakteristisk for uregenererte oppløsninger. Den totale prosess med resirkulering til en S02-absorpsjonsinnretning kan ikke opprettholde reduksjon medmindre residual-S02i reaktor-avløpsstrømmen er mindre enn ca. 0,1 g S02pr. liter. Dessuten viser visuell undersøkelse av røret en pluggstrømning, med 3,785 liter pr. minutt, d.v.s. med meget dårlig blanding. Dette er grunnen til dårlig masseoverføring og dårlig reaksjonshastig-het ved strømningshastigheter.på 3,785 liter pr. minutt men lengre oppholdstider. Ved strømningshastigheter på over 11,4 liter pr. minutt var blandingen utmerket på grunn av disper-gert-boble-strømning.
Den foreliggende oppfinnelse er en fremgangsmåte til avsvovling av brenstoffgass som inneholder en C02~forurensning og et forholdsvis fortynnet nivå av H2S-forurensning. Andre forurensninger som er tilstede i spor-nivåer, kan inn-befatte COS og CS2«Med "brennstoffgass" menes en hver gass som kan brennes, og det innbefatter, men er ikke begrenset til, gasser fra bearbeidelse av naturgass, raffinerings-brennstoff-gasser såvel som gasser fra forgassing av kull eller tunge hydrokarboner. Fremgangsmåten omfatter absorpsjon av en hovedmengde av disse forurensninger fra utgangsgassen, som er ved overatmosfærisk trykk, ved hjelp av et løsningsmiddel-absorpsjonsstoff under dannelse av en i det vesentlige renere brennstoffgass, fulgt av desorpsjon av forurensningene fra absorpsjonsstoffet som en forurenset gass-strøm. Den forurensede gass-strøm, fremdeles under overatmosfærisk trykk, ledes deretter til en væskefase-Clausreaktor hvor I^S reagerer med svoveldioksyd (SO2), som HSO2 , under dannelse av svovel. Spor-forurensningene av COS og CS 2 hydrolyseres eller reagerer ikke i dette system på grunn av de generelt lave temperaturer. På grunn av lav løselighet i den vandige oppløsning for både COS og CS2pluss de lave gass-konsentrasjoner,
f.eks. ca. 100 ppm-nivå i dette tilfelle, går i det ålt vesentlige intet COS eller CS2 ut av reaktoren med den vandige svoveloppslemning slik at det går ut i absorpsjonsgassen. Overskudd av H2S, sammen med ureagert COS og CS2fra reaktoren, blir i det vesentlige fullstendig forbrent under dannelse av SO2, som absorberes i et vandig absorpsjonsmiddel som HSO-j under dannelse av en renere avtrekksgass. Det absorpsjonsmiddel som inneholder SO2som HSO^ , resirkuleres til Claus-reaktoren slik at SO2kan reagere med H2S som finnes i den forurensede gass fra det desorpsjonstrinn som er beskrevet tidligere.
Ved den foreliggende fremgangsmåte behandles utgangsgassen som er under betingelser som sikrer passasje av den H2S-holdige syregass til væskefase-Clausreaktoren mens den
er under overatmosfærisk trykk. Dette gjør væskefase-Claus-reaksjonen mer effektiv enn det som ellers ville være mulig hvis den ble drevet ved atmosfærisk trykk. Uten den høye reaksjonseffektivitet blir reaktoren enten uøkonomisk stor eller den gir ikke tilstrekkelig regenerering av det vandige løsningsmiddel når fortynnet H2S bearbeides.
H2S som blir tilbake i reaktor-avtrekksgassen, blandes med H2S fra lavtrykks-ffordampnings-:og. løsningsmiddelavdrivnings-operasjonen og forbrennes under dannelse av S02»Denne gass-formige S02absorberes i regenerert væske og resirkuleres til Claus-reaktoren.
Tilstrekkelig overskudd av luft kan anvendes i forbren-ningsanordningen slik at i det alt vesentlige intet COS eller S02blir tilbake eller dannes ut fra spormengder av hydrokarbon som er tilstede i H2S-strømmen. S02ekvivalent til det som fordres i prosessen, absorberes i et vandig absorpsjonsmiddel. Denne absorpsjon er meget effektiv og utføres i en forholdsvis rik S02~holdig strøm, istedenfor i en mer fortynnet strøm slik som det som ble praktisert av Tarhan et al. En annen fordel ved anvendelse av en separat SO2~ absorpsjoiisinn-retning er at det ikke er nødvendig å danne S02ved brenning av elementært svovel. Dette er en fordring ved fremgangsmåten ifølge Tarhan et al. siden forbrenning av en gass-strøm som inneholder små mengder hydrokarbon med en støkiometrisk mengde luft, forårsaker forurensning av resirkuleringsgassen til etanolamin-absorpsjonsinnretningen.
