脱硫工艺论文十篇

脱硫工艺论文篇1

[关键词]烟气脱硫湿法干法比较

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。

5.2建议

脱硫工艺论文篇2

关键词：汽油固定床无碱脱硫技术；装置改造；技术应用效果

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）.

[3]董群.液化石油气"化学吸收催化氧化湿式脱硫化氢技术"开发成功[J].炼油设计，2000（02）.

脱硫工艺论文篇3

[关键词]：烧结 氨法脱硫 控制系统 应用实例

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.

[3]郑建新，王义兵，何勇.武钢四烧氨法烟气脱硫工程自动化控制技术的应用[J].烧结球团，2013，38（1）

脱硫工艺论文篇4

(1)脱硫效率85%以上。根据GB28622－2012的要求，球团烟气排放SO2浓度不大于200mg/Nm3。因此，球团烟气所配套的脱硫设施脱硫效率达85%以上即可满足要求。(2)球团烟气脱硫可以和电除尘及引风机结合考虑。(3)球团烟气温度高、且腐蚀性离子含量高，为减少脱硫设备的腐蚀，宜采用干法或半干法脱硫工艺。

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］。

4结论和建议

脱硫工艺论文篇5

1传统石灰石-石膏法

传统石灰石(石灰)-石膏法是以石灰石或石灰浆液与烟气中SO2反应,脱硫产物为石膏,脱硫石膏可以综合利用。目前的FGD(烟气脱硫)系统大多采用了大处理量吸收塔,300MW火电机组的烟气可用一个塔处理,从而节省了投资和运行费用;湿法脱硫技术运行可靠率达99%以上,脱硫效率高达95%,石膏纯度大于90%。工艺主要系统包括:由石灰石粉料仓、石灰石磨机及测量室组成的石灰石制备系统;由洗剂吸收、除雾器和氧化装置组成的吸收塔系统;由烟气换热系统、脱硫风机和烟道组成的烟气系统;由水力旋流分离器和真空皮带过滤器组成的石膏脱水系统及储存装置;由工艺水、工业水、废水处理组成的水系统;由事故储罐和地坑组成的事故处理系统;由电器、仪表、软件组成的控制系统;自动运行联锁保护系统。此种脱硫方法主要缺点是工艺投资大,运行费用高。简易石灰石-石膏法工艺原理和传统的石灰石-石膏法基本上是相同的,但最大的差别在于简易石灰石-石膏法工艺不是处理全部烟气,而是采用处理部分烟气,降脱硫的大部分烟气和未脱硫的烟气混合后再排放,脱硫效率降低到80%左右,但可省去GGH(烟气热交换系统),这样可以大大降低投资和运行费用。

2双碱法

双碱法烟气脱硫技术是为了克服石灰直接脱硫生成的亚硫酸钙和硫酸钙在水中溶解度小,极易达到过饱和而结晶出来,新生成的晶核附着在器壁上,随后结晶出来的物质在晶核上长大,最终在器壁上形成很厚的垢,导致设备管道堵塞的重大问题而发展起来的。其主要工艺过程是,清水池一次性加入氢氧化钠溶剂制成脱硫液,用泵打入脱硫除尘器进行脱硫。在脱硫过程中三种生成物均溶于水,烟气夹杂的烟道灰同时被循环水湿润而捕集,从而脱硫除尘器排除的循环水变为灰水,一起流入沉淀池。烟气经沉淀定期清除,可回收利用,如制内燃砖等。与石灰石或石灰法相比,双碱法具有在循环过程中对水泵、管道、设备均无腐蚀与堵塞现象,便于设备运行与保养。脱硫效率高,一般在95%以上。吸收剂的再生和脱硫渣的沉淀发生在吸收塔外,减少了内塔结垢的可能性,因此可以用高效的板式塔或填料塔代替目前广泛使用的喷淋塔,从而大大减小吸收塔的尺寸及操作液气比,降低脱硫成本高。缺点是Na2SO3氧化副产物Na2SO4较难再生,需不断向系统补充NaOH或Na2CO3而增加碱的消耗量。另外Na2SO4的存在也降低石膏的质量。

3干法

干法烟气脱硫是指无论加入的脱硫剂无论是干态的或湿态的,也无论脱硫反应是干态的或湿态的,只要脱硫的最终反应产物是干态的即称干法。干法脱硫技术中主要烟气循环流化床脱硫技术

4烟气循环流化床脱硫系统

烟气循环流化床脱硫系统由石灰浆制备系统、脱硫反应系统和除尘引风系统三个系统组成。包括石灰贮藏、灰槽、灰浆泵、水泵、反应器、旋风分离器、除尘器和引风机等设备。其主要控制参数有床料循环倍率;流化床床料浓度;烟气在反应器及旋风分离器中驻留时间;脱硫效率;钙硫比;反应器内操作温度。典型的循环流化床工艺有鲁奇(Lurgi)型循环流化床脱硫技术、回流式烟气循环流化床脱硫技术、气体悬浮吸收(GSA)烟气脱硫工艺、NID(新型一体化脱硫)工艺。影响烟气循环流化床脱硫效率的主要因素有床层温度、钙硫比、脱硫剂的粒度和反应活性等。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,以保证按要求的脱硫效率所必需的钙硫比。其最大的优点是:可以通过喷水将床温控制在最佳反应温度下,达到最好的气固间紊流混合并不断暴露出未反应消石灰的新表面,而通过固体物料的多次循环使脱硫剂具有很长的停留时间,因此大大提高了脱硫剂的钙利用率和反应器的脱硫效率。因此,循环流化床干法烟气脱硫系统能够处理高硫煤的脱硫,并在钙硫比1.3～1.5时达到90%以上的脱硫效率。另外工程投资、运行费用和脱硫成本较低,工艺流程简单,系统设备少,从而提高了系统的可靠性,降低了维护和检修费用。占地面积少,且系统布置灵活,非常适合现有机组的改造和场地紧缺的新建机组。能消耗低,如电耗、水耗等。排烟温度较高,对反应塔及其下游的烟道、烟囱等设备的腐蚀性较小,可以不采用烟气再热器,对现有的烟囱可不进行防腐处理,直接使用干烟囱排放脱硫烟气。无废水排放,脱硫副产品呈干态。其存在缺点是,必须采用高品位的石灰作为吸收剂,我国石灰的供应尚存品位低、质量不稳定、供应量不足、供应源分布不均、价格过高等缺陷。副产品含有一定量的亚硫酸钙,亚硫酸钙的化学性能不稳定,在自然环境下会逐渐氧化为硫酸钙,影响原粉煤灰的综合利用。系统压降较大(约1500Pa～2500Pa),需增加新的脱硫引风机。脱硫后除尘负荷大大增加,烟尘特性改变大,烟道磨损增加,除尘难度加大,投资和运行费用增加。

