RU2527991C1 - Способ непрерывного удаления сернистого водорода из потока газа - Google Patents
Способ непрерывного удаления сернистого водорода из потока газа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2527991C1 RU2527991C1 RU2013104511/05A RU2013104511A RU2527991C1 RU 2527991 C1 RU2527991 C1 RU 2527991C1 RU 2013104511/05 A RU2013104511/05 A RU 2013104511/05A RU 2013104511 A RU2013104511 A RU 2013104511A RU 2527991 C1 RU2527991 C1 RU 2527991C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- absorber
- stream
- oxidizing apparatus
- gas
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 43
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims abstract description 33
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 24
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 claims abstract description 35
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 24
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 23
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 23
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 14
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 14
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 13
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims description 35
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 32
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 13
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 claims description 12
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 claims description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 8
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 abstract description 21
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 abstract description 18
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 abstract 3
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 abstract 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 abstract 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract 1
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- 239000003570 air Substances 0.000 description 10
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 7
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 5
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000013522 chelant Substances 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 4
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- CIEZZGWIJBXOTE-UHFFFAOYSA-N 2-[bis(carboxymethyl)amino]propanoic acid Chemical compound OC(=O)C(C)N(CC(O)=O)CC(O)=O CIEZZGWIJBXOTE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N Fe3+ Chemical compound [Fe+3] VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 2
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 2
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 2
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 2
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000000797 iron chelating agent Substances 0.000 description 2
- 229940075525 iron chelating agent Drugs 0.000 description 2
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003446 ligand Substances 0.000 description 2
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000033116 oxidation-reduction process Effects 0.000 description 2
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 2
- BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N platinum Chemical compound [Pt] BASFCYQUMIYNBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 2
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 2
- URDCARMUOSMFFI-UHFFFAOYSA-N 2-[2-[bis(carboxymethyl)amino]ethyl-(2-hydroxyethyl)amino]acetic acid Chemical compound OCCN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O URDCARMUOSMFFI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical class OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000297 Rayon Polymers 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N Tin Chemical compound [Sn] ATJFFYVFTNAWJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZHSOHGDJTZDDIF-UHFFFAOYSA-N acetic acid;2-(2-aminoethylamino)ethane-1,1-diol Chemical compound CC(O)=O.CC(O)=O.NCCNCC(O)O ZHSOHGDJTZDDIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 239000012080 ambient air Substances 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 1
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000000536 complexating effect Effects 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 238000009795 derivation Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 159000000011 group IA salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000002655 kraft paper Substances 0.000 description 1
- 239000006193 liquid solution Substances 0.000 description 1
- WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L manganese(2+);methyl n-[[2-(methoxycarbonylcarbamothioylamino)phenyl]carbamothioyl]carbamate;n-[2-(sulfidocarbothioylamino)ethyl]carbamodithioate Chemical compound [Mn+2].[S-]C(=S)NCCNC([S-])=S.COC(=O)NC(=S)NC1=CC=CC=C1NC(=S)NC(=O)OC WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002825 nitriles Chemical class 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000006213 oxygenation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 229910052697 platinum Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052718 tin Inorganic materials 0.000 description 1
- ILJSQTXMGCGYMG-UHFFFAOYSA-N triacetic acid Chemical compound CC(=O)CC(=O)CC(O)=O ILJSQTXMGCGYMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 1
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 1
- GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N vanadium Chemical compound [V]#[V] GPPXJZIENCGNKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
- B01D53/86—Catalytic processes
- B01D53/8603—Removing sulfur compounds
- B01D53/8612—Hydrogen sulfide
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C7/00—Purification; Separation; Use of additives
- C07C7/11—Purification; Separation; Use of additives by absorption, i.e. purification or separation of gaseous hydrocarbons with the aid of liquids
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2251/00—Reactants
- B01D2251/10—Oxidants
- B01D2251/102—Oxygen
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2251/00—Reactants
- B01D2251/30—Alkali metal compounds
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2251/00—Reactants
- B01D2251/90—Chelants
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2251/00—Reactants
- B01D2251/90—Chelants
- B01D2251/902—EDTA
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2251/00—Reactants
- B01D2251/90—Chelants
- B01D2251/904—NTA
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2255/00—Catalysts
- B01D2255/20—Metals or compounds thereof
- B01D2255/207—Transition metals
- B01D2255/20738—Iron
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
- B01D2256/24—Hydrocarbons
- B01D2256/245—Methane
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2258/00—Sources of waste gases
- B01D2258/02—Other waste gases
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2258/00—Sources of waste gases
- B01D2258/02—Other waste gases
- B01D2258/0283—Flue gases
-
- 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
- B01D53/14—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 by absorption
- B01D53/1456—Removing acid components
- B01D53/1468—Removing hydrogen sulfide
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Biomedical Technology (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Industrial Gases (AREA)
Abstract
Изобретение относится к восстановительно-окислительному способу обработки газа, содержащего сероводород, с применением окислительного аппарата в сочетании с абсорбером. Способ непрерывного удаления сернистого водорода из потока газа включает контактирование исходного газообразного сырья, содержащего сернистый водород, с катализатором, представляющим собой хелатированный металл, в абсорбере, работающем при давлении Р1, превышающем 100 ф/дюйм2, с получением первого потока газа, не содержащего сернистый водород, и второго потока, содержащего элементарную серу и раствор хелатированного металла, удаление первого потока, обеспечение окислительного аппарата, работающего при давлении Р2, где Р2>Р1+5 ф/дюйм2, направление части второго потока в окислительный аппарат, введение потока сжатого воздуха, содержащего кислород, в окислительный аппарат, таким образом, чтобы осуществлялась диффузия кислорода и его контактирование с указанным вторым потоком, и выделение элементарной серы из раствора катализатора на основе хелатированного металла в окислительном аппарате и удаление серы из окислительно-восстановительного процесса. Изобретение обеспечивает эффективное удаление сероводорода из газовых потоков восстановительно-окислительным способом при высоком давлении. 4 з. п. ф - лы, 1 ил.
