硫磺回收装置烟气排放提标实践与探讨

硫磺回收装置烟气中SO_2的主要来源是液硫脱气尾气和净化尾气,排放限值为≤100mg/m~3(特别限值地区),需通过操作优化和技术改造才能满足尾气达标排放。惠州石化1号硫磺回收装置烟气SO_2原始排放浓度为400mg/m~3,2014年将液硫脱气尾气由入焚烧炉改入制硫炉,烟气SO_2降至255mg/m~3。2016年加氢尾气选用进口高效脱硫剂,吸收塔顶净化尾气硫化物由100g/m~3降至20g/m~3,烟气SO_2浓度降至160mg/m~3(标准),提高贫液温度对吸收效果影响不大。排除液硫池废气干扰,烟气SO_2排放浓度在46~85mg/m~3(标准),低于排放限值100mg/m~3(标准)。2017年液硫池废气抽空器改型提高压力,抽气动力由蒸汽改为工业风,改入制硫炉后,将进一步减少SO_2排放约100mg/m~3。为保证硫磺烟气完全合格排放,计划于2018年增设净化尾气碱洗系统,采用气液接触面积大、接触时间短的文丘里湿式洗涤专利技术,最大限度吸收尾气中H_2S,可满足国家对于硫磺烟气SO_2排放浓度的严苛要求。     

石灰石—石膏湿法脱硫法在南钢竖炉球团烟气中的应用

采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺对南钢2×8 m2、1×10 m2三座竖炉球团烟气进行脱硫处理,文中介绍了脱硫系统构成、原理、主要工艺参数及实际脱硫效果,得出在竖炉球团生产稳定情况下,使用该脱硫装置,可实现烟气脱硫率≥95%,净烟气含湿量≤75 mg/Nm3的效果,从而满足烟气排放指标要求。     

440 t/h CFB锅炉烟气脱硫除尘系统提效优化改造

为进一步保护环境,切实降低二氧化硫和烟尘的排放量,辽宁某热电厂对其两台440 t/h CFB锅炉烟气进行了脱硫除尘一体化改造,在利用原有的炉内喷钙脱硫和电除尘器设施的基础上,通过新增干式超净脱硫除尘系统,改造后出口SO2质量浓度≤35 mg/m3,出口粉尘质量浓度≤5 mg/m3,成功达到了烟气的超低排放标准。     

一种新型脱硫技术在硫磺装置尾气吸收的运行情况及总结

介绍泰州东联化工对硫磺回收装置尾气回收单元进行改造的情况,由单塔吸收改造为双塔双溶剂吸收脱硫技术,COS硫脱除率在69.71%,这是降低尾气SO_2的主要因素;在生常生产过程中,改造后,净化尾气总硫含量控制不大于50mg/m~3,没有H2S产生,焚烧炉烟气SO2排放浓度控制不大于100mg/m~3,实现本装置烟气SO_2达标排放,满足环保要求(GB 31570—2015);同时蒸汽单耗有一定程度的降低(31kg蒸汽/t溶剂),没有废水、废碱渣、白烟等的产生,对环境保护有积极作用,并对不足之处进行改进。     

300MW节能型循环流化床锅炉SO_3生成和排放试验研究

为研究循环流化床锅炉炉内石灰石脱硫+炉外烟气循环流化床半干法脱硫除尘一体化系统在不同负荷下,锅炉出口和布袋除尘器出口烟气中SO_2和SO_3质量浓度的变化规律,对某300 MW循环流化床锅炉进行了试验研究。结果表明:锅炉出口原烟气中SO_2质量浓度随锅炉负荷的增加而减小,SO_3质量浓度随锅炉负荷的增加而增大;在炉内氧过量及二次风分级送入的情况下,炉温和流化速度是影响炉内SO_3质量浓度的重要因素,导致在大于75%锅炉负荷后SO_3质量浓度增加趋势明显增大,100%锅炉负荷时达到18.5 mg/m~3;在炉外烟气半干法循环流化床脱硫除尘一体化系统中,消石灰、再循环脱硫灰、工艺水等的协同作用使净烟气中SO_3质量浓度降至1.4 mg/m~3以下,表明炉外半干法循环流化床脱硫除尘一体化工艺具有良好的负荷适应性和脱除能力。     

