脱硫工艺论文范文

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1.炉内脱硫：

过程：用电石泥作固硫剂，煤泥经刮板机进入下仓，在下仓投入电石泥，与煤泥按一定比例混掺，由预压螺旋送至搅拌仓，再次搅拌均匀后由浓料泵送至锅炉本体内进行燃烧，达到固硫的效果。

优点：炉外脱硫设施前SO2浓度可以降至500-800mg/m3，电石泥的固硫率在30%左右。

无需添加任何其他设备即可进行，节约成本及设备投入。

炉内固硫过程示意图

2.炉外脱硫：

过程：整个炉外脱硫系统主要由脱硫剂制备系统、吸收循环系统、副产物处理系统、配电及自动控制系统四大部分组成。

电石泥投入化灰池,清水泵开启注入清水,然后进入搅拌池,搅拌均匀使之与水充分混合，制备成为电石浆液。加浆泵经管道将浆液送至脱硫塔。首先烟气与浆液直接接触脱硫，然后4台浆液循环泵分别将电石浆液打入脱硫塔上部的喷淋装置，电石浆液经雾化后再次与烟气中的SO2反应，进一步除去烟气中的SO2。脱硫过程中所产生的未氧化的亚硝酸钙（CaSO3•1/2H2O）与自然氧化产物石膏（CaSO4•2H2O）的混合物经排渣系统排至沉灰池。

优点：整个脱硫系统位于烟道末端，除尘系统后，其脱硫过程的反应温度适中；

湿法烟气脱硫反应是气液反应，脱硫反应速度快，脱硫效率高，钙利用率高；

系统可利用率高、运行费用低、维护简单、运行人员少、能确保人员和设备的安全、能有效地节约和合理利用能源；

系统位于锅炉引风机之后，且有旁通烟道，脱硫系统相对独立，运行不会影响主体设施，且维护检修方便；

炉外脱硫过程示意图

2电石泥脱硫机理

在燃烧过程中，燃煤中的硫可以分为有机硫和黄铁矿硫两大部分，硫分在加热时析出，如果环境中的氧浓度较高，则大部分被氧化为SO2而很少部分残存于炉渣中。电石泥的主要成分是Ca(OH)2。

1.反应机理

Ca(OH)2+SO2=CaSO3.1/2H2O+1/2H2O

CaSO3.1/2H2O+3/2H2O+1/2O2=CaSO4+H2O

影响循环流化床锅炉脱硫效率的主要影响因素：(1)Ca、S摩尔比的影响。Ca、S摩尔比被认为是影响脱硫效率和SO2排放的首要因素，根据试验表明，Ca、S摩尔比为1.5~2.5时，脱硫效率最高，而继续增加Ca、S摩尔比或脱硫剂量时，脱硫效率增加的较小，而且继续增加脱硫剂的投入量会带来其他副作用，如增加物理热损失，影响燃烧工况等。（2）床温的影响。床温的影响主要在于改变了脱硫剂的反应速度、固体产物分布。从而影响脱硫效率和脱硫剂的利用率。有关文献表明，床温控制在850~900℃时，能够达到较高的脱硫效率。（3）脱硫剂粒度的影响。

2．计算用量

根据电石泥脱硫理论，按照给煤含硫量1.6%，Ca、S摩尔比2.5，电石渣中含水、杂质比例45%（其中含水40%，杂质5%)，其余成分Ca(OH)2，07年我厂全年总耗煤约为耗煤量104253吨量计算，

（Ca的摩尔质量40，O的摩尔质量16，H的摩尔质量1）

进行理论计算

我厂每年产S量：104253×1.6%=1668.048（吨）

每年需Ca量：2.5×40×1668.048/32=5212.65（吨）

每年需Ca(OH)2量：(5212.65/40)×74=9643.4025（吨）

理论需要消耗电石泥量:9643.4025/(65%)=14836（吨）

3．脱硫试验

为了验证脱硫效果，对加电石渣进行脱硫加以记录（一小时中4次记录值）

4．数据分析

按照一定的比例加入电石泥，脱硫效率可以达到90%，能够将二氧化硫的排放浓度降到国家环保要求的480mg/m3以下。

5．存在问题

由于煤泥中搅拌添加电石泥，添加比例不好控制，搅拌不均匀，导致煤泥打空，容易出现个别点排放量超标。

6．建议

增加电石泥给料和输送设备，确保掺烧比例及掺烧均匀。

3结论

(l)我厂采用炉内掺烧脱硫剂（电石泥）固硫，和炉外烟气脱硫FGD湿法脱硫相结合的二段式脱硫方式脱硫取得成功，脱硫效果能够达到国家环保要求。

(2)按照每年用煤炭10万t计算，可以消耗近1.4万t电石废渣。不仅减少了这些废渣对环境的污染，而且为以废治废开辟了新的途径。

(3)利用废电石渣作为脱硫剂，不再采购石灰石大大地节省了运行费用。

（4）系统维护简单、运行人员少、能确保人员和设备的安全。

4参考文献

《电石渣干粉在电厂烟气脱硫工艺中的应用》---作者：史红

《燃煤炉预混—喷钙二段脱硫技术研究》------作者：刘建忠，周俊虎，程军，曹欣玉赵翔，岑可法

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环境保护是我国重要的一项基本国策，随着各行业技术进步的加快以及我国环境保护法律、法规的不断完善，人民越来越来注重环境保护。我国GDP的增长和重化工业的不断发展，致使我国面临的环境压力与日俱增，如果环境治理不能达到有效实施，我国将像西方发达国家一样走先污染后治理的工化业道路。火电厂作为我国主要的发电厂，应在环境保护方面起到模范带头作用，已响应国家对在环境保护的政策。

1.电厂锅炉烟气除尘技术分析

1.1 静电除尘

烟灰在运动摩擦中会产生静电，比电阻一般在 1×104-5×104Ω・cm，静电除尘比电阻应低于静电比电阻，因为静电除尘器的极板与烟灰之间需产生电势差，烟灰颗粒才会在电场力的作用下向极板运动。静电除尘的工作原理：在除尘器的两极施加高压直流电，当烟气经过时，烟尘的负电在除尘器两极形成的电场力的作用下会向正极板移动，从而逐一被电极板吸附排除。静电除尘过程大致分为五个部分：高压电场电离烟气使产生大量负电离子；烟尘获取负电离子；带静电粉尘吸附到一起变成带静电大颗粒粉尘；大颗粒粉尘向正极板运动被吸附；清除极板上的灰尘。

1.2 水幕除尘

水幕除尘脱硫工艺，采用碱性液体脱硫除尘。选用防堵喷淋装置，喷洒碱性液体，循环碱水在与烟气中二氧化硫接触时将其反应吸收，因而达到脱硫除尘的效果。

工艺流程：

从锅炉出来的烟气温度在155-200℃，烟气夹杂着粉尘和二氧化硫等有害气体进入工艺装置，与脱硫除尘喷雾同向运动，由于烟气温度高与喷雾混合呈湿烟气状态，从而被喷雾充分吸收，剩余的热量可将水雾烘干一起由引风机进入烟囱而被排出。被水雾吸收的烟气由预热器出口进入雾化室，使烟与碱水进行反应，在经过文丘管的时候高流速使烟气产生紊乱，直径大于10微米的颗粒在水重力的作用下，坠落水面得到净化。没有完全被吸收的烟气和颗粒会随旋流板到达塔内，再次与塔内的液体接触而被全部吸收。

1.3 布袋除尘器

箱式布袋除尘器可以根据粉尘的大小选择布袋的数量和材料，布袋设计成圆形，采用Φ130滤袋，袋笼垂直度按国标。用弹簧或文丘里把滤袋的上端缩进，以避免袋内积灰。烟尘从布袋除尘器的进风阻流板吹进各个袋室，并在阻流板的引导下，直径较大的粉尘被直接分离到灰斗，直径较小的粉尘会被引进中部箱体，被滤袋吸附。过滤后的烟气再进入另一个箱体，由排风管道引排出。随着滤袋的使用率增加，滤袋上沾的颗粒会累积变厚，当积尘的阻力值达到设定状态时，清灰装置就会按设定的程序开启清灰阀，滤袋上的积尘会在清灰装置的喷吹下抖落，由卸灰阀排出。

2.电厂锅炉烟气脱硫技术分析

2.1 干式烟气脱硫技术

在烟气脱硫技术中根据脱硫剂的种类可分为以下几种：CaCO3、MgO、NaSO3、NH3。国外常用的烟气脱硫方法根据工艺的不同可以分三类：湿式抛弃工艺、湿式回收工艺以及干法工艺。

干式烟气脱硫工艺从二十世纪八十年代开始就常常被用在供暖锅炉烟气净化。常采用的干式脱硫技术有喷雾式和粉煤式。喷雾干式烟气脱硫工艺，与上边提到的水幕除尘脱硫工艺相似。粉煤灰干式脱硫技术，是1985年由日本研制出来的，该技术用粉煤灰作为脱硫剂除去烟尘中的硫。粉煤灰干式脱硫设备，脱硫率高达60%以上，而且成本低，用水少，具有各种优势。

2.2 湿法烟气脱硫技术

采用的脱硫剂主要有石灰石，石灰，以及碳酸钠，通过对烟气的净化，而除去烟气中的硫。湿法烟气脱硫原理可分为物理吸收和化学吸收，物理吸收的主要方式是烟气溶解于液体，化学吸收的主要方式是与烟气中的二氧化硫产生化学反应。物理吸收与化学吸收性能不同点在于，物理吸收需要保持塔内的液平衡，需要有一定的控制稳定性，而且物理吸收相比化学吸收的效率会差一些。

4PS 型燃煤锅炉烟气除尘脱硫技术。该技术可同时除尘和脱硫，装置由两部分组成：喷雾脱硫塔和湿式除尘器。在脱硫塔内，烟气首先经过石灰浆喷雾，烟气中的二氧化硫被吸收生成硫酸钙。烟气然后进入湿式除尘器，除尘器内的喷气头会产生强大的风速，将烟气吹到除尘器底部，使其与贮水池进行交融进而被吸收。

技术流程为：

3.电厂锅炉烟气除尘脱硫技术的发展趋势

根据我国中小型电厂燃煤锅炉的具体情况，首选的烟气脱硫技术应是技术可靠、经济可行以及无二次污染。而对于燃煤中小型锅炉的SO2污染源，朝着因地制宜地采用成熟的烟气脱硫技术方向发展：对电厂新建燃煤中小型锅炉，采用除尘脱硫―体化净化设备；现有燃煤电厂中小型锅炉，对于已有除尘系统正常运行者，其烟尘脱硫用低阻、中效、占地面积小的半干式喷雾脱硫器，对于除尘系统失效者以除尘脱硫一体化的净化设备取代；对于有废碱行业的电厂中小型锅炉，可利用碱法造纸废水进行湿法脱硫。

总之，电厂锅炉作为燃烧原料的设备，其在生产运行期间会引起粉尘及硫氧化物的污染，破坏了周围的生态环境。考虑到可持续发展观对环境保护的需要，用户在使用供暖锅炉期间必须要控制好锅炉的燃烧产物，采用先进的除尘脱硫技术降低锅炉污染。只有引进高科技辅助设备操作运行，才能在保证生产质量的前提下创造理想的经济效益。对于除尘脱硫综合技术还有相当长的一段路要走。因此，电厂技术人员应不断探索，不断创新，在实践中不断总结经验和教训，从而完善除尘脱硫综合治理技术，防止火电厂烟气中的粉尘和污染性气体排入大气，改善人们的生活环境，以造福于了孙后代。