Description
ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ ЗАЯВКУ
По данной заявке испрашивается приоритет по заявке США на патент, серийный номер 12/913,448, поданной 27 октября 2010 г., которая включена в данную заявку полностью посредством отсылки.
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ДАННОЕ ИЗОБРЕТЕНИЕ
Данное изобретение относится к усовершенствованному способу окисления-восстановления (Redox) для обработки газа, не подвергшегося сероочистке, содержащего сернистый водород. В частности, при осуществлении этого способа применяют окислительный аппарат высокого давления в сочетании с абсорбером высокого давления.
СВЕДЕНИЯ О ПРЕДШЕСТВУЮЩЕМ УРОВНЕ ТЕХНИКИ
Сернистый водород является основным источником загрязнения газовых потоков, так как он выделяется в виде побочного продукта при осуществлении ряда химических процессов, таких как производство сульфатной целлюлозы или крафт-бумаги, получение вискозы, обработка сточных вод, получение органических соединений, содержащих серу, а также он выделяется во время очистки нефти и при получении природного газа и горючих газов из угля, например, в процессе коксования. Сернистый водород содержится также в геотермальном паре, который затем используют в установках для выработки энергии.
Для устранения этих загрязняющих серосодержащих газов было создано несколько восстановительно-окислительных (редокс) способов, в которых для удаления сернистого водорода из газового потока применяется водный раствор хелатированного металлического катализатора.
При осуществлении этих известных способов газ, содержащий сернистый водород, известный как "сернистый нефтяной газ", контактирует с хелатированным металлическим катализатором для осуществления абсорбции. Происходят также последующее окисление сернистого водорода до элементарной серы и сопутствующее восстановление металла до более низкой стадии окисления. Раствор катализатора затем регенерируется для повторного применения путем его контактирования с кислородсодержащим газом для окисления металла снова до более высокой стадии окисления. Элементарная сера непрерывно удаляется в виде твердого продукта с высокой степенью чистоты. Примером таких способов окисления-восстановления, не ограничивающим их, служит способ, описанный в патенте США №4622212 и в ссылках, которые цитируются в данной заявке.
Для того чтобы вернуть "отработанный" жидкий редокс-катализатор в его первоначальную степень окисления, он может быть возвращен в цикл для последующего использования в способе, в раствор отработанного редокс-катализатора может быть введен кислород. Это обычно осуществляется с применением способа окисления, когда различные механические устройства, включая хорошо известные барботажные устройства, используют сжатый воздух в качестве источника кислорода. Обычно такие способы окисления проводят при величине давления, которая ниже давления на восстановительной стадии процесса, то есть в абсорбере, наиболее обычно это давление равно примерно атмосферному давлению. Применение окислительного аппарата является результатом попытки свести к минимуму капитальные расходы за счет устранения необходимости в более дорогом оборудовании, работающем при высоком давлении. Хотя первоначальные капитальные расходы на оборудование могут быть ниже, работа при большой разнице между давлением в абсорбере и в окислителе порождает другие проблемы. Например, при осуществлении этих известных процессов редокс-раствор, находящийся при высоком давлении и выходящий из абсорбера, должен находиться затем при более низком давлении перед вводом в окислительное устройство. Это обычно осуществляют при помощи сепаратора низкого давления или ряда сепараторов низкого давления. Снижение давления редокс-раствора приводит к неприятным последствиям, таким как вспенивание, потеря газа и быстрая эрозия регулирующих клапанов, вызванная наличием суспендированных твердых частиц серы. Все эти проблемы снижают экономическую эффективность способа и его эксплуатационные качества.
