脱硫工艺论文例1

1概述

烟气脱硫是电厂控制SO2排放的主要技术手段，目前已达到工业应用水平的烟气脱硫技术有十余种，大致可以分为干法和湿法，但能在300MW以上大容量机组使用的成熟脱硫工艺并不多。根据国内目前的实际应用推广情况，国内各大脱硫公司已投运的300MW级机组烟气脱硫装置均为石灰石/石膏湿法。干法技术在国内300MW大容量机组上全烟气、高脱硫率还没有运行示例。最近武汉凯迪股份公司正在推广德国WULLF的RCFB（内回流循环流化床）技术，该技术在国外2000年曾有1套在300MW机组上投运，3个月后停运，现国内有1套刚开始在恒运电厂1×210MW机组上投运。另有1套已投运的CFB脱硫，运用于小龙潭1×100MW机组。

以下对湿法和干法两种工艺流程，全烟气、高脱硫率下的技术、经济进行了综合比较。

2石灰石/石膏湿法脱硫技术流程特点

石灰石/石膏湿法脱硫技术是目前世界上技术最为成熟、应用业绩最多的脱硫工艺，应用该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的85％以上，应用单机容量已达1000MW。其脱硫副产物—石膏一般有抛弃和回收两种方法，主要取决于市场对脱硫石膏的需求、石膏质量以及是否有足够的堆放场地等因素。

湿法工艺技术比较成熟，适用于任何含硫量的煤种和机组容量的烟气脱硫，脱硫效率最高可达到99％。

国内各家公司分别引进了世界上先进的几家大公司的湿法工艺技术：B&W（巴威）、斯坦米勒、KAWASAKI（川崎）、三菱、GE、DUCON，都能根据电厂的实际情况设计出最佳的工艺参数。

2.1石灰石/石膏湿法工艺流程

石灰石/石膏湿法脱硫工艺采用价廉易得的石灰石作脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收浆液，也可直接用湿式球磨机将20mm左右的石灰石磨制成吸收浆液。当采用石灰吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水搅拌制成吸收浆液。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应被脱除，最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去带有的细小液滴，经气气加热器（GGH）加热升温后排入烟囱。脱硫石膏浆液经脱水装置脱水后回收。由于吸收浆液的循环利用，脱硫吸收剂的利用率很高。

电厂锅炉烟气进入FGD，通过升压风机加压，经GGH降温至约100℃后进入吸收塔，吸收塔脱硫效率为96～99％，整个系统的脱硫效率不低于90％。从吸收塔出来的净烟气温度约为47℃，经GGH升温至80℃后从烟囱排放。

该工艺原理简单，工艺技术比较成熟，脱硫效率和吸收剂的利用率高，即Ca/S=1.03时，脱硫效率大于95％，能够适应各种煤种，适应大容量机组，运行可靠，可用率高，副产品石膏具有商业价值。

2.2石灰石/石膏湿法脱硫技术主要技术特点及指标

2.2.1脱硫效率高，一般不低于90％，最高可以达到99％。

2.2.2脱硫剂利用率高，达90％以上。Ca/S比低，只有1.01～1.05，国内现正在实施的的几个工程均不大于1.03。

2.2.3吸收塔采用各种先进技术设计，不仅解决了脱硫塔内的堵塞、腐蚀问题，而且改善了气液传质条件，从而提高了塔内脱硫效率，减少了浆液循环量，有效降低了浆液循环泵的功耗。目前脱硫岛电耗一般为机组装机容量的1～1.5％。

2.2.4喷淋空塔内烟气入口采用向下斜切式入口，烟气由下自上流动，延长了气体分布路径，不仅有利于气体分布均匀，而且由于气体的翻腾形成了湍流，更有利于气液的传质传热。

2.2.5采用计算机模拟设计，优化脱硫塔及塔内构件如喷嘴等的布置，优化浆液浓度、Ca/S比、浆液流量等运行指标，可以保证脱硫塔内烟气流动和浆液喷淋均匀，以最小的消耗取得最好的脱硫效果。

2.2.6根据烟气含硫量，采用不同层数（2～4层）的浆液喷淋层，确保取得最佳的脱硫效果。

2.2.7塔内设置氧化空气分布系统，采用塔内强制氧化，氧化效果好。

2.2.8喷淋层采用交叉联箱布置，使喷淋管道布置更合理，降低了吸收塔高度。

2.2.9采用机械搅拌。

2.2.10废物得到良好的处理，其中废渣变成了优质石膏，完全可以取代高品位的天然石膏。废水采用回用技术，可以达到零排放。

2.2.11稳定性高，适应性强，可靠性99％以上。

2.2.12应用多、运行经验丰富。

3干法RCFB脱硫工艺脱硫技术流程特点

干法有LIFAC（炉内喷钙尾部增湿活化）、CFB（循环流化床）等工艺，在国家有关部门的技术指南、火电厂设计规程上均限于在中小机组或老机组上实施。CFB最早由德国鲁奇（LURGI）公司开发，目前已达到工业应用的CFB法工艺有三种：LURGI公司的CFB、德国WULFF公司的RCFB（内回流式烟气循环流化床）、丹麦FLS公司的GSA（气体悬浮吸收），国内分别由龙净环保、凯迪电力、龙源环保等公司引进，目前多在中小机组上运用，其中只有WULFF公司的RCFB技术向300MW机组上推广，所以本文中作比较的干法仅指RCFB。

3.1RCFB的发展历史

循环流化床(CFB)的发展历史其实很长。循环流化床CFB烟气净化工艺的实验室技术研究开发工作开始于1968/1969年，1970～1972年CFB烟气净化工艺在德国电解铝厂获得应用，烟气流量为15,000m3/h。1985～1987年，首台CFB烟气脱硫示范装置在德国一家燃褐煤电站得到应用，处理烟气量为40万m3/h（相当于30万机组气量的四分之一），采用消石灰为脱硫剂。在此基础上，各公司分别又开发出了上述新一代CFB脱硫工艺（第三代）。

3.2RCFB脱硫工艺流程

RCFB工艺主要采用干态的消石灰粉作为吸收剂，由锅炉排出的烟气从流化床的底部进入，经过吸收塔底部的文丘里装置，烟气速度加快，并与很细的吸收剂粉末相混合。同时通过RCFB下部的喷水，使烟气温度降低到70～90℃。在此条件下，吸收剂与烟气中的二氧化硫反应，生成亚硫酸钙和硫酸钙，经脱硫后带有大量固体的烟气由吸收塔的上部排出，排出的烟气进入除尘器中，大部分烟气中的固体颗粒都被分离出来，被分离出来的颗粒经过再循环系统大部分返回到吸收塔。

RCFB的控制系统主要通过三个部分实现:

1.根据反应器进口烟气流量及烟气中原始SO2浓度控制消石灰粉的给料量；

2.反应器出口处的烟气温度直接控制反应器底部的喷水量，使烟温控制在70～90℃范围内。喷水量的调节方法一般采用回流调节喷嘴，通过调节回流水压来调节喷水量；

3．在运行中调节床内的固/气比。其调节方法是通过调节分离器和除尘器下所收集的飞灰排灰量，以控制送回反应器的再循环干灰量，从而保证床内必需的固/气比。

3.3RCFB脱硫技术的主要技术特点及指标

3.3.1耗电量在机组容量的0.5～1.0％。脱硫率80％时，为0.6％左右；脱硫效率大于90％时，塔内物料量增加引起系统阻力的增大而使电耗大幅上升。

3.3.2在塔的顶部区域加装了导流板，在塔内加装了紊流装置。

3.3.3脱硫率＞90％，Ca/S为1.2～1.5。石灰活性必须高且稳定，达到T60标准（软缎石灰，四分钟内水温上升60℃）。

3.3.4塔内平均流速4m/s左右。10米左右直径的流化床内流场比较复杂。

3.3.5用消石灰作为脱硫剂。石灰消化后，以消石灰干粉形式送入流化床吸收塔。喷入足够的水分保证脱硫效果，水分越大脱硫率越高。

3.3.6严格控制床温。床温偏低时设备有腐蚀，偏高时脱硫效率及脱硫剂利用率下降。

3.3.7塔内的水分要迅速蒸发掉，以保证灰渣干态排出。

3.3.8在煤的含硫量增加或要求提高脱硫效率时，不增加任何设备，仅增加脱硫剂和喷水量。

3.3.9不另设烟气旁路，当FGD停运时，脱硫塔直接作为烟气旁路使用。

3.3.10在中小电站或工业锅炉上应用较多，300MW机组上国内外仅应用了1套并只有短期运行的经验。

3.3.11RCFB脱硫渣的利用

RCFB烟气脱硫技术吸收剂为钙基化合物，脱硫渣中的主要成分为CaSO3等。但不同电厂的脱硫渣的成份是不一样的，若要有效利用，必须做个案研究。

不包括前除尘器的灰，CaSO3·1/2H2O含量占50±10％，根据德国WULFF公司提供的部分个案研究实例，是可以应用的。国内的南京下关电厂对LIFAC技术的脱硫渣已作了一些个案研究，恒运电厂正准备和凯迪公司合作，开展脱硫灰利用的研究工作。

4石灰石-石膏湿法与干法RCFB比较

4.1工艺技术比较

4.1.1在300MW以上机组FGD上的应用

干法RCFB：国外从小机组放大到300MW机组仅有1台，国内还没有300MW机组的实运装置，仅在中小机组或工业锅炉上有实运装置。

从国内引进FGD的经验来看，各个电厂都有一定的实际情况，设计时也必须满足各个电厂的特定情况。据报道，几家引进CFB的公司在中小机组的示范装置上大多碰到了较严重的问题，经大量长时间调试整改后，有的仍达不到设计要求，有的甚至需更换重要部件，更为严重的机组无法按正常出力运行。

国内唯一的一套RCFB是广州恒运电厂FGD，从运行情况来看，虽然将石灰标准从T60降至T50左右，消化装置仍不能正常运行，目前靠买消石灰维持；除尘器有堵塞等问题，曾造成了电厂停运，但粉尘泄漏较严重；控制系统还不能稳定监测和调控脱硫装置的运行。

石灰石-石膏湿法：已很成熟，国外有各种条件下机组上的运行经验，国内虽然运行实例不多，但国内公司引进的均为国外先进可靠的技术。其市场占有率占电站脱硫装机总容量的85％以上，应用单机容量已达1000MW。国家相关职能部门在组织国内专家充分调研的基础上，提出指导性意见：在新、扩、改300MW机组FGD上或要求有较高脱硫率时，采用石灰石-石膏湿法技术。在火电厂设计技术规程中，也作了同样的规定。

现在大部分设备均可以实现国产化，初始投资大幅降低，备品备件的问题也将得到彻底解决。

4.1.2适用煤种

干法RCFB：据国内各大研究单位的报告及国外的部分应用实例，CFB适用于中、低硫煤。对高硫煤，较难达到环保要求，且投资与运行费用将大幅上升。RCFB是否适应高硫煤的大机组，需进一步论证。

石灰石-石膏湿法：不限。

4.1.3Ca/S比

干法RCFB：脱硫率＞90％时为1.3～1.5。氧化钙纯度要求≥90％，并要有非常高的活性（T60标准），达不到以上要求时，将影响装置的脱硫率及正常运行。

石灰石-石膏湿法：1.01～1.05，一般为1.03，纯度达不到要求时，最终仅影响脱硫副产品石膏的质量。

4.1.4脱硫效率

干法RCFB：稳定运行一般在80％左右，若需要进一步提高，则需降低烟气趋近温差，增加Ca/S和喷水量，但会对下游设备如除尘器、引风机等带来不利影响。

95％的脱硫率对干法技术来讲，已达到高限（国外为90％），当环保要求进一步提高时，改造较困难。

烟气含硫量波动时，因为有大循环灰量，难以灵敏调整控制，脱硫效率难以保证。

石灰石-石膏湿法：一般可在95％以上稳定运行，对环保要求的适应性强。

烟气含硫量变化时，易于调整控制，脱硫效率较稳定。

4.1.5耗电量

干法RCFB：机组容量的0.5～1.0％，脱硫效率在80％左右时，为0.6％左右；当脱硫效率＞90％时，耗电量上升很快，将达到1％左右。

石灰石-石膏湿法：机组容量的1.0～1.5％。

.1.6对ESP（电除尘器）的影响

干法RCFB：初始设计时ESP2负荷很高，进口浓度800g/Nm3（远高于电厂正常电除尘器进口的20～30g/Nm3），ESP2除尘效率将达到99.9875％。随脱硫率的变化增加Ca/S，ESP2负荷急剧增加，其出口含尘浓度能否达标值得考虑。环保要求还将进一步提高，在即将实行的《火电厂污染物排放标准》（征求意见稿）中，火电厂最高允许烟尘排放浓度为50mg/Nm3。

当烟气含硫量变化时，为保证脱硫率，或满足环保要求的不断提高而提高脱硫效率，采取以上降低烟气趋近温差，增加喷水量和Ca/S措施时，将导致ESP低温腐蚀，排灰易粘结（塔壁也易于结灰），严重时，将影响装置的正常运行，在中小机组的运行中是普遍存在的问题。

石灰石-石膏湿法：没有后ESP，无影响。经脱硫塔洗涤后，烟尘总量减少50～80％左右，FGD出口烟尘浓度小于50mg/Nm3。

4.1.7对机组的影响

干法RCFB：因故障停电等原因使CFB停运，会导致塔内固态物沉积，重新启动需清理沉积固态物，由于无旁路，当后ESP和回灰系统发生堵塞进行检修时，机组将停运。

石灰石-石膏湿法：因FGD是独立系统，有旁路，故无影响。

4.1.8对机组负荷的适应性

干法RCFB：负荷的变化会引起烟气流速的变化，从而影响脱硫反应及装置的运行。

石灰石-石膏湿法：较好。

4.1.9水

干法RCFB：石灰消化一般需热水，且水质要求高；无废水排放。

石灰石-石膏湿法：耗水量相对稍多一点，但水质要求不高，可用水源水；仅有少量废水排放。

4.1.10吸收剂制备

干法RCFB：需大批量外购符合要求的T60标准的石灰粉，以目前投运电厂的运行情况来看，石灰消化存在诸多问题，如果采购满足要求的消石灰Ca(OH)2将增加业主采购成本。最大问题是一般较难购买到品质稳定的高活性（T60标准）的石灰粉。RCFB脱硫效果的保证及装置的运行可靠性完全依赖于石灰的高纯度及高活性。

