脱硫工艺论文篇（1）

目前国内一般采用干法脱硫和湿法脱硫两种办法对天然气进行脱硫工艺。湿法脱硫工艺一般用于脱硫大量轻烃、含硫量高、对脱硫精确度要求不高的工艺。它是两种基本流程相似的化学和物理脱硫法，该操作流程比较复杂，依靠脱硫剂中的吸收剂与天然气中的硫发生反应，整个工艺过程使用装备较多，消耗也多，轻烃经过再生塔时会产生吸收剂进行再利用，但需在发生反应的同时一直补充脱硫剂。中间还要处理反应产生的废液，湿法脱硫工艺并不属于精准脱硫方式。国内对轻烃脱硫产品的要求是含硫量每立方米要低于5mg，国际对它的要求标准是含硫量在每立方米1mg左右。为了可以满足相关要求标准我们可以采用干法脱硫，这种方法能源消耗少、需求资金设备少、操作方法流程简单易操作，使用的固体脱硫剂将硫化物附着在塔内进行反应脱硫,需要两塔或者三塔串联完成，用这种方法进行脱硫工艺不会产生废物，精确度很高。

1.2确定工艺路线

轻烃原料中含有的硫元素会造成硫含量在丙烷和丁烷中超标，要想减少它们的含硫量就应该在进气装置前安装一套脱硫设备，这种先脱硫再加工的方法操作起来比较简单方便还符合要求，很适合推广使用。在脱硫剂没有饱和的情况下有比较长使用寿命，一般有2到3年的使用期。根据实验考察计算发现，脱硫工艺的温度应该保持在25℃上下，脱硫后的原料含硫量要在每立方米0.1mg以下。原料脱硫的过程是原料先经过低点排出原液气使之进入加热器，由导热油在辅助的情况下加热到25℃，原料气和氧气混合后会流入脱硫塔，控制温度在25℃的情况下严格控制好空气补给量，脱硫后原料气经过在加工过滤净化，最后进行气体处理。

1.3选择脱硫剂

有些脱硫剂中添加了活性炭，在催化剂作用下反应时起到了吸附作用。选择脱硫剂时要尽量选择有点多脱硫率高的脱硫剂，做到能量消耗低、反应温度低、精准度较高，便于使用的同时还要可以简单操作和更换，而且还要有先进的技术水平。

1.4确定脱硫装置参数

一般而言,对工艺要求比较低的原液气处理选择干法脱硫技术,处理量要求也不高,日处理量不超过240万立方米由于原液气压力比较低,为了保证下游装置的正常工作,脱硫塔的压降必须控制在0.05MPa之下,而要调整脱硫剂的孔隙度在30%和35%的范围内,为了孔隙度调整之后的含硫量不超标,还要设计一个保驾塔,依据前面的脱硫效果,经过分析结果决定是否要投入使用,来确保脱硫精度,填充床层的高径比为10∶6。而为了验证脱硫剂的反应温度的最佳值,通过试验模拟得出不同的温度下硫化物的转化率,当温度达到5℃以上,原液气中的H2S已经基本转化完成了;温度达到17℃时,原液气中的有机硫转化率就可到80%以上,温度达到26℃时,有机硫的转化率接近100%,因而反应的最佳温度一般25℃左右。

2轻烃产品的利用

近年来由于化工业的大力发展，很多进口的丙烷、丁烷逐渐增多，我国的轻烃原料也呈现出了多样化的特点，轻烃通过加工出来的产品应用在很多行业，不断提升着轻烃产品的使用价值。轻烃加工后可以用作优质的化工溶剂，在化工中起到裂解材料的使用；轻烃经过脱硫后可以当做液化石油气供人们使用，也可以用在汽车的火花塞中，这样可会减少汽车内积碳的含量，不用经常清洗；因为轻烃脱硫后不会含有烯烃元素性能，比较稳定，还没有臭味，可以用它来制作很多雾化产品，例如杀虫剂、发胶摩斯等；现在的人们环保意识不断增强，很多轻烃脱硫后人们把它用于保护臭氧层代替氟利昂的使用。

脱硫工艺论文篇（2）

一、前言

烟气脱硫（FlueGasDesulfurization,FGD）是世界上唯一大规模商业化应用的脱硫方法，是控制酸雨和二氧化硫污染的最为有效的和主要的技术手段。

目前，世界上各国对烟气脱硫都非常重视，已开发了数十种行之有效的脱硫技术，但是，其基本原理都是以一种碱性物质作为SO2的吸收剂，即脱硫剂。按脱硫剂的种类划分，烟气脱硫技术可分为如下几种方法。

1.以CaCO3（石灰石）为基础的钙法；

2.以MgO为基础的镁法；

3.以Na2SO3为基础的钙法；

4.以NH3为基础的氨法；

5.以有机碱为基础的有机碱法。

世界上普遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90以上。 烟气脱硫装置相对占有率最大的国家是日本。日本的燃煤和燃油锅炉基本上都装有烟气脱硫装置。众所周知，日本的煤资源和石油资源都很缺乏，也没有石膏资源，而其石灰石资源却极为丰富。因此，FGD的石膏产品在日本得到广泛的应用。这便是钙法在日本得到广泛应用的原因。因此，其他发达国家的火电厂锅炉烟气脱硫装置多数是由日本技术商提供的。

二、脱硫工艺的选择

在环境约束条件下,如何结合火电厂的内外部资源条件,科学合理地选择切合实际的脱硫工艺显得十分重要,它直接关系到脱硫系统乃至机组的安全可靠性和经济运行。

1.脱硫条件

1.1机组条件

新机组或老机组、机组容量、剩余寿命、燃煤硫分、漏风率和含尘量等参数必须设计准确。若设计参数不正确,将会出现以下问题:(1)机组漏风,烟气量大,脱硫投资增加;(2)实际燃煤含硫量远超过设计值,不能达到100%烟气脱硫;(3)烟气含尘量过高,导致石膏品质不合格。

1.2资源条件

脱硫吸收剂的来源直接影响到脱硫工艺的选择。另外,脱硫用水的水源水质作为脱硫吸收剂的载体也起着重要作用。因此,吸收剂及脱硫用水的来源也直接影响到脱硫工艺的选择。

1.3建设条件

包括场地和施工条件、施工周期等。脱硫装置的布置空间是脱硫工艺选择的一个重要条件,不同的脱硫工艺布置空间要求不同,只有充分满足其最小布置空间,该脱硫工艺才具备成立的条件。

2.技术比较

2.1脱硫效率

选择烟气脱硫工艺时,首先考虑的因素是SO2排放的控制水平,即环保法规、标准等对脱硫项目削减SO2排放量的具体要求。有了SO2削减量,进而计算脱硫项目最低的脱硫效率。

2.2钙硫比

钙硫比是表示达到一定脱硫效率时所需钙基吸收剂的过量程度,是影响脱硫效率的重要因素。一般来说,钙硫比越高,脱硫效率越高,同时脱硫工艺费用也越高。

2.3对机组影响和生产运行的适应性

2.3.1对锅炉和烟气系统的影响，不同工艺脱硫设备对锅炉和烟气系统影响各不相同,如湿法工艺安装在除尘器的下游,对锅炉和除尘器影响最小,但对出口烟道和烟囱会产生腐蚀。

2.3.2对机组运行的适应性，对于调峰机组,负荷变动较大,选择脱硫工艺时,脱硫系统必须能适应经常起停的状况,能耐受经常性的热冲击;有良好的负荷跟踪特性;脱硫系统停运后的维护工作量要小。

3.经济评价

脱硫装置的投资费用与经济社会效益是影响脱硫工艺选择的主要因素之一。经济评价应考虑主要因素:投资费用、年运行费用及经济效益。在技术性能相当或相差不多的条件下,经济性好的脱硫工艺为首选。

4.环境评估

脱硫工程属于环保工程,但作为一个建设项目也同样存在环境影响,如考虑不够周全,则会导致二次污染。潜在的环境影响主要有:脱硫吸收剂制备系统产生的扬尘和噪声;脱硫副产品处置,包括副产品抛弃堆存时对环境的影响;脱硫废水对水体的影响;脱硫后净烟气的抬升影响。