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    我国二氧化硫排放总量居世界首位,火电行业二氧化硫排放量占我国二氧化硫排放量的50%左右。我国能源结构的特点决定了燃煤生产的二氧化硫仍要增加。论文参考网。随着环境标准提高,石灰石-石膏法、喷雾干燥法、电子束法、循环流化床烟气脱硫法等必定会广泛应用于火电厂的烟气脱硫中,随着科技进步会有很多其它脱硫工艺应用于工业实践。

    1.石灰/石灰石—石膏法脱硫方法的发展及应用原理

    1.1 石灰/石灰石—石膏法脱硫方法的发展

    自20世纪70年代初日本和美国率先实施控制SO2排放以来,许多国家相继制定了严格的SO2排放标准和中长期控制战略,加速了控制SO2排放的步伐。日本是应用烟气脱硫技术最早的国家,石灰/石灰石一石膏法烟气脱硫技术最早是由英国皇家化学工业公司提出的。迄今为止,国内外火电厂烟气脱硫技术主要采用石灰/石灰石—石膏法,此方法最为成熟、最为可靠且应用最为广泛,占世界上投入运行的烟气脱硫系统的85%以上,我国大型燃煤发电机组的脱硫方式以石灰/石灰石—石膏法工艺为主已成为必然的趋势。

    1.2 石灰/石灰石—石膏法脱硫方法的该方法脱硫的基本原理是用石灰或石灰石浆液吸收烟气中的SO2,先生成亚硫酸钙,然后将亚硫酸钙氧化为硫酸钙。论文参考网。副产品石膏可抛弃也可以回收利用。

    反应原理:用石灰石或石灰浆液吸收烟气中的二氧化硫分为吸收和氧化两个工序,先吸收生成亚硫酸钙,然后再氧化为硫酸钙,因而分为吸收和氧化两个过程。

    (1)吸收过程在吸收塔内进行,主要反应如下

    石灰浆液作吸收剂:Ca(OH)2+SO2一CaSO3·1/2H2O

    石灰石浆液吸收剂:Ca(OH)2+1/2SO2一CaSO3·1/2H2O+CO2

    CaSO3·1/2H2O+SO2+1/2H2O一Ca(HSO3)2

    由于烟道气中含有氧,还会发生如下副反应。

    2CaSO3·1/2H20+O2+3H2O一2CaSO4·2H20

    (2)氧化过程在氧化塔内进行,主要反应如下。

    2CaSO3·1/2H20+O2+3H2O一2CaSO4·2H20

    传统的石灰/石灰石一石膏法的工艺流程是:将配好的石灰浆液用泵送人吸收塔顶部,经过冷却塔冷却并除去90%以上的烟尘的含Sq烟气从塔底进人吸收塔,在吸收塔内部烟气与来自循环槽的浆液逆向流动,经洗涤净化后的烟气经过再加热装置通过烟囱排空。石灰浆液在吸收SO2后,成为含有亚硫酸钙和亚硫酸氢钙的棍合液,将此混合液在母液槽中用硫酸调整pH值至4左右,送人氧化塔,并向塔内送人490kPa的压缩空气进行氧化,生成的石膏经稠厚器使其沉积,上层清液返回循环槽,石膏浆经离心机分离得成品石膏。论文参考网。

    2.影响脱硫的主要因素及其主要对策

    脱硫系统在运行过程中,影响系统脱硫效率的因素很多,如石灰石粉的粒度、浆液的浓度及吸收塔浆液活度/密度、PH值、浆液的流量、进入脱硫系统的烟气中 SO2的浓度等。这里只探讨烟气中粉尘及浆液浓度等对脱硫效率的影响及其主要对策。

    2.1 烟尘对脱硫效率的影响及对策

    (1)烟尘对脱硫效率的影响主要有:①烟尘对脱硫设备的磨损。在实际运行中由于脱硫系统前面的电除尘效果不好,使进入脱硫系统的烟尘含量远远超过起设计要求,对引风机、增压风机的通流部分严重磨损。②烟尘在脱硫系统烟道内存积致使烟气流速变小。③烟尘对脱硫系统设备GGH的灰堵影响,使得吸收塔部分起到了除尘的作用。④对吸收SO2反应的影响。由于烟尘被浆液截留,使得浆液的PH值不好控制,直接影响对 SO2的吸收效果;同时由于浆液中混有大量的烟尘,使得对浆液的密度控制也很不准确。⑤影响石膏品质。在进行脱硫石膏脱水时,这些烟尘转入到石膏中,从而影响着对脱硫石膏的有效利用。

    (2)治理烟尘的对策主要有:①加强电除尘设备的运行维护或改造电除尘。由于煤种的变化较多,烟尘的比电阻特性变化也较大,因此应根据烟尘的比电阻特性来调整除尘电场的工作电压;同时加强对电除尘的设备的运行维护,确保其运行参数能在正常范围之内,尤其是真打除灰设备必须工作正常。③加强对GGH运行管理与冲洗。加强对GGH运行管理,正常情况下吹灰器能全部覆盖GGH,能有效地起到减少积灰对GGH运行效果的影响;对GGH的冲洗需要停运GGH,由于环保的要求,可能只有在停机时才可进行冲洗工作。

    2.2循环浆液浓度对脱硫效率的影响及其主要对策

    (1)循环浆液浓度对脱硫效率的影响主要有:浆液浓度的选择应控制合适,因为过高的浆液浓度易产生堵塞、磨损和结垢,但浆液浓度较低时,脱硫率较低且pH值不易控制。

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中图分类号： TE08 文献标识码： A 文章编号：

一.引言

我国是世界焦炭第一生产大国，同时也是第一焦炭消费大国。近些年来，我国的炼焦技术得到了较大进步，炼焦技术的发展，促进了炼焦行业节能技术的推广和应用。

二.炼焦技术的工艺特点。

1.回收炼焦工艺流程简述。

热回收炼焦工艺技术包括备煤、炼焦、筛焦、余热锅炉、废气脱硫等主要生产设施。炼焦煤由备煤车间制备好后送到炼焦车间，炼焦煤在装煤推焦车上由捣固机捣成煤饼送入炼焦炉，成熟的焦炭由接熄焦车送到熄焦塔内进行熄焦。熄焦后的焦炭由筛焦车间进行粒度筛分和储存。炼焦炉为负压操作，炼焦煤炼焦时产生的挥发份在焦炉内全部燃烧，高温废气经焦炉集气管道送到余热锅炉回收其热量产生蒸汽。回收热量后的低温废气脱除二氧化硫后经烟囱排放。蒸汽送到工业、公共设施，或用于余热发电车间发电。

2.回收炼焦工艺主要特点。

（1）.炼焦炉负压操作，基本消除了炼焦炉对大气的污染。回收炼焦产生的挥发份燃烧为高温废气的热量，并回收其热量，彻底消除了化学污水的产生。实现了炼焦工业的清洁生产。

（2）. 炼焦炉内煤饼和炉顶空间形成惰性气体保护层，取代耐火砖作为高温干馏炼焦煤和空气的隔离物。教好的解决了炼焦煤表面在高温干馏时的燃烧现象。

（3）. 炼焦炉炼焦时挥发性的物质在焦炭层中的流程较长，二次裂解产生的具有活性键的碳充分和焦饼上的活性键起架桥作用，能改善和提高焦炭的物理化学性质和冷热强度。结合捣固炼焦，对于扩大炼焦用煤的范围和提高焦炭的质量具有重要意义。

（4）. 热回收炼焦技术工艺在国际上首次使用具有我国自主知识产权的液压捣固，在国内首次使用具有我国自主知识产权的水平接熄焦，充分体现了我国坚持科学发展观和科技的创新能力。

三．发展清洁生产的大型捣固炼焦。

大力研发和推广具有完善环保设施、能够实现清洁生产的大型捣固炼焦技术。标定、调试和总结我国已投产的6.25米大型捣固焦炉，进一步修改和完善并建成6.25米大型捣固焦炉示范工程。

开发适合中国国情的6.7米捣固焦炉，其每孔年产焦炭1.443万吨，将是我国乃至世界上最大的捣固焦炉，2×52孔年产焦炭150万吨，填补我国年产150万吨级焦炭规模的大型捣固焦炉空白，并建成能起样板作用的示范工程，推动我国大型捣固炼焦技术的发展，使其达到世界领先水平。

发国产的适合中国国情的6.25米和6.7米大型捣固焦炉使用的捣固一装煤一推焦一体车（SCP机），使其机械化、自动化、安全性能和环保水平等方面达到世界领先水平。

随着我国大中型钢铁企业逐步接受和采用捣固炼焦技术，应推动焦化和炼铁工作者共同研究捣固焦炭的冶炼性能、适宜的焦炭质量标准、相应的高炉生产操作工艺和参数，推动大中型高炉使用捣固焦炭。

1.大力推广的节能技术。

(1). 发展高效节能环保的大型焦油加工装置。

淘汰耗能高、污染严重、装备水平落后的间歇蒸馏、间歇酸碱洗涤、间歇结晶和污染大的沥青成型工艺。

进一步推动我国煤焦油加工的集中处理，建设规模大、技术先进、节能环保的世界一流煤焦油加工厂。同时通过不断开发新产品，扩大产品品种和品级，配合化工、医药、材料等市场要求，开发出附加值高的洗油深加工产品、蒽油深加工产品和沥青深加工产品等。对附加值低的残油，在满足炭黑生产的同时，可采用加氢催化裂化、加氢裂解等技术，使其转化成为高附加值的汽油调和油、柴油调和油。

(2).推荐采用高效节能的脱硫脱氰技术。

新建焦化厂应该首选脱硫脱氰效率高、产品质量好、操作可靠的脱硫脱氰工艺，如利用荒煤气余热再生的真空碳酸钾法脱硫工艺等。

推进我国第一套HPF法氧化脱硫工艺废液与低纯度硫磺焚烧制取硫酸的工业装置投产，并建成示范装置，解决全国已有的HPF法氧化脱硫工艺存在的问题，推动其更新换代。

推荐采用间接法蒸氨，以减少焦化废水，有利于实现焦化废水的近零排放。

(3)积极研发焦炉煤气资源化利用技术。

COG含有54%-59%H2和24%-28%CH4。COG燃料化利用不如资源化利用效益高，因此只有在万不得已的情况下才用作燃料和发电。高质量地利用COG不仅有利于降低钢铁企业单位产品的能源消耗和排放负荷，甚至能开发出大量最清洁能源—氢气，从而引发钢铁制造流程能量流新的供需平衡关系，甚至会引发整个社会新的供需关系。

(4)开发新型焦化污水深度处理技术.