5其他脱硫技术

其他的湿法脱硫技术有海水法、氨法、镁法、磷铵肥法、亚纳循环脱硫技术、有机酸钠-石膏法、石灰-镁法、碱式硫酸法、氧化锌法等。干法脱硫技术如旋转喷雾干燥法脱硫技术、炉内固硫炉后脱硫技术、荷电干式吸收剂喷射脱硫技术、固相吸附-再生脱硫技术、等离子体烟气脱硫技术等。限于篇幅这里就不一一详细介绍,感兴趣的读者可以参考附录中的相关参考文献。

新建火力发电机组的脱硫设施及老机组改造安装脱硫设施,可以因地制宜根据当地现有资源选择合适的脱硫模式,另外根据脱硝的十二五规划要求,最好能发展脱硫脱硝一体化设施。

参考文献

[1] 吴忠标,杨明珍.燃煤锅炉烟气除尘脱硫设施运行与管理[M].北京出版社,2007,5.

脱硫工艺论文篇6

关键词：焦炉煤气净化 脱硫 脱氨 脱苯

中图分类号：TF535文献标识码： A

1.焦炉煤气净化工艺的发展

我国焦炉没去净化发展是与炼焦工业的发展紧密相连的。建国以来，随着炼焦工业的发展，煤气净化工艺从无到有，蓬勃发展，技术水平和装备水平得到了不断提高。大体上经历了三个阶段：

第一阶段：20世纪50年代末-20世纪60年代中期；50年代末我国从苏联引进焦炉煤气净化工艺，其工艺流程是以基础、消化翻板饱和器法生产硫氨的老流程，该工艺流程陈旧、能耗高、环保措施不健全、装备水平底。主要表现在冷却效率底，硫铵装置设备庞大，煤气阻力大，设备腐蚀严重，对大气、水体污染严重，蒸汽消耗量太大，产品质量底等。

第二阶段：20世纪60年代中期-20世纪70年代末；随着我国自行设计的“58型焦炉”的不断推广及炭化室高5.5米焦炉的诞生，对煤气净化工艺开展了与石油、化工行业找差距进行技术改革的阶段。在此期间，初冷流程改为二段冷却，解决了终冷水的污染问题，采用溶剂脱酚和生物脱酚装置以及开发出双塔、单塔脱苯的新工艺；除此之外，还推广了采用氨水流程以适应我国当时国内硫酸供应紧张的问题。但是，氨水流程也存在着设备腐蚀、堵寒严重、浓氨水产品质量低劣、产品滞销、开工率底等致命问题。

第三阶段：从改革开放至今：随着改革开放以来，我国通过与国外技术的交流，联合设计、技术引进等方式，先后引进了各种规模、不同工艺的多套装置，我国工程技术人员基本上掌握了全负压煤气净化工艺、AS洗涤脱硫工艺、脱酸蒸氨工艺、氨分解硫回收工艺、无饱和器法硫铵工艺、FRC法和T-H法脱硫脱氢工艺、索尔菲班法脱硫工艺、真空空碳酸盐法脱硫工艺、冷法和热法弗萨姆无水氨工艺以及与之相配套的生产浓硫酸和78%硫酸的工艺等国际先进技术，并在设备和材料国产化方面取得了突破性进展。工艺技术的不断更新，生产过程自动化控制水平也得到了提高，使我国煤气净化技术和装备有了一个质的飞跃，从而迈向了国际先进行列。

2.焦炉煤气净化的主要工序

煤气净化主要是脱除煤气中的有害成分，具体包括冷却和输送出炉煤气、脱除煤气中H2S，HCN等酸性气体和NH3 类碱性气体、脱除及回收煤气中焦油类、苯类等物质以及萘等。因此一般工艺包括鼓冷、洗涤、解析、后处理等主要工序内容。

2.1焦煤煤气的脱氨：

①水洗法，包括浓氨水法、间接法制（NH4）2SO4、联碱法制NH4C1、氨分解法等；

②硫酸吸氨法生产（NH4）2SO4 ，有饱和器法和酸洗塔法；

③磷酸吸氨法，包括磷酸氢二氨法和佛萨姆法、半直接饱和法。器后含氨可控制在0103g/m3以下，水洗氨和氨分解联合流程，目前塔后含氨在0105g/m3以下。

2.2焦煤煤气的脱苯：

煤气中苯类脱除理论上可以通过冷冻、吸附、洗涤3种方式完成。工业上主要采用油洗涤方式，根据使用洗油的来源及组份差别，分为焦油洗油洗苯和石油洗油洗苯。有粗焦油加工系统的大型焦化厂均采用自产焦油洗涤方式。在洗涤塔中煤气与洗油逆向接触，要具备足够的吸收面积、吸收时间、吸收推动力（温度、塔内压力、贫油含苯）、洗油分子量及喷淋量等，洗涤后煤气中苯可由25-38g/m3降至2g/m3以下。洗苯后的富油经蒸馏解析后返回洗涤，经苯和重苯送后续系统进一步加工。