Den foreliggende oppfinnelse er ytterligere illustrert under referanse til tegningene, som danner en del av den foreliggende beskrivelse, hvor
figurene 1-3 illustrerer beregnede verdier for reaksjons-karakteristika for fortynnet, gassformig H2S og vandig S02til svovel i tre forskjellige Claus-væskereaksjonssystemer; og
fig. 4 er en skjematisk oversikt; over fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse.
Som fremstilt på fig. 4, ledes en utgangs-brennstoffgass, ved overatmosfærisk trykk, som omfatter metan og inneholder C02~forurensning og et forholdsvis fortynnet nivå av H2S-forurensning, til en løsningsmiddel-absorpsjonsinnretning 1 for fjerning av forurensningene. Løsningsmiddel-absorpsjonsinnretningen opererer fortrinnsvis ved omgivelsestemperatur og forhøyet trykk (f.eks. 1,05-70 kg/cm 2). Det foretrukkede absorpsjonsmiddel er en dialkyleter eller en polyalkylenglykol som beskrevet i U.S.-patent nr. 3 533 732, som er medtatt i det foreliggende som referanse. Ett spesielt egnet løsningsmiddel er tetraetylenglykol-dimetyleter (tilgjengelig
under varemerket SELEXOL fra Allied Chemical Corporation)
som beskrevet av J.W. Sweny et al., Chemical Engineering,
7. september 1970, sidene 54-56. Andre løsningsmidler som kan anvendes i løsningsmiddel-absorpsjonsinnretning 1, innbefatter alkanolaminer, varmt kaliumkarbonat, alkalimetall-salter av dialkylsubstituerte aminosyrer, og kryogent metanol .
Løsningsmiddel-absorpsjonsinnretning 1 resulterer i absorpsjon av hovedsakelig alt H2S i brennstoff gassen så vel som praktisk talt alt C02(f.eks. ca. 99%). Den hovedsakelig renere brennstoffgass fra absorpsjonsinnretningen sendes til en passende renseenhet for behandling med en passende katalysator (f.eks. Ni) for omdannelse av de siste spor av et hvert karbonmonoksyd til metan. Absorpsjonsmidlet som inneholder absorbert H2S og C02, ledes gjennom ledning 2 til et passende desorpsjonsapparat før væskefase-Claus-reaksjonen.
Absorpsjonsmidlet ledes først til en høytrykks-avspenningstank 3 som drives ved løsningsmiddel-temperatur og ved det trykk som ble anvendt i løsningsmiddel-absorpsjonsinnretningen for fjerning av en del av C02pluss en mindre mengde hydrokarboner som gass. Denne avspenningsgassen ledes tilbake til løsningsmiddel-absorpsjonsinnretning 1 gjennom kom-pressor 4 i ledning 5. Avløpsstrøm fra avspenningstank 3 reduseres en del i trykk (f.eks. 0,7-56 kg/cm ) og oppvarmes ettersom den går gjennom ledning 6 til avspenningstank 7. I avspenningstanken 7 blir en hoved-andel (f.eks. 70-80%) av det E2S som finnes i absorpsjonsmidlet, sammen med det gjenværende C02, avgitt oventil som gass og ført til Claus-reaktoren via ledning 8. Avløpsstrøm fra avspenningstanken 7 går via henholdsvis ledning 9 og 10 til lavtrykks-avspenningstank 11 og løsningsmiddel-avdrivningsanordning 12 for fjerning av gjenværende H2S. Avspenningstank 11 drives ved i det vesentlige atmosfæretrykk og forhøyet temperatur (f.eks. 100-200°C). I løsningsmiddel-avdrivningsinnretning 12 avdri-ves det fortynnede løsningsmiddel fortrinnsvis ved hjelp av en luftstrøm som reduserer H2S-innholdet i absorpsjonsmidlet til en meget lav verdi. Det fortynnede absorpsjonsmiddel pumpes tilbake til absorpsjonsinnretning 1 via ledning 13 etter at det er blitt avkjølt. Det H2S som uttas oventil fra avspenningstank 11 og løsningsmiddel-avdrivningsinnret-ningen 12, ledes bort via ledninger 14 og 15 som går sammen i ledning 16 for senere blanding med Claus-utløpsgass.