三、石灰石工艺原理

是用石灰或石灰石浆液吸收烟气的SO2，分为吸收和氧化两个阶段。先吸收生成亚硫酸钙，然后将亚硫酸钙氧化成硫酸钙即石膏湿式钙法，通常有抛弃法、回收法和双循环湿式钙法等，抛弃法和回收法区别在脱硫产物是否再利用。其中回收法的脱硫产物为二水石膏（CaSO4.2H2O），此法以日本应用最多。石膏的主要用途是作为建筑材料，高质量石膏作为石膏板材的原料。我国重庆珞磺电厂引进日本三菱公司的技术就是这种方法。但是，目前再我国脱硫石膏很难找到大规模的用途。对于湿法脱硫产物，值得注意的是，脱硫石膏应用途径可以参考磷肥工业中的石膏制硫酸过程。在该过程中，石膏被C（无烟煤或焦碳）还原SO2和CaO。SO2（以5左右浓度的空气混合物形式存在）可进一步被转化为硫酸。CaO则循环到脱硫吸收装置作为脱硫剂循环使用。因此，理论上，这个过程回收了烟气中的SO2生产工业浓硫酸[98（质量）]，不消耗脱硫剂。而其还原剂煤在电厂也是十分丰富和方便。这个过程对高硫煤发电厂具有一定价值。

四、氨法工艺原理

以水溶液中的SO2和NH3的反应为基础：

1. SO2＋H2O＋xNH3 = (NH4) xH2－XSO3

得到亚硫酸铵中间产品，亚硫酸铵再进行氧化：

2.(NH4)XH2-XSO3+1/2O2 +(2-x)NH3=(NH4)2SO4

在美国，镁法和钠法得到了较深入的研究，但实践证明，它们都不如钙法。 在我国，氨法具有很好的发展土壤。我国是一个粮食大国，也是化肥大国。氮肥以合成氨计，我国的需求量目前达到33Mt/a，其中近45是由小型氮肥厂生产的，而且这些小氮肥厂的分布很广，每个县基本上都有氮肥厂。因此，每个电厂周围100km内，都能找到可以提供合成氨的氮肥厂，SO2吸收剂的供应很丰富。更有意义的是，氨法的产品本身就是化肥，就有很好的应用价值。氨法脱硫是回收法，副产高附加值的产品，可使氨增值，所以氨法脱硫的运行费用小，煤中含硫量愈高，运行费用愈低。

五、镁法脱硫工艺原理

脱硫工艺论文篇（3）

燃煤锅炉在油田注汽中应用较广泛。目前，国内锅炉设备所用燃料以煤为主，排出的污染物主要有烟气和二氧化硫等气体，随着近年环保标准的不断提高，加之SO2减排任务的日益艰巨，通过对烟气除尘脱硫系统进行技术改造和升级，保留了锅炉尾部多管陶瓷除尘器，在原多管陶瓷除尘器的旁边安装烟气脱硫除尘设备，使SO2 和烟气排放指标达标。

1除尘工艺

1.1选用原则

燃煤锅炉燃烧过程中产生的烟气是由黑烟和飞尘构成的。其中，黑烟是煤受热分解而成的微小碳颗粒在炉膛内未完全燃烧形成的，而飞尘则是由灰颗粒和部分未燃尽的焦炭细颗粒组成。QXL23吨燃煤锅炉构造较为完善，在正常情况下，燃烧工况较好，所以其排烟以飞尘（>5?m）为主要成分，其烟气出口烟尘浓度一般在2000mg/m3―5000 mg/m3，所以，选用多管陶瓷除尘器处理工艺。

1.2基础参数

基础参数见表1.锅炉出口SO2质量浓度按煤含量的1.5%计算，多管陶瓷除尘器出口烟尘质量浓度按除尘效率90%计算。

1.3湿式脱硫除尘器

工作温度t≤200℃，烟气处理量Q≤57700 m3/h，烟气阻力P≤1000Pa，除尘效率≥90%，脱硫效率≥70%。

1.4脱硫工艺

根据国家环保总局文件（环发【2002】26号《燃煤二氧化碳排放污染防治技术标准》的要求，综合考虑本单位的建设用地面积、脱硫剂的来源、脱硫后产物的消化处理，治理目标，在比较各种脱硫工艺后，决定采用双碱法脱硫工艺，具体流程为：锅炉的烟气进入脱硫除尘设备后，先经多个特制的喷头逆向喷向来自锅炉的烟气，使烟气与除尘器的水面没有接触前就与脱硫液进行较好的结合，同时脱硫液与烟气中的二氧化硫进行充分反应，除掉烟气中大部分SO2，经过进一步反应，烟气与脱硫液接触并冲击水面，将脱硫液雾化成直径0.1-1.0mm的液滴，形成良好的雾化吸收区。烟气与脱硫液在雾化区充分接触反应，完成烟气的脱硫和进一步除尘，经脱硫除尘的烟气向上通过除尘器的出风口直接进入风机并由烟囱排放到大气中。

众所周知，除尘是从烟气中分离颗粒物质的物理过程，而脱硫则是涉及气液传质和化学反应吸收过程，即烟气中二氧化硫的脱硫过程分两部分完成：1）气液传质和水合过程，即烟气中的二氧化硫与水接触时，溶解在水中，并与水反应生成亚硫酸；2）硫酸与溶解在水中的碱性脱硫剂作用生成亚硫酸盐。

以上三式视吸收液酸碱度不同而异，碱性较高（PH值>9）以（2）为主要反应；碱性略有降低时以（1）式为主要反应；碱性到中性甚至酸性时（5

2.应用效果

我公司两台锅炉经过技术改造后，气液在雾化反应区得到了充分接触并延长了反应时间，提高了吸收效果。对两台锅炉烟气脱硫除尘系统效果进行了对比（表2），脱硫除尘效果明显，达到了国家排放标准。

3.结论

（1）本除尘与脱硫工艺的理论分析是可行的，工艺改造是合理的，且结构简单，使用方便。

（2）本改造工艺应用于QXL23吨燃煤锅炉，但是对其它锅炉也有借鉴作用，经过一年多的运行，效果非常可靠，达到了改造的预期目的，且运行成本低，非常适合在油田注汽锅炉中推广使用。

脱硫工艺论文篇（4）

中图分类号：X701.3 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2017）01（b）-0074-02

我国钢铁行业所产生的二氧化硫量仅次于煤电行业，而烧结球团工序中的二氧化硫排放量钢铁企业占40%以上。这也就要求钢铁企业必须充分地重视烧结球团工艺中的二氧化硫排放控制，并要求钢铁企业能够根据自身的实际发展状况来进行烧结球团烟气脱硫工艺的合理选择。

1 进行烧结球团烟气脱硫工艺的合理选择

1.1 相关工艺要求

采用烧结球团烟气脱硫工艺所需要的投资较大，并对设备与人员能力技术也有着很高的要求。而因为施工状况的不同，使得我国的钢铁企业难以直接引进国外的烧结脱硫工艺路线。因此在进行烧结球团烟气脱硫工艺的选择过程中，钢铁企业必须严格遵守下述几点要求：（1）技术成熟。在采用烧结球团烟气脱硫工艺时，如果技术不够成熟，势必会导致施工人员对烧结机的工况不够清楚，并会造成烧结球团脱硫装置的不稳定运行等一系列情况。这样就容易因为操作不当等原因而造成安全事故，并给该企业的正常生产以及经济效益带来严重的影响。（2）控制运行成本。在采用烧结球团烟气脱硫工艺的时候需要考虑到其一次性投资成本以及运行成本，来确保该脱硫工程所耗费的资金能够在一个合理范围内，并不会直接影响到该钢铁企业的正常运行。（3）进行空间的灵活布置：在使用烧结球团烟气脱硫设备时应当注意尽可能地少占地，并需要在进行烧结工艺系统的设计过程中预留一些脱硫场地，因此在利用该工艺进行脱硫处理的过程中，需要对施工场地进行灵活的布置。（4）需要有很高的综合利用价值。在采用该工艺进行脱硫作业时，还需要对排放的副产物进行处理，并需要保障其处理费用较低，从而提升整个烧结球团烟气脱硫工艺的综合利用价值。（5）需要具备良好的可扩展性。钢铁企业在进行脱硫工艺的选择时，要充分结合烧结烟气的多组分多污染物这一特点，因此该脱硫工艺便需要具备良好的可扩展性。

