燃煤工业锅炉污染物协同治理关键技术

我国燃煤工业锅炉数量众多,是大气污染物的主要来源之一。燃煤工业锅炉污染物排放标准日趋严格,现有的燃煤工业锅炉污染物治理路线已经难以达到要求,同时由于工业锅炉排烟温度过高导致了严重的能源浪费,由此提出了一种以烟气深度冷却器、低低温静电除尘器、脱硫脱硝除尘一体化塔为核心的"低NOx燃烧+烟气深度冷却器+低低温静电除尘器+脱硫脱硝除尘一体化塔"的燃煤工业锅炉污染物协同治理关键技术路线,在降低排烟损失的同时,可以实现烟尘、SO2、NOx、SO3、Hg及其化合物的高效协同脱除,最终可达到烟尘浓度为20mg/m3、SO2浓度为35 mg/m3、NOx浓度为50 mg/m3、Hg及其化合物浓度为0.05 mg/m3以下的超低排放。实践证明:该技术路线在技术经济可行性上适合我国燃煤工业锅炉领域节能和超低排放发展需求。     

炼厂加热炉烟气与工艺废气达标排放分析探讨

烟气氮氧化物和二氧化硫的排放控制已成为炼油企业关注的重点。对加热炉烟气、催化裂化装置、硫磺回收装置和废酸再生装置的工艺废气的排放控制进行探讨,从操作优化与技术改造两方面提出应对措施。对氮氧化物排放不合格的燃气加热炉,采用低氮燃烧器进行改造,以满足特别限值排放地区NOx排放限值100mg/m3的标准;导致惠州炼化燃料气硫含量偏高的主要因素是催化/焦化干气硫含量偏高、气柜回收瓦斯未脱硫。通过提高干气脱硫能力、对火炬系统气柜回收瓦斯脱硫后再补入燃料气系统,可满足加热炉烟气二氧化硫排放标准。催化裂化装置通过加入脱硝助剂,催化烟气中NOx由640mg/m3降至85mg/m3左右,满足特别排放限值地区NOx排放标准。增上催化烟气湿法脱硫除尘措施,可满足催化烟气SO2排放标准。硫磺回收装置通过液硫脱气改造,并采用高效复配脱硫剂,可满足尾气SO2排放标准。废酸再生装置通过操作优化与增加尾气洗涤系统,其烟气可满足国家最新排放标准。     

2×210t/h燃煤锅炉烟气脱硫装置的设计与运行

乌鲁木齐石化公司化肥厂2×210t/h燃煤锅炉按2003～2005年期间监测的污染物排放浓度进行测算,每年SO2排放量为2292～48783t,烟尘排放量为266～573t,约占公司SO2排放总量的26%,经研究决定采用氨-硫酸铵法脱硫工艺进行技术改造,新建脱硫装置,对锅炉排出的烟气进行脱硫处理,增加相应的副产品回收处理系统。工程按"二炉一塔"工艺设计一套独立的烟气脱硫装置和硫酸铵回收装置,采用20%的氨水作为吸收剂。脱硫装置建成后,在设计工况下运行,排放的净烟气中SO2浓度为6mg/m3,烟尘浓度为66mg/m3,符合《燃煤锅炉大气污染物排放标准》Ⅱ时段标准;装置副产的硫酸铵的品质参数达到《副产硫酸铵》中规定的合格品标准,可作为复合肥厂原料或直接外销;工程公用工程消耗均在设计值范围内,设备选材兼顾了腐蚀防护需求和工程投资的经济性;项目建设投资为4817万元,生产成本为813万元/a,销售收入为1019万元/a,经济效益较好,并且该工艺无"三废"外排。     

湿法脱硫后烟气提水及污染物脱除技术研究

为了研究湿法脱硫后烟气提水能力及污染物脱除效果,采用理论计算和实际测试相结合的方法,针对某660 MW机组在不同工况下进行相关试验。对比分析发现试验工况下实测烟气提水能力分别为121.24,81.42,93.15和70.43 t/h,对应的理论烟气提水能力分别为165.73,108.94,133.28和88.12 t/h,实际烟气提水量与理论烟气提水量的比值介于0.7~0.8之间。100%负荷下烟气提水装置开启后SO3脱除率由51.2%上升到92.9%,固体颗粒物质量浓度降低33.3%;50%负荷下SO3脱除率由11.1%上升到24.5%,固体颗粒物质量浓度降低34.9%。研究表明：实际烟气提水量与理论烟气提水量的偏差一方面是由于烟气提水装置不能完全除雾,另一方面是环境参数、烟气参数和煤质参数等变化影响提水量理论计算结果。烟气提水装置对污染物脱除具有促进作用。     

