负压气提脱硫(稳定)工艺与正压气提脱硫(稳定)工艺的对比分析

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负压气提在高含硫气田采出水脱硫处理中的应用

渊1冤正压气提脱硫效果差袁对水中硫化物去除率低遥该站正压气提工艺对硫化物的去除率只有 44.17%~50.20%袁正压气提出水硫化物平均为 1 100 mg/L袁而设计要求正压气提出水硫化物臆300 mg/L遥
渊2冤脱硫剂投加量大袁吨水药剂成本高遥由于该站正压气提出水硫化物浓度高袁造成后续脱硫剂及净水剂药剂用量大袁从而最终影响到整个预处理系统处理成本遥根据 2019 年现场实际运行统计袁目前该污水处理站脱硫处理吨水成本为 128.52 元袁其中药剂费用占比最高袁达到 51%遥药剂费中脱硫剂费用最高袁其吨水费用为 45.92 元遥结合正压气提的运行情况袁造成脱硫药剂费用高的主要原因是正压气提塔脱硫效率低遥
8 4.5
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中试试验结果表明袁按照试验确定的负压气提工作参数运行袁可以大幅度提高气提工艺对气田采出水中硫化物的去除率袁负压气提对水中硫化物的去除率达到 99%袁出水硫化物臆20 mg/L遥
咱关键词暂负压气提曰正压气提曰气田采出水曰硫化物曰高含硫气田咱中图分类号暂 X741曰X703 咱文献标识码暂 B 咱文章编号暂 1005-829X渊2021冤06-0266-04
Application of negative gas stripping in removing sulfide of produced water in high sulfur gas field
图 1 负压气提中试工艺流程
根据中试试验流程袁对已建正压气提塔进行工艺改造袁变为负压气提遥该装置处理量为 8 m3/h遥 2.2.1 气水比研究

脱硫工艺的比较

几种脱硫工艺的比较烟气脱硫经过了近30年的发展已经成为一种成熟稳定的技术，在世界各国的燃煤电厂中各种类型的烟气脱硫装置已经得到了广泛的应用。

烟气脱硫技术是控制SO2和酸雨的有效手段之一，根据脱硫工艺脱硫率的高低，可以分为高脱硫率工艺、中等脱硫率工艺和低脱硫率工艺；最常用是按照吸收剂和脱硫产物的状态进行分类可以分为三种：湿法烟气脱硫、半干法烟气脱硫和干法烟气脱硫。

1) 干法烟气脱硫工艺是采用吸收剂进入吸收塔，脱硫后所产生的脱硫副产品是干态的工艺流程，干法脱硫技术与湿法相比具有投资少、占地面积小、运行费用低、设备简单、维修方便、烟气无需再热等优点，但存在着钙硫比高、脱硫反应速度慢，设备庞大，脱硫效率低、副产物不能商品化等缺点。

干法烟气脱硫技术中，炉内喷钙优点同样有无污水和废酸排放，设备腐蚀小，净化后烟气烟温高，利于烟囱排放扩散，投资省占地少易于国产化等。

但是也有比较明显的缺点，它只适合煤种含硫量《2%，脱硫率低，脱硫率大概只有70%－90%，不能适应目前对SO2的排放限制越来越严的环保要求。

与常规煤粉炉相比，由于脱硫剂的加入和增湿活化的使用，会对锅炉的运行产生一定影响，比如结灰结渣，对锅炉受热面的磨损加重，也使锅炉效率降低。

该技术还需要改动锅炉，这些都会影响锅炉的运行。

对现有的除尘器也产生了响，由于灰量增加，除尘器效率应提高。

2) 半干法烟气脱硫工艺是采用吸收剂以浆液状态进入吸收塔（洗涤塔），脱硫后所产生的脱硫副产品是干态的工艺流程。

常见的半干法烟气脱硫技术主要包括循环悬浮式半干法、喷雾干燥法、炉内喷钙尾部增湿脱硫工艺等。

其中循环悬浮式半干法烟气脱硫技术较为成熟，应用也较为广泛。

3) 湿法烟气脱硫（FGD）的基本原理是碱性物质吸收并固定酸性的二氧化硫。

主要有两种方法，一种是石灰石（碳酸钙），即钙法；一种是氨，即氨法。

钙法烟气脱硫工艺是采用石灰石（碳酸钙）洗涤SO2烟气以脱除SO2。

钙法烟气脱硫技术以其脱硫效率较高、适应范围广、钙硫比低、技术成熟、副产物石膏可做商品出售等优点成为世界上占统治地位的烟气脱硫方法。

含硫气田水微正压气提过程分析优化

通讯作者：饶冬，２０２０年毕业于西南石油大学化学工程与技术专业，硕士，现在中国石化西南油气分公司采气二厂从事含硫气田水处理方面的工作。

通信地址：四川省阆中市七里开发区中国石化阆中科研基地，６３７４００。

Ｅｍａｉｌ：ｒａｏｄｏｎｇ１９９４＠１６３．ｃｏｍ。

含硫气田水微正压气提过程分析优化饶冬１　郭威１　龚小平１　吴鹏斌２　赖贵林１　廖东１　李配１（１．中国石化西南油气分公司采气二厂；２．中石化广元天然气净化有限公司）摘　要　针对含硫气田水正压气提效率低、负压气提设备投资较高且工艺流程较复杂的问题，开展了微正压气提除硫试验。

同时采用ＡｓｐｅｎＰｌｕｓ软件进行微正压气提过程模拟分析，以气提效率和水处理成本作为评价指标，分析了气水比、塔压、进水ｐＨ值、进水流量和进水硫化物含量对气提效果的影响。

