RU2526455C2 - Method of purifying discharged gases from hydrogen sulphide - Google Patents
Method of purifying discharged gases from hydrogen sulphide Download PDFInfo
- Publication number
- RU2526455C2 RU2526455C2 RU2012152712/05A RU2012152712A RU2526455C2 RU 2526455 C2 RU2526455 C2 RU 2526455C2 RU 2012152712/05 A RU2012152712/05 A RU 2012152712/05A RU 2012152712 A RU2012152712 A RU 2012152712A RU 2526455 C2 RU2526455 C2 RU 2526455C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- absorber
- absorbent
- carbon dioxide
- gas
- saturated
- Prior art date
Links
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
- Y02P20/151—Reduction of greenhouse gas [GHG] emissions, e.g. CO2
Landscapes
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
Abstract
Description
Изобретение может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности для очистки газа от сероводорода, который далее используется для получения серы методом Клауса.The invention can be used in the oil and gas industry for the purification of gas from hydrogen sulfide, which is then used to produce sulfur by the Claus method.
Известен способ очистки отходящих газов процесса Клауса от сероводорода, в котором очистка отходящих газов производится путем окисления при повышенной температуре на катализаторе, включающий хромит меди с добавками оксидов меди и хрома, нанесенный на оксид алюминия, при этом достигается повышенная степень очистки (авторское свидетельство SU 1583350 A1, C01B 17/54, 07.08.1990, Бюлл. изобр №29, 1990). Недостатками данного способа являются:A known method of purification of exhaust gases of the Klaus process from hydrogen sulfide, in which the exhaust gases are purified by oxidation at an elevated temperature on a catalyst, comprising copper chromite with additives of copper and chromium oxides supported on aluminum oxide, while an increased degree of purification is achieved (copyright certificate SU 1583350 A1, C01B 17/54, 08/07/1990, Bull. Inventory No. 29, 1990). The disadvantages of this method are:
- использование катализатора, что требует включения в схему процесса реактора очистки газов с периодической заменой катализатора из-за его дезактивации;- the use of a catalyst, which requires the inclusion in the process diagram of the reactor gas purification with periodic replacement of the catalyst due to its deactivation;
- проведение каталитического процесса при температурах 450-550°C, требующего дополнительного включения в схему процесса печи для нагрева отходящих газов с последующим охлаждением их после проведения реакции, что приводит к большим дополнительным энергозатратам;- carrying out a catalytic process at temperatures of 450-550 ° C, requiring additional inclusion in the process diagram of the furnace for heating the exhaust gases and then cooling them after the reaction, which leads to large additional energy costs;
- сероводород отходящего газа каталитически превращается в SO2 и COS, что приводит к загрязнению окружающей среды сернистыми соединениями.- flue gas hydrogen sulfide catalytically turns into SO 2 and COS, which leads to environmental pollution by sulfur compounds.
Известен также способ удаления диоксида углерода и/или сероводорода из газов, содержащих диоксид углерода и/или сероводород абсорбентом, представляющим собой композицию смеси алканоламинов (WO 2011/018479 A1 от 17.02.2011, B01D 53/14). Недостатками способа являются:There is also a method of removing carbon dioxide and / or hydrogen sulfide from gases containing carbon dioxide and / or hydrogen sulfide with an absorbent, which is a mixture of alkanolamines (WO 2011/018479 A1 of 02.17.2011, B01D 53/14). The disadvantages of the method are:
- использование смеси алканоламинов с узким диапазоном соотношений аминов в пределах от 20:20 до 30:20, обеспечивающим неполное удаление диоксида углерода лишь в пределах 88-93%;- the use of a mixture of alkanolamines with a narrow range of amine ratios ranging from 20:20 to 30:20, providing incomplete removal of carbon dioxide only in the range of 88-93%;
- отсутствует информация по извлечению сероводорода из отходящего газа;- there is no information on the extraction of hydrogen sulfide from the exhaust gas;
- наличие значительного количества диоксида углерода в очищенном газе ухудшает экономические показатели процесса Клауса при возвращении отходящего газа в процесс в связи с рециркуляцией диоксида углерода в системе.- the presence of a significant amount of carbon dioxide in the purified gas affects the economic performance of the Claus process when the exhaust gas returns to the process due to the recirculation of carbon dioxide in the system.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому техническому решению является способ очистки отходящих газов от сероводорода (процессы Хайсалф), включающий абсорбционное извлечение сероводорода аминами в абсорбере и регенерацию насыщенного абсорбента в десорбере, в котором отходящий газ обрабатывается в абсорбере с образованием обогащенного растворителя, направляемого в колонну десорбции с образованием регенерированного растворителя, при этом весь кислый газ, полученный в колонне регенерации, направляется на установку Клауса для получения серы (Ханмамедов Т.К. Семейство процессов «Хайсалф», Химия и технология топлив и масел, №6, 2003, с.7-10). Недостатками данного процесса являются:The closest in technical essence and the achieved result to the proposed technical solution is a method of purification of exhaust gases from hydrogen sulfide (Haysalf processes), including absorption extraction of hydrogen sulfide by amines in the absorber and regeneration of the saturated absorbent in the stripper, in which the exhaust gas is processed in the absorber with the formation of an enriched solvent, sent to the desorption column with the formation of a regenerated solvent, while all the acid gas produced in the regeneration column is sent to the installation of Klaus for sulfur production (Khanmamedov TK “Haysalf” process family, Chemistry and technology of fuels and oils, No. 6, 2003, pp. 7-10). The disadvantages of this process are:
- недостаточная степень очистки отходящего газа от сероводорода в абсорбере на уровне около 100 млн-1, что приводит к существенному загрязнению окружающей среды и необходимости превращения сероводорода в двуокись серы в печи дожига;- insufficient degree of purification of exhaust gas from hydrogen sulfide in the absorber at about 100 million -1, which leads to significant environmental pollution and the need for conversion of hydrogen sulfide to sulfur dioxide in the incinerator;
- несмотря на то, что обеспечивается извлечение сероводорода из исходного газа до 99,6% мол., его концентрация в кислом газе после десорбера находится на уровне лишь 37% мол., а основную часть кислого газа составляет диоксид углерода (56,5% мол.), что усложняет последующую переработку кислого газа в процессе Клауса.- despite the fact that extraction of hydrogen sulfide from the source gas up to 99.6 mol% is ensured, its concentration in acid gas after stripping is only 37 mol%, and the main part of acid gas is carbon dioxide (56.5 mol% .), which complicates the subsequent processing of acid gas in the Klaus process.
Техническая задача предлагаемого изобретения заключается в повышении степени глубокой очистки от сероводорода отходящих газов с одновременным увеличением селективности извлечения сероводорода в присутствии диоксида углерода и существенным сокращением его концентрации в кислом газе, поступающем на установку Клауса.The technical task of the invention is to increase the degree of deep purification of hydrogen sulfide from the exhaust gases while increasing the selectivity of the extraction of hydrogen sulfide in the presence of carbon dioxide and a significant reduction in its concentration in acid gas supplied to the Claus plant.
Поставленная задача решается тем, что в способе глубокой очистки отходящих газов от сероводорода, включающем абсорбционное извлечение сероводорода аминами в абсорбере и регенерацию насыщенного абсорбента в десорбере, очистку газа проводят в двух абсорберах, исходный газ подается в низ первого абсорбера, газ, выходящий с верха первого абсорбера, подвергается дополнительной очистке во втором абсорбере, в который подается регенерированный абсорбент, представляющий собой 30…50% водный раствор монодиэтаноламина, частично насыщаемый во втором абсорбере диоксидом углерода, газ, насыщенный диоксидом углерода отводится с верха второго абсорбера, частично насыщенный диоксидом углерода абсорбент с низа второго абсорбера поступает двумя разнотемпературными потоками на разные уровни в первый абсорбер, при этом первый поток частично насыщенного диоксидом углерода абсорбента с низа второго абсорбера подается наверх первого абсорбера, а второй поток частично насыщенного диоксидом углерода абсорбента с низа второго абсорбера нагревается до температуры 55-60°C и подается в нижнюю часть первого абсорбера, насыщенный сероводородом абсорбент с низа первого абсорбера поступает на верх регенератора, с верха которого отводится на установку Клауса газ, обогащенный сероводородом и обедненный диоксидом углерода, а регенерированный абсорбент подается на верх второго абсорбера.The problem is solved in that in a method for deep purification of exhaust gases from hydrogen sulfide, including absorption extraction of hydrogen sulfide by amines in the absorber and regeneration of the saturated absorbent in the stripper, the gas is purified in two absorbers, the source gas is fed to the bottom of the first absorber, the gas leaving the top of the first the absorber, is subjected to further purification in the second absorber, into which a regenerated absorbent is supplied, which is a 30 ... 50% aqueous solution of monodiethanolamine, partially saturated in the WTO carbon dioxide absorber, the gas saturated with carbon dioxide is discharged from the top of the second absorber, the partially absorbed carbon dioxide absorbent from the bottom of the second absorber is supplied by two different temperature flows to different levels in the first absorber, while the first partially absorbed carbon dioxide stream from the bottom of the second absorber is supplied top of the first absorber, and the second stream of partially absorbent carbon dioxide absorbent from the bottom of the second absorber is heated to a temperature of 55-60 ° C and is fed to the bottom Part of the first absorber is saturated with hydrogen sulfide absorbent from the bottom of the first absorber is fed to the top of the regenerator from the top of which is assigned to the Claus plant gas enriched in hydrogen sulphide and depleted of carbon dioxide and the regenerated absorbent is supplied to the top of the second absorber.