气动脱硫技术在220t/h水煤浆锅炉上的工业化应用

介绍了气动脱硫技术在220t/h水煤浆锅炉上的工业化应用情况。工业化应用表明,气动脱硫装置可以长期连续稳定运行,净烟气SO2和烟尘排放指标均能达到北京市现行的排放标准,即SO2的标准排放量小于100mg/m3,烟尘标准排放量小于30mg/m3,脱硫率可达95%以上。该技术的首次工业化成功应用,填补了我国自主开发的专利脱硫技术在220t/h水煤浆锅炉上应用的空白。     

烧结烟气湿法脱硫配套烟气脱硝技术

为应对环保部门出台的烧结烟气超低排放标准的要求,寻找高效、稳定的适合配套烧结烟气湿法脱硫的烟气脱硝技术是钢铁企业面临的重大难题之一。通过分析比较,总结出在湿法脱硫装置下游增加湿式电除尘器和SCR脱硝装置的烟气净化系统综合解决方案。通过对烟气进行先脱硫除尘,降低了进入脱硝装置的SO_2浓度和粉尘浓度,有效消除了脱硝系统形成硫酸氢铵堵塞的风险,保证了脱硝催化剂性能的长期稳定。通过设置烟气再热系统,提高了烟囱排烟温度。经过在常州东方特钢有限公司300m~2烧结烟气净化系统进行实施及效果验证,此种烧结烟气综合净化系统用于烧结烟气净化过程中,可以长期稳定运行,并满足排放烟气中污染物浓度SO_2不高于35mg/m~3(标准)、NO_x不高于50mg/m~3(标准)、粉尘不高于10mg/m~3(标准)的超低排放标准要求。同时,此SCR脱硝工艺可以同步脱除二噁英,并且提高排放烟气温度,即可以消除排放烟气白雾或烟囱雨问题。     

降低延迟焦化加热炉烟气中NO_x的措施及建议

随着人们对环境关注度和环保要求的日益提高,炼油工业的大气污染物排放标准逐渐提高,《石油炼制工业污染物排放标准》(GB 31570—2015)规定,自2017年7月1日起,现有企业工艺加热炉烟气中NOx排放量不超过150mg/m3。2014年9月以前,中国石化某公司延迟焦化装置加热炉烟气中NOx含量普遍高于150mg/m3。经分析,加热炉烟气中NOx的生成机理主要是快速型和热力型两种,其中以热力型为主。通过采用低NOx燃烧器和低NOx燃烧技术(包括低过剩空气系数燃烧和分级燃烧技术),结合生产实际对加热炉操作进行优化,有效降低了加热炉烟气中NOx的排放量,并提出了对加热炉燃烧器进行适应性改造,降低单台燃烧器的发热量的建议,从而使加热炉烟气中NOx的排放浓度降至150mg/m3以下,满足新排放标准要求。     

稠油油泥混煤燃烧的掺混比例分析

稠油污水处理场的初沉池中,通常产生大量的高含水污泥,其主要是由原油、泥砂颗粒、水及少量化学药剂和部分工业杂质形成的混合物.稠油油泥成分复杂、处理难度大.对稠油油泥进行脱水并掺混一定比例的煤作为燃料,是一种有效的稠油油泥资源化利用和无害化处理方式.利用自制实验装置进行实验,考察了油泥、原煤掺混比例对燃烧烟气污染物和灰分中重金属含量的影响.结果表明:油泥与原煤按1∶3的掺混比例燃烧时的效果最佳,烟气中主要的污染物NOx、SO2以及CxHy平均含量为147 μL/L 、420μ L/L以及106μL/L,均符合国家排放标准;重金属Pb、Hg、Cr和非金属污染物As在稠油油泥燃烧后的灰分中的平均含量分别为2.75mg/kg、0.05mg/kg、91.5mg/kg和0.68mg/kg,也都符合国家排放标准.     

