RU2562481C2 - Method and apparatus for producing elementary sulphur with tail gas post-treatment - Google Patents
Method and apparatus for producing elementary sulphur with tail gas post-treatment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2562481C2 RU2562481C2 RU2014103043/05A RU2014103043A RU2562481C2 RU 2562481 C2 RU2562481 C2 RU 2562481C2 RU 2014103043/05 A RU2014103043/05 A RU 2014103043/05A RU 2014103043 A RU2014103043 A RU 2014103043A RU 2562481 C2 RU2562481 C2 RU 2562481C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sulfur
- degassing
- tail gas
- hydrogen sulfide
- gas
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Treating Waste Gases (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Abstract
Description
Изобретение может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности для получения серы методом Клауса из газообразных продуктов очистки углеводородных газов, в которых концентрируется сероводород.The invention can be used in the oil and gas industry to produce sulfur by the Claus method from gaseous products of hydrocarbon gas purification in which hydrogen sulfide is concentrated.
Процесс получения элементной серы из газообразных потоков различных технологических установок в основном реализуется методом Клауса, в котором сочетаются метод термического высокотемпературного окисления сероводорода кислородом и среднетемпературного каталитического взаимодействия сероводорода и диоксида серы. При окислении сероводорода кислородом сера образуется по прямой реакцииThe process of producing elemental sulfur from gaseous streams of various technological units is mainly implemented by the Klaus method, which combines the method of thermal high-temperature oxidation of hydrogen sulfide with oxygen and medium-temperature catalytic interaction of hydrogen sulfide and sulfur dioxide. In the oxidation of hydrogen sulfide by oxygen, sulfur is formed by a direct reaction
сопровождаемой побочными реакциями с образованием диоксида серыaccompanied by adverse reactions with the formation of sulfur dioxide
иand
а основной реакцией образования серы в каталитических ступенях является реакция взаимодействия сероводорода и диоксида серыand the main reaction of sulfur formation in the catalytic steps is the reaction of the interaction of hydrogen sulfide and sulfur dioxide
В качестве окислителя вместо кислорода также может использоваться диоксид углерода, входящий, например, в состав природных углеводородных газов.Instead of oxygen, carbon dioxide, which is, for example, part of natural hydrocarbon gases, can also be used as an oxidizing agent.
Сера, образующаяся в термической и каталитической ступенях, обычно выводится из реакционного газового потока после каждой из этих ступеней за счет конденсации паров серы. Дополнительной сложной технической проблемой, осложняющей применение метода Клауса, является наличие большого количества хвостового газа, образующегося после отделения жидкой серы, и значительное количество сероводорода в жидкой сере, ухудшающего качество конечного продукта, а также отложение конденсата паров серы на трубопроводах транспортировки газов.Sulfur produced in the thermal and catalytic stages is usually removed from the reaction gas stream after each of these stages due to condensation of sulfur vapor. An additional difficult technical problem that complicates the application of the Klaus method is the presence of a large amount of tail gas generated after separation of liquid sulfur, and a significant amount of hydrogen sulfide in liquid sulfur, which worsens the quality of the final product, as well as the deposition of condensate of sulfur vapor on gas pipelines.
Известен способ получения элементной серы, включающий выработку серы из кислых газов, содержащих сероводород, в термическом и четырех каталитических реакторах с последующим сбросом непрореагировавшего в каталитических реакторах сырья в печь дожига и далее в атмосферу (патент RU 2040464 C1, C01B 17/04, B01D 53/08, заявлен 23.01.1992, опубл. 25.07.1995). Недостатками данного способа являются:A known method of producing elemental sulfur, including the production of sulfur from acid gases containing hydrogen sulfide, in thermal and four catalytic reactors, followed by discharge of unreacted raw materials in catalytic reactors into the afterburner and then into the atmosphere (patent RU 2040464 C1, C01B 17/04, B01D 53 / 08, announced on January 23, 1992, published on July 25, 1995). The disadvantages of this method are:
- крайне низкая эффективность каталитического реактора четвертой ступени, поскольку при концентрации сероводорода на входе в этот реактор 0,5% и соотношении сероводорода к кислороду около двух, наличие в зоне реакции всего 0,75% об. реагирующих компонентов приводит к чрезмерно высоким габаритным размерам реактора, например, при величине константы скорости реакции окисления сероводорода 1 мин-1, начальной и конечной концентрации сероводорода соответственно 0,5% и 0,001% необходимое время пребывания реакционной смеси в реакторе при условии, что гидродинамическая обстановка в реакторе описывается моделью идеального смешения, составит около 8,3 ч;- the extremely low efficiency of the fourth stage catalytic reactor, since when the concentration of hydrogen sulfide at the inlet of this reactor is 0.5% and the ratio of hydrogen sulfide to oxygen is about two, the presence in the reaction zone is only 0.75% vol. of reacting components leads to excessively large overall dimensions of the reactor, for example, when the rate constant of the oxidation reaction of hydrogen sulfide is 1 min -1 , the initial and final concentration of hydrogen sulfide, respectively, 0.5% and 0.001%, the required residence time of the reaction mixture in the reactor, provided that the hydrodynamic situation in the reactor is described by the ideal mixing model, will be about 8.3 hours;
- сброс непрореагировавшей части сырья после ступени каталитической конверсии сероводорода и отделения серы в печь сжигания отходов, в которой сероводород окисляется до диоксида серы и выбрасывается через трубу в атмосферу, вызывая ее загрязнение;- discharge of the unreacted part of the feedstock after the catalytic conversion of hydrogen sulfide and sulfur separation into a waste incinerator, in which hydrogen sulfide is oxidized to sulfur dioxide and is released through the pipe into the atmosphere, causing it to become contaminated;
- наличие в получаемой элементной сере значительного количества сероводорода, что снижает качество конечного продукта и опосредовано полноту использования сероводородного сырья, кроме того, постепенное выделение сероводорода из товарной серы приводит к загрязнению окружающей среды.- the presence in the resulting elemental sulfur of a significant amount of hydrogen sulfide, which reduces the quality of the final product and is mediated by the completeness of the use of hydrogen sulfide raw materials, in addition, the gradual release of hydrogen sulfide from marketable sulfur leads to environmental pollution.
Известен также способ получения элементной серы с доочисткой хвостового газа, включающий выработку серы из кислых газов, содержащих сероводород и двуокись углерода в термическом и каталитических реакторах с последующим сбросом непрореагировавшего в каталитических реакторах сырья в дымовую трубу (патент RU 2085480 C1, C01B 17/04, B01J 19/00, заявлен 24.04.1992, опубл. 27.07.1997). Недостатками данного способа являются:There is also a method of producing elemental sulfur with tail gas aftertreatment, including the production of sulfur from acid gases containing hydrogen sulfide and carbon dioxide in thermal and catalytic reactors, followed by dumping of unreacted raw materials in catalytic reactors into a chimney (patent RU 2085480 C1, C01B 17/04, B01J 19/00, claimed 04.24.1992, publ. 07.27.1997). The disadvantages of this method are:
- высокие энергозатраты на получение серы, связанные с проведением стадии термической выработки серы при температуре до 1500°C;- high energy costs for producing sulfur associated with the stage of thermal production of sulfur at temperatures up to 1500 ° C;
- низкий выход элементной серы после высокотемпературного термического реактора - не более 10% серы в выходящем реакционном газе при наличии в нем до 22% непрореагировавшего сероводорода, что свидетельствует о низкой эффективности работы термического реактора, обеспечивающего конверсию серосодержащего сырья не более 30%;- low yield of elemental sulfur after a high-temperature thermal reactor - not more than 10% sulfur in the effluent of the reaction gas in the presence of up to 22% of unreacted hydrogen sulfide, which indicates a low efficiency of the thermal reactor, providing the conversion of sulfur-containing raw materials not more than 30%;
- сброс непрореагировавшей части сырья после ступени каталитической конверсии сероводорода и отделения серы в печь сжигания отходов, в которой сероводород окисляется до диоксида серы и выбрасывается через трубу в атмосферу, вызывая ее загрязнение;- discharge of the unreacted part of the feedstock after the catalytic conversion of hydrogen sulfide and sulfur separation into a waste incinerator, in which hydrogen sulfide is oxidized to sulfur dioxide and is released through the pipe into the atmosphere, causing it to become contaminated;
- наличие в получаемой элементной сере значительного количества сероводорода, что снижает качество конечного продукта и опосредовано полноту использования сероводородного сырья, кроме того, постепенное выделение сероводорода из товарной серы приводит к загрязнению окружающей среды.- the presence in the resulting elemental sulfur of a significant amount of hydrogen sulfide, which reduces the quality of the final product and is mediated by the completeness of the use of hydrogen sulfide raw materials, in addition, the gradual release of hydrogen sulfide from marketable sulfur leads to environmental pollution.
