液化石油气脱硫工艺概述

CHINA UNIVERSITY OF PETROLEUM 液化石油气脱硫工艺概述

课程名称：前沿讲座结课论文

考生姓名：张言斌

学号： 2014210721 所在院系：新能源研究院

专业年级： 2014 化学工程

指导教师：周广林

完成日期：2015年1月9日

前沿讲座结课论文

摘要

液化石油气的杂质中除含有H2S和CO2等酸性组成外，还含有硫醇、硫醚、二甲基二硫醚、CS2等有机硫，这些硫的存在会对下游产品加工、环境保护和设备防腐蚀等方面造成非常不利的影响。因此，液化石油气的脱硫及其硫化物的检测是液化石油气生产与检测中的重要环节。脱除硫化物的方法和技术日渐发展和成熟，液化石油气脱硫的方法很多，在工业上应用的主要有湿法和干法两大类[1]，近年来又发展了液膜脱硫技术，分子筛吸附脱硫，ThiolexSM技术，催化氧化-吸附结合法，等离子体法，生物脱硫法[2]，电子束照射法和微波法等[3]。

关键词：液化石油气；含硫物；脱硫工艺；

液化石油气主要来源于炼油厂催化裂化、延迟焦化、常减压、加氢裂化、连续重整等装置，其主要组分是C3和C4烃及少量C2和C5烃类，还含有硫化氢（质量浓度约0.01%～4%）、硫醇（质量浓度约1～9000mgS/Nm3）、硫醚（质量浓度0～100mgS/Nm3），COS 等硫化物。常减压、加氢裂化、连续重整装置的液化气因烯烃含量少，大部分是丙烷、丁烷等饱和烃。如果作为民用液化气，则精制后的总硫质量浓度满足不大于343 mgS/Nm3产品质量标准即可；如果作为下游装置的化工原料，如生产丙烷、正丁烷、异丁烷等，则总硫质量浓度通常控制在100 mgS/Nm3以下，越低越好；催化裂化、焦化装置产的液化气因含有高附加值的丙烯、异丁烯，为满足气体分离装置分离丙烯、丙烷和C4，必须将精制液化气总硫质量浓度脱除至小于100 mgS/Nm3以下[4]。由以上产品的质量标准可以看出，液化石油气的脱硫是液化石油气净化精制工艺中极为重要的步骤，液化石油气的脱硫工艺也成了研究、探索、优化的重点。

1．液化石油气湿法脱硫工艺

1.1脱除液化石油气中硫化氢工艺

目前液化石油气脱除硫化氢，湿法主要采用胺洗或者碱洗脱硫；胺洗脱硫主要用脱硫剂为醇胺类，如：一乙醇胺、二乙醇胺、二异丙醇胺、N－甲基二乙醇胺等；碱洗脱硫主要使用脱硫剂为强碱氢氧化钠水溶液。

胺洗脱硫的工艺原理为弱酸与弱碱反应生成水溶性盐类，醇胺是一种弱的有机碱，在20～45℃下可与液化石油气中硫化氢反应生成硫化物和酸式硫化物，当温度升高到100℃或者更高时生成物分解生成胺硫化物同时分解逸出原吸收的硫化氢，醇胺得以再生。

碱洗脱硫工艺原理为弱酸与强碱反应生成水溶性盐类，氢氧化钠水溶液是一种强碱，在常温下与液化石油气中硫化氢反应生成无机盐硫化钠，消耗氢氧化钠水溶液，需定期更换和补充氢氧化钠水溶液来满足液化石油气中脱除硫化氢效果；存在问题是产生难以处理的含杂质的低浓度碱液。

1.2脱除液化石油气中有机硫工艺

目前液化石油气脱除有机硫硫醇主要是Merox抽提氧化工艺、Merichem纤维膜工艺或者两者结合工艺；Merox抽提氧化工艺脱出硫醇原理是液化石油气与剂碱溶液（磺化酞菁钴碱液）在抽提塔逆流接触，硫醇与碱反应生成硫醇钠并转移到碱相中；与液化气分离后的剂碱液进入氧化塔，在空气作用下，碱液中的硫醇钠被氧化成二硫化物，以实现硫醇的脱除，剂碱液再生后循环使用，并将二硫化物分离出去。该工艺流程简单、成熟可靠、脱后液化气中硫醇可小于20μg/g。存在问题：需间断排放碱液；操作波动造成液化气携带碱液，剂碱液催化剂的流失等。