До настоящего времени не удалось создать способ восстановления-окисления при высоком давлении, который позволяет решить указанные выше проблемы, но при этом является экономичным способом удаления серы из потоков углеводородов. Эти и другие преимущества способа по изобретению станут очевидными из следующего более подробного описания данного изобретения.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Настоящее изобретение относится к усовершенствованному способу восстановления-окисления для обработки газовых потоков, содержащих сернистый водород. Согласно этому усовершенствованному способу секция окисления работает при более высоком давлении, чем секция восстановления, а именно абсорбер. Этот более высокий градиент давления устраняет необходимость наличия оборудования для снижения давления, такого как испарительный сосуд. Конструкция окислительного аппарата не является критической для способа по нашему изобретению, конструкция абсорбера также не является критической при условии, что оба узла могут работать при внутреннем давлении, превышающем 100 ф/дюйм2, и при температуре, равной примерно 125°F. Хотя согласно настоящему изобретению может быть использован любой кислородсодержащий газ, ниже для краткости будет указан наиболее распространенный и наиболее доступный газ - воздух.
Сжатый газ, который вводится в окислительный аппарат, поддерживает рабочее давление, превышающее рабочее давление в абсорбере, который функционирует при давлении более 100 ф/дюйм2. Предпочтительно, когда это более высокое давление в окислительном аппарате превышает рабочее давление в абсорбере примерно на 5-10 ф/дюйм2 для того, чтобы снизить расходы на компрессию. Высокое давление в окислительном аппарате предпочтительно поддерживать, используя воздух высокого давления в качестве окисляющего газа для регенерации раствора металлического катализатора, как будет описано ниже. Работа окислительного аппарата при давлении, превышающем атмосферное, приводит к более высокому парциальному давлению кислорода в окислительном аппарате, и так как количество кислорода, требующееся для переокисления катализатора, обратно пропорционально парциальному давлению кислорода, требуется меньше воздуха, так как давление в окислительном аппарате увеличивается.
Сочетание абсорбера и окислительного аппарата высокого давления согласно изобретению предпочтительно использовать для осуществления способов обработки потоков газообразных углеводородов для конверсии H2S в элементарную серу при помощи водного редокс-раствора, содержащего хелатированное железо в качестве катализатора.
Поток газа, содержащего H2S (сернистого нефтяного газа), контактирует с водным редокс-раствором, который абсорбирует H2S, превращающийся в элементарную серу и в котором часть железа восстанавливается из трехвалентного железа (Fe+++) в двухвалентное железо (Fe++).
Весь редокс-раствор или его часть, содержащие двухвалентное железо, затем вводятся в окислительный аппарат, где сжатый воздух подается в редокс-раствор, в котором он предпочтительно контактирует с редокс-раствором в виде крошечных пузырьков с очень большой поверхностью. Это вызывает регенерацию (окисление) двухвалентного железа с получением трехвалентного железа (стадия регенерации). Раствор регенерированного хелатированного железа (катализатора) затем возвращается (в цикл) в процесс для повторного использования в качестве катализатора окисления H2S. Сера удаляется из системы путем пропускания части раствора или всего раствора из окислительного аппарата через устройство для выделения серы, где сера удаляется. Поскольку окислительное устройство согласно моему изобретению работает при давлении более 100 ф/дюйм2, устройство для выделения серы должно быть способно к выделению твердой элементарной серы при давлении выше атмосферного и к снижению давления до атмосферного при выводе серы из устройства. Такое устройство для выделения серы в уровне техники называется "шлюзовым бункером".
Хотя для изготовления катализатора на основе хелатированного металла согласно данному изобретению можно применять ряд поливалентных металлов, предпочтительным поливалентным металлом является железо. Ряд реакций, которые участвуют при осуществлении способа по изобретению при каталитическом окислении сернистого водорода до элементарной серы, может быть описан следующими уравнениями, где L обозначает конкретный лиганд, выбранный для получения катализатора на основе хелатированного металла:
При объединении уравнений (1)-(3) получается следующее уравнение:
Для того чтобы способ удаления сернистого водорода из потока газов, когда хелат трехвалентного железа применяется для осуществления каталитического окисления сернистого водорода, был экономичным, является существенным, чтобы хелат двухвалентного железа, образовавшийся описанным выше образом, непрерывно регенерировался за счет окисления хелата трехвалентного железа при контактировании реакционного раствора с растворенным кислородом, предпочтительно полученным при введении воздуха окружающей среды при высоком давлении в ту же или отдельную зону контакта.