石灰石-石膏湿法：可外购石灰石粉或块料，石灰石块料价格便宜，直接购粉则可大幅度降低投资及耗电量，但相应增加了采购成本。

4.1.11排烟温度

干法RCFB：脱硫率80％左右时为70～90℃，脱硫率提高到95％后要降55～70℃。

石灰石-石膏湿法：GGH出口一般为大于80℃。

4.1.12副产品输送利用

干法RCFB：目前仅适宜用于填坑、铺路，应用价值低。用于其他场合的应用方法还未研究，而且还将是很长一段过程。灰易产生粘结，既影响输送，也影响装置的运行。当脱硫渣排入灰场时，将影响粉煤灰的综合利用。在抛弃过程中需要考虑增设合适的储运设施，同时也增加一定的运输和储存成本。

石灰石-石膏湿法：脱硫石膏质量优于天然石膏，可综合利用，应用价值较高。如采用抛弃法，可节省部分投资，输送也不会有问题。

4.1.13占地面积

干法RCFB：在大容量机组考虑采用1炉1塔时占地较小。

石灰石-石膏湿法：较大。

4.2经济比较

以下以某电厂2×300MW机组烟气脱硫装置为例，脱硫项目建设期按1年计算，运营期按20年计算，采用总费用法对干、湿法方案进行经济比较，总费用低的方案较优。

从“经济比较成果表”可以看出，湿法脱硫方案的总费用略低于干法脱硫方案。因此，从经济比较的角度来看，湿法方案优于干法方案。

5结论和建议

5.1结论

综上所述，湿法与干法相比，技术更加成熟，运行经验更加丰富，脱硫剂供应有保证，脱硫副产品利用好，系统供应商较多；经营费用小，初始投资高，总成本费用较低，全系统本厂占地面积较大。

每个电厂有各自的实际情况，在FGD装置设计上也有不同。方案比选中不仅要考虑干法、湿法的技术因数，还要考虑各种实际存在的问题：如脱硫剂的供应、废渣的处理、对环境变化的适应、政府的规划等。

目前干法烟尘排放量要大于100mg/Nm3，湿法小于50mg/Nm3，均小于现行环保排放标准200mg/Nm3的要求。如果环保政策要求进一步提高脱硫效率，降低出口允许烟尘排放浓度，湿法也比较容易调整改造，而干法效率已到高限，难以实施进一步改造。

脱硫工艺论文例2

Abstract: through to the domestic common typical flue gas desulfurization technology analysis, for flue gas desulfurization process provide effective technical solutions.

Keywords: smoke; The desulfurization; technology

中图分类号：TU834.6+34 文献标识码：A文章编号：

我国的能源以燃煤为主，占煤炭产量75%的原煤用于直接燃烧，煤燃烧过程中产生严重污染，如烟气中CO2是温室气体，SOx可导致酸雨形成，NOX也是引起酸雨元凶之一，同时在一定条件下还可破坏臭氧层以及产生光化学烟雾等。总之燃煤产生的烟气是造成中国生态环境破坏的最大污染源之一。中国的能源消费占世界的8%～9%，SO2的排放量占到世界的15.1%，燃煤所排放的SO2又占全国总排放量的87%。中国煤炭一年的产量和消费高达12亿吨，SO2的年排放量为2000多吨，预计到2010年中国煤炭量将达18亿吨，如果不采用控制措施，SO2的排放量将达到3300万吨。据估算，每削减1万吨SO2的费用大约在1亿元左右，到2010年，要保持中国目前的SO2排放量，投资接近1千亿元，如果想进一步降低排放量，投资将更大。为此1995年国家颁布了新的《大气污染防治法》，并划定了SO2污染控制区及酸雨控制区。各地对SO2的排放控制越来越严格，并且开始实行SO2排放收费制度。随着人们环境意识的不断增强，减少污染源、净化大气、保护人类生存环境的问题正在被亿万人们所关心和重视，寻求解决这一污染措施，已成为当代科技研究的重要课题之一。因此控制SO2的排放量，既需要国家的合理规划，更需要适合中国国情的 低费用、低耗本的脱硫技术。

烟气脱硫技术是控制SO2和酸雨危害最有效的手段之一，按工艺特点主要分为湿法烟气脱硫、干法烟气脱硫和半干法烟气脱硫。)_ P:S"F-V*B,e4J:b省略随着我国环保产业在烟气脱硫技术方面取得的巨大进步，烟气的脱硫已形成了许多成熟工艺，常见的脱硫工艺主要包括：

*`5z A2I X,M+Y*e,C%m _'h,L5|-a"r#m6i分享信息,提高技术水平,优化工程质量石灰石―石膏湿法烟气脱硫工艺；

简易石灰石―石膏湿法烟气脱硫工艺； 分享信

旋转喷雾半干法烟气脱硫工艺（LSD法）； 能源环保论坛0z'T

海水烟气脱硫工艺； 能源环保论坛0C.u1A%W7

炉内喷钙加尾部增湿活化工艺（LIFAC法）；

'T8{2e7V3m:J;o能源环保论坛电子束烟气脱硫工艺（EBA）； 能源环保论坛 P$v+l1|!G%`(

循环流化床锅炉脱硫工艺（锅炉CFB）；

一、石灰石―石膏湿法烟气脱硫工艺

石灰石（石灰）―石膏湿法烟气脱硫工艺主要是采用廉价易得的石灰石或石灰作为脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收浆液。当采用石灰作为吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水搅拌制成吸收浆液。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应被吸收脱除，最终产物为石膏。脱硫后的烟气依次经过除雾器除去雾滴，加热器加热升温后，由增压风机经烟囱排放，脱硫渣石膏可以综合利用。

二、简易石灰石―石膏湿法烟气脱硫工艺

简易石灰石―石膏湿法烟气脱硫工艺的脱硫原理和普通湿法脱硫基本相同，只是吸收塔内部结构简单（采用空塔或采用水平布置），省略或简化换热器，因而和普通的湿法相比，具有占地面积小、设备成本低、运行及维护费用少等优点。

我国太原第一热电厂引进了日立高速平流湿法脱硫工艺，处理气量60万m3/h，为来自300MW机组的三分之二烟气量，其入口SO2浓度为2000ppm，吸收剂采用石灰石，系统可达80-90%的脱硫效率，自装置投入运行以来，系统可靠性较好。