В предлагаемом способе глубокой очистки отходящих газов от сероводорода процесс селективной очистки реализуется в двух абсорберах за счет того, что высокая степень извлечения сероводорода обеспечивается при относительно низком расходе растворителя, подавляя абсорбцию диоксида углерода. Второй ввод абсорбента в первый абсорбер позволяет в насыщенном абсорбенте, выходящем из первого абсорбера, дополнительно поддерживать низкую концентрацию диоксида углерода в насыщенном сероводородом абсорбенте, выходящем из первого абсорбера, за счет повышения температуры абсорбента, и соответственно формируя зону десорбции из него диоксида углерода. Так, например, при сорбции диоксида углерода моноэтаноламином при молярном соотношении диоксид углерода: моноэтаноламин, составляющем 0,45, и повышении температуры абсорбента с 50 до 75°C давление паров диоксида углерода повышается с 0,01 до 0,1 атм, что снижает растворимость последнего в абсорбенте в 10 раз (Коуль Л.А, Ризенфельд Ф.С. Очистка газа, М., «Недра», 1968 г., с.29).In the proposed method for deep purification of exhaust gases from hydrogen sulfide, the selective purification process is implemented in two absorbers due to the fact that a high degree of hydrogen sulfide extraction is provided at a relatively low solvent consumption, inhibiting the absorption of carbon dioxide. The second injection of the absorbent into the first absorber allows the saturated absorbent exiting the first absorber to further maintain a low concentration of carbon dioxide in the hydrogen sulfide saturated absorbent exiting the first absorber by increasing the temperature of the absorbent and, accordingly, forming a carbon dioxide desorption zone from it. So, for example, during sorption of carbon dioxide by monoethanolamine at a molar ratio of carbon dioxide: monoethanolamine of 0.45 and an increase in the temperature of the absorbent from 50 to 75 ° C, the vapor pressure of carbon dioxide increases from 0.01 to 0.1 atm, which reduces the solubility the latter in the absorbent 10 times (Cole L.A., Riesenfeld F.S. Gas purification, M., "Nedra", 1968, p.29).
Оба абсорбера могут исполняться раздельно или в одном корпусе аппарата, при этом в них размещаются контактные устройства в виде регулярной перекрестноточной насадки.Both absorbers can be executed separately or in the same device body, while contact devices are placed in them in the form of a regular cross-flow nozzle.
Целесообразно соотношение первого и второго потоков частично насыщенного диоксидом углерода абсорбента с низа второго абсорбера, поступающих в первый абсорбер, поддерживать в пределах 1:2-1:3.It is advisable that the ratio of the first and second streams of the absorbent partially saturated with carbon dioxide from the bottom of the second absorber entering the first absorber be maintained within the range of 1: 2-1: 3.
На чертеже представлена принципиальная схема установки, на которой реализуется заявляемый способ.The drawing shows a schematic diagram of the installation, which implements the inventive method.