Ряд реакций, которые имеют место в окислительном аппарате согласно нашему изобретению, может быть представлен следующими уравнениями:
При объединении уравнений (5)-(6) получают уравнение (7):
При объединении уравнений (4) и (7) получают следующее уравнение, описывающее весь процесс:
Было установлено, что не все агенты хелатирования железа, способные образовывать комплекс с железом в трехвалентном состоянии (Fe3+) или в двухвалентном состоянии (Fe2+) в водных растворах, пригодны для применения в широком интервале рабочих условий процесса, используемых для указанной восстановительно-окислительной системы при удалении сернистого водорода. Среди агентов, хелатирующих железо, которые применяли при осуществлении известных способов удаления сернистого водорода, находятся хелатирующие агенты типа аминополикарбоновых кислот, такие как этилендиаминтетрауксусная кислота и ее щелочные соли.
Как уже указывалось, одной целью данного изобретения является устранение проблем, связанных с обычным восстановительно-окислительным процессом, таких как вспенивание и потеря газообразного продукта в сепараторе (-ах) низкого давления, где абсорбер работает при высоком давлении и окислительный аппарат работает при давлении около атмосферного. При осуществлении изобретения, описанного в данной заявке, любой газ, который растворен в растворе, выходя из абсорбера высокого давления, будет оставаться в растворе до тех пор, пока он не поступит снова в абсорбер высокого давления, где небольшое количество газа мгновенно испаряется из раствора и поступает в поток газообразного продукта.
Указанная выше цель достигается за счет наличия окислительного аппарата, который работает при более высоком давлении, чем абсорбер, предпочтительно, при давлении, которое на примерно 5-10 ф/дюйм2 выше, чем давление в абсорбере. Предпочтительно, если абсорбер работает при давлении выше 100 ф/дюйм2.
Другой вариант нашего изобретения включает обеспечение системы для окисления раствора окислительно-восстановительного катализатора, включающей источник сжатого воздуха; окислительный аппарат, способный поддерживать рабочее давление Р2, где Р2≥Р1+5 ф/дюйм2 и Р1 обозначает давление в абсорбере, которое превышает 100 ф/дюйм2. Сжатый воздух подается в окислительный аппарат для регенерации раствора металлического катализатора и для поддержания разницы между давлением в абсорбере и окислительном аппарате.
Еще один вариант данного изобретения относится к способу непрерывного удаления сернистого водорода из газа, когда исходный газ направляют на окислительно-восстановительную стадию, где он контактирует с хелатом металла в качестве катализатора в абсорбере, работающем при давлении более 100 ф/дюйм2, с получением первого потока газообразного продукта, не содержащего сернистого водорода, и второго потока, содержащего элементарную серу и раствор хелатированного металла в качестве катализатора; удаляют первый поток; обеспечивают окислительный аппарат высокого давления, работающий при давлении, которое превышает давление в абсорбере; направляют по меньшей мере часть второго потока в окислительный аппарат вместе с потоком сжатого воздуха для контактирования с ним второго потока; и выделяют элементарную серу из раствора хелатированного металла (катализатора).
Эти и другие цели изобретения станут более очевидными из подробного описания предпочтительного варианта, которое приведено ниже.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ФИГУР
На Фигуре 1 приведена схема одного из возможных вариантов восстановительно-окислительного способа согласно моему изобретению.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
Как уже было указано, наше изобретение касается нового окислительного аппарата высокого давления, который может быть использован для регенерации жидкого восстановительно-окислительного раствора. Этот окислительный аппарат может быть применен для создания новой технологической схемы десульфуризации сернистого газа. Рабочие температуры в окислительном аппарате могут находиться в интервале от примерно 25°C до примерно 55°C. Рабочее давление предпочтительно превышает 100 ф/дюйм2 и, более предпочтительно, более чем на 5 ф/дюйм2 выше, чем рабочее давление в абсорбере, с которым окислительный аппарат сообщается через жидкость.
Теперь рассмотрим Фигуру 1, которая схематически иллюстрирует такой способ десульфуризации 10 для обработки газовых потоков, загрязненных H2S. Как показано на этой Фигуре, поток отработанного газа (сернистого газа) подается по линии 1 в абсорбер 2, где он контактирует с водным раствором хелатированного железа в качестве катализатора. Абсорбер 2 работает при давлении, которое превышает 100 ф/дюйм2. Раствор катализатора поступает из окислительного аппарата 3 высокого давления при помощи регулирующего клапана 4. После окончания контактирования исходного газа с жидким восстановительно-окислительным раствором в абсорбере 2 раствор отработанного катализатора удаляется по линии 5 и подается при помощи насоса 6 через клапан регулятора уровня жидкости 7 во входное отверстие окислительного аппарата 3, который работает при давлении на 5-10 ф/дюйм2 превышающем давление в абсорбере 2. Абсорбер 2 может иметь любую конструкцию, позволяющую вместить требуемое количество удаляемого H2S, а именно это могут быть абсорберы, заполненные жидкостью, статические смесители, колонны с паковкой, труба Вентури или абсорберы с подвижным слоем.