Известен также способ очистки жидкой серы от сероводорода и его полисульфидов в присутствии катализатора - гетероциклического азотсодержащего соединения при 135-165°C и перемешивании с одновременной продувкой свободной поверхности серы инертным к данной системе газом. В качестве катализатора используют вещество - пергидро(1,3,5-диоксазин-5-ил)алканы. Способ позволяет очистить жидкую серу за 5-20 мин при введении 5-20 ч катализатора на 1 млн. частей подаваемой на очистку жидкой серы (патент RU 2206497 C1, C01B 17/02, заявлен 08.01.2002, опубликован 20.06.2003). Недостатками данного способа, препятствующими реализации его в промышленных условиях являются:There is also a method of purifying liquid sulfur from hydrogen sulfide and its polysulfides in the presence of a catalyst — a heterocyclic nitrogen-containing compound at 135-165 ° C and stirring while blowing the free surface of sulfur with a gas inert to this system. As a catalyst, a substance is used - perhydro (1,3,5-dioxazin-5-yl) alkanes. The method allows you to clean liquid sulfur in 5-20 minutes with the introduction of 5-20 hours of catalyst per 1 million parts supplied for the purification of liquid sulfur (patent RU 2206497 C1, C01B 17/02, filed January 8, 2002, published June 20, 2003). The disadvantages of this method that impede its implementation in an industrial environment are:
- практическая невозможность ввода микроколичества катализатора в жидкую серу равномерно по ее объему, например, в приведенном в патенте примере необходимо равномерно ввести 0,02-0,05 г водного раствора катализатора в 1000 г жидкой серы при температуре ее выше 100°C. Применительно к промышленному аппарату с загрузкой в одну тонну жидкой серы в нее придется равномерно вводить 20-50 г водного раствора катализатора, что нереально;- the practical impossibility of introducing the microquantity of the catalyst into liquid sulfur uniformly in volume, for example, in the example given in the patent, it is necessary to uniformly introduce 0.02-0.05 g of an aqueous solution of the catalyst in 1000 g of liquid sulfur at a temperature above 100 ° C. With regard to an industrial apparatus with a load of one ton of liquid sulfur, 20-50 g of an aqueous solution of the catalyst will have to be uniformly introduced into it, which is unrealistic;
- продуктом разложения полисульфидов сероводорода в жидкой сере является также сероводород, что приводит к вторичному загрязнению серы сероводородом.- the product of decomposition of polysulfides of hydrogen sulfide in liquid sulfur is also hydrogen sulfide, which leads to secondary pollution of sulfur with hydrogen sulfide.
Известен также способ очистки газа каталитического окисления сероводорода от аэрозольной серы охлаждением и конденсацией серы, в котором в очищаемый газ с температурой 230-250°C вводят распыленную жидкую серу в количестве 5-10% от содержания серы в очищаемом газе и поток направляют в трубное пространство конденсатора серы, заполненное пористой насадкой (заявка на изобретение RU 95111583 A1, B01D 53/14, заявлена 05.07.1995, опубл. 20.06.1997). Недостатками данного способа, препятствующими реализации его в промышленных условиях, являются:There is also known a method of purification of gas catalytic oxidation of hydrogen sulfide from aerosol sulfur by cooling and condensation of sulfur, in which sprayed liquid sulfur is introduced into the gas to be purified at a temperature of 230-250 ° C in an amount of 5-10% of the sulfur content in the gas to be cleaned and the flow is directed into the pipe space a sulfur condenser filled with a porous nozzle (patent application RU 95111583 A1, B01D 53/14, claimed 05.07.1995, publ. 06.20.1997). The disadvantages of this method, preventing its implementation in an industrial environment, are:
- ввод дополнительно распыляемой жидкой серы в очищаемый газ, что затрудняет отделение аэрозоля от газа;- the introduction of additionally sprayed liquid sulfur into the gas to be cleaned, which makes it difficult to separate the aerosol from the gas;
- пористая насадка неизбежно будет забиваться осадившейся серой, что потребует периодической замены конденсатора серы и удаления каким либо образом (плавление серы при высокой температуре из насадки, замена использованной насадки на новую без восстановления предыдущей и т.д.), что неизбежно приведет к дополнительным энергетическим и капитальным затратам.- the porous nozzle will inevitably become clogged with precipitated sulfur, which will require periodic replacement of the sulfur condenser and any removal (melting sulfur at a high temperature from the nozzle, replacing the used nozzle with a new one without restoring the previous one, etc.), which will inevitably lead to additional energy and capital costs.
Известен также способ очистки от сероводорода хвостового газа процесса Клауса, в котором газовоздушную смесь, содержащую сероводород, пропускают через карбонилсодержащее хемосорбционное волокно на основе гидразидированногополиакрилнитрила (марка ВИОН КН-1), содержащее сульфиды переходных металлов (заявка на изобретение RU 93027493 А, B01D 53/02, заявлена 14.05.1993, опубл. 10.03.1996). Недостатками данного способа, препятствующими реализации его в промышленных условиях, являются:There is also known a method for purification of Claus tail gas from hydrogen sulfide, in which a gas-air mixture containing hydrogen sulfide is passed through a carbonyl-containing chemisorption fiber based on hydrazidated polyacrylonitrile (VION KN-1 brand) containing transition metal sulfides (patent application RU 93027493 A, B01D 53 / 02, announced May 14, 1993, publ. March 10, 1996). The disadvantages of this method, preventing its implementation in an industrial environment, are:
- низкая производительность по очищаемому газу - 3,10 л/ч;- low productivity of the cleaned gas - 3.10 l / h;
- в связи с каталитическим окислением сероводорода до серы на сульфидсодержащем хемосорбционном волокне будет происходить быстрая забивка волокна образовавшейся серой с экранированием ею центров хемосорбции, что приведет к необходимости замены фильтрующего волокна, утратившего хемосорбционные качества.- due to the catalytic oxidation of hydrogen sulfide to sulfur, sulfide-containing chemisorption fiber will rapidly clog the fiber with sulfur formed and screen for chemisorption centers, which will necessitate the replacement of a filter fiber that has lost chemisorption quality.
