СПОСОБ УДАЛЕНИЯ SO2 ИЗ ГАЗА С ВРЕМЕННО ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ SO2
METHOD FOR REMOVING SO2 FROM GAS WITH TEMPORARILY HIGH SO2 CONTENT

Область техники
Настоящее изобретение направлено на способ удаления диоксида серы (SO2) из потока сырьевого газа. Настоящее изобретение также относится к системе для удаления диоксида серы из потока сырьевого газа. Способ и система особенно полезны в случае, когда иногда необходимо обрабатывать газовые потоки с относительно высоким содержанием SO2.
Уровень техники
SO2 более растворим в воде, чем многие другие компоненты потоков сырьевого газа. Например, при измерении при 1,013 бар и 0°C растворимость SO2 в воде составляет 228 г/л, тогда как растворимость диоксида углерода и сероводорода в воде составляет 3,369 г/л и 7,100 г/л соответственно.
Растворимость SO2 во многих других чистых растворителях также широко изучена. См., например, Фогг и Джеррард, 1991 (Растворимость газов в жидкостях, Джон Вили и сыновья, Чичестер, Великобритания), для краткого изложения литературных данных о растворимости SO2.
Регенерируемые абсорбенты могут быть использованы для удаления SO2 из потоков сырьевого газа. Обычно бедная водная среда, содержащая абсорбент, подвергается воздействию потока сырьевого газа, содержащего SO2, а затем SO2 поглощается средой, образующей обедненный на SO2 газовый поток и отработанную абсорбирующую среду. Удаление (восстановление) абсорбированного SO2 из отработанной абсорбирующей среды для регенерации водной среды и для получения газообразного SO2 обычно осуществляют путем отгонки газа с использованием водяного пара, полученного на месте.
Для удаления SO2 можно использовать абсорбенты на основе амина. См., например, публикацию US5019361, в которой раскрыто использование водной абсорбирующей среды, содержащей водорастворимую полусоль диамина. В публикации US7214358 раскрывается использование водной абсорбирующей среды, содержащей водорастворимую полусоль диамина и повышенный уровень термостабильных солей (HSS, heat stable salts). Физические растворители также можно использовать в качестве абсорбентов SO2.
Коммерчески доступные регенерируемые водяным паром технологии улавливания SO2 включают те, которые основаны на химических растворителях или физических растворителях, таких как Cansolv DSTM (химический растворитель, содержащий абсорбент на основе амина), LabsorbTM (химический растворитель, содержащий неорганический абсорбент), ClausMasterTM (неводный физический растворитель) и морская вода (химический растворитель).
Также было раскрыто использование комбинации растворителей. В индийской патентной заявке № 2381/DEL/2006 описан процесс удаления SO2 с использованием смеси растворителей, содержащей химические и физические растворители. В публикации US20130039829 описан способ улавливания диоксида серы из газового потока с использованием регенерируемого абсорбента диамина, содержащего диамин и слабую органическую кислоту, такую как муравьиная кислота.
В некоторых процессах SO2 удаляется из потока сырьевого газа в зоне абсорбции, в результате чего бедный газ SO2 покидает зону абсорбции, а богатая абсорбирующая среда отбирается и подается в зону регенерации. Поток сырьевого газа может быть, например, хвостовым газом блока удаления серы (SRU, Sulfur Removal Unit), например SRU Клауса. Регенерированная абсорбирующая среда может быть возвращена в зону абсорбции. Содержащий SO2 поток, образующийся в зоне регенерации, может подаваться в реакционную печь SRU, например, в реакционную печь SRU Клауса.
Содержание SO2 в потоке сырьевого газа может временно быть очень высоким. Дополнительно или альтернативно, может быть временно невозможно обработать поток, содержащий SO2, образованный в зоне регенерации в блоке, например, SRU выше по потоку от зоны регенерации. Одним из регулярно используемых методов в таких случаях является отправка таких потоков, которые имеют относительно высокую концентрацию SO2, в стек. Однако это приводит к относительно высокой эмиссии SO2.