结果表明，微正压气提在进水ｐＨ值为４．５～５．５，塔压３０ｋＰａ以下，气水比为６～１０条件下，气提效果较好。

现场应用表明，优化后微正压气提效率平均为９３．１５％，比优化前气提效率提高了１３．８６％，可节约水处理成本约４６．１１万元／ａ，为同类含硫气田水处理技术提供一定的参考。

关键词　含硫气田水；微正压气提；气提效率；参数优化；经济效益ＤＯＩ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００５３１５８．２０２２．０５．００３文章编号：１００５３１５８（２０２２）０５００１３０６犘狉狅犮犲狊狊犃狀犪犾狔狊犻狊犪狀犱犘犪狉犪犿犲狋犲狉犗狆狋犻犿犻狕犪狋犻狅狀狅犳犕犻犮狉狅狆狅狊犻狋犻狏犲犘狉犲狊狊狌狉犲犛狋狉犻狆狆犻狀犵犻狀犛狌犾犳狌狉犮狅狀狋犪犻狀犻狀犵犌犪狊犉犻犲犾犱犠犪狋犲狉ＲａｏＤｏｎｇ１　ＧｕｏＷｅｉ１　ＧｏｎｇＸｉａｏｐｉｎｇ１　ＷｕＰｅｎｇｂｉｎ２　ＬａｉＧｕｉｌｉｎ１　ＬｉａｏＤｏｎｇ１　ＬｉＰｅｉ１（１．犜犺犲犛犲犮狅狀犱犌犪狊犘狉狅犱狌犮狋犻狅狀犘犾犪狀狋，犛犐犖犗犘犈犆犛狅狌狋犺狑犲狊狋犗犻犾犪狀犱犌犪狊犆狅犿狆犪狀狔；２．犛犐犖犗犘犈犆犌狌犪狀犵狔狌犪狀犖犪狋狌狉犪犾犌犪狊犘狌狉犻犳犻犮犪狋犻狅狀犆狅．，犔狋犱．）犃犅犛犜犚犃犆犜　Ｉｎｖｉｅｗｏｆｔｈｅｌｏｗｓｔｒｉｐｐｉｎｇｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙｏｆｐｏｓｉｔｉｖｅｐｒｅｓｓｕｒｅｓｔｒｉｐｐｉｎｇ，ｈｉｇｈｅｑｕｉｐｍｅｎｔｉｎｖｅｓｔｍｅｎｔｃｏｓｔｓａｎｄｒｅｌａｔｉｖｅｌｙｃｏｍｐｌｉｃａｔｅｄｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｏｆｎｅｇａｔｉｖｅｐｒｅｓｓｕｒｅｓｔｒｉｐｐｉｎｇｆｏｒｔｈｅｓｕｌｆｕｒｃｏｎｔａｉｎｉｎｇｇａｓｆｉｅｌｄｗａｔｅｒ，ｍｉｃｒｏｐｏｓｉｔｉｖｅｐｒｅｓｓｕｒｅｓｔｒｉｐｐｅｒｄｅｓｕｌｆｕｒｉｚａｔｉｏｎｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔｓｗｅｒｅｃａｒｒｉｅｄｏｕｔ．ＷｉｔｈｔｈｅｐｒｏｃｅｓｓｓｉｍｕｌａｔｉｏｎａｎｄｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅａｎａｌｙｓｉｓｕｓｉｎｇＡｓｐｅｎＰｌｕｓｓｏｆｔｗａｒｅ，ｔｈｅｅｆｆｅｃｔｏｆｏｐｅｒａｔｉｏｎｐａｒａｍｅｔｅｒｓｏｎｓｔｒｉｐｐｉｎｇｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅｓｗｅｒｅｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｅｄ，ｕｓｉｎｇｔｈｅｓｔｒｉｐｐｉｎｇｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙａｎｄｅｃｏｎｏｍｉｃｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅａｓｅｖａｌｕａｔｉｏｎｉｎｄｉｃａｔｏｒｓ．Ｔｈｅｒａｔｉｏｓｏｆｇａｓｔｏｌｉｑｕｉｄ，ｓｔｒｉｐｐｅｒｐｒｅｓｓｕｒｅ，ｔｈｅｐＨｏｆｉｎｌｅｔｌｉｑｕｉｄ，ｉｎｌｅｔｌｉｑｕｉｄｖｏｌｕｍｅａｎｄｔｈｅｓｕｌｆｉｄｅｃｏｎｔｅｎｔｏｆｉｎｌｅｔｌｉｑｕｉｄｉｎｆｌｕｅｎｃｅｓｏｎｔｈｅａｉｒｌｉｆｔｗｅｒｅａｎａｌｙｚｅｄ．ＴｈｅｒｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｅｄｔｈａｔｔｈｅｏｐｔｉｍｉｚｅｄｓｔｒｉｐｐｉｎｇｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅｃａｎｂｅａｃｃｅｓｓｅｄｕｎｄｅｒｔｈｅｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓｏｆｉｎｌｅｔｗａｔｅｒｐＨ４．５５．５，ｓｔｒｉｐｐｅｒｐｒｅｓｓｕｒｅｂｅｌｏｗ３０ｋＰａａｎｄｇａｓｔｏｌｉｑｕｉｄｒａｔｉｏ６１０．Ｔｈｅｆｉｅｌｄａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｓｈｏｗｅｄｔｈａｔｔｈｅａｖｅｒａｇｅｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙｏｆｍｉｃｒｏｐｏｓｉｔｉｖｅｓｔｒｉｐｐｉｎｇｐｒｅｓｓｕｒｅｗａｓ９３．１５％ａｆｔｅｒｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ．Ｔｈｅｓｔｒｉｐｐｉｎｇｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙｗａｓｉｍｐｒｏｖｅｄｂｙ１３．８６％，ｗｈｉｃｈｃａｎｓａｖｅｔｈｅａｎｎｕａｌｃｏｓｔｆｏｒａｂｏｕｔ４６１１００ｙｕａｎ．Ｔｈｅｍｅｔｈｏｄｐｒｏｖｉｄｅｄａｃｅｒｔａｉｎｒｅｆｅｒｅｎｃｅｆｏｒｔｈｅｗａｔｅｒｔｒｅａｔｍｅｎｔｐｒｏｃｅｓｓｉｎｓｉｍｉｌａｒｓｕｌｆｕｒｃｏｎｔａｉｎｉｎｇｇａｓｆｉｅｌｄｓ．犓犈犢犠犗犚犇犛　ｓｕｌｆｕｒｃｏｎｔａｉｎｉｎｇｇａｓｆｉｅｌｄｗａｔｅｒ；ｍｉｃｒｏｐｏｓｉｔｉｖｅｐｒｅｓｓｕｒｅｓｔｒｉｐｐｉｎｇ；ｓｔｒｉｐｐｉｎｇｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙ；ｐａｒａｍｅｔｅｒｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ；ｅｃｏｎｏｍｉｃｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ０　引　言含硫气田开采过程中，气田采出水硫化物含量较高，且杂质及悬浮物成分复杂，导致含硫气田水除硫难度较大。