资源节约、环境友好的焦化厂必须使处理后的焦化废水资源得到最大限度地合理使用，因为生产1吨焦炭通常产生0.48吨焦化污水和0.42吨循环水排污水（采用CDQ时循环水排污水为0.53吨）。我国已开发出成熟可靠的焦化污水生化处理技术。对钢铁企业焦化厂来说，焦化废水经生化处理后可全部回用于焦化厂和钢铁厂的浊循环水系统。对采用湿法熄焦的独立焦化厂，生化处理时，可减少或不加稀释水，减少生化处理水量，使处理后废水全部作为湿法熄焦补充水，在焦化厂内消耗掉。但是，随着我国独立焦化厂逐渐采用干法熄焦，处理后废水无路可去，只能回用于净循环水系统。而净循环水系统对水质要求严格，对其补充水的水质要求更严。若将生化处理后焦化废水用作净循环水系统补充水，必须进行降低有机物和脱盐的深度处理。

“十一五”期间，进行了大量污水回用深度处理技术的开发工作。深度处理一般采用膜分离技术。即：生物处理（A-A/O）+超滤（UF）+纳滤（NF）（或反渗透（RO））；或生物处理（A-A/O）+膜生物反应器（MBR）+纳滤（NF）（或反渗透（RO））。深度处理的产水率可达到70%以上，产水水质可达到循环水补充水的要求，用作循环水补充水。膜深度处理产出占原料水量30%左右的浓缩液。浓缩液不但含有较高的有机物，而且浓缩了大量的盐。浓缩液可以深度处理回用，也可以蒸发提盐，但这些手段成本太高，因此，浓缩液处理将是下一步重点开发的课题。

(5)研发焦炉荒煤气余热回收及利用技术。

离开焦炉炭化室的650-700℃荒煤气所带出的显热占焦炉输出热的36%，与红焦带出的显热相当，余热回收利用的潜力巨大。

“十一五”期间，国内外许多焦化企业积极研发焦炉荒煤气余热回收及利用技术，如：济钢将5个上升管做成夹套管，导热油通过夹套管与荒煤气间接换热，被加热的高温导热油可以去蒸氨、去煤焦油蒸馏、去干燥入炉煤等；宝钢梅山钢铁公司炼焦厂在其4.3米焦炉上升管采用热管回收荒煤气带出热的试验；济钢和中冶焦耐正在进行用锅炉回收荒煤气带出热的试验；无锡焦化厂在其4.3米焦炉上进行用半导体温差发电技术回收上升管余热的试验；平煤武钢焦化进行了高效微流态传热材料作换热介质的上升管余热回收试验；日本已在1个上升管和正在3个上升管上进行用荒煤气带出热对焦炉煤气进行无催化高温热裂解和重整试验，得到了主要含H2和CO的合成气体；中冶焦耐在初冷器一段用82℃-85℃的荒煤气加热真空碳酸钾法脱硫废液，用热废液闪蒸的蒸汽再生脱硫液；有的焦化厂拟用初冷器一段热循环水制冷，所得的低温水直接用于初冷器三段制冷。

“十二五”期间，应当支持荒煤气余热回收和利用技术的研发调试、改进完善、总结比较，选择最优方法；推动最优方法尽快工业化，总结经验，建立示范装置，加以推广普及。

五．结束语

炼焦，要做好能源生产和节能处理的两手抓，在确保生产的同时，要减少对能源的消耗，提高最终有效产出。

参考文献：

[1] 曹海霞CAO Hai-xia. 山西焦化工业技术发展现状与趋势研究 [期刊论文]. 《煤炭加工与综合利用》 -2007年5期

[2] 曾子平刘应隆. 应用氨肥法一体化工艺烟气脱硫促进高能耗产业节能减排——煤化钢铁企业炼焦废氨水脱硫产业链建设 [会议论文]. 2008年全国热工节能减排技术交流会

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中图分类号：TQ113.7+2 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）24-0307-01

近年来，我国经济的快速发展和人们物质生活水平的不断提高，对生态环境产生了严重的破坏，如土地荒漠化、水体污染、大气污染、酸雨等环境污染问题接连涌现，已严重制约了我国经济发展，影响了人民生活，环境治理，环境保护已刻不容缓。目前，影响我国环境空气质量的主要污染物有：烟尘、总悬浮颗粒物、氮氧化物、二氧化硫等。如何削减SO2排放量，控制大气污染，提高环境质量，是目前及未来我国环境保护的重要课题和研究方向。本文针对工业烟气氨法脱硫工艺运行中存在的问题，提出优化措施进行并就其可行性进行探讨，从而为环保达标排放提供有力理论支持。

1 烟气氨法脱硫工艺概述

1.1 氨法脱硫原理

SO2+H2O+xNH3=（NH4） xH2-xSO3 （1）

（NH4） xH2-xSO3+1/2O2+（2-x）NH3=（NH4）2SO4 （2）

1.2 脱硫工艺流程

烯烃一分公司烟气氨法脱硫装置共设置六套烟气脱硫系统（五运一备），采用6炉6塔配置模式。锅炉来原烟气进入脱硫吸收塔，经洗涤降温、吸收 SO2、除雾后的净烟气通过烟囱直接排放。吸收和浓缩循环系统主要设备有：脱硫塔、一级循环泵、二级循环泵、三级循环泵、循环槽等。在此过程中含氨吸收剂的循环液将烟气中的SO2吸收，反应生成亚硫酸铵;含亚硫酸铵的液体再与氧化空气进行氧化反应，将亚硫酸铵氧化成硫酸铵，形成硫酸铵稀溶液;在脱硫塔的浓缩段，利用高温烟气的热量将硫铵溶液进一步浓缩、结晶后，得到固含量为10%-15%左右的硫铵浆液送至硫酸铵处理系统，经旋流、离心分离、干燥包装后得到成品硫酸铵[1]。烟气氨法脱硫工艺流程图详见下图1。

2 烟气氨法脱硫运行中存在问题及优化措施

2.1 氨逃逸

氨逃逸实际是氨气、亚硫酸铵、硫酸铵的阴阳离子发生的挥发性损失。

2.1.1氨逃逸高的原因

⑴液气比小。⑵温度高，氨的气相浓度高。⑶亚硫酸铵氧化率低。

2.1.2氨逃逸高的危害：⑴脱硫反应效率低，可能造成出口SO2超标排放。⑵液氨有效利用率低，造成物料浪费。⑶容易形成气溶胶，造成脱硫塔内除雾器堵塞，影响系统的正常运行。

2.1.3降低氨逃逸的优化措施：⑴根据烟气中SO2含量，合理控制液氨的投加量，避免加氨量过大而造成氨的挥发。⑵提供喷淋吸收段的雾化效果，高效喷淋洗涤烟气中的SO2，确保除雾器填料及喷头运行状态良好。⑶加强监控烟气温度、吸收液pH、浓度、液气比等工艺参数，提高液氨的利用率。

2.2 气溶胶

2.2.1原因分析：⑴在氨法烟气脱硫过程中，烟囱排出的烟气所夹带的氨水挥发逃逸出气态氨与烟气中未脱除的二氧化硫通过气相反应，生产亚硫酸氢铵、硫酸铵等组分形成气溶胶。⑵液氨吸收烟气中二氧化硫后脱硫液滴被烟气携带出，由于蒸发、烟气气体流速过快等作用，析出亚硫酸氢铵固体结晶形成气溶胶[2]。

2.2.2危害：所谓的气溶胶即“气拖尾”现象。⑴亚硫酸铵和亚硫酸氢铵气溶胶随净烟气排放，造成氨的损耗，成为氨法脱硫技术发展的瓶颈。⑵堵塞除雾器，对脱硫装置正常生产运行造成影响。

2.2.3优化措施：⑴采用低温度的工艺水等措施来降低烟气携带的亚硫酸铵反应产物，以净化烟气排出的环境质量，降低烟气携带水分。⑵严格控制脱硫系统的热、水平衡，使烟气排出温度控制在45℃-50℃。⑶严格控制烟气进入脱硫塔吸收段温度

2.3 脱硫塔超温现象

2.3.1原因分析：二级循环泵入口过滤器频繁堵塞、二级喷淋量小易造成吸收塔超温。在超温时蒸发量小、补水量增大，造成吸收塔液位高而无法正常冲洗、稀硫铵副线无法正常开启。

2.3.2危害：⑴长期超温，会严重损坏塔内件。⑵降低脱硫效率，对整个脱硫系统运行造成恶性循环。

2.3.3优化措施：建议在泵入口过滤器前增加一个导淋，增加一股冲洗水。或者对过滤器孔径根据工艺运行实际情况进行选型。

2.4 脱硫塔内壁上部出现硫酸铵结晶挂壁现象

在调试阶段，脱硫系统原始开车初次上液后，虽然脱硫液的pH控制在5～6，但脱硫液中无硫酸铵结晶沉淀。打开人孔检查发现：在脱硫塔塔体上部有近30mm厚的硫酸铵结晶挂壁，有的已经脱离塔壁落人塔底。

2.4.1原因分析

除雾器冲洗次数及冲洗水量过多，且液氨未能连续补给，使得脱硫液中的液氨浓度降低，造成脱硫效率低，导致烟气带出的气相氨与高含量的SO2，反应生成硫酸铵，附着在塔壁上。此外还存在其他原因，如：⑴氧化风分布异常，导致氧化率下降，硫酸铵结晶差。⑵加氨量过大，造成脱硫塔pH偏高，硫酸氨结晶变细，离心机无法分离出料。⑶灰分、油分等杂质对硫酸铵的晶型和结晶过程存在复杂影响。

2.4.2危害

脱硫塔内壁产生硫酸铵结晶会导致后处理系统出料不畅，造成脱硫塔超温将影响整个脱硫系统的正常运行。

2.4.3优化措施

用便携式气体检测仪每天检测脱硫塔出口净烟气中SO2含量;其次，及时加氨并合理控制除雾器冲洗次数及水量，保证脱硫效率。按优化措施处理后，烟气脱硫系统运行5天后便出现了硫酸铵结晶沉淀。

2.5 脱硫液浓度高、硫酸铵晶体小

2.5.1原因分析及危害

在运行中，取脱硫液分析，其结果显示硫酸铵结晶质量浓度达20%，但将脱硫液送入离心机又分离不出硫酸铵，且还会造成离心机振动严重。由于脱硫液中固含量过大，阻碍硫酸铵晶体长大[3]，使得硫铵处理系统无法出料，造成脱硫塔超温、脱硫效率降低等后果。

2.5.2优化措施

操作人员每班需测脱硫塔浓缩段硫酸铵浆液的固含量，当脱硫塔内的硫铵结晶浆液浓度约为5～15%（含固量）时，及时安排出料。

2.6 电除尘运行效率低

因静电除尘器的除尘效果不好，导致进入脱硫塔的烟尘含量严重超标，硫酸铵饱和液的晶体不能较好地聚集成核，氧化段、浓缩段、循环槽底部沉积大量的淤泥，致使硫酸铵系统无法正常出料。经借鉴经验和长期摸索，将循环槽、氧化段的浓液需经过滤泵再进入压滤机过滤，清液返回脱硫塔[4]，同时加强电除尘运行的管理，以保证副产品合格。

3 结论

烟气氨法脱硫工艺属于回收法，将烟气中的SO2作为资源，回收生产使用价值较高的硫酸铵，减少污染，变废为宝，达到了以废治废的目的，且无二次污染，通过在运行过程中逐步优化工艺、改进设备，并且采取设备的防腐、防磨措施，可进一步提高脱硫效率，提升经济和环境双重效益，实现清洁生产。

参考文献

[1] 靳亚琼.湿法烟气脱硫技术研究现状及进展[J]，科技与企业（221）.