Hovedmengden av det H2S og C02som ledes vekk via ledning 8 fra høytrykks-avspenningstank 7, ledes til en væskefase-Claus-reaktor for blanding med S02og reaksjon fortrinnsvis i vandige medier under dannelse av svovel i reaktor 17. Den foretrukkede fremgangsmåtetype er den fosfat-fremgangsmåte som er utviklet av Stauffer Chemical Company, som er kjent under servicemerket AQUACLAUS.
I reaktoren 17 reagerer S02og H2S ved overatmosfærisk trykk i et passende væske-absorpsjonsmedium for S02(f.eks. vandig fosfat- eller citrat-oppløsning, eller organisk syre med en pKa på 2-7) under pH- og temperaturbetingelser som anvendes i konvensjonelle væskefase-Claus-reaktorer (f.eks. pH-verdier på 2,5-6,5, temperaturer på 20-160°C, f.eks. 20-95°C og bufferkonsentrasjoner på opptil ca. 2,5 molar). Det økte trykk er nødvendig for omsetning av det H2S som finnes i fortynnede nivåer. Trykket i reaktoren kan være i området fra over ca. 1,0 til ca. 100 atmosfærer, fortrinnsvis 5-50 atmosfærer. Absorpsjonsmidlet som inneholder svovel, ledes gjennom ledning 18 til et fIotasjonsapparat hvor svovel fjernes, ledes til oppvarmingsinnretning 20, og gjenvinnes.
Figurene 1-3 representerer beregnede verdier av reak-sjons-karakteristika for gassformig, fortynnet H2S (5 volum%) og vandige oppløsninger av S02 til svovel i tre forskjellige reaksjonssystemer." Det første system (fig. 1) er en enkelt-omrørings-gass-væske-tankreaktor. Det andre (fig. 2) anvender to slike reaktorer i serie med motstrøms-gass-væske-strømning. Det tredje (fig. 3) anvender en enkelt-medstrøms-gass-væske-rørrekator.
Reaksjonen mellom H2S og S02i væskefasen antas å være
i det vesentlige momentan. Reaksjonshastigheten avhenger derfor av masseoverførings-hastigheten for det tungt opplø-selige H9S fra gassfasen til væskefasen. Masseoverførings-koeffisientene for operasjonene antas å være 1,7 min -1 for omrørings-tankene og 3,0 min for rørreaktoren. Slike ver-
dier er i overensstemmelse med litteraturen.
På fig. 1, 2 og 3 representerer abscissen det volumet-riske forhold,V/G, mellom væske og gass under trykk når den kommer inn i reaksjonssystemene. Væske-oppholdstiden på gass-fri basis er 10 minutter for hver reaktor. Settet av kurver på venstre side angir antall gram S02pr. liter som reageres vekk fra væsken for et gitt V/G-forhold ved trykk som varierer fra 1 til 10 atmosfærer. Samtidig gir den kurve som strekker seg over mot høyre, verdier for H^S-omdannelse til svovel, mot V/G. For eksempel viser 10-atmosfære-kurven på fig. 1 at mellom 0,5 og 2,4 gram S02pr. liter kan fjernes fra oppløsningen ettersom væske/gass-forholdet varierer.
Ved væske/gass-forhold på nær 1,0 er omdannelsen (omsetting av H2S) over 90%. Ved lavere væske/gass-forhold faller imidlertid fraksjonen av omdannet H^S fordi mer gass og H2S kommer inn i reaktoren, mens væskevolumet (og område for masse-overføring). forblir konstant. Omvendt, ettersom væske/gass-forholdet minsker, forblir væskestrømmen den samme (ved konstant væske-oppholdstid), mens den totale mengde overført H^S øker på grunn av den større H-2S-konsentras jon i avløpsgassen. Derfor øker mengden reagert S02pr. liter væske. Dessuten, ettersom trykket varierer, varierer masseoverføringen og mengden av omsatt S02.