Известен также способ переработки серусодержащих газов, включающий выработку серы методом Клауса, переработку хвостового газа и дегазацию серы под давлением с подачей воздуха или иного кислородсодержащего газа, и с возвращением газа дегазации серы в процесс Клауса (патент WO 213/044104 A1, C01B 17/02, C01B 17/20, B01J 6/00, B01J 4/00, заявлен 21.09.2011, опубл. 28.03.2013). Недостатками данного способа являются:There is also a known method for processing sulfur-containing gases, including the production of sulfur by the Klaus method, the processing of tail gas and the degassing of sulfur under pressure with air or other oxygen-containing gas, and with the return of sulfur degassing gas to the Klaus process (patent WO 213/044104 A1,
- отсутствие конкретизации условий напорной дегазации (температура, удельный расход газов дегазации, продолжительности дегазации) и технического ее оформления, кроме указания вариантов давления;- lack of specification of the conditions of pressure-free degassing (temperature, specific consumption of degassing gases, duration of degassing) and its technical design, except for indicating pressure options;
- нет данных о качестве дегазируемой серы и глубине очистки хвостового газа, который при существенном содержании сернистых соединений приведет к загрязнению окружающей среды;- there is no data on the quality of degassed sulfur and the depth of purification of the tail gas, which with a significant content of sulfur compounds will lead to environmental pollution;
- не рассмотрен возврат газа дегазации в процесс получения серы, что не позволяет оптимизировать технико-экономических характеристик всего процесса.- not considered the return of gas degassing in the process of obtaining sulfur, which does not allow to optimize the technical and economic characteristics of the whole process.
Наиболее близким к заявляемому изобретению является способ получения элементной серы с доочисткой хвостового газа, включающий выработку серы из кислых газов, содержащих сероводород и двуокись углерода в термическом и, по крайней мере, в двух каталитических реакторах и доочистку хвостового газа, содержащего сероводород, в биологической системе с биологическим окислением растворенного сероводорода в растворителе до элементной серы за счет контакта обогащенного сероводородом растворителя с серными бактериями рода Thiobacilli в условиях, подходящих для биологического окисления (патент RU 2388524 С2, B01D 53/8 4, B01D 53/52, C01B 17/05, заявлен 02.03.2005, опубл. 10.05.2010). Недостатками данного способа являются:Closest to the claimed invention is a method for producing elemental sulfur with tail gas aftertreatment, including the production of sulfur from acid gases containing hydrogen sulfide and carbon dioxide in thermal and at least two catalytic reactors and the aftertreatment of tail gas containing hydrogen sulfide in a biological system with the biological oxidation of dissolved hydrogen sulfide in a solvent to elemental sulfur due to contact of a solvent rich in hydrogen sulfide with sulfur bacteria of the genus Thiobacilli under conditions walking for biological oxidation (Patent RU 2388524 C2, B01D 53/8 4, B01D 53/52,
- отсутствие защиты окружающей среды от неизбежных выбросов в атмосферу серусодержащих соединений;- lack of environmental protection from inevitable emissions of sulfur-containing compounds into the atmosphere;
- окисление сероводорода бактериями рода Thiobacilli наиболее медленный из всех способов очистки хвостового газа от сероводорода, что приведет к необходимости применения дорогостоящих крупногабаритных биотенков и существенному увеличению капиталовложений в реализацию процесса и опосредовано к увеличению стоимости вырабатываемой серы.- oxidation of hydrogen sulfide by bacteria of the genus Thiobacilli is the slowest of all methods for purifying tail gas from hydrogen sulfide, which will lead to the need for expensive large-sized biotenes and a significant increase in investment in the implementation of the process and is indirectly associated with an increase in the cost of produced sulfur.
Известна установка получения элементной серы, включающая реакторы термической и каталитической переработки кислых газов, емкости, насосы, теплообменники, блок дожига хвостового газа и трубопроводы, связывающие аппараты между собой (патент RU 2040464 C1, C01B 17/04, B01D 53/08, заявлен 23.01.1992, опубл. 25.07.1995). Недостатками данной установки являются:A known installation for the production of elemental sulfur, including reactors for thermal and catalytic processing of acid gases, tanks, pumps, heat exchangers, a tail gas afterburner and pipelines connecting devices to each other (patent RU 2040464 C1, C01B 17/04, B01D 53/08, filed 23.01 .1992, published on July 25, 1995). The disadvantages of this installation are:
- сброс непрореагировавшей части сырья после ступени каталитической конверсии сероводорода и отделения серы в печь сжигания отходов, в которой сероводород окисляется до диоксида серы и выбрасывается через трубу в атмосферу, вызывая ее загрязнение;- discharge of the unreacted part of the feedstock after the catalytic conversion of hydrogen sulfide and sulfur separation into a waste incinerator, in which hydrogen sulfide is oxidized to sulfur dioxide and is released through the pipe into the atmosphere, causing it to become contaminated;
- наличие в получаемой элементной сере значительного количества сероводорода, что снижает качество конечного продукта и опосредовано полноту использования сероводородного сырья.- the presence in the resulting elemental sulfur of a significant amount of hydrogen sulfide, which reduces the quality of the final product and is mediated by the completeness of the use of hydrogen sulfide raw materials.
Известна также установка получения элементной серы, включающая реакторы термической и каталитической переработки кислых газов, емкости, насосы, теплообменники, систему биологической очистки хвостового газа и трубопроводы, связывающие аппараты между собой (патент RU 2388524 С2, B01D 53/84, B01D 53/52, C01B 17/05, заявлен 02.03.2005, опубл. 10.05.2010). Недостатками данной установки являются:Also known is a plant for producing elemental sulfur, including reactors for thermal and catalytic processing of acid gases, tanks, pumps, heat exchangers, a tail gas biological treatment system, and pipelines connecting devices to each other (patent RU 2388524 C2, B01D 53/84, B01D 53/52, C01B 17/05, claimed 02.03.2005, publ. 05/10/2010). The disadvantages of this installation are:
- отсутствие систем очистки отходящих газов, что приводит к загрязнению окружающей среды;- the lack of exhaust gas purification systems, which leads to environmental pollution;
- необходимость в использовании дорогостоящих крупногабаритных биотенков, приводящая к существенному увеличению капиталовложений для реализации процесса и опосредовано - к увеличению стоимости вырабатываемой серы;- the need to use expensive large-sized biofilms, leading to a significant increase in investment for the implementation of the process and indirectly - to an increase in the cost of produced sulfur;
- отсутствие системы дегазации серы сохраняет в получаемой элементной сере значительное количество сероводорода, что снижает качество конечного продукта и опосредовано - полноту использования сероводородного сырья, кроме того, постепенное выделение сероводорода из товарной серы приводит к загрязнению окружающей среды.- the absence of a sulfur degassing system retains a significant amount of hydrogen sulfide in the resulting elemental sulfur, which reduces the quality of the final product and indirectly - the full use of hydrogen sulfide raw materials, in addition, the gradual release of hydrogen sulfide from marketable sulfur leads to environmental pollution.
Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому техническому решению заявляемого изобретения является установка получения элементной серы с доочисткой хвостового газа, включающая реакторы термической и каталитической переработки кислых газов, емкости, насосы, теплообменники, блок дожига хвостового газа и трубопроводы, связывающие аппараты между собой, в которой дожиг хвостового газа после каталитической переработки осуществляется в дополнительном конвертере с образованием серы из остаточного сероводорода (патент RU 2438764 С2, B01D 53/86, заявлен 21.09.2007, опубл. 27.10.2012). Недостатками данной установки являются:The closest in technical essence and the achieved result to the proposed technical solution of the claimed invention is a unit for producing elemental sulfur with tail gas aftertreatment, including reactors for thermal and catalytic processing of acid gases, tanks, pumps, heat exchangers, tail gas afterburner and pipelines connecting the apparatuses to each other in which tail gas is burned after catalytic processing in an additional converter with the formation of sulfur from the residual hydrogen (patent RU 2438764 C2, B01D 53/86, claimed September 21, 2007, published on October 27, 2012). The disadvantages of this installation are:
- отсутствие систем очистки отходящих газов, что приводит к загрязнению окружающей среды, так как полной конверсии серусодержащих компонентов исходных кислых газов на установке не обеспечивается и дополнительный конвертор не обеспечивает полного (100%) преобразования остаточного сероводорода;- the absence of exhaust gas purification systems, which leads to environmental pollution, since the complete conversion of sulfur-containing components of the source acidic gases is not provided at the installation and the additional converter does not provide a complete (100%) conversion of residual hydrogen sulfide;
- отсутствие системы дегазации серы сохраняет в получаемой элементной сере значительное количество сероводорода, что снижает качество конечного продукта и опосредовано полноту использования сероводородного сырья, кроме того, постепенное выделение сероводорода из товарной серы приводит к загрязнению окружающей среды.- the absence of a sulfur degassing system retains a significant amount of hydrogen sulfide in the resulting elemental sulfur, which reduces the quality of the final product and the completeness of the use of hydrogen sulfide raw materials is mediated, in addition, the gradual release of hydrogen sulfide from marketable sulfur leads to environmental pollution.