[2] 徐启明.氨法脱硫装置存在问题及解决方案[J]，大氮肥，2013，36（2）.

[3] 高建强，罗翔启.浅析氨法脱硫脱硫结晶存在的问题及处理措施[J]，大氮肥，2016（2）：102-105.

篇6

一、油品脱硫的意义

原油中的硫化物是对石油加工过程及其产品影响最大的非烃组分，限制油品中的硫含量对人类生存环境具有重大意义。2013年12月18日，国标委实施第五阶段《车用汽油》标准，即“国五”汽油标准。此标准的实施，也意味着我国车用汽油将有一个新的提升。自2014年1月1日起，“国三”标准将废止；2018年1月1日起，现行“国四”标准将废止，全国将统一实行“国五”标准。2012年5月31日起，北京就已实行京Ⅴ汽油标准，其中规定硫含量不超过10ppm。为此生产低硫含量的清洁油品已成为当务之急。

二、非加氢脱硫工艺方法

非加氢脱硫技术，可以使在加氢条件下很难脱除的噻吩类硫化物如苯并噻吩、二苯并噻吩等组分在较温和的条件下脱除，不需要氢气，从而降低操作成本。从整体上来说，油品非加氢脱硫技术主要有以下几种。

2.1 吸附技术

吸附脱硫的基本原理是使用吸附性能较好且可再生的固体吸附剂，通过吸附作用对油品中的含硫化合物进行选择性吸附，从而降低油品中的硫含量。迄今为止，国内外已经开发出的典型吸附脱硫工艺技术有：IR-VAD工艺[1]，S-Zorb[2]工艺。

IR-VAD技术采用多级吸附方式，用氧化铝基选择性固体吸附剂处理液态烃。在吸附过程中，吸附剂在移动床中逆流与液体烃接触，吸附剂可循环使用。该技术能有效的脱除液体烃中的杂原子，特别是硫、氧、氮的化合物，脱硫率在90%以上。

Phillips石油公司的S-Zorb脱硫吸附剂将锌和其他金属载于一种专利技术制备的载体上。载体组分主要是氧化锌、二氧化硅、氧化铝，金属组分可为Co和Ni或者Ni和Cu。采用该技术可以将汽油中的硫质量分数从800mg/L降至25mg/L以下，而抗爆指数损失

2.2 萃取技术

萃取脱硫是根据有机硫和烃类化合物在某一溶剂中的溶解度不同的原理进行脱硫的。萃取脱硫可在低温低压，甚至常温常压下进行，但是溶剂的选择必须满足有机硫在溶剂中有很大的溶解度，有机硫和溶剂的沸点不同，确保经济上的可行性。

福建炼油化工公司[3]将萃取和碱洗两种方法结合起来，采用甲醇-碱洗复合溶剂萃取法，不仅达到了脱硫的目的，同时还能显著的提高催化裂化柴油的储存安定性，萃取溶剂经蒸馏回收甲醇后可以循环利用。

2.3 膜分离技术

Grace Dacison和Sulzert[4]膜分离系统公司正在合作开发一种能生产超低硫汽油的技术，效益很好。这种被称为S-brahe的新工艺采用膜分离技术将FCC产品中的硫浓缩在一小段馏分中。这一技术的目标是用于处理低到中等沸程的汽油。这种简单的膜分离系统是将进料的汽油馏分分割成两段产品，四分之三体积流量的馏分的硫含量低于30μg/g，另一股较小的流量则集中了绝大部分硫化物，需要作进一步处理。

2.4 络合技术

油品中含硫化合物的脱除可以通过选择合适的络合剂与其形成配合物，再通过过滤或选择合适的助溶剂及稀释剂萃取出含硫化合物[5]。经常使用的络合剂有水杨酸、有机磷酸和EDTA等。该法尤其适合于柴油的精制脱硫，能提高脱硫率，较其它方法大大简化。

杨洪云[6]等开发出溶剂络合萃取脱硫工艺，脱除柴油中的含硫化合物，脱硫率可达67.2%，柴油回收率达96%。该技术适合没有加氢能力的中小企业的直馏柴油脱硫，但真正工业化还需要进行一定的实验工作。

2.5 烷基化技术

英国BP公司[7]开发出用于汽油噻吩类含硫化合物脱除的OATS技术。该技术利用酸性催化剂（多为固体酸催化剂）使汽油中的噻吩类含硫化合物与汽油中的烯烃进行烷基化反应，然后利用蒸馏的方法除去生成的高沸点含硫化合物，从而脱除汽油中的硫。烷基化脱硫技术真正实现大规模工业化，必须解决好以下问题：催化剂的酸性适中，能够有效地控制副反应的发生，提高噻吩类烷基化的选择性；固体酸催化剂应具有较好的活性、稳定性和机械强度，避免活性组分的流失。

2.6 氧化脱硫

氧化脱硫技术在常温常压下进行，不耗费氢气，设备投资较少，对催化加氢难以脱除的二苯并噻吩类化合物有较高的脱硫效率，能达到超深度脱硫的要求，是一项很有前途的脱硫技术，目前研究最多的主要是H2O2氧化法。

Petro star公司[8]，自1996年开始研究柴油氧化/萃取脱硫工艺，已开发成功一种低费用的选择性氧化脱硫法（CED技术）。实验室小试可将柴油含硫量从4200μg/g降至100μg/g，而对燃料的其他性质没有影响。该法采用过醋酸和过硫酸为氧化剂，将噻吩类含硫化合物选择性氧化成砜，液-液萃取除去，使用的DMSO萃取剂价格低廉，经蒸馏回收，最后经固体吸附剂吸附脱硫。据估计，此法工业规模装置的操作费用为15.82美元/m3，而传统加氢方法高达22.15 -34.81美元/m3。该法适合中小型炼厂单独使用或作为大型炼厂加氢装置的补充。

三、结论

油品非加氢脱硫技术因具有装置投资少，操作简单，对油品性质影响小等优点，受到广泛关注，是一类具有发展前景的脱硫工艺。其中，氧化脱硫能够顺利脱

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除传统HDS技术难以脱除的烷基取代二苯并噻吩类含硫化合物，减少厂环境污染，被称为面向21世纪的绿色脱硫工艺，已成为近年来国内外研究开发的热点。

参考文献：

[1]Irvine R L，Benson B A，Varraverto D M.Irvad Process-Low Cost Breakthrough for Low Sulfur Gasoline[A].NPRA，AM-99-42，San Antonio，l999.

[2] Khare G P，Engebert D R，Cass B W.Transport Desulfurization Process Utilizing a Sulfur Sorbent That is both Fluidiable and Circulatable and a Method of MakingSuch Sulfur Sorbent [P].US5914292.1999.

[3]郭荣华.甲醇-碱液复合溶剂萃取法提高催化裂化柴油安定性的研究[J].炼油设计，1999，29（6）：23～25.

[4]顾约伦.新的汽油脱硫高效方法[J].高桥化工，2002，7（6）：56～56.

[5] Milenkovic A；Schulz E；Meille V.

篇7

河北地标是由河北省工业和信息化厅提出的，其编制计划为河北省质量技术监督局《关于下达2013年河北省地方标准制修订项目计划的通知》（冀质监函 [2013]223号），项目承担单位为农业部建材产品质量监督检验测试中心（唐山）。

在烟气脱硫方法按有无液相介入划分的湿法、半干法、干法、电子束法和海水法等分类中，湿式钙法脱硫在河北的应用企业较多，其脱硫剂主要包括石灰石粉和生石灰。这也与我省环保部门制定的《污染治理技术规范》相适应，该规范中要求200MW以上机组全部采用湿式钙法或双循环式钙法脱硫工艺，其脱硫效率必须达到95%以上；同时要求200MW以下小型发电锅炉逐步淘汰，且脱硫效率低于90%的半干法或循环流化床工艺也必须退出脱硫市场。

在我省，大多数发电厂的湿式钙法烟气脱硫系统均是直接购入石灰石粉用作吸收剂，这样，脱硫系统占地面积小，工序简单。由于烟气脱硫装置可以随石灰石成分有一定的变化范围，因此，对石灰石成分的要求的标准不一。但这种变化调节通常是以牺牲脱硫效率为代价的，为保证达到规定的脱硫效率，各脱硫公司多根据自己积累的运行经验，对石灰石粉的成分指标提出自己的要求。如表1、表2、表3是三个不同企业不同时期对石灰石品质的要求。

标准起草组通过对国内外相关标准的现状调研，然后参照我国现行的检测技术规范[3]及重庆市烟气脱硫（湿法）石灰石粉地方标准，讨论确定了标准起草的思路和框架。又针对CaCO3、MgCO3、酸不溶物、反应活性等几个重要技术指标，通过广泛征求意见，研究界定了指标的限值。

2 河北地标与重庆地标的比较

2.1 产品等级划分方式不同

重庆地标分等为优等品、一等品、二等品；河北地标等级划分为I级、II级、III级三个等级。虽有区别，但本质相同。

2.2 技术要求既有相同点也有不同点

重庆地标从项目上仅规定了外观、氧化钙含量、细度（0.063mm方孔筛筛余）和水分四项指标。河北地标除外观、水分与重庆基本一致外，氧化钙含量、细度指标均有明显提高，且增加了MgCO3含量、酸不溶物指标，并要求报告反应速率（转化分数达到0.8时所用时间）测定值。

2.3 氧化钙或CaCO3含量区别较大

重庆地标氧化钙含量按优等品、一等品、二等品分别为≥50.4、≥49.5、≥47.5（换算成CaCO3含量分别为≥89.95、≥88.35、≥84.78）。相对于河北地标中CaCO3含量分别为≥94.0、≥92.0、≥90.0（换算成CaO含量分别为≥52.67、≥51.55、≥50.43）的要求是偏低的，客观上有利于提高石灰石开采利用率。但就河北而言，多数脱硫企业面对严格的脱硫效率要求，普遍提出的CaCO3含量均在90.0%以上，并对影响脱硫效率的有害成分提出不同的限制要求。这也与石灰石资源丰富且低CaCO3含量石灰石利用方式较多的现状，以及脱硫企业专业技术人员较缺乏的现实有关。更由于脱硫企业曾发生的多次堵管事故，而不得不改用高品位生石灰救急的负面影响，为平衡供需双方关系，在编制标准时，我们支持了最低CaCO3含量在90.0%以上的要求。 [本文由WWw. dYlw.NE t提供，第 一论 文网专业写作职称论文和毕业论文以及服务，欢迎光临]

2.4 河北地标增加了有害成分MgCO3和酸不溶物的限制要求

由于影响脱硫效率的石灰石粉品质因素主要包括：石灰石成矿年代、晶体结构、CaCO3含量、MgCO3含量、杂质含量（主要是不溶性的Al2O3、Fe2O3、Mn3O4及SiO2等酸不溶物）、粒径（细度）有关。同时，石灰石所处运行环境的pH值、浆液中Cl-含量、Na+含量、F-含量、甲酸含量、浆液温度、搅拌速率与搅拌强度、添加剂的质量与品种、CO2分压、曝气效果以及烟尘中的可溶性Al3+、Fe3+、Zn2+对反应活性影响也较大。

