微气泡和微液滴双强化脱硫反应器操作分析

中石化炼化工程(集团)股份有限公司洛阳技术研发中心开发了微气泡和微液滴双强化脱硫反应器。该脱硫反应器采用微气泡和微液滴双强化手段改进吸收方式，将过去脱硫塔内毫米级的大气泡变为200μm以下的微气泡，将液体流动方式由溢流式变为喷淋式，提高了醇胺法脱硫的气液传质效率，并采用新型内构件代替塔板，简化了脱硫塔的复杂程度，相比板式吸收塔具有更小的高度。试验探究了新型脱硫反应器运行时，溶剂液位高度、吸收温度及溶剂循环量对净化效率的影响情况，并考察了不同溶剂液位高度下的压力降。结果表明：该脱硫反应器的压力降较小，脱硫效率较高，能够满足净化气H₂S质量浓度≤50mg/m³的要求；当原料气处理量为50m³/h时，最佳操作条件为溶剂液位高度800mm、吸收温度40℃、溶剂循环量0.8m³/h。     

1000 MW超超临界机组超低排放改造工程分析

目前国内众多燃煤火力发电厂已经或正在进行多种污染物超低排放工程改造,进一步降低SO_2、NO_x和烟尘等污染物排放以减轻对严重雾霾天气的影响。在分析某电厂1 000 MW超超临界机组SCR烟气脱硝、湿法烟气脱硫以及静电除尘器运行现状的基础上,提出并实施了采用"SCR脱硝增容+低低温静电除尘器+高频电源静电除尘器改造+脱硫吸收塔提效与协同除尘"的超低排放技术改造方案。对该机组超低排放改造前后烟气脱硫、脱硝、除尘系统进行了性能试验,结果表明烟囱入口烟尘、SO_2、NO_x质量浓度分别为4.0、21.5和38.2 mg/m~3,达到了烟尘、SO_2、NO_x的排放浓度分别控制在5、35、50 mg/m~3以内的超低排放要求。改造后,在现有烟气脱硫、脱硝、静电除尘装置的基础上每年可减少烟尘排放量543 t、SO_2排放量2 633 t、NO_x排放量634 t,改善了重点区域空气质量。     

臭氧氧化结合硫代硫酸钠溶液喷淋同时脱硫脱硝

采用臭氧氧化结合湿法喷淋硫代硫酸钠溶液的方法开展模拟烟气同时脱硫脱硝实验研究。结果表明,采用臭氧氧化结合Na2S2O3-Na OH溶液湿法喷淋可以实现NOx和SO_2协同脱除:在O_3/NO摩尔比为1.1~1.2时,溶液中Na2S2O3浓度的增加会提高系统的NO_x脱除效率,烟气中SO2的存在会促进NOx的脱除,当SO2浓度为1030mg·m~(-3)、2.0%Na_2S_2O_3溶液作为喷淋液时可实现较高的SO_2脱除效率,同时NO_x脱除效率可达70%以上;喷淋液p H在2.5~9范围内变化时提高浆液p H有利于NOx的脱除,当p H=9时脱硝效率可达75%。180 min连续同时脱硫脱硝实验结果表明,硫代硫酸钠可有效促进NOx的脱除,并实现SO2较高的脱除效率,同时可实现系统同时脱硫脱硝连续稳定运行,喷淋吸收后烟气中NO_x的主要转化产物为NO~-_2,该方法作为一种有效的同时脱硫脱硝技术,具有一定的工业应用推广前景。     

消泡-吸收法处理酸化返排液技术研究及应用

酸化返排液中伴有大量氯化氢及泡沫,现场处理难度较大。采用消泡、填料塔吸收、碱液喷淋中和等技术对其处理,开展了吸收塔设计选型,优化了喷淋时间、喷淋量等工艺参数,并针对返排液泡沫量大等问题进行了消泡剂优选、消泡反应时间优化等。研究表明：当GX-2消泡剂用量为125 mg/L,反应时间为1.4 min,碱液喷淋时间为1.2 min,喷淋量为7.5 m³/h时,处理效果较好。现场试验结果表明：当酸化返排液中氯化氢含量为300～720 mg/m³时,可调节消泡剂用量为100～125 mg/L,喷淋量为6.5～9.5 m³/h,处理后酸化返排液中氯化氢含量降低至5.7 mg/m³以下,处理效果较好。该技术在现场完成了14 000 m³酸液处理,处理后液体回用率为95%,具有良好的环保效应。     