Техническая задача предлагаемого изобретения заключается в разработке комплексного способа и установки получения серы из кислых газов методом Клауса с близкой к максимальной степенью переработки сероводорода в серу и минимизации выбросов серусодержащих веществ в атмосферу, обеспечивающих технологическую вариативность приемов доочистки хвостового газа и расширение диапазона параметров технологического режима в зависимости от количества и качества исходных кислых газов.The technical problem of the invention is to develop an integrated method and installation for the production of sulfur from acid gases by the Claus method with a maximum degree of conversion of hydrogen sulfide to sulfur and to minimize emissions of sulfur-containing substances into the atmosphere, ensuring technological variability of tail gas aftertreatment methods and expanding the range of process conditions depending on on the quantity and quality of the source acidic gases.
Поставленная задача решается тем, что в способе получения элементной серы с доочисткой хвостовых газов, включающем выработку серы из кислых газов, содержащих сероводород и двуокись углерода в термическом, и, по крайней мере, в двух каталитических реакторах и доочистку хвостового газа с их термическим дожитом, выработанную серу подвергают напорной дегазации в колонне дегазации с удалением из серы сероводорода с помощью подогретого отдувочного воздуха, содержащего сероводород не более 5 мг/м3, путем подачи его в кубовую часть колонны дегазации серы, из которой газ дегазации отправляют в начальную стадию доочистки хвостового газа или получения из них продукции с осуществлением периодической очистки трубопровода от накопления серы и на время ремонта и аварийной остановки с проведением нейтрализации сероводорода в газах в этот период за счет химического связывания сероводорода с триазином путем барботирования газа дегазации через слой раствора этого вещества с последующим сбросом очищенного газа в дымовую трубу или на вход блока дожига хвостового газа.The problem is solved in that in a method for producing elemental sulfur with tail gas aftertreatment, including sulfur production from acid gases containing hydrogen sulfide and carbon dioxide in thermal, and at least two catalytic reactors and tail gas aftertreatment with their thermal survival, the generated sulfur is subjected to pressure degassing in a degassing column with removal of hydrogen sulfide from sulfur using heated exhaust air containing hydrogen sulfide not more than 5 mg / m 3 by feeding it to the bottom of the degas column sulfur, from which degassing gas is sent to the initial stage of tail gas aftertreatment or production from them with periodic cleaning of the pipeline from sulfur accumulation and during repair and emergency shutdown with neutralization of hydrogen sulfide in gases during this period due to chemical binding of hydrogen sulfide with triazine by bubbling a gas of degassing through a layer of a solution of this substance with the subsequent discharge of the purified gas into the chimney or at the inlet of the tail gas afterburner.
Целесообразно, чтобы выработанная во всех реакторах жидкая сера самотеком стекала в сборную емкость, откуда при температуре 130-155°C насосом под напором 0,3-0,5 МПа подавалась в верхнюю часть колонны дегазации, что позволяет выполнять дегазацию различных потоков серы с разными примесями газообразных веществ (сероводород, диоксид серы и другие) в одной колонне дегазации.It is advisable that the liquid sulfur produced in all reactors by gravity flows into a collection tank, from where at a temperature of 130-155 ° C a pump under pressure of 0.3-0.5 MPa is supplied to the upper part of the degassing column, which allows degassing of various sulfur streams with different impurities of gaseous substances (hydrogen sulfide, sulfur dioxide and others) in one degassing column.
Целесообразно также, чтобы газ дегазации из колонны дегазации смешивался с хвостовым газом каталитических реакторов и подавался на блок доочистки хвостового газа от сероводорода методом Сульфрен, непосредственно в реактор, заполненный катализатором, в качестве которого можно использовать гранулированный оксид алюминия, имеющий диаметр гранул 2-5 мм, удельную поверхность не менее 300 м2/г и сероемкость не менее 75-70 мас.%.It is also advisable that the degassing gas from the degassing column is mixed with the tail gas of the catalytic reactors and fed to the tail gas after-treatment unit from hydrogen sulfide by the Sulfren method, directly to the reactor filled with a catalyst, which can be used granular alumina having a diameter of granules of 2-5 mm , specific surface area of not less than 300 m 2 / g and sulfur intensity of not less than 75-70 wt.%.
Для обеспечения технологической вариативности способа получения элементной серы газ дегазации из колонны дегазации подают на конечную каталитическую ступень Клауса при использовании метода Скотт для доочистки хвостового газа и его различных модификаций в случае использования кислородсодержащего газа дегазации и непосредственно в колонну водной промывки и охлаждения газа в случае использования инертного газа, не содержащего кислород для дегазации серы.To ensure technological variability of the method for producing elemental sulfur, the degassing gas from the degassing column is fed to the final Klaus catalytic stage using the Scott method to refine the tail gas and its various modifications in the case of using an oxygen-containing degassing gas and directly to the water washing and cooling gas column in the case of using an inert gas oxygen-free gas for degassing sulfur.
Также газ дегазации из колонны дегазации смешивают с хвостовым газом каталитических реакторов и подают непосредственно в начало блока доочистки хвостового газа от сероводорода, в котором используется метод с защелачиванием диоксида серы и его различные модификации.Also, the degassing gas from the degassing column is mixed with the tail gas of catalytic reactors and fed directly to the beginning of the tail gas after-treatment unit from hydrogen sulfide, which uses the sulfur dioxide alkalization method and its various modifications.
В случае использования метода получения серной кислоты из хвостового газа и его различные модификации газ дегазации из колонны дегазации смешивают с хвостовым газом каталитических реакторов и возвращают в процесс получения серы непосредственно перед реактором окисления диоксида серы.In the case of using the method for producing sulfuric acid from the tail gas and its various modifications, the degassing gas from the degassing column is mixed with the tail gas of catalytic reactors and returned to the sulfur production process immediately before the sulfur dioxide oxidation reactor.
Целесообразно также для повышения качества дегазации жидкой серы, чтобы колонна дегазации серы была снабжена регулярной насадкой, по крайней мере, перекрестноточного или противоточного типа, и дегазация серы осуществляется при давлении более 0,3 МПа или тарелками, по крайней мере, провального типа без карманов или перекрестноточного типа со сливными карманами, и дегазация серы осуществляется при давлении менее 0,3 МПа, обеспечивая многократный контакт дегазируемой жидкой серы и дегазирующего газообразного агента - отдувочного воздуха. Во избежание возможного загрязнения дегазируемой серы сероводородом, поступающим с дегазирующим агентом, до поступления его в колонну дегазации обеспечивается содержание сероводорода не более 5 мг/м3 за счет химического связывания сероводорода раствором триазина путем барботирования газа через слой этого раствора, при этом толщина слоя раствора триазина определяется продолжительностью реакции сероводорода с реагентом, изменением концентрации основного вещества - сероводорода - в газе и скоростью подъема газовых пузырей при барботаже.It is also advisable to improve the quality of liquid sulfur degassing, so that the sulfur degassing column is equipped with a regular nozzle of at least crossflow or countercurrent type, and sulfur is degassed at a pressure of more than 0.3 MPa or plates of at least failure type without pockets or cross-flow type with drain pockets, and sulfur degassing is carried out at a pressure of less than 0.3 MPa, providing multiple contact of degassed liquid sulfur and a degassing gaseous agent - blowing air. In order to avoid possible contamination of the degassed sulfur with hydrogen sulfide coming from the degassing agent, the hydrogen sulfide content of not more than 5 mg / m 3 is provided before it enters the degassing column due to the chemical binding of hydrogen sulfide with a triazine solution by sparging the gas through a layer of this solution, while the thickness of the layer of the triazine solution determined by the duration of the reaction of hydrogen sulfide with the reagent, the change in the concentration of the main substance - hydrogen sulfide - in the gas and the rate of rise of gas bubbles during bubbling e.