Merichem纤维膜工艺脱出硫醇原理为纤维膜接触器是一种全新的传质设备，两相在接触器内的接触方式是特殊的非分布式液膜之间的平面接触，当液化石油气和碱液分别顺着金属纤维向下流动，因表面张力不同，它们对金属纤维的附着力就不同，碱液的附着力要大于烃类。当碱液顺着交叉的网状金属纤维流动时，就会被纵横的金属纤维拉成一层极薄的膜，从而使体积的碱液扩展成极大面积的碱膜，此时如果让烃类从已被碱液浸润湿透的金属纤维网上同时流下，则烃类与碱液之间的摩擦力使碱膜更薄，两相之间的接触是平面膜上接触，在接触过程中便进行酸碱反应，在一定的时间内就能完成传质的过程，完成脱除硫醇和硫化氢的功能；从纤维膜接触器底部排出的带有硫化钠和硫醇钠碱液进入氧化塔，液化气分离后的碱液进入氧化塔，在空气及催化剂的作用下氧化再生，再生后的碱液使用溶剂反抽提碱液中二硫化物后循环使用。依据纤维膜的性能特点，纤维膜接触器具有传质效率高、接触面大、设备投资省和处理能力大等优点，此工艺具有较高的碱洗效率，碱液夹带量小，碱液利用率有较大提高，同时能很好进行碱液再生，降低新鲜碱液的消耗量，降低环保治理费用; 目前存在问题: 需间断排放碱液；纤维膜接触器容易堵塞。

2．液化石油气干法脱硫工艺

干法工艺脱硫即固定床脱硫工艺，采用各种脱硫剂来达到脱硫的效果；工艺过程简单，脱硫精度高，无废渣、废液排放。

2.1 脱除无机硫硫化氢原理

硫化氢的脱除一般采用金属氧化物类脱硫剂，以氧化锌法脱硫为例，其脱硫机理可表示为：ZnO + H2S→ZnS + H2O。

2.2 脱除有机硫化物原理

干法脱硫原理主要是利用固体吸附剂与气体中所含H2S、CO2、CS2、小分子硫醇和硫醚发生吸附和化学反应，从而达到脱除硫的目的，常用固体吸附剂有铁系、锌系、锰系氧化物、分子筛和离子交换树脂等。

干法脱硫优点是脱后气体硫含量低；主要缺点是设备庞大，脱硫剂不能再生而废弃，造成新的环境污染，增加脱硫成本,因此其常用于低含硫气体的精细脱硫。目前，干法脱硫工艺以其工艺简单和技术成熟而得到广泛应用，其脱硫剂主要是氢氧化铁,亦即多种结晶形态的水合氧化铁，其中α-Fe2O3·H2O最有效。生产实践表明，水合氧化铁的活性随再生次数的增加而提高，而新配制的脱硫剂活性反而比再生后的低。

3．液化石油气液膜脱硫技术

液膜脱硫技术[5]其实质是液膜分离技术的分支，该技术最早形成于上世纪60 年代末，其主要原理是利用液相膜（两种不同液体之间存在的界面），将两种物质分开，然后经过选择性的渗漏，将实际需用的物质提取出来。液膜脱硫技术主要用于溶液类的分离工程中，其所具备的优点有很多，比如投资成本低、分离速度快、脱硫效果显著等。经过多次实践，目前液膜脱硫技术已经进入到医学、石油、化工等领域的应用阶段，并取得了显著的成效。液膜脱硫技术是将“纤维—液膜接触器”应用于液化石油气脱硫中得来的，其主要目的是将石油气中的硫醇分离出来，以此保证液化石油气中的有机物含量达到国家的相应标准。“纤维—液膜接触器”有较强的吸附能力，与液化石油气的接触面积极广，可以将其中所含的硫元素以及硫离子分离出来，不需要太多的碱，也不需要重新设置碱液聚合器，对降低投资成本有着极为重要的作用。

要了解液膜脱硫技术，首先需对液膜技术的原理进行了解。液膜技术是将相

液膜应用到反萃相与料液相之间，且不会和反萃相和料液相融合，只是有选择性的将两种相中的分子进行传递，以此将两相分离开来。通过两相的“浓差”推动作用，可以将料液相中的溶质分子传到相液膜内，经过相液膜中的扩散作用，然后再传到反萃相中，该过程的实现主要是利用反萃相与料液相之间的浓度差，进而推动溶质分子的传递。

关于液膜技术在液化石油气脱硫中的应用，脱硫过程所发生的化学反应可用化学式：RSH + NaOH → NaSR + H2O。在该反应中，由于纤维膜表面有很强的亲水性，当碱液通过液膜脱硫反应器时，会均匀的分布开来，使纤维膜与液化石油气的接触面增大，可以帮助碱液与液化石油气中含硫元素的有机物以及硫分子充分发生化学反应。因为碱液的密度和液化石油气中的油相存在着一定的差别，这就使得碱液与油相可以在短时间内分离，可以让RSH、H2S 等化合物能与NaOH 进行充分的接触，帮助化学反应的发生，生成硫醇钠、Na2S 等新化合物，再使这些新化合物进入液膜中，完成反萃取工艺。随着液膜技术在液化石油气脱硫中的全面应用，能有效的减少碱液的使用，对保证脱硫后产品的质量有着关键的作用。