2.3焦煤煤气的脱硫：

①湿法脱硫：湿法脱硫主要为脱除焦炉煤气中大量的硫化氢，所采用的工艺一般为湿式氧化法，如栲胶法、改良ADA法、氨水液相催化法等。

主体工艺为：脱硫液在脱硫塔中从塔顶喷淋而下与塔底来的焦炉煤气逆向接触实现硫化氢的吸收脱除，吸收了大量硫化氢的脱硫富液在再生塔或喷神再生器中实现脱硫液的再生，再生完成的脱硫液通过加压后进入脱硫塔循环使用。脱硫液再生过程中产生单质硫，副产硫膏或硫磺，实现脱硫、固硫同时进行，不会在成二次污染，因此较为常用。

②干法脱硫：经过湿法脱硫后，焦炉煤气中的硫大部分被脱除掉了，余下少量的硫化氢和部分难以脱除的有机硫采用干法脱硫。干法脱硫位于焦炉煤气制甲醇工艺中的精脱硫工段，为中温干法脱硫工艺。此总方法的过程是首先要将有机硫转化为硫化氢，然后利用脱硫剂吸收脱除。

对于有机硫转化为硫化氢，有3种工艺：水解转化、加氢转化、热分解。对于简单的有机硫早催化剂作用下利用低温水解转化工艺即可达到较高的转化率；而对于复杂的有机硫则需在较高的温度下（300-450℃）和有催化剂存在的情况下加氢反应生成硫化氢，此过程往往也伴随着热解反应的发生。

3.焦炉煤气净化的新技术探讨

3.1煤气净化新工艺简述

在简化工艺流程、减少投资占地、降低生产成本的前提下，为满足城市煤气标准要求，在对传统煤气净化工艺冷凝鼓风工段后各工序利弊分析的基础上，通过合并其同类功能、取消某些单元操作或调整相关工序的前后顺序，推出了焦炉煤气净化新工艺。以硫铵脱除流程为例，对新工艺简介如下：粗煤气气液分离初冷脱苯萘捕洗油脱硫煤气输送脱氨净化煤气（城市煤气）。

3.2工艺流程与原理：如下图所示：

该技术关键是准确控制整个系统中的温度分布。从焦炉出口的煤气首先经过热回收器，通过热交换后煤气冷却到500℃左右，同时从热回收器出来的热空气是一种很好的热源。而后煤气进入旋风除尘器，出去煤气中的粗粉尘，再由底部进入陶瓷除尘器，经过塔内陶瓷球的过滤吸附，除去高温煤气中直径在50μm左右的细粉尘颗粒。当陶瓷球打到饱和状态，启动陶瓷球连续再生装置，清掉陶瓷球表面的灰尘，再生循环使用。从陶瓷塔顶出来的干净煤气进入焦油冷却分离器，煤气温度控制在400℃左右，由于焦煤炉气在400℃以下会产生焦油凝集，必须及时分离冷凝的焦油，防止其冷凝在换热管管壁上，堵塞煤气通道。因此冷却分离器整体倾斜放置以利于焦油的流动。并且，分离器底部分段设置引流槽，对不同温度段冷凝出来的焦油分段引出。出焦油冷却分离器的煤气温度控制在80-100℃，进入初冷塔脱萘，最后煤气进入深冷室，冷冻温度-15℃至-20℃，分离纯煤气中的H2S,SO2 ,HCN等。

结语：进入新世纪以来，我国焦炉煤气净化技术有了很大的进步。发展煤气净化技术，不仅可以获得良好的环境效益和社会效益，还可以获得显著的宏观经济效益。大力发展煤气净化技术对于保障高效。清洁的能源供应将起到相当重要的作用，是现今经济条件下实现可持续发展的必然选择。

参考文献：

【1】张巨水 焦化厂焦炉煤气脱硫脱氢工艺选择[j]煤化工，2011（4）：21

脱硫工艺论文篇7

关键词：火电厂；湿法脱硫；专家系统

收稿日期：2011-05-12

作者简介：胡志光（1958―），男，河北成安人，教授，主要从事电厂脱硫、除尘、脱硝专家系统的开发研究工作。

中图分类号：X701.3

文献标识码：A

文章编号：1674-9944（2011）06-0197-04

1 湿法烟气脱硫专家系统知识库的开发

湿法烟气脱硫系统（WFGD）是我国电厂应用最广泛的脱硫系统,开发研究WFGD专家系统不仅可以用于培训运行人员、进行现场所有的启停和运行操作训练,还可以做现场不可能进行的事故演习和操作实验,分析事故原因,保证电厂安全生产和提高脱硫效率及运行经济性。

湿法烟气脱硫知识库是以Access数据库和Word文档的形式体现的,共有2个Access数据库和233个word文档,2个数据库分别命名为“数据库.mdb”和“db.mdb”。“数据库.mdb”应用于湿法烟气专家帮助界面,按照湿法烟气脱硫知识层次创建了2个表,分别为“一级分类表”和“二级分类表”,一级分类中将烟气湿法脱硫知识分为10类,以分类编号和标题为字段名,如图1所示。“二级分类”中将这十类再分为233类,同样以分类编号和标题为字段名,在二级分类中湿法烟气脱硫故障知识库表如图2所示。