负压和正压气力石子煤输送系统比较

负压和正压气力石子煤输送系统比较何怀昌;周倩【摘要】分别介绍了正压、负压气力石子煤输送系统的主要设备功能、操作工艺及系统特点,并对这两种输送方式的性能参数及投资费用进行了比较.正压、负压气力石子煤输送系统均具有较强的适应性及稳定性,能满足现场使用要求,其中正压气力输送方式在投资及能耗上具有一定优势,负压气力输送方式对布置空间要求较低.当输送距离超过100 m时,建议采用正压气力输送方式.【期刊名称】《广东电力》【年(卷),期】2010(023)005【总页数】4页(P55-57,61)【关键词】石子煤;负压输送;正压输送;投资比较【作者】何怀昌;周倩【作者单位】广东省粤电集团连州发电厂,广东,连州,513400;广东省电力设计研究院,广东,广州,510663【正文语种】中文【中图分类】TK223.25随着火力发电机组向高容量、高参数发展，采用MPS型或HP型磨煤机后，产生的大量石子煤的输送一直是个难题。

目前国内石子煤的输送主要有人工清理、机械输送、水力输送等几种方式[1]，但均存在局限性。

人工清理简单可靠，初期投资省，但自动化水平低，人力花费较大，且排放石子煤时有粉尘飞扬，与建设环保型电厂的目标不相符；机械输送自动化水平高，但需深挖隧道，连续振动后紧固件容易松动，给运行维护带来不便。

结合目前石子煤输送系统存在的不同局限性，国内厂家推出负压与正压2种方式的新型石子煤气力输送系统，并分别于2008年6月及2009年10月在电厂成功运用。

负压气力石子煤的输送原理是采用真空气力输送，由真空泵提供真空产生吸引力，利用高速气流输送和清理石子煤，并在石子煤仓进行集中分离。

以国电泰州发电厂2×1 000 MW机组为例，每台锅炉安装6台中速磨煤机(5用1备)，型号为MPS280，最大出力92 t/h，石子煤的额定排量不大于出力的0.1%，粒度不大于30 mm。

每台磨煤机配备1套石子煤收集器、给料机构、气力加速室、输送管(DN125)，每根支管汇合后合成1根母管(DN150)，输送管连接至石子煤仓，仓顶布置有脉冲反吹式除尘器，每套动力装置设2套出力为47 m3/min(标准状态，下同)的真空泵(1用1备)。