浙大首创“活性分子超低排放技术”在橡胶行业成功示范

<正>2015年4月1日,由浙江大学自主研发的"燃煤烟气活性分子氧化污染物一体化脱除技术"成功应用于杭州中策清泉炭黑锅炉烟气处理项目,并顺利通过168h运行考核,实现了锅炉烟气NO_x由初始浓度800mg/Nm~3降至3mg/Nm~3,SO_2由初始浓度1000mg/Nm~3降至15mg/Nm~3。排放浓度不仅远低于"史上最严"的环保部最新重点地区燃煤电厂排放标准限值,同时也低于"超低排放",即天然气机组排放限值(NO_x50mg/Nm~3,SO_235mg/Nm~3)。这标志着浙江大学锅炉烟气治理技术的新突破,为我国工业锅炉烟气实现"超低排放"     

氧化镁湿法脱硫技术在工业加热炉上的应用

为减少烟气SO2排放,中海石油宁波大榭石化有限公司225×104t/a沥青装置的3台工业加热炉采用氧化镁湿法脱硫工艺对烟气进行脱硫。该工艺采用氧化镁(MgO)作为脱硫剂,可有效防止沉淀、堵塞;烟气在脱硫吸收塔内与循环喷淋浆液逆向接触,烟气被冷却至60℃左右,所含SO2、SO3等酸性气体被浆液吸收;净化后的烟气经除雾器脱除雾滴后排放;吸收塔废水经絮凝沉淀后排放入海中,固体沉淀经脱水制成泥饼后外送处理。投运以来,该脱硫系统运行平稳,净化烟气中的SO2浓度保持在2mg/m3以下,脱硫效率在90%以上,废水符合排放指标的要求。建议今后对除雾器结构进行改善,注重吸收塔及烟囱的防腐处理,以减轻烟气携带液滴造成的腐蚀;在吸收塔前增设烟气除尘设施,以减轻后续废水处理系统的处理负荷;考虑到浆液对输送管道、机泵的磨损,应加强管道、机泵的选材。     

入炉煤含硫量对600MW超临界机组脱硫经济性的影响

针对某600 MW超临界脱硫机组,通过7组入炉煤的试验,研究了入炉煤含硫量对原烟气中SO2浓度的影响,以及含硫量变化对机组运行成本的影响。结果表明,入炉煤含硫量增加0.1%,烟气中SO2浓度将增加约265 mg/m3,相应的每吨煤机组综合运行成本约将增加1.610元。     

连续重整装置流程模拟及优化

以中国石化青岛炼油化工有限责任公司150t/a连续重整装置为研究对象,采用Aspen Plus流程模拟软件,建立了催化重整装置及重整后分馏部分与实际工况相吻合的稳态流程模拟模型。利用此模型,对重整装置的汽提塔、石脑油分馏塔、脱异戊烷塔、脱戊烷塔、脱丁烷塔、脱C6塔、脱甲苯塔、二甲苯塔进行了综合分析。以节能和经济效益最大化为目标,分别对汽提塔、石脑油分馏塔、脱C6塔、脱甲苯塔和二甲苯塔进行了操作参数优化。连续重整装置优化后,共计节约燃料气300m3/h(标准)、N2(0.7MPa)88m3/h(标准)、1.0MPa蒸汽4t/h,创造节能效益780.36万元/a。同时,脱C6塔底油中苯含量由1.2%下降为0.2%,多回收苯1t/h;二甲苯收率由19.01%提高至19.85%,二甲苯产量增加1.5t/h,按照苯、二甲苯与汽油差价折算,创造效益3360万元/a。两项效益合计为4140.36万元/a。     

溶剂再生装置的流程模拟与优化

天津石化1号溶剂再生装置,设计处理能力310t/h,主要处理来自两套焦化液化气脱硫塔、1号焦化干气脱硫塔、2号焦化干气脱硫塔以及气体分馏装置的富液和瓦斯脱硫塔的富液。以该装置为研究对象,应用流程模拟软件,建立稳态流程模拟模型。利用此模型,对影响装置能耗的参数进行灵敏度分析,研究塔压力、热负荷、进料位置、进料温度、回流比等参数间的相互关系,并以模型为指导,以节能和经济效益最大化为目标,对装置进行优化调整:将胺液浓度由32%提高至38%,再生塔回流比(质量比)由设计值1.91降低至1.0,塔顶压力由0.12MPa降低至0.10MPa,回流温度由44.7℃提高至50℃,既保证塔顶酸性气浓度达标,贫液硫含量也能满足脱硫系统需要。通过调整优化,使再生塔的蒸汽耗量明显降低,节约蒸汽6t/h,溶剂再生装置每月节电2.5×104kW.h,每年创造经济效益771万元。     