Установка глубокой очистки отходящих газов от сероводорода включает абсорбер 1, представляющий колонну с массообменными контактными устройствами, с входом 2 отходящего неочищенного газа в нижней части, выходом по линии 3 частично очищенного газа и входами по линиям 4 и 5 для раствора абсорбента, вводимого в абсорбер 1 в разных соотношениях, при этом нижний поток абсорбента нагревается в теплообменнике 6. Второй абсорбер 7, представляющий собой колонну с массообменными контактными устройствами, с входом по линии 3 частично очищенного газа в нижней части и входом 8 регенерированного абсорбента, выходами по линиям 9 и 10 частично насыщенного диоксидом углерода абсорбента и газа. Узел регенерации абсорбента включает регенератор 11, также представляющий собой массообменную колонну с контактными устройствами с входом 12 раствора насыщенного абсорбента, соединенным через межтрубное пространство рекуперативного теплообменника 13 с входом 8 второго абсорбера 7 через холодильник 14, накопительную емкость 15 и насос 16. Регенератор 11 снабжен в нижней части теплообменником-испарителем 17 с линией подачи теплоносителя водяного пара 18 и линией вывода конденсата 19. Кубовая жидкость регенератора 11 по линии 20 подается в межтрубное пространство теплообменника-испарителя 17, на выходе из которого паровая фаза по линии 21 возвращается в регенератор 11, а жидкая фаза по линии 22 направляется в рекуперативный теплообменник 13 через насос 23.The installation for deep purification of exhaust gases from hydrogen sulfide includes an absorber 1, which represents a column with mass transfer contact devices, with an inlet 2 of the raw crude gas at the bottom, an outlet through line 3 of a partially purified gas, and inlets along lines 4 and 5 for the absorbent solution introduced into the absorber 1 in different ratios, while the lower absorbent stream is heated in the heat exchanger 6. The second absorber 7, which is a column with mass transfer contact devices, with partially purified gas entering through the lower part and the inlet 8 of the regenerated absorbent, outputs along lines 9 and 10 of the absorbent and gas partially saturated with carbon dioxide. The absorbent regeneration unit includes a regenerator 11, which is also a mass transfer column with contact devices with an input 12 of a saturated absorbent solution connected through the annular space of the regenerative heat exchanger 13 with the input 8 of the second absorber 7 through a refrigerator 14, a storage tank 15 and a pump 16. The regenerator 11 is equipped with the lower part of the heat exchanger-evaporator 17 with the supply line of the coolant water vapor 18 and the output line of the condensate 19. The bottom fluid of the regenerator 11 through line 20 is fed into the annulus f space-evaporator heat exchanger 17, is returned to the regenerator 11, and the liquid phase is directed through line 22 to the recuperative heat exchanger 13 through the pump outlet 23 from which the vapor phase through line 21.
Регенератор 11 также имеет выход 24 для пара и газа в верхней части, который через холодильный аппарат 25 подключен к рефлюксной емкости 26 с выходами 27 и 28 для кислых газов и кислой воды соответственно. Кислая вода через насос 29 по линии 30 подается в верхнюю часть регенератора 11 в виде орошения.The regenerator 11 also has an outlet 24 for steam and gas in the upper part, which is connected through a refrigeration apparatus 25 to a reflux tank 26 with outputs 27 and 28 for acid gases and acid water, respectively. Acidic water through the pump 29 through line 30 is supplied to the upper part of the regenerator 11 in the form of irrigation.
В качестве массообменных контактных устройств в абсорбере 1, во втором абсорбере 7 и регенераторе 11 может быть использована перекрестноточная насадка.As mass transfer contact devices in the absorber 1, in the second absorber 7 and the regenerator 11 can be used crossflow nozzle.
Работа данной установки осуществляется при реализации заявляемого способа глубокой очистки отходящих газов от сероводорода следующим образом.The operation of this installation is carried out when implementing the proposed method for deep purification of exhaust gases from hydrogen sulfide as follows.
Отходящий газ, содержащий сероводород и углекислый газ, по линии 2 подается в абсорбер 1, где осуществляется его грубая очистка от сероводорода селективным абсорбентом - 45% водным раствором монодиэтаноламина. Газ из абсорбера 1 по линии 3 направляется во второй абсорбер 7, где осуществляется тонкая очистка газа жидким селективным абсорбентом до содержания сероводорода в очищенном газе 0,0001%, с низа абсорбера 1 выводится по линии 31 насыщенный сероводородом абсорбент, который далее поступает в рекуперативный теплообменник 13, где нагревается за счет тепла регенерированного абсорбента и по линии 12 подается в регенератор 11.The exhaust gas containing hydrogen sulfide and carbon dioxide is fed through line 2 to the absorber 1, where it is coarsely cleaned of hydrogen sulfide by a selective absorbent - a 45% aqueous solution of monodiethanolamine. Gas from the absorber 1 is sent through line 3 to the second absorber 7, where fine gas purification is carried out with a liquid selective absorbent until the content of hydrogen sulfide in the purified gas is 0.0001%; from the bottom of the absorber 1, an absorbent saturated with hydrogen sulfide is discharged through line 31, which then enters the recuperative heat exchanger 13, where it is heated by the heat of the regenerated absorbent and fed through line 12 to the regenerator 11.