三、旋转喷雾半干法烟气脱硫工艺

旋转喷雾半干法烟气脱硫工艺也是目前应用较广的一种烟气脱硫技术，其工艺原理是以石灰为脱硫吸收剂，石灰经消化并加水制成消石灰乳，消石灰乳由泵打入位于吸收塔内的雾化装置，在吸收塔内，被雾化成细小液滴的吸收剂与烟气混合接触，与烟气中的二氧化硫发生化学反应生成CaSO3，烟气中的二氧化硫被脱除。7t&~ _6g8t能源环保论坛与此同时，吸收剂带入的水分迅速被蒸发而干燥，烟气温度随之降低。脱硫产物及未被利用的吸收剂以干燥的颗粒物形式随烟气带出吸收塔，进入除尘器被收集下来，可以在筑路中用于路基。脱硫后的烟气经除尘器除尘后排放。为了提高脱硫吸收剂的利用率，一般将部分脱硫灰加入制浆系统进行循环利用。

四、海水烟气脱硫工艺

海水烟气脱硫工艺是利用海水的碱度达到脱除烟气中的二氧化硫的一种脱硫方法。烟气经除尘器除尘后，由增压风机送入气―气换热器中的热侧降温，然后送入吸收塔。在脱硫吸收塔内，与来自循环冷却系统的大量海水接触，烟气中的二氧化硫被吸收反应脱除。脱除二氧化硫后的烟气经换热器升温，由烟道排放。

五、炉内喷钙加尾部增湿活化脱硫工艺

炉内喷钙加尾部增湿活化工艺（简称LIFAC工艺）是在炉内喷钙脱硫工艺的基础上在锅炉尾部增设了增湿段，以提高脱硫效率。该工艺多以石灰石粉为吸收剂，石灰石粉由气力喷入炉膛850-1150℃温度区，石灰石受热分解为氧化钙和二氧化碳，氧化钙与烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙。由于反应在气固两相之间进行，收到传质过程的影响，反应速度较慢，吸收剂利用率较低。在尾部增湿活化反应内，增湿水以雾状喷入，与未反应的氧化钙接触生成Ca(OH)2进而与烟气中的二氧化硫反应，进而再次脱除二氧化硫。当Ca/S为2.5及以上时，系统脱硫率可达到65%-80%。

)v-L+v6E#w$E.g)W能源环保论坛烟气脱硫后，由于增湿水的加入烟气温度下降（只有55-60℃，一般控制出口烟气温度高于露点10-15℃，增湿水由于烟温加热被迅速蒸发，未反应的吸收剂、反应产物呈干燥态随烟气排出，被除尘器收集下来。由于脱硫过程对吸收剂的利用率很低，脱硫副产物是以不稳定的亚硫酸钙为主的脱硫灰，副产物的综合利用受到一定的影响。

六、电子束烟气脱硫工艺（EBA法）

电子束烟气脱硫工艺是一种物理方法和化学方法相结合的高新技术。本工艺的流程是由排烟预除尘、烟气冷却、氨的冲入、电子束照射和副产品捕集工序组成。锅炉所排出的烟气，经过集尘器的粗滤处理之后进入冷却塔，在冷却塔内喷射冷却水，将烟气冷却到适合于脱硫、脱硝处理的温度（约70℃）。烟气的露点通常约为50℃，被喷射呈雾状的冷却水在冷却塔内完全得到蒸发，因此，不产生任何废水。通过冷却塔后的烟气流进反应器，在反应器进口处将一定的氨气、压缩空气和软水混合喷入，加入氨的量取决于SOx和NOx浓度，经过电子束照射后，SOx和NOx在自由基的作用下生成中间物硫酸和硝酸。然后硫酸和硝酸与共存的氨进行中和反应，生成粉状颗粒硫酸铵和硝酸铵的混合体。

七、循环流化床锅炉脱硫工艺（锅炉CFB）

%y8w3c'Y#x$M#s8f0o Y能源环保论坛循环流化床锅炉脱硫工艺是近年来迅速发展起来的一种新型煤燃烧脱硫技术。其原理是燃料和作为吸收剂的石灰石粉送入燃烧室中部送入，气流使燃料颗粒、石灰石粉和灰一起在循环流化床强烈扰动并充满燃烧室，石灰石粉在燃烧室内裂解成氧化钙，氧化钙和二氧化硫结合成亚硫酸钙，锅炉燃烧室温度控制在850℃左右，以实现反应最佳。

以上，是近年来在我国广泛应用和推广的脱硫技术。上述脱硫技术，在国内各大电厂和大型燃煤设备的烟气脱硫工程中，均有应用。从各类工艺的运行情况来看，都实现了较高的脱硫效率，环境特性良好。对于产生和排放二氧化硫的设备和设施，在设计脱硫措施时，可依据自身特点和环境特性，因地制宜的选择适宜的脱硫工艺。

参考文献：

[1] 国家环保总局，《火电厂烟气脱硫工程技术规范 石灰石/石灰－石膏法》（HJ/T 179-2005），2005.10（参考页码：1-20）

脱硫工艺论文例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。

脱硫工艺论文例4

中图分类号：TE626.7 文献标识码：A

一、汽油固定床无碱脱硫技术之装置改造。

之前的脱硫技术设备操作比较复杂，对人身安全的保障度也低，所以在现在已经被淘汰了，不能满足生产需要，因此要对脱硫技术设备进行改造。改造后的新技术主要包括了两块内容，一个是硬件设备一个是化学溶剂反应。

（一）改造后的设备。经过改造后的汽油固定床主要有预碱洗脱硫化氢关及活性炭固定床脱硫醇反应器的组成，这种装置可以满足脱去汽油中的硫化氢和硫醇物质，达到减低汽油中硫的排放同时这种装置可以在无碱环境或条件下进行，实现了无碱脱硫。

（二）改造后的设备操作工艺。在汽油固体床里方有催化剂和脱硫助剂共同将汽油中的硫化氢转化为有机硫盐的形式排放出去，然后进行第二步分解脱硫醇通过容器沉降分离，最后进行脱水处理，工艺步骤简单节省了工时提高了效率。

二、汽油固定床无碱脱硫技术之溶液反应机理。

在装置改造完成后就要进行溶液的改造了，对于无碱脱硫技术的改造相比较装置的改造而言较难较复杂化，在溶液反应的时候要关注他的性质以及反应机理才能控制整个脱硫反应。

（一）脱硫剂和常温有机催化剂的性质。脱硫剂的性质如图1所示：

对于催化剂来说采用了常温有机硫转化催化剂性质如图2：

（二）无碱脱硫反应机理。是采用了中国石油大学研究的脱硫技术体系。改造后的脱硫剂有较好的再生性能，能够在不停止进油的状况下进行脱硫工艺，又能够在无碱环境下进行清洗脱硫剂表面的胶质，保证了脱硫剂的质量和功效。

（三）汽油固定床无碱脱硫技术工艺。是采用了固定床进行了预碱洗和水洗的过程，分为了两步，固定床汽油脱硫剂加上固定床常温有机催化剂，再加上固定床汽油脱硫剂。这种工艺安排实现了固定床 脱出汽油中残留的硫化氢和二硫化物，将复杂的工艺流程简单化了，并且消灭了碱渣。