结合企业脱硫实践和庄沪丰[4]、钟毅[5]等人的研究，我们确定控制的化学成分包括CaCO3含量、MgCO3含量、酸不溶物。其意义在于：

2.4.1 反应活性和脱硫效率的要求

石灰石矿通常有三种存在形式：一是以方解石形式时，其石灰石含量较高，达98%，氧化镁含量较低，对于石灰石-石膏来说是比较好的脱硫剂。二是以白云石形式存在时，其分子式为CaMg（CO3）2，这种石灰石是在地质变化过程中，钙原子被告镁原子代替自然形成的，而CaCO3与MgCO3是晶体间的力结合，其溶解度比CaCO3更低，对于石灰石-石膏脱硫系统而言，在pH值为5.2条件下，几乎没有活性。三是两种晶体结合物，既有单独的石灰石晶体，也有以白云石形式存在的混合物。如果氧化镁是以活性MgCO3形式存在时，而不是以CaMg（CO3）2形式存在时，烟气脱硫用石灰石粉的活性也差别很大。由于石灰石品质是由CaO含量决定，石灰石纯度越高，脱硫效果越好，因此需要对氧化钙、氧化镁含量、杂质含量（主要是不溶性的Al2O3、Fe2O3、Mn3O4及SiO2等酸不溶物）等加以规定。

2.4.2 运行控制和成本控制的要求

由于石灰石的成矿年代和CaCO3含量不同，其反应活性差异较大，CaCO3含量越高活性越大。而白云石比方解石的溶解速率低3～10倍，当石灰石纯度较低或要求的石灰石利用率较高时，白云石等杂质会大大降低石灰石的溶解度。MgCO3含量过高时，还容易产生大量可溶性的MgSO3，从而减小SO2气相扩散的化学反应推动力，严重影响脱硫化学反应的有效进行，且石灰石中CaCO3含量太低时会由于杂质较多而给运行带来一些问题，造成吸收剂耗量和成本费用增加。

2.4.3 促进生成优质脱硫石膏以便循环再利用的要求

烟气脱硫石膏[6]标准中规定干基二水硫酸钙含量分别不小于95%、90%、85%时划分为三个等级。其余组分大多为未充分利用的石灰石中CaCO3。对于不能达到分级要求的脱硫产物，一般采用丢弃形式，废液也随废水排放，从而会对环境造成新的污染。而造成脱硫石膏无法顺利生成的原因除了运行中的各种因素以外，因石灰石品位过低造成的循环利用率不高也是重要原因。因此也需要控制石灰石中CaCO3含量在9 0%以上。

考虑到上述原因，我们根据汇总相关实验数据，规定MgCO3和酸不溶物的限值分别为≤5.0和≤6.0。

2.5 两地地标中细度指标要求也有差别

石灰石粉细度也是影响脱硫效率的一个重要因素。对于纯度较高的石灰石，粒径对反应活性的影响远大于石灰石种类和成分的影响。反应接触面很大程度上决定化学反应速率，石灰石粉越细，单位质量接触面积越大。较细的石灰石颗粒各反应速率高，更快的吸收SO2气体，脱硫效率及石灰石利用率较高。一般情况下，0.063mm筛余小于10%时，即可满足脱硫时的粒径要求。粒径越细，越有利于气液反应，提高SO2气体吸收率。

重庆地方标准规定的是0.063mm筛余小于5.0%。而我省电厂通常采用325目筛（约0.045mm）手工干筛法测定并要求细度过筛率90%以上，即筛余小于10%。通过测定0.045mm、0.080mm负压筛细度与0.063mm干筛细度相比，感觉干筛数值不稳定，与负压筛的波动有的数据不可靠。

鉴于水泥负压筛析仪测定石灰石粉细度是成熟的方法，因此选用GB/T 1345-2005《水泥细度检验方法 筛析法》规定的45μm筛及其筛析方法，且规定45μm筛余≤10.0%。这个指标是综合考虑以下因素而确定的：一是为保证反应活性满足脱硫效率要求；二是为保证能源成本较低。由于现石灰石粉加工多为立式辊磨机或大型管磨机，均能在保证脱硫效率条件下兼顾经济性，也基本符合实际脱硫时石灰石粉的粒径情况。

2.6 河北地标中增加了反应速率指标

石灰石作为吸收剂的特性不仅包括其化学成分，主要也包括其反应活性，脱硫系统的碱量是通过石灰石粉的溶解来提供，吸收剂的活性影响到吸收剂的溶解度和溶解速度，是表示一种在酸性环境中的转化特性。活性较高的石灰石在保持相同石灰石利用率的情况下，可以达到较高的SO2脱除效率。石灰石反应活性高，石灰石利用率也高。石灰石品质不同，对生产控制有很大的影响，因此，生产中要综合考虑各个因素。

吸收剂的活性包含吸收剂种类、物化特性和与其反应的酸性环境。吸收剂的物化特性包括：纯度、晶体结构、杂质含量、粒径分布以及包括内表面（即孔隙率）在内的单位质量总表面积和堆积密度。对于石灰石粉，其反应活性的测试方法目前主要为反应速率法、MET法等两种方法。反应速率法即固定pH值为5.5、反应温度50℃和搅拌速度800r/min条件下的盐酸滴定法，表征反应时间与耗酸量的关系。因为我国已有电力标准[7]就是采用该法表征石灰石粉反应活性的，因此我们引用了该方法标准，与现有标准相衔接，突出了做为吸收剂石灰石粉的性能特点。

影响石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺效率的因素，除了吸收剂本身质量如纯度、粒度、杂质含量之外，过程控制质量、吸收塔工作环境、机组的烟气参数，如温度、SO2浓度、氧气量、粉尘浓度等也不同程度的影响脱硫反应进程。

3 试验方法的选择

（1）CaCO3：河北地标中按GB/T 5762-2012或GB/T 3286.1-2012进行CaO含量的测定。有异议时，按GB/T 5762-2012进行。重庆地标采用GB/T 5762-2000中EDTA法测定CaO含量。因此方法基本一致。

（2）MgCO3含量：河北地标中按GB/T 5762或GB/T 3286.1进行MgO含量的测定。有异议时，按GB/T 5762进行。

（3）含水量：同样为烘箱法。

（4）酸不溶物：河北地标中按JC/T 478.2-2013盐酸法进行。

（5）反应速率：河北地标中按DL/T 943进行。

4 结束语

河北地标虽较重庆地标在某些技术指标要求上较为严格，但相信随着脱硫技术装备的进步和专业技术人员水平的提高，一定可以在不远的将来把某些指标降到重庆地标水平，以更好地提高石灰石资源利用率。 [本文由WWw. dYlw.NE t提供，第 一论 文网专业写作职称论文和毕业论文以及服务，欢迎光临]

参考文献

[1]河北省地方标准.DB13/T 2032-2014.烟气脱硫（湿法）用石灰石粉[S]

[2]重庆市地方标准.DB50T 378-2011.烟气脱硫（湿法）石灰石粉[S].

[3]中华人民共和国行业标准.DL/T 986-2005.湿法烟气脱硫工艺性能检测技术规范[S].

[4]庄沪丰.石灰石粉品质对湿法烟气脱硫性能的影响[J].中国环保产业，2008，9：24-27.

[5]钟毅，林永明，高翔，等.石灰石/石膏湿法烟气脱硫系统石灰石活性影响因素研究[J].电站系统工程，2005，4.

篇8

一、引言

循环流化床烟气脱硫工艺是半干法脱硫工艺的一种,是使用粒状脱硫剂及其他各个因素在脱硫塔内相反应以降低烟气中的SO2含量。该工艺具有流程比较简单、较少的耗水量、平均投入资金少、固化排出物、无废水排放等优点。此工艺与湿法脱硫工艺相比,相对成本低比较低,对于很多热电厂是很好的选择,受到了众多热电厂的青睐。

在脱硫过程中如何控制净烟气中SO2含量、降低钙硫比是目前研究的重点和难点,也是半干法脱硫工艺目的所在。国家已经订立了强制性的二氧化硫排放标准,即由400mg/Nm3进一步严格控制为200mg/Nm3的限值,并且增加了监管力度。这对于目前的脱硫系统是一个重大的考验。由此,二氧化硫的排放量的预测在实际工作的重要性也不尽凸现出来。然而目前对于循环流化床烟气脱硫工艺的预测的研究比较少,这严重阻碍了脱硫工艺的发展。通过合理及准确的预测二氧化硫的排放量,可以很好的确定在脱硫中各个因素所占的比重,从而为下一步的优化提供有力的证据和科学依据。对于企业来讲,也可以据此调整产业结构,减低成本。

本文中采用的数据为国家某电厂脱硫数据,此电厂自2008年设计和改造了脱硫除尘系统,属于典型的经预除尘后烟气先脱硫后除尘的布置方式,其设计钙硫比为1.3,但是实际运行中,钙硫比高达2.3~2.5,极大的增加了脱硫装置的运行成本,经厂家多次调试和改造,没有明显改善。BP神经网络是一种多层前馈型神经网络,目前的研究发现,三层的神经网络可以模拟从输入到输出的任意非线性函数映射关系,其权值的调整采用反向传播的学习算法。其主要应用于四个方面:函数逼近,模式识别,分类,数据压缩。经过调整权值,实现对数据的在精确范围内的预测,辅助下一步的优化工作。

二、构造BP神经网络模型

构建神经网络一般需要进行三个步:神经网络生成,初始化权值和仿真。

BP神经网络的学习规则是要保证网络权值和阀值要沿着负梯度方向修正,以实现映射函数的最快下降方向。其基本形式为:

wk+1=wk-ηkdk

其中wk为权值或阀值矩阵,dk是映射函数的梯度,ηk是学习率。

假设三层BP神经网络,输入节点xi,隐层节点hj,输出节点yl,输入层节点与隐层节点之间的权值为wji,隐层节点与输出层节点之间的权值为vlj,θi为相应的阈值。输出节点的期望值为tl。

隐层节点的输出:hj=f(∑iwjixi-θj)=f(netj)

其中netj=∑iwjixi-θj

输出节点的输出:netl=∑jvljhj-θlyl=f(∑jvljyj-θl)=f(netl)

其中:E=12∑l(tl-yl)2=12∑l(tl-f(∑jvljf(∑iwjixi-θj)-θl))2

输出节点误差为:Evlj=∑nk=1Eykykvlj=Eylylvlj

1. 误差函数对输出节点求导:

Ewlj=∑nk=1Eykykvlj=Evlylvlj

2. 误差函数对隐层节点求导:

Ewji=∑i∑jEylylhjhjwji

3. 阀值的修正:

在修正权值的过程中,也应该考虑对阈值的修正,其修正原理同权值修正基本一致。

误差函数对输出节点阀值求导:

Eθl=Eylylθl

误差函数对隐层节点阀值求导

Eθj=∑Eylylhjhjθj

f(x)=11+e-x

4. 传递函数:

f(x)=21+e-x

S型传递函数

三、数据分析

在循环流化床烟气脱硫工艺中,影响脱硫效率的因子比较多,主要分为5部分:原烟气、净烟气、水路部分、增压风机部分和吸收剂部分。其中原烟气包括:硫化床阻力、塔前温度、塔前压力、塔后压力、氧含量、平均压差和二氧化硫含量;净烟气包括:二氧化硫含量、氧含量、粉尘浓度、出口压力、出口温度、烟气流量;水路部分包括:出口流量、回水流量、工艺水量;增压风机包括:增压风机电机电流信号、增压风机入口挡板开度;吸收剂部分包括:吸收剂送风压力、吸收剂给料机开度。其中塔前压力和塔后压力各有两个监测点,平均压差=塔后压力—塔前压力;工艺水量=出口流量—回水流量。

四、算法分析

在预测之前,首先需要对数据进行清理,除去数据中得一些噪音。数据清理在数据分析中是一个重要的步骤,对数据合理的清理可以加快算法收敛速率,提高预测准确度。本文中所采用的数据都为清理后的数据,保证了预测的准确度。

此外,由于数据中各个变量的变化差异比较大,在应用之前也需要对其归一化处理。设数据中任意变量矩阵为X,X=x1,x2,…xn,则任意xi,i=1,2…n为此变量中得数据。归一化处理:

X′=X/max(X)。

数据中得每一变量都经过此归一化方法进行归一化处理。

从数据中可以分析得到,该BP神经网络模型的有21个输入变量,即影响因素;1个输出变量,此输出为净烟气的二氧化硫的含量。在本文中,笔者采用三层BP神经网络,输入层包含21个神经元,隐含层包含了20个神经元,输出层包含1个神经元。

图1所示为利用BP神经网络训练的仿真;图2所示为预测值与实际值得比较图。

通过BP神经网络的仿真训练图,我们可以看到,经过305次迭代神经网络停止,预测精度约为0.0072。

图1BP神经网络仿真图2预测值与原值比较图

五、结语

通过仿真,利用BP神经网络不断的训练,实现了对循环流化床烟气脱硫工艺预测,并实现了预测值与实际值得比较。从实验中,可以看出,预测值存在的一定的误差。今后本课题的目标就是更加减小误差值,尽量满足预测的需要。

在符合实际情况下的高精度预测,对于预测主题是非常重要的。利用预测可是预知不利的情况,提前做好防范。并且可以为进一步优化提供了便利条件。利用预测值,可以客观的验证优化的效率及程度。(作者单位:河北大学管理学院)

参考文献:

[1]范丽婷,李鸿儒,王福利.半干法烟气脱硫工艺在绝热饱和温差的软测量[J].仪器仪表学报,2009,30(7).

[2]董长虹.Matlab神经网络与应用[M].国防工业出版社,北京,2005.

篇9

1前言

我国是世界上最大的煤炭生产国和消费国，煤炭在中国能源结构中的比例高达75%以上。我国的电力结构中，火电机组装机容量约占全国总装机容量的75%，发电量约占全国总发电量的80%。我国排放的SO2总量中有90%来自于燃煤，电力行业排放的SO2约占全国的50%以上。SO2的排放可以导致酸雨，酸雨不仅可导致森林退化，湖泊酸化，水生生物种群减少，农田土壤酸化，建筑物腐蚀等环境问题，同时也对人体健康产生直接影响[1]。

目前控制燃煤电厂SO2排放的途径主要有燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫3种方式。我国发电厂用煤多为低硫煤，在发电站炉膛内，煤粉中的可燃硫分在空气的作用下迅速转化成SO2，由于炉膛内温度高，不利于脱硫，因此燃烧后脱硫即烟气脱硫（FGD）是目前控制SO2排放最行之有效的途径，也是国际上普遍采用的一种方式[2]。

2燃煤电厂烟气脱硫技术

烟气脱硫的主要方法有干法烟气脱硫、半干法烟气脱硫和湿法烟气脱硫，基本原理是都化学反应中的酸、碱中和反应。烟气中的SO2是酸性物质，通过与碱性物质发生反应，生成亚硫酸盐或者硫酸盐，从而将烟气中的SO2脱除[3]。SO2与碱性物质间的反应在碱性溶液中发生称为湿法烟气脱硫，在固体碱性物质的湿润表面发生称为干法或半干法烟气脱硫[4]。

2.1湿法脱硫技术

世界各国的湿法烟气脱硫工艺流程、形式和机理大同小异，主要是以碱性溶液为脱硫剂吸收烟气中的SO2，湿法烟气脱硫是指吸收剂为液体或浆液。由于是气液反应，所以反应速度快，效率高，脱硫剂利用率高 [5]。

2.1.1石灰石/石灰-石膏法烟气脱硫技术

石灰石/石灰-石膏法是技术最成熟、应用最多、运行状况最稳定的方法，世界各国在300 MW及以上机组的大型火电厂中，90%以上采用湿式石灰石/石灰-石膏法烟气脱硫工艺，对高硫煤，脱硫率可在90%以上，对低硫煤，脱硫率可在95%以上[6]。

石灰石/石灰-石膏法主要工艺流程为：烟气经除尘器除去粉尘后进入吸收塔，从塔底向上流动，石灰石或石灰浆液从塔顶向下喷淋，烟气中的SO2与吸收剂充分接触反应，生成亚硫酸钙和硫酸钙沉淀物，落人沉淀池。洁净烟气通过换热器加热后经烟囱排向大气。主要的化学反应机理为：

石灰法：

石灰石法：

这种半水亚硫酸钙含水率40%-50%，不易脱水，且难溶于水，容易引起结垢。我国大多采用强制氧化，即向吸收塔下部循环氧化槽中鼓入空气，使亚硫酸钙充分氧化生成石膏，氧化率高达99%。这样脱硫副产品是石膏，可以回收利用。

石灰石/石灰-石膏法的主要优点是：

（1）煤种适用范围广；

（2）脱硫效率高，吸收剂利用率高；

（3）设备运转率高，运行可靠；

（4）脱硫剂来源丰富且廉价。

但是缺点也比较明显：

（1）一次性投资和运行费用高；

（2）占地面积较大，系统操作复杂；

（3）磨损腐蚀现象较为严重；

（4）副产物石膏和脱硫废水较难处理[7]。

2.1.2氨法烟气脱硫技术

氨是一种良好的碱性吸收剂，其碱性强于石灰石吸收剂，相比钙法脱硫，氨法是气液反应过程，反应速度快，SO2的吸收率高，有很高的硫效率，同时相对于钙法系统简单、设备体积小、能耗小，成本低[8]。

氨法脱硫的原理是采用氨水作为脱硫吸收剂，氨水与烟气在吸收塔中接触混合，烟气中的SO2与氨水反应生成亚硫酸铵，亚硫酸铵经过氧化反应后，生成硫酸铵溶液，经结晶、脱水、干燥后即可制得化学肥料硫酸铵。

氨法脱硫工艺的主要技术特点：

（1）副产品硫酸铵易于处理；

（2）氨水与SO2的反应速度快，系统简单，投资费用较低；

（3）不存在结垢和堵塞现象；

（4）无废水、废渣排放。

2.1.3海水烟气脱硫技术

燃煤电厂烟气湿法脱硫常用的技术还有海水脱硫法。海水有一定的碱度和水化学特性，自然碱度大约为1.2～2.5mmol/L，具有天然的酸碱缓冲能力及吸收SO2的能力。海水脱硫工艺就是利用海水的这种特性来脱除烟气中的SO2。因此该方法可用于燃煤含硫量不高并以海水作为循环冷却水的海滨电厂[9]。

海水脱硫法的原理是用海水作为脱硫剂，在吸收塔内对烟气进行逆向喷淋洗涤，烟气中的SO2被海水吸收成为液态SO2。液态的SO2在洗涤液中发生水解和氧化作用，洗涤液被引入曝气池，采用提高pH值抑制SO2。

海水脱硫技术的主要特点：

（1）工艺简单，无需制备脱硫剂，系统可用率高；

（2）脱硫效率高，可达90%以上；

（3）投资低，运行费用低；

（4）有一定的地域限制，且只能适用于含硫量小的中、低硫煤；

（5）不产生任何废物，工艺简单、系统运行可靠。

2.2干法脱硫技术

干法脱硫是指脱硫过程中脱硫剂、脱硫产物为干态。常见的干法脱硫技术有活性焦脱硫技术，电子束脱硫技术，烟气循环流化床技术等，目前日本、韩国以及德国应用较为广泛和成熟。我国成都热电厂已经对电子束烟气脱硫技术实施示范工程。

2.2.1活性焦脱硫技术

活性焦脱硫技术是60年展起来的一种以物理、化学吸附原理榛础的干法脱硫工艺，其过程机理如下：

活性焦脱硫技术优点在于脱硫过程中SO2被转化为H2S04进而可以转化为元素硫或其它产品，工艺简单，二次污染较轻[10]。

近年来，诸多的研究机构开发出了用于脱除烟气中S02的蜂窝状活性炭，可将SO2吸附、催化转化成SO3，进而制得工业级硫酸。

彭宏[11]等研究蜂窝活性炭的脱硫性能，陈红芳[12]等研究了活性炭材料在烟气脱硫脱硝技术中的应用，王艳莉[13]等研究了载钒量对蜂窝状V205/ACH催化剂同时脱硫脱硝活性的影响，结果都表明，蜂窝状活性炭具有较好的二氧化硫转化活性，因此具有广阔的市场应用前景

2.2.2电子束照射法脱硫技术

这是一种较新的脱硫工艺，其原理为在烟气进入反应器之前先加入氨气，然后在反应器中用电子加速器产生的电子束辐照烟气，使水蒸汽与氧等分子激发产生氧化能力很强的自由基，这些自由基可以使烟气中的SO2和N2很快氧化，产生硫酸与硝酸，再和氨气反应形成硫酸铵和硝酸铵[14]。经过脱硫后的烟气温度高于露点，不需再热系统，可直接排放。

电子束照射法脱硫工艺的主要特点：

（1）不产生废水、废渣；

（2）可同时脱硫、脱硝，具有90%以上的脱硫率和80%以上的脱硝率；

（3）系统简单，操作方便，易于控制；

（4）对硫分和烟气量的变化有较好地适应性和负荷跟踪性；

电子束烟气脱硫是靠电子束加速器产生高能电子的，因而需要大功率的电子枪，还需要防辐射屏蔽；投资很大，厂用电高，关键部件电子枪寿命较低，吸收剂需氨水，且运行、维护技术要求高，一定程度上限制了它的大量应用[15]。

2.3半干法脱硫技术

半干法脱硫工艺的特点是，反应在气、固、液三相中进行，利用烟气显热蒸发吸收液中的水分，使最终产物为干粉状。半干法脱硫一般选用CaO或Ca（OH）2为脱硫剂。

2.3.1旋转喷雾干燥法

旋转喷雾干燥法一般用生石灰作吸收剂，生石灰经熟化变成具有较好反应能力的熟石灰，熟石灰浆液经高达15000～20000 r/min的高速旋转雾化器喷射成均匀的雾滴，雾滴一经与烟气接触，便发生强烈的热交换和化学反应，迅速地将大部分水分蒸发，产生含水量很少的固体灰渣[16]。

