氨回收法烟气脱硫技术的分析

分析了氨回收法烟气脱硫的生产原理、工艺流程、技术特点及应用,为烟气脱硫技术的选择特别是选用氨法烟气脱硫技术提供参考。     

催化裂化装置烟气脱硫减排技术探讨

文章对催化裂化烟气脱硫进行了评述,对催化裂化烟气脱硫采用硫转移技术脱硫和氨法脱硫技术进行了比较,重点介绍了氨法脱硫工艺工程、工艺特点和优势。     

烟气脱硫除尘的新解决方案——文氏棒塔洗涤技术

针对催化裂化烟气脱硫中存在引进技术费用高、烟气阻力大及运行成本高等问题,提出了文氏棒喷淋塔和文氏棒液柱塔两种高效低阻的新型烟气洗涤吸收设备,即在气液吸收塔内设置文丘里棒,将文丘里棒与空塔喷淋或液柱喷射技术有机结合,使新的文氏棒塔具有喷淋空塔压力降低、填料塔气液分布好、鼓泡塔“液包气”传热及传质推动力大、脱硫除尘效率高、能耗低等特点.该技术在35 t/h煤粉炉烟气脱硫装置示范结果表明:脱硫塔操作运行液气比(体积比)维持在2 L/m3左右,压力降小于1.20 kPa,脱硫率在93.05％ ～ 98.59％,NOx脱除率在55.62％以上,脱硫过程消耗商品氨液量在0.3 t/h以下,氨利用率达到97％以上.装置处理能力及脱硫效果均达到预期目标.该技术可替代国外引进工艺,实现对催化裂化烟气除尘、脱硫一体化治理.     

氨法烟气脱硫技术控制要求与问题分析

天津市对大气污染物排放要求很严格,对氮氧化物、二氧化硫和颗粒物的排放限值要求分别为30,10,5 mg/m~3。T/CPCIF 0006—2017《氨法脱硫副产硫酸铵》对硫酸铵产品质量提出了更高的要求。不同类型的氨法烟气脱硫技术已在催化裂化、S Zorb等工艺装置上成功应用,但氨逃逸和气溶胶仍是大众关注的焦点,目前缺乏逃逸检测标准和排放限值控制指标。吸收塔的设计方案和操作条件是氨法烟气脱硫技术的核心,有效抑制和减少气溶胶形成是氨法烟气脱硫技术发展的关键,硫酸铵产品结晶工段(结晶、干燥和包装)直接影响氨法烟气脱硫装置长周期运行和硫酸产品的生产。液氨属于危险化学品,液氨罐的储存质量等于或超过临界量10 t即构成危险化学品重大危险源。烟气脱硫副产环己酮肟技术可实现烟气脱硫副产物的高品位资源化利用。     

几种催化裂化装置湿法烟气脱硫技术浅析

简要介绍催化裂化装置烟气脱硫技术。抛弃法重点介绍了杜邦-贝尔格(DuPont-Belco)公司的EDV技术、埃克森美孚(Exxon Mobil)的WGS技术和氨法烟气脱硫技术;可再生循环吸收法简要介绍中国石化集团洛阳石油化工工程公司自行开发的RASOC可再生湿法烟气脱硫工艺及其具有自主知识产权的LAS吸收剂。对主要湿法烟气脱硫工艺进行了分析,对湿法烟气脱硫工艺中的碱洗法和氨法以及RASOC进行了技术和经济对比。还将RASOC工艺与国内催化裂化烟气脱硫领域仅有的已应用技术(EDV)进行了对比分析,表明RASOC技术和EDV技术烟气中SO2质量浓度临界点均为6.278 g/m3,当烟气中SO2浓度低于临界点时,采用EDV技术经济上更合理;当烟气中SO2浓度高于临界点时,采用RASOC技术经济上更合理。     

烟气脱硫技术的现状与发展

国内外主要的烟气脱硫方法有石灰石法、氨法、稀硫酸法等十余种,它们各有其优缺点。今后烟气脱硫技术的发展趋势主要是改进现有工艺,探索脱硫新技术,开发新的脱硫吸收剂等。     