全负压脱硫工艺

而影响其吸收推动力的是气相中硫化氢的分压和液相表面硫化氢的分压。

但在实际生产中，气相中硫化氢的分压（即浓度）要受到配煤煤种、配煤比例、入炉成本、硫的转化率等诸多因素的影响，近乎是不可更改的。

那么我们唯一可做就是降低液相表面硫化氢的分压。

也就是减少以分子状态存在于液相的硫化氢。

而液相中硫化氢的多少完全取决于硫化氢的解离度（即电离程度）。

硫化氢的电离又受到二级电离平衡方程式和的绝对控制。

且伴随着硫化氢的解离，溶液中的硫化氢随之减少，并降低界面上硫化氢的分压，从而使气相中的硫化氢迅速向液相移动。

过程的终点必将是解离达到平衡，即液相中的硫化氢在界面上的分压与气相中硫化氢的分压达到平衡。

由此看来只有减少液相溶液中氢离子和硫氢根离子的浓度方是最佳方案。

根据酸碱相遇迅速发生中和反应的原理，提高脱硫液的碱度和PH值必成为首选。

而欲提升碱度，即提高液相中游离氨的比例，则必须降低脱硫液的吸收温度。

促使脱硫液吸收煤气中的氨形成游离态氨，当溶液中存在游离态氨时，将加速硫化氢的解离，使界面处液面上的硫化氢分压迅速降低，促进了硫化氢从气相向液相的溶解。

直到液相中的NH3全部转化成铵离子NH4+。

反过来，伴随着吸收温度的降低，又有利于提高脱硫液吸收煤气中氨的速度和提高溶液中氨的浓度，使PH 值和碱度得到相应的提高。

从本质上改变了硫化氢的吸收性质，即从单纯的物理吸收过程跃升为物理—化学吸收过程。

当然温度也不宜过低，温度过低会严重影响反应速度和催化再生，使脱硫溶液发粘，影响浮选析硫。

同时兼受到焦炉煤气影响，其它酸性气体如：CO2、HCN、CS2等同时进入液相，与游离氨反应生成副盐，降低碱度，对脱硫产生不良影响，最终降低脱硫效率。

从理论上说，虽然我们可以通过调整指标抑制副反应，但客观的讲却无法从根本上消除。

另一个方面对硫氢根离子的选择性氧化，则取决于催化剂的性能，它取决于催化剂的携带游离氧的能力和催化剂催化再生的活性。

选择适宜的催化剂是我们另外考虑的问题。

含硫污水处理负压气提技术优化

为了降低污水处理成本，减少危废产生量，探索新的污水处理工艺技术，引进了负压气提技术，同时对负压气提技术进行了一系列参数条件的优化。
图１负压气提技术
１实验部分
１．１实验仪器与试剂负压气提装置（元坝气田自制设备）；ｐＨ仪：上海雷
ｐＨ≤５．５５．８＜ｐＨ＜８
ｐＨ＝８８＜ｐＨ≤９．８
ｐＨ＞９．８
Ｈ２ＳＨ２Ｓ、ＨＳ－
ＨＳ－ＨＳ－、Ｓ２－
Ｓ２－
负压气提可以以空气或燃料气为气提气，当以空气为气提气时，鼓气风机风量０～１００ｍ３／ｈ，风压４０ｋＰａ；以燃料气循环气提时，循环风机风量０～８０ｍ３／ｈ，风压≥２５ｋＰａ；利用循环风机将含硫尾气氧化塔中的燃料气回用于负压气提塔。图１（ａ）是负压气提技术流程；图 Байду номын сангаас（ｂ）为负压脱硫装置。
２）气提后的硫化物含量很高，２９处理站经过气提后的硫化物含量约４００～６００ｍｇ／Ｌ，造成后续除硫成本高。
３）氯化锌除硫污泥产量大，年产７０％含水率污泥１６００ｔ，污泥处理费用高。
４）双氧水除硫工艺用药剂带刺鼻性气味，储运和人身安全风险高。
含硫污水处理负压气提技术优化
朱国青鹏何海何忠
（中国石化西南油气分公司采气二厂）
摘要元坝气田污水脱硫主要采用“气提＋化学除硫＋混凝沉降＋过滤”的密闭处理工艺去除地层采出水中高达１８００ｍｇ／Ｌ的硫化物。为此，文章选用负压气提脱硫技术，并对工艺运行条件进行优化，得到脱硫效率最佳、效果最稳定的条件为：气提气源采用燃料气与空气气提对脱硫效率影响不大，脱硫最佳的进水ｐＨ值为５左右；脱硫工艺最佳气液比为６∶１～８∶１。现场实验表明，脱硫率高达９６％，且效果稳定，达到了高含硫气田水经济高效处理的目的。