С верха второго абсорбера 7, по линии 10 отгоняется газ, обогащенный диоксидом углерода, с низа второго абсорбера 7 по линии 9 выводится поток насыщенного диоксидом углерода абсорбента, который разделяется на два потока 4 и 32, при этом поток по линии 4 поступает в верхнюю часть абсорбера 1, а поток 32 нагревается в теплообменнике 6 и по линии 5 поступает в нижнюю часть абсорбера 1, где от потока абсорбента отгоняется диоксид углерода.Carbon dioxide enriched gas is distilled off from the top of the second absorber 7, through line 10, from the bottom of the second absorber 7, through the line 9, a stream of carbon dioxide-saturated absorbent is discharged, which is divided into two streams 4 and 32, with the stream passing through line 4 to the upper part the absorber 1, and the stream 32 is heated in the heat exchanger 6 and through line 5 enters the lower part of the absorber 1, where carbon dioxide is distilled from the absorbent stream.
Насыщенный раствор абсорбента по линии 12 поступает в среднюю часть регенератора 11, с верха которого по линии 24 пары сероводорода и воды отводятся в холодильник 25, после которого по линии 34 поступают в емкость для сбора конденсата 26, из которой кислый газ отводится по линии 27 для дальнейшего получения серы, а конденсат из емкости 26 по линии 28 прокачивается насосом 29 и по линии 30 возвращается в десорбер 11 в качестве орошения. Кубовая жидкость регенератора 11 по линии 20 поступает в теплообменник-испаритель 17, из которого пары по линии 21 возвращаются вниз регенератора 11, а регенерированный абсорбент из теплообменника-испарителя 17 по линии 22 через насос 23 и далее по линии 35 подается в рекуперативный теплообменник 13, где отдает тепло насыщенному абсорбенту, далее поток регенерированного абсорбента по линии 33 поступает в холодильник 14, далее по линии 36 направляется в накопительную емкость 15, после которой по линии 37 поступает на прием насоса 16 и по линии 8 направляется во второй абсорбер 7. В теплообменник-испаритель 17 по линии 18 подается водяной пар и выводится по линии 19 конденсат.A saturated solution of absorbent through line 12 enters the middle part of the regenerator 11, from the top of which, through line 24, vapors of hydrogen sulfide and water are discharged to the refrigerator 25, after which through line 34 they enter the condensate collecting tank 26, from which acid gas is discharged through line 27 for further sulfur production, and the condensate from the tank 26 through the line 28 is pumped by the pump 29 and through the line 30 it is returned to the stripper 11 as irrigation. The bottoms liquid of the regenerator 11 through line 20 enters the heat exchanger-evaporator 17, from which the vapor through line 21 returns down to the regenerator 11, and the regenerated absorbent from the heat exchanger-evaporator 17 through line 22 through the pump 23 and then through line 35 is supplied to the regenerative heat exchanger 13, where it transfers heat to the saturated absorbent, then the flow of the regenerated absorbent through line 33 enters the refrigerator 14, then along line 36 it goes to the storage tank 15, after which it passes to line 16 to receive pump 16 and directs along line 8 I the second absorber 7. The heat exchanger-evaporator 17 via line 18 is fed water vapor and is discharged through line 19, the condensate.
В таблице 1-3 приведены результаты расчетов способа глубокой очистки отходящих газов от сероводорода по прототипу и заявляемому изобретению.Table 1-3 shows the results of the calculation of the method of deep purification of exhaust gases from hydrogen sulfide according to the prototype and the claimed invention.
Пример 1. Выполнено математическое моделирование способа глубокой очистки отходящих газов от сероводорода по прототипу.Example 1. The mathematical modeling of the method of deep purification of exhaust gases from hydrogen sulfide according to the prototype.