三、汽油固定床无碱脱硫技术在实际生产应用中的效果。

在汽油脱硫技术进行改造之后出现的汽油固定床无碱脱硫技术在实际应用中还是产生了相当大的效果，为汽油脱硫带来了可观的局面，及时工艺还未达到成熟但是在脱硫技术领域里也有了很大的起色。

（一）汽油固定床无碱脱硫在汽油生产中的使用过程。在操作使用时的步骤很简单，就是在汽油固定床的脱硫化氢装置里添加脱硫剂，在脱硫醇反应装置里添加常温有机催化剂，经过两个装置的反应和互相反应汽油中的硫化氢明显降低，并且没有残碱的生成，达到汽油脱硫后的质量要求。简单易操作的工艺对企业员工来说还是一种有利因素，在施工中的人身安全得到了保障。

（二）除了在生产和加工汽油为企业带来的经济效益和社会效益，汽油固定床无碱脱硫技术工艺还为环保带来了巨大的转变。摒弃了传统工艺上的不足，首先转变了原来工艺的弊端就是碱渣排放以及处理的问题。与原工艺相比可以避免形成二次污染。并减少了污水处理的费用，一方面很好的解决了资金问题，另一方面有利于环保的要求。

（三）汽油固定床无碱脱硫技术存在的优点总结。总结概括有两个优点：在实际操作流程比较方便简单因此运行情况较好，生产的产品质量好，达到脱硫率百分之五十以上。其次能够充分解决碱渣的额外问题减轻员工劳动强度。

结语

在汽油固定床无碱脱硫技术的应用研究和技术再研究上，我国的研究和应用水平还不成熟，虽然工艺流程安排比较严密和符合实际，对环保也达到了要求，但是对新设备的改造还要对其质量进行全面的把关，对于新溶液的改造要保证其使用的安全性和可靠性，充分保证员工的人身安全和产品质量。因此在脱硫剂和催化剂上的应用和性质研究还要加强深入，在未来的使用中汽油固定床无碱脱硫技术还会有很大的发展空间，不单单有这两种优点，它的优势还没有完全发挥和开发出来，需要企业管理者来注意提高自身的创新观念和理念，带动企业的整体发展。

参考文献

[1]周建华，王新军.液化气脱硫醇工艺完善及节能减排要素分析[J].石油炼制与化工，2008，39（3）：51-57.

[2]查怡娜，徐艳丽，贺建勇.汽油脱硫醇装置固定床床层压降增大的原因及对策[J].中外能源，2011（07）.

脱硫工艺论文例5

1、行业概况

随着我国电力行业的迅猛发展，火力发电厂的烟气排放对环境的影响越来越引起人们的注意。国家对此也不断出台新的更加严格的规范、标准。生物质电厂属于新兴清洁型能源，其烟气排放相对于以煤作为燃料的传统火力发电厂造成的空气污染要小很多，因此国家并未强制性要求生物质发电厂也要设烟气脱硫脱硝系统。以往的生物质发电厂烟囱也大多采用常规的防腐做法，如耐酸砖，耐酸砂浆或耐酸胶泥砌筑。然而随着环保形势的日益严峻，2011年国家颁布了新的《火电厂大气污染物排放标准》GB 13223-2011[2]，自2012年1月1日起实施。根据新标准中规定，烟气排放已不能满足新标准的要求，需增设脱硫脱硝设施。安徽某生物质电厂是“标准”颁布后第一个开工建设的生物质电厂，由于脱硫脱硝系统的存在，对烟囱的防腐提出了新的要求。本文从脱硫工艺入手，针对该电厂烟囱防腐做法的选型进行系统的分析，并给出合理的方案。

2、工程概况

安徽某生物质发电厂建设规模为1×30MW高温高压凝汽式汽轮发电机组，配1台130t/h水冷振动炉排、高温高压、生物质燃料自然循环汽包锅炉。本工程燃料为水稻秸秆、油菜秸秆、棉花秸秆、小麦秸秆等。烟囱出口内径2.5m，高80.000m，采用钢筋混凝土单筒烟囱，大板式基础。

根据规范要求，需设置脱硫设施，烟囱结构形式及防腐做法需根据最终脱硫方案确定。

3、脱硫工艺的选型分析

本章节主要对脱硫工艺方案的选择进行技术性和经济性的对比分析。

3.1 脱硫技术及方法简介

目前，全世界脱硫工艺共有100多种，按其燃烧的过程可分为：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫（烟气脱硫），见表2-1。

燃烧后脱硫即烟气脱硫（Flue Gas Desulfurization，FGD ）技术，是目前世界上唯一大规模商业化应用的脱硫技术，被认为是SO2污染控制最为行之有效的途径。

石灰石/石膏湿法脱硫工艺、烟气循环流化床法脱硫工艺是电厂SO2排放控制的最佳可行性技术。石灰石/石膏湿法脱硫工艺适用于各种含硫量及机组容量的机组；烟气循环流化床法脱硫工艺适用中低硫煤的中小机组。本工程就石灰石/石膏湿法脱硫工艺和烟气循环流化床技术进行比较分析 。

3.2 脱硫工艺比选

3.2.1 石灰石-石膏湿法脱硫工艺（以下简称方法1）

石灰石（石灰）-石膏湿法脱硫工艺采用价廉易得的石灰石或石灰作为脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收浆液。当采用石灰为吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水搅拌成吸收浆液。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙（或石灰）及鼓入的氧化空气进行化学反应被脱除，最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去带出的细小液滴后排入烟囱。脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收。由于吸收剂浆液的循环利用，脱硫吸收剂的利用率高。

3.2.2工艺特点

在众多的SO2 控制工程工艺中， 石灰石―石膏脱硫工艺是当今燃煤电厂应用最为广泛的烟气脱硫工艺。该脱硫法的主要优缺点如下：

一、优点：

1.效率高

该工艺脱硫率高达95% 以上， 脱硫后的烟气不但SO2 浓度很低， 而且烟气含尘量也大大减少。

2.技术成熟， 运行可靠性好

国外这种装置投运率一般可达98% 以上， 由于其发展历史长， 技术成熟， 运行经验多， 因此不会因脱硫设备而影响锅炉的正常运行。

3.对煤种变化的适应性强

该工艺适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，无论是含硫量大于3% 的高硫煤， 还是含硫量低于1% 的低硫煤。

4.吸收剂资源丰富， 价格便宜

作为该工艺吸收剂的石灰石在我国分布很广，资源丰富， 品位也很好， 碳酸钙含量多在90% 以上，优者可达95% 以上。在脱硫工艺的各种吸收剂中， 石灰石价格最便宜， 破碎磨细较简单， 钙利用率较高。