氨法脱硫超低排放技术的工业应用

介绍氨法脱硫的原理、特点,采用氨法脱硫超低排放技术在某热电厂原有氨法脱硫基础上进行升级改造后,实现了锅炉烟气SO2和烟尘的超低排放。     

湿式镁法烟气脱硫装置脱硫效率影响因素分析

湿式镁法烟气脱硫是利用氢氧化镁浆液吸收烟气中的二氧化硫。本文在对影响脱硫效率的主要参数进行理论分析的基础上,利用燃煤锅炉湿式镁法烟气脱硫的实际工业装置,针对这些因素进行了工业化验证实验。实验证明,进口SO2浓度为1100～1230mg/m3,液气比(L/Nm3)在10.9,浆液pH值控制在5～6之间,其脱硫效率可达到93.1%。     

信息大观

<正>金万泰公司锅炉烟气氨法脱硫装置成功投运2013年12月中旬,晋煤金石投资集团河北金万泰化肥有限责任公司水汽车间锅炉烟气氨法脱硫装置成功投运。该装置利用金万泰公司合成氨系统产生的稀氨水作为吸收剂,采用氨法脱硫工艺脱除锅炉烟气中的二氧化硫,并副产出硫酸铵产品。脱硫装置的二氧化硫处理效率达95%以上,排放烟气中二氧化硫含量不超过200毫克/立方米。每年可减少二氧化硫排放50吨以上,副产硫酸铵5000吨左右。锅炉烟气氨法脱硫装置的投运,既优化了     

栲胶法脱硫过程中电位变化的研究

采用氧化还原电位法,分别考察了氧化栲胶(Teos)制备过程及Teos次氮基三乙酸络合铁、TeosMnSO4和TeosNaVO33种栲胶脱硫液在整个脱硫过程中电位的变化关系。结果表明:氧化栲胶制备过程中原料液电位随反应时间进行而增加,制备完毕,电位基本不变;脱硫液电位随pH的增加而线性降低;在氧化再生过程中脱硫液电位随氧化的进行先缓慢增加然后经过一个突跃后趋向平缓;在析硫过程中脱硫液电位均与H2S浓度的对数成线性关系,超硫容时电位下降速度变大。可以利用电位法来指导脱硫生产。     

KC－2和KT310脱硫剂在含硫污水汽提粗氨精脱硫工艺中的应用

炼油厂合硫污水经汽提获得的粗氨经常规的氨精制工序达不到化工用氨的要求。昆山市精细化工研究所开发的ＫＣ－２型改性活性炭精脱硫剂和ＫＴ３１０型常温氧化锌脱硫剂和它们串联使用的工艺可将气态氨中硫化氢脱除至０．１μｇ／ｇ。介绍了精脱硫工艺的小试及工业应用结果，并讨论了某些工程问题。     

错流旋转填料床中空气法再生络合铁脱硫液

采用错流旋转填料床空气法对络合铁脱硫液进行了再生实验研究。考察了气/液流量比、超重力因子、液体流量、苯酚类催化剂浓度对络合铁脱硫液再生率的影响。结果表明,在气、液接触极短时间内,双错流旋转填料床串联再生体系的再生率可达89%以上,显著提升了络合铁脱硫液的再生效率。     

铁离子改性玻璃微珠的制备及其对脱硫液氧化再生性能的影响

为了解决天然气湿法氧化脱硫操作中的硫磺沉积引发的设备堵塞问题,将吸收了H₂S的NHD/MDEA/H₂O复合脱硫液中加入Fe³⁺(FeCl₃·6H₂O)改性玻璃微珠催化剂,在通入氧气情况下进行脱硫液的非均相催化氧化再生。重点考察了硅烷偶联剂(KH550)用量、铁盐浓度及焙烧温度等条件对改性玻璃微珠性能的影响,特别是对脱硫液再生性能的影响。结果表明：当玻璃微珠、KH550、FeCl₃·6H₂O的质量比为1:4:5时,经300℃焙烧制得的Fe³⁺表面改性玻璃微珠对脱硫液再生具有良好催化氧化效果,脱硫液重复再生3次,其脱硫性能基本没有变化。     

硫磺回收烟气超低排放工艺技术比较

常规硫磺回收装置采用了二级Claus+加氢还原吸收焚烧工艺,烟气中SO2浓度很难达到GB 31570—2015《石油炼制工业污染物排放标准》规定的特别排放限值100 mg/m3。目前,能满足硫磺回收烟气中SO2浓度≯100 mg/m3的烟气净化工艺有钠法脱硫工艺、氨法脱硫工艺、SO2回收工艺。通过在工程投资、生产成本、能耗、操作风险、操作难度等方面对3种工艺进行比较,得出不同工艺的优缺点。     