Другим регулярно используемым методом в таких случаях является подача таких потоков, которые имеют относительно высокую концентрацию SO2, в каустическую промывочную систему. Такая каустическая промывочная система обычно не работает. В исключительном случае он может работать в том случае, если содержание SO2 в потоке сырьевого газа очень высокое. Дополнительно или в качестве альтернативы, он может работать в исключительном случае, когда существует временная необходимость обрабатывать поток, содержащий SO2, образованный в зоне регенерации в альтернативном блоке. Необходимость использования такой каустической промывочной системы часто ограничивается раз в два-три года. Это невыгодно, поскольку этой каустической промывочной системе присуще крайне невысокое удобство использования, хотя это сложное и зачастую дорогое оборудование для монтажа. Другим недостатком является то, что каустическая промывочная система часто перестает работать должным образом после длительного ожидания.
Сущность изобретения
Цель изобретения состоит в том, чтобы предоставить относительно простой способ обработки газовых потоков с различным содержанием SO2, особенно для временной обработки газовых потоков с очень высоким содержанием SO2. Также целью является создание экономически эффективного способа обработки потоков газа с различным содержанием SO2. Также целью является создание способа обработки газовых потоков, который подходит для обработки газовых потоков с временными пиками содержания SO2 и который является надежным, даже когда применяется редко.
Кроме того, целью является создание относительно простой установки для обработки потоков газа с различным содержанием SO2, особенно для временной обработки потоков газа с очень высоким содержанием SO2. Также целью является создание экономичной установки для обработки потоков газа с различным содержанием SO2. И целью является создание установки для обработки газовых потоков, которая подходит для обработки газовых потоков с временными пиками содержания SO2 и которая является надежной даже после длительного периода ожидания.
В одном аспекте настоящее изобретение относится к способу удаления диоксида серы из потока сырьевого газа, который включает в себя:
(i) контактирование потока сырьевого газа с водным потоком в зоне предварительной очистки;
(ii) контактирование по меньшей мере с частью предварительно очищенного газового потока, полученного на стадии (i) с водной отстойной абсорбирующей средой в зоне абсорбции для поглощения диоксида серы и образования обедненного по диоксиду серы обработанного газового потока и отработанной абсорбирующей среды;
(iii) отгонку, причем предпочтительно отгонку с водяным паром, абсорбированной двуокиси серы по меньшей мере из части отработанной абсорбирующей среды, полученной на стадии (ii), в зоне регенерации с образованием регенерированной водной абсорбирующей среды и потока газа, содержащего диоксид серы;
(iv) необязательно рециркуляцию по меньшей мере части регенерированной водной абсорбирующей среды, полученной на стадии (iii), на стадию (ii);
(v) необязательно, подачу газового потока, содержащего диоксид серы, в установку удаления серы, предпочтительно в установку удаления серы Клауса;
посредством чего последовательность стадий (i)-(v) заменяется на:
(А) контактирование потока сырьевого газа с водным раствором, содержащим сильное основание в зоне предварительной очистки, с образованием обедненного по диоксиду серы обработанного газового потока и водного раствора, содержащего ионы сульфита и/или ионы бисульфита.
В другом аспекте настоящее изобретение относится к системе для удаления диоксида серы из потока сырьевого газа, при этом система содержит:
• блок предварительной очистки, предпочтительно башню предварительной очистки, содержащий впускное отверстие для газа, выпускное отверстие для газа, впускное отверстие для воды, выпускное отверстие для воды и охлаждающее устройство;
• блок абсорбции, содержащий впускное отверстие для газа, выпускное отверстие для газа, впускное отверстие для абсорбирующей среды и выпускное отверстие для абсорбирующей среды, причем блок абсорбции гидравлически связан с блоком предварительной очистки с возможностью приема по меньшей мере части потока предварительно очищенного газа;
• блок регенерации, содержащий впускное отверстие для газа, выпускное отверстие для газа, впускное отверстие для абсорбирующей среды и выпускное отверстие для абсорбирующей среды, причем регенерационный блок гидравлически связан с блоком абсорбции для приема по меньшей мере части отработанной абсорбирующей среды;
причем система отличается тем, что блок предварительной очистки содержит впускное отверстие для водного раствора, содержащего сильное основание.
Краткое описание графических материалов
На фигурах проиллюстрированы одна или несколько реализаций в соответствии с настоящим изобретением только в качестве примера, а не в качестве ограничения. На фигурах одинаковые ссылочные позиции относятся к одинаковым или аналогичным элементам.