5.脱硫副产物便于综合利用

主要用于生产建材和水泥缓凝剂。脱硫副产物综合利用不仅可以增加电厂效益、降低运行费用， 而且可以减少脱硫副产物处置费用， 延长灰场使用年限。

二、缺点：

1.占地面积大， 一次性建设投资相对较大

该工艺比其他工艺的占地面积要大， 现有电厂在没有预留脱硫场地的情况下采用该工艺有一定的难度， 其一次性建设投资比其他工艺也要高一些。

3.2.3 循环流化床干法脱硫工艺（CFB法 以下简称方法2）

循环流化床干法烟气脱硫技术是由德国Lurgi公司在20世纪80年代初开发的，Wulff公司在此基础上开发了回流式循环流化床烟气脱硫技术（RCFB-FGD）。

循环流化床烟气脱硫系统主要由吸收剂制备系统、吸收塔、吸收剂再循环系

3.2.4 工艺特点

该脱硫法的主要优缺点如下：

一、优点：

1. 脱硫效率较高：脱硫效率在稳定运行工况下可达到80%。

2. 工程投资费用较低，同比湿法脱硫，可节省初投资10% 。

3.占地面积小，比较适合现有机组的改造和场地紧缺的新建机组。

4.无脱硫废水排放，且脱硫副产品呈干态，不会造成二次污染，对综合利用和处置堆放有利。

二、缺点：

1.运行不稳定，很难在高效率下稳定运行。

2.系统阻力较大，增大了引风机的投资。

3.吸收剂价格较高，约为石灰石的3倍，且消耗量大，运行成本较高。

4.增大了烟尘含量，提高了除尘器的投资，并且导致脱硫灰无法综合利用。

3.3脱硫工艺比选

石灰石/石膏湿法脱硫工艺与烟气循环流化床性能技术对比、总投资及运行费用对比见表3.3.1、表3.3.2和表3.3.3。

3.3.1 性能对比

3.3.2 总投资对比

3.3.3 运行费用对比

4、烟囱结构及防腐做法选型

通过上述比较分析，方法1烟气温度低，相对湿度大，烟气多为强腐蚀，对烟囱结构防腐要求高；方法2烟气温度高，相对湿度小，烟气多为弱腐蚀，对烟囱结构防腐要求较低。

4.1 对烟囱结构形式的影响分析

石灰石/石膏湿法脱硫形成的烟气温度较低，根据《烟囱设计规范》[1]第11章及条文说明的规定，烟囱应采用套筒或多管式，单从结构上造价会比单筒烟囱高出较多。且生物质发电厂占地面积本就不大，各建构筑物布置紧凑，这也为采用方法1带来了一定的困难。

如采用烟气循环流化床方法，则产生的烟气温度高，腐蚀性和相对湿度低，根据规范要求，采用单筒烟囱是可行的方案。相对于套筒烟囱造价可降低1/3左右。另外，方法2占地面积小，对于机组容量较小的生物质发电厂较为适用。

4.2 对烟囱防腐做法选型的影响分析

从脱硫工艺的对比分析中不难看出，方法1产生的烟气温度低，湿度大，除在结构形式上需采用套筒烟囱外，在防腐材料上的要求也比较高，根据目前主流的防腐做法，需采用钛钢复合板、玻璃钢或宾高德玻璃砖等。而采用方法2的脱硫方法，烟气为弱腐蚀的干烟气，采用钢筋混凝土单筒烟囱内贴耐酸砖刷OM防腐隔离层即可满足要求。对于以秸秆为燃料的生物质电厂来说经济性较好。

4.3烟囱防腐做法及结构形式比选

石灰石/石膏湿法脱硫工艺与烟气循环流化床性能技术对比、总投资及运行费用对比见表4.3.1

4.3.1 技术经济性能对比

通过上表中的比较不难看出，采用烟气循环流化床的脱硫方法对烟囱的防腐要求最低，单筒钢筋混凝土烟囱内衬耐酸砖耐酸胶泥砌筑即可，造价相比于石灰石/石膏湿法脱硫工艺降低40%。

5、结论

该工程最终采用了烟气循环流化床的脱硫方法，并已投产运行，目前看效果良好。该工程为我国首台增设脱硫设施的生物质发电机组。以往传统的生物质发电机组烟气温度较高（超过100℃）腐蚀性较弱，采取普通耐酸砖即可满足防腐要求。本工程增加脱硫设施后烟气温度降低，腐蚀性增加，传统的防腐措施是否能满足要求需要经过分析论证。通过上述分析比较，采用循环流化床法产生的烟气腐蚀等级和潮湿程度均在钢筋混凝土单筒烟囱的适用范围内，是可行的。另外，从造价和工艺特点上看，采用CFB法的脱硫工艺在占地和烟囱造价上均有比较明显的优势，特别是针对小容量机组更能体现其适用性，且不产生废水。

虽然CFB法相对于石灰石/石膏湿法脱硫工艺对烟囱结构和防腐要求有较大优势，但并不代表后者是不可采用的方案，还需结合工程现场的具体情况进行确定，本文仅针对该工程适用，由于此类工程在国内还不多见，希望本文能作为后续工程的借鉴。

脱硫工艺论文例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

[1]巨涛.甲醇合成系统精脱硫技术改造总结[J].化工设计通讯.2012.

[2]李树长；；焦炉气精脱硫指标及保证措施[J]；河北化工；2010年03期

[3]刘敬尧；何畅；李；李秀喜；钱宇；；以合成气为核心的多联供多联产集成能源化工系统[J]；煤炭学报；2010年02期

[4]王清涛；丁心悦；杨大庆；刘文芳；张洪涛；；焦炉煤气无水氨脱氨净化技术的国产化[J]；煤化工；2010年05期

脱硫工艺论文例7

氨法脱硫是节能减排思想在钢铁工业中的具体实施，它不仅能在脱硫工艺中发挥重要作用，又能极大地促进环保工作的有效进行。这一工艺被越来越多的钢铁厂所接受，如涟钢、武钢等大型钢铁公司。烧结烟气氨法脱硫工艺对保证钢铁工业的持续发展和国民经济的高速增长起到了关键性的作用。

1. 烧结烟气氨法脱硫的原理以及工艺流程

1.1 烟气氨法脱硫概述

烟气氨法脱硫是一种全新的湿式烟气脱硫工艺，它主要采用氨水作为吸收剂，以此来脱除烧结烟气中的二氧化硫。

1.2 烟气氨法脱硫原理

在烟气氨法脱硫过程中，以水溶液中的NH3和SO2的反应为基础：

SO2+H2O+xNH3 = （NH4） xH2-XSO3 （1）

得到亚硫酸铵中间产品，亚硫酸铵再进行氧化：

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

氧化后得到的硫酸铵溶液经蒸发、结晶后变为硫酸铵晶体，最后经过离心、干燥系统加工，得到硫铵成品。

1.3 烟气氨法脱硫的工艺流程

整个脱硫工艺流程由脱硫剂供给系统、脱硫系统以及副产品处理系统三部分组成。其中，脱硫剂供给系统由工艺水罐、氨水罐、供氨泵等设备组成；脱硫系统的主要设备包括脱硫塔、吸收循环泵、氧化风机等；副产品设备系统主要有蒸发器、离心机、干燥机、包装机等设备。