4．液化石油气分子筛吸附法

分子筛是一种合成沸石，具有选择吸附特性，可同时将H2S和有机硫脱除至很低水平，其特点是物理吸附，无化学反应。13X分子筛是脱硫醇最好的吸附剂[6,7]，分子筛法具有无须预碱洗、无污染、能在常温吸附等优点，但须在300℃左右高温再生，因而增大了操作成本，且资金投入较大。因此，分子筛用于液化石油气脱硫醇受到限制，一般欧美国家应用较多，国内也有初步应用。

申永谦等[7]研究了分子筛脱硫的影响，研究表明，因分子筛对水等极性小分子具有极强的吸附能力，因此，液化石油气脱硫醇工序一定要严格控制水的含量。

三聚环保公司用一种经高价态金属阳离子，如镧、铈或混合轻稀土元素交换后的改性X 型或Y 型分子筛物理吸附，脱除液化石油气中的有机硫化物[8]，该工艺操作简单、效率高, 催化剂可反复使用，但再生至少要在200 ℃以上进行。

Peter等用0.3nm 、0.4nm、0.5nm分子筛分别脱除水分和硫化氢，13X分子

筛用Zn2+等过渡金属离子改性后脱硫醇[9]。Yoshitsugi也利用分子筛来脱除气流中的硫化氢[10]。

5．ThiolexSM技术

硫醇提净（THiolexSM）技术是美利肯公司开发的一种利用纤维-薄膜接触器来提取H2S、CO2和硫醇的专利技术。它可用于丙烷/丙烯、丁烷/丁烯等脱硫处理过程。其接触面积大、碱用量低、废碱产生少，操作费用与投资都相应较低，特别对于碱液处理液化石油气的场合，不会发生碱液的携带现象，也不需在下游设置碱液聚合器。

国内金陵石化于1999年最早引进该技术，目前已基本国产化[11]。茂名石化应用该技术处理从焦化装置产出的液化气，经纤维液膜脱硫系统后，脱硫率达到95%以上，出厂液化气的总硫质量分数由原来的5000mgS/Nm3降至目前的200mgS/Nm3以下，这一数据远远低于国家新标准规定的要求。

6．催化氧化-吸附结合法

液化气无碱脱臭工艺以复合金属氧化物为催化剂，利用液化气中所溶解的微量氧将硫醇氧化成二硫化物，在总硫超标的情况下可通过精馏除去二硫化物，同时预碱洗过程使用固定床脱硫剂脱硫化氢，使整个工艺过程不存在碱渣排放问题，具有很好的应用前景。

其原理是通过催化氧化与吸附结合的方法[12]来脱硫。常用的有铁系催化剂、MnO-CuO催化剂、稀土金属催化剂、贵金属催化剂系列等，其脱硫机理类似。该类催化剂可在常温常压下将液化石油气中的甲硫醇、乙硫醇等转化成二硫化物和三硫化物，然后再用活性炭或用冷凝方法除去；且铁能与液化石油气中的H2S 反应生成稳定的硫化物，除去硫化氢。

齐鲁石化研究院和石油大学合作研制了以分子筛为载体、非贵金属为活性组分的脱硫剂，能有效地脱除液化石油气中较难脱除的二硫化物。与载体未处理的脱硫剂相比，经预处理的分子筛载体脱硫剂其脱硫性能较好。开发的QTM-01 硫醇氧化催化剂是在复合金属氧化物中加入适量的活性助剂和特种添加剂，经混碾、成型、干燥和焙烧后制成。QTM-01 催化剂具有硫醇氧化活性高、稳定性好且能

吸附H2S 等特点。工业侧流试验结果表明，该催化剂在液相及常温条件下可有效地将液化气中的硫醇氧化成二硫化物，无碱液排放。

南京大学梅华等研究用固体碱替代污染大的液体苛性碱，结果表明，较高的Mg与Al物质的量比制备的MgO/Al2O3-CoPeS催化剂具有较高的表面碱量，在硫醇催化氧化反应中表现出相对高的催化活性。

石油大学夏道宏等在哈尔滨石化分公司液化气脱硫醇预碱洗系统中进行了固体碱技术的工业应用试验，试验结果表明，固体碱洗能够达到或超过液体碱洗的效果；固体碱洗不仅脱硫化氢效果好，而且具有脱硫醇和总硫的功能；使用固体碱无废碱液排放, 对环保有利。

三聚环保公司研制了一系列无碱固定床催化氧化吸附脱硫催化剂，其中JX-2A 硫醇转化催化剂在中石化大庆炼化公司成功应用，其活性组分结构属于结晶化学中ABO 型化合物，是高价态过渡金属，活性组分中的晶格氧能将硫醇氧化成二硫化物，当液化石油气中有微量氧存在时，立即补充到晶格氧中, 使活性组分结构不破坏, 如此循环反复。

根据此机理, 催化剂需在氧的浓度大于硫醇浓度的前提下使用。进行反应时, 不需加入活化剂, 也不需加入有机碱和无机碱, 真正实现了无碱脱臭和不产生二次污染的碱渣。实际生产的液化石油气中微量氧的浓度比硫醇的浓度高2～5倍。该工