Поток газа, практически не содержащий H2S, покидает абсорбер 2 по линии 8. Поток газа, содержащего О2, предпочтительно воздух высокого давления, вводится в окислительный аппарат 3 по линии 9. Жидкий восстановительно-окислительный раствор удаляется из окислительного аппарата 3 по линии 11 и вводится в абсорбер 2. Элементарная сера непрерывно удаляется путем направления части жидкого раствора из окислительного аппарата 3 с потоком 12 в шлюзовый бункер для выделения серы (не показан). Давление в окислительном аппарате 3 поддерживается за счет сочетания нагнетания воздуха высокого давления и регулятора перепада давления 14, контролирующего величину давления в абсорбере, и клапана 15, регулирующего рабочее давление на линии сброса 13.
Данное изобретение было описано выше с акцентированием на применение железа в качестве выбранного поливалентного металла; однако могут быть также использованы другие поливалентные металлы, которые образуют хелаты с лигандами. Такие дополнительные поливалентные металлы включают медь, кобальт, ванадий, марганец, платину, вольфрам, никель, ртуть, олово и свинец. Хелатирующие агенты обычно выбирают из семейства аминополикарбоновых кислот, например это могут быть EDTA (этилендиаминтетрауксусная кислота), HEDTA (дигидроксиэтилэтилендиаминдиуксусная кислота), MGDA (метилглициндиуксусная кислота) и NTA (нитрилтриуксусная кислота) или другие агенты, которые можно применять согласно данному изобретению.
Во все жидкие окислительно-восстановительные системы могут быть добавлены некоторые щелочные соединения для регулировки величины pH раствора. Без добавления щелочного соединения величина pH раствора будет медленно снижаться до тех пор, пока величина абсорбции H2S раствором перестанет соответствовать требованиям, предъявляемым к требующемуся удалению H2S. Это снижение величины pH обусловлено кислой природой H2S. Кроме того, если поток газа, который подвергается обработке, содержит другие кислые вещества, такие как углекислый газ, величина pH будет уменьшаться еще быстрее, чем при наличии H2S. Соответственно, щелочные вещества, такие как NaOH, КОН, аммиак, карбонаты или бикарбонаты щелочных металлов, обычно добавляются в систему для нейтрализации кислых компонентов. Эти вещества обычно добавляют в основную массу раствора, который содержится в окислительном аппарате, однако они могут быть добавлены в любой точке по ходу процесса.
Приведенное выше описание конкретных вариантов настолько полно раскрывает общую природу данного изобретения, что другие лица, используя обычные знания, могут легко модифицировать и/или адаптировать для различных целей эти конкретные варианты, не выходя за рамки данного изобретения, и поэтому такие адаптации и модификации следует рассматривать как эквиваленты описанных вариантов. Следует иметь в виду, что фразеология и терминология в данной заявке служит только для описания, не ограничивая данное изобретение.
Средства, материалы и стадии способа осуществления различных описанных функций могут принимать ряд альтернативных форм, не выходя за рамки изобретения. Так, термины "средство для…" и "средства для…" и выражения, используемые при описании стадий для указания функции, которые могут быть найдены в приведенном выше описании и в формуле изобретения, приведенной ниже, следует рассматривать как определяющие и охватывающие структурные, физические, химические и электрические элементы или структуры, или стадии, которые существуют в настоящее время или будут существовать в будущем и осуществляют указанную функцию, независимо от того, являются ли они или не являются эквивалентами варианта или вариантов данного изобретения, описанных выше в описании, то есть могут быть использованы другие средства и стадии процесса для осуществления той же самой функции; подразумевается также, что такие выражения даны в смысле их широкой интерпретации в объеме следующей ниже формулы изобретения.