Поставленная задача решается также тем, что в установке получения элементной серы с доочисткой хвостового газа, включающей реакторы термической и каталитической переработки кислых газов, емкости, насосы, теплообменники, блок дожига хвостового газа и трубопроводы, связывающие аппараты между собой, дополнительно содержится блок доочистки хвостового газа от сероводорода методом Сульфрен, колонна дегазации жидкой серы, первая колонна очистки от сероводорода воздуха, подаваемого в колонну дегазации, вторая колонна очистки от сероводорода газа дегазации, при этом верх колонны дегазации жидкой серы связан трубопроводом с емкостью сбора выработанной серы и с трубопроводом отвода газа дегазации, низ колонны дегазации серы связан трубопроводом с верхом первой колонны очистки от сероводорода воздуха, подаваемого в колонну дегазации, и с трубопроводом отвода дегазированной серы в рекуперативный теплообменник охлаждения серы, трубопровод подачи воздуха подключен к входному штуцеру компрессора, выходной штуцер компрессора соединен трубопроводами через рекуперативный теплообменник охлаждения серы с нижней частью первой колонны очистки от сероводорода воздуха, верх которой соединен трубопроводом с системой подачи раствора триазина, трубопровод отвода газа дегазации из колонны дегазации жидкой серы соединен с нижней частью второй колонны очистки газа дегазации от сероводорода, верх которой соединен трубопроводом с системой подачи раствора триазина, выходы двух реакторов блока доочистки хвостового газа от сероводорода методом Сульфрен и верх второй колонны очистки газа дегазации от сероводорода соединены трубопроводами с блоком дожига хвостового газа.The problem is also solved by the fact that in the installation for the production of elemental sulfur with tail gas aftertreatment, including reactors for thermal and catalytic processing of acid gases, tanks, pumps, heat exchangers, tail gas afterburner and pipelines connecting the apparatuses, the tail gas aftertreatment unit is additionally contained from hydrogen sulfide by Sulfren method, liquid sulfur degassing column, first hydrogen sulfide purification column of air supplied to the degassing column, second hydrogen sulfide purification column gas degassing, while the top of the liquid sulfur degassing column is connected by a pipeline to the generated sulfur collection tank and the degassing gas removal pipeline, the bottom of the sulfur degassing column is connected by the pipeline to the top of the first hydrogen sulfide purification column supplied to the degassing column and to the degassed sulfur removal pipeline to the recuperative sulfur cooling heat exchanger, the air supply pipe is connected to the compressor inlet fitting, the compressor outlet fitting is connected by pipelines through the regenerative heat sulfur cooling exchanger with the lower part of the first column of air hydrogen sulfide removal, the top of which is connected by a pipeline to the triazine solution supply system, the pipeline for degassing gas from the liquid sulfur degassing column is connected to the lower part of the second column of gas degassing from hydrogen sulfide, the top of which is connected to the system by a pipeline the supply of a triazine solution, the outputs of two reactors of the tail gas after-treatment unit from hydrogen sulfide by the Sulfren method and the top of the second column of gas purification of degassing from hydrogen sulfide s block pipelines with tail gas afterburner.
Для вариативности работы установки целесообразно, чтобы трубопровод подачи хвостового газа блока доочистки хвостового газа от сероводорода методом Сульфрен дополнительно был соединен с трубопроводом отвода газа дегазации в нижнюю часть второй колонны очистки газа дегазации от сероводорода.For the variability of the operation of the installation, it is advisable that the tail gas supply line of the tail gas after-treatment unit from hydrogen sulfide by the Sulfren method is additionally connected to the degassing gas outlet pipe to the lower part of the second gas-hydrogen sulfide degassing gas treatment column.
Целесообразно также, чтобы нижняя часть первой колонны очистки от сероводорода воздуха и нижняя часть второй колонны очистки от сероводорода газа дегазации были соединены трубопроводами с системой сбора промышленных стоков.It is also advisable that the lower part of the first column of purification of hydrogen sulfide from the air and the lower part of the second column of purification of hydrogen sulfide degassing gas were connected by pipelines to the collection system of industrial effluents.
На фигурах 1-3 представлены варианты схем установки, на которой может быть реализован заявляемый способ получения элементной серы с доочисткой хвостового газа. Установка включает следующие аппараты и трубопроводы:In figures 1-3 presents options for installation schemes, which can be implemented by the inventive method for producing elemental sulfur with aftertreatment of tail gas. The installation includes the following devices and pipelines:
10 - термический реактор;10 - thermal reactor;
20, 40, 60 - конденсатор;20, 40, 60 - capacitor;
30, 50 - каталитический реактор;30, 50 — catalytic reactor;
70 - сборная емкость;70 - collection tank;
80, 90 - реактор Сульфрен;80, 90 — Sulfren reactor;
100, 190 - насос;100, 190 - pump;
110 - колонна дегазации;110 - column degassing;
120 - первая колонна очистки;120 — first purification column;
130 - блок дожига хвостового газа;130 - block tail gas afterburning;
140 - компрессор;140 - compressor;
150 - рекуперативный теплообменник;150 - recuperative heat exchanger;
160 - вторая колонна очистки;160 - second cleaning column;
170 - блок гидрирования;170 - hydrogenation unit;
180 -колонна водной промывки и охлаждения;180 column of water washing and cooling;
200 - холодильник;200 - refrigerator;
210 - абсорбер;210 - an absorber;
220 - блок очистки хвостового газа с получением серной кислоты;220 - a tail gas purification unit to produce sulfuric acid;
1-9, 11-19, 21-29, 31-39, 41-43 - трубопроводы.1-9, 11-19, 21-29, 31-39, 41-43 - pipelines.
Установка, реализующая заявляемый способ получения элементной серы с доочисткой хвостового газа, функционирует следующим образом.The installation that implements the inventive method for producing elemental sulfur with tail gas aftertreatment, operates as follows.
На фиг.1 изображена принципиальная схема установки для получения элементной серы с использованием блока доочистки хвостового газа методом Сульфрен.Figure 1 shows a schematic diagram of a plant for producing elemental sulfur using a tail gas aftertreatment unit using the Sulfren method.