微纳米气泡喷淋技术处理涂装废气

针对建筑涂装车间废气,采用微纳米气泡喷淋技术处理废气苯、甲苯和二甲苯,探讨了进气浓度、停留时间、喷淋液气比对"三苯"废气降解效率的影响。结果表明:当苯、甲苯和二甲苯的浓度分别为140 mg/m~3,280 mg/m~3,420 mg/m~3时,停留时间18 s、液气比4 L/m~3时,苯、甲苯和二甲苯的去除率分别达41.95%、49.63%、54.63%。     

脱硫脱硝除尘除雾一体化新技术在炼油厂和焦化厂的应用

介绍了针对炼油厂催化裂化装置及焦化厂排出的烟气中含有大量的SO_2、NO_x及尘,研究开发的新型动力波洗涤器+喷淋塔+电除雾器除尘、降温、脱硫、除雾技术、臭氧脱硝技术及金属盐络化物氨法烟气脱硫、脱硝一体化技术。在炼油厂及焦化厂运用,脱硫后,烟气含尘量及气溶胶质量浓度小于或等于30 mg/m~3,尘质量浓度小于15 mg/m~3。脱硝后NO_x质量浓度为240~460 mg/m~3;脱硝率为64.6%~81.5%。具有明显的环保效果和经济效益。     

焦化脱硫废杂盐资源化新技术

由于HPF法焦炉煤气脱硫工艺会产生危害极大的脱硫废杂盐,本文以回避传统提盐法存在的工艺流程长、产品收率低等难题为出发点,提出硫酸铜沉淀硫氰酸根、微纳米气泡氧化硫代硫酸根、石灰表面强制沉淀硫酸根同步制氨的新技术。在实验室配制模拟脱硫废杂盐,优化新技术反应条件,实验表明,当[Cu²⁺]∶[SCN^-]摩尔比为1.2、温度为40℃、初始废液硫氰酸根浓度大于300g/L、反应80min后,SCN^-最佳去除率为99.20%;当pH=1、温度为50℃、初始废液硫代硫酸根浓度为50g/L、反应420min后,S₂O₃^2-去除率为95.18%;当[Ca²⁺]∶[SO₄^2-]摩尔比为1.5、反应温度为20℃、初始废液硫酸根浓度为500g/L,并加入5g直径5mm PP球充当研磨介质,反应240min后,SO₄^2-去除率为91.11%。     

光催化联合海水NaHSO3还原脱除船舶烟气中NO的研究

为减少船舶柴油机烟气中NO的排放,将光催化技术与紫外/NaHSO₃高级还原技术联合还原脱除模拟烟气中NO。制备了Ag/TiO_2-x/泡沫陶瓷光催化剂,利用自制的光催化海水喷淋反应器考察了温度、液气比、NaHSO₃浓度、空速、NO浓度对脱硝率的影响。结果表明,随着温度的升高,脱硝率提高;液气比为3～6 L/m³时,脱硝率变化较小;随着NaHSO₃浓度的增大,脱硝率先升后降;空速和NO浓度增大都不利于脱硝。光催化联合海水NaHSO₃能还原脱除NO,NO质量浓度为1 000 mg/m³时,脱硝率可达66.6%,N₂选择性为67.54%,NH⁺₄选择性为13.16%。     

洛阳石化2~#催化装置脱硫脱硝项目开工

由洛阳石化自行管理、自行设计、自行监理、自行施工的2^#催化装置脱硫脱硝项目总投资1.46亿元,主要包括脱硫系统、余热炉系统改造、废水处理系统（不含脱硝部分）、烟气脱硝及盐浓缩回用部分等内容,项目设计处理能力为2×10⁵ m³/h,净化后烟气SO₂和NO_x质量浓度均不大于100 mg/m³,粉尘质量浓度不大于30 mg/m³。     

EDV湿法烟气脱硫脱硝装置运行分析

中国石化扬子石化2.0 Mt/a重油催化装置配套建设的烟气除尘脱硫脱硝设施采用美国DUPONT-BELCO公司的钠法EDV脱硫工艺+臭氧LoTOxTM脱硝技术,将催化再生烟气净化后排放。烟气除尘脱硫脱硝装置投运后,各单元运行正常,净化烟气中SO_2、NO_x及颗粒物浓度分别降至34 mg/Nm~3,28 mg/Nm~3,18 mg/Nm~3,脱除率分别达到94.66%、86.85%及86.15%,减排效果具有良好,但装置运行中出现的相关难题仍亟待解决。