SE501782C2 - Method and apparatus for selectively removing hydrogen sulfide from a gas - Google Patents
Method and apparatus for selectively removing hydrogen sulfide from a gasInfo
- Publication number
- SE501782C2 SE501782C2 SE9303034A SE9303034A SE501782C2 SE 501782 C2 SE501782 C2 SE 501782C2 SE 9303034 A SE9303034 A SE 9303034A SE 9303034 A SE9303034 A SE 9303034A SE 501782 C2 SE501782 C2 SE 501782C2
- Authority
- SE
- Sweden
- Prior art keywords
- gas
- solution
- stage
- hydrogen sulphide
- carbonate
- Prior art date
Links
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 130
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims abstract description 109
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 47
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 title claims description 42
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 123
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 94
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 84
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 62
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 52
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 35
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 32
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 claims abstract description 22
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 21
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 33
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 18
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 12
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 10
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 7
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 6
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 claims description 5
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 claims description 4
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 claims description 2
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract description 87
- 235000010269 sulphur dioxide Nutrition 0.000 abstract description 35
- 239000003513 alkali Substances 0.000 abstract description 17
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract description 13
- 239000004291 sulphur dioxide Substances 0.000 abstract 3
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 15
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 12
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 12
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 11
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 11
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 description 8
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 7
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 description 7
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 6
- GRVFOGOEDUUMBP-UHFFFAOYSA-N sodium sulfide (anhydrous) Chemical compound [Na+].[Na+].[S-2] GRVFOGOEDUUMBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 5
- WMFOQBRAJBCJND-UHFFFAOYSA-M Lithium hydroxide Chemical compound [Li+].[OH-] WMFOQBRAJBCJND-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 5
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- 229910052979 sodium sulfide Inorganic materials 0.000 description 5
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 4
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 4
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 4
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 4
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 3
- -1 NaOH Chemical class 0.000 description 3
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 3
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 3
- GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L sodium sulfite Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])=O GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DWAQJAXMDSEUJJ-UHFFFAOYSA-M Sodium bisulfite Chemical compound [Na+].OS([O-])=O DWAQJAXMDSEUJJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229910000288 alkali metal carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000008041 alkali metal carbonates Chemical class 0.000 description 2
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 2
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 2
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L magnesium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 description 2
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 2
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 235000010267 sodium hydrogen sulphite Nutrition 0.000 description 2
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 description 2
- 235000010265 sodium sulphite Nutrition 0.000 description 2
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 2
- JHWIEAWILPSRMU-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-3-pyrimidin-4-ylpropanoic acid Chemical compound OC(=O)C(C)CC1=CC=NC=N1 JHWIEAWILPSRMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YZCKVEUIGOORGS-OUBTZVSYSA-N Deuterium Chemical compound [2H] YZCKVEUIGOORGS-OUBTZVSYSA-N 0.000 description 1
- 239000007832 Na2SO4 Substances 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002860 competitive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000029087 digestion Effects 0.000 description 1
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- XGZVUEUWXADBQD-UHFFFAOYSA-L lithium carbonate Chemical compound [Li+].[Li+].[O-]C([O-])=O XGZVUEUWXADBQD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052808 lithium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 238000005504 petroleum refining Methods 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 239000012286 potassium permanganate Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004289 sodium hydrogen sulphite Substances 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- D—TEXTILES; PAPER
- D21—PAPER-MAKING; PRODUCTION OF CELLULOSE
- D21C—PRODUCTION OF CELLULOSE BY REMOVING NON-CELLULOSE SUBSTANCES FROM CELLULOSE-CONTAINING MATERIALS; REGENERATION OF PULPING LIQUORS; APPARATUS THEREFOR
- D21C11/00—Regeneration of pulp liquors or effluent waste waters
- D21C11/06—Treatment of pulp gases; Recovery of the heat content of the gases; Treatment of gases arising from various sources in pulp and paper mills; Regeneration of gaseous SO2, e.g. arising from liquors containing sulfur compounds
- D21C11/08—Deodorisation ; Elimination of malodorous compounds, e.g. sulfur compounds such as hydrogen sulfide or mercaptans, from gas streams
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/46—Removing components of defined structure
- B01D53/48—Sulfur compounds
- B01D53/52—Hydrogen sulfide
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B17/00—Sulfur; Compounds thereof
- C01B17/64—Thiosulfates; Dithionites; Polythionates
- C01B17/66—Dithionites or hydrosulfites (S2O42-)
-
- 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
- Y02P70/00—Climate change mitigation technologies in the production process for final industrial or consumer products
- Y02P70/10—Greenhouse gas [GHG] capture, material saving, heat recovery or other energy efficient measures, e.g. motor control, characterised by manufacturing processes, e.g. for rolling metal or metal working
Abstract
Description
501 782 10 15 20 25 30 35 2 teten för svavelväte endast 10%, dvs 90% av den gas som absorberas utgöres av koldioxid vilket medför att hela 90% av natriumhydroxiden åtgår för absorptionen av koldioxid. The sulfur hydrogen content is only 10%, ie 90% of the gas absorbed consists of carbon dioxide, which means that as much as 90% of the sodium hydroxide is needed for the absorption of carbon dioxide.
För att motverka ovanstående problem vid absorption av svavelväte ur gaser, som innehåller både svavelväte och koldioxid, har man försökt att utveckla metoder för selek- tiv absorption av svavelväte. Därvid har man bl a försökt att selektivt absorbera svavelväte genom absorption i lös- ningar av starka oxidationsmedel, såsom kaliumpermanganat, natriumdikromat eller ferrisalter. Andra selektiva förfa- randen utnyttjar alkaliska lösningar, såsom natrium- eller kaliumkarbonatlösningar, under noggrann justering av driftsbetingelserna vid absorptionen. För närmare detaljer beträffande denna kända teknik hänvisas till en artikel av C. Oloman, F. E. Murray, och J. B. Risk, "The Selective Absorption of Hydrogen Sulphide From Stack Gas", Pulp and 1969, sid 69ff., "Selective Absorp- Paper Magazine of Canada, December 5, och E. Bendall, R. C. Aiken och F. Mandas, tion of H25 from Larger Quantities of C02 by Absorption and Reaction in Fine Sprays", AICHE Journal (Vol. 29, No. 1), Januari 1983, sid 66ff.In order to counteract the above problems in the absorption of hydrogen sulphide from gases, which contain both hydrogen sulphide and carbon dioxide, attempts have been made to develop methods for the selective absorption of hydrogen sulphide. Attempts have been made, among other things, to selectively absorb hydrogen sulphide by absorption in solutions of strong oxidizing agents, such as potassium permanganate, sodium dichromate or ferric salts. Other selective methods utilize alkaline solutions, such as sodium or potassium carbonate solutions, while carefully adjusting the operating conditions upon absorption. For further details on this prior art, see an article by C. Oloman, FE Murray, and JB Risk, "The Selective Absorption of Hydrogen Sulphide From Stack Gas", Pulp and 1969, page 69ff., "Selective Absorption- Paper Magazine of Canada, December 5, and E. Bendall, RC Aiken and F. Mandas, tion of H25 from Larger Quantities of C02 by Absorption and Reaction in Fine Sprays ", AICHE Journal (Vol. 29, No. 1), January 1983, p. 66ff.
Genom att istället för en hydroxidlösning, såsom en natriumhydroxidlösning, använda en karbonatlösning, såsom en natriumkarbonatlösning, kan selektiviteten för absorp- tion av svavelväte höjas till ca 30-50%. Reaktionerna vid en sådan absorption kan allmänt skrivas som följer: (5) (5) H s + 0032' 'r-:š us' + 11003' 2 co + co 2' + H20 -ve 211003' 2 3 Med en karbonatlösning som absorptionslösning sker absorptionen av svavelväte i det närmaste momentant, medan koldioxid endast långsamt reagerar med karbonatjoner till vätekarbonatjoner. Genom bildningen av en hög halt av vätekarbonat vid användning av en karbonatlösning som ab- sorptionsmedel erhålles också fördelen av ett "mottryck" (jämviktstryck) mot absorption av koldioxid, såsom framgår 10 15 20 25 30 35 501 782 i 3 av jämviktsformeln (6) ovan.By using a carbonate solution, such as a sodium carbonate solution, instead of a hydroxide solution, such as a sodium hydroxide solution, the selectivity for the absorption of hydrogen sulphide can be increased to about 30-50%. The reactions of such absorption can generally be written as follows: (5) (5) H s + 0032 '' r-: š us '+ 11003' 2 co + co 2 '+ H 2 O -ve 211003' 2 3 With a carbonate solution as absorption solution, the absorption of hydrogen sulphide takes place almost instantaneously, while carbon dioxide reacts only slowly with carbonate ions to hydrogen carbonate ions. The formation of a high content of bicarbonate using a carbonate solution as absorbent also gives the advantage of a "back pressure" (equilibrium pressure) against absorption of carbon dioxide, as shown in 3 of the equilibrium formula (6). above.
Ett problem vid användning av en karbonatlösning som absorptionsmedel är att endast relativt låg vätesulfidhalt kan uppnås i lösningen på grund av att absorptionskapaci- teten minskar till följd av bildningen av vätekarbonatjo- ner. Att uppnå vätesulfidhalter över ca 10 g/liter är mycket svårt. Till följd av detta har tidigare kända meto- der för selektiv absorption av svavelväte med karbonatlös- ning som absorptionsmedium inte vunnit något allmänt er- kännande, trots att det finns ett stort behov inom olika områden, vid vilka svavelväte- och koldioxidinnehållande gaser bildas. Som exempel på områden inom vilka detta be- hov föreligger kan nämnas petroleumraffinering, lysgas- framställning och i synnerhet inom sulfatmassaindustrin vid förbränning av s k svartlut.A problem with the use of a carbonate solution as an absorbent is that only a relatively low hydrogen sulphide content can be achieved in the solution due to the fact that the absorption capacity decreases as a result of the formation of bicarbonate ions. Achieving hydrogen sulfide levels above about 10 g / liter is very difficult. As a result, previously known methods for the selective absorption of hydrogen sulfide with carbonate solution as the absorption medium have not gained any general recognition, despite the fact that there is a great need in various fields in which hydrogen sulfide and carbon dioxide-containing gases are formed. Examples of areas in which this need exists are petroleum refining, light gas production and in particular in the sulphate pulp industry in the combustion of so-called black liquor.