Claims (5)
1. Способ непрерывного удаления сернистого водорода из потока газа, включающий сочетание следующих стадий:
(а) введение исходного сырья, содержащего сернистый водород, для проведения восстановительно-окислительного процесса;
(б) контактирование исходного газообразного сырья с катализатором, представляющим собой хелатированный металл, в абсорбере, работающем при давлении Р1, превышающем 100 ф/дюйм2, с получением первого потока газа, не содержащего сернистый водород, и второго потока, содержащего элементарную серу и раствор хелатированного металла;
(в) удаление первого потока;
(г) обеспечение окислительного аппарата, работающего при давлении Р2, где Р2>Р1+5 ф/дюйм2;
(д) направление по меньшей мере части второго потока со стадии б в окислительный аппарат;
(е) введение потока сжатого воздуха, содержащего кислород, в окислительный аппарат таким образом, чтобы осуществлялась диффузия кислорода и его контактирование с указанным вторым потоком; и
(ж) выделение элементарной серы из раствора катализатора на основе хелатированного металла в окислительном аппарате и удаление серы из окислительно-восстановительного процесса.
(а) введение исходного сырья, содержащего сернистый водород, для проведения восстановительно-окислительного процесса;
(б) контактирование исходного газообразного сырья с катализатором, представляющим собой хелатированный металл, в абсорбере, работающем при давлении Р1, превышающем 100 ф/дюйм2, с получением первого потока газа, не содержащего сернистый водород, и второго потока, содержащего элементарную серу и раствор хелатированного металла;
(в) удаление первого потока;
(г) обеспечение окислительного аппарата, работающего при давлении Р2, где Р2>Р1+5 ф/дюйм2;
(д) направление по меньшей мере части второго потока со стадии б в окислительный аппарат;
(е) введение потока сжатого воздуха, содержащего кислород, в окислительный аппарат таким образом, чтобы осуществлялась диффузия кислорода и его контактирование с указанным вторым потоком; и
(ж) выделение элементарной серы из раствора катализатора на основе хелатированного металла в окислительном аппарате и удаление серы из окислительно-восстановительного процесса.
2. Способ по п.1, в котором газ, содержащий кислород, вводится в окислительный аппарат при давлении Р3, где Р3≥Р2.
3. Способ по п.1, в котором газ, содержащий кислород, который вводится в окислительный аппарат, используется для поддержания разницы величин давления в окислительном аппарате и абсорбере.
4. Способ по п.1, в котором в жидкостной связи между абсорбером и окислительным аппаратом отсутствует сепаратор низкого давления.
5. Способ по п.1, в котором давление Р1 в окислительном аппарате поддерживается за счет сочетания нагнетания воздуха высокого давления и регулятора перепада давления, контролирующего величину давления Р2 в абсорбере, и клапана, регулирующего рабочее давление на линии сброса.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/913,448 US8372365B2 (en) | 2010-10-27 | 2010-10-27 | High pressure reduction-oxidation desulfurization process |
| US12/913,448 | 2010-10-27 | ||
| PCT/US2011/050898 WO2012057925A1 (en) | 2010-10-27 | 2011-09-08 | High pressure reduction-oxidation desulfurization process |
Related Child Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013136973/05A Division RU2532558C1 (ru) | 2010-10-27 | 2013-08-07 | Способ очистки от серы |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2527991C1 true RU2527991C1 (ru) | 2014-09-10 |
Family
ID=44678043
Family Applications (2)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013104511/05A RU2527991C1 (ru) | 2010-10-27 | 2011-09-08 | Способ непрерывного удаления сернистого водорода из потока газа |
| RU2013136973/05A RU2532558C1 (ru) | 2010-10-27 | 2013-08-07 | Способ очистки от серы |
Family Applications After (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013136973/05A RU2532558C1 (ru) | 2010-10-27 | 2013-08-07 | Способ очистки от серы |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US8372365B2 (ru) |
| EP (1) | EP2632569B1 (ru) |
| JP (1) | JP5829692B2 (ru) |
| CN (2) | CN103079675B (ru) |
| BR (1) | BR112013003959B1 (ru) |