Punktene A, B og C henviser til et tilfelle hvor det er en seksti prosents omdannelse av H2S, hvilket gjør at S02-fjerning fra inntaksoppløsningen varierer mellom ca. 0,3
og 1,15 gram S02 pr. liter.avhengig av trykk. Høyere trykk fordres for høyere omdannelser.
Fig. 2. og 3 har likhet med fig. 1, bortsett fra at det her er større oppholdstid i tilfellet med to reaktorer og en bedre masseoverførings-drivkraft og masseoverførings-koeffisient i tilfellet med rør-reaktoren.
Det absorpsjonsmiddel som kommer ut oventil fra flota-sjonsapparat 19, avkjøles og ledes gjennom ledning 21 til en egnet absorpsjonsinnretning 22 for anvendelse ved senere absorpsjon av S02dannet i forbrenningsinnretning 23, som behandler overskudd av H2S. og det C02 som kommer ut oventil i ledning 24 fra Claus-reaktoren 17 såvel som H2S i ledning 16 fra avspenningstank 11 og løsningsmiddel-avdrivnings- innretning 12, beskrevet tidligere. Hvis ønskelig kan overskytende luft anvendes i forbrenningsinnretning 23 for forbrenning av det COS og/eller CS2som kan være tilstede.
Det S02som dannes i forbrenningsinnretning 23, ledes gjennom ledning 25 for å absorberes i absorpsjonsinnretning 22, og det S02~rike absorpsjonsmiddel resirkuleres i ledning 26 til Claus-reaktoren 17 for omsetting med H2S fra avspenningstank 7. En beskrivelse av den foretrukkede fosfat-absorpsjons-fremgangsmåte som er vist på fig. 4 for absorpsjon av S02fra forbrenningsinnretningen med resirkulering av det S02~rike fosfat-absorpsjonsmiddel til Claus-reaktoren, er også beskrevet i "Corabine Sulfur Recovery with S02Abate-ment" av L.P. Van Brocklin et al., 1980 National Petroleum Refiners Association, melding AM-80-37.
Fig. 4 angir ved hjelp av forskjellige tall i sirkler forskjellige utgående og inngående strømmer til de forskjellige apparater vist på denne figur. Nedenfor er en forteg-nelse over en utgave av en beregnet fremgangsmåte-material-balanse (i mol pr. time strømmingstid) for en foreslått fremgangsmåte for illustrering av en mulig utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse:
De Eksempler som følger hjelper til å illustrere visse utførelsesformer ifølge den foreliggende oppfinnelse.
EKSEMPEL 1
Dette Eksempel er fremsatt bare for å vise virkningen av COS i en vandig Claus-prosess og for å illustrere at hvis denne forbindelse var tilstede, ville den i det vesentlige passere gjennom reaktoren uten at den ble absorbert eller at den reagerte. Dette gjør at den avgass som inneholder den, kan forbrennes under omdannelse av COS til S02med etterfølgende fjerning i en passende absorpsjonsinnretning.
Det apparat som ble anvendt til dette forsøk, er beskrevet i britisk patent nr. 1 450 845 med anvendelse av de følgende driftsbetingelser:
Sammensetningen av COS-holdige gass-strømmer var som følger (forkortelsen "I.P." betyr "ikke påvisbar"):
EKSEMPEL 2
Dette Eksempel illustrerer, analogt til det som er vist i Eksempel 1, resultater oppnådd når en forsøksanlegg-Claus-reaktor ble drevet i et utstrakt tidsrom med et stort område driftsbetingelser. Resultatene viste ingen virkninger ver-ken av COS eller CS2på prosessens S02~forminskningsnivåer, og heller ikke ble COS eller CS2påvist i avløpsstrømmen fra absorpsjonsinnretningen. Reaktor-tilførselsgassen hadde den følgende omtrentlige sammensetning:
Prosess-driftsbetingelsene var i de følgende områder: Oppholdstid i reaktor: 3-10 minutter Gass-strømningshastighet i2
absorpsjonsinnretning: 2124-3540 dm /min.
Reaktor-temperatur: 68-74°C
Oppløsnings-sirkulasjons-
hastighet: 3,785-15,1 liter/min.
S02~innhold i oppløsning: 1-5 g/l.
De foranstående Eksempler er kun for illustrative for-mål og må ikke oppfattes som noen begrensning. Den søkte beskyttelsesramme er fremsatt i de patentkrav som følger.