Vid återvinning av kemikalier enligt den traditionel- la s k Tomlinson-processen inom sulfatindustrin förbränns svartluten i en s k sodapanna under alstring av ånga samt bildning av en smälta av i huvudsak natriumkarbonat och natriumsulfid. Denna smälta upplöses sedan i vatten och kaustiseras, varvid natriumkarbonatet omvandlas till nat- riumhydroxid och man erhåller s k vitlut, vilken på nytt kan användas för uppslutning av ved. Av flera skäl, bl a risken för explosion vid tubbrott i pannan, har man under senare tid försökt att utveckla nya processer för svart- lutsförbränning, vid vilka någon smälta inte bildas. Dessa processer kan sammanfattas under benämningen ”svartsluts- förgasning" och ett exempel är den s k SCA-Billeruds-pro- cessen (E. Hornstedt och J. Gomy, Paper Trade Journal 158 (l974):l6, sid 32-34). Vid denna process pyrolyseras svartluten i en reaktor under sådana temperaturbetingelser att det bildas ett stoft, som väsentligen består av nat- riumkarbonat och kol, samt en brännbar gas, som bl a inne- håller svavelföreningar. Som ett annat exempel på svart- lutsförgasning kan nämnas den svenska patentansökan nr 8605116-0, som beskriver ett sätt att termiskt sönderdela svartlut under tillförsel av syre i en mängd under den 501 782 10 15 20 25 30 35 4 stökiometriskt erforderliga, vid ett tryck över 10 bar, och vid en sådan temperatur att någon smälta inte bildas.When recycling chemicals according to the traditional so-called Tomlinson process in the sulphate industry, the black liquor is burned in a so-called recovery boiler during the generation of steam and the formation of a melt of mainly sodium carbonate and sodium sulphide. This melt is then dissolved in water and causticized, whereby the sodium carbonate is converted to sodium hydroxide and so-called white liquor is obtained, which can be used again for digestion of wood. For several reasons, including the risk of explosion in the event of a tube rupture in the boiler, attempts have recently been made to develop new processes for black liquor combustion, in which no melt is formed. These processes can be summarized under the name "black-end gasification" and an example is the so-called SCA-Billeruds process (E. Hornstedt and J. Gomy, Paper Trade Journal 158 (1974): 16, pages 32-34). In this process, the black liquor is pyrolyzed in a reactor under such temperature conditions that a dust is formed, which essentially consists of sodium carbonate and carbon, as well as a combustible gas, which contains sulfur compounds, among other things. Swedish Patent Application No. 8605116-0, which describes a method of thermally decomposing black liquor during the supply of oxygen in an amount below the stoichiometrically required, at a pressure above 10 bar, and at such a temperature that any melt does not form.
Vid förgasningen bildas en fast fas, som i huvudsak består av natriumkarbonat, och en gasfas, som i huvudsak utgöres av svavelväte, kolmonoxid, koldioxid, väte, vattenånga, metan, m fl.During the gasification, a solid phase is formed, which mainly consists of sodium carbonate, and a gas phase, which mainly consists of hydrogen sulphide, carbon monoxide, carbon dioxide, hydrogen, water vapor, methane, etc.
För att vid en svartlutsförgasning enligt ovan kunna tillvarataga kemikalierna och av dessa framställa vitlut för förnyad användning vid massaframställningsprocessen, krävs att svavelvätet kan tillvaratagas från den bildade gasen. Eftersom gasen även innehåller koldioxid, kommer denna att konkurrera med svavelvätet vid en vätskeabsorp- tion av svavelväte, och eftersom gasen har en låg halt av svavelväte (ca 0,5-2%) medan halten koldioxid är upp emot 20 gånger högre (ca 10-20%) blir utvinningen av svavelväte genom konventionell vätskeabsorption otillfredsställande.In order to be able to utilize the chemicals in a black liquor gasification according to the above and to produce white liquor from them for re-use in the mass production process, it is required that the hydrogen sulphide can be recovered from the gas formed. Since the gas also contains carbon dioxide, it will compete with the hydrogen sulphide in a liquid absorption of hydrogen sulphide, and since the gas has a low content of hydrogen sulphide (approx. 0.5-2%) while the carbon dioxide content is up to 20 times higher (approx. 10 -20%), the recovery of hydrogen sulphide by conventional liquid absorption becomes unsatisfactory.
Det föreligger sålunda ett behov av att vid gaser, som innehåller både svavelväte och koldioxid, genom väts- keabsorption kunna avskilja svavelvätet med hög avskilj- ningsgrad samt med hög selektivitet.There is thus a need to be able to separate the hydrogen sulphide with a high degree of separation and with a high selectivity in the case of gases which contain both hydrogen sulphide and carbon dioxide.
Enligt den ej offentliggjorda svenska patentansökan nr 9300533-8, som inlämnats den 18 februari 1993, har man funnit att om man som vätskeabsorptionsmedium utnyttjar en karbonatinnehållande alkalisk lösning och under absorptio- nen av svavelväte justerar lösningens pH genom tillsätt- ning av en hydroxid, dvs inte genom tillsättning av nytt karbonat, så kan en absorption åstadkommas med hög av- skiljning av svavelväte och hög selektivitet för svavel- väte. Sålunda är det möjligt att erhålla en selektivitet för absorption av svavelväte av 60-70%, en sulfidhalt i absorptionslösningen av ca 30 g/liter, samt en avskilj- ningsgrad av svavelväte av ca 90-99%.According to the unpublished Swedish patent application No. 9300533-8, filed on February 18, 1993, it has been found that if a carbonate-containing alkaline solution is used as the liquid absorption medium and during the absorption of hydrogen sulphide the pH of the solution is adjusted by adding a hydroxide, ie. not by adding new carbonate, an absorption can be achieved with high separation of hydrogen sulfide and high selectivity for hydrogen sulfide. Thus it is possible to obtain a selectivity for absorption of hydrogen sulphide of 60-70%, a sulphide content in the absorption solution of about 30 g / liter, and a degree of separation of hydrogen sulphide of about 90-99%.
Närmare bestämt uppnås detta genom ett sätt av det inledningsvis angivna slaget, vid vilket gasen bringas i kontakt i minst ett steg med en karbonatinnehållande alka- lisk lösning, vars pH under absorptionen justeras genom tillsättning av en hydroxid. 10 15 20 25 30 35 501 782 5 Sättet kan genomföras med en anordning som utmärkes av, att den utgöres av en behållare med ett gasinlopp och ett gasutlopp, att behållaren innehåller fyllning som är anordnade 1 flera efter varandra anordnade steg, att an- ordningen inbegriper organ för tillförsel av en karbo- natinnehållande lösning till det sista steget, sett i ga- sens matningsriktning, att varje steg inbegriper organ för matning av den karbonatinnehållande lösningen genom steget i motström mot gasen och för återcirkulation av lösningen över steget, att anordningen har ledningsorgan mellan ste- gen för matning av en delström av lösningen från ett steg till ett föregående steg, sett i gasens matningsriktning, och att anordningen inbegriper organ för tillförsel av en hydroxid till den karbonatinnehållande lösningen i åtmins- tone ett av stegen, samt en utloppsledning från det första steget, sett i gasens matningsriktning, för utmatning av vätesulfidinnehållande vätska.More specifically, this is achieved by a method of the kind initially indicated, in which the gas is contacted in at least one step with a carbonate-containing alkaline solution, the pH of which during absorption is adjusted by adding a hydroxide. The method can be carried out with a device which is characterized in that it consists of a container with a gas inlet and a gas outlet, that the container contains filling which is arranged in several successively arranged steps, that the device means for supplying a carbonate-containing solution to the last stage, seen in the feed direction of the gas, that each stage includes means for feeding the carbonate-containing solution through the step in countercurrent to the gas and for recirculating the solution over the stage, that the device has conduit means between the stages for feeding a partial stream of the solution from one stage to a previous stage, seen in the direction of gas supply, and that the device comprises means for supplying a hydroxide to the carbonate-containing solution in at least one of the stages, and an outlet line from the first step, seen in the feed direction of the gas, for discharging hydrogen sulfide-containing liquid.
Med "karbonatinnehàllande alkalisk lösning" avses en vattenlösning som innehåller karbonatjoner (C032'). Före- trädesvis utgöres denna lösning av en alkalimetallkarbo- natlösning, såsom en lösning av natrium-, kalium- eller litiumkarbonat. Natriumkarbonat föredrages särskilt med hänsyn till lättillgänglighet och av ekonomiska skäl. Lös- ningens karbonatkoncentration är inte kritisk, men lämpli- gen är den ca 0,1-3 M med avseende på karbonat, företrä- desvis ca 1-2,5 M, och mest föredraget ca 1,7 M med av- seende på karbonat.By "carbonate-containing alkaline solution" is meant an aqueous solution containing carbonate ions (CO32 '). Preferably, this solution is an alkali metal carbonate solution, such as a solution of sodium, potassium or lithium carbonate. Sodium carbonate is particularly preferred for reasons of readiness and economic reasons. The carbonate concentration of the solution is not critical, but suitably it is about 0.1-3 M with respect to carbonate, preferably about 1-2.5 M, and most preferably about 1.7 M with respect to carbonate.
Det är viktigt att den karbonatinnehållande alkaliska ca 9. Vid pH-värden under ca svavelväte otillfredsstäl- att redan absorberat svavel- Lösningens pH bör inte hel- lösningen har ett pH av minst 9 är nämligen absorptionen av lande, och i stället riskeras väte frigöres från lösningen. ler vara alltför högt, eftersom detta missgynnar absorp- tionen av svavelväte i förhållande till absorptionen av koldioxid. Sålunda föredrages det att lösningens pH ej är högre än ca 12 för att absorptionen av koldioxid inte skall bli för stor. Företrädesvis ligger lösningens pH i 501 782 10 15 20 25 30 35 6 området ca 10,0-11,0, mest föredraget i området ca 10,2-10,8. Om lösningens pH regleras i det sistnämnda, snäva området uppnås en optimal avskiljning av svavelväte.It is important that the carbonate-containing alkaline about 9. At pH values below about hydrogen sulfide unsatisfactory- that already absorbed sulfur- The pH of the solution should not the whole solution has a pH of at least 9 is namely the absorption of land, and instead hydrogen is released from solution. may be too high, as this disadvantages the absorption of hydrogen sulphide in relation to the absorption of carbon dioxide. Thus, it is preferred that the pH of the solution is not higher than about 12 so that the absorption of carbon dioxide does not become too great. Preferably the pH of the solution is in the range of about 10.0-11.0, most preferably in the range of about 10.2-10.8. If the pH of the solution is regulated in the latter, narrow range, an optimal separation of hydrogen sulphide is achieved.