催化裂化烟气脱硝脱硫除尘新技术

催化裂化（FCC）装置是炼油企业主要的粉尘、SOx和NOx排放源。针对FCC烟气的特点,中国石化开发了具有完全自主知识产权的SCR脱硝-热量回收-CO氧化高效耦合工艺和新型湍冲文丘里湿法脱硫除尘一体化工艺;发明了适用于催化裂化烟气脱硝的高强度SCR催化剂;开发了喷氨格栅、格栅式文丘里、喷头和高效除雾器等关键设备和专利内构件产品。在中国石化镇海炼化分公司建成国内首套FCC烟气除尘脱硫脱硝装置,工业运行结果表明,净化烟气粉尘浓度小于20 mg/m3,SO2浓度小于10 mg/m3、NOx浓度小于50 mg/m3（最小20 mg/m3以下）,逃逸氨浓度小于2.0 mg/m3。     

炼油厂C4馏分溶剂抽提脱硫的实验研究

以中国石油兰州石化分公司提供的炼油厂C4馏分为原料,采用溶剂抽提法进行脱硫实验,对脱硫剂和脱硫方法进行评选,并对脱硫工艺条件及脱硫剂再生条件进行考察。结果表明：最佳脱硫剂为SW-Ⅰ,C4馏分在SW-Ⅰ中的溶解度仅为6.53×10-5 g/g;最佳脱硫方法为气-液吸收法;在温度为20℃、脱硫剂空速为0.15 h-1、C4空速为350h-1和吸收级数为3的条件下,以SW-Ⅰ为脱硫剂,采用气-液吸收法可使C4馏分中有机硫含量从198.9 μg/g降到7.5 μg/g,脱硫率为96.23 %;对脱硫剂进行热空气汽提再生处理,在再生温度为70 ℃、脱硫剂空速为1.02 h-1和汽提空气空速为291 h-1的最佳条件下,再生脱硫剂的脱硫率为96.03 %,脱硫剂的再生率可达99.80 %。     

再生条件对载铜活性炭脱硫剂脱硫性能的影响

采用浸渍法制备了载铜活性炭脱硫剂,以新疆油田分公司的彩南2~#气站和石西油田的天然气为原料,重点考察了再生条件对载铜活性炭脱硫剂脱硫性能的影响。适宜的再生条件:蒸汽流量50mL/min,吹扫温度200℃,吹扫时间4h。载铜活性炭脱硫剂具有良好的多次再生能力,对天然气中H_2S吸附脱硫具有较好的稳定性。     

高含硫天然气脱硫操作条件对能耗影响的模拟研究

 采用流程模拟技术分析了高含硫天然气脱硫工艺操作条件,如原料气处理量、吸收塔温度、吸收塔压力、吸收塔板数、再生塔温度对脱硫能耗的影响,并通过灵敏度分析比较了各操作条件对脱硫能耗的影响力大小。结果表明,高含硫天然气中酸性组分浓度高,为满足净化要求需增大溶液循环量,因此带动公用工程消耗增加,脱硫能耗比常规含硫天然气脱硫情况显著增加。在操作中,提高吸收塔温度、再生塔温度和原料气处理量均会引起脱硫能耗升高,而降低吸收塔压力、减少吸收塔板数可降低脱硫能耗。由于醇胺溶液再生耗能占脱硫总能耗绝大部分,故制定节能措施应重点考虑再生塔温度控制,蒸汽、凝结水以及净化系统余压、余热资源的合理利用。     

燃料油液相吸附脱硫机理及研究进展

综述了燃料油液相吸附脱硫机理,分析了分子尺寸选择机理、酸性位吸附机理等液相物理吸附脱硫机理的特点,指出物理吸附脱硫技术对硫化物的选择性较差且较难实现深度脱硫.重点阐述了π络合机理和S-M配位机理及研究现状,并对络合配位吸附脱硫技术存在的问题及发展前景进行了评价和展望.吸附脱硫技术具有操作条件温和、脱硫效果好、烯烃不被饱...