Claims (14)
1. Fremgangsmåte til avsvovling aV en brennstoffgass som inneholder karbondioksyd og hydrogensulfid som forurensninger, som omfatter:
(a) absorpsjon fra brennstoffgassen, som er ved overatmosfærisk trykk, av en hovedmengde av karbondioksydet og hydrogensulfidet i et løsningsmiddel-absorpsjonsmiddel med dannelse av en hovedsakelig renere brennstoffgass;
(b) desorpsjon av en hovedmengde av det absorberte karbondioksyd og hydrogensulfid som en gass-strøm fra absorpsjonsmidlet;
(c) leding av gass-strømmen som inneholder desorbert karbondioksyd og hydrogensulfid ved tilstrekkelig overatmosfærisk trykk til en væskefase-Clausreaktor for omsetting av det desorberte hydrogensulfid med svoveldioksyd i væskemedier under dannelse av svovel;
(d) forbrenning av ureagert hydrogensulfid fra Claus-reaktoren under dannelse av svoveldioksyd;
(e) absorpsjon av svoveldioksydet dannet i (d) i et vandig absorpsjonsmiddel med dannelse av en hovedsakelig renere avtrekksgass; og
(f) resirkulering av absorpsjonsmidlet som inneholder svoveldioksydet til Claus-reaktoren for omsetting av svoveldioksydet med hydrogensulfid som finnes i den desorberte gass-strøm fra (b).
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor det løsningsmiddel som anvendes i trinn (a), er en dialkyleter av en polyalkylenglykol.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor desorpsjonen i trinn (b) utføres i en avspenningstank.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor de vandige medier i trinn (c) er valgt fra gruppen bestående av fosfat-absorpsjonsmiddel, citrat-absorpsjonsmiddel og organisk-syre-absorpsjonsmiddel .
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor de vandige medier i trinn (c) omfatter et fosfat-absorpsjonsmiddel.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor residual-hydrogensulfid fjernes fra løsningsmiddel-absorpsjonsmidlet etter at gass-strømmen som inneholder desorbert karbondioksyd og hydrogensulfid er ledet til Claus-reaktoren.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, hvor residual-hydrogensulfidet blandes med ureagert hydrogensulfid og karbondioksyd fra Claus-reaktoren og deretter forbrennes under dannelse av svoveldioksyd.
8.F remgangsmåte ifølge krav 1, hvor det løsningsmiddel som anvendes i trinn (a) er en dialkyleter av en polyalkylenglykol og de vandige medier anvendt i trinn (c) og absorpsjonsmidlet anvendt i trinn (e) er et fosfat.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor det løsningsmiddel som anvendes i trinn (a) er valgt fra gruppen bestående av en dialkyleter av en polyalkylenglykol, et alkanolamin, varmt kaliumkarbonat, et alkalimetallsalt av dialkyl-substituerte aminosyrer og kryogen metanol.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor overskytende luft anvendes i forbrenningstrinn (d).
11. Fremgangsmåte ifølge krav 8, hvor residual-hydrogensulfid fjernes fra løsningsmiddel-absorpsjonsmidlet etter at gass-strømmen som inneholder desorbert karbondioksyd og hydrogensulfid,er ledet til Claus-reaktoren.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 11, hvor residual-hydrogensulfidet blandes med ureagert hydrogensulfid og karbondioksyd fra Claus-reaktoren og deretter forbrennes under dannelse av svoveldioksyd.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvor overskytende luft anvendes når residual-hydrogensulfidet qg ureagert hydrogensulfid og karbondioksyd forbrennes.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 13, hvor forbindelser valgt fra gruppen bestående av COS, CS2 og blandinger derav også forbrennes.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US49093083A | 1983-05-02 | 1983-05-02 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO841721L true NO841721L (no) | 1984-11-05 |
Family
ID=23950100
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO841721A NO841721L (no) | 1983-05-02 | 1984-04-30 | Fremgangsmaate til avsvovling av brennstoffgasser |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP0127206A1 (no) |
| JP (1) | JPS59204687A (no) |
| CA (1) | CA1219731A (no) |