На фиг. 1 проиллюстрирована схема, демонстрирующая систему по настоящему изобретению. Проиллюстрированная схема содержит систему по изобретению и дополнительно содержит SRU, дегазатор и печь дожига газа. Стрелки указывают возможные потоки в и из SRU, дегазатора, печи дожига газа и возможные потоки для стадий процесса (i)-(v).
На фиг. 2 проиллюстрирована та же схема, что и на фиг. 1. Стрелки указывают возможные потоки для стадии (A) способа.
На фиг. 3 проиллюстрирован блок предварительной очистки с рециркуляцией воды и мокрым электростатическим осадителем (WESP, wet electrostatic precipitator), которые могут применяться в настоящем изобретении.
На фиг. 4 проиллюстрирован блок предварительной очистки с трубкой Вентури, рециркуляцией воды и WESP, которые могут использоваться в настоящем изобретении.
Подробное описание сущности изобретения
Изобретение относится к способу и системе, как описано выше в разделе «Сущность изобретения» и как описано в формуле изобретения. Способ и система по изобретению особенно полезны в случае, когда иногда необходимо обрабатывать газовые потоки с относительно высоким содержанием SO2.
Заявленный способ является предпочтительным, поскольку он является относительно простым способом обработки потоков газа с различным содержанием SO2, особенно для временной обработки потоков газа с очень высоким содержанием SO2. Кроме того, это экономически эффективный способ. Кроме того, способ подходит для обработки газовых потоков с временными пиками содержания SO2 и, кроме того, надежен, даже когда применяется редко.
Заявленная система является выгодной, поскольку она является относительно простой установкой для обработки газа с переменным содержанием SO2, особенно для временной обработки потоков газа, имеющих очень высокое содержание SO2. Кроме того, это экономически эффективная система. Кроме того система подходит для обработки газовых потоков с временными пиками содержания SO2 и кроме того является надежной даже после длительного периода ожидания.
Некоторые термины, используемые в данном документе, определены следующим образом. Водный поток представляет собой поток, содержащий по меньшей мере 20 об.% воды, предпочтительно по меньшей мере 30 об.% воды. Абсорбирующая среда способна поглощать SO2. Она предпочтительно способна поглощать SO2 в присутствии воды. Водная абсорбирующая среда содержит абсорбирующую среду и, по меньшей мере 20 об.% воды. Предпочтительные водные абсорбирующие среды содержат раствор абсорбирующей среды в воде. Примерами подходящих абсорбирующих сред являются амины.
Сильное основание - это основание с pKb 5 или ниже, предпочтительно 4 или ниже, более предпочтительно 3 или ниже. Предпочтительными сильными основаниями для настоящего изобретения являются гидроксид лития, гидроксид натрия, гидроксид калия, гидроксид рубидия, гидроксид цезия, гидроксид магния, гидроксид кальция, гидроксид стронция и гидроксид бария.
Гашение представляет собой быстрое охлаждение. Это может быть выполнено прямым или косвенным охлаждением. Один из вариантов гашения потока горячего или теплого газа - это контактирование потока горячего или теплого газа с водой, температура которой намного ниже.
3
3
2
3
3
2-
На стадии (A) образуется водный раствор, содержащий ионы сульфита (SO) и/или ионы бисульфита (HSO-). Бисульфит также называют гидросульфитом. Водный раствор, полученный на стадии (A) может содержать сульфитную соль и/или гидросульфитную соль в растворе. Например, он может содержать растворенный NaSO и/или NaHSO.
Последовательность стадий (i)-(v) заменяется стадией (A) или стадиями (A)-(D). Стадии (iv), (v) и (D) являются необязательными. Следовательно, способ может включать в себя последовательность стадий (i)-(iii), которые взаимозаменяемы со стадией (A) или стадиями (A)-(C) либо стадиями (A)-(D). Аналогичным образом, способ может включать в себя последовательность стадий (i)-(iv) или стадий (i)-(iii) и (v) или стадий (i)-(v), которые взаимозаменяемы со стадией (A) или со стадиями (A)-(C) или со стадиями (A)-(D).
Осадитель представляет собой устройство, которое удаляет частицы и/или капли жидкости из газового потока. Предпочтительно поток газа или его часть протекает через осадитель. Осадители коммерчески доступны. Осадители могут содержать провода и/или пластины. Электростатический осадитель (ESP, electrostatic precipitator) может использоваться для удаления частиц и/или капель жидкости с помощью индуцированного электростатического заряда. Мокрый электростатический осадитель (WESP) может быть использован для удаления частиц и/или капель жидкости с помощью индуцированного электростатического заряда вместе с потоками насыщенного водяного пара газа, водяными брызгами, ирригацией и/или конденсацией.