Основные аппараты схемы предложенной установки для получения элементной серы с использованием блока доочистки хвостового газа обвязаны трубопроводами следующим образом: трубопровод исходного сырья 1 соединяется с входом термического реактора 10, выход которого трубопроводом 2 связан с конденсатором 20, откуда трубопровод 3 соединяется со сборной емкостью 70, а трубопровод 4 - с входом каталитического реактора 30, выход которого соединен трубопроводом 5 с конденсатором 40, откуда отводится два трубопровода: трубопровод 6 соединен со сборной емкостью 70, а трубопровод 7 с каталитическим реактором 50, выход которого трубопроводом 8 связан с конденсатором 60, после которого трубопровод 9 связан со сборной емкостью 70, а трубопровод 11 - с трубопроводом 21 и далее трубопровод 12 соединяется с входом реактора Сульфрен 80. Верхняя часть реактора Сульфрен 80 соединяется трубопроводом 16 с блоком дожига хвостового газа 130, нижняя часть трубопроводом 14 соединена со сборной емкостью 70. Трубопровод 13 соединен трубопровод 12 с входом реактора Сульфрен 90, верхняя часть которого соединена трубопроводом 34 с трубопроводом 16, а нижняя часть трубопроводом 15 со сборной емкостью 70, выход которой присоединен трубопроводом 17 к всасывающему патрубку насоса 100. Нагнетательный патрубок насоса 100 трубопроводом 18 соединен с входным штуцером колонны дегазации 110, верхняя часть которой трубопроводом 21 соединена с трубопроводом 11. Возможно также, что трубопровод 19 связан с входом второй колонны очистки 160, верхняя часть которой соединена с блоком дожига хвостового газа, а трубопровод 25 соединяется с нижней частью второй колонны очистки 160 с емкостью сбора насыщенного триазина за пределами установки (не показана). Трубопровод 22 соединяет вторую колонну доочистки 160 с емкостью хранения (не показана). Нижняя часть колонны дегазации 110 связана с рекуперативным теплообменником 150, после которого трубопроводом 27 соединяется с резервуарами хранения дегазированной серы (на фиг. 1 не показано). Трубопровод подачи воздуха 28 подключен с входным штуцером компрессора 140, выходной штуцер которого соединен с рекуперативным теплообменником 150, после которого трубопровод 31 связан с первой колонны очистки 120, вверх которой соединен трубопроводом 23 с системой подачи раствора триазина и трубопроводом 32 с колонной дегазации 110, а низ первой колонны очистки 120 - трубопроводом 33 с емкостью сбора насыщенного триазина (не показано).The main apparatuses of the scheme of the proposed installation for producing elemental sulfur using a tail gas aftertreatment unit are connected by pipelines as follows: the
Предложенный способ получения элементной серы с доочисткой хвостового газа реализуется на данной установке следующим образом: кислый газ, содержащий сероводород и двуокись углерода, по трубопроводу 1 поступает в термический реактор 10, в котором происходит частичное сгорание сероводорода с образованием диоксида серы. Далее продукты сгорания по трубопроводу 2 направляются в конденсатор 20, откуда частично сконденсировавшая сера по трубопроводу 3 направляется в сборную емкость 70, а непрореагировавшие продукты реакции по трубопроводу 4 направляются в каталитический реактор 30, который связан трубопроводом 5 с конденсатором 40, обеспечивающим отделение жидкой серы от охлажденного потока продуктов сгорания. Конденсатор 40 соединен трубопроводом 6 со сборной емкостью 70 и трубопроводом 7 с каталитическим реактором 50. Образовавшиеся после каталитического реактора 50 продукты по трубопроводу 8 направляются в конденсатор 60, где обеспечивается отделение сконденсированной серы от потока отработанного вещества, вытекающего из каталитического реактора 30, в результате чего образуется поток хвостового газа, который по трубопроводу 11 смешивается с газом дегазации, поступающего из колонны дегазации 110 по трубопроводу 21, и далее по трубопроводу 12 направляются в блок доочистки хвостового газа с применением метода Сульфрен. Таким образом, поток, состоящий из хвостового газа и газа дегазации, по трубопроводу 12 поступает в реактор Сульфрен 80, в котором газы очищаются от сероводорода и диоксида углерода путем прохождения через слой катализатора, после которого очищенные газы по трубопроводу 16 направляются в блок дожига хвостового газа 130. При этом реактор Сульфрен 90 находится на стадии регенерации, после которого сконденсированная сера по трубопроводу 15 поступает в сборную емкость 70. Переключение реакторов Сульфрен 80 и 90 со стадии очистки на стадию регенерации, и наоборот, осуществляется с помощью герметичных обогреваемых пневматических клапанов-отсекателей, установленных на технологических линиях установок (не показано). В качестве катализаторов в реакторах Сульфрен 80 и 90 используют гранулированный оксид алюминия, имеющий диаметр гранул 2-5 мм, удельную поверхность не менее 300 м2/г и сероемкость не менее 75-70 мас.%. В том случае, когда реактор Сульфрен 80 находится на стадии регенерации, сконденсировавшаяся сера будет отводиться в сборную емкость 70 по трубопроводу 14, а очищенный от сероводорода и диоксида углерода газ с реактора Сульфрен 90 будет отводиться по трубопроводу 34 в блок дожига хвостового газа 130.The proposed method for producing elemental sulfur with tail gas aftertreatment is implemented in this installation as follows: acid gas containing hydrogen sulfide and carbon dioxide passes through
Жидкая сера при температуре 130-155°C из сборной емкости 70 по трубопроводу 17 поступает на прием насоса 100, после которого под напором 0,3-0,5 МПа по трубопроводу 18 подают в верхнюю часть колонну дегазации 110. Колонна дегазации снабжена регулярной насадкой, по крайне мере, перекрестноточного или противоточного типа. Возможно также использование в качестве контактных устройств тарелок, по крайней мере, провального типа без карманов или перекрестноточного типа со сливными карманами. Дегазацию сконденсированной серы проводят при температуре 150°C и давлении более 0,3 МПа. Низ колонны дегазации 110 связан трубопроводом 32 с верхом первой колонны очистки 120 от сероводорода воздуха, подаваемого в колонну дегазации 110, и с трубопроводом 26 отвода дегазированной серы в рекуперативный теплообменник 150 охлаждения серы. Трубопровод подачи воздуха 28 подключен к входному штуцеру компрессора 140, выходной штуцер компрессора 140 соединен трубопроводами через рекуперативный теплообменник 150 охлаждения серы с нижней частью первой колонны очистки 120 от сероводорода воздуха, верх которой соединен трубопроводом 23 с системой подачи раствора триазина. Колонна очистки 120 используется при применении для дегазации серы инертного газа, в котором содержание сероводорода превышает более 5 мг/м3. Триазин, насыщенный сероводородом, отводится с установки по трубопроводу 33.Liquid sulfur at a temperature of 130-155 ° C from the
Отвод газа дегазации с верха колонны дегазации 110 осуществляется по трубопроводу 21 на блок доочистки хвостового газа. Для данного метода доочистки хвостового газа газ дегазации смешивается с хвостовым газом 11 на входе в блок доочистки методом Сульфрен, в котором соотношение H2S:SO2 должно быть не ниже 2:1, что позволяет дополнительно увеличить количество сероводорода за счет присутствия сероводорода в газе дегазации и практически отсутствия в нем двуокиси серы. Также сократить подачу воздуха на процесс доочистки данного метода за счет вовлечения в процесс образования серы кислорода, содержащегося в газе дегазации, в том случае, когда в колонну дегазации подается воздух.The degassing gas is removed from the top of the
В случаях ремонта или обслуживания трубопровода 21, и сопутствующему ему оборудования, газ дегазации подается по трубопроводу 19 из колонны дегазации 110 жидкой серы, который соединен с нижней частью второй колонны очистки 160 газа дегазации от сероводорода, верх которой соединен трубопроводом 22 с системой подачи раствора триазина, верх второй колонны очистки 160 от газа дегазации от сероводорода соединен трубопроводом 24 с блоком дожига хвостового газа 130.In cases of repair or maintenance of the