1.2 相关工艺种类以及工艺特点

1.2.1 湿法工艺

该工艺种类主要有石灰石-石膏湿法、双碱法、离子液湿法以及氧化镁湿法等。特点：这种湿法工艺的脱硫效率较高并且运行比较稳定，对于硫排放浓度的控制也能够达到国家环保部门的要求，其工艺的可操作性以及可靠性也相对较高，是一种比较成熟的烧结球团烟气脱硫工艺。利用湿法工艺进行脱硫，对于相关的脱硫副产品能够进行迅速处理。但是该工艺的投资非常大且运行成本很高，其占地面积较大，还需要对脱硫过程中所产生的废水进行及时处理。此外，利用湿法脱硫工艺还会造成工艺排烟的不稳定性，并不利于烟气的抬升与扩散，会给烟囱带来严重的腐蚀。

1.2.2 干法工艺

该工艺种类主要有活性焦吸附干法、双循环硫化干法以及多组分污染物协同净化工艺等。特点：我国现阶段钢铁企业所采用的脱硫方式多为干法工艺，借助于该脱硫工艺，其脱硫效果以及运行成本都比较理想，并且对二氧化硫的浓度以及烧结烟气量的波动有着良好的适应能力。而且在干法脱硫工艺中，因为其吸收塔的反应器多是空塔结构，因此其维修工作也相对比较简单。干式脱硫工艺的脱硫系统性能指标高、污染物排放浓度低，并且不存在废水等二次污染，因此该脱硫工艺具有很好的综合利用价值。

1.2.3 半干法工艺

该脱硫工艺主要包含有NID烟道循环法、ENS法、SDA旋转喷雾法等。特点：半干式脱硫工艺容易操作，其运行与维护管理也相对比较简单，占地面积较小，并且总图的布置容易实施。利用半干式脱硫工艺，对于防腐的要求不会过高，并且在脱硫过程中不会造成废水等二次污染，脱硫效果较好。但是该脱硫工艺中副产物的综合利用价值不足，对脱硫剂的利用率也相对较低，其工艺运行与适应能力也较差。

2 现阶段我国烧结球团烟气脱硫工艺中存在的问题

就我国钢铁企业的烧结球团烟气脱硫装置来分析，其脱硫使用效果还不太理想，在一些钢铁企业中还存在着严重的二次污染情况。总体而言，我国的烧结球团烟气脱硫工艺还不够成熟，一些环保技术公司的实际经验不足，这也就导致了在烧结球团烟气脱硫工艺进行二氧化硫处理的过程中，其各项指标都难以符合环保部门的实际要求。此外，一些钢铁企业虽然采用了理论上较为成熟的脱硫工艺，但是在细节操作以及核心技术的掌握方面仍有欠缺，并导致在使用该工艺进行脱硫处理时经常会出现操作不规范等一系列问题。

我国的一些钢铁企业在进行烧结球团烟气脱硫工艺的选择时，并没有对自身的生产状况以及国际烧结球团烟气脱硫情况进行调研，只是盲目地引进一些脱硫工艺，使得许多已经建成的项目也难以正常运行。这些在烧结球团烟气脱硫工艺使用过程中存在的问题，严重制约了我国钢铁行业的进一步发展。

3 对我国烧结球团烟气脱硫的发展建议

（1）从环保的角度进行考虑，我国的烧结球团烟气脱硫应当选择干法脱硫工艺或者半干法脱硫工艺来进行二氧化硫的处理，并可以在此过程中通过现今的LJS烟气循环流化床来进行多组分污染物的系统净化。通过这两种工艺的协同作业，能够对钢铁企业生产过程中所产生的有害物体产生一个良好的协同净化效果，并有效地减少钢铁生产对环境造成的影响。而这种烧结球团烟气脱硫工艺和LJS烟气循环流化床工艺协同净化的方式，也在我国一些大型钢铁生产企业中得到了应用，并且取得了比较良好的应用效果。

（2）现阶段我国许多钢铁企业在装备了烧结球团烟气脱硫设施之后，却没有取得一个很好的尾气处理效果。而在烧结球团烟气脱硫设施的使用过程中，依旧存在着废气处理效率不高、运行不稳定等诸多问题，并严重制约了我国钢铁企业的脱硫水平。造成该问题的原因并不是技术不完善，而是因为企业的运行管理过程存在着一定的漏洞。因此企业除了进行脱硫工艺的合理选择外，还需要加强对企业整体生产过程的管控水平。此外，钢铁企业还需要对相关的工作人员进行定期培训工作，使得这些管理人员能够充分掌握烧结球团烟气脱硫工艺中的相关理论，并能够熟练操作相关的脱硫设备，从而使该钢铁企业取得一个良好的脱硫效果。

4 结语

钢铁企业应该根据自身的实际运行状况去进行烧结球团烟气脱硫工艺的选择，而在选择脱硫工艺的过程中，还需要符合国家规定的相关标准。该文就烧结球团烟气脱硫工艺的工艺类型与工艺特点进行了阐述，并且就我国钢铁企业在烧结球团烟气脱硫工艺应用过程中的一些问题以及解决措施进行了分析，希望能够为我国钢铁企业在烧结球团烟气脱硫工艺的选择上面提供一些理论上的帮助。

参考文献

脱硫工艺论文篇（5）

中图分类号：TH162 文献标识码：A

1引言

我国自然资源分布的基本特点是富煤、贫油、少气，决定了煤炭在我国一次能源中的重要地位短期内不会改变。根据《中国能源发展报告》提供的数据，2012年我国煤炭产量36.6亿吨，其中50%以上用于燃煤锅炉直接燃烧。预计到2020年我国发电用煤需求将可能上升到煤炭总产量的80％，每年将消耗约19.6～25.87亿吨原煤。SO2、NOx作为最主要的大气污染物，是导致酸雨破坏环境的主要因素，近年来燃煤电厂用于治理排放烟气中SO2、NOx的建设和运行费用不断增加，因此研究开发高效能、低价格的烟气联合脱硫脱硝一体化吸收工艺，有着极其重要的社会效益及经济效益。

2 联合脱硫脱硝技术

2.1 碳质材料吸附法

装有活性炭的吸附塔吸附烟气中的SO2，并催化氧化为吸附态硫酸后，与吸附塔中活性炭一同送入分离塔进行分离；然后烟气进入二级再生塔中，在活性炭的催化作用下NOx被还原成N2和水；在分离塔中吸附了硫酸的活性炭在350℃高温下热解再生，并释放出高浓度SO2。最新的活性炭纤维脱硫脱硝技术将活性炭制成直径20微米左右的纤维状，极大地增大了吸附面积，提高了吸附和催化能力，脱硫脱硝率可达90%左右[1]。

图1 活性炭吸附法工艺流程图

2.2 CuO吸收还原法

CuO吸收还原法通常使用负载型的CuO当作吸收剂，普遍使用的是CuO/AL2O3。此法的脱硫脱硝原理是：往烟气中注入一定量的NH3，将混合在一起的烟气通过装有CuO/AL2O3吸收剂的塔层时，CuO和SO2在氧化性环境下反应生成CuSO4，不过CuSO4和CuO对NH3进行还原NOx有着极高的催化性。吸收饱和后的吸附剂被送往再生塔再生，将再生的SO2进行回收[2]。其吸收还原工艺流程如图2所示。

图2 CuO吸附法工艺流程图

3 同时脱硫脱硝技术

3.1 NOXSO工艺

NOxSO为一种干式、可再生脱除系统，能脱除掉高硫煤烟气中的SO2与NOx。此工艺能被用于75MW及以上的电站及工业锅炉高硫煤烟气的脱硫脱硝。此工艺再生生成符合商业等级的单质硫，是一种附加值很高产品。对期望提高SO2与NOx脱除率的电厂及灰渣整体利用的电厂，该工艺有极强的竞争力[3]。