Содержание SO2 в потоке сырьевого газа может временно быть очень высоким. Например, потоком сырьевого газа может быть хвостовой газ блока удаления серы (SRU), например SRU Клауса. Поток сырьевого газа контактирует с водным потоком, например водой, в зоне предварительной очистки на стадии (i). Затем SO2 удаляют водной жидкой абсорбирующей средой в зоне абсорбции на стадии (ii). Когда SRU выключен, его можно продуть горячим газом. В этом случае поток газа, выходящий из SRU, может иметь очень высокое содержание SO2. Газовый поток, выходящий из SRU, не может быть достаточно обработан в зоне поглощения. В таких случаях способ и система по настоящему изобретению очень полезны. В способе согласно настоящему изобретению газовый поток, имеющий высокое содержание SO2, контактирует с водным раствором, содержащим сильное основание, в зоне предварительной очистки на стадии (А). Образующийся поток воды, который может содержать сульфитную соль и/или гидросульфитную соль, может считаться потоком отходов. Когда содержание SO2 в потоке сырьевого газа может временно быть очень высоким, способ и система по настоящему изобретению таким образом очень полезны.
Дополнительно или в качестве альтернативы может быть временно или невозможно обрабатывать поток, содержащий SO2, в блоке выше по потоку от зоны регенерации. Поток газа, содержащий SO2, образующийся в зоне регенерации, может подаваться в реакционную печь SRU, например, в реакционную печь SRU Клауса. При отправке в реакционную печь SRU (Клауса) можно обрабатывать хвостовой газ этого SRU (Клауса) в качестве потока сырья в способе согласно изобретению. Другими словами, SO2 может быть рециркулирован в SRU (Клауса), который производит сырьевой поток, который обрабатывается на стадиях (i) и (ii) способа согласно изобретению. Когда SRU (Клауса) закрывается или по другим причинам, может временно быть невозможным или нежелательным обрабатывать поток газа, содержащий SO2, образующийся в зоне регенерации в реакционной печи SRU (Клауса). В способе в соответствии с настоящим изобретением образование такого потока газа, содержащего SO2, предотвращается путем контактирования остаточного газа SRU с водным раствором, содержащим сильное основание в зоне предварительной очистки на стадии (A). Образующийся поток воды, который может содержать сульфитную соль и/или гидросульфитную соль, может считаться потоком отходов.
Когда временно невозможно или желательно обрабатывать поток, содержащий SO2, в блоке перед зоной регенерации, способ и система по настоящему изобретению таким образом очень полезны.
Поток сырьевого газа, из которого удаляется SO2 с помощью способа по изобретению, может представлять собой любой SO2, содержащий поток газа. Он может, например, представлять собой или содержать (термически) окисленный остаточный газ из блока удаления серы (SRU), например SRU Клауса. Окисленный остаточный газ из SRU (Клауса) может быть дополнительно обработан до или после окисления перед его использованием в способе согласно настоящему изобретению.
Способ удаления диоксида серы из потока сырьевого газа
В одном аспекте настоящее изобретение относится к способу удаления диоксида серы из потока сырьевого газа. Способ включает в себя стадии (i)-(iii) и, необязательно стадию (iv) и/или стадию (v). Последовательность стадий (i)-(v) заменяется стадией способа (A) или стадиями (A)-(C) либо стадиями (A)-(D).
Стадия (i)
На стадии (i) поток сырьевого газа контактирует с водным потоком в зоне предварительной очистки. Зона предварительной очистки может, например, находиться в блоке предварительной очистки. Примерами подходящих устройств предварительной очистки являются колонна или труба, колонна или труба с мокрым электрофильтром (WESP) и колонна или труба с трубкой Вентури и возможно WESP. Может быть рециркуляция воды через зону предварительной очистки.
В случае использования башни или трубы с трубкой Вентури можно погасить поток подаваемого газа в трубке Вентури на стадии (i). Дополнительно или в качестве альтернативы, можно погасить поток подаваемого газа в колонне или трубе на стадии (i).