图1 湿法烟气脱硫专家系统知识库一级分类

2 湿法烟气脱硫专家系统的推理机制

湿法烟气脱硫专家系统采用的是正向推理和元知识搜索。正向推理就是按由数据推出结论的方向推理,即由湿法烟气脱硫知识库出发,找出满足搜索条件的知识,逐级向下,反复推理得出结论。 IF（条件句） Then（结论事件）

正向推理能充分运用用户提供的信息,只要某数据加入到知识库中,其就可以被用于推理。将湿法烟气脱硫的知识从高级到低级划分为3个层次,较高层知识可以管理、解释、使用较低层次知识,而该设计的专家系统属最低层次知识,元知识的作用就是使对象级知识得到有效的使用。

3 湿法烟气脱硫专家系统界面的开发

3.1 主界面的开发

专家系统的主界面即为启动界面。另外湿法烟气脱硫专家系统还建立了专家帮助界面、故障诊断界面、工艺仿真界面、知识库管理界面、关于界面和权限界面共6个界面。在启动界面用菜单编辑器编辑菜单栏,编辑6个一级菜单分别为专家帮助、故障诊断、工艺仿真、知识库管理、关于和退出。图3为湿法烟气脱硫专家系统主界面。

3.2 帮助系统的开发

3.2.1 加载数据库至窗体

专家帮助界面的设计,主要是依靠Treeview控件和RichTextBox控件,在form load（）事件中加载树形目录结构到Treeview控件,即在加载窗体的时候,Treeview控件中的目录同时加载完成。

图2 湿法烟气脱硫故障知识库二级分类

图3 湿法烟气脱硫专家系统主界面

3.2.2 建立RichTextbox中的文本与目录内容的关联

将知识库的分类标题与系统知识库的最终数据链接起来,在窗体上显示将为Tree view控件的二级目录标题与RichTextbox中的文本链接起来。当点击Tree view控件时,会触发Treeview控件中的nodeClick事件,在此,引一个条件语句来实现RichTextbox中的文本与目录中标题的关联。具体操作为,在加载树型目录结构的过程中,每个目录标题均有一个唯一的关

键词与之匹配,将这些关键词作为条件的Key,当nodeClick事件发生时,所有关键词都有匹配,即当用户点击相应的标题时,与之相对应的文本将在RichTextbox中显示出来。具体程序代码如下: Private Sub TreeView1_Click（） If Dir（App.Path & “\文件\” &

3.2.3 实现检索切换

当点击“检索”按钮,界面切换至湿法烟气脱硫专家帮助检索界面,在文本框中输入要检索的关键词,点击“查询”,软件将会在湿法烟气脱硫知识库中检索与关键词有关知识目录,显示在下列表框List1中,点击目录,同样右侧RichTextBox1中将显示该知识。如知识库中没有该条知识,系统将提醒工作人员录入,使得软件逐渐完善。

3.3 故障诊断系统的开发

故障诊断界面主要由1个List列表框控件、3个Textbox控件和Date控件组成。由List列表框列出故障名称,3个Textbox控件分别输出故障现象、发生故障的可能原因以及解决故障的办法。另外,最关键的Date控件的visible属性为false,因此在途中无显示,Date控件是常用的数据库访问控件,专家帮助系统由于知识的描述性及图表等字段不易控制等原因未使用该控件,Date控件最大的优点就是基本不用编写代码,就可执行数据库访问工作。考虑系统的稳定性,故障的添加和修改不能在本部分使用,需从管理界面输入权限后进入。

3.4 工艺仿真界面的开发

本界面的开发目的是为了将湿法烟气脱硫工艺流程整体、形象的用计算机程序表示出来,为运行人员提供学习帮助,湿法烟气脱硫工艺仿真界面如图4所示。工艺仿真系统模拟了湿法烟气脱硫整体运行的工艺流程,动态的显示了主要脱硫设备的运行状态。模拟并捕集主要在线数据,如进塔烟气流量、烟气入口SO2浓度、出口SO2浓度、GGH前温度、GGH后温度、GGH前后压力差、pH值、密度值、塔内液位高度、除雾器压力差、CaCO3浆液流量等参数值。软件依照FGD系统设计值为所捕集的运行参数设置了限值,当运行参数超出限值,系统将弹出对话框进行报警,并激发故障诊断界面。

系统仿真的实现主要依靠Timer控件,本窗体共设计了9个Timer控件,来实现脱硫仿真图的运行状态。语法为Private Sub Object_Timer（）。

图4 湿法烟气脱硫工艺仿真界面

3.5 知识库管理界面的开发

知识库管理界面主要包括DataGrid控件、Adodc控件、CommonDialog控件、Combo控件、Label控件,为保障软件的稳定运行,必须具备一定的权限才能修改知识库。本系统通过在管理员登陆界面输入用户名和密码来识别权限。输入正确的用户名和密码后,点击确定对知识库进行管理,知识库的管理功能包括:湿法烟气脱硫系统的知识添加、修改、删除和检索等。

4 结语

将专家系统应用于湿式石灰石/石膏法烟气脱硫系统中,利于帮助运行人员稳定和优化电厂脱硫设备运行,提高脱硫效率,降低能源消耗,实现机组的经济安全运行。

参考文献：

［1］ Zhao Yi,Fu Yanchun,Ma Shuangchen,et al.Experimental study on the simultaneous desulfurizatiand denitrification by duct injection［J］.Environmental Science,2004,16（4）:674～677.

［2］ 周至祥,段建中,薛建明.火电厂湿法烟气脱硫技术手册［M］.北京:中国电力出版社,2006.

