新型催化法烟气脱硫技术在化肥企业的应用与改进

介绍了新型催化法烟气脱硫技术的工艺流程及改进优化措施。原钠碱法脱硫装置经改造,尾气脱硫后SO_2排放质量浓度不超过100 mg/m~3,尾气酸雾质量浓度不超过30 mg/m~3,硫酸日产量平均增长率5.56%,每年至少减排SO_2 638.25 t,回收浓度为100%的硫酸977.32 t。建议化肥企业或配套硫酸生产系统的其他行业尾气脱硫装置采用可资源化新型低温催化法烟气脱硫技术。     

哈石化脱硫新装置开车成功

2014年7月,哈尔滨石化公司新建催化烟气脱硫装置一次开车成功。该项目是中国石油"十二五"规划的环保项目。开车成功后,烟气脱硫装置净化后的烟气中二氧化硫质量浓度由800 mg/m~3降至1 mg/m~3,颗粒物质量浓度由80 mg/m~3降至到8 mg/m~3。每年可减少二氧化硫排放692.6 t,     

锅炉烟气氨法脱硫技术改造方案和技术总结

结合阳煤集团和顺化工有限公司对烟气脱硫的改造情况,分析了原烟气脱硫运行的现状及存在的问题,介绍了改造后的烟气脱硫的改造内容、改造原则、工艺原理流程、最终达到的脱硫效果。在基准氧体积分数6%条件下,烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放质量浓度分别不高于10mg/m~3、35mg/m~3、50mg/m~3,阳煤集团和顺化工有限公司燃煤锅炉烟气实现超低排放。     

湿气体净化电晕装置的结构及工业应用

介绍了电晕装置的工作原理及在硫酸工业、燃煤电力行业、肥料行业湿气体净化方面的应用情况和各自的性能指标、结构特点等。硫酸装置进电除雾器气体酸雾质量浓度一般在0.1~2.5 g/m~3,经过一级电除雾器除雾后酸雾质量浓度小于或等于30 mg/m~3,经过二级电除雾器除雾后酸雾质量浓度小于或等于5 mg/m~3。燃煤电力行业脱硫脱硝装置后电晕装置深度净化烟气ρ(SO2)≤100 mg/m~3,ρ(NO_2)≤100 mg/m~3,烟尘(ρ)小于或等于30 mg/m~3;氨法脱硫电晕装置净化烟气排放ρ(NH3)≤20mg/m~3。复混肥行业电晕装置净化烟气颗粒物质量浓度小于或等于30 mg/m~3。     

静态螺旋切割强化湿法烟气脱硫技术研究

湿法烟气脱硫技术是当今世界上应用最广泛的烟气脱硫手段,但是昂贵的基建和运行成本极大地限制了其进一步的发展。开发了一套喷射混合器组合螺旋切割强化气液传质的湿法烟气脱硫系统,考察了烟气SO_2质量浓度、脱硫剂质量分数、烟气流量以及脱硫剂循环流量对烟气脱硫效果的影响,并与喷射混合接触方式下的脱硫效果进行了对比实验研究。结果表明:当脱硫剂质量分数为15%,烟气SO_2质量浓度为3 000 mg/m~3,烟气流量为18 m~3/h,脱硫剂循环流量为250 mL/min的时候,系统脱硫效果最佳,出口烟气SO_2质量浓度为0 mg/m~3;静态螺旋切割气液接触方式下,系统脱硫率相较于单独喷射混合提高了7.64%。采用螺旋切割装置强化烟气脱硫,能够显著提高系统的烟气脱硫效率,可达到超净排放,并能实现湿法烟气脱硫系统的高效化、小型化。     

中煤旭阳焦炉烟气脱硫脱硝的应用与实践

介绍了中低温脱硝和循环流化床半干法脱硫的工艺原理及特点。河北中煤旭阳能源有限公司焦炉烟气的SO_2浓度 200～300mg/m~3,颗粒物≤30mg/m~3,NOx 800～900mg/m~3。为了达到地区的要求,采取了中低温SCR脱硝+余热锅炉+循环流化床半干法脱硫工艺,外排烟气SO_2≤10mg/m~3,颗粒物≤5mg/m~3,NOx≤30mg/m~3,远低于特别排放限值要求。     