На фиг.2 представлена принципиальная схема установки для получения элементной серы с использованием метода Скотт. В отличие от фигуры 1, хвостовой газ с газом дегазации поступает в блок гидрирования 170 с применением водорода, поступающего по трубопроводу 35. Блок гидрирования 170 связан трубопроводом 36 с охладительной колонной 180, низ которой соединяется трубопроводом 37 с насосом 190, откуда поток разделяется на две части, одна часть по трубопроводу 38 направляется в холодильник 200, откуда охлажденный поток вводится в верхнюю часть колонны водной промывки и охлаждения 180, а оставшаяся часть отводится с установки по трубопроводу 14. На установке предусматривается возможность подачи свежей воды по трубопроводу 41. Верх колонны водной промывки и охлаждения 180 связан трубопроводом 42 с нижней частью абсорбера 210, в котором образовавшийся в процессе гидрирования сероводород извлекается раствором алканоламинов, подаваемым в верхнюю часть абсорбера 210 по трубопроводу 43. С верха абсорбера 210 отводится по трубопроводу 16 очищенный газ в блок дожига хвостового газа 130, с низа по трубопроводу 15 насыщенный раствор алканоламинов отводится на регенерацию, после которой выделенный кислый газ возвращают на установку Клауса, а регенерированный раствор алканоламинов подается в абсорбер 210 (не показано). В данном методе в случае использования воздуха, содержащего кислород, подачу газа дегазации целесообразно осуществлять на последнюю ступень процесса Клауса, поскольку кислород рационально используется в качестве реагента при каталитическом превращении сероводорода в диоксид серы. В случае отсутствия кислорода в газе дегазации целесообразно подавать его в колонну водной промывки и охлаждения 180 хвостового газа, поскольку отсутствие диоксида серы в газе дегазации не требует до поступления в колонну водной промывки и охлаждения 180 его превращения в сероводород методом каталитического гидрирования.Figure 2 presents a schematic diagram of a plant for producing elemental sulfur using the Scott method. In contrast to Figure 1, the tail gas with the degassing gas enters the
На фиг.3 представлена принципиальная схема установки для получения элементной серы с использованием блока доочистки хвостового газа с получением серной кислоты 220. В отличие от фиг.1 и 2 хвостовой газ совместно с газом дегазации по трубопроводу 12 поступает в блок доочистки хвостового газа с получением серной кислоты 220. Хвостовой газ, газ дегазации и кислород сжигают в топочной камере, откуда выделенный диоксид серы направляют на каталитическое окисление до триоксида серы (не показано), который далее подвергают гидратации водой и конденсируют образовавшуюся серную кислоту, отводимую по трубопроводу 15 с блока доочистки хвостового газа с получением серной кислоты 220. Газ, обедненный оксидами серы SOx и оксидами азота NOx, отводится по трубопроводу 16 в блок дожига хвостового газа 130.Figure 3 presents a schematic diagram of an installation for producing elemental sulfur using a tail gas aftertreatment unit to produce
Предлагаемый способ и установка получения элементной серы с доочисткой хвостового газа иллюстрируется следующим примером.The proposed method and installation for producing elemental sulfur with tail gas aftertreatment is illustrated by the following example.
Пример 1. Для реализации данного изобретения на установке У-61/963 Оренбургского ГПЗ, предназначенной для приема, дегазации, хранения, налива жидкой серы в ж/д цистерны, получения и отгрузки твердой серы, в которой взамен классической отдувочной дегазации в накопительных резервуарах за счет подачи воздуха и сброса газа дегазации в дымовую трубу без проведения удаления сероводорода, создающий проблемы с экологией завода, проведены технологические расчеты по реализации напорной дегазации жидкой серы, вырабатываемой из всего объема сернистого природного газа до 17 млрд. нм3/год и 4,2 млн. т/год сернистого нестабильного конденсата в смеси с нефтью, добываемых на Оренбургском газоконденсатном месторождении, при условии, что дегазация другого источника серы, вырабатываемой из всего объема до 9 млн. нм3/год сернистого газа Карачаганакского месторождения, осуществляется на отдельной аналогичной установке, в колонне дегазации до остаточного содержания сероводорода в товарной сере не более 5-10 ppm.Example 1. For the implementation of this invention at the installation U-61/963 of the Orenburg gas processing plant, intended for receiving, degassing, storing, loading liquid sulfur in a railway tank, receiving and shipping solid sulfur, in which instead of the classical blow-out degassing in storage tanks for account of air supply and discharge of degassing gas into the chimney without removal of hydrogen sulfide, creating problems with the plant’s ecology, technological calculations have been carried out to implement pressure-free degassing of liquid sulfur generated from the entire volume of sulfur dioxide about natural gas up to 17 billion nm 3 / year and 4.2 million tons / year of unstable sulfur condensate mixed with oil produced at the Orenburg gas condensate field, provided that the degassing of another source of sulfur produced from the total volume of up to 9 million nm 3 / year of sulfur dioxide of the Karachaganak field, is carried out in a separate similar installation, in a degassing column to a residual hydrogen sulfide content in commercial sulfur of not more than 5-10 ppm.
Дегазация осуществляется под давлением 3,3 кгс/см2 (изб.) и температуре 150°C с подачей подогретого атмосферного воздуха, либо другого инертного газа в нижнюю часть колонны дегазации. Основные размеры колонны дегазации: высота 14 м, диаметр 1,0 м. В таблице 1 представлена характеристика основных потоков, из которых следует, что при подаче газа дегазации на смешение с хвостовым газом на блок доочистки хвостового газа методом Сульфрен, за счет вовлечения в процесс дополнительного количества сероводорода происходит сокращение содержания двуокиси серы в смесевом газе, что является необходимым условием эффективной работы Сульфрена. Также, в случае использования кислородсодержащего отдувочного газа при дегазации за счет присутствия до 20 об.% кислорода в газе дегазации при смещении с хвостовым газом происходит сокращение расхода воздуха, подаваемого на процесс очистки хвостового газа в реактора Сульфрена с помощью сопутствующих данному методу воздушных компрессоров. Это позволяет в условиях высокого содержания CO2 в кислом газе, присущее данному объекту, обеспечить нормативную конверсию сероводорода в серу для данного объекта на уровне не менее 99,6%.Degassing is carried out under a pressure of 3.3 kgf / cm 2 (g) and a temperature of 150 ° C with the supply of heated atmospheric air or other inert gas to the lower part of the degassing column. The main dimensions of the degassing column: height 14 m, diameter 1.0 m. Table 1 presents the characteristics of the main flows, from which it follows that when the degassing gas is mixed with tail gas to the tail gas after-treatment unit by the Sulfren method, due to its involvement in the process additional amount of hydrogen sulfide there is a reduction in the content of sulfur dioxide in the mixed gas, which is a necessary condition for the effective operation of Sulfren. Also, in the case of using oxygen-containing stripping gas during degassing due to the presence of up to 20 vol.% Oxygen in the degassing gas when displaced with the tail gas, the air flow rate supplied to the tail gas purification process in the Sulfren reactor using air compressors accompanying this method is reduced. This allows, under conditions of a high content of CO 2 in acid gas, inherent in this facility, to ensure a standard conversion of hydrogen sulfide to sulfur for this facility at a level of at least 99.6%.
При этом в дегазированной сере обеспечивается присутствие сероводорода не более 5-10 ppm.In the degassed sulfur, the presence of hydrogen sulfide is not more than 5-10 ppm.