燃煤热电厂150 t/h循环流化床锅炉烟气超低排放技术应用

某燃煤热电厂采用低氮燃烧+SNCR脱硝+布袋除尘+湿法石灰石-石膏烟气脱硫+湿式静电的工艺对原有烟气净化设施进行改造,以实现烟气超低排放。工程实践表明:改造后脱硫塔出口SO_2排放浓度较低,30 d内仅有三个时段超标,平均的SO_2排放浓度仅有2.54 mg/m~3。在低氮燃烧和SNCR脱硝后,30 mg/m~3保证率为57.7%,整体NO_x排放浓度偏高。但湿法脱硫塔后NO_x浓度显著下降,这可能与燃烧过程掺加污泥有关。除尘效果较为理想,湿电出口所有时段的粉尘浓度都小于3 mg/m~3。但实际运行中二次电压控制在35 kV左右,此二次电压下湿电的除尘效果不明显。     

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。     

低阻力增效器对湿法脱硫的影响

开发了液—气反应低阻力增效器装置,通过在烟气量为10000 m~3/h的中试湿法脱硫平台上进行试验测试,分析了增效器对脱硫效率的影响。试验结果表明增效器的使用能明显地提升湿法脱硫的效率,当液气比为16 L/m~3时,可将出口SO_2浓度由80 mg/m~3降低至26 mg/m~3,增效器所带来的阻力在70 Pa左右,实现了超低排放的目标。同时在安装了增效器的脱硫塔上,研究了液气比、烟气流速对脱硫效率的影响,结果表明,液气比的提高、烟气流速的降低均会对增效器带来正面的影响。     

湿式电除尘器应用于燃煤电厂PM2.5治理的技术研究

国内外燃煤电站烟气粉尘治理设备主要为电除尘器和袋式除尘器。电除尘器具有效率高、能耗低、烟气处理量大等优点,是燃煤烟气粉尘治理应用最广的技术装备。针对目前条件下,要满足国家新一轮排放标准,达到颗粒物排放浓度30 mg/m~3,重点地区20 mg/m~3,甚至满足超低排放5 mg/m~3的要求,同时消除取消湿法脱硫GGH后造成的"石膏雨"和造成的设备腐蚀等问题,提出在国内现有烟气污染治理技术的基础上,开发湿法脱硫后PM2.5、酸雾、石膏雨等污染物一体化脱除的湿式电除尘技术势在必行。     

低氮燃烧及炉内脱硫技术在75 t/h循环流化床锅炉上的应用

以循环流化床锅炉为研究对象,重点研究了烟气再循环、SNCR和炉内脱硫对锅炉NO_x和SO_2排放的影响。在一台75 t/h循环流化床锅炉上的改造实验表明,烟气再循环可明显降低NO_x初始排放,再循环烟气比例为32%时,NO_x初始排放由420 mg/m~3降低至280 mg/m~3。烟气再循环还可提高炉膛温度分布的均匀性,结合SNCR技术可将NO_x最终排放降低至80 mg/m~3。在合适的温度条件下应用炉内脱硫可大幅降低锅炉SO_2初始排放,脱硫率超过60%。     

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。     

燃煤机组对SO_2排放优化改造

我们基于现有的WFGD设备,对火电工业污染物SO_2的排放治理提出优化改造方案。华能平凉发电采用增设喷淋层与合金托盘,增设浆液循环泵及提高氧化风机容积等措施,对#5机组进行SO_2排放优化改造,烟气中SO_2的含量从改造前的200 mg/m~3降至15 mg/m~3。然后通过脱硫设备整体的系统优化,使脱硫废水中重金属离子优于国内排放标准,并实现了单元机组脱硫系统水平衡。我们对#5机组600 MW燃煤机组烟气污染物治理的结果表明,该技术方案能有效解决西北干旱区域环境特点下的燃煤机组SO_2排放问题。     