脱硫工艺比较

第二章几种脱硫工艺的比较烟气脱硫经过了近30年的发展已经成为一种成熟稳定的技术，在世界各国的燃煤电厂中各种类型的烟气脱硫装置已经得到了广泛的应用。

干法烟气脱硫技术中，炉内喷钙优点同样有无污水和废酸排放，设备腐蚀小，净化后烟气烟温高，利于烟囱排放扩散，投资省占地少易于国产化等。

但是也有比较明显的缺点，它只适合煤种含硫量《2%，脱硫率低，脱硫率大概只有70%－90%，不能适应目前对SO2的排放限制越来越严的环保要求。

该技术还需要改动锅炉，这些都会影响锅炉的运行。

对现有的除尘器也产生了响，由于灰量增加，除尘器效率应提高。

2) 半干法烟气脱硫工艺是采用吸收剂以浆液状态进入吸收塔（洗涤塔），脱硫后所产生的脱硫副产品是干态的工艺流程。

常见的半干法烟气脱硫技术主要包括循环悬浮式半干法、喷雾干燥法、炉内喷钙尾部增湿脱硫工艺等。

其中循环悬浮式半干法烟气脱硫技术较为成熟，应用也较为广泛。

3) 湿法烟气脱硫（FGD）的基本原理是碱性物质吸收并固定酸性的二氧化硫。

主要有两种方法，一种是石灰石（碳酸钙），即钙法；一种是氨，即氨法。

钙法烟气脱硫工艺是采用石灰石（碳酸钙）洗涤SO2烟气以脱除SO2。

钙法烟气脱硫技术以其脱硫效率较高、适应范围广、钙硫比低、技术成熟、副产物石膏可做商品出售等优点成为世界上占统治地位的烟气脱硫方法。

各脱硫工艺简介及对比

半干法脱硫
半干法脱硫技术结合了干法和湿法的优点，具有较低的能耗和成本，同时处理效果也较好，是一种具有广泛应用前景的脱硫技术。
未来研究方向
研发高效、低能耗、环保的新型脱硫技术，以满足国家对环保的更高要求。
加强脱硫技术在实际生产中的应用研究，提高脱硫效率，降低运行成本。
开展脱硫副产物的资源化利用研究，实现脱硫废物的综合利用，促进循环经济发展。
适用于大型燃煤电厂及工业锅炉。
海水脱硫法
原理
利用海水的碱性和氯离子与烟气中的二氧化硫反应，生成硫酸根离子。
特点
脱硫效率高、吸收剂利用率高、无二次污染。
应用场景
适用于沿海地区的燃煤电厂。
03
各脱硫工艺对比
技术特点对比
湿法脱硫
半干法脱硫
湿法脱硫技术是应用最广泛的脱硫工艺，具有高脱硫效率和低能耗等特点。其技术成熟，适用于各种规模的燃煤机组。
半干法脱硫技术结合了湿法和干法的优点，既具有较高的脱硫效率，又具有较小的投资和占地面积。适用于中小型燃煤机组。
干法脱硫
干法脱硫技术是在干燥状态下进行脱硫，具有投资少、占地面积小等优点。但脱硫效率相对较低，且对煤种有一定的局限性。
经济性对比
湿法脱硫
虽然初始投资较大，但运行费用较低，且脱脱硫
半干法脱硫技术结合了湿法和干法的优点，既具有较高的脱硫效率，又具有较小的环境影响。
04
结论
脱硫工艺选择建议
干法脱硫
干法脱硫技术以其高效、低能耗、无污水排放等优点，适用于处理低硫和高硫煤，是未来脱硫技术的重要发展方向。
湿法脱硫
湿法脱硫技术成熟，适用于处理中高硫煤，但存在高能耗、高成本、产生废水等问题，需要进一步优化。

烟气脱硫工艺比较表

烟气脱硫工艺比较表序号脱硫工艺名称脱硫工艺原理工艺特点应用情况1石灰石-石膏湿法利用石灰石粉料浆洗涤烟气，使石灰石与烟气中的SO2反应生成亚硫酸钙，脱去烟气中的SO2，再将亚硫酸钙氧化反应生成石膏。

优点：脱硫率高：≥95%、工艺成熟、适合所有煤种、操作稳定、操作弹性好、脱硫剂易得、运行成本低、副产物石膏可以综合利用，不会形成二次污染；缺点：工艺流程较长，投资较高；国外应用广泛，使用比例占80--90%。

国内有应用实例。

2简易石灰石-石膏湿法简易湿法烟气脱硫工艺的脱硫原理和普通湿法脱硫基本相同，只是吸收塔内部结构简单（采用空塔或采用水平布置），省略或简化换热器。

优点：投资和占地面积比湿法小；缺点：脱硫率低：约70%国外应用较少，国内有应用实例3海水脱硫法利用海水洗涤烟气吸收烟气中的SO2气体。

优点：脱硫率比较高：≥90%、工艺流程简单，投资省、占地面积小、运行成本低；缺点：受地域条件限制，只能用于沿海地区。

只适用于中、低硫煤种、有二次污染。

国内外均有部分成功应用实例（深圳西部电厂）4旋转喷雾干燥法将生石灰制成石灰浆，将石灰浆喷入烟气中，使氢氧化钙与烟气中的SO2反应生成亚硫酸钙。

优点：工艺流程比石灰石-石膏法简单，投资也较小。

缺点：脱硫率较低：约70-80%、操作弹性较小、钙硫比高，运行成本高、副产物无法利用且易发生二次污染（亚硫酸钙分解）。

国内外均有少数成功应用实例（黄岛电厂）序号脱硫工艺名称脱硫工艺原理工艺特点应用情况5炉内干法喷钙直接向锅炉炉膛内喷入石灰石粉，石灰石粉在高温优点：工艺流程比石灰石-石膏法简单，投资也国内外均有少数成下分解为氧化钙，氧化钙与烟气中的SO2反应生成亚硫酸钙。

较小。

缺点：脱硫率较低：约30-40%、操作弹性较小、钙硫比高，运行成本高、副产物无法利用且易发生二次污染（亚硫酸钙分解）。

功应用实例（抚顺电厂）6炉内喷钙-尾部增湿法直接向锅炉炉膛内喷入石灰石粉，石灰石粉在高温下分解为氧化钙，氧化钙与烟气中的SO2反应生成亚硫酸钙。

国内几种烟气脱硫方法利弊分析

国内几种烟气脱硫方法利弊分析中国脱硫市场现况：根据环境质量公告，我国二氧化硫排放总量位居世界第一，超出大气环境容量80%，至2005年底，中国有50多家脱硫公司先后引进了德国、美国、日本、瑞典、意大利、奥地利、韩国等国的烟气脱硫技术装备。

但现在我国引进的脱硫技术装备，都是发达国家上个世纪30年代应用至今的落后的脱硫技术，绝大部分是湿式石灰石/石灰-石膏法工艺（例：以含硫4%的燃煤脱硫计算成本，每吨燃煤脱硫需石灰石/石灰的耗用和脱硫系统运行等费用合计高达92元人民币，如此高昂的脱硫成本，很多企业是不情愿的，政府不的不进行脱硫电价补偿，每发电一度补偿费用为1-1.5分人民币（补偿费用约为企业脱硫费用的20－40％）。

中国国内已经实施和正在实施大型火电发电机组的烟气脱硫几乎都采用了国外的核心工艺包技术，这是德国、日本、美国（美国政府2007年10月向国内电力集团，开出了世界上最大的一张环保罚款单，高达数百亿美元，原因是电力集团燃煤污染物二氧化硫致使美国产生大面积酸雨？）等国的大型工程公司、技术公司长期在中国进行脱硫技术商业推广的成果，这样就极大地制约了中国脱硫产业进一步、高层次的发展。