大连石化污水场二期技术特点和运行效果

大连石化污水场二期整体引进美国地球工程公司的工艺包,核心工艺单元设备选型全部采用进口,设计污水处理量为1000m3/h,总投资1.3亿元。预处理单元采用的是API隔油池和DAF气浮池,油含量平均去除率为27.94%,悬浮物平均去除率为61.73%,COD平均去除率为32.67%;生化处理单元包括A/O池和二沉池,油含量平均去除率为71.6%,硫化物平均去除率为91.52%,挥发酚平均去除率为99.82%,COD平均去除率为78.83%,氨氮平均去除率为94.15%,碱度平均去除率为54.67%;深度处理单元三级澄清池采用溶气气浮工艺,出水油含量为0.63mg/L,平均去除率为85.94%,悬浮物含量为4.98mg/L,平均去除率为85.13%,COD为44.48mg/L,平均去除率为42.88%,出水水质达到排放标准。对于工艺设计存在的问题,大部分已采取解决方法,尚未解决的也在进一步调整中。     

燃煤烟气中的SO3对微细颗粒物电除尘特性的影响

采用BDL粉尘比电阻测定仪、巴柯粒度分析仪和COULTERTM SA 3100TM比表面积分析仪对某燃用准格尔煤电厂飞灰的比电阻、粒度及比表面积进行了分析,研究了烟气中SO3对微细颗粒物导电性能和团聚性能的影响.结果表明：在锅炉额定工况下当烟气中SO3的质量浓度增加约34.3 mg/m^3时,飞灰比电阻降低约2个数量级,同时飞灰表面张力减小,黏附力增大,使得微细颗粒团聚为大颗粒,平均粒径增大,比表面积减小,从而使电除尘器效率明显提高.     

海水烟气脱硫技术及其在电站上的工程应用

利用纯海水呈弱碱性且具有吸收酸性气体的天然特点,开发了海水烟气脱硫(SWFGD)技术.SO2采用钢制喷淋空塔高效吸收,吸收塔酸性海水以重力流方式排出,吸收塔海水输送采用母管制与单元制相结合的方式,脱硫海水水质恢复系统采用以曝气池中层曝气为主和/或吸收塔海水池曝气为辅的措施.该技术在300 MW机组的电站工程运行结果表明:烟气SO2浓度在1300~1700 mg/m3工况下,脱硫效率>95%,脱硫排放海水PH值>6.8,饱和溶解氧(DO)>5 mg/L,化学需氧量(COD)增量<0.20 mg/L.     

220MW煤粉炉PM2.5浓度排放特性的试验研究

本文采用荷电低压撞击器(ELPI),通过对二级稀释系统采样对某电厂220 MW煤粉锅炉PM2.5的浓度排放特性进行了研究。研究结果显示,煤粉锅炉所产生烟气中PM2.5粒数浓度呈较明显的双峰分布,小颗粒峰值一般在0.12μm或0.07μm,较大颗粒峰值一般在0.76μm,PM2.5粒数浓度一般为几百万粒/cm3,主要取决于由气化凝结机理形成的细模态颗粒物PM0.38,PM2.5质量浓度呈单峰分布,一般为几百mg/m3,其质量浓度主要取决于由中间模态颗粒物PM0.38~2.5;采用覆膜滤料的布袋除尘器和电袋联合除尘器对PM2.5具有较好的除尘效果,二电场电袋复合除尘器出口烟气中PM2.5最小可达200μg/m3,粒数浓度在几万粒/cm3;当除尘效果较好时,湿法脱硫装置出口烟气中PM2.5粒数浓度和质量浓度可能会有所增加。     

非Pt助燃剂在催化裂化装置的应用

随着环保要求的日益提高,尤其《石油炼制工业污染物排放标准(征求意见稿)》规定发布后,对催化裂化装置再生烟气中SOx、NOx排放标准更加严格。为满足新标准要求,在缺少脱硫、脱硝装置情况下,洛阳石化2号催化裂化装置试验使用庄信万丰公司生产的NOxGETTER-NP型助燃剂。使用过程中发现,与Pt基助燃剂相比,应用NOxGETTER-NP助燃剂,每天需增加成本3945.3元,但再生烧焦效果增强,助燃效果良好,未出现尾燃情况。应用NOxGETTER-NP助燃剂,在混合进料氮含量2896.39mg/kg条件下,三旋出口烟气中NOx平均含量由176.14mg/kg降至24mg/kg,脱硝率达到86.37%,且对主催化剂无影响,产品收率、产品质量、RON、平衡剂性质等参数基本无变化。NOxGETTER-NP助燃剂虽然可以降低NOx的产生,但洛阳2号催化裂化装置掺炼闪蒸塔底油,进料中的氮含量波动较大,单纯使用脱硝助剂时,若氮含量突然增大,有可能出现烟气硝排放不合格,因此,增上脱硝设施势在必行。