降低锅炉外排烟气烟尘含量的技术改造

为了使锅炉外排烟气烟尘排放稳定达标,对锅炉实施了炉内脱硫+烟气水洗的改造。改造完成后,锅炉外排烟气中烟尘质量浓度稳定在20 mg/m~3(标态)以内、SO_2质量浓度稳定在50 mg/m~3(标态)以内,经济和环保效益显著。     

铜冶炼制酸尾气深度净化处理技术

介绍了铜冶炼烟气制酸尾气深度净化处理技术的工艺流程和主要设备。楚雄滇中有色金属有限责任公司采用集脱硫、增湿、高速电除雾于一体的烟气深度净化装置对制酸尾气进行处理。经处理,排放气体中ρ(SO_2)小于100 mg/m~3、颗粒物质量浓度小于10 mg/m~3、酸雾质量浓度小于20mg/m~3。新型脱硫塔有效解决了传统氨法脱硫中SO_2排放浓度不稳定及酸雾、颗粒物排放浓度超标等问题。     

焦炉烟道废气脱硫脱硝技术在邢钢焦化厂的应用

为贯彻国家大气污染防治行动计划,实现焦化厂超低排放,邢钢焦化厂实施了焦炉烟气深度治理环境提升项目,对1~#、2~#焦炉新建"SDS干法脱硫+SCR脱硝+余热回收"装置,进行焦炉烟气脱硫脱硝及余热回收处理。装置投运后,2018年2~#焦炉烟气连续排放检测显示:颗粒物平均质量浓度1.13 mg/m~3、SO_2平均质量浓度3.16 mg/m~3、NO_x平均质量浓度62.29 mg/m~3,低于国家超低排放标准限值;采用该技术后,不含投资吨焦运行费用9元左右。     

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。     

WGS法烟气脱硫技术在RFCC装置上的应用

介绍中国石油大庆石化公司炼油厂1.0 Mt·a~(-1)重油催化裂化装置对WGS烟气脱硫技术的应用和优化情况。结果表明,WGS工艺脱硫、脱尘效果显著,净化后烟气中SO2平均含量由167 mg·m~(-3)降至5 mg·m~(-3),颗粒物平均含量由55 mg·m~(-3)降至4 mg·m~(-3),优于规定的排放烟气SO_2浓度≤200 mg·m~(-3)以及颗粒物浓度≤50 mg·m~(-3)标准。每年减少SO_2排放量170 t和颗粒物排放量54 t,大大改善了空气质量。     

干法脱硫的原理及应用标准

脱硫除尘拟采用LJD烟气循环流化床干法脱硫及多组分污染物协同净化工艺,采用"一炉一塔"方式,对其配套三套锅炉烟气脱硫除尘装置,系统出口二氧化硫、粉尘、氮氧化物的排放浓度满足相应标准要求,即SO_250 mg/Nm~3,粉尘20 mg/Nm~3,NOx100 mg/Nm~3,具备SO_235 mg/Nm~3能力、NOx50 mg/N m~3(NOx浓度低于150 mg/Nm~3)能力,同时预留烟尘10 mg/Nm~3。     

锅炉与吹风气余热回收装置超低排放改造小结

面对日益严峻的环保形势,特别是山西省《山西省大气污染防治2018年行动计划》的发布和《排污许可证申请与核发技术规范》的提出,山西丰喜华瑞煤化工有限公司积极响应相关环保政策的要求,对其循环流化床锅炉系统和吹风气余热回收装置按超低排放指标的要求进行了提标改造。简介提标改造前循环流化床锅炉和吹风气余热回收装置的运行状况,详细介绍循环流化床锅炉与吹风气余热回收装置超低排放改造的方案、具体内容,以及改造后试生产中出现的问题及其解决措施。改造后的实际运行情况表明,脱硫塔出口烟气颗粒物折算浓度为3.8～4.7mg/m~3,净烟气中的SO2折算浓度为15～19mg/m~3,净烟气中的NO_x折算浓度为32～39mg/m3,污染物排放浓度均达到了超低排放的要求,提标改造达到了预期的目的和效果。     

氧化锌脱硫技术在锌冶炼烟气制酸上的应用

介绍了烟气脱硫工艺方案选择及其应遵循的原则。结合西北铅锌冶炼厂制酸尾气氧化锌法脱硫的工业实践,详细介绍了氧化锌法制酸尾气脱硫的工艺原理、流程及试生产运行情况;结合工程实践,列举了氧化锌脱硫系统在设计、运行中需要注意的几个问题。该脱硫装置排放气体ρ(SO_2)低于100 mg/m~3,硫酸雾质量浓度在15~20 mg/m~3,颗粒物质量浓度在20 mg/m~3左右,满足环保要求。     