При аминовой очистке по процессу Хайсалф мольное содержание компонентов на входе и выходе из абсорбера, а также в кислом газе, который направляется на установку Клауса, приведено в таблице 1. Как следует из таблицы 1, при довольно низком содержании H2S в газе на выходе из абсорбера 0,016 кмоль/ч (концентрация H2S равна 0,005% мол.), и в кислом газе на выходе из десорбера 4,3160 кмол/ч, его концентрация в кислом газе на выходе из десорбера составляет лишь 36,9% мол., а основную часть кислого газа составляет CO2 - 56,6% мол., что отрицательно сказывается в процессе получения серы методом Клауса.During the amine purification according to the Heisalf process, the molar content of the components at the inlet and outlet of the absorber, as well as in the acid gas that is sent to the Claus plant, is shown in Table 1. As follows from Table 1, with a rather low content of H 2 S in the gas at the outlet from the absorber is 0.016 kmol / h (the concentration of H 2 S is equal to 0.005 mol%), and in acid gas at the outlet of the stripper 4.3160 kmol / h, its concentration in acid gas at the outlet of the stripper is only 36.9 mol%. , and the main part of acid gas is CO 2 - 56.6 mol%, which negatively affects the process method for producing sulfur by the Klaus method.
Пример 2. Выполнено математическое моделирование способа глубокой очистки отходящих газов от сероводорода по заявляемому изобретению.Example 2. A mathematical simulation of the method of deep purification of exhaust gases from hydrogen sulfide according to the claimed invention.
В способе глубокой очистки отходящих газов от сероводорода мольное содержание компонентов на входе и выходе из абсорбера, а также в кислом газе, который направляется на установку Клауса, приведено в таблице 2.In the method for deep purification of exhaust gases from hydrogen sulfide, the molar content of the components at the inlet and outlet of the absorber, as well as in the acid gas that is sent to the Claus plant, is shown in table 2.
При дополнительной очистке отходящего газа во втором абсорбере содержание сероводорода в газе на выходе из второго абсорбера практически отсутствует, а содержание диоксида углерода увеличилось с 52,842 до 67,419 кмоль/ч.With additional purification of the exhaust gas in the second absorber, the hydrogen sulfide content in the gas at the outlet of the second absorber is practically absent, and the carbon dioxide content increased from 52.842 to 67.419 kmol / h.
В результате заявляемого изобретения в кислом газе содержание сероводорода увеличилось с 4,3160 до 4,3317 кмоль/ч, то есть на 0,3% мол., что составляет 4,7 т/год, при этом резко снизилось содержание диоксида углерода (с 6,6100 до 0,2964 кмоль/ч), что приводит к повышению концентрации Н2S в кислом газе до 85,5% мол, то есть в 2,3 раза выше, чем в прототипе.As a result of the claimed invention in acid gas, the hydrogen sulfide content increased from 4.3160 to 4.3317 kmol / h, that is, 0.3 mol%, which is 4.7 t / year, while the carbon dioxide content sharply decreased (s 6.6100 to 0.2964 kmol / h), which leads to an increase in the concentration of H 2 S in acid gas to 85.5 mol%, that is, 2.3 times higher than in the prototype.
В таблице 3 приведены массовые расходы основных потоков и компонентов в них для технологической схемы, приведенной на фиг.1.Table 3 shows the mass flow rates of the main streams and components in them for the technological scheme shown in figure 1.
При работе установки по заявляемому изобретению в конечном итоге степень извлечения сероводорода из отходящих газов достигает 99,99%, а диоксида углерода 99,5%.When the installation according to the claimed invention ultimately, the degree of extraction of hydrogen sulfide from the exhaust gas reaches 99.99%, and carbon dioxide 99.5%.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012152712/05A RU2526455C2 (en) | 2012-12-06 | 2012-12-06 | Method of purifying discharged gases from hydrogen sulphide |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012152712/05A RU2526455C2 (en) | 2012-12-06 | 2012-12-06 | Method of purifying discharged gases from hydrogen sulphide |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012152712A RU2012152712A (en) | 2014-06-20 |
| RU2526455C2 true RU2526455C2 (en) | 2014-08-20 |
Family
ID=51213416
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012152712/05A RU2526455C2 (en) | 2012-12-06 | 2012-12-06 | Method of purifying discharged gases from hydrogen sulphide |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2526455C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2656661C1 (en) * | 2017-05-04 | 2018-06-06 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Ордена Трудового Красного Знамени Институт нефтехимического синтеза им. А.В. Топчиева Российской академии наук (ИНХС РАН) | Method for removing carbon dioxide from gas mixtures |