旋转喷雾干燥法烟气脱硫反应过程包含4个步骤：1）吸收剂制备；2）吸收剂浆液雾化；3）雾粒与烟气混合、吸收SO2并燥；4）脱硫废渣排出[17]。

与湿法烟气脱硫工艺相比，旋转喷雾干燥法系统相对简单、投资和运行费用低、占地面积小；同时其运行可靠，不会产生结垢和堵塞，只要控制好干燥吸收器的出口烟气温度，对设备的腐蚀性也不高。由于其干式运行，脱硫副产物易于处理，但是技术要求高、反应生成物太细小、除尘不易和腐蚀严重等问题[18]。脱硫效率可达75%～90%，略低于湿法脱硫效率。。

2.3.2炉内喷钙尾部增湿活化法（LIFAC法）

此种工艺由芬兰IVO公司开发，是在炉内喷钙工艺的基础上发展起来的。传统炉内喷钙工艺的脱硫效率仅为20%～30%，而LIFAC法在空气预热器和除尘器间加装一个活化反应器喷水增湿，促进脱硫反应，脱硫效率可达70%～75%[19]。

炉内喷钙加尾部增湿活化技术脱硫主要分为两段，第一段碳酸钙分解为CaO，CaO与SO2反应，第二段CaO遇水生成Ca（OH）2再次与SO2反应，最终产物生成CaS03，CaS04等[20]。具体过程如下：在燃煤锅炉内适当温度区喷射石灰石粉，并在炉后烟道内增设活化反应器，在反应器入口喷水，水在反应器中完全蒸发，将烟气中在炉内没有反应及高温烧结失去活性的CaO迅速水合反应生成高活性的Ca（OH）2，用以脱除烟气中的SO2。脱硫率一般为70%一80%。

3结论与展望

综上所述，在我国众多的烟气脱硫技术中，技术最成熟、运行最稳定、应用最广泛的还是石灰石/石灰-石膏法，但循环流化床和海水脱硫等新型烟气脱硫技术正在迅速为人们所认可。但就总体而言，脱硫效果并不理想，目前仍存在很多的技术问题需要克服，随着人们环保意识的不断增强，发展高效可循环的脱硫技术势在必行。今后我们要完善和改进现有的脱硫技术，积极引进和吸收国外先进脱硫技术，开发适应我国情况的脱硫新技术，形成有我国特色的脱硫技术，同时开发其副产品的综合利用，从根本上促进我国电力、环境保护和经济的协调发展。

参考文献：

[1]赵鹏高.燃煤电厂烟气脱硫有关问题的思考[J].中国电力，2004，37（10）.

[2]王小明，薛建明，颜俭，等.国内外烟气脱硫技术的发展与现状[J].电力环境保护，2000，（1）.

[3]郝吉明.燃煤二氧化硫污染控制技术手册[M].北京：化学工业出版社，2001.

[4]李喜，李俊.烟气脱硫技术研究进展[J].化学工业与工程，2006，23（4）：351-355.

[5]段建中.湿法脱硫与碳排放[J].行业信息学报，2011，40（8）：83.

[6]鲁天毅.湿法烟气脱硫还杭州蓝天一片[J].中国电力企业管理，2004.

[7]朱光涛.石灰石―石膏湿法烟气脱硫技术的应用[J].东北电力技术，2002，（l2）.

[8]史永永，李海洋，张慧，等.氨法烟气脱硫技术研究进展[J].磷肥与复肥，2012，27（5）：6-9.

[9]郭鲁钢，王海增，朱培怡，等.海水脱硫技术现状[J]. 海洋技术学报， 2006， 25（3）：10-14.

[10]张守玉.活性焦吸附氧化法脱除烟道气中二氧化硫叨[J].燃料化学学报，1999，27（6）：522-528.

[11]彭宏.蜂窝活性炭脱硫性能的研究[J].四川大学硕士学位论文，2006.

[12]陈红芳.论活性炭材料在烟气脱硫脱硝技术中的应用川[J].山西科技，2010，2：14-18.

[13]王艳莉， 詹亮， 凌立成，等. 载钒量对蜂窝状V2O5/ACH催化剂同时脱硫脱硝活性的影响[J].华东理工大学学报（自然科学版），2006，32（5）：497-502.

[14]刘宗豪.国内SO2污染现状及治理技术[J].辽宁城乡环境科技，2003，23（l）.

[15]汤宗慧.电子束半干法烟气净化技术[J].华东电力，2003（8）.

[16]李青. 燃煤电厂二氧化硫污染与治理[J]. 山东电力技术，2002，（l）.

[17]钟秦. 燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例[M].北京：化学工业出版社，2002.

篇10

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酸轧机组AGC控制应用介绍

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1420冷轧乳化液系统的应用与实践

电镀锡机组锡溶解工艺的应用研究

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镀锡机组电镀电流的控制

减少热镀铝锌锌渣的产生

降低轧制T5料轧制力异常升高的措施

镀锡机组橡胶套筒损伤原因及防范措施

T4料局部边浪形成机理分析

冷轧厂轧制油消耗分析

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转炉炉体挡渣板装置

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干熄焦技术在梅钢的应用

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罗斯蒙特3051型智能变送器在套筒石灰窑中的应用

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基于BP神经网络的BNS440热轧板力学性能预测

12MW汽轮发电机轴承破裂问题研究处理

原料码头门机卸煤能力与泊位功能定位分析

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采用便携式超声波流量计对在线流量计的检测

冷轧带钢电解碱洗技术

梅山尾矿分级过滤试验研究

对一种连铸板坯异常变形的分析

梅钢电力调度自动化系统发展探讨

梅钢压缩空气系统概况及节能思考

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1.引言

国电菏泽发电有限公司三期2×330MW机组配套建设的石灰石——石膏湿法脱硫装置于2006年投入运行以来，当机组燃烧设计煤种，脱硫设施运行稳定，烟气排放指标完全能达到国家环保排放指标和设计要求。入炉煤硫份掺配到1.2%以下，脱硫设施满负荷运行，基本能满足环保排放要求。为山东省SO2的减排作出了巨大贡献目前。目前煤炭供应低硫煤愈来愈少，高硫煤愈来愈多，入炉煤硫份掺配越来越困难，与设计煤种相比，燃用煤种含硫量大幅增加，脱硫系统出力明显不足，SO2排放指标不能处于受控状态，严重影响了脱硫装置的安全、经济运行。同时，地方环保部门对电厂脱硫装置的监督管理力度越来越大，为确保电厂SO2达标排放和实现总量控制，电厂迫切需要针对原有脱硫系统进行必要的技术改造，以满足生产运行的需要。[1-2]

2.国电菏泽发电有限公司运行系统优化方案的提出

通过对美国MET技术的研究和山东百年电力发展股份有限公司、华电国际邹县发电厂等现有喷淋塔脱硫装置的调研、普查和专题研究，根据喷淋塔脱硫技术的特点，并结合国电菏泽发电有限公司的实际情况，综合考虑脱硫效率、环保要求、场地条件、吸收剂来源、脱硫工艺方案的成熟程度、投资估算及企业发展规划等方面的因素，根据总量控制要求，给出了国电菏泽发电有限公司运行系统优化的三个方案[3]：

方案一：保留原塔，增加附塔。吸收塔系统，原吸收塔、浆液循环泵、氧化风机整体系统保持不变，在原#5、#6吸收塔西侧各增加一座吸收塔，相应配套增加循环泵、氧化风机等设备；浆液制备系统，增加一套浆液管道系统；脱水系统，对石膏旋流器、真空皮带脱水系统进行扩容更换；同时对工艺设备各辅助系统设备、电气设备、热控设备根据核算进行相应改造。[4]

方案二：异地建造新塔，原塔综合利用。吸收塔系统，吸收塔异地重建、浆液循环泵、氧化风机进行扩容更换；浆液制备系统，增加一套浆液管道系统；脱水系统，对石膏旋流器、真空皮带脱水系统进行扩容更换；同时对工艺设备各辅助系统设备、电气设备、热控设备根据核算进行相应改造。

方案三：原塔改造。吸收塔系统，改造原有吸收塔，增加浆液循环泵，氧化风机等进行扩容更换；浆液制备系统，增加一套浆液管道系统引自二期脱硫浆液制备系统以满足新增脱硫量的需要；脱水系统，对石膏旋流器、真空皮带脱水系统进行扩容更换；同时对工艺设备各辅助系统设备、电气设备、热控设备进行重新校核，对需进行扩容改造的设备材料进行相应改造。在满足改造性能要求的基础上，综合经济性、合理性、运行安全性以及现有场地利用等各方面考虑，建议按方案三（即：改造原塔）进行改造，GGH拆除及烟囱防腐与脱硫改造工程同时进行。[5]

参考文献：

[1]H.Garcia Molina and J.UUman.Database Systems[M].The Complete Book:Pearson Education,Inc,October,2003.

[2]王勇领.系统分析与设计[M].清华大学出版社,1991.

[3]Zhang H,Li H,Tam C M.Particle swarm optimization for resource constrained project scheduling[J]．International Journal of Project Management,2006,24(1):83-92．

[4]Zhang H,Li H,Tam C M．Particle swarm optimization for resource constrained project scheduling[J].International Journal of Project Management,2006,24(1):83-92.

[5]徐晓飞.支持ERP快速实施的建模方法及系统实现[D].哈尔滨工业大学硕士学位论文,2005:89-95.

篇12

中图分类号：TE08文献标识码： A

（正文，请严格按论文著作格式编排）

一、概述

新型废旧铅酸蓄电池回收技术是从危险固体废弃物——废铅酸蓄电池中回收再生铅、并实现各组份综合利用的一种新技术，通过将废蓄电池自动破碎分选，然后对组成蓄电池的各组份分别处理，达到循环利用的目的。

本技术的主要创新点是在再生铅回收工艺中引入了破碎分选技术、脱硫技术、副产品回收技术、碳还原冶炼技术、富氧燃烧技术、塑料改性再生技术和再生铅深加工技术，使铅回收率达到98%以上，锑利用率达到90%，废塑料和废酸全部回收利用。实现了生产过程清洁无污染，废蓄电池各组份全部循环利用。

二、项目的意义和必要性

废铅酸蓄电池属于危险固体废弃物，据统计全国现每年的产生量约60x104吨，随着我国汽车、通讯工业的发展，专家预计到2010年，每年可产生废铅酸蓄电池110x104吨以上。报废的铅酸蓄电池主要由铅金属（金属态铅）占30%、铅膏（泥状，由硫酸铅、氧化铅等组成）占40%、PVC隔板5%、PP塑料5%及废硫酸（浓度15-20%）20%，废铅酸蓄电池若不回收处理，不但需要大面积的场地来堆放或填埋，而且铅是有毒物质，硫酸具有强的腐蚀性，它们将会对环境和土壤造成重大危害，同时，造成了大量的资源浪费。所以必须对废旧铅酸蓄电池进行有效的无污染的处理。