Såsom framgår av jämviktsreaktionerna (5) och (6) bildas vätekarbonatjoner (HC03_) vid absorptionen av sva- velväte respektive koldioxid. Detta innebär att absorp- tionslösningens pH sjunker allt eftersom absorptionen av svavelväte och koldioxid fortskrider. När lösningens pH sjunker under ca 9 blir, såsom påpekats ovan, absorptionen av svavelväte otillfredsställande och i stället finns risk att redan absorberat svavelväte frigöres från lösningen.As can be seen from the equilibrium reactions (5) and (6), bicarbonate ions (HCO3_) are formed during the absorption of hydrogen sulphide and carbon dioxide, respectively. This means that the pH of the absorption solution decreases as the absorption of hydrogen sulphide and carbon dioxide progresses. When the pH of the solution drops below about 9, as pointed out above, the absorption of hydrogen sulphide becomes unsatisfactory and instead there is a risk that already absorbed hydrogen sulphide is released from the solution.
För att undvika detta måste lösningen regenereras, dvs dess pH höjas över den tillåtna undre gränsen för jämvikt mellan H28 i gasform och sulfidhalt i vätska vid aktuell temperatur och pH-värde. Samtidigt bör dock pH-värdet inte höjas över ca 12 för att undvika att den konkurrerande absorptionen av koldioxid tar överhanden. Genom att höja lösningens pH genom tillsättning av en hydroxid, t ex en alkalimetallhydroxid såsom Na0H, uppnås att de bildade vätekarbonatjonerna återföres till karbonatjoner enligt jämviktsreaktionen 2- 3 on' + Hco ' :ri co 3 + H20 (7) Genom att karbonatlösningen på detta sätt återbildats eller regenererats kan lösningen absorbera ytterligare svavelväte enligt reaktionen (5) ovan. Genom att lösning- ens pH justeras genom tillsättning av en hydroxid och hål- les inom det angivna intervallet av ca 9-12, företrädesvis ca 10,0-11,0 och mest föredraget ca 10,2-10,8, hálles ab- sorptionen av koldioxid på en förhållandevis låg nivå.To avoid this, the solution must be regenerated, ie its pH raised above the permissible lower limit for equilibrium between H28 in gaseous form and sulphide content in liquid at current temperature and pH. At the same time, however, the pH value should not be raised above about 12 to avoid the competing absorption of carbon dioxide taking over. By raising the pH of the solution by adding a hydroxide, for example an alkali metal hydroxide such as NaOH, it is achieved that the hydrogen carbonate ions formed are recycled to carbonate ions according to the equilibrium reaction 2- 3 on '+ Hco': ri co 3 + H 2 O (7). After regeneration or regeneration, the solution can absorb additional hydrogen sulfide according to the reaction (5) above. By adjusting the pH of the solution by adding a hydroxide and keeping it within the stated range of about 9-12, preferably about 10.0-11.0 and most preferably about 10.2-10.8, the sorption of carbon dioxide at a relatively low level.
Såsom angivits ovan, regenereras den karbonatinnehål- lande alkaliska lösningen genom tillsättning av en hydr- oxid. Denna kan i princip utgöras av vilkèê/hydroxid som helst, som inte påverkar absorptionen av svavelväte nega- tivt och som har förmåga att höja lösningens pH från den angivna undre gränsen av ca 9 och till önskat värde, såsom 10 15 20 25 30 35 501 782' 7 högst ca 12,0, företrädesvis högst ca 11,0, och mest före- draget högst ca 10,8. Det föredrages vid uppfinningen att använda hydroxider av alkalimetaller eller alkaliska jord- artsmetaller. Som exempel kan nämnas natriumhydroxid (Na0H), kaliumhydroxid (KOH), litiumhydroxid (LiOH), kal- ciumhydroxid (Ca(OH)2) och magnesiumhydroxid (Mg(0H)2).As stated above, the carbonate-containing alkaline solution is regenerated by adding a hydroxide. This can in principle consist of any / hydroxide which does not adversely affect the absorption of hydrogen sulphide and which is capable of raising the pH of the solution from the stated lower limit of about 9 and to the desired value, such as 10 15 20 25 30 35 501 782 '7 at most about 12.0, preferably at most about 11.0, and most preferably at most about 10.8. It is preferred in the invention to use hydroxides of alkali metals or alkaline earth metals. Examples which may be mentioned are sodium hydroxide (NaOH), potassium hydroxide (KOH), lithium hydroxide (LiOH), calcium hydroxide (Ca (OH) 2) and magnesium hydroxide (Mg (OH) 2).
Natriumhydroxid föredrages mest med hänsyn till tillgäng- lighet och pris. _ Vätsketemperaturen vid absorptionen är inte speciellt kritisk och kan ligga inom ett vidsträckt område, men bör företrädesvis ligga under ca 80°C, eftersom man vid en temperatur av ca 80°C eller högre riskerar att svavelväte- absorptionen minskar. Det föredrages att temperaturen lig- ger i området från rumstemperatur, dvs ca 20°C, och upp till ca 80°C, mera föredraget ca 40-70°C, och mest före- draget ca 60-70°C.Sodium hydroxide is most preferred in terms of availability and price. The liquid temperature during absorption is not particularly critical and may be within a wide range, but should preferably be below about 80 ° C, as at a temperature of about 80 ° C or higher there is a risk that hydrogen sulphide absorption is reduced. It is preferred that the temperature be in the range from room temperature, i.e. about 20 ° C, and up to about 80 ° C, more preferably about 40-70 ° C, and most preferably about 60-70 ° C.
För att vid vätskeabsorptionen av svavelväte uppnå så hög selektivitet för svavelväte som möjligt bör absorptio- nen ske i motströmsförhållande mellan gasflödet och flödet av den absorberande vätskan, och att vidare gasflödet bör vara turbulent, medan vätskeflödet bör vara laminärt. Av- skiljningen av svavelväte gynnas vidare om volymen av ab- sorberande vätska är stor i förhållande till volymen gas varifrån svavelväte absorberas. Ett sådant önskat högt förhållande mellan vätska och gas åstadkommes genom att den absorberande vätskan, som bringas i kontakt med den svavelväteinnehållande gasen, återcirkuleras.In order to achieve as high a selectivity for hydrogen sulphide in the liquid absorption of hydrogen sulphide, the absorption should take place in a countercurrent ratio between the gas flow and the flow of the absorbent liquid, and furthermore the gas flow should be turbulent, while the liquid flow should be laminar. The separation of hydrogen sulphide is further favored if the volume of absorbent liquid is large in relation to the volume of gas from which hydrogen sulphide is absorbed. Such a desired high liquid-gas ratio is achieved by recirculating the absorbent liquid which is brought into contact with the hydrogen sulfide-containing gas.
Kontakten mellan den svavelinnehållande gasen och den absorberande vätskan (den karbonatinnehållande lösningen) kan vidare ske i ett eller flera steg, och sker företrä- desvis i två eller tre steg, mest föredraget i tre steg.The contact between the sulfur-containing gas and the absorbent liquid (the carbonate-containing solution) can furthermore take place in one or more steps, and preferably takes place in two or three steps, most preferably in three steps.
Genom att dela upp kontakten i flera steg uppnås den för- delen att längden på varje enskilt steg blir kortare, var- igenom den karbonatinnehållande lösningens pH inte hinner sjunka under ca 9 i det enskilda steget, och, samtidigt kan sulfidhalten hållas låg i översta steget. Företrädes- vis har varje steg en sådan omfattning eller längd att 5Û1 782 10 15 20 25 30 35 8 lösningens pH vid slutet av steget har sjunkit till ca 10,0-10,2, varefter vätskan avdrages från steget och re- genereras med en hydroxid för att sedan àtercirkuleras till steget.By dividing the contact into several steps, the advantage is achieved that the length of each individual step becomes shorter, whereby the pH of the carbonate-containing solution does not have time to fall below about 9 in the individual step, and, at the same time, the sulphide content can be kept low in the top step . Preferably, each step has such a range or length that the pH of the solution at the end of the step has dropped to about 10.0-10.2, after which the liquid is withdrawn from the step and regenerated with a hydroxide and then recycled to the stage.
Enligt föreliggande uppfinning har man funnit att av- lägsnandet av svavelväte vid ett förfarande av det ovan nämnda slaget kan effektiviseras och kemikalieförbrukning- en sänkas drastiskt om förfarandet uppdelas i två etapper: en första etapp, vid vilken huvuddelen av svavelvätet av- lägsnas enligt det ovan beskrivna förfarandet, och en andra etapp, vid vilken kvarvarande svavelväte i huvudsak avlägsnas genom förbränning till svaveldioxid och absorp- tion därav i en alkalisk lösning i en vàtreningsanordning (skrubber). Anledningen till detta är följande.According to the present invention, it has been found that the removal of hydrogen sulfide in a process of the above kind can be made more efficient and the chemical consumption is drastically reduced if the process is divided into two stages: a first stage, in which the main part of the hydrogen sulphide is removed according to the above described process, and a second stage, in which residual hydrogen sulphide is substantially removed by combustion to sulfur dioxide and its absorption in an alkaline solution in a scrubber. The reason for this is as follows.
Allteftersom svavelväte absorberas i de olika stegen i den första etappen sjunker gasens svavelvätehalt, vilket medför att den tidigare definierade selektiviteten för svavelväte sjunker. Då selektiviteten sjunker ökar konsum- tionen av alkali dramatiskt i enlighet med reaktionerna (5), åtgår det 1 mol OH- per mol absorberat svavelväte och 2 mol OH- per mol absorberad koldioxid. När selektiviteten för svavelväte sjunker och absorptionen av koldioxid ökar, (6) och (7) ovan. Såsom framgår av dessa reaktioner, såsom är fallet i det eller de sista absorptionsstegen i den första etappen, ökar följaktligen förbrukningen av alkali (0H') kraftigt. Detta innebär att det för absorp- tion av gasens "sista" svavelväte krävs förhållandevis mycket mer alkali än för absorption av gasens "första" svavelväte. Genom att inte driva absorptionen av svavelvä- te till slut i den första etappen, utan avsiktligt låta en viss andel svavelväte vara kvar i den gas som avgår från den första svavelväte etappen, undviker man att selektiviteten för sjunker dramatiskt och följaktligen att för- brukningen av alkali ökar dramatiskt i den första etappen.As hydrogen sulfide is absorbed in the various steps of the first stage, the hydrogen sulfide content of the gas decreases, causing the previously defined selectivity for hydrogen sulfide to decrease. As the selectivity decreases, the consumption of alkali increases dramatically in accordance with the reactions (5), it consumes 1 mole of OH- per mole of absorbed hydrogen sulphide and 2 moles of OH- per mole of absorbed carbon dioxide. As the selectivity of hydrogen sulfide decreases and the absorption of carbon dioxide increases, (6) and (7) above. As can be seen from these reactions, as is the case in the last absorption step or steps in the first stage, the consumption of alkali (OH ') consequently increases sharply. This means that relatively much more alkali is required for the absorption of the "last" hydrogen sulfide of the gas than for the absorption of the "first" hydrogen sulfide of the gas. By not driving the absorption of hydrogen sulphide to the end in the first stage, but intentionally leaving a certain proportion of hydrogen sulphide in the gas leaving the first hydrogen sulphide stage, it is avoided that the selectivity for drops dramatically and consequently that the consumption of Alkali increases dramatically in the first stage.