在已投运和在建的火电厂烟气脱硫项目中，拥有国内自主知识产权项目的总装机容量仅占脱硫项目总装机容量的7.4%。

开发具有自主知识产权的核心技术，提出火电厂烟气SO2减排的整体解决方案，逐步实现国内产业化目标，是国家环境保护部和电力主管部门始终倡导和支持的开发计划。

火电厂工业锅炉脱硫发展存在的问题：1. 石灰石一石膏法脱硫；2. 氨法脱硫；3. 循环流化床脱硫；4. 双碱法脱硫。

现分析叙述如下：1.优化淘汰—石灰石一石膏法脱硫（1）投资成本大。

以一个装机容量60万千瓦的中型电厂为例，安装脱硫设备的投资约1.2至1.5亿元人民币。

（现有燃煤机组还需安装约1.3亿千瓦装机的烟气脱硫设施，“十一五”时期又约有3亿千瓦燃煤机组需要安装烟气脱硫设施），现有的燃煤机组和“十一五”时期的燃煤机组共计约4.3亿千瓦装机的烟气需安装脱硫设施，建设4.3亿千瓦装机的烟气脱硫设施国家将耗资约1100亿元人民币。

负压干法除尘和正压湿法脱硫_工艺在燃煤锅炉烟气治理中的应用

锅炉烟气在引风机负压作用下进入多管离心除尘器进行干法除尘。经除尘后的烟气由引风机送入脱硫塔进行湿法脱硫，同时伴随着进行湿法精除尘，烟气经脱水除雾后进入烟道，经烟囱排放大气中。 4.2 工艺特点
a）本工艺由于风机由过去在麻石湿法脱硫塔后改在除尘器和脱硫塔之间，在多增加一级除尘的条件下，负载没有增加，风机工况大大改善。进入风机的烟气是经过除尘后含尘量非常小的干气，又不带水雾，避免了粉尘对风机叶片磨损、水雾腐蚀，以及积灰造成的叶轮旋转失衡，保障了风机正常运转，延长了使用寿命。
对比高效多管旋风除尘和布袋除尘优缺点，由于现场位置有限，干法除尘选择多管高效除尘器。
湿法脱硫装置内部增加多级喷淋旋流板，增加脱硫效率和精除尘的能力。采用比较成熟的 MgO 作为脱硫剂。
根据上述工艺原则要求，确定采用较成熟的多级旋流板湿法脱硫和多管旋风离心干法除尘技术进行组合。
4 脱硫除尘工艺流程 4.1 工艺流程（如图 1）
堵塞方面采取的技术措施。 b）应体现在降低风机带水、降低腐蚀延长维
修周期方面采取的技术措施。 c）由于原有锅炉风机都配备变频调速装置、
很长的配电电缆及设备基础，为降低成本，尽可能不改变锅炉的风机功率。
d）控制水量消耗，保证现场具备较清洁的工作环境。
e）本项目为旧炉技术改造，用地有限，烟气净化工艺的确定应尽量避免对现有设备调整过大。
1 南京化学工业公司研究院《硫酸工业》编辑部.低浓度烟气脱硫 [M].上海：上海科技出版社，1981
2 郭东明.硫氮污染防治工程技术及应用[M]. 北京：化学工业出版社，2001
因素之一。 6.2 脱硫塔采用正压运行方式对除雾装置脱除烟气中水汽效率的影响

宜采用负压闪蒸

原油稳定
原油稳定
稳定方法选择
稳定方法的选择原则：在满足商品原油质量要求前提下，使油气田获得最高经济效益。
具体应考虑的因素有： ①原油组成、轻组分C1～C4的含量，或气油比； ②原油处理规模，规模愈大分馏稳定装置的经济性愈好； ③稳定单元上下游工艺条件和要求； ④市场因素，市场对各种产品需求的预测和价格走向等。
原油稳定
负压闪蒸原理流程
0.05~0.07MPa
50~70℃
20~40℃左右 0.3～0.4 MPa
原油稳定
负压稳定塔的关键参数是操作压力、温度和汽化率。汽化率是指气相流量(mol或质量流量)与进料流量之比，也称气相产品收率或稳定装置的拔出率。汽化率的大小取决于原油内溶解的C1～ C4的含量和要求的原油蒸气压的高低。一定的操作压力和温度条件下，原油的汽化率是一定的。
由图可见，操作温度和压力对汽化率的影响十分显著。温度愈高、真空度愈大，汽化率愈大。
原油稳定
从另一个角度来看，要达到规定的原油蒸气压，需要的操作压力与闪蒸温度有关。闪蒸压力的确定除了要考虑温度以外，还受压缩机入口所能达到的真空度的制约。
负压闪蒸适应条件
负压闪蒸适于密度大、含轻组分少的原油，否则将因气化量大、压缩机功耗过大而不经济。
问题
分离级数和各级最优分离压力的确定，使矿场油库得到的稳定原油数量最多；
气体压缩的能耗最小，各级分离器分出气体的压力等级不同，但最终需将气体压力提高至管输压力。
各级气体的压缩比不同，增加了压缩机选型的困难。
原油稳定
2、油罐烃蒸汽的回收
1—放空回压阀；2—控制发讯器；3—抽气管线；4—原油罐；5—涤气器； 6—压缩机；7—卸载阀；8—销售气计量管线；9—凝析液回收管线

脱硫方法比较

17
3.5 脱硫副产品的处置和可利用性（3）

对综合利用的考虑

受锅炉工况的影响，脱硫副产品的品质不易稳定，因此很难有一个稳定的用户群体电厂需要进行投资，以便对脱硫副产品进行加工，满足用户的要求，如干燥、成形、包装等电厂可能需要为用户投资，以便用户调整其原先的工艺使之适合于使用脱硫产物脱硫产物的综合利用受到资源状况和法规政策的限制，脱硫产物的使用可能需要得到有关部门的批准有些应用会受到季节的影响，如筑路用灰、肥料等。因而必须考虑足够的储存设施需要考虑市场营销及内部管理等问题湿法副产品为石膏，为稳定的产物，可综和利用，干法为亚硫酸钙，为不稳定中间产物，受热易分解。