图3 工艺流程图

3.2电子束法

电子束法[4]即是一种将物理和化学理论综合在一起的脱硫脱硝技术。借助高能电子束辐照烟气，使其产生多种活性基团以氧化烟气中的SO2与NOx，得到与，再注入烟气中的NH3反应得到与。该烟气脱硫脱硝工艺流程如图4所示。

图4 电子束法脱硫脱硝工艺流程图

3.3 脉冲电晕等离子体法

脉冲电晕等离子体法可于单一的过程内同时脱除与；高能电子由电晕放电自身形成，不需要使用昂贵的电子枪，也无需辐射屏蔽，只用对当前的静电除尘器进行稍微改变就能够做到，且可将脱硫脱硝和飞灰收集功能集于一身。其设备简单、操作简单易懂，成本相比电子束照射法低得多。对烟气进行脱硫脱硝一次性治理所消耗的能量比现有脱除任何一种气体所要消耗的能量都要小得多,而且最终产品可以作肥料，没有二次污染。在超窄脉冲反应时间中，电子得到了加速，不过对不产生自由基的惯性大的离子无加速，所以，此方法在节能方面有着极大的发展前景，其对电站锅炉的安全运行不造成影响。所以，其发展成为当前国际上脱硫脱硝工艺研究的热点[5]。其工艺流程如图5 所示:

图5 脉冲电晕等离子体法脱硫脱硝工艺流程图

4 烟气脱硫脱硝一体化实例应用

本案例是根据石灰石-石膏湿法烟气脱硫脱硝工艺试验，使变成极易为碱液所吸附的。因为珠海发电厂脱硫系统在脱硝进行前己经完成，只用增加脱硝装置就行。而且脱硫脱硝一体化的重点在于的氧化，所以为实现脱硫脱硝一体化技术，深入研究分析氧化剂的试验功效并确定初步工艺参数，为以后工业试验及示范工程提供理论及试验基础，在珠海发电厂脱硫装置同时进行了脱硝测量[6]。

4.1氧化剂的配制

氧化剂配制：在氧化剂配制槽中，注入适量水及浓度在50%的氧化剂，其主要成分是，搅拌均匀后配制浓度分别是39.5%、30%的氧化剂[7]。

4.2 测量仪器

烟气分析仪:英国KANE公司生产的KANE940，性能是对、、的浓度以及烟气温度，环境温度，烟道压力等分析。烟气连续分析仪：德国MRU公司生产的MGA-5，功能是连续测量：、、、、温度、压力等；并配备专用数据采集处理软件MRU Online View，自定义采集时间间隔。

4.3 试验装置以及流程

测量是在珠海发电厂脱硫装置上进行的。脱硝装置安装在脱硫系统前部的烟道中，将烟气注入到脱硫塔之前进行脱硝试验。试验过程和部分现场试验装置如下图所示[8]：

图5 脱硫同时脱硝测量示意图

试验中，烟气由珠海发电厂总烟道设置的旁路烟道引出，由挡板门4控制烟气流量。氧化剂从氧化剂泵注入管道，由阀门1和流量计一起控制氧化剂总流量，之后将氧化剂分成两个支路从喷嘴逆流注入到烟道和烟气中进行混合。在2、3处由各自的阀门开关控制前后两支路，其中2处为前阀门，控制前支路；3处为后阀门，控制后支路，前后支路都安装有两个喷嘴。烟气在6处同氧化剂发生反应后，经由图中5、7烟气测点烟气分析仪连续记录试验前、后不同时间烟气中、、等浓度变化，分析确定最佳试验参数。之后将烟气引入脱硫系统[9]。

4.4 测量结果分析

在珠海发电厂脱硫同时脱硝测量中[10]:

（1）氧化度同氧化剂注入烟道的方式有关。逆流是最宜的氧化剂注入方式，所以，工业试验中脱硝剂最宜采用逆流注入方式。

（2）试验加入氧化剂后，氧化剂脱硝效果效果，可在工作应用中深入分析研究；50%氧化剂试验中，氧化度最高可达60%左右。

（3）试验中，首先，浓度为50%的氧化剂氧化度最高；其次，整体上浓度在39.5%的氧化剂氧化度高于30%浓度氧化剂的氧化度。有条件情况下，以后的具体应用中应最宜选用浓度为50%的氧化剂。但出于经济性和试验效果的考虑，工业应用中普遍选用浓度为35%的氧化剂。

5 结论

燃煤电厂脱硫脱硝技术为一项涉及多个学科领域的综合性技术，为了减少燃煤排放烟气中与对大气的污染。其一，改进燃烧技术抑制其生成；其二，应加强对排烟中与的烟气脱除工艺设计。当前，烟气脱硫脱硝技术是降低烟气中的与最为有效的方法，尤其是电子束法、脉冲等离子体法等应用更是大大地促进了烟气脱除工艺的发展。虽然相应方法有着很多优点，但还不完善，均还处在推广阶段。所以，研究开发高效能、低价格的烟气联合脱硫脱硝一体化吸收/催化剂，研发新的脱硫脱销装置及脱硫脱销工艺是科研人员工作的方向。

参考文献

[1] 胡勇,李秀峰．火电厂锅炉烟气脱硫脱硝协同控制技术研究进展和建议[J]．江西化工，2011(2):27－31．

[2] 葛荣良．火电厂脱硝技术与应用以及脱硫脱硝一体化发展趋势[J]．上海电力，2007(5):458－467．

[3] 宋增林，王丽萍，程璞．火电厂锅炉烟气同时脱硫脱硝技术进展[J]． 热力发电，2005(2):6－10．

[4] 柏源，李忠华，薛建明等．烟气同时脱硫脱硝一体化技术研究[J]．电力科技与环保，2010，26(3):8－12．

[5] 吕雷．烟气脱硫脱硝一体化工艺设计与研究[D]．长春: 长春工业大学硕士学位论文，2012．

[6] 刘凤．喷射鼓泡反应器同时脱硫脱硝实验及机理研究[D]．河北:华北电力大学工学博士学位论文，2008．

[7] 韩颖慧．基于多元复合活性吸收剂的烟气CFB 同时脱硫脱硝研究[D]．河北: 华北电力大学工学博士学位论文，2012．

脱硫工艺论文篇（6）

前言

焦炉气制甲醇具有成本优势，目前，伴随着对焦炉气制甲醇的认识度越来越高，利用焦炉气生产甲醇的企业也越来越多。但是焦炉气中硫化物成本比较复杂，容易造成设备腐蚀，对环境也造成污染，而且焦炉气制甲醇装置中，容易造成下游甲醇合成催化剂中毒失活。

焦炉气中甲烷的转化有催化转化和非催化转化两种方法，目前，国内多采用催化转化方法，焦炉气中家硫化物的脱除使用的是高温加氢脱硫工艺，将有机硫转化为容易脱除的H2S再进行脱除，然后送入转化炉。而采用非催化转化方法的装置中，转化后的合成气自湿法脱硫和脱碳后，经压缩气体温度达到90～150℃，如果采用高温精脱硫路线，需要将气体温度提到350～400℃。能耗较高，如果采用常温精脱硫路线，又需要将气体温度冷却至常温来操作，然后提温进入甲醇合成塔。不管是高温路线还是常温路线，都会造成精脱硫工艺流程复杂，带来能源的附加消耗，因此开发适合于该工况的中温精脱硫新工艺具有十分重要的意义。

一、中温精脱硫新工艺及精脱硫剂的介绍

（一）中温精脱硫新工艺的简介

中温精脱硫新工艺由DJ-1多功能净化剂串EZ-3精脱硫剂组成，DJ-1多功能净化剂的作用是将焦炉气中的COS转化为H2S，EZ-3精脱硫剂作用是将H2S脱除。该工艺具有以下特点。