石灰-石膏湿法脱硫工艺在265m2烧结机上的应用实践

介绍了石灰-石膏湿法脱硫工艺原理及工艺特点,石灰-石膏湿法脱硫工艺应用于265m~2烧结机烟气脱硫,脱硫效率高,设备运行稳定可靠,运行成本低,对烧结烟气变化适应性强,SO_2及颗粒物排放浓度达到现行环保标准要求。烧结烟气具有腐蚀性,石膏易结垢,通过采取一定技术措施可有效解决腐蚀结垢问题。     

火电厂湿法脱硫运行经济性分析探讨

焦作韩电发电有限公司装机容量2×50MW,锅炉为2×240t循环流化床炉,负责河南省武陟县的工业及居民采暖供热.为响应国家环保超低排放要求,将原脱硫工艺改为炉外石灰石湿法脱硫工艺.改造后烟气二氧化硫排放浓度≤35mg/Nm3,且脱硫钙硫摩尔比逐年降低,脱硫耗原水大幅下降,副产物石膏回收率也逐步增加.     

干法脱硫实现超低排放的控制优化措施

正循环流化床干法烟气脱硫(CFB-FGD)技术是一种脱硫与除尘一体化技术,在国内得到广泛的应用,市场占有率在干法脱硫中占据第一。在新的超低排放要求下,SO_2排放从传统的200/100mg/Nm~3降至3 5 mg/Nm~3,粉尘从传统的20mg/Nm~3降至10mg/Nm~3甚至5mg/Nm~3,并且要求持续满足,难度明显增加,对操作及控制提出更高要求。1工艺简介循环流化床干法烟气脱硫装置是以循环流化床原理为基础,包括循环流化床     

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。     

柴油发动机试车台架尾气处理一体化技术的应用

为响应国家保卫蓝天工程计划,潍柴动力股份有限公司拟对旗下潍柴动力二号工厂28台柴油发动机试车台架产生的尾气进行净化处理。为完成设计目标,项目采用"DPF+SCR+湿式碱法脱硫"的联合一体化技术,对烟气进行集中收烟、分组处理,东、西各14个座台分别进行脱硫脱硝。检测结果表明,系统运行高效稳定,颗粒物排放浓度5 mg/Nm~3,SO_2排放浓度5mg/Nm~3,NOx排放浓度10mg/Nm~3,各项指标均到达排放标准,圆满实现治理目标。     

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。     

基于主元分析的烟气协同脱除技术研究

为达到超低排放的要求,对某300、600、660 MW机组进行了不同形式的烟气处理系统升级改造。改造后的运行试验表明:这3台机组的脱硫协同除尘效率在69.73%～81.21%之间。为进一步分析协同除尘效率的主要影响因素,以600 MW机组为例,采用主元分析法,得到影响脱硫协同除尘效率的主要因素是脱硫入口烟尘浓度、机组负荷和脱硫装置入口SO_2浓度。进一步分析,脱硫入口SO_2浓度在1 805 mg/m~3,其协同除尘效率最高。     

回流式循环流化床烟气脱硫的工程试验研究

在银川热电厂5号炉(150t/h)回流式循环流化床烟气脱硫装置开展了半干法循环流化床烟气脱硫技术的工程试验研究,该脱硫装置的设计处理烟气量为16000m^3／h。脱硫塔内部及顶部采用了特殊回流结构设计,实现物料塔内内循环。减少除尘装置入口浓度。通过工业试验,研究了钙硫比、喷水量等参数对系统脱硫效率的影响。试验结果表明,当钙硫比为1．3、塔内温度70℃、塔内浓度为800g/m^3时,系统脱硫效率可以达到90％,粉尘排放浓度为80mg/m^3,脱硫系统阻力小于1．5kPa。