| RU2721114C2 (en) * | 2015-08-19 | 2020-05-15 | Касале Са | Method of upgrading the co2 removal section intended for purifying hydrogen-containing gas |
| RU2797436C2 (en) * | 2018-07-16 | 2023-06-05 | Меричем Компани (Merichem Company) | Method for removing hydrogen sulphide |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU402180A3 (en) * | 1968-03-22 | 1973-10-12 | ||
| US6506349B1 (en) * | 1994-11-03 | 2003-01-14 | Tofik K. Khanmamedov | Process for removal of contaminants from a gas stream |
| US20100111784A1 (en) * | 2007-02-22 | 2010-05-06 | Fluor Technologies Corporation | Configurations And Methods For Carbon Dioxide And Hydrogen Production From Gasification Streams |
| US20100132554A1 (en) * | 2009-01-16 | 2010-06-03 | Richard Huang | Heat integration for hot solvent stripping loop in an acid gas removal process |
-
2012
- 2012-12-06 RU RU2012152712/05A patent/RU2526455C2/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU402180A3 (en) * | 1968-03-22 | 1973-10-12 | ||
| US6506349B1 (en) * | 1994-11-03 | 2003-01-14 | Tofik K. Khanmamedov | Process for removal of contaminants from a gas stream |
| US20100111784A1 (en) * | 2007-02-22 | 2010-05-06 | Fluor Technologies Corporation | Configurations And Methods For Carbon Dioxide And Hydrogen Production From Gasification Streams |
| US20100132554A1 (en) * | 2009-01-16 | 2010-06-03 | Richard Huang | Heat integration for hot solvent stripping loop in an acid gas removal process |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ХАНМАМЕДОВ Т.К., Семейство процессов Хайсалф, Химия и Технология Топлив и Масел, 2003, N6, с. 7-10. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2721114C2 (en) * | 2015-08-19 | 2020-05-15 | Касале Са | Method of upgrading the co2 removal section intended for purifying hydrogen-containing gas |
| US11154810B2 (en) | 2015-08-19 | 2021-10-26 | Casale Sa | Method for revamping a CO2 removal section for purification of a hydrogen-containing gas |
| RU2656661C1 (en) * | 2017-05-04 | 2018-06-06 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Ордена Трудового Красного Знамени Институт нефтехимического синтеза им. А.В. Топчиева Российской академии наук (ИНХС РАН) | Method for removing carbon dioxide from gas mixtures |
| RU2797436C2 (en) * | 2018-07-16 | 2023-06-05 | Меричем Компани (Merichem Company) | Method for removing hydrogen sulphide |
| RU2806623C2 (en) * | 2019-05-22 | 2023-11-02 | Карбфикс | Method for reducing carbon dioxide and hydrogen sulfide emissions |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2012152712A (en) | 2014-06-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP3466520B1 (en) | Co-current contactor for contacting a gas stream with a liquid stream | |
| EP2994217B1 (en) | Separating impurities from a gas stream using a vertically oriented co-current contacting system | |
| CA2685923C (en) | Method and absorbent composition for recovering a gaseous component from a gas stream | |
| AU2011205517B2 (en) | Water wash method and system for a carbon dioxide capture process | |
| JP6300802B2 (en) | Method for separating acid gases from fluid streams containing water | |
| CA2852237C (en) | Chilled ammonia based co2 capture system with wash system and processes of use | |
| CA3059059C (en) | Enhancement of claus tail gas treatment by sulfur dioxide-selective membrane technology | |
| KR20180081750A (en) | Method and system for reducing CO2 emissions from industrial processes | |
| KR20130112063A (en) | Method and system for removal of gaseous contaminants | |
| RU2526455C2 (en) | Method of purifying discharged gases from hydrogen sulphide | |
| JPH01304026A (en) | Selective removal of hydrogen sulfide from fluid mixture using high purity triethanolamine | |
| US9522359B2 (en) | Method for reducing regeneration energy | |
| US20130009101A1 (en) | Gas deacidizing method using an absorbent solution with cos removal through hydrolysis | |
| RU2381823C1 (en) | Method of purifying gas from acid components and installation for realising said method | |
| RU2555011C2 (en) | Method of regenerating saturated amine solution | |
| US9901860B2 (en) | Apparatus for removing an acid gas from a gas stream | |
| AU2017291185A1 (en) | Apparatus and process for purifying syngas |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| HZ9A | Changing address for correspondence with an applicant | ||
| HE4A | Change of address of a patent owner | ||
| HE4A | Change of address of a patent owner |
Effective date: 20190704 |
|
| PD4A | Correction of name of patent owner |