1.净化度高。

2.DJ-1多功能净化剂可以抗微量氨干扰。微量氨短时冲击后，可以恢复活性，脱硫效率不受影响。

3.该工艺使用温度范围宽，90～220℃工况下都能达到净化指标要求。

3.使用空速大。

精脱硫剂简介

1.精脱硫剂物理指标。见表一

表一 脱硫剂物理指标

2.反应原理

（1）DJ-1多功能净化剂

二、中温精脱硫新工艺在焦炉气非催化转化制甲醇装置中的应用

（一）工艺参数

1.焦炉气制合成气气体组分

2.中温精脱硫段工艺指标

（二）工艺流程

工艺流程，如图一

三、中温精脱硫新工艺在焦炉气非催化转化制甲醇装置中的应用

中温精脱硫新工艺脱硫精度高，反应速度快，工作硫容大，强度和耐水轻度好，使用化工原料的精脱除，在具体的焦炉气非催化转化制甲醇装置中应用稳定，在实践中取得了很好的成效，相比其它的精脱硫工艺有比较明显的优势，目前已经被广泛的推广和应用。中温精脱硫新工艺在焦炉气非催化转化制甲醇装置中的应用，自系统研制运行以来，取得了很好的成绩，精脱硫系统开车以来，运行平稳，脱硫效果好，能够有效的满足企业需求，据精脱硫系统运行的相关数据表明，中温精脱硫新工艺净化度高，出口总硫≤0.1×10^6，保证了甲醇装置长周期的稳产高产。如表二

三、结语

该工艺是在传统高温及常温精脱硫工艺路线的基础上，实现中温精脱硫新工艺。中温精脱硫新工艺净化程度高，出口总硫≤0.1×10^6，经多年实践运行经验表明其无流醇、硫醚等生成的副反应，完全满足市场对精脱硫的基本要求，同时它又改变了以往硫含量过高的问题，保护了甲醇合成催化剂，为企业稳定、增长起到了重要的作用，为其它合成气精脱硫中的应用提供了借鉴依据。

参考文献

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脱硫工艺论文篇（7）

[中图分类号] TM623.3 [文献码] B [文章编号] 1000-405X（2013）-5-297-3

本文主要介绍浑江发电公司2×200MW机组配套的湍流式循环流化床干法脱硫工艺及在实际运行中的优化。

目前，我国仍是燃煤为主的能源结构国家，2012年煤的产量可达36亿吨，居世界的第一位，煤炭占一次能源消费的70%以上。燃煤造成的大气污染主要是粉尘、SO2、NOX和CO2等，随着煤碳消费的不断增长，燃煤排放的二氧化硫也不断的增加，以连续多年超过2000万吨，已居世界前列，致使我国的酸雨和二氧化硫污染日趋严重。按污染工业的部门排序是火电厂，化工厂和冶炼厂，而燃煤火电厂的污染物排放量占全部工业排放总量的60%左右。

二氧化硫（SO2）是煤中可燃性硫经在锅炉中高温燃烧，大部分氧化为二氧化硫，其中只有0.5～5%再氧化成三氧化硫。在大气中二氧化硫氧化成三氧化硫的速度非常缓慢，但在相对湿度较大，有颗粒物存在时，可发生催化氧化反应。此外在太阳光紫外线照射并有氧化氮存在时，可发生光化学反应生成三氧化硫和硫酸酸雾，这些气体对人体和动、植物均非常有害。大气中二氧化硫是造成酸雨的主要原因。中国遭受酸雨污染的农田已达4000万亩，每年造成的农业损失在15亿元以上。

为了清洁生产，提高资源利用效率，减少和避免污染物的产生，保护和改善环境，保障人体健康，促进经济和社会的可持续发展，国务院制定了，中华人民共和国清洁生产促进法，规范了燃煤电厂的清洁生产标准，明确了火力发电厂大气污染排放标准。所以减少火电厂排放的二氧化硫至关重要。当今世界上普遍采用的商业化脱硫工艺为钙法，占比例为90%以上，按脱硫吸收剂及脱硫产物在脱硫过程的干湿状态可将脱硫技术分为湿法、干法和半干（半湿）法。本文主要介绍浑江发电公司2×200MW机组配套的湍流式循环流化床干法脱硫工艺及在实际运行中的优化。

1 概况

浑江发电公司2×200MW机组烟气脱硫改造工程，于2008年开始

施工，2010年开始投入生产运行，采用湍流式循环流化床干法脱硫工艺，湍流式循环流化床干法脱硫技术是引用奥地利能源及环境公司（AEE）Turbosorp工艺技术，关键设备的工艺水高压回流式喷嘴由国外进口，在国外有较多的运行业绩，成熟可靠，设计烟气脱硫效率不低于85%（设计煤种，锅炉BMCR工况下），设计煤种下出口烟尘量小于50mg/Nm3。

2 工艺原理及过程

2.1 工艺原理

锅炉排烟在反应塔内通过以脱硫剂为主要床料的循环流化床；烟气通过反应塔底部的文丘里喷嘴与脱硫剂、循环灰在湍流床内充分混合；烟气中的SO2被脱硫剂吸收并转化为亚硫酸钙和硫酸钙；通过高压回流式喷嘴喷水控制床层中烟气最佳反应温度；床内粒子碰撞，使吸收剂颗粒表面发生磨损、腐蚀、不断去除吸收剂表面的反应物，暴露出新的反应面；通过床料在床内返混及外置循环可实现颗粒多次循环，以提高脱硫剂的利用率（见脱硫吸收塔结构示意图）。

2.2 工艺过程

湍流式循环流化床干法脱硫工艺主要由吸收剂制备及输送、吸收

塔、再循环灰、DCS控制、工艺水等系统组成。烟气从吸收塔流化床下部经文丘里喷嘴进入吸收塔，在塔内与消石灰颗粒充分混合，SO2、SO3及其它有害气体如HCI和HF与消石灰反应，生成CaSO3.1/2H2O、CaSO4. 2H2O和CaCO3。工艺水用喷嘴喷入吸收塔下部，以增加烟气湿度降低烟温，使反应温度尽可能接近烟气露点温度，从面提高脱硫效率。反应物由烟气从吸收塔上部携带出去，经除尘器分离，分离下来的固体灰渣及未完全发生反应的消石灰分二路排出，一路经空气斜槽送回吸收塔循环；一路经输灰仓泵排至终产物仓，送入塔内的灰渣量可根据负荷调整。在文丘里缩径处所形成的高速烟气流与循环灰和脱硫剂固体颗粒及液体雾滴迅速混合，在反应器中形成气—固—液三相流，吸收剂的再循环延长了脱硫反应时间，提高了脱硫剂的利用率。吸收剂可以用生石灰（Cao）在经消化器消化得到氢氧化钙【Ca（OH）2】细粉，由于制得的消石灰颗粒已经足够细，可以满足脱硫要求，因此无须再磨，即节省了购买球磨机等大型设备的投资费用，又减少了能耗，降低了运行费用。该工艺是一种干法流程，所以也不象湿法、半干法工艺需要为数众多的贮存罐，易磨损的浆液输送泵等复杂的吸收剂设备和输送系统，用简单的空气斜槽就可输送，大大简化了工艺流程。该工艺的副产品是干粉状，含水率只有2%左右，流动性好，适宜采用气力输送装置外运。其化学成分与喷雾干燥工艺的副产品类似，主要成分是CaSO3、CaSO4以及未反应的吸收剂等，加水后会发生固化反应。固化后的屈服强度可达15-18n/mm2，压实密度1.28g/cm3，强度与混凝土接近，渗透率和黏土相当，因此适用于矿井回填、道路基础等方面。

2.3 设计条件：烟气参数（设计煤种、设计工况）见表1

3 投入生产运行状况及实际运行中达不到设计效率的原因

3.1 运行初期各项主要技术参数如表2

3.2 运行初期达不到设计值的原因

吸收塔内壁挂灰结垢板结不能长时间连续运行；斜槽回灰阀调整精度下降，造成床压控制不稳；吸收剂消耗量大（钙硫比达1.5以上）；机组负荷低时（小于额定70%）运行中吸收塔底落灰严重无法稳定运行；塔底螺旋输灰机因轴强度低时常发生断裂；脱硫率有能控制在80%以上。由于上述问题的存在导致此脱硫装置迟迟达不到正式交付生产运行条件，同时不能满足环保允许排放参数的要求。