| PL (1) | PL2632569T3 (ru) |
| RU (2) | RU2527991C1 (ru) |
| TW (2) | TWI428169B (ru) |
| WO (1) | WO2012057925A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108970380A (zh) * | 2018-09-07 | 2018-12-11 | 宜宾丝丽雅股份有限公司 | 一种以连续氧化除去废气中硫化氢的方法及装置 |
| CN111514727A (zh) * | 2020-04-13 | 2020-08-11 | 江苏亿超环境科技有限公司 | 一种用于车间酸性尾气排放的回收装置及方法 |
Families Citing this family (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103182237A (zh) * | 2012-11-26 | 2013-07-03 | 广东依科电力技术有限公司 | 一种烟气脱硫系统 |
| US9657248B1 (en) * | 2014-03-14 | 2017-05-23 | Biosystems Consulting, Inc. | Systems, devices, compositions, and/or methods for de-sulphurizing acid gases |
| US9504984B2 (en) | 2014-04-09 | 2016-11-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Generating elemental sulfur |
| FR3051459B1 (fr) | 2016-05-20 | 2021-03-19 | Centre Nat Rech Scient | Installation et procede de traitement d'un flux comprenant du sulfure d'hydrogene |
| EP3526162A4 (en) * | 2016-10-14 | 2020-07-08 | Biosystems Consulting, Inc. DBA Advanced Oxidation | TREATMENT OF HYDROGEN SULFIDE GAS UNDER AEROBIC CONDITIONS |
| WO2018166937A1 (de) * | 2017-03-14 | 2018-09-20 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren und vorrichtung zur aufbereitung eines schwefelwasserstoffhaltigen gasstromes |
| CN106861401B (zh) * | 2017-03-22 | 2020-04-07 | 武汉国力通能源环保股份有限公司 | 液化石油气脱硫净化系统及净化方法 |
| CN108686486B (zh) * | 2017-04-12 | 2021-01-15 | 北京华石联合能源科技发展有限公司 | 一种可再生的悬浮床湿法脱硫工艺 |
| GB2561834A (en) * | 2017-04-24 | 2018-10-31 | Johnson Matthey Plc | Passive NOx adsorber |
| CN108179044A (zh) * | 2017-11-22 | 2018-06-19 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 基于湿式氧化还原法的带压再生脱硫系统 |
| US10661220B2 (en) * | 2018-02-27 | 2020-05-26 | Merichem Company | Hydrogen sulfide removal process |
| US11826699B2 (en) | 2021-06-04 | 2023-11-28 | Saudi Arabian Oil Company | Stripping H2S off natural gas for multiple isotope analyses |
| US11547967B1 (en) * | 2021-06-17 | 2023-01-10 | Merichem Company | Hydrogen sulfide removal process |
| WO2024035361A1 (en) * | 2022-08-10 | 2024-02-15 | Rafine Cevre Teknolojileri Limited Sirketi | A microbubble-based hydrogen sulfide (h2s) treatment system |
| US20250242301A1 (en) * | 2024-01-31 | 2025-07-31 | Source Technologies, Llc | System and Method of Treatment of Hydrogen Sulfide Gas Released from a Pipeline or Air Pressure Release Valve |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4002727A (en) * | 1973-12-18 | 1977-01-11 | Nippon Shokubai Kagaku Kogyo Co., Ltd | Desulfurization process for hydrogen sulfide-containing gases |
| US4622212A (en) * | 1983-11-03 | 1986-11-11 | Ari Technologies Inc. | Hydrogen sulfide removal |
| US4808385A (en) * | 1986-03-10 | 1989-02-28 | The Dow Chemical Company | Process for the removal of H2 S from fluid streams using a water soluble polymeric chelate of an oxidizing polyvalent metal |
| RU2179475C2 (ru) * | 1998-02-27 | 2002-02-20 | ГУП "Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья" | Способ очистки природного газа от сероводорода |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS53135897A (en) * | 1977-05-02 | 1978-11-27 | Dowa Mining Co | Method of h2s in gas |
| SE430657B (sv) * | 1978-02-10 | 1983-12-05 | Vinings Chemical Co | Sett att avlegsna svaveldioxid fran svaveldioxidhaltig rokgas |
| JPS5689820A (en) * | 1979-12-21 | 1981-07-21 | Tokyo Gas Co Ltd | Removing method of hydrogen sulfide |
| US4579727A (en) * | 1984-12-04 | 1986-04-01 | The M. W. Kellogg Company | Oxidative removal of hydrogen sulfide from gas streams |
| US4781910A (en) * | 1986-04-17 | 1988-11-01 | W. Bruce Smith And Butler & Binion | Hydrogen sulfide removal and sulfur recovery |
| WO1989006675A1 (en) * | 1988-01-15 | 1989-07-27 | Chevron Research Company | Composition, method and apparatus for removal of hydrogen sulfide |
| CN1034556C (zh) * | 1989-05-05 | 1997-04-16 | 国际壳牌研究有限公司 | 从酸性气流中脱除硫化氢的方法 |
| FR2771945B1 (fr) * | 1997-12-05 | 1999-12-31 | Inst Francais Du Petrole | Procede de recuperation du soufre a haute pression |
| US7226883B1 (en) * | 2006-06-05 | 2007-06-05 | Merichem Chemicals & Refinery Services Llc | Oxidizer and oxidation process for a desulphurization process |