［3］ 曾华庭,杨 华,马斌,等.湿法烟气脱硫系统的安全性及优化［M］.北京:中国电力出版社,2003.

［4］ 敖志刚.人工智能与专家系统导论［M］.合肥:中国科技大学出版社，2002.

［5］ 蔡自兴，约翰・德尔金,龚 涛.高级专家系统原理、设计及应用［M］.北京:科学出版社,2005.

Development Research on Expert Help and Fault Diagnosis System for Wet Flue Gas Desulfurization

Hu Zhiguang，Ma Miaoyun,Deng Qian,Cang Ailing（School of Environmental Science and Engineering, North China Electric Power University,Baoding Hebei 071003,China）

脱硫工艺论文篇8

关键字：烟气脱硫；氨法脱硫；二氧化硫；氨水

我国是世界产煤和燃煤大国，燃煤排放的二氧化硫也不断增加，连续多年超过2000万吨，已居世界首位，致使我国酸雨和二氧化硫污染日趋严重。国家把解决烟气脱硫问题纳入国家大计之中，强制要求火电厂必须安装烟气脱硫装置。 根据GB13223-2011，目前SO2排放限制为100mg/m3。氨法脱硫技术是以氨作为吸收剂脱除烟气中的SO2，达到化害为利、变废为宝。

1.湿法烟气脱硫技术概述

吸收法是净化烟气中SO2的最重要的、应用最广泛的方法。吸收法通常指用液体吸收净化烟气中的SO2 ，因此吸收法烟气脱硫也称为湿法烟气脱硫。按脱硫剂的种类划分为：以CaCO3（石灰石）为基础的钙法、以NH3为基础的氨法、以MgO为基础的镁法、以NaCO3为基础的钠法。

（1）MgO法

锅炉烟气由引风机送入吸收塔预冷段，冷却至适合的温度后进入吸收塔，往上与逆向流下的吸收浆液反应，脱去烟气中的硫份。净烟气经过除雾器降低烟气中的水分后排入烟囱。粉尘与脏东西附着在除雾器上，会导致除雾器堵塞、系统压损增大，需由除雾器冲洗水泵提供工业水对除雾器进行喷雾清洗。主要缺点是副产品销售没有形成规模，没有良好的销售渠道，并且对烟气的杂质要求很高。

（2）NaCO3法

本法是用NaOH、Na2CO3和Na2SO3的水溶液为吸收剂，吸收烟气中的SO2。此法实际上是采用Na2CO3和NaHSO3混合液为吸收剂。当吸收剂中NaHSO3浓度达到80%-90%时，就要对吸收剂进行再生，可获得较高浓度的SO2和Na2CO3。再生后的Na2CO3可用于循环使用， SO2可用于生产硫酸。对烟气的吸收效率可达到90%以上。这种方法由于吸收效率不高、原料价格高，应用范围较窄。

（3）CaCO3法

石灰石法是目前世界上应用最广、技术最成熟的烟气脱硫工艺。石灰石经过破碎、研磨、制成浆液后输送到吸收塔。吸收塔内浆液经过循环泵送到喷淋装置喷淋。烟气从烟道引出后经增压风机增压，进入GGH烟气加热器冷却后进入吸收塔。烟气在吸收塔中与喷淋的石灰石浆液接触，除掉烟气中的SO2，洁净烟气从吸收塔配出后经GGH烟气加热器加热后排入烟道。吸收塔内吸收SO2后生成的亚硫酸钙，经氧化处理生成硫酸钙，从吸收塔内排出的硫酸钙经旋流分离（浓缩）、真空脱水后回收利用。

（4）氨法

氨法脱硫工艺是以氨作为吸收剂脱除烟气中的SO2。其特点是：①氨的碱性强于钙基吸收剂；②氨吸收烟气中SO2是气―液或气―气反应，反应速度快、完全、吸收剂利用率高，可以达到很高的脱硫效率。相对于其他钙基脱硫工艺来说，系统简单、设备体积小、能耗低。另外，其脱硫副产品硫酸铵是一种常用的化肥，副产品的销售收入能大幅度降低运行成本。

2.湿法脱硫工艺对比分析

（1）脱硫效率方面：钙法、镁法、钠法都能达到95%，而氨法能达到97%以上。（2）原料来源方面：钙法原料为石灰石，来自天然矿，原料丰富；镁法原料为氧化镁，来自菱镁矿，原料有限；钠法原料有限；氨法原料来自合成氨，原料丰富。（3）副产品用途：钙法副产品可做建材原料，但基本抛弃，二次渣污染；镁法副产品可做化肥添加剂，但基本抛弃，二次渣污染；钠法副产品可做玻璃生产原料，但因质量差，基本抛弃；氨法副产品高效农用化肥，市场好，无污染。

根据以上得出， 氨法脱硫工艺吸收剂来源广、副产品是可以综合利用的化肥，不会造成二次污染、脱硫效率高。

3.氨法工艺流程、原理及特点（结合大唐阜新项目）

（1）氨-肥法脱硫工艺用液氨吸收锅炉烟气中的二氧化硫，生产硫酸铵浆液，硫铵浆液送入硫铵处理系统处理生产硫酸铵；脱硫后的净烟气进入烟囱排放。工艺系统主要包括烟气系统、吸收系统、吸收剂供给系统、工艺水系统、检修系统等。