Svavelväteabsorptionen i den första etappen drives så att huvuddelen av svavelvätet, dvs minst 50%, avlägsnas i denna etapp, och lämpligen avlägsnas ca 60-97%, företrä- 10 15 20 25 30 35 501 782- 9 desvis ca 80-95%, och mest föredraget ca 90% av svavelvä- tet i den första etappen. Härigenom erhålles en låg för- brukning av alkali i den första etappen, vilket ger en god processekonomi.The hydrogen sulphide absorption in the first stage is driven so that the majority of the hydrogen sulphide, i.e. at least 50%, is removed in this stage, and suitably about 60-97% is removed, preferably about 80-95%, preferably about 80-95%, and most preferably about 90% of the hydrogen sulfide in the first stage. This results in a low consumption of alkali in the first stage, which provides good process economy.
Innan gasen från den första etappen kan släppas ut i atmosfären måste emellertid resterande svavelväte också avlägsnas. Enligt föreliggande uppfinning sker detta genom att den svavelväteinnehållande gasen från den första etap- pen förbränns så att svavelvätet oxideras till svaveldi- oxid, varefter den bildade svaveldioxiden absorberas med en vattenlösning, vars pH justeras genom tillsättning av en alkalisk lösning eller alkalisk substans, i en våtre- ningsanordning (skrubber).However, before the gas from the first stage can be released into the atmosphere, residual hydrogen sulfide must also be removed. According to the present invention, this is done by burning the hydrogen sulfide-containing gas from the first stage so that the hydrogen sulfide is oxidized to sulfur dioxide, after which the sulfur dioxide formed is absorbed with an aqueous solution, the pH of which is adjusted by adding an alkaline solution or alkaline substance. wet training device (scrubber).
Enligt föreliggande uppfinning åstadkommes sålunda ett sätt att genom vätskeabsorption selektivt avlägsna svavelväte från en gas, som innehåller både svavelväte och koldioxid, vid vilket sätt gasen, i en första etapp för att avlägsna huvuddelen av gasens svavelväteinnehåll, bringas i kontakt i minst ett steg med en karbonatinnehål- lande alkalisk lösning, vars pH under absorptionen juste- ras genom tillsättning av hydroxid, och att gasen därefter i en andra etapp förbränns för omvandling av resterande svavelväte till svaveldioxid, som absorberas i en alkali- innehållande lösning.According to the present invention there is thus provided a method of selectively removing hydrogen sulphide from a gas containing both hydrogen sulphide by liquid absorption, in which manner the gas, in a first stage for removing the major part of the hydrogen sulphide content of the gas, is contacted in at least one step with a carbonate-containing alkaline solution, whose pH during absorption is adjusted by the addition of hydroxide, and that the gas is then burned in a second stage to convert the remaining hydrogen sulphide to sulfur dioxide, which is absorbed in an alkali-containing solution.
Enligt uppfinningen åstadkommes också en anordning för att genom vätskeabsorption selektivt avlägsna svavel- väte från en gas, som innehåller både svavelväte och kol- dioxid, och anordningen utmärkes därav, att den utgöres av a) en behållare med ett gasinlopp och ett gasutlopp, varvid behållaren innehåller fyllning som är anordnad i flera efter varandra anordnade steg; organ för tillförsel av en karbonatinnehållande lösning till det sista steget, sett i gasens matningsriktning, varvid varje steg inbegri- per organ för matning av den karbonatinnehàllande lösning- en genom steget i motström mot gasen och för återcirkula- tion av lösningen över steget; ledningsorgan mellan stegen för matning av en delström av lösningen från ett steg till 501 782 10 15 20 25 30 35 10 ett föregående steg, sett i gasens matningsriktning; och organ för tillförsel av en hydroxid till den karbonatinne- hållande lösningen i åtminstone ett av stegen; samt en utloppsledning från det första steget, sett i gasens mat- ningsriktning, för utmatning av vätesulfidinnehàllande vätska, b) en förbränningsanordning med ett inlopp för sva- velväteinnehållande gas från gasutloppet på behållaren; förbränningsorgan för förbränning av inmatad gas och om- vandling av dess svavelväte till svaveldioxid; och ett utlopp för utmatning av svaveldioxidinnehållande gas från förbränningsanordningen, samt c) en våtreningsanordning för absorption av den vid förbränningen bildade svaveldioxiden, vilken våtreningsan- ordning inbegriper en behållare med inlopp för svaveldi- oxidinnehållande gas från förbränningsanordningen; ett utlopp för renad gas; organ för tillförsel, cirkulation och finfördelning en vattenlösning, vars pH justeras genom tillsättning av en alkalisk lösning eller alkalisk subs- till kontakt med inmatad, gas; och organ för utmatning av lösning, som absorberat tans, svaveldioxidinnehållande svaveldioxid.According to the invention there is also provided a device for selectively removing hydrogen sulphide from a gas containing both hydrogen sulphide and carbon dioxide by liquid absorption, and the device is characterized in that it consists of a) a container with a gas inlet and a gas outlet, the container contains filling which is arranged in several successive steps; means for supplying a carbonate-containing solution to the last stage, seen in the direction of supply of the gas, each stage comprising means for feeding the carbonate-containing solution through the step in countercurrent to the gas and for recirculating the solution over the stage; conduit means between the steps for feeding a partial stream of the solution from one step to a previous step, seen in the direction of supply of the gas; and means for supplying a hydroxide to the carbonate-containing solution in at least one of the steps; and an outlet line from the first stage, seen in the direction of supply of the gas, for discharging liquid sulphide-containing liquid, b) a combustion device with an inlet for hydrogen sulphide-containing gas from the gas outlet on the container; combustion means for the combustion of feed gas and the conversion of its hydrogen sulphide into sulfur dioxide; and an outlet for discharging sulfur dioxide-containing gas from the combustion device, and c) a wet cleaning device for absorbing the sulfur dioxide formed during the combustion, said wet cleaning device comprising a container with an inlet for sulfur dioxide-containing gas from the combustion device; a purified gas outlet; means for supplying, circulating and atomizing an aqueous solution, the pH of which is adjusted by adding an alkaline solution or alkaline subs- to contact with feed, gas; and means for discharging solution, which has absorbed tans, sulfur dioxide-containing sulfur dioxide.
Ytterligare kännetecken hos uppfinningen framgår av efterföljande beskrivning samt av de bifogade patentkra- ven.Further features of the invention appear from the following description and from the appended claims.
Såsom angivits tidigare, är den karbonatinnehållande alkaliska lösning som utnyttjas i den första etappen för svavelväteabsorption, en vattenlösning som innehåller kar- bonatjoner, såsom t ex en alkalimetallkarbonatlösning, företrädesvis en natriumkarbonatlösning. När metoden an- vänds för avlägsnande av svavelväte inom sulfatmassain- dustrin, såsom i samband med förbränning av svartlut, har man vid föreliggande uppfinning upptäckt att man som kar- bonatinnehållande alkalisk lösning kan använda s k grön- lut, och detta utgör en särskild aspekt av uppfinningen.As stated previously, the carbonate-containing alkaline solution used in the first stage of hydrogen sulfide absorption is an aqueous solution containing carbonate ions, such as, for example, an alkali metal carbonate solution, preferably a sodium carbonate solution. When the method is used for removing hydrogen sulphide in the sulphate pulp industry, such as in connection with the combustion of black liquor, it has been discovered in the present invention that so-called green liquor can be used as the carbonate-containing alkaline solution, and this constitutes a special aspect of the invention.
Grönlut utgöres av en vattenlösning, som vanligtvis inne- håller ca 1,3-1,4 mol Na2CO3 per liter, ca 0,4-0,6 mol 10 15 20 25 30 35 501 782 11 Na2S per liter och ca 0,3-0,5 mol Na0H per liter. Vidare har man vid föreliggande uppfinning upptäckt att man vid den första etappen som hydroxid för regenerering av den karbonatinnehållande alkaliska lösningen på motsvarande sätt kan utnyttja s k vitlut när uppfinningen används inom sulfatmassaindustrin för att avlägsna svavelväte. Vitlut är en vattenlösning, som innehåller Na0H, Na2S och Na2C03, vanligen i proportionerna ca 2,3-2,6 mol Na0H per liter, ca 0,4-0,6 mol Na2S per liter och ca 0,25-0,4 mol Na2C03 per liter. Även användningen av vitlut som hydroxid för regenerering av den karbonatinnehållande alkaliska lös- ningen utgör en särskild aspekt av föreliggande uppfin- ning.Green liquor consists of an aqueous solution, which usually contains about 1.3-1.4 moles of Na2CO3 per liter, about 0.4-0.6 moles of Na2S per liter and about 0.3 -0.5 mol NaOH per liter. Furthermore, it has been discovered in the present invention that in the first stage, as hydroxide for regenerating the carbonate-containing alkaline solution, so-called white liquor can be used in a corresponding manner when the invention is used in the sulphate pulp industry to remove hydrogen sulphide. White liquor is an aqueous solution containing NaOH, Na2S and Na2CO3, usually in proportions of about 2.3-2.6 moles of NaOH per liter, about 0.4-0.6 moles of Na2S per liter and about 0.25-0.4 mol Na2CO3 per liter. The use of white liquor as a hydroxide for regenerating the carbonate-containing alkaline solution also constitutes a special aspect of the present invention.
I stället för vitlut kan även svaglut eller oxiderad vitlut användas för regenerering av den karbonatinnehål- lande alkaliska lösningen. Med svaglut avses en vattenlös- ning, som innehåller Na0H, Na2S och Na2CO3, vanligen i proportionerna ca 0,3-0,4 mol Na0H per liter, ca 0,05-0,08 mol Na2S per liter och ca 0,05-0,07 mol Na2C03 per liter.Instead of white liquor, weak liquor or oxidized white liquor can also be used for regeneration of the carbonate-containing alkaline solution. By weak liquor is meant an aqueous solution containing NaOH, Na2S and Na2CO3, usually in the proportions of about 0.3-0.4 moles of NaOH per liter, about 0.05-0.08 moles of Na2S per liter and about 0.05 0.07 mol Na2CO3 per liter.