具体的脱硫的工艺流程如下：烧结后产生的烟气经过增压风机升压后进入到预洗涤反应器内，烟气经过预洗涤反应器降温后进入脱硫塔，用氨化液循环吸收生产亚硫酸铵；脱硫后的烟气经除雾净化进入烟囱排放。吸收剂氨水与吸收液混合进入吸收塔，吸收形成的亚硫酸铵在吸收塔底部氧化成硫酸铵溶液，再将硫酸铵溶液泵入带式过滤机，除去溶液中的粉尘杂质后送入蒸发器。硫酸铵溶液在蒸发器中蒸发浓缩，生成的饱和溶液经降温结晶，结晶浆液经过离心机分离得到固体硫酸铵再进入干燥机，干燥后的成品入料仓进行包装，即可得到硫酸铵化肥。

2 .烧结烟气氨法脱硫的技术要点

2.1 吸收剂的选择

烟气氨法脱硫工艺主要采用氨基物质作为吸收剂，液氨和氨水都是不错的选择，钢铁企业在进行吸收剂的选择时，可以考虑利用焦炉煤气中的废氨水作为吸收剂，这样就既可以进行废物利用，又能达到脱硫的作用，完全符合可持续发展的生产理念。

2.2 烟气粉尘处理技术

烧结烟气中含有许多粉尘，主要是一些不能完全燃烧的物质。在脱硫过程中，粉尘的存在极大地影响了系统运行的平稳性和污染环境，因此，进行粉尘处理十分必要。根据氨气脱硫工艺的特点，可将粉尘处理分为过滤和沉淀两种工艺，过滤是指将不完全燃烧的物质过滤在过滤介质上，使其形成薄层，最后通过除尘将其去除。沉淀工艺是利用烟尘具有自然沉淀的特性，让其自由沉淀，然后采用压滤机进行脱水处理，达到固液分离的效果。

2.3 防腐处理

烧结烟气氨法脱硫工艺对烟气脱硫设备具有极大的腐蚀性，主要包括化学腐蚀、结晶腐蚀和高温腐蚀等不同形式的腐蚀。因此，在材料选择和工艺实施过程中，要本着尽可能减少腐蚀的原则，保证脱硫工艺的长远、稳定发展。

3. PLC在烟气脱硫控制系统中的应用

3.1 主要功能设计

将PLC应用到烧结烟气氨法脱硫控制系统中，有效地实现了脱硫设备的集中和手动控制操作，使其能在监控画面中实现自由切换。至于关键工艺参数，该系统采用PID进行调节。在电源选取上，重要设备采用的是主电源和保安电源自动切换的方式，保证系统运行的安全性和可靠性。

3.2 系统优势

该系统将脱硫调试、工艺试验和自动控制相结合，科学、完备的控制体系使整个脱硫程序能顺利进行。PID调节的使用为工艺的调试和更改提供了便利，系统抗干扰性的加强使得系统运行更加顺利和安全。除此之外，该系统符合国家“节能减排”政策的要求，不但有效较低了能源的消耗，还减少了二氧化硫等废弃物的排放，对降低环境污染程度、提高环境质量意义重大。

4. 烧结烟气氨法脱硫控制系统应用实例

烧结烟气氨法脱硫控制系统在我国许多大型钢铁企业得到了广泛应用，作为我国大型钢铁企业的涟钢在脱硫工艺的选择上也偏爱于氨法脱硫。接下来，笔者将以涟钢为例，详细论述烧结烟气氨法脱硫控制系统的应用实例，帮助大家对氨法脱硫工艺控制系统有进一步的认识和了解。

涟钢烧结厂于2010年开始采用烧结烟气氨法脱硫工艺，自动化控制系统在应用的这几年里，取得了不错的效果。

自动化控制系统由硬件配置和软件配置两部分组成，这两部分完美地组合在一起使自动化控制系统能正常、平稳地运行。自动化控制系统的中央处理器采用的是双处理器结构，使该系统具有多任务处理能力。根据工艺的需要，钢厂控制网络选择的是双工业以太网。该控制程序由多个功能板块组成，各功能板块严格控制着程序段、操作画面和程序链接。其用户界面良好，操作十分方便。脱硫自动化控制系统是采用的PLC控制程序，通用性和实用性是该系统的主要特征。该系统通过服务器与客户端的连接实现了数据通讯功能，由于钢厂控制网选择的是双工业以太网，因此它具有两个数据服务器，以防出现数据丢失现象，极大地保证了数据安全。除此之外，该系统还具有两套自动烟气成分在线监测系统，烟气在线监测系统的作用在于监测烟气里含有的各种物质，如二氧化硫、氧气、粉尘以及一氧化碳等物质的含量，在启用烟气在线监测系统以后，系统会将监测的数据全部记录并存档，然后将数据通过网络传送到环保局污染物排放监测网站，保证脱硫系统烟气排放达标。

氨液是一种十分危险的物品，如果发生泄漏，将对人体造成严重伤害，在进行氨水配置时，一定要注意安全。由此观之，在氨水制备子系统中设置自动检测功能和自动报警功能是十分必要的。氨水供应子系统的功能在于将稀释后的氨水喷入脱硫塔中，保证脱硫的效率。

结束语

烧结烟气氨法脱硫工艺是烟气脱硫工艺史上的一次革新和进步，脱硫控制系统的自动化程度对脱硫工艺产生重大影响，烧结烟气氨法脱硫控制系统将PLC、PID等技术成功运用到系统运行中，自动化控制系统是烧结烟气氨法脱硫工艺的核心，它的硬件设备与软件设备的完美配合使该系统的功能更加完备。

除此之外，我们还应看到烧结烟气氨法脱硫工艺还处在发展阶段，还有许多需要进行完善和改进的地方，例如系统内的部分监测技术还不够完备、系统检测值不够精确。但是，我们完全有理由相信，只要通过不断地探索、不断地进行系统优化，烧结氨法脱硫工艺将会得到进一步发展。

参考文献：

[1]汪波，肖达.烧结烟气氨法脱硫控制系统应用实例[J].中国环保产业，2010，（2）

[2]汪波.烧结烟气氨法脱硫控制系统简介[A].2011年全国烧结烟气脱硫技术交流会论文集[C].2011.

脱硫工艺论文例8

中图分类号:TQ53 文献标识码:A 文章编号:1672-3791(2011)09(a)-0119-01

1焦炉煤气

1.1 焦炉煤气的组成与杂质含量

一般焦炉煤气的主要成份为H2、CO、CH4、CO2等,各成份所占比例如表1所示。

同时也含有一些杂质如表2所示。

1.2 焦炉煤气的利用

焦炉煤气是极好的气体燃料,同时又是宝贵的化工原料气,焦炉煤气被净化后可以作为城市燃气来使用,从其成份上来看也是制造甲醇、合成氨、提取氢气的很好的原料。

2焦炉煤气制甲醇的基本工艺流程

如图1所示,为焦炉煤气制造甲醇最基本的工艺流程,净化与转化在整个焦炉煤气制甲醇流程中的关键技术。

3焦炉煤气的净化工艺

焦炉气的净化总的来说有三大步骤:(1)焦炉气经过捕捉、洗涤、脱酸蒸氨等化工过程,将有害的物质脱除到甲醇合成催化剂所要求的精度,进入焦炉气柜;(2)脱硫,分无机硫的脱除和有机硫的脱除,具体的方法根据系统选择工艺方案而改变;(3)焦炉煤气的深度净化,在精脱硫后再深度脱除氯离子和羰基金属,防止其对甲醇合成催化剂的毒害。