焦炉烟气脱硫技术及脱硫系统改造方案

焦炉一般用焦炉煤气燃烧进行加热,焦炉烟气中含SO_2 100 mg/m~3~300 mg/m~3,因此焦炉烟气一般为大流量、低含硫量烟气所以需要对焦炉烟气进行脱硫。结合焦炉烟气特点,主要推荐氨法脱硫(湿法)、石灰石-石膏法脱硫(湿法)、循环流化床半干法烟气脱硫三种技术。本次需改造的脱硫设施采用的是石灰石-石膏法脱硫(湿法),依据装置的特点,考虑各方面因素,采用加装高效脱硫装置的改造方案。     

1450kt/a铜冶炼烟气制酸系统生产实践、瓶颈及对策

介绍了铜陵有色金属集团股份有限公司金冠铜业1 450 kt/a铜冶炼烟气制酸系统的实际运行情况。分析了净化、干吸转化、脱硫、废酸废水工序存在的主要问题。针对影响生产的一些关键问题,采取相应改造后,该装置各项技术经济指标良好,基本达到低成本低排放设计要求,转化率达到99.94%以上,二吸塔出口烟气的SO_2质量浓度远低于400 mg/m~3。     

焦炉烟气超标排放的风险及管控

宝钢一期焦炉采用半干法旋转喷雾(SDA)脱硫工艺脱除烟气中的SO_2,脱硫装置由旋转喷雾脱硫塔及布袋除尘器组成,脱硫后烟气中SO_2浓度不高于30 mg/m~3。总结了焦炉烟气存在的超标排放风险以及解决途径。     

天津分公司280万t/a催化裂化装置烟气脱硫脱硝技术方案研究

基于当前超低排放标准要求,着重介绍了中石化天津分公司炼油改造项目280万t/a催化裂化装置烟气脱硫脱硝设施工艺的选择与论证,最终确定采用SCR脱硝+钠法烟气除尘脱硫工艺,实现催化锅炉烟气多组分污染物协同净化处置,外排烟气颗粒物≤10 mg·Nm~(-3)、SO_2≤30 mg·Nm~(-3)、NO_x≤80 mg·Nm~(-3),为石化企业催化锅炉烟气净化脱硫脱硝一体化治理工艺选择提供参考和借鉴。     

催化裂化烟气脱硫脱硝优化措施

广州石化RFCC再生烟气脱硫脱硝措施,通过增设烟气EDV脱硫、低NOx燃烧器、GNX-T脱硝助剂降低烟气中的SO_x、NO_x含量。针对装置投用后对RFCC锅炉的影响以及出现的问题进行研究,得出以下结论:增设烟气脱硫以后,RFCC锅炉炉膛压力提高2.8 k Pa(表压),需要对锅炉进行补强或改造以提高承压能力;烟气脱硫设备磨损、腐蚀,需要对设备定期更新;采用2.8%GNX-T脱硝剂后,烟气中NOx浓度下降了66 mg/m3,脱除率达到33.17%;RFCC再生烟气采用低NOx燃烧器,烟气中的NOx浓度达到120 mg/m~3环保指标。     

水煤气加氢水解精脱硫工艺的改造及应用实践

为了充分利用水煤气中的有效成分CO生产甲醇,某公司采用了"两级加氢+水解工艺"对水煤气进行精脱硫。介绍了该精脱硫工艺的流程和运行情况,讨论了温度、空速对精脱硫工艺系统的影响,并采用微量硫色谱分析仪对工艺系统各设备进出口气体中硫化物含量进行了分析。结果表明:采用Co-Mo型加氢催化剂,在加氢温度140℃～160℃、加氢反应器中空速1 000 h~(-1)～2 500 h~(-1)条件下,出口总硫质量浓度达2 mg/m~3～5 mg/m~3,未达到总硫质量浓度低于0.1 mg/m~3的设计值。后将"两级加氢+水解工艺"改造为"三级加氢工艺",实现了系统出口总硫质量浓度在0.1 mg/m~3以下,并通过对一级氧化锌槽流程优化,将装置运行周期从3个月提高到5个月。