Стадия (ii)
На стадии (ii) по меньшей мере часть потока предварительно очищенного газа, полученного на стадии (i), контактирует с водной абсорбирующей средой в абсорбирующей зоне. Водная абсорбирующая среда является бедной по отношению к SO2. На стадии (ii) диоксид серы поглощается, и образуется обедненный по диоксиду серы обработанный газовый поток и отработанная абсорбирующая среда. Водная абсорбирующая среда может содержать амин. Водная абсорбирующая среда содержит по меньшей мере 20 об.% воды, предпочтительно по меньшей мере 30 об.% воды.
Стадия (iii)
На стадии (iii) абсорбированный диоксид серы отгоняется, предпочтительно водяной пар отгоняется по меньшей мере из части отработанной абсорбирующей среды, полученной на стадии (ii) в зоне регенерации. Образуется регенерированная водная абсорбирующая среда и газовый поток, содержащий диоксид серы.
Необязательная стадия (iv)
Стадия (iv) не является обязательной. На стадии (iv) по меньшей мере часть регенерированной водной абсорбирующей среды, полученной на стадии (iii), рециркулируют на стадию (ii).
Необязательная стадия (v)
Стадия (v) является необязательной. На стадии (v) поток газа, содержащий диоксид серы, подают в блок удаления серы, предпочтительно в блок удаления серы Клауса. Его предпочтительно подают в реакционную печь SRU (Клауса).
Последовательность стадий (i)-(v) заменяется стадией (A).
Стадия (A)
На стадии (A) поток сырьевого газа контактирует с водным раствором, содержащим сильное основание в зоне предварительной очистки. Получают обедненный по диоксиду серы обработанный газовый потока и водный раствор, содержащий сульфитные ионы и/или бисульфит-ионы. Предпочтительно сильное основание выбирают из гидроксида лития, гидроксида натрия, гидроксида калия, гидроксида рубидия, гидроксида цезия, гидроксида магния, гидроксида кальция, гидроксида стронция, и/или гидроксида бария, более предпочтительно гидроксида натрия, гидроксида калия, гидроксида магния, и/или гидроксида кальция, еще более предпочтительно гидроксида натрия.
Предпочтительно водный раствор, использованный на стадии (A), содержит от 10% масс. до 30% масс. NaOH, более предпочтительно от 15% масс. до 25% масс. NaOH.
Сильное основание предпочтительно подается в зону предварительной очистки путем подачи водного раствора, содержащего сильное основание, в зону предварительной очистки. Предпочтительно вода рециркулирует в зону предварительной очистки. Предпочтительно водный раствор, содержащий сильное основание, добавляют к такой рециркуляции воды через зону предварительной очистки перед и/или во время стадии (А).
Поток сырьевого газа может быть погашен до, во время или после стадии (А).
В одном варианте поток сырьевого газа гасят при контакте с водным раствором, содержащим сильное основание. В другом варианте поток сырьевого газа гасят относительно холодной водой с последующим контактированием потока сырьевого газа с водным раствором, содержащим сильное основание. В дополнительном варианте реализации изобретения поток сырьевого газа приводят в контакт с водным раствором, содержащим сильное основание, с последующим гашением водой. В другом варианте реализации изобретения поток сырьевого газа гасится водным раствором, содержащим сильное основание, с последующим дополнительным гашением водным раствором, содержащим сильное основание.
Гашение и каустическую обработку можно проводить в башне или трубе.
В случае использования башни или трубы с трубкой Вентури можно погасить поток подаваемого газа в трубке Вентури на стадии (А). Дополнительно или в качестве альтернативы можно погасить поток подаваемого газа в башне или трубе на стадии (А).
Гашение и каустическую обработку можно проводить одновременно в трубке Вентури, а дальнейшее гашение и, возможно дополнительную каустическую обработку можно выполнять в башне или трубе. В предпочтительном варианте реализации изобретения поток сырьевого газа гасят водным раствором, содержащим сильное основание в трубке Вентури, с последующим дополнительным охлаждением водой в башне или в трубе.
В более предпочтительном варианте реализации изобретения поток сырьевого газа гасили водой в трубке Вентури, с последующим дополнительным гашением в башне или трубе путем контактирования газового потока с водным раствором, содержащим сильное основание.