4 为保证脱硫系统稳定运行、排放参数达到环保要求进行了如下几点优化

4.1 对工艺水喷嘴安装角度及伸入塔内的长度进行优化

根据循环流化床颗粒相湍流结构研究结论中，颗粒的运动在壁面附近表现出显著的成团运动，颗粒间隙为0.1-0.2S，颗粒的脉动速度在距离壁面6mm左右处剧烈降低的结论，分析出了原有塔壁挂灰严重与喷嘴安装的精度有关。对塔安装的工艺水高压式回流喷嘴安装的角度α值和伸入塔中的长度L值（吸收塔结构示意图所示）进行了实际优化。实践证明高压式回流喷嘴的安装角度及伸入的长度非常关键，不合理将造成塔内雾化不良，吸收塔内温度下降过快，引起脱硫率效率下降，严重时造成塔壁挂料系统被迫停止运行。

优化后脱硫吸收塔由原来运行70多小时需处理塔壁挂灰延长到1年或2年处理一次，大大提高了脱硫连续运行的能力。

4.2 对运行中床压值进行优化

根据机组不同的负荷、运行中投入锅炉制粉套数、锅炉的烟气量适时对运行床压进行调整，实践中摸索出不同负荷下运行的最佳床压值，改变了原有规定的500-650Pa参照值。

优化后解决了因机组负荷变化大、负荷低时运行中床压无法稳定控制，塔底突然大量落灰，脱硫系统被迫停运的问题。

4.3 对脱硫剂品质进行优化

脱硫吸收剂采用的粉状CaO，其纯度和粒度对脱硫系统的运行很重要，特别是纯度对吸收剂消化系统、脱硫效率影响较大，也直接影响到系统运行的经济性。加强了对吸收剂进料的质量控制，为了保证质量，吸收剂储仓上料前、上料中有专人进行抽样化验，纯度低于75%、颗粒超过5%的坚决退料，保证高质量的吸收剂投入到系统运行中。

通过优化吸收剂品质后，解决了消化系统堵塞，不能连续运行的实际问题，同时也降低了运行的钙硫比，提高了脱硫系统运行的经济性。

4.4 对吸收剂消化器参水比进行优化

消化器参水比厂家安装后进行了设定，但由于吸收剂品质每次进料都发生变化，出现了吸收剂消化品质的波动。通过运行中实际分析，对参水比值对照进料品质进行适当调整，保证消化器出口的吸收剂消化率达到95%以上。

4.5 对回流斜槽上的回灰阀开度进行优化

进入塔床层内的粒子均匀碰撞，才能使吸收剂颗粒表面发生磨损、腐蚀、不断地去除反应剂表面的反应物，暴露出新的反应面，提高脱硫效率和脱硫剂的利用率。经过运行中观察分析，发现回灰阀由于设备结构原因，运行一段时间后在阀门通流部件上挂灰结垢，是影响调整精度的主要原因，运行中采用了定期对回灰阀通流部件清理的优化方式，达到了调整精度要求，实现了开度基本一致，循环灰均匀喷入塔内的功能。

5 优化后的效果

脱硫系统可随机组连续稳定运行，脱硫效率保持在85%-90%，粉尘浓度小于49mg/Nm3，净烟气温度保持在75℃以上，钙硫比实现1.2，各项技术参数达到设计标准要求，顺利通过国家环保验收，投入了正式生产运营。

6 经过几年运行实践，可得出湍流式循环流床干法脱硫具有如下技术特点

（1） 脱硫效率高，在钙硫比为1.1-1.5时，脱硫效率可达90%以上，可与湿法脱硫工艺相媲美。

（2）工艺流程简单，系统设备少，为湿法工艺的40%-50%，且转动部件少，从而提高系统的可靠性，降低了维护和检修费用。

（3）工程投资费用、运行费用和脱硫成本较低，为湿法工艺的50%-70%。

（4）占地面积小，为湿法工艺的30%-40%，且系统布置灵活，非常适合现有机组的改造和现场场地紧缺的新建机组。

（5） 能源消耗低。如电耗、水耗等为湿法工艺的30%-50%。

（6） 能有效脱除烟气中SO3、氯化物等有害气体，其脱除效率过高于湿法工艺，可达90%-99%。因而对反应塔及下游的烟道、烟囱等设备的腐蚀性较小，可不用采用烟气再热器，对现有的烟囱不需进行防腐处理，直接用排放脱硫烟气。

（7）对燃煤硫分适应性强，可用于0.3%-6.5%的燃煤硫分，且应用于中低硫煤时，其经济性优于湿法工艺。

脱硫工艺论文篇（8）

1.绪论

1.1天然气净化的目的与意义

随着人们保护环境的意识日益增强，世界各国制定出越来越严厉的环保法规，以进一步控制有害污染物的排放，这就促使了天然气处理的工艺不断地向前发展；另一方面，天然气作为一种燃料和原料的资源地位越来越突出，国内外都十分重视天然气的加工和利用，相关领域也在方法上，技术上以及应用上取得了重大进步。本论文将介绍天然气处理，加工和利用的技术水平以及发展的趋势，以便系统地了解国内外技术发展的有关情况，使决策工作和研究开发能够从中获取有益的信息。

1.2 天然气净化研究概况

为了降低天然气中含硫化物和水分在储存和使用过程中的安全隐患，防止环境污染和对人体的伤害，输送到城镇燃气管道和储存设备中的天然气有必要进行净化处理。富含硫化物的天然气，必须经过脱硫处理，以达到输送要求，副产品的硫磺作为硫资源，用以生产硫酸、二硫化碳等一系列硫化物；脱硫后，天然气经过深冷分离，可得到液化天然气。

2.天然气净化工艺与分析

2.1天然气净化的工艺的介绍

天然气中通常有硫化氢、二氧化碳和有机硫化物等酸性组分存在，这些气相杂质在水存在的情况下会腐蚀金属，并污染环境。因此天然气的净化处理主要有脱硫和脱水两项内容：

天然气脱硫技术主要有干湿和湿式两种方法，干式脱硫效率高，适用于低含硫处理。湿法脱硫按分为化学吸收法和氧化还原法两种。

2.2天然气净化工艺的分析与应用

2.2.1脱硫工艺

在脱硫净化的化学溶剂法中各种胺法应用广泛，常用的醇胺类溶剂有一乙醇胺（MEA）、二乙醇胺（DEA）、二异丙醇胺（DIPA）、甲基二乙醇胺（MDEA）等。

醇胺吸收酸气的基本流程：原料气从下而上与溶液逆流通过吸收塔。从吸收塔流出的富液与从解析塔地流出的贫液热换而被加热，然后进入解析塔顶部。在处理高压酸性天然气的装置中，通常降幅也通入闪蒸器，闪蒸至中等压力，以除去解析前在溶液中溶解和夹带进入的烃类。在热交换器中部冷却了的贫液用水冷或风冷进一步冷却，然后泵人吸收塔顶部，完成溶液循环。

天然气脱水有几种方法：液体脱水剂（甘醇）法、固体脱水剂（分子筛、铝土、硅胶）法及氯化钙法。分子筛法用于深度脱水。氯化钙法主要用于严寒地区和边远井，但目前已很少应用。二甘醇法在天然气工业中应用不多。三甘醇（TEG）法是最主要的天然气脱水方法，它具有的优点是：（1） 沸点较高（287.4℃），使在常压下再生贫液浓度也可达98.5～98.7%以上，因而露点将比二甘醇多8～22℃左右。（2） 蒸气压较低，27℃时，仅为二甘醇的20%，因而损耗小。（3） 热力学性质稳定，理论热分解温度约比二甘醇高40℃。（4） 脱水操作费用比二甘醇法低。

2.2.2 脱水工艺

提高三甘醇贫液浓度的方法有两种：减压再生与气体汽提。

（1）固体吸附法脱水

吸附操作原理：吸附是用多孔性的固体吸附剂处理气体混合物，使其中所含的一种或数种组分吸附于固体表面上以达到分离的操作。

吸附法脱水工艺流程：至少需要两个吸附塔。工业上经常采用双塔或三塔流程，在双塔流程中，一个塔进行脱水操作，另一个塔进行吸附剂的再生和冷却，两者轮换操作。在三塔流程中，一般是一塔脱水，一塔再生，另一塔冷却。