主要化学反应有：SO2+H2O+xNH3=（NH4）xH2-xSO3；（NH4）XH2-xSO3+1/2O2 +（2-x）NH3=（NH4）2SO4

烟气系统：锅炉烟气经原烟气挡板门，进入脱硫塔浓缩段，蒸发浓缩硫酸铵溶液，温度降至大约60℃，再进入吸收段，与吸收液反应，其中的SO2大部分被脱除，烟气温度被进一步降至50℃左右，吸收后的净气经除雾器除雾，进入烟囱排放。主要设备有原烟气进口挡板门、旁路挡板门、净烟气挡板门、烟道等。

SO2吸收系统：烟气与吸收液在脱硫塔内混合发生吸收反应，吸收后的吸收液流入脱硫塔底部的氧化段，用氧化风机送入的空气进行强制氧化，氧化后的吸收液大部分补氨后继续参加吸收反应；部分回流至循环槽，经二级循环泵送入脱硫塔浓缩段进行浓缩结晶，形成固含量3～5%的硫酸铵浆液，硫酸铵浆液回流至循环槽；循环槽下部固含量5～15%的硫酸铵浆液经硫铵泵送入硫铵系统。反应后的净烟气经除雾器除去烟气中携带的液沫和雾滴，进入烟囱。吸收系统主要设备有脱硫塔、循环槽、氧化风机等。

硫铵处理系统：由结晶泵来的5～15%硫酸铵浆液，经旋流器进一步浓缩后进入离心机分离得到固体硫酸铵，再进入干燥器干燥后，进入料仓和包装机，即可得到商品硫酸铵。母液返回循环槽循环使用。主要设备有旋流器、离心机、干燥机、包装机等。

（2）技术特点分析：1）氨逃逸低。小于10mg/m3，氨利用率大于98.5%。采取措施：选择合适的加氨点，控制吸收液的S/C，即控制吸收液的PH值在5-6之间；提高氧化率，降低吸收液中亚硫铵的浓度，氧化率可达到99%以上；控制吸收液浓度；顶部设水吸收装置。2）材料选择方面，脱硫塔体采用钢衬玻璃鳞片防腐，塔内构件采用玻璃钢等材料。3）设计脱硫效率≥98%，可根据运行综合效益灵活控制。4）能耗低：消耗定额按7台470t/h锅炉计算（阜新项目数据：单炉烟气量：667249Nm3/h；烟气温度：154.568℃；脱硫效率：≥98%；原烟气中SO2含量：5132mg/Nm3）：10%氨水94.8t/h；工艺水195t/h；蒸汽5.45t/h；电耗5480kW・h。5）针对氨水成分比较复杂，采用改进氧化塔设计等方法降低负面影响。6）设备布置紧凑，节约用地。7）本技术的生产设备将全部选用国产化设备。

4.结论

氨法脱硫工艺具有无废水、废渣 ，副产品可作为农用肥料等特点。从实际运行效果看，是一种适合中国国情的烟气脱硫技术。

我国合成氨产量巨大， 供应烟气脱硫的资源非常丰富。尤其适用于大唐阜新煤制天然气项目这种以化工产品为主的自备电站，脱硫剂来于化肥又回到化肥 ，不论对环境和国民经济都不会造成负面影响。相反，因其回收了硫元素 ，符合农业部门对硫肥日益增长的需求。

随着氨法脱硫技术的发展 ，氨法脱硫装置的投资已低于钙法 ，技术难点也已有了突破 ，其应用前景将越来越广阔。

参考文献

脱硫工艺论文篇9

关键词：烟气除尘；脱硝；脱硫；电厂；应用

中图分类号： F407.6文献标识码： A

引言：

在我国的电能结构中，基于燃煤的火力发电是主要发电方式，可占据整个电能装机容量的百分之七十以上。但是在提升能源供给的同时，如果不及时采取有效的技术和方法对燃煤电厂的氮氧化物排放进行控制则会对我们的生活环境带来的巨大的负面影响。为消除这种影响必须采用更加高效的煤燃烧技术和烟气除尘脱硝脱硫技术来降低发电过程中生成的氮氧化物。

1.干法烟气脱硝脱硫技术在电厂的应用

所谓干法烟气脱硫，是指脱硫的最终产物是干态的。主要有炉内喷钙尾部增湿活化、荷电干式喷射脱硫法（CSDI法）、电子束照射法(EBA）、脉冲电晕法（PPCP）以及活性炭吸附法等。以下对炉内喷钙加尾部增湿活化、吸收剂喷射、活性焦炭法作简单分析。

1.1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，使脱硫的效率大大提高。该工艺的吸收剂多以石灰石粉为主，石灰石粉由气力喷入炉膛850-1150℃温度区，石灰石受热分解为二氧化碳和氧化钙，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，受到传质过程的影响，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%。

在烟气进行脱硫，因为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，未反应的反应产物和吸收剂呈干燥态随烟气排出，被除尘器收集下来。同时在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，使副产物的综合利用受到影响。

南京下关发电厂2×125MW机组全套引进芬兰IVO公司的LIFAC工艺技术，锅炉的含硫量为0.92%，设计脱硫效率为75%。目前，两台脱硫试验装置已投入商业运行，运行的稳定性及可靠性均较高。

1.2吸收剂喷射同时脱硫脱硝技术

1.2.1炉膛石灰（石）/尿素喷射工艺

炉膛石灰（石）/尿素喷射同时脱硫脱硝工艺由俄罗斯门捷列夫化学工艺学院等单位联合开发。该工艺将炉膛喷钙和选择非催化还原（SNCR）结合起来，实现同时脱除烟气中的二氧化硫和氮氧化物。喷射浆液由尿素溶液和各种钙基吸收剂组成，总含固量为30%，pH值为5～9，与干Ca(OH)2吸收剂喷射方法相比，浆液喷射增强了SO2的脱除，这可能是由于吸收剂磨得更细、更具活性[17]。Gullett等人采用14.7kW天然气燃烧装置进行了大量的试验研究[18]。该工艺由于烟气处理量太小，不能满足工业应用的要求，因而还有待改进。