Då både grönlut, vitlut och svaglut innehåller både karbonat och hydroxid kan de användas såväl var för sig som tillsammans både som karbonatinnehållande lösning eller för regenerering av den karbonatinnehållande alka- liska lösningen.As both green liquor, white liquor and weak liquor contain both carbonate and hydroxide, they can be used both individually and together both as a carbonate-containing solution or for regeneration of the carbonate-containing alkaline solution.
Förbränningen i den andra etappen av den svavelväte- innehållande gasen sker på i och för sig känt sätt i en förbränningsanordning av känt slag, som t ex en mesaugn eller barkpanna när uppfinningen utnyttjas inom sulfatin- dustrin. Om den svavelväteinnehållande gasens värmeinne- håll är för lågt kan ett stödbränsle, såsom olja eller naturgas, användas vid förbränningen för att åstadkomma en tillfredsställande oxidation av svavelvätet till svaveldi- oxid. Vid förbränningen av den svavelväteinnehållande gasen oxideras svavelvätet vid normala förbränningstempe- raturer fullständigt till svaveldioxid, varför gasen efter förbränningen innehåller försumbara mängder svavelväte. 501 782 10 15 20 25 30 35 12 Efter förbränningen i den andra etappen av den sva- velväteinnehållande gasen skall den bildade svaveldioxiden avlägsnas, vilket vid uppfinningen sker genom absorption i en alkaliinnehållande lösning 1 en våtreningsanordning (skrubber). Att selektivt absorbera svaveldioxid ur en gas, som dessutom innehåller koldioxid, genom absorption i en alkaliinnehållande lösning i en skrubber är en välkänd teknik, som inte torde behöva någon mera ingående eller detaljerad beskrivning här. Lämpligen används en skrubber med hög grad av recirkulation av den absorberande, alkali- innehållande lösningen. Den alkaliinnehållande lösningens pH i S02-skrubbern ligger företrädesvis i området ca 6-8, mest föredraget ca 7-7,5. Vid dessa relativt låga pH-vär- den är absorptionen av koldioxid försumbar och följaktli- gen blir selektiviteten för svaveldioxidavskiljningen 100%. Vid absorptionen undergår svaveldioxiden någon av följande reaktioner: soz + on - Hsos (s) so +so2'+Ho-2nso' (9) 2 3 2 3 nso'+on'-no+so2" (10) 3 2 3 Såsom framgår av reaktionsformlerna (8)-(10) åtgår det 2 mol OH' per mol absorberad S02. Eftersom ingen kol- dioxid absorberats kan absorptionen av svaveldioxid drivas till nära 100% av ingående svaveldioxid utan att förbruk- ningen av alkali ökar väsentligt. Processens ekonomi blir därigenom avsevärt bättre än om allt svavlet absorberas som svavelväte i den första etappen med dålig selektivitet som följd.The combustion in the second stage of the hydrogen sulphide-containing gas takes place in a manner known per se in a combustion device of known type, such as a lime kiln or bark boiler when the invention is used in the sulphate industry. If the heat content of the hydrogen sulfide-containing gas is too low, an auxiliary fuel, such as oil or natural gas, can be used in the combustion to achieve a satisfactory oxidation of the hydrogen sulfide to sulfur dioxide. During the combustion of the hydrogen sulphide-containing gas, the hydrogen sulphide is completely oxidized to sulfur dioxide at normal combustion temperatures, which is why the gas after combustion contains negligible amounts of hydrogen sulphide. After the combustion in the second stage of the hydrogen sulphide-containing gas, the sulfur dioxide formed must be removed, which in the invention takes place by absorption in an alkali-containing solution in a wet cleaning device (scrubber). Selectively absorbing sulfur dioxide from a gas, which also contains carbon dioxide, by absorption in an alkali-containing solution in a scrubber is a well-known technique, which need no more detailed or detailed description here. A scrubber with a high degree of recirculation of the absorbent, alkali-containing solution is suitably used. The pH of the alkali-containing solution in the SO 2 scrubber is preferably in the range of about 6-8, most preferably about 7-7.5. At these relatively low pH values, the absorption of carbon dioxide is negligible and consequently the selectivity for the sulfur dioxide separation becomes 100%. Upon absorption, the sulfur dioxide undergoes one of the following reactions: soz + on - Hsos (s) so + so2 '+ Ho-2nso' (9) 2 3 2 3 nso '+ on'-no + so2 "(10) 3 2 3 As As shown in reaction formulas (8) - (10), 2 moles of OH 'per mole of absorbed SO2 are required. economy is thus considerably better than if all the sulfur is absorbed as hydrogen sulphide in the first stage with poor selectivity as a result.
Som alkali i den alkaliinnehållande lösningen används lämpligen en hydroxid eller ett karbonat av en alkalime- tall eller alkalisk jordartsmetall, såsom natriumhydroxid, kaliumhydroxid, kalciumkarbonat, kalciumhydroxid eller magnesiumhydroxid. Natriumhydroxid föredrages, särskilt om 10 15 20 25 30 35 501 782 13 man önskar återföra svavlet direkt i processen, t ex vid användning av metoden inom sulfatindustrin. Härvid använ- der man lämpligen en natriumhydroxidbaserad sprayskrubber, t ex av den typ som används av ABB Fläkt Industri AB under beteckning MoDo skrubber. Skrubbern kan i detta fall även inbegripa ett eller flera värmeàtervinningssteg, i vilka kallt vatten sprutas mot den varma gasen, så att varmvat- ten med en temperatur av ca 45-65°C erhålles. Efter ab- sorption av svaveldioxid i skrubbern innehåller den av- gående lösningen natriumsulfit (Na2SO3), natriumvätesulfit (NaHS03) och natriumsulfat (Na2SO4). Inom sulfatindustrin kan denna avgående lösning blandas med övriga brännbara processvätskor, t ex blandas in i svartluten i ett massa- bruk. Efter förbränning erhålles svavlet i form av svavel- väte om förbränningen sker under reducerande betingelser eller i form av svaveldioxid om förbränningen sker under oxiderande betingelser.As the alkali in the alkali-containing solution, a hydroxide or a carbonate of an alkali metal or alkaline earth metal, such as sodium hydroxide, potassium hydroxide, calcium carbonate, calcium hydroxide or magnesium hydroxide, is suitably used. Sodium hydroxide is preferred, especially if it is desired to recycle the sulfur directly in the process, for example when using the method in the sulphate industry. A sodium hydroxide-based spray scrubber is suitably used, for example of the type used by ABB Fläkt Industri AB under the name MoDo scrubber. The scrubber may in this case also include one or more heat recovery steps, in which cold water is sprayed against the hot gas, so that hot water with a temperature of about 45-65 ° C is obtained. After absorption of sulfur dioxide in the scrubber, the leaving solution contains sodium sulphite (Na2SO3), sodium hydrogen sulphite (NaHSO3) and sodium sulphate (Na2SO4). In the sulphate industry, this leaving solution can be mixed with other combustible process liquids, for example mixed into the black liquor in a pulp mill. After combustion, the sulfur is obtained in the form of hydrogen sulphide if the combustion takes place under reducing conditions or in the form of sulfur dioxide if the combustion takes place under oxidizing conditions.
Inom massaindustrin utformas processen enligt före- liggande uppfinning lämpligen så, att förfarandets olika etapper integreras i den befintliga utrustningen. Detta innebär att förbränningen av den svavelväteinnehàllande gasen utföres i befintlig barkpanna eller mesaugn. Pà detta vis minskas behovet av andra bränslen i dessa pro- cessteg. De svaveldioxidinnehállandee rökgaserna fràn barkpannan respektive mesaugnen kan därefter ledas till en befintlig S02-skrubber. I detta fall inskränker sig beho- vet av ny utrustning till en skrubber för svavelväteav- skiljning.In the pulp industry, the process according to the present invention is suitably designed so that the various stages of the process are integrated into the existing equipment. This means that the combustion of the hydrogen sulphide-containing gas is carried out in an existing bark boiler or lime kiln. In this way, the need for other fuels in these process steps is reduced. The sulfur dioxide-containing flue gases from the bark boiler and the lime kiln can then be led to an existing SO2 scrubber. In this case, the need for new equipment is limited to a scrubber for hydrogen sulphide separation.
Pâ massabruk kan det finnas separata S02-skrubbrar för rökgaser fràn barkpannan och mesaugnen respektive fràn sodapannan. I de fall den svavelväteinnehállande gasen förbränns pà en annan plats, t ex i en separat panna, kan de svaveldioxidinnehàllande rökgaserna ledas till den be- fintliga S02-skrubbern för sodapannans rökgaser.On pulp mills, there may be separate SO2 scrubbers for flue gases from the bark boiler and the lime kiln and from the recovery boiler, respectively. In cases where the hydrogen sulphide-containing gas is combusted in another place, for example in a separate boiler, the sulfur dioxide-containing flue gases can be led to the existing SO2 scrubber for the flue gases of the recovery boiler.
Av ovanstående beskrivning framgår att föreliggande uppfinning möjliggör god processekonomi, ett slutet kemi- kaliesystem med àterföring av allt svavel, samt mycket låga utsläpp till omgivningen. 501 782 10 15 20 25 30 35 14 För att underlätta förståelsen av uppfinningen skall den nu beskrivas med hänvisning till de bifogade ritning- arna. På dessa visar fig l en föredragen anordning enligt uppfinningen för genomförande av den första etappen i för- farandet enligt uppfinningen. Fig 2 visar schematiskt ett flödesschema över förfarandet enligt uppfinningen.From the above description it appears that the present invention enables good process economy, a closed chemical system with recycling of all sulfur, and very low emissions to the environment. 501 782 10 15 20 25 30 35 14 To facilitate the understanding of the invention, it will now be described with reference to the accompanying drawings. On these, Fig. 1 shows a preferred device according to the invention for carrying out the first stage of the method according to the invention. Fig. 2 schematically shows a flow chart of the method according to the invention.