В наиболее предпочтительном варианте реализации изобретения поток сырьевого газа гасили водным раствором, содержащим сильное основание в трубке Вентури, с последующим дальнейшим гашением в башне или трубе путем контактирования газового потока с водным раствором, содержащим сильное основание.
За стадией (A) могут следовать стадии (B)-(D). В этом случае последовательность стадий (i)-(v) заменяется последовательностью стадий (A)-(D).
Стадия (B)
На стадии (B) по меньшей мере часть потока обработанного газа, полученного на стадии (A), контактирует с водной жидкой абсорбирующей средой в абсорбирующей зоне, предпочтительно в абсорбирующей зоне, применяемой на стадии (ii). Диоксид серы абсорбируется, и образуются обедненный по диоксиду серы обработанный газовый поток и отработанная абсорбирующая среда.
Стадия (C)
На стадии (С) абсорбируемый диоксид серы отгоняется, предпочтительно отгонкой с водяным паром по меньшей мере части отработанной абсорбирующей среды, полученной на стадии (B) в зоне регенерации, предпочтительно в зоне регенерации, применяемой на стадии (iii). Образуется регенерированная водная абсорбирующая среда и диоксид серы.
Стадия (D)
Стадия (D) является необязательной. На стадии (D) по меньшей мере часть регенерированной водной абсорбирующей среды, полученной на стадии (С), возвращают на стадию (ii) либо на стадию (В).
Система для удаления диоксида серы из потока сырьевого газа
В другом аспекте настоящее изобретение относится к системе для удаления диоксида серы из потока сырьевого газа. Система содержит блок предварительной очистки, блок абсорбции и блок регенерации. Блок предварительной очистки системы содержит впускное отверстие для водного раствора, содержащего сильное основание. Это может также упоминаться как впускное отверстие для каустической жидкости.
Блок предварительной очистки
Блок предварительной очистки системы предпочтительно представляет собой башню предварительной очистки или трубу. Блок предварительной очистки содержит впускное отверстие для газа, выпускное отверстие для газа, впускное отверстие для воды, выпускное отверстие для воды и охлаждающее устройство.
Предпочтительно система содержит рециркуляцию воды над устройством предварительной очистки. Более предпочтительно система содержит рециркуляцию воды с охлаждающим устройством. Предпочтительно блок предварительной очистки системы содержит осадитель, более предпочтительно электростатический осадитель, еще более предпочтительно мокрый электростатический осадитель.
Блок абсорбции
Блок абсорбции системы содержит впускное отверстие для газа, выпускное отверстие для газа, впускное отверстие для абсорбирующей среды и выпускное отверстие для абсорбирующей среды. Блок абсорбции гидравлически связан с блоком предварительной очистки для приема по меньшей мере части потока предварительно очищенного газа.
Блок регенерации
Блок регенерации системы содержит впускное отверстие для газа, выпускное отверстие для газа, впускное отверстие для абсорбционной среды и выпускное отверстие для абсорбционной среды. Блок регенерации гидравлически связан с блоком абсорбции для приема по меньшей мере части отработанной абсорбирующей среды.
Впускное отверстие для каустической жидкости
Блок предварительной очистки системы содержит входное отверстие для водного раствора, содержащего сильное основание. Предпочтительно впускное отверстие для воды блока предварительной очистки пригодно для использования в качестве впускного отверстия для водного раствора, содержащего сильное основание.
Настоящее раскрытие не ограничено вариантами реализации, как описано выше, и прилагаемой формулой изобретения. Многие модификации возможны, и признаки соответствующих вариантов реализации изобретения могут быть объединены.
Следующие фигуры, иллюстрирующие примеры определенных аспектов некоторых вариантов реализации изобретения, приведены для облегчения лучшего понимания настоящего изобретения. Эти фигуры никоим образом не должны рассматриваться как ограничивающие или определяющие объем изобретения.
Фигуры
На фиг. 1 проиллюстрирована схема, демонстрирующая систему по настоящему изобретению. Проиллюстрированная схема содержит систему по изобретению и дополнительно содержит SRU, дегазатор и печь дожига газа. Стрелки указывают возможные потоки в и из SRU, дегазатора, печи дожига газа и возможные потоки для стадий способа (i)-(v).