1.2.2整体干式SO2/NOx排放控制工艺

整体干式SO2/NOx排放控制工艺采用Babcock&Wilcox公司的低NOXDRB-XCL下置式燃烧器，这些燃烧器通过在缺氧环境下喷入部分煤和空气来抑制氮氧化物的生成。过剩空气的引入是为了完成燃烧过程，以及进一步除去氮氧化物。低氮氧化物燃烧器预计可减少50%的氮氧化物排放，而且在通入过剩空气后可减少70%以上的NOx排放。无论是整体联用干式SO2/NOx排放控制系统，还是单个技术，都可应用于电厂或工业锅炉上，主要适用于较老的中小型机组。

1.3活性焦炭脱硫脱硝一体化新技术

活性焦炭脱硫脱硝一体化新技术（CSCR）是利用活性焦炭同时脱硫脱硝的一体式处理技术。它的反应处理过程在吸收塔内进行，能够一步处理达到脱硫脱硝的处理效果，使用后的活性焦炭可在解析塔内将吸附的污染物进行析出，活性焦炭可再生循环使用，损耗小，损耗的粉末送回锅炉作燃料继续使用。其中活性焦炭是这一处理过程的关键和重要的因素，它既作为优良的吸附剂，又是催化剂与催化剂载体。脱硫是利用活性焦炭的吸附特性；除氮是利用活性焦炭作催化剂，通过氨，一氧化氮或二氧化氮发生催化还原反应而去除。

活性焦炭吸收塔分为两部分，烟气由下部往上部升，活性炭在重力作用下从上部往下部降，与烟气进行逆流接触。烟气从空气预热器中出来的温度在（120-160）℃之间，该温度区域是该工艺的最佳温度，能达到最高的脱除率。

烟气首先进入吸收塔下部，在这一段二氧化硫（SO2）被脱除，然后烟气进入上面部分，喷入氨与氮氧化物（NOX）反应脱硝。饱含二氧化硫的焦炭从吸收塔底部排放出来通过震动筛，不合大小尺寸的焦炭催化剂在进入解吸塔之前被筛选出来。经过筛选的活性焦炭再被送到解吸塔顶部，利用价值较低的活性焦炭被送回到燃煤锅炉中，重新作为燃料供应。

活性焦炭解吸塔包括三个主要的区域：上层区域是加热区，中间部分是热解吸区，下面是冷却区。

天然气燃烧器用来加热通过换热器间接与活性焦炭接触的空气，被加热的空气和燃料烟气一起送到烟囱，并排入大气。在解吸塔的底部，空气从20℃被加热到250℃，接着天然气燃烧器继续将空气加热到550℃，这部分空气将在解吸塔的上部被冷却到150℃。

2.我国燃煤电厂烟气脱硝现状

（1）在脱硝装置建设方面来看，我国已建脱硝机组在2008年已超过1亿千瓦。这种建设现状是由政府规定的氮氧化物排放标准与燃煤机组建设时的环境影响评价审批共同作用形成的。这说明燃煤电厂烟气脱硝已经成为我国经济发展和环境保护所需要重点考虑的问题之一。

（2）在脱硝工艺选择方面来看，我国绝大部分燃煤机组所使用的脱硝工艺为SCR方法，这种方法实现结构简单、脱硝效率可以超过90%，且不会在脱硝过程中生成副产物，因而不会形成二次污染，是国际中应用最为广泛的脱硝方法。统计数据表明，基于SCR工艺的烟气脱硝机组占我国总脱硝机组的比例超过90%。

（3）在SCR烟气脱硝技术设计与承包方面来看，现代烟气脱硝市场中，我国国内的承包商基本已经具备了脱硝系统的设计、建造、调试与运营能力，可基本满足国内燃煤电厂的烟气脱硝系统建设需求。

（4）在SCR关键技术和设备方面来看，虽然我国大部分燃煤电厂仍旧以引进国外先进技术为主，但是在引进的同时同样注意在其基础上进行消化、吸收和创新，部分企业或公司还开发了具有自主知识产权的SCR关键技术。在相关设备研发方面，可实现国产的设备有液氨还原剂系统、喷氨格栅设备、静态混合器设备等，但是诸如尿素水热解系统、声波吹灰器、关键仪器仪表等还未实现国产化。

（5）在产业化管理方面来看，政府正在逐渐加大对烟气脱硝的管理力度，而企业也正在按照相关要求制定和执行相关的自律规范，但是总体来说我国的烟气脱硝管理仍处于初级阶段，还需要在借鉴国外先进管理经验的同时结合我国国情制定符合我国发展要求的产业管理制度。

3.烟气脱硫脱硝技术的发展趋势

（1）在研究烟气同时脱硫脱硝技术的同时，理论研究将会更加深入，如反应机理和反应动力学等等，为该项技术走出实验室阶段，实现工业化提供充分的理论和坚实的依据。

（2）目前，国内外的研究主要集中于烟气同时脱硫脱硝技术这方面则集中在干法上，在以后的研究中，研究人员则加强研究湿法同时脱硫脱硝技术，为今后锅炉技术改造节约大量资金，减少投资金额，降低投资风险，以避免不必要的浪费。

（3）研究任何一项烟气脱硫脱硝技术，都要结合我国国情。因此，应主要研发能够在中小型锅炉上广泛应用的高效、低耗、能易操作的同时脱硫脱硝技术。

4.结语

近年来，我国电厂的烟气脱硫脱硝技术得到了很大的提升，但是它尚处于推广阶段，存在很多问题。因此，研发新型脱硫脱硝技术与设备，不断完善应用现有技术，开发更经济的、更有效的、更低廉的烟气脱硫脱硝技术是科研人员工作的方向。