湿法干法
200元/kW 170元/kW
36
谢谢

交流与讨论

选择时应考虑的问题：

12
3.3 吸收剂的利用率

定义
脱硫率吸收剂利用率（％）＝钙硫比（％）

意义

吸收剂利用率用来表示在脱硫系统中用于脱除SO2的吸收剂的总量占加入脱硫系统的吸收剂的总量的百分比

选择时考虑的问题

显然，吸收剂的利用率越高越好，这样可以减少吸收剂的用量以及所产生的脱硫产物的量也少，可以大大降低脱硫系统的投资和运行费用干法：80%左右，湿法>95%

常用吸收剂的种类

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3.4 吸收剂的可获得性和易处置性（2）

钙基吸收剂是最常用的吸收剂

石灰石（湿法）储量丰富、价格低无毒无害，处置过程中十分安全石灰（干法）脱硫效果好，价格高；使用前需要消化，增加设备投资和运行费用石灰煅烧过程中要使用大量的煤，造成烟尘和SO2污染石灰会烧灼人体皮肤，处置时应注意安全石灰容易吸潮、变质，不能久存消石灰（干法）脱硫效率高，价格贵易变质，不易储存

各脱硫工艺简介及对比

（2）SO2吸收系统锅炉烟气通过静电除尘器，除去99.5%左右的烟尘，然后进入引风机，在引风机出口进入FGD吸收塔，烟气从底部进入喷雾吸收塔，与喷淋液逆流接触。烟气中的SO2经过FGD吸收塔的吸收，其烟气二氧化硫脱除率在95%以上。净烟气在塔体上段通过高效组合式除雾装置（有二级除雾设施，机械去除雾滴效率在99.8%以上）除去烟气中的雾滴，净化后的烟气经塔后烟道进入烟囱排放。吸收塔采用耐高温玻璃钢制作。脱硫液在吸收塔内与烟气充分接触、反应后，经塔体底部排灰水沟回流入混合池，流入混合池的脱硫液与石灰浆液进行再生反应。
4、脱硫设计原则（1）确保烟气（烟尘、二氧化硫）达标排放并达到总量控制要求；（2）确保烟气治理系统的安全、稳定运行；（3）因地制宜，优化组合，制定具有针对性的技术实施方案；（4）可利用废碱（液）脱硫，实现以废治废；（5）采用先进、成熟的脱硫工艺技术和设备,在确保达到设计指标的前提下,结合厂方的实际情况,尽可能降低工程投资和运行费用。
双碱法喷淋空塔具有以下优点：（1）系统简便，投资省；（2）脱硫效率高；（3）不易结垢；（4）液气比低，电耗省，运行成本低；（5）吸收塔采用喷淋空塔，阻力小，运行可靠。（6）克服了旋流板塔易结垢、阻力大的缺点。（7）以钠碱液为塔内主脱硫剂，以石灰或电石渣为脱硫液塔外再生剂，可以达到设备和管道不结垢。（8）本脱硫装置同时也是二级除尘设备。
3、脱硫系统说明
脱硫系统的工艺流程图见下页图。整套系统由六大部分组成：（1）烟气系统；（2）SO2吸收系统；（3）吸收剂制备及供给系统；（4）石膏脱水系统；（5）工艺水系统；（6）电控系统。
（1）烟气系统烟气从锅炉引风机后的烟道上引出，进入吸收塔。在吸收塔内脱硫净化，经除雾器除去水雾，送入锅炉引风机后的总烟道，经然后烟囱排入大气。在烟道上设一段旁路烟道，并设置旁路挡板门，当锅炉启动、进入 FGD的烟气超温和FGD装置故障停运时，烟气由旁路挡板经烟囱排放。烟气系统主要包括FGD进出口烟道，进出口挡板门，旁路挡板门以及与挡板门配套的执行机构。

脱硫工艺对比

HPF法脱硫反应式：(1)脱硫反应：NH3+H2O=NH4OHNH4OH+H2S=NH4HS+H2O2 NH4OH+H2S=(NH4)2S+2H2ONH4OH+HCN=NH4CN+H2ONH4OH+CO2=NH4HCO3NH4OH+NH4HCO3=(NH4)2CO3+H2ONH4OH+NH4S+(x-1)S=(NH4)2S x+H2O2NH4HS+(NH4)2CO3+2(x-1)S=2(NH4)2S x+CO2+H2O NH4HS+NH4HCO3+(x-1)S=(NH4)2Sx+CO2+H2ONH4CN+(NH4)2Sx=NH4CNS+(NH4)2S(x-1)(NH4)2S(x-1)+S=(NH4)2S x(2)再生反应：NH4HS+1/2O2=S↓+NH4OH(NH4)2S+1/2O2+H2O=S↓+2NH4OH(NH4)2S x+1/2O2+H2O=S↓+2NH4OHNH4CNS=H2N-CS-NH2→H2N-CHS=NHH2N-CS-NH2+l/2O2=NH2-CO-NH2+S↓H2N-CO-NH2+2H2O=(NH4)2CO3→2NH4OH+CO2(3)副反应：2NH4HS+2O2=(NH4)2S2O3+H2O2(NH4)2S2O3+O2=2(NH4)2SO4+2S↓由于HPF催化剂在脱硫和再生过程中均有催化作用，故可适当降低再生空气量。