脱硫工艺技术方案:(1)几乎全部的无机硫和极少部分的有机硫能够在焦化厂化产湿法脱硫时脱掉;(2)绝大部分的有机硫的脱除采用的是干法脱除,具体的有分为4种:吸收法、水解法、热解法和加氢转化法,其中水解法和加氢转化法在国内外化工工艺上用的最为普遍。

4焦炉煤气的烷烃转化技术

目前具体的方法有:蒸汽转化工艺、纯氧非催化部分氧化转化工艺、纯氧催化部分氧化转化工艺。

4.1 蒸汽转化工艺

其原理类似于天然气制甲醇两段转化中的一段炉转化机理,不过考虑到焦炉煤气的甲烷含量只有天然气的1/4,所以在焦炉煤气制造甲烷的实际工艺选择中,该方法一般不被采用。

4.2 纯氧非催化部分氧化转化工艺

从理论上分析,该工艺具有以下几个优点:(1)该工艺能够生成的合成气比较接近于最佳氢碳比;(2)合成甲醇时循环气中含有的惰性气比例较小,便于节能减排;(3)该工艺在转化时没有催化剂要求,所以对原料气要求不是太严格,焦炉煤气转化前不需要进行深度脱硫净化;(4)非催化部分氧化转化工艺大大简化了脱硫净化过程,而且脱硫精度高,降低了原料气净化成本,转化过程中排放硫化物对环境的二次污染明显降低,是将来焦炉煤气净化与转化的发展方向。

但是由于技术上的问题,到目前为止尚没有非催化部分氧化转化工艺的商业化应用的先例,因此不采用纯氧非催化部分氧化转化工艺。

4.3 纯氧催化部分氧化转化工艺

降低转化温度,加入蒸汽参与烷烃转化,加入催化剂加快转化反应速度,这就是纯氧催化部分氧化转化技术。

如果原料气的总硫体积分数超标,可在催化部分氧化转化后接着串接氧化锌脱硫槽,使原料气从氧化锌脱硫槽中流过,促使合成气的总硫体积分数达标。与非催化部分氧化法相比,该转化工艺,燃料气和氧气的消耗不高,而且转化炉结构比较简单,造价相比而言较低,其规模化商业应用业绩显著,在目前焦炉煤气烷烃转化方案中应用最为广泛。

5合成气的氢碳比调整

如果新鲜合成气中氢碳比与理论值偏离较大,氢碳比过小时,容易发生副反应,同时催化剂易衰老;如果氢碳比过大时,单耗增加,这两种情况都需要调整。大量的实践和数据表明:新鲜合成气氢碳比调整在2.05～2.15之间最为理想,其合成效率高、原料的利用率最合理。从焦炉煤气各组分资源合理利用和成本角度考虑,通常采用补碳的方式来进行合成气的氢碳比调整的。具体实施时,有应该结合甲醇厂可利用的资源来选择“CO2补碳法”或“煤制气补碳法”。

6合成气中二氧化碳含量的确定

合成甲醇时,CO、CO2都与H2发生反应,所以,CO2也是有效原料气的一种。在合成甲醇过程中,适量的CO2能有效降低反应热,有助于保持铜系催化剂的高活性,催化剂的使用寿命被有效延长,同时还能够抑制副反应的发生,避免CO氧化为CO2,有效防止催化剂结碳;不过CO2的量如果过高,会降低甲醇产率。大量的理论研究和实践表明,控制合成气中CO2的体积分数在3%～6%之间甲醇产率的较高。

7甲醇合成与精馏工艺技术

7.1 甲醇合成工艺

根据合成压力,可以将甲醇的合成工艺分为高压、中压和低压法三种,焦炉煤气制甲醇合成技术全部为低压法。目前,国内外有多种低压法甲醇合成工艺,其原理大同小异,不同之处主要在于甲醇反应器的结构、反应热移走及回收利用方式、催化剂性能。

7.2 甲醇精馏工艺(粗甲醇精馏工艺流程)

脱硫工艺论文例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。

脱硫工艺论文例10

2脱硫工艺选择

结合国内球团烟气特性和国外已建球团烟气脱硫装置的运行情况，并综合考虑占地面积、运行稳定、脱硫效率、运行经济性等多方面因素，可选择悬浮法(GSA)作为国内球团脱硫工艺技术。

3GSA球团烟气脱硫技术

烟气悬浮脱硫(GSA)技术来自丹麦史密斯公司，通过吸附剂的多次循环利用，烟气中的污染物(如二氧化硫、氯化氢等)可以得到高效脱除。吸附剂的循环利用可以降低吸附剂的消耗，减少脱硫副产物产量。(1)工艺原理生石灰加水反应形成Ca(OH)2并配制成浆液，由三介质雾化喷枪喷入脱硫反应器内，微小雾滴在反应器内与烟气接触后进行化学反应，化学反应非常迅速，可完成下述主要化学反应［2］:SO2被雾滴吸收:SO2+Ca(OH)2CaSO3﹢H2O部分SO2完成如下反应:SO2+1/2O2+Ca(OH)2CaSO4+H2O与其他酸性物质(如SO3、HF、HCl)的反应:2HCl+Ca(OH)2CaCl2+H2O2HF+Ca(OH)2CaF2+H2OSO3+Ca(OH)2CaSO4+H2O(2)工艺流程脱硫工艺流程示于图1，脱硫岛一览图示于图2。烟气进入脱硫岛，经预旋风除尘后，通过气流分布装置进入文氏管，在文氏管的上部设置喷枪，脱硫浆液、水在喷枪前混合，经压缩空气雾化后喷出［3］。烟气在此阶段被降温调质并进行初步的反应。浆液与烟气混合后进入反应器，在反应器内进行充分反应。从反应器出来的脱硫副产物和脱硫后的烟气一起进入旋风除尘器进行分离。由旋风除尘器收集下来的脱硫灰一部分外排至脱硫灰仓;另一部分作为循环灰从反应器的下部进入反应器。返回反应器的循环灰在高速气流的作用下，悬浮于烟气中，可与脱硫剂充分混合，并能提供足够的反应比表面积，使脱硫剂与烟气中的二氧化硫等酸性气体充分反应。自旋风除尘器出来的烟气进入工艺电除尘器除尘后由工艺风机送至钢烟囱达标排放。石灰是先由自卸密封罐车通过管道送入钢制石灰石粉仓内，再由称重给料机送到石灰浆槽加水制成浆液，然后经浆液泵送至喷枪。工艺水进入脱硫水箱后，由水泵增压送至喷枪入口。压缩空气从厂区管网接入，送至喷枪入口。自循环灰槽产出的脱硫灰和除尘器收集的脱硫灰由各自的输送装置送至脱硫灰仓，装车外运(可添加进入搅拌水泥或水泥微分孰料)［4］。