-
2010
- 2010-10-27 US US12/913,448 patent/US8372365B2/en active Active
-
2011
- 2011-09-08 RU RU2013104511/05A patent/RU2527991C1/ru active
- 2011-09-08 EP EP11761195.4A patent/EP2632569B1/en active Active
- 2011-09-08 CN CN201180042300.0A patent/CN103079675B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-09-08 BR BR112013003959A patent/BR112013003959B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2011-09-08 WO PCT/US2011/050898 patent/WO2012057925A1/en not_active Ceased
- 2011-09-08 PL PL11761195T patent/PL2632569T3/pl unknown
- 2011-09-08 JP JP2013536623A patent/JP5829692B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 2011-09-08 CN CN201510018697.XA patent/CN104667712B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-10-03 TW TW100135791A patent/TWI428169B/zh not_active IP Right Cessation
- 2011-10-03 TW TW103100079A patent/TWI477315B/zh not_active IP Right Cessation
-
2013
- 2013-01-08 US US13/736,314 patent/US8652435B2/en active Active
- 2013-08-07 RU RU2013136973/05A patent/RU2532558C1/ru active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4002727A (en) * | 1973-12-18 | 1977-01-11 | Nippon Shokubai Kagaku Kogyo Co., Ltd | Desulfurization process for hydrogen sulfide-containing gases |
| US4622212A (en) * | 1983-11-03 | 1986-11-11 | Ari Technologies Inc. | Hydrogen sulfide removal |
| US4808385A (en) * | 1986-03-10 | 1989-02-28 | The Dow Chemical Company | Process for the removal of H2 S from fluid streams using a water soluble polymeric chelate of an oxidizing polyvalent metal |
| RU2179475C2 (ru) * | 1998-02-27 | 2002-02-20 | ГУП "Всероссийский научно-исследовательский институт углеводородного сырья" | Способ очистки природного газа от сероводорода |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108970380A (zh) * | 2018-09-07 | 2018-12-11 | 宜宾丝丽雅股份有限公司 | 一种以连续氧化除去废气中硫化氢的方法及装置 |
| CN108970380B (zh) * | 2018-09-07 | 2023-07-21 | 宜宾丝丽雅股份有限公司 | 一种以连续氧化除去废气中硫化氢的方法及装置 |
| CN111514727A (zh) * | 2020-04-13 | 2020-08-11 | 江苏亿超环境科技有限公司 | 一种用于车间酸性尾气排放的回收装置及方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP5829692B2 (ja) | 2015-12-09 |
| TWI428169B (zh) | 2014-03-01 |
| TW201223622A (en) | 2012-06-16 |
| CN103079675A (zh) | 2013-05-01 |
| TW201417874A (zh) | 2014-05-16 |
| RU2532558C1 (ru) | 2014-11-10 |
| CN104667712B (zh) | 2017-04-12 |
| CN103079675B (zh) | 2015-02-18 |
| TWI477315B (zh) | 2015-03-21 |
| PL2632569T3 (pl) | 2017-08-31 |
| US20120107205A1 (en) | 2012-05-03 |
| WO2012057925A1 (en) | 2012-05-03 |
| CN104667712A (zh) | 2015-06-03 |
| HK1207027A1 (en) | 2016-01-22 |
| BR112013003959A2 (pt) | 2016-07-12 |
| US20130123561A1 (en) | 2013-05-16 |
| US8652435B2 (en) | 2014-02-18 |
| US8372365B2 (en) | 2013-02-12 |
| HK1183837A1 (en) | 2014-01-10 |
| EP2632569B1 (en) | 2017-03-01 |
| EP2632569A1 (en) | 2013-09-04 |
| JP2014506180A (ja) | 2014-03-13 |
| BR112013003959B1 (pt) | 2019-12-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2527991C1 (ru) | Способ непрерывного удаления сернистого водорода из потока газа | |
| US8591847B2 (en) | Method for removing hydrogen sulfide from gaseous stream at normal temperature | |
| CN100473448C (zh) | 同时去除硫化氢和二氧化硫的脱硫法 | |
| US10246330B2 (en) | Systems and processes for removing hydrogen sulfide from gas streams | |
| US4579727A (en) | Oxidative removal of hydrogen sulfide from gas streams | |
| US7279148B1 (en) | Oxidizer and oxidation process for a desulphurization process | |
| US5705135A (en) | Composition and process for the removal of hydrogen sulfide from gaseous streams | |
| US6165436A (en) | High-pressure sulfur recovery process | |
| US6589498B1 (en) | Process and device for treating a gas containing hydrogen sulfide, with recycling of the reduced catalytic solution | |
| EP1156867B1 (en) | Method for conversion of hydrogen sulfide to elemental sulfur | |
| US11547967B1 (en) | Hydrogen sulfide removal process | |
| HK1183837B (en) | High pressure reduction-oxidation desulfurization process | |
| HK1207027B (en) | High pressure reduction-oxidation desulfurization process |