| NO (1) | NO841721L (no) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NO301458B1 (no) * | 1993-12-27 | 1997-11-03 | Norsk Hydro As | Rensing av naturgass |
| US5928620A (en) * | 1997-09-10 | 1999-07-27 | The Regents Of The University Of California | Process employing single-stage reactor for recovering sulfur from H2 S- |
| US6645459B2 (en) | 2001-10-30 | 2003-11-11 | The Regents Of The University Of California | Method of recovering sulfurous components in a sulfur-recovery process |
| ES2369511T3 (es) * | 2007-07-31 | 2011-12-01 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Proceso para producir gas purificado a partir de gas que comprende h2s, co2, y hcn y/o cos. |
| AU2010313733B2 (en) * | 2009-11-02 | 2016-05-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | Cryogenic system for removing acid gases from a hydrocarbon gas stream, with removal of hydrogen sulfide |
| DE102010013279B3 (de) * | 2010-03-29 | 2011-07-28 | Uhde GmbH, 44141 | Verfahren und Vorrichtung zur Verarbeitung eines kohlendioxidreichen Sauergases in einem Claus-Prozess |
| CN114432841A (zh) * | 2020-10-20 | 2022-05-06 | 中国石油化工股份有限公司 | 吸收低浓度so2和催化克劳斯反应的双功能吸收剂及其制备 |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3363989A (en) * | 1965-11-04 | 1968-01-16 | Shell Oil Co | Method of removing sulfur containing gases from gaseous mixtures and recovering sulfur therefrom |
| JPS5116186B2 (no) * | 1972-12-15 | 1976-05-22 | ||
| FR2336163A1 (fr) * | 1975-12-22 | 1977-07-22 | Raffinage Cie Francaise | Procede d'elimination de l'hydrogene sulfure contenu dans des melanges gazeux |
-
1984
- 1984-04-03 JP JP59065294A patent/JPS59204687A/ja active Pending
- 1984-04-03 CA CA000451162A patent/CA1219731A/en not_active Expired
- 1984-04-09 EP EP84200499A patent/EP0127206A1/en not_active Ceased
- 1984-04-30 NO NO841721A patent/NO841721L/no unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JPS59204687A (ja) | 1984-11-20 |
| EP0127206A1 (en) | 1984-12-05 |
| CA1219731A (en) | 1987-03-31 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2386336C (en) | Process for the production of sulfur | |
| EP2376374B1 (en) | A process for gas sweetening | |
| CA1290138C (en) | Process for the treatment of sulfur containing gases | |
| US6776974B1 (en) | Process for the production of sulfur | |
| US4368178A (en) | Process for the removal of H2 S and CO2 from gaseous streams | |
| CA2218131C (en) | Temperature moderation of an oxygen enriched claus sulphur plant using an ejector | |
| US20090285738A1 (en) | Direct oxidation of sulfur with carbon dioxide recycle | |
| GB1563251A (en) | Process for working hydrogen suphidecontaining gases | |
| US5928620A (en) | Process employing single-stage reactor for recovering sulfur from H2 S- | |
| WO2014005817A1 (en) | Integrated process for native co2 recovery from a sour gas comprising h2s and co2 | |
| KR940005061B1 (ko) | 부식성 기류로부터 h₂s를 제거하는 방법 및 이를 위한 반응물 용액 | |
| US8557206B2 (en) | Configurations and methods for effluent gas treatment | |
| US20080172942A1 (en) | Integration of sulfur recovery process with lng and/or gtl processes | |
| NO841721L (no) | Fremgangsmaate til avsvovling av brennstoffgasser | |
| US6096280A (en) | Natural gas treatment process | |
| US7172746B1 (en) | Temperature moderated claus process | |
| CA2243482A1 (en) | Method for removing sulfur-containing contaminants, aromatics and hydrocarbons from gas | |
| US4536382A (en) | Process for the conversion of H2 S and adjustment of the H2 /CO ratio in gaseous streams containing hydrogen sulfide, hydrogen, and carbon monoxide | |
| WO1997026069A1 (en) | Method for removing sulfur-containing contaminants, aromatics and hydrocarbons from gas | |
| EP0375077B1 (en) | Removing hydrogen sulphide from a gas mixture | |
| EP1642864A2 (en) | Process for the production of sulfur | |
| CA2830498C (en) | Process and system for removing sulfur from sulfur-containing gaseous streams | |
| GB2248444A (en) | Process for removing hydrogen sulfide from a gaseous mixture and producing sulfur therefrom | |
| CA1219128A (en) | Gas composition modification | |
| Diaz et al. | Process for the Removal of H 2 S and CO 2 from Gaseous Streams |