Anordningen i fig 1 omfattar ett torn eller en behål- lare l med ett inlopp 2 för en gas 3, som innehåller både svavelväte och koldioxid. Vid anordningens andra ände finns ett utlopp 4 för gas 5 varifrån svavelväte avlägs- nats genom vätskeabsorption. Kontakten mellan den svavel- väteinnehållande gasen och karbonatinnehållande lösning sker i tre steg 6, 7 och 8. Varje steg innehåller fyllning 9, såsom delvis antytts i steg 6 på ritningen. För att åstadkomma bästa selektivitet för svavelväteabsorption har fyllningen 9 en sådan form att ett laminärt vätskeflöde genom stegen 6, 7 och 8 åstadkommes. Man har funnit att fyllning med formen av korrugerade skivor är särskilt lämpliga för detta ändamål. Fyllningen kan utgöras av t ex plast eller metall.The device in Fig. 1 comprises a tower or a container 1 with an inlet 2 for a gas 3, which contains both hydrogen sulphide and carbon dioxide. At the other end of the device there is an outlet 4 for gas 5 from which hydrogen sulphide has been removed by liquid absorption. The contact between the hydrogen sulfide-containing gas and the carbonate-containing solution takes place in three steps 6, 7 and 8. Each step contains filling 9, as partially indicated in step 6 of the drawing. In order to achieve the best selectivity for hydrogen sulfide absorption, the filling 9 has such a shape that a laminar liquid flow through steps 6, 7 and 8 is achieved. It has been found that fillings in the form of corrugated sheets are particularly suitable for this purpose. The filling can be made of, for example, plastic or metal.
Kontakten mellan den svavelväteabsorberande, karbo- natinnehållande lösningen och den svavelväteinnehållande gasen sker i motström och för den skull inbegriper varje steg organ för matning av den karbonatinnehállande lös- ningen genom steget i motström mot gasen och även för återcirkulation av lösningen över steget. Såsom visas i fig 1 utgöres dessa organ av pumpar 10, ll och 12, som via ledningar 13, 14 och 15 matar karbonatinnehållande, alka- lisk lösning till de respektive stegen 6, 7 och 8, 17 och 18, som avleder lösningen från de 20 och 21. Från uppsamlingskärlen återcirkuleras lösningen över stegen via ledningar 22, 23 och 24, ll respektive 12. Färsk karbonatlösning, samt ledningar 16, respektive stegen till uppsamlingskärl 19, som är förbundna med pumparna 10, som företrädesvis utgöres av natriumkarbonatlösning, matas till det sista steget 6, sett i gasens matningsriktning, via en ledning 25 från ett ej visat förråd för natriumkarbonatlösning. 10 15 20 25 30 35 501 782 - 15 Som ett alternativ till att mata färsk karbonatlös- ning till det sista steget, är det möjligt att alstra karbonatlösningen i det sista steget genom att istället mata natriumhydroxidlösning till detta och låta denna hydroxidlösning absorbera koldioxid från gasen så att en, karbonatinnehållande lösning bildas enligt reaktionerna (3)-(4) ovan.The contact between the hydrogen sulfide-absorbing, carbonate-containing solution and the hydrogen sulfide-containing gas takes place in countercurrent, and for this purpose each step includes means for feeding the carbonate-containing solution through the step in countercurrent to the gas and also for recirculating the solution across the stage. As shown in Fig. 1, these means are constituted by pumps 10, 11 and 12, which via lines 13, 14 and 15 feed carbonate-containing, alkaline solution to the respective stages 6, 7 and 8, 17 and 18, which divert the solution from the 20 and 21. From the collecting vessels, the solution is recirculated over the stages via lines 22, 23 and 24, 11 and 12, respectively. Fresh carbonate solution, as well as lines 16 and the stages respectively to collecting vessels 19, which are connected to the pumps 10, which preferably consist of sodium carbonate solution, are fed to the last step 6, seen in the direction of supply of the gas, via a line 25 from a store (not shown) for sodium carbonate solution. 10 15 20 25 30 35 501 782 - 15 As an alternative to feeding fresh carbonate solution to the last step, it is possible to generate the carbonate solution in the last step by instead feeding sodium hydroxide solution thereto and allowing this hydroxide solution to absorb carbon dioxide from the gas. so that a carbonate-containing solution is formed according to reactions (3) - (4) above.
För justering (höjning) av absorptionslösningens pH kan en hydroxid, företrädesvis natriumhydroxidlösning, tillsättas uppsamlingskärlen 19, 20 och 21 via ledningar 26, 27 respektive 28, som tillför alkali från ett ej vi- sat, företrädesvis gemensamt förråd av alkali. Tillförseln av natriumhydroxidlösning för justering av absorptionslös- ningens pH regleras på grundval av mätning av pH-värdet hos lösningarna i uppsamlingskärlen 19, 20, 21 (ej visat).To adjust (raise) the pH of the absorption solution, a hydroxide, preferably sodium hydroxide solution, can be added to the collecting vessels 19, 20 and 21 via lines 26, 27 and 28, respectively, which supply alkali from an undisclosed, preferably common storage of alkali. The supply of sodium hydroxide solution for adjusting the pH of the absorption solution is regulated on the basis of measurement of the pH of the solutions in the collection vessels 19, 20, 21 (not shown).
Såsom även framgår av fig 1, år vidare de olika ste- gen förbundna genom ledningar 29 och 30 för matning av en delström av absorptionslösningen från ett steg till ett föregående steg, dvs mellan stegen 6 och 7 respektive mel- lan stegen 7 och 8.As also shown in Fig. 1, the various steps are further connected by lines 29 and 30 for feeding a partial stream of the absorption solution from one step to a previous step, ie between steps 6 and 7 and between steps 7 and 8, respectively.
Slutligen är en utloppsledning 31 anordnad från upp- samlingskärlet 21 för utmatning av vätesulfidinnehållande vätska från uppsamlingskärlet 21 och steget 8.Finally, an outlet conduit 31 is provided from the collecting vessel 21 for discharging hydrogen sulfide-containing liquid from the collecting vessel 21 and the step 8.
I fig 2 visas ett schematiskt flödesschema över för- farandet enligt uppfinningen. Såsom antyds av flödessche- mat, behandlas en svavelväte- och koldioxidinnehållande gas 3 i en första etapp i en anordning med en behållare 1 för absorption av svavelväte, såsom beskrivits ovan i sam- band med fig 1. I enlighet med föreliggande uppfinning drivs absorptionen av svavelväte i den första etappen inte till 100%, dvs så långt att allt svavelvätet absorberas i den första etappen, men dock så långt att åtminstone huvuddelen, dvs minst 50%, av svavelvätet absorberas i den första etappen. Företrädesvis absorberas ca 60-97%, mera föredraget ca 80-95%, och mest föredraget ca 90% av sva- velvätet i den första etappen. Sammanlagt absorberas före- trädesvis minst ca 98% av gasens svavelväteinnehåll genom den första och andra etappen. 501 782 10 15 20 25 30 35 16 Den renade, fortfarande svavelväteinnehàllande och koldioxidinnehållande gasen 5 matas därefter från den första etappen till den andra etappen, i vilken gasen först förbrännes för omvandling av svavelväte till svavel- dioxid och därefter våtrenas i en skrubber för absorption av bildad svaveldioxid.Fig. 2 shows a schematic flow diagram of the method according to the invention. As indicated by the flow chart, a hydrogen sulphide and carbon dioxide-containing gas 3 is treated in a first stage in a device with a container 1 for absorbing hydrogen sulphide, as described above in connection with Fig. 1. In accordance with the present invention, the absorption of hydrogen sulphide in the first stage not to 100%, ie so far that all the hydrogen sulphide is absorbed in the first stage, but still so far that at least the main part, ie at least 50%, of the hydrogen sulphide is absorbed in the first stage. Preferably about 60-97%, more preferably about 80-95%, and most preferably about 90% of the hydrogen sulfide in the first stage. In total, at least about 98% of the hydrogen sulfide content of the gas is preferably absorbed through the first and second stages. 501 782 10 15 20 25 30 35 16 The purified, still hydrogen sulfide-containing and carbon dioxide-containing gas 5 is then fed from the first stage to the second stage, in which the gas is first combusted to convert hydrogen sulphide to sulfur dioxide and then wet-purified in a scrubber for absorption. of sulfur dioxide formed.
Såsom antyds i fig 2, sker förbränningen i en för- bränningsansordning 32, som har förbränningsorgan 33, t ex ett brännarorgan, för förbränning av den via ett inlopp 34 inmatade gasen 5 och oxidation av svavelvätet till svavel- dioxid. Såsom nämnts tidigare, kan förbränningsanordningen 32 utgöras av en befintlig anordning, t ex en barkpanna eller mesaugn. Den svaveldioxidinnehållande rökgasen utma- tas genom ett utlopp 35 och leds till en våtreningsanord- ning 36, som inbegriper en behållare 37 med ett inlopp 38 för den svaveldioxidinnehållande gasen, ett utlopp 39 för renad gas 40 och organ 41 för tillförsel av en alkaliinne- hållande lösning. Såsom nämnts tidigare, innehåller den alkaliinnehållande lösningen en hydroxid av en alkalime- tall eller alkalisk jordartsmetall, hydroxid. Lösningen cirkuleras med en pump 42 till mun- stycken 43, där lösningen finfördelas och i motström bringas i kontakt med den svaveldioxidinnehållande gasen företrädesvis natrium- så att svaveldioxiden absorberas av lösningen. För att absorptionen av svaveldioxid skall vara optimal, utan kon- kurrerande absorption av koldioxid, justeras lösningens pH till ca 6-8, företrädesvis 7-7,5. Lösning, som absorberat svaveldioxid, avgår från den andra etappen vid 44.As indicated in Fig. 2, the combustion takes place in a combustion device 32, which has combustion means 33, for example a burner means, for combustion of the gas 5 fed in via an inlet 34 and oxidation of the hydrogen sulphide to sulfur dioxide. As mentioned earlier, the combustion device 32 may be an existing device, such as a bark boiler or lime kiln. The sulfur dioxide-containing flue gas is discharged through an outlet 35 and led to a wet cleaning device 36, which includes a container 37 with an inlet 38 for the sulfur dioxide-containing gas, an outlet 39 for purified gas 40 and means 41 for supplying an alkali-containing gas. solution. As mentioned earlier, the alkali-containing solution contains a hydroxide of an alkali metal or alkaline earth metal, hydroxide. The solution is circulated with a pump 42 to nozzles 43, where the solution is atomized and brought into countercurrent contact with the sulfur dioxide-containing gas, preferably sodium, so that the sulfur dioxide is absorbed by the solution. In order for the absorption of sulfur dioxide to be optimal, without competitive absorption of carbon dioxide, the pH of the solution is adjusted to about 6-8, preferably 7-7.5. Solution, which has absorbed sulfur dioxide, departs from the second stage at 44.
För att ytterligare belysa uppfinningen ges nedan ett ej begränsande utföringsexempel.To further illustrate the invention, a non-limiting exemplary embodiment is given below.