三、工艺流程

3.1废旧铅酸蓄电池处理核心技术及工艺流程总概

本项目的核心技术是：

⑴ 破碎分选技术；

⑵ 脱硫及副产品回收技术；

⑶ 富氧燃烧技术；

⑷ 塑料造粒技术；

⑸ 碳还原冶炼技术；

⑹ 精炼及合金配制技术。

工艺流程为废铅酸电池破碎分选铅膏脱硫短窑冶炼精炼配制合金浇铸铅基合金包装入库外销。

废铅酸电池由储料运输车倒入漏斗槽体内，再经由变频驱动器激活的振荡进料设备，可根据进料斗减损重量比例送料，在由输送带输送至破碎槽内，废料中的金属碎片由装置于破碎槽上的磁性分离设备监测后筛选分离出来，用以保护破碎槽。如进料中有过多磁性金属或铁屑存在，金属监测仪就会停止进料动作。

所有的废酸（料场、装载机、传送带和破碎机）均收集至废酸储槽，然后泵送至过滤机除去固体成份后，再送入电解液储槽。储存硫酸浓度介于15-20%之间(凝固点介于-10℃至-14℃间)。

破碎后的物料进入湿式转鼓筛，将铅膏分离出来，为了保证铅膏沉降彻底，需在此过程中加入专用的絮凝剂。

剩余的物料再送至进一步分离，将铅金属、PVC隔板和PP分开。

PP从分选槽中取出清洗后进入料仓，而铅金属和PVC隔板则进入水力分选器进一步处理。PP料经磨细、清洗、水介质输送、旋风收集、加热后送入配料装置，加入助剂、螺杆挤压、塑料改性造粒，产出高等级的PP粒。

铅金属从水力分选器底部取出，皮带送至转鼓筛进行二次清洗，纯净的铅屑直接用皮带送到铅屑转炉处理。洗出的铅膏送至铅膏处理系统。PVC隔板清洗后进入料仓。

所有的水均收集在循环池中重复使用。

铅膏则送入脱硫车间。在此，铅膏泵至脱硫反应槽，在碳酸盐存在的条件下发生以下反应：

PbSO4+CO32-=PbCO3+SO42-

然后泵至压滤机将铅膏与脱硫液分离，滤饼经水洗后，卸下存放待冶炼。

废酸及滤液经小的滤液再滤机处理，纯净的滤液再泵至蒸发装置，硫酸钠被逐步分离出来。经离心处理后，硫酸钠在热气流中干燥并输送至料仓中包装待发运。

铅屑在铅屑转炉中熔炼，产出合金铅，浮渣与铅膏一起进入冶炼系统处理。

脱硫后的铅膏和浮渣一起进入反射炉中，采用富氧燃烧进行冶炼处理，产出粗铅。合金铅和粗铅进入精铅及合金系统生产铅合金产品和精铅产品。冶炼过程中的烟气经过余热锅炉换热后进入袋式除尘器处理后排放。余热锅炉产生蒸汽用于蒸发结晶和PP造粒。

3.2铅膏脱硫转化系统

3.2.1工艺技术方案与流程

铅膏应用湿法脱硫技术，在铅膏中加入碳酸钠将其中的硫酸铅转化为碳酸铅，相对比传统工艺，脱硫过程可降低铁屑和助熔剂的耗量，可降低温度从而节约能源；可降低渣含铅量。

铅膏采用脱硫转化方法将其中的硫酸铅转化成碳酸铅，其目的：

起固硫作用，在冶炼之前，将铅膏中以硫酸铅形式存在的硫转化到溶液中，回收副产品硫酸钠，避免冶炼过程中硫以二氧化硫形式排放；

降低冶炼温度，由1300℃降低至900℃，减少了因高温而造成大量铅蒸汽挥发。

铅膏则送入脱硫车间。在此，铅膏泵至脱硫反应槽，在碳酸盐存在的条件下发生以下反应：

Na2CO3+H2SO4 Na2SO4+H2O+CO2

Na2CO3+PbSO4 Na2SO4+PbCO3

3.2.2主要设备

3.3冶炼系统

3.3.1工艺技术方案

经过脱硫后的铅膏和合金配制过程中产生的浮渣一起进入反射炉中，以天然气为燃料，采用富氧燃烧进行冶炼处理（900℃），产出粗铅。反射炉和铅屑转炉生成的氧化渣和精炼渣在进入回转短窑冶炼，同样采用富氧燃烧装置，产出铅。

a.铅屑转炉作用是将破碎后铅屑直接进入冶炼生成铅合金。

b.回转短窑的作用是冶炼反射炉和铅屑转炉冶炼后产生的氧化渣。控制系统由燃烧温控系统、全自动气动加料系统、窑体旋转控制系统及窑门提升系统组成，燃烧温控系统采用富氧燃烧器，采用三级控温方式以保证提高燃烧效果。此外，温控系统实现了进风量、氧气量自动调节，点火加料温度检测自动控制。短窑自控系统改变了传统反射炉设备密闭性差、劳动强度大、工作环境温度高、污染严重等问题。加之特殊熔剂的使用，使渣及渣含铅均明显降低（渣率为6%以下，渣含铅2%）且渣的流动性好，可作为原生铅生产过程中的添加剂。

c.富氧燃烧技术：富氧燃烧就是用氧气替代空气助燃，采用AⅡ-通气式专用烧咀。其特点是尾气量减少70%以上、燃料100%燃烧，节能30-40%，燃烧温度高，热效率提高30%，炉内冶炼后气氛的控制更方便。

以富氧燃烧技术代替空气助燃冶炼，具有以下优势：

----减少燃料消耗30-40%；

----更低的氮氧化物和碳氧化物的排放量；

----熔炼操作更灵活，提高效率30%；

----减少烟气和烟尘量50%以上；

----有利于冶炼作业及工艺控制。

本次改造工艺与设备与原工艺的比较表

3.3.2工艺流程

铅屑在铅屑转炉中于500℃条件下低温熔炼（传统混炼工艺为1300℃）产出合金铅，浮渣与铅膏一起进入冶炼系统处理。脱硫后的铅膏和浮渣一起进入反射炉中，以天然气为燃料，采用富氧燃烧进行冶炼处理（900℃），产出再生铅。 反射炉和铅屑转炉生成的氧化渣和精炼渣再进入回转短窑冶炼，同样采用富氧燃烧装置，提炼出铅。

3.3.3主要设备

a.铅屑转炉：熔化铅屑的转窑长约65米，内径约1米，工作方式是连续进料，连续出铅，采用螺旋进料，进料仓有计量称，窑体呈倾斜状（约10-15度），进料端高于出料端，燃烧器安在出料端，火焰偏右偏下约15。射在窑壁上，火焰长约500mm，窑内温度约500℃度，渣熔融，渣铅一起放在出料口下部一个容器中。窑口焊有几块翅状档板，随着窑的转动，档板将渣刮出容器进入一个有水的螺旋进行水淬，螺旋有输送渣和碎渣两个作用，最终渣进入回转短窑处理。

b.回转短窑：长4.5米，直径3.5米，工作方式是间歇作业，转窑以天燃气为燃料，纯氧助燃，气氧比为1：1，火焰呈平行状，烧咀较长，通过烟罩伸入窑内燃烧，烟气全部由烟罩进入收尘系统，烟罩在燃烧器端，转窑内处于负压状态，放铅处也采用整体的烟罩收集烟气。整个炉子没有烟气溢出。原料为铅屑连续熔炼转炉和反射炉产出的氧化渣，转窑采用加料车加料，冶炼原料用铲车盛入料匙，加料车将料匙送入窑内，旋转倒料，加料时间为10分钟，每次可加料9吨，每天冶炼6炉。放料口和加料口在一端，将铅包送到位于整体烟罩内的出料口下，直接打开炉口将渣或铅放入铅包中，放料时间为10分。冶炼温度为900℃，加入1%的纯碱和3%焦碳。

c.反射炉：铅膏和粉碎后的其他含铅废料（占10%）在反射炉中处理，全自动电脑监控，采用氧化冶炼先拿出一部分铅，约60%（软铅），渣还含有70%Pb和10%Sb，为氧化态，与其他渣一起在回转短窑中还原冶炼。反射炉5米长，2米宽，内高2米。反射炉采用螺旋进料，进料仓有计量称，以计量进料量，采用连续进料，连续出铅的方式，采用天燃气作燃料，富氧燃烧器一套，共有5个咀，其中炉前2个，尾部1个，两侧各1个。炉内温度前部800-900℃，每10分钟加一吨料，根据渣的情况加入少量的碳。连续出铅，间歇放渣，渣铅分别从炉子两侧放。

3.4合金配置系统

3.4.1工艺技术方案

冶炼系统生产的粗铅和合金铅半成品再送入合金铅车间进行精处理，可生产出高纯度的精铅及高品质量的合金铅，合金铅生产过程中采用了铅基合金深度脱氧工艺，保证了合金产品的晶相结构良好，使用性能优异。解决了再生铅深加工为铅基合金时容易出现的合金结晶晶粒粗大、不均匀，浇铸性能变差，影响蓄电池板栅质量等缺陷，达到减少铅基合金氧元素含量、改善铅基合金结晶晶粒状况和物理、电化学性能的目的。利用该技术生产的铅基合金具有合金元素稳定，合金晶粒细小等特点及良好的耐腐蚀性能、优异的机械强度及板栅制造工艺性能，使用过程中无冷裂、热裂等铸造缺陷。

3.4.2工艺流程

冶炼生产的再生铅进入合金车间，在合金炉内低温熔化后，经精炼、元素调整、深度脱氧等工艺技术，最终熔铸成精铅或铅合金产品。精炼氧化渣进入短窑冶炼，产出再生铅后又返回合金车间循环使用。

3.4.3主要设备

3.5副产品回收系统

3.5.1工艺技术方案

脱硫液和收集的废酸电解液泵入副产品回收系统，经过中和、蒸发、结晶技术的处理，生产硫酸钠产品。

3.5.2工艺流程

废电解液稀硫酸全部收集，转入硫酸盐副产品生产系统全部转化生产成硫酸钠产品；从破碎分选设备分流出来的液体及从其他位置收集到的废酸，是由酸性液与电解液组成的，收集到废液槽内与脱硫母液一起泵入过滤机除去固体成份后，进入副产品回收系统，经中和、蒸发、结晶技术的处理，生产高品质的硫酸钠产品。该产品可用作洗涤剂、造纸及玻璃制品的添加剂。

3.5.3主要设备选型

3.6烟气余热利用系统

3.6.1工艺技术方案

为节约能源，利用一套烟气余热利用系统，通过余热锅炉充分吸收反射炉及短窑烟气的热量来产生厂自用蒸汽。

3.6.2工艺流程

从反射炉出口的烟气温度大约在1000℃以上，回转短窑冶炼出口烟气温度也有800℃左右,为了利用烟气余热，建设一台余热锅炉，产生蒸汽用来脱硫及附产品回收及PP造粒。

蒸汽参数：压力为1.0MPa,温度为180℃。通过热量平衡计算，能够达到所需蒸汽量。从余热锅炉出来的排烟温度大约为180℃，烟气通过除尘处理后利用原烟囱达标排放。

3.6.3主要设备选型

四、结束语

采用新技术回收废铅酸蓄电池，生产再生铅，作为一个新兴的经济领域受到广泛的重视，它符合国家提出提高资源综合利用水平，发展循环经济这一国策要求，废旧铅酸蓄电池资源化利用改造技术具有重要的意义。

参考文献：

牛冬杰,聂永丰;废电池的环境污染及资源化价值分析;上海环境科学; 2000年10期