Как проиллюстрировано на фиг. 1, поток газа (1), который содержит сероводород (H2S), подается в SRU (Клауса) (2). Отходящий газ SRU (Клауса) (3), который содержит H2S, подается в печь дожига газа (8). Поток (4), содержащий серу и H2S из SRU (Клауса) (2), подают в дегазатор (5). В дегазаторе (5) газ отделяется от твердой серы. Твердую элементарную серу (6) удаляют из дегазатора (5). Отходящий газ (7), который содержит H2S, удаляется из дегазатора (5). Отходящий газ (7) необязательно подают в печь для дожига газа (8). Поток газа (9), который содержит SO2, удаляется из печи дожига газа (8) и подается в блок предварительной очистки (10). Вода (11) подается в блок предварительной очистки (10). Блок предварительной очистки (10) имеет впускное отверстие для каустического раствора, которое не используется на стадиях (i)-(v). Сточные воды (12) удаляются из блока предварительной очистки (10). Блок предварительной очистки (10) содержит впускное отверстие (13) для раствора, содержащего сильное основание. Поток газа (14), который содержит SO2, удаляется из блока предварительной очистки (10) и подается в абсорбер (15). В абсорбере (15) газовый поток (14) контактирует с бедной абсорбирующей средой. Богатая абсорбирующая среда удаляется из абсорбера (15) и подается в регенератор (16). Регенерированная абсорбирующая среда удаляется из регенератора (16) и подается в абсорбер (15). Газовый поток (17) с уменьшенным содержанием SO2 удаляется из абсорбера (15). Газовый поток (17) может быть отправлен в стек. Поток газа (18), который содержит SO2, удаляется из регенератора (16) и, необязательно подается в реакционную печь SRU (Клауса) (2).
На фиг. 2 проиллюстрирована та же схема, что и на фиг. 1. Стрелки указывают возможные потоки для стадии способа (A).
Как проиллюстрировано на фиг. 2, поток газа (19), который является горячим продувочным газом, подается в SRU (Клауса) (2), который был отключен. Поток газа (20), выходящий из SRU, имеет очень высокое содержание SO2. Газовый поток (20) подается в блок предварительной очистки (10). Водный раствор, содержащий сильное основание, предпочтительно раствор примерно 20% масс. NaOH в воде, подают в блок предварительной очистки (10) через впускное отверстие (13); это представляет собой поток (21). Сточные воды (12) удаляются из блока предварительной очистки (10). Сточные воды (12) содержат сульфитную соль и/или гидросульфитную соль и считаются потоком отходов. В способе, проиллюстрированном на фиг. 2, следующие блоки не используются на стадии способа (А): дегазатор (5), печь дожига газа (8), абсорбер (15) и регенератор (16).
На фиг. 3 проиллюстрирован блок предварительной очистки с рециркуляцией воды и мокрым электростатическим осадителем (WESP), которые могут применяться в настоящем изобретении.
Блок предварительной очистки (1) содержит башню или трубу (2), WESP (3) и впускное отверстие для каустического раствора (4). Содержащий SO2 газ (5) поступает в блок предварительной очистки (1). Поток газа (6), который содержит SO2, удаляется из блока предварительной очистки (1). Рециркуляция воды (7) выполняется над блоком предварительной очистки (1). Можно добавить подпиточную воду (8), а стоки (9) можно рассматривать как сточные воды. Сточные воды (9) необязательно подают в установку очистки сточных вод (не показана).
На фиг. 4 проиллюстрирован блок предварительной очистки с трубкой Вентури, рециркуляцией воды и WESP, которые могут использоваться в настоящем изобретении.
Блок предварительной очистки (11) содержит башню или трубу (12), WESP (13) и впускное отверстие для каустического раствора (4). Газ, содержащий SO2, (15), поступает в трубку Вентури (20). Погашенный газ, содержащий SO2, поступает в башню или трубу (12). Поток газа (16), который содержит SO2, удаляется из блока предварительной очистки (11). Существует рециркуляция воды (17) над башней или трубой (12). Можно добавить подпиточную воду (18), а стоки (19) можно рассматривать как сточные воды. Сточные воды (19) необязательно подают в установку очистки сточных вод (не показана). Существует рециркуляция воды (21) из башни (12) в трубку Вентури (20). После добавления каустического раствора во впускное отверстие (4) рециркуляция воды (21) может содержать каустик. Стоки (22) могут рассматриваться как сточные воды. Сточные воды (22) необязательно подают в установку очистки сточных вод (не показана).