Exempel Man genomförde försök med att som erhållits ning, med användning av en apparat selektivt avlägsna sva- velväte från en gas, vid svartlutsförgas- av det slag som visas på de bifogade ritningsfigurerna 1 och 2 och som beskri- vits tidigare. 10 15 20 25 30 35 501 782 17 Absorptionen av svavelväte 1 den första etappen av förfarandet skedde vid atmosfärstryck och den ingående gasen hade en temperatur av ca 60°C och innehöll 1,13 mol% svavelväte och 16,9 mol% koldioxid. Gasen var mättad med vattenånga vid den aktuella temperaturen, vilket motsvara- de ca 18,7 mol% vatten. Det ingående gasflödet var 38280 Nm3/h, vilket gav en gashastighet i absorptionstornet av ca 3,1 m/s. Absorptionstornet hade en höjd av 6,25 m och de båda första stegen hade vardera en höjd av 1,5 m, medan det sista steget, sett i gasens matningsriktning, hade en höjd av 1 m. Varje steg var försett med fyllning av typen Mellapack 500 från Sulzer. Tornets diameter var 2,3 m.Example Attempts were made to selectively remove hydrogen sulphide from a gas, using an apparatus, at black liquor gasification of the kind shown in the accompanying drawing figures 1 and 2 and described previously. The absorption of hydrogen sulphide in the first stage of the process took place at atmospheric pressure and the gas contained had a temperature of about 60 ° C and contained 1.13 mol% of hydrogen sulphide and 16.9 mol% of carbon dioxide. The gas was saturated with water vapor at the current temperature, which corresponded to about 18.7 mol% water. The incoming gas flow was 38280 Nm3 / h, which gave a gas velocity in the absorption tower of about 3.1 m / s. The absorption tower had a height of 6.25 m and the first two steps each had a height of 1.5 m, while the last step, seen in the gas supply direction, had a height of 1 m. Each step was provided with filling of the type Mellapack 500 from Sulzer. The diameter of the tower was 2.3 m.
Färsk absorptionslösning, som utgjordes av 8,8 m3/h 2 M natriumkarbonatlösning med en temperatur av ca 60°C, matades till det sista steget i tornet tillsammans med återcirkulerad absorptionslösning, så att det totala flö- det av absorptionslösning till det sista steget i tornet var ca 50 m3/h. Den tillförda absorptionslösningens pH- -värde var ca 11,0 och detta värde sjönk till ca 10,2 vid lösningens passage genom steget på grund av absorption av svavelväte. Efter passage genom steget matades lösningen till ett uppsamlingskärl med en volym av 1,5 m3, vari lös- ningen regenererades genom tillsättning av en 2,5 M nat- riumhydroxidlösning med en temperatur av ca 60°C så att lösningens pH ånyo höjdes till ca 11,0. Den regenererade lösningen återcirkulerades därefter med hjälp av en pump till det sista steget i absorptionstornet för förnyad ab- sorption av svavelväte.Fresh absorption solution, consisting of 8.8 m3 / h 2 M sodium carbonate solution with a temperature of about 60 ° C, was fed to the last stage of the tower together with recycled absorption solution, so that the total flow of absorption solution to the last stage in the tower was about 50 m3 / h. The pH of the added absorbent solution was about 11.0 and this value dropped to about 10.2 as the solution passed through the step due to the absorption of hydrogen sulfide. After passing through the step, the solution was fed to a collection vessel with a volume of 1.5 m 3, in which the solution was regenerated by adding a 2.5 M sodium hydroxide solution with a temperature of about 60 ° C so that the pH of the solution was again raised to approx. 11.0. The regenerated solution was then recirculated using a pump to the final stage of the absorption tower for re-absorption of hydrogen sulfide.
Från uppsamlingskärlet avleddes ca 11 m3/h av absorp- tionslösningen till uppsamlingskärlet för det mellanlig- gande steget, och från detta uppsamlingskärl pumpades, på motsvarande sätt som vid det förra steget, ca 50 m3 ab- sorptionslösning per h med ett pH-värde av ca 11,0 till det mellanliggande steget, från vilket absorptionslösning- en avleddes vid ett pH-värde av ca 10,2 och återfördes till uppsamlingskärlet. I uppsamlingskärlet regenererades lösningen genom tillsättning av 2,5 M natriumhydroxidlös- 501 782 10 15 20 25 30 35 18 ning med en temperatur av ca 60°C på motsvarande sätt som vid det förra steget.From the collecting vessel about 11 m3 / h of the absorption solution was diverted to the collecting vessel for the intermediate step, and from this collecting vessel, in the same way as in the previous step, about 50 m3 of absorption solution per hour with a pH value of about 11.0 to the intermediate step, from which the absorbent solution was derived at a pH of about 10.2 and returned to the collection vessel. In the collection vessel, the solution was regenerated by adding 2.5 M sodium hydroxide solution at a temperature of about 60 ° C in a manner similar to the previous step.
Från det mellanliggande stegets uppsamlingskärl av- leddes ca 13,5 m3/h absorptionslösning till det första (nedersta) stegets uppsamlingskärl, varifrån 50 m3/h ab- sorptionslösning med ett pH-värde av ca 11,0 pumpades till det första steget, sett i gasens matningsriktning. Efter passage av steget och absorption av svavelväte avleddes lösningen vid ett pH-värde av ca 10,2 och àterfördes till upsamlingskärlet. I uppsamlingskärlet regenererades lös- ningen pá samma sätt som vid de tidigare stegen genom tillsättning av en 2,5 M natriumhydroxidlösning med en temperatur av ca 60°C så att den regenererade lösningens pH blev ca 11,0. Totalt tillsattes ca 8,6 m3/h 2,5 M nat- riumhydroxidlösning till de tre stegens uppsamlingskärl.From the collecting vessel of the intermediate stage, about 13.5 m3 / h of absorbent solution was diverted to the collecting vessel of the first (bottom) stage, from which 50 m3 / h of absorbent solution with a pH of about 11.0 was pumped to the first stage, seen in the gas supply direction. After passing the step and absorbing hydrogen sulfide, the solution was drained at a pH of about 10.2 and returned to the collection vessel. In the collection vessel, the solution was regenerated in the same manner as in the previous steps by adding a 2.5 M sodium hydroxide solution having a temperature of about 60 ° C so that the pH of the regenerated solution became about 11.0. In total, about 8.6 m 3 / h of 2.5 M sodium hydroxide solution was added to the collecting vessels of the three stages.
Från det första (nedersta) stegets uppsamlingskärl avtappades ca 17,4 m3/h lösning, som hade en koncentration av HS- av 1 mol/liter. Den gas som avgick från absorp- tionstornet innehöll 0,113 mol% svavelväte och 16,4 mol% koldioxid. lunda en svavelväteavskiljning av ca 90% och en selektivi- I den första etappen av förfarandet erhölls så- tet för svavelväte vid avskiljningen av ca 0,67%.From the first (bottom) stage collection vessel, about 17.4 m3 / h solution was drained, which had a concentration of HS- of 1 mol / liter. The gas leaving the absorption tower contained 0.113 mol% hydrogen sulfide and 16.4 mol% carbon dioxide. In the first stage of the process, the salt for hydrogen sulfide was obtained at the separation of about 0.67%.
Efter den första etappen vidtog förfarandets andra etapp, varvid den gas som avgick från absorptionstornet vid den första etappen förbrändes i en ugn med tillsats av 31700 Nm3/n luft, varvid erhölls esooo mms/n rökgas inne- hållande 650 ppm S02 (1930 mol/h). Denna rökgas leddes vidare till en S02-skrubber av konventionell och tidigare beskriven typ. I skrubbern förbrukades 1,54 m3/h 2,5 M natriumhydroxidlösning, och dessutom tillfördes skrubbern 2,0 m3/h färskvatten för att kyla den ingående rökgasen till mättnadstemperatur. Den utgående gasen från skrubbern hade en S02-koncentration av 12 ppm, vilket motsvarar 35 mol/h (vilket omräknat till svavel blir 1,12 kg/h). Den ingående absorptionslösningen hölls vid ett konstant pH av 7,2. Absorptionslösningen recirkulerades i skrubbern i ett flöde av 170 m3/h totalt. Från skrubbern avdrogs 1,8 m3/h 10 15 20 25 30 35 5-01 782 i 19 av lösningen och dess koncentration av totalt svavel (S032_ + HS03_ + S042-) var 1,05 mol/liter. Den totala svavelavskiljningen, dvs avskiljningen av svavelväte i den första etappen plus avskiljningen av svaveldioxid i den andra etappen, blev därför 99,8%. Förbrukningen av nat- riumhydroxid i den första etappen var 860 kg/h och i den andra etappen 152 kg/h, dvs totalt förbrukades 1012 kg/h av Na0H för att uppnå en svavelavskiljning av 99,8%.After the first stage, the second stage of the process took place, whereby the gas leaving the absorption tower in the first stage was burned in a furnace with the addition of 31700 Nm3 / n air, whereby esooo mms / n flue gas containing 650 ppm SO 2 (1930 mol / hrs). This flue gas was passed on to an SO2 scrubber of the conventional and previously described type. The scrubber consumed 1.54 m3 / h 2.5 M sodium hydroxide solution, and in addition the scrubber was supplied with 2.0 m3 / h fresh water to cool the incoming flue gas to saturation temperature. The outgoing gas from the scrubber had an SO 2 concentration of 12 ppm, which corresponds to 35 mol / h (which converted to sulfur becomes 1.12 kg / h). The constituent absorbent solution was maintained at a constant pH of 7.2. The absorption solution was recycled in the scrubber in a flow of 170 m3 / h in total. From the scrubber 1.8 m3 / h was extracted from the solution and its concentration of total sulfur (SO32_ + HSO3_ + SO42-) was 1.05 mol / liter. The total sulfur precipitation, ie the precipitation of hydrogen sulphide in the first stage plus the precipitation of sulfur dioxide in the second stage, was therefore 99.8%. The consumption of sodium hydroxide in the first stage was 860 kg / h and in the second stage 152 kg / h, ie a total of 1012 kg / h of NaOH was consumed to achieve a sulfur separation of 99.8%.
Som jämförelse upprepades förfarandet, men enbart med användning av den första etappen, dvs någon förbränning av svavelväte till svaveldioxid och absorption av bildad sva- veldioxid i en våtskrubber genomfördes inte. I stället drevs svavelväteavskiljningen i den första etappen så långt att 98% av svavelvätet avskiljdes. Selektiviteten för svavelväte vid svavelväteavskiljningen mellan 90 och 98% är 0,15. Den totala selektiviteten för hela etappen blir då ca 0,55. Detta medförde en NaOH-förbrukning av 1751 kg/h, dvs en Na0H-förbrukning som var mer än 70% högre än vid förfarandet enligt uppfinningen trots att den totala avskiljningsgraden av svavel var lägre.For comparison, the process was repeated, but only using the first stage, ie some combustion of hydrogen sulphide to sulfur dioxide and absorption of sulfur dioxide formed in a wet scrubber was not carried out. Instead, the hydrogen sulfide separation in the first stage was pushed so far that 98% of the hydrogen sulfide was separated. The selectivity for hydrogen sulfide in the hydrogen sulfide separation between 90 and 98% is 0.15. The total selectivity for the whole stage will then be about 0.55. This resulted in a NaOH consumption of 1751 kg / h, ie a NaOH consumption which was more than 70% higher than in the process according to the invention, despite the fact that the total degree of precipitation of sulfur was lower.