参考文献：

[1]刘涛,烟气脱硫脱硝一体化技术的研究现状[J],工业炉,2009(29)

[2]周芸芸,烟气脱硫脱硝技术进展[J],北京工商大学学报,2006(24)

[3]陶宝库,固体吸附/再生法同时脱硫脱硝的技术[J],辽宁城乡环境科技,2008(06):8-12

[4]王志轩,我国燃煤电厂脱硝产业化发展的思考[C],中国电力,2009(42)

[5]孔月新、夏友刚、王士明、周广，浅谈当前火电厂烟气脱硫技术的发展概况及其应用，豆丁网，2010-10

脱硫工艺论文篇10

关键词：中温氧化锌 常温氧化铁 新中变系统 水煤气

一、项目概况

化肥厂净化车间新中变系统作用是先将半水煤气干法脱硫后，再入中变炉进行一氧化碳变换。由于原设计中干法脱硫采用中温氧化锌（ZnO）工艺，而半水煤气中含硫量较高，致使氧化锌使用时间较短，且氧化锌价格高，约3万/吨，造成新中变系统脱硫成本居高不下，成为一个技术难题。

二、现状分析

随着科学技术的发展，常温精脱硫技术得到广泛的运用，以湖北省化学研究所气体净化研究中心为主的许多单位先后开发了新一代活性炭、氧化铁、水解催化剂等，在催化剂的性能及使用效果上有了长足的进展。以常温氧化铁脱硫剂为例，同以前相比其具有以下优点：硫容更大、脱硫精度更高、空速大大增加、强度高、水煮不粉化等，其缺点是有机硫脱除率低，一般在其前面用水解催化剂进行有机硫转化（因我公司有机硫含量还需多级水解，且反应在60℃左右进行，流程较复杂，此处暂不考虑），但由于其价格仅为3000-5000元/吨，约为氧化锌价格的1/6-1/4，而硫容却与氧化锌相近（特别是有少量氧气时脱硫与再生可同时进行，硫容更大，另外再生操作也较方便），因半水煤气中有部分无机硫（又有少量氧气），可考虑先用氧化锌将半水煤气中的无机硫脱除（同时可脱除少量有机硫），以减少脱硫费用。

三、实施方案

1.脱硫原理

常温氧化铁脱硫原理：Fe2O3+H2S FeSX+FeS+H2O

Fe2O3 脱硫剂与H2S作用，视气体中的氧含量多少，可生成硫化亚铁、二氧化硫、多硫化铁或单质硫。

2.常温氧化铁物化指标

湖北省化学研究所气体净化研究开发中心T703（原EF—2）及河南长葛市乾元化工厂CEF—2氧化铁脱硫剂指标如下：

三、工艺计算

1.已知条件

半水煤气平均硫含量：～100mg/Nm3 （其中H2S约17 mg/Nm3）

半水煤气平均气量：6500Nm3/h

新中变ZnO填装量：29t

ZnO平均使用时间：1年（以8000小时计）

氧化铁脱硫剂容：15%（重量，下同）

2.目前ZnO工作硫容计算

总气量×硫含量 6500×8000×100

工作硫容= ZnO = 29×1000×1000000 =18%

3.氧化铁脱硫剂填装量计算（以8000小时计）

设氧化铁可脱除半水煤气中总硫约20mg/Nm3（主要为H2S）

6500×8000×100

氧化铁重量= 29×1000×1000000 =6.933t/h 年

氧化铁脱硫剂堆密度约0.7t/ m3，故其填装体积：6.933÷0.7=9.9 m3

4.可替代ZnO脱硫剂量6.933×（15%÷18%）=5.778 t/年

5.工艺流程及现场布置

现场布置：主要是氧化铁脱硫槽布置，可考虑两个方案：

5.1放在油、水分离器两侧（如果允许的话），优点是分离器不动，仅需氧化铁槽的土建及管道施工，缺点是设备布置过密；

5.2放置在合成厂房北侧，此处比较宽松，但需将油水分离器也迁到该处。

另外建议脱硫槽气体下进上出，槽底设导淋。

5.3设备确定

条件：触媒填装量：取10m3，分两层填装（且装4层耐火球，每层高度约100mm），可由设计处设计，机修制作。

建议设备直径：DN1800mm，设备材料、厚度及高度根据工艺条件确定。

四、投资估算

氧化铁槽 约6万元

管道、阀门 约1.5万元

土建、安装 约2万元

合计： 约9万元

五、效益估算

年购买氧化铁脱硫剂费用（以0.4万元/t计）：

10×0.7×0.4=2.8万元

年节省ZnO费用（以2.1万元/t计）

5.78×2.1=12.1万元

年创造效益：12.1-2.8=9.3万元

且增加氧化铁脱硫槽后，可防止湿法脱硫发生故障时对氧化锌及新中变触媒的侵蚀，同时氧化铁脱硫时可吸收半水煤气中氧气，对减少后工序超温事故有好处。

六、结论与建议

1.结论

增加半水煤气预脱硫装置年经济效益9.3万元，一年可回收成本。

2.建议

2.1若考虑氧化铁脱硫剂再生，成本还会降低；

2.2若能用废催化剂制作氧化铁脱硫剂，效益会进一步提高。

2.3预脱硫槽也可填装活性炭，可根据两者性能及效益加以选择。

2.4本文主要针对不同触媒之间效益的对比，若考虑检修周期还需进行详细设计。

参考文献