Claims (15)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014103043/05A RU2562481C2 (en) | 2014-01-29 | 2014-01-29 | Method and apparatus for producing elementary sulphur with tail gas post-treatment |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014103043/05A RU2562481C2 (en) | 2014-01-29 | 2014-01-29 | Method and apparatus for producing elementary sulphur with tail gas post-treatment |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2014103043A RU2014103043A (en) | 2015-08-10 |
| RU2562481C2 true RU2562481C2 (en) | 2015-09-10 |
Family
ID=53795682
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014103043/05A RU2562481C2 (en) | 2014-01-29 | 2014-01-29 | Method and apparatus for producing elementary sulphur with tail gas post-treatment |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2562481C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2017188846A1 (en) * | 2016-04-25 | 2017-11-02 | Start-Catalyst Llc | A device, process, and catalyst intended for desulfurization and demercaptanization of gaseous hydrocarbons |
| WO2017188847A1 (en) * | 2016-04-25 | 2017-11-02 | Start-Catalyst Llc | A device, process, and catalyst intended for desulfurization/demercaptanization/dehydration of gaseous hydrocarbons |
| RU2795860C1 (en) * | 2022-08-22 | 2023-05-12 | Общество с ограниченной ответственностью научно-исследовательский и проектный институт "ПЕГАЗ" | Sulfur plant |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109233930A (en) * | 2018-10-26 | 2019-01-18 | 常州工程职业技术学院 | It is a kind of for removing the device and removal methods of hydrogen sulfide in methane |
| CN115724407B (en) * | 2021-08-31 | 2024-07-16 | 中国石油化工股份有限公司 | Liquid sulfur degassing device and method |
| CN115724408B (en) * | 2021-08-31 | 2024-07-23 | 中国石油化工股份有限公司 | Degassing treatment device and method for liquid sulfur |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3985861A (en) * | 1974-09-16 | 1976-10-12 | Shell Oil Company | Process for removing sulfur compounds from claus off-gases |
| SU751318A3 (en) * | 1970-07-17 | 1980-07-23 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Н.В. (Фирма) | Method of producing elementary sulfur from hydrogen sulfide |
| SU1709900A3 (en) * | 1986-04-16 | 1992-01-30 | Вег-Газинститут Н.В. (Фирма) | Process for recovery sulphur from gases containing hydrogen sulfide |
| RU2081816C1 (en) * | 1994-02-15 | 1997-06-20 | Институт катализа им.Г.К.Борескова СО РАН | Method for producing elemental sulphur |
| RU2179949C2 (en) * | 1995-09-15 | 2002-02-27 | Сторк Энджиниерс Энд Контрэкторс Б.В. | Sulfur degassing process and apparatus |
| RU59042U1 (en) * | 2006-07-12 | 2006-12-10 | Открытое акционерное общество "Гипрогазоочистка" | LIQUID SULFUR DEGASATION DEVICE |
| WO2013044104A1 (en) * | 2011-09-21 | 2013-03-28 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods of treatment of sulfur-containing vent gases |
-
2014
- 2014-01-29 RU RU2014103043/05A patent/RU2562481C2/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU751318A3 (en) * | 1970-07-17 | 1980-07-23 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Н.В. (Фирма) | Method of producing elementary sulfur from hydrogen sulfide |
| US3985861A (en) * | 1974-09-16 | 1976-10-12 | Shell Oil Company | Process for removing sulfur compounds from claus off-gases |
| SU1709900A3 (en) * | 1986-04-16 | 1992-01-30 | Вег-Газинститут Н.В. (Фирма) | Process for recovery sulphur from gases containing hydrogen sulfide |
| RU2081816C1 (en) * | 1994-02-15 | 1997-06-20 | Институт катализа им.Г.К.Борескова СО РАН | Method for producing elemental sulphur |
| RU2179949C2 (en) * | 1995-09-15 | 2002-02-27 | Сторк Энджиниерс Энд Контрэкторс Б.В. | Sulfur degassing process and apparatus |
| RU59042U1 (en) * | 2006-07-12 | 2006-12-10 | Открытое акционерное общество "Гипрогазоочистка" | LIQUID SULFUR DEGASATION DEVICE |
| WO2013044104A1 (en) * | 2011-09-21 | 2013-03-28 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods of treatment of sulfur-containing vent gases |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2017188846A1 (en) * | 2016-04-25 | 2017-11-02 | Start-Catalyst Llc | A device, process, and catalyst intended for desulfurization and demercaptanization of gaseous hydrocarbons |
| WO2017188847A1 (en) * | 2016-04-25 | 2017-11-02 | Start-Catalyst Llc | A device, process, and catalyst intended for desulfurization/demercaptanization/dehydration of gaseous hydrocarbons |
| RU2649444C2 (en) * | 2016-04-25 | 2018-04-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Старт-Катализатор" | Apparatus, method and catalyst for the drying and purification of a gaseous raw hydrocarbon from hydrogen sulfide and mercaptans |
| RU2649442C2 (en) * | 2016-04-25 | 2018-04-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Старт-Катализатор" | Apparatus, method and catalyst for the purification of a gaseous raw hydrocarbon from hydrogen sulfide and mercaptans |
| EA038097B1 (en) * | 2016-04-25 | 2021-07-06 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Старт-Катализатор" (Ооо "Старт-Катализатор") | Device, process, and catalyst intended for desulfurization and demercaptanization of raw gaseous hydrocarbons |
| RU2827769C2 (en) * | 2019-05-03 | 2024-10-01 | Хальдор Топсёэ А/С | Modernization of claus plant with sulfuric acid plant |
| RU2800865C1 (en) * | 2021-10-22 | 2023-07-31 | Шаньдун Санвэй Кемикал Груп Ко., Лтд | Staged combustion device for sulfur recovery using pure oxygen and method for its recovery |
| RU2795860C1 (en) * | 2022-08-22 | 2023-05-12 | Общество с ограниченной ответственностью научно-исследовательский и проектный институт "ПЕГАЗ" | Sulfur plant |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2014103043A (en) | 2015-08-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2562481C2 (en) | Method and apparatus for producing elementary sulphur with tail gas post-treatment | |
| JP7075910B2 (en) | Acid gas treatment | |
| US9901864B2 (en) | Device and method for simultaneous hydrogen sulphide removal and biogas upgrading | |
| CN101143297B (en) | Sewage storage tank exhaust air-release purification processing method | |
| RU2011126711A (en) | METHOD AND SYSTEM FOR CLEANING RAW GASES, IN PARTICULAR BIOGAS, FOR PRODUCING METHANE | |
| RU2009115178A (en) | METHOD FOR REGENERATING SULFUR FROM GAS CONTAINING SULFUR WITH HIGH EFFICIENCY | |
| CN108117208B (en) | Treatment method and treatment device for alkaline residue waste liquid | |
| CN105923610A (en) | Novel process of acetylene purification and waste acid regeneration | |
| WO2011089635A1 (en) | Integrated process for treating refinery waste water, containing ammonia and hydrogen sulphide, and refinery exhaust acid gas containing hydrogen sulphide | |
| CN113842751A (en) | Device and method for treating waste gas containing carbon disulfide | |
| CN101239271B (en) | Cleaning treatment method of acid sewage storage tank discharging gas | |
| CN107758964B (en) | System for treating waste alkali liquid and treatment method thereof | |
| CN109939550B (en) | Method and device for treating FCC (fluid catalytic cracking) regenerated flue gas | |
| CN105217579B (en) | Sulfur recovery facility reduces flue gas SO2The method of concentration of emission | |
| RU2505344C1 (en) | Method of cleaning gases from hydrogen sulphide | |
| CN108117209B (en) | Comprehensive treatment method and device for alkaline residue waste liquid | |
| CN110683520A (en) | Process for preparing sulfuric acid by regenerating low-concentration dilute waste sulfuric acid | |
| CN214936760U (en) | Residual oil catalytic thermal cracking and coal-to-olefin waste alkali liquor resource utilization device | |
| TW201531329A (en) | Method for processing acid gas and apparatus thereof | |
| CN115178087A (en) | Waste gas desulfurization process and equipment | |
| RU2708005C1 (en) | Method of purifying sulphurous alkali waste water | |
| US8062619B2 (en) | Process and device for desulfurization of a gas, comprising a stage for elimination of sulfur by cooling a gas stream | |
| RU2526455C2 (en) | Method of purifying discharged gases from hydrogen sulphide | |
| KR100478271B1 (en) | Wet oxidation process | |
| EA010000B1 (en) | Improved configurations for removing sulphur and method for treating effluent gas |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| HE9A | Changing address for correspondence with an applicant | ||
| HE4A | Notice of change of address of a patent owner |
Effective date: 20190704 |