Claims (10)
Priority Applications (10)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SE9303034A SE501782C2 (en) | 1993-09-17 | 1993-09-17 | Method and apparatus for selectively removing hydrogen sulfide from a gas |
RU96108406A RU2119375C1 (en) | 1993-09-17 | 1994-09-07 | Method and apparatus for selectively separating hydrogen sulfide |
CN94193932A CN1066634C (en) | 1993-09-17 | 1994-09-07 | Method and apparatus for absorbing hydrogen sulphide |
AU77125/94A AU7712594A (en) | 1993-09-17 | 1994-09-07 | Method and apparatus for absorbing hydrogen sulphide |
CA002171342A CA2171342A1 (en) | 1993-09-17 | 1994-09-07 | Method and apparatus for absorbing hydrogen sulphide |
JP7509118A JPH09502651A (en) | 1993-09-17 | 1994-09-07 | Hydrogen sulfide absorption method and equipment |
PCT/SE1994/000829 WO1995007750A1 (en) | 1993-09-17 | 1994-09-07 | Method and apparatus for absorbing hydrogen sulphide |
BR9407636A BR9407636A (en) | 1993-09-17 | 1994-09-07 | Method and apparatus for absorbing hydrogen sulfide |
NO961016A NO305277B1 (en) | 1993-09-17 | 1996-03-13 | Method and device for absorption of hydrogen sulphide |
FI961237A FI961237A (en) | 1993-09-17 | 1996-03-15 | Method and apparatus for absorbing hydrogen sulfide |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SE9303034A SE501782C2 (en) | 1993-09-17 | 1993-09-17 | Method and apparatus for selectively removing hydrogen sulfide from a gas |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SE9303034D0 SE9303034D0 (en) | 1993-09-17 |
SE9303034L SE9303034L (en) | 1995-03-18 |
SE501782C2 true SE501782C2 (en) | 1995-05-15 |
Family
ID=20391129
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SE9303034A SE501782C2 (en) | 1993-09-17 | 1993-09-17 | Method and apparatus for selectively removing hydrogen sulfide from a gas |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JPH09502651A (en) |
CN (1) | CN1066634C (en) |
AU (1) | AU7712594A (en) |
BR (1) | BR9407636A (en) |
CA (1) | CA2171342A1 (en) |
FI (1) | FI961237A (en) |
NO (1) | NO305277B1 (en) |
RU (1) | RU2119375C1 (en) |
SE (1) | SE501782C2 (en) |
WO (1) | WO1995007750A1 (en) |
Families Citing this family (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH09183618A (en) * | 1995-12-28 | 1997-07-15 | Kansai Electric Power Co Inc:The | Production of gypsum |
FI118629B (en) | 2005-06-15 | 2008-01-31 | Metso Power Oy | Method and apparatus for removing carbon dioxide from flue gases containing sulfur dioxide |
US7964170B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-06-21 | Fluegen, Inc. | Method and apparatus for the removal of carbon dioxide from a gas stream |
DE102008062387A1 (en) * | 2008-12-17 | 2010-07-01 | Uhde Gmbh | Process for the purification of industrial gases and production of sour gases |
WO2012097406A1 (en) * | 2011-01-18 | 2012-07-26 | Commonwealth Scientific And Industrial Research Organisation | Process for capturing acid gases |
CN102895862B (en) * | 2012-10-25 | 2014-12-17 | 四川皇龙智能破碎技术股份有限公司 | Method and system for removing hydrogen sulfide from coal gas through single tower |
CN103381334B (en) * | 2013-07-17 | 2015-07-15 | 山东大学 | Method and device for removing hydrogen sulfide through steel slag |
CN103436301B (en) * | 2013-09-13 | 2015-02-25 | 上海电力学院 | Combined dust removal and desulfurization system for coal gas |
CN104492227B (en) * | 2014-12-11 | 2016-09-14 | 西安长庆科技工程有限责任公司 | A kind of for processing containing H2the absorption of S-acid gas and CIU and method |
CN104984652A (en) * | 2015-07-11 | 2015-10-21 | 河北新启元能源技术开发股份有限公司 | Treating device for tail gas in acidifying refinement of alkaline residues and treating process thereof |
CN105293852B (en) * | 2015-12-04 | 2017-08-25 | 山西省生态环境研究中心 | The method of the synchronous coupling odor purification of sludge organism leaching conditioning |
US10370176B2 (en) * | 2017-09-12 | 2019-08-06 | Wd-40 Company | Child resistant aerosol actuator |
CN108671701A (en) * | 2018-05-17 | 2018-10-19 | 浙江卫星能源有限公司 | A kind of sulfur method of hydrogen sulfide containing gas |
CN109589760B (en) * | 2018-11-07 | 2021-04-27 | 合肥通用机械研究院有限公司 | Device and method for rapidly treating hydrogen sulfide for laboratory |
KR102466873B1 (en) * | 2021-03-29 | 2022-11-17 | 주식회사 시뮬레이션테크 | CO2 Reduction Equipment Using Scrubber For Ship |
CN114452803B (en) * | 2022-01-12 | 2023-03-24 | 中国科学院过程工程研究所 | Method and system for treating pyrolysis gas generated by pyrolysis of waste tires |
Family Cites Families (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SE47516C1 (en) * | 1920-01-01 | |||
SE448173B (en) * | 1985-06-03 | 1987-01-26 | Croon Inventor Ab | PROCEDURE FOR THE RECOVERY OF CELLULOSA DISPOSAL CHEMICALS BY PYROLYSIS |
US5284550A (en) * | 1992-06-18 | 1994-02-08 | Combustion Engineering, Inc. | Black liquier gasification process operating at low pressures using a circulating fluidized bed |
SE470516B (en) * | 1992-11-05 | 1994-06-27 | Chemrec Ab | Purifying gas from the gasification of black liquor |
SE9300533L (en) * | 1993-02-18 | 1994-08-19 | Flaekt Ab | Methods and apparatus for the absorption of hydrogen sulphide |
-
1993
- 1993-09-17 SE SE9303034A patent/SE501782C2/en not_active IP Right Cessation
-
1994
- 1994-09-07 CN CN94193932A patent/CN1066634C/en not_active Expired - Fee Related
- 1994-09-07 WO PCT/SE1994/000829 patent/WO1995007750A1/en active Application Filing
- 1994-09-07 CA CA002171342A patent/CA2171342A1/en not_active Abandoned
- 1994-09-07 BR BR9407636A patent/BR9407636A/en not_active IP Right Cessation
- 1994-09-07 AU AU77125/94A patent/AU7712594A/en not_active Abandoned
- 1994-09-07 RU RU96108406A patent/RU2119375C1/en not_active IP Right Cessation
- 1994-09-07 JP JP7509118A patent/JPH09502651A/en active Pending
-
1996
- 1996-03-13 NO NO961016A patent/NO305277B1/en not_active IP Right Cessation
- 1996-03-15 FI FI961237A patent/FI961237A/en not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN1066634C (en) | 2001-06-06 |
BR9407636A (en) | 1997-01-28 |
CN1133568A (en) | 1996-10-16 |
SE9303034D0 (en) | 1993-09-17 |
FI961237A0 (en) | 1996-03-15 |
NO305277B1 (en) | 1999-05-03 |
WO1995007750A1 (en) | 1995-03-23 |
NO961016D0 (en) | 1996-03-13 |
SE9303034L (en) | 1995-03-18 |
RU2119375C1 (en) | 1998-09-27 |
FI961237A (en) | 1996-03-15 |
AU7712594A (en) | 1995-04-03 |
CA2171342A1 (en) | 1995-03-23 |
JPH09502651A (en) | 1997-03-18 |
NO961016L (en) | 1996-03-13 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
SE501782C2 (en) | Method and apparatus for selectively removing hydrogen sulfide from a gas | |
US4804523A (en) | Use of seawater in flue gas desulfurization | |
US4049399A (en) | Treatment of flue gases | |
US4083944A (en) | Regenerative process for flue gas desulfurization | |
CA3126768C (en) | Regenerative recovery of contaminants from effluent gases | |
CA2204351C (en) | Method and apparatus for removal of contaminates from refinery gas | |
CN106310943B (en) | A kind of sodium sulfite desulfurization regeneration and recycling sulfur dioxide device and application | |
WO2008100317A1 (en) | Scrubber system for the desulfurization of gaseous streams | |
RU2103050C1 (en) | Method and apparatus for selectively removing hydrogen sulfide from gas | |
SE461958B (en) | PROCEDURE FOR THE DISPOSAL OF GAS SULFUR COMPOUNDS SUCH AS SULFUR Dioxide FROM SMOKE GAS | |
US10556805B2 (en) | System for tail gas treatment of sulfur recovery units | |
EP0097240A2 (en) | Process for removal of sulfur oxides from hot gases | |
US4241041A (en) | Methods for the recovery of sulfur components from flue gas and recycle sodium sulfite by reduction-smelting and carbonating to strip hydrogen sulfide | |
US6306357B1 (en) | Process and apparatus for absorbing hydrogen sulphide | |
US3962405A (en) | Process for the removal of sulfur oxides from waste gases | |
JPH0741309A (en) | Method of desulfurizing gas containing sulfur dioxide | |
GB1598999A (en) | Removal of sulphur oxides from gas mixtures | |
US4505776A (en) | Composition and method for treating flue gas and methanol containing effluents | |
AU8132198A (en) | Method for desulfurizing off-gases | |
US3554859A (en) | Process for recovery of sulphur from furnaced black liquor | |
SE510644C2 (en) | Treating gases for black liquor evapn. | |
CA1107918A (en) | Methods for recovery and recycling of chemicals from sodium sulfite and sodium bisulfite pulping operations | |
DE1196489B (en) | Process for the recovery of chemicals from a lye containing alkali, especially sodium salts of sulphurous acid | |
KR960010381B1 (en) | Fuel gas desulfurization | |
DK149784B (en) | PROCEDURE FOR RECOVERING CHEMICALS FROM USED SODIUM BASE SULPHITE LIQUID |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
NUG | Patent has lapsed |