天然气脱水多为固定床物理吸附。吸附剂再生循环使用。升温脱吸是工业上常用的再生方法。一般吸附剂的再生温度为175～260℃。

（2）吸附剂

活性氧化铝：活性氧化铝的主要组分是部分水化的、多孔和无定型的氧化铝，并含有其他金属化合物。

硅胶：工业上使用的硅胶多为颗粒状，分子式为SiO2.nH-2O。它具有较大的孔隙率。

分子筛：分子筛是一种人工合成的无机吸附剂，是具有骨架结构的碱金属或碱土金属的硅。分子筛能脱除天然气中的水，硫化物和其它杂质，也可用于酸性天然气的干燥。

特殊的抗酸性分子筛的使用寿命长，能保持其脱水能力。分子筛用于气体干燥不需要甘醇脱水那样的预冷却。随着天然气价格的上涨，以前不景气的许多酸性气田目前已考虑选择用抗酸性分子筛干燥天然气。工业上使用的分子筛的可用压力范围为负压至高于10MPa，温度范围零下～200℃。由于分子筛能将气体干燥至0.lppm，通常用于天然气液化或深冷之前。因此，在天然气提氦、液化、膨胀致冷、回收乙烷等工艺中被广泛采用。

（3）膜分离工艺

美国气体研究院提出的膜分离工艺，是根据含有水蒸汽、溶解气的流动气体通过聚合物薄膜发生的扩散或渗透，由于不同气体有不同的溶解度和扩散系数，气体通过膜具有不同的移动速度，从而达到分离的目的。工业上早期使用的气体分离膜，成本高、分离能力低，大规模使用受到限制，随着膜分离系统分离能力的改进和费用的降低，在经济上可以与传统的甘醇脱水装置相竞争。

3.总结

天然气脱硫工艺，由于所处理的介质是含有硫化氢、二氧化碳、水等多种腐蚀物质，其在生产中所形成的腐蚀问题已经越来越引起人们的关注。特别随着气田开采进入中后期，生产系统的腐蚀问题越来越严重，穿孔次数越来越多，如果净化工艺不善，技术指标不达标的天然气进入下游市场，给安全生产带来了许多隐患和造成巨大的经济损失。

随着环境保护法规的日益严格，天然气脱水工艺也必将朝着更清洁化方向发展；天然气脱水工艺更注重其效率及经济性；TEG脱水工艺日臻完善，本文中分析的脱水、脱硫的净化工艺也必将在实际应用中得到改善，为天然气开采、储存、输送和使用提供安全保障。

参考文献

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脱硫工艺论文篇（9）

中图分类号：X752 文献标识码：A

1迁移规律

1.1 煤中硫的存在形态

煤中的硫主要以无机硫和有机硫两种形态存在,无机硫的主要形态是硫化物(大部分以黄铁矿FeS2 硫形态存在) 、硫酸盐(主要为硫酸钙和硫酸铁等) 和元素硫(微量) ; 无机硫中以硫铁矿形式存在的硫占绝大部分, 并以大块团聚或是非常精细的小颗粒(直径0.1～0.6μm) 镶嵌在煤的大分子结构里; 以硫酸盐形态存在的硫数量很少超过煤总量的0.1 % , 在一些风化煤里还可能发现少量的元素硫, 它是黄铁矿氧化后的产物,一般在新开采的原煤里很少发现。

煤中的有机硫绝大多数属于煤质大分子结构的一部分, 以桥键形式连接煤质大分子的各个环, 与煤的大分子网络结构交联在一起。煤中的有机硫约占总硫的1/3～1/2 左右, 按其结构可以分为脂肪族硫、芳香族和杂环族硫三类, 包括硫醚(脂肪族或芳基) 、硫醇(脂肪族或芳基) 、噻吩、环硫醚等。最主要的几种有机硫为二苯并噻吩、噻吩、脂肪族硫醚等。含硫官能团的反应性与和硫原子相连的取代基结构有关。硫醇、硫醚比较活泼, 在成煤过程中, 硫醇依次向硫醚、噻吩结构转化。

1.2 煤热解过程中硫的迁移

煤在焦炉中的热解温度约为1000～1100 ℃, 煤中的无机硫中的硫酸盐的分解温度约为1350 ℃, 所以硫酸盐硫基本上不分解而进入了焦碳中, 而硫化铁硫、元素硫和各类有机硫在800 ℃时可完全分解, 所以硫化铁硫及各类有机含硫化合物逐渐分解, 一部分以气体形式释放, 少量冷凝在焦油中, 热解过程中释放的H2S气体大部分来源于硫铁矿和脂肪族硫的分解, 程序升温热解试验表明, 400 ℃以下H2S 的释放来源于脂肪族硫化物的热分解, 400～700 ℃范围内H2S 的释放则对应于芳香族硫的分解, 部分H2S 由于传质限制在高温下进一步与煤中有机质发生反映生成更稳定的有机硫,从而进入焦碳的碳硫复合体, 如噻吩存在于煤焦中,发性硫成分复杂, 达数十种之多, 其中H2S 和焦油硫在所有产物中所占比例最大, 是重要的挥发性硫。

炼焦用煤就全国平均来说有机硫与硫铁矿硫的比例约为4∶6 , 硫酸盐硫所占比例甚微(不同地区所产精煤比例会有不同, 本文仅就平均而言) , 根据以上硫元素迁移转化规律, 我们总结为:

煤中的硫份在热解过程中约60 %～70 %最终固定于焦碳中, 由焦碳带出, 约小于1 %固定于焦油中, 由焦油带出, 其余部分转入煤气中, 其形式复杂, 但绝大多数是以H2 S的形式存在, H2 S硫约占煤气含硫的90 %以上。焦炉荒煤气经脱硫后绝大多数硫元素以单体硫的形式脱出, 煤气再经硫胺及脱苯等工序, 剩余的少数硫由粗苯等产品部分带出; 净化后的净煤气部分回炉燃烧, 其内的H2S 最终被氧化以SO2 形式排放,剩余净煤气可用于锅炉、粗苯管式炉、发电或作为化工原料使用, 如果用于发电或锅炉等燃烧工艺, 则最终硫元素以SO2 形式排放。

荒煤气在冷鼓及蒸氨工序极少数硫元素被氨水吸收以硫化物形式进入蒸氨废水, 从而进入水体; 由于焦炉为正压, 由炉顶、炉门等处泄漏的炉气中的H2S在高温的作用下, 遇氧气大部分被氧化为SO2 并无组织排放; 热装热出焦炉在装煤和出焦过程中, 在高温的作用下, 炉气中的H2S 也大部分被氧化为SO2 , 并无组织排放。

2 硫的去向

物料平衡是工程分析常用的计算方法之一, 其特点是污染物分析全面, 计算结果准确性高, 但所需的资料多, 过程复杂, 难度较大, 且需要对生产工艺有较深刻的了解。硫平衡就是根据该计算方法分析得出的, 它是在对工艺全过程生产及管理全过程有深入的了解并进行充分分析的前提下, 根据物质守恒定律,对生产过程的物料( 原料和燃料) 、投入和产品产出(包括主要产品、副产品和其他伴生物质等) 的平衡关系来确定各个工艺过程硫的去向。

焦化生产工艺流程简述。焦化工程生产工艺为外购原煤经过洗选, 洗出精煤、中煤、矸石和煤泥, 中煤和煤泥外售, 洗精煤配合、粉碎后, 送入焦炉炭化室内高温干馏炼焦制气,焦炭筛分后外售。炼焦过程中产生的荒煤气经冷凝、鼓风、电捕焦油、脱硫及硫回收、硫铵、洗脱苯后,作为焦炉、发电、锅炉等使用, 或外供其他工业用户使用, 在煤气净化过程中回收的焦油、粗苯、硫磺、硫铵外售。

3 焦化生产工艺中硫污染减排分析

焦化企业硫污染减排途径主要有以下几种:

(1) 原料煤的选择。焦化项目排入大气中的二氧化硫全部来源于原煤中的含硫, 无论是降低煤中的有机硫或无机硫, 首先要降低煤中的全硫含量。要实现这一目标, 首要的是要选用低硫煤, 其次通过原煤洗选可将煤中灰份降低, 从而降低煤中无机硫的含量, 通过以上措施可将洗精煤含硫量控制在0. 5 %左右, 从而有效实现二氧化硫大幅度减排。

(2) 高烟囱排放。目前企业中采用较多的方法是高烟囱排放, 增加出口处烟气排放速率, 利用大气稀释扩散能力, 降低SO2 落地浓度, 减少其对地面上人和动植物等的危害。该法存在扩大污染面、形成酸雨区、对控制排放总量没有贡献等弊病。同时烟道的造价与高度平方成正比, 所以此法只能作为一种辅助和过度的方式, 或在局部区域内使用有效。

(3) 采用清洁生产工艺及先进生产设备。焦炉生产过程中炉体的无组织排放如炉门、炉顶、装煤、出焦会产生大量的无组织污染物排放, 要彻底解决这一问题首先要采用大型全自动化、全程控机械化焦炉, 大型焦炉都有专项设计以解决这些问题, 同时应配套干熄焦系统以减少污染物的排放。其次, 针对装煤、出焦要同步配套高捕集率除尘脱硫地面站, 变无组织排放为有组织排放, 从而有效实现二氧化硫的减排。

(4) 荒煤气脱硫技术。煤中约三分之一的硫以气态形式进入荒煤气中,因此荒煤气脱硫就成为二氧化硫减排的关键措施。焦炉煤气脱硫工艺有干法、湿法脱硫两大类。干法脱硫多用于精脱硫, 对无机硫和有机硫都有较高的净化度。不同的干法脱硫剂, 在不同的温区工作, 由此可划分低温(常温和低于100 ℃) ; 中温( 100 ～ 400 ℃) ; 高温( >400 ℃) 脱硫剂。

干法脱硫由于脱硫催化剂硫容小, 设备庞大, 一般用于小规模的煤气厂脱硫或用于湿法脱硫后的精脱硫,对低浓度H2S 具有较好脱硫效果, 脱硫效率可达到99 %。

当煤气量大于3000Nm3/h时主要采用湿法脱硫。焦炉煤气湿法脱硫方法的选择首先是碱源的选择, 碱源有氨、纯碱、有机溶剂醇类如二乙醇胺等。

目前我国已经建成( 包括引进) 的焦化工程采用的具有代表性的湿法脱硫工艺有以下几种:

湿式氧化工艺:

TH 法以氨为碱源

FRC 法以氨为碱源

ADA 法以钠为碱源

HPF 法以氨为碱源

湿式吸收工艺:

索尔菲班法;单乙醇胺法AS 法;氨硫联合洗涤法。

总之, 荒煤气脱硫无论干法或湿法工艺, 都已广泛应用于我国焦化领域中, 技术成熟可靠。对于焦化企业来说, 关键是要根据企业的实际情况, 针对性地同步配套煤气脱硫设施, 杜绝荒煤气直排。

脱硫工艺论文篇（10）

中图分类号TQ536 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2013）98-0135-02

山东阳煤恒通化工股份有限公司现有18万吨/醇氨，25万吨/尿素装置一套，采用间歇固定床供半水煤气、常压及加压变脱空塔喷淋工艺、NHD脱碳、铜基甲醇、DC型三轴一径塔合成氨工艺及水溶液全循环尿素工艺。

1 空塔喷淋塔内件及特点

1.1塔内件

脱硫塔采用20mm厚的16MnR材料制作，直径3 000mm，高32 000mm，是在原来填料塔的基础上进行改革，将原来中下段，每段6米填料及其篦子板、栅板全部清空，只保留上段填料。在塔内12m的范围内均匀分布4组喷淋装置，每组9个喷头呈圆形均匀分布，每个喷头的覆盖范围半径1m，喷洒能力7m3/h脱硫液，四组喷淋252m3/h。两套脱硫塔并联运行，用三台200D1-43×4、扬程172m Q=280m3/h、功率220kW的脱硫泵循环供液，一台直供两套填料层，另外二台分别供两套喷淋装置。满负荷运行半水煤气经变换后的气量大约58 000m3/h，这样气液比66/1，设计满足脱硫效率达到95%。

1.2特点

空塔喷淋较填料塔具有不赌塔、不偏流的特点，同时塔内气体阻力小，气液均匀接触，吸收效率稳定及对设备腐蚀轻等。

2 新型再生工艺及特点

2.1新再生工艺

2011年公司在加压变脱脱硫塔改造的同时对原来再生装置进行了技术升级改造，新建一新再生槽￠8000×7000，采用长春东狮科贸实业有限公司设计生产的新型自吸喷射器， 32根喷射器分内外两圈均匀分布，槽内采用两层栅板。改变原来从上部外周导出贫液的方式，采用中间插入￠6000，在槽液位中上部分别开孔从底部导出的方式。新上一个贫液槽，串联原来的贫液槽。新上真空转鼓过滤机，采用间歇硫膏熔硫，改变了原来的连续熔硫工艺。

2.2特点

1）新型自吸喷射器具有负压高、液体流畅、吸氧量大的优点，避免了出现倒喷现象，自吸阀门全部采用球阀，具有开关方便，不宜堵的特点；

2）再生槽改为中部抽出贫液，较之前的上部出液，更加利于硫泡沫与贫液的分离；槽内两层栅板，即加固了自吸喷射器根部，同时避免了底部气泛，使氧气与富液接触更加充分；

3）加上新贫液槽，使液体中氧气有充分的反应时间，同时将其未反应的气体及时稀释出来，减少对脱硫泵的气蚀；采用间歇硫膏法比之连续法，更加容易操作，避免了熔硫时的皂化反应，同时出硫稳定，悬浮硫含量低。

3 运行初期的状况及解决措施

运行初期的情况：

在运行初期指标达不到理想的效果，主要问题表现在：

出口气体中的H2S含量最高达到48mg/Nm3，比设计指标≤15mg/Nm3，高出33mg/Nm3，给下工序的稳定生产带来极大地困难。这是2011年6月13日其中一段时间运行记录情况如下表1：

上表中，9：00向脱硫液中加入800kg的纯碱，总碱及pH值均上升0.1个点，但是出口气体H2S含量始终居高不下。

脱硫塔内喷嘴堵塞严重，脱硫泵出口压力提不上去，能耗升高。

夏季脱硫液温度高50℃～60℃，在向贫液中打入碱液和栲胶时易发生皂化反应，再生槽上部冒出大量气泡，严重影响生产，特别是环保问题；冬季脱硫液温度低30℃～40℃，脱硫液中总碱含量提不上去，贫液槽底部出现碱结晶现象。

对于问题1.1，公司通过论证发现是气液在塔内的接触时间太短，反应不完全造成，即将原来承载填料的不锈钢篦子板，重新装上，上面布满20mm×5mm的小孔，让气体穿过小孔时与液体充分接触反应。

对于问题1.2，在检修喷嘴是发现，堵塞喷嘴的绝大多数是原来脱硫液中的碎填料造成的，由于环保问题，在不能置换脱硫液的情况下，公司决定在脱硫液进口之前安装一过滤罐装置，将对液体中的固体杂质进行全面过滤清除，同时停加栲胶，使用T911新型脱硫剂，减少液体的固体杂质。

对于问题1.3，将在两贫液槽之间新上一换热器，夏季采用循环水对脱硫液进行降温，冬季采用低压蒸汽对脱硫液进行加热，使脱硫液保持在45℃左右，达到最好的脱硫效果。

在检修完毕系统试运行期间，发现虽然问题1.1彻底解决了，但是给操作带来很大的困难，塔内悬液现象严重，塔底液位无法稳定，一旦悬液下来，脱硫液在再生槽大量冒液，同时上部除沫器压力增大，水分离器排液不及时，液体容易带入压缩机，造成事故。鉴于此，公司将原塔内篦子板小孔全部重新扩大到30mm×30mm。

这样经过今年的运行，效果很好，各项指标均达到要求。下面是2013年3月10日其中一段时间运行记录情况如下表2：