减少再生空气量后会影响硫泡沫的漂浮效果，因此，在实际生产中就不能降低再生空气量，但可适当减少再生停留时间，一般可控制在2Omin左右。

HPF湿式氧化法脱硫工艺以焦炉煤气自身含有的氨为碱源，HPF为催化剂，具有脱硫、脱氰效率高（脱硫可达98%，脱氰可达80%），投资省、运行成本低、易于操作等优点，因而在行业内应用广泛，具有较好的发展前景。

但该脱硫工艺目前尚不够完善，存在的问题主要是：（1）脱硫过程中产生的NH4SCN和（NH4）2S2O3等副盐类缺乏有效的处理工艺（如盐类废液兑入炼焦配煤工艺及提盐工艺等在工艺、环保及产品销路方面均存不同程度的问题。

烟气脱硫工艺对比

脱硫工艺对比目前世界上的脱硫工艺有很多种，有的技术成熟，已经达到商业化应用的水平，有的处于研究阶段。

脱硫工艺总体可以分为干法脱硫和湿法脱硫两大类。

目前应用较多的干法脱硫工艺有干法石灰/石膏脱硫工艺和半干法石灰/石膏脱硫工艺。

湿法脱硫主要有石灰/石膏湿法脱硫工艺、石灰石/石膏湿法脱硫工艺、氧化镁湿法脱硫工艺、双减法脱硫工艺和氨法脱硫工艺。

目前应用在烧结机上的脱硫主要有6中。

其性能比较见下表：从上表中可以看到石灰/石膏法、石灰石/石膏法、镁法和氨法都能达到90%以上的脱硫效率。

其中石灰/石膏法和石灰石/石膏法是当今世界上的主导脱硫工艺，约占全部烟气脱硫装置90%以上。

其特点是技术成熟，系统可靠性高，吸收效率高，吸收剂来源广泛，适用范围广，能应用于大容量机组。

与石灰石/石膏法相半干法只能应用于中小机组，且运行费用较高。

氨法虽然脱硫效率也可达到90%，但受脱硫剂，且工艺复杂，投资成本巨大。

镁法与氨法类似，主要受脱硫剂来源限制。

与石灰石/石膏法相比，石灰/石膏法更适合烧结机脱硫。

主要原因有：（1）烧结机本身需要使用石灰，所以无需单独购买脱硫剂；（2）与锅炉脱硫相比，烧结机一般没有脱硫预留场地，石灰法占地面积更小河北普阳钢铁有限公司2×180㎡烧结机，是目前国内主流大型烧结机组，所以综合脱硫效率、系统稳定性、脱硫剂来源、运行费用、投资成本等方面的因素考虑，石灰/石膏法无疑是河北普阳钢铁有限公司2×180㎡烧结机的最佳选择。

石灰/石膏湿法脱硫工艺主要有以下特点：1 投资费用少、占地面积小石灰/石膏法烟气脱硫系统主体设备为脱硫塔，脱硫塔兼有脱硫和除尘双重功效。

其它石灰干法脱硫系统主体设备除了脱硫塔外，还有脱硫风机及塔后除尘器进行除尘，因此石灰/石膏法烟气脱硫系统在投资上低于其它石灰干法脱硫，占地面积小于其它石灰干法脱硫。

2运行费用低本脱硫工艺采用目前世界上工艺最成熟的湿法石灰/石膏法脱硫工艺，相对于石灰干法/半干法脱硫，本工艺（湿法）脱硫系统阻力小(石灰/石膏法烟气脱硫系统阻力≤1000Pa，其它干法烟气脱硫系统由于需要采用布袋除尘,系统阻力≥3000Pa)，系统电耗远远低于石灰干法/半干法脱硫；石灰利用率高，钙硫比仅为1.05，其它石灰干法脱硫钙硫比≥1.3（实际运行时可能达到2），石灰用量低于其它石灰干法/半干法脱硫，在石灰运输、储存、熟化、供应、反应等系统等方面也大大简化。

负压和正压闪蒸稳定提馏

第六章原油稳定
第一节稳定的目的和要求第二节原油稳定方法第三节脱硫和烃蒸汽回收的蒸发损失
从集输过程可知，为满足脱水、脱盐的要求，
原油需加热、减压存放。这些过程中均会使原油
中轻烃的挥发。对未密闭的流程，原油在敞口的
大罐中的蒸发损失很大，据国内各油田的调查情
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原油稳定工艺简介
降低原油蒸气压的方法：
要实现降低原油蒸气压，则必须是减少其轻组
分含量，即尽可能脱除原油中的C1～C4组分。
工业上的途径： (1)提高原油的温度，可使轻组分从原油中尽可能分出，进入汽相分离器排除，但一次平衡分离不够理想； (2)降低系统压力，使轻组分汽化进入气相，这也是一次平衡，分离不够彻底。
负压闪蒸流程 2020/3/24 1-脱水器；2-稳定塔；3-负压压缩机；4-水冷器；5-三相分离器；6-泵 10
第二节原油稳定方法正压闪蒸的原理流程：
正压闪蒸流程
1-进料换热器；2-加热炉；3-稳定塔；4-水冷器；5-三相分离器；6-泵
2020/3/24
11
第二节原油稳定方法
(二)原油平衡汽化计算
2020/3/24
27
原油稳定工艺简介
液相，使经上述处理后的原油内轻组分含量减
少、蒸气压降低，原油得到一定程度的稳定，
这种方法称闪蒸稳定（平衡蒸馏）。闪蒸时，
原料中各种组分同时存在于气液两相中，气相
中轻组分C1～C4的纯度不高，液相中也得不到纯度很高的重组分，轻重组分的分离较粗糙，
油气分离器内进行的过程就属于闪蒸过程。
1-一级分离器；2-二级分离器；3-脱气塔；
4-原油储耀；5-压缩机；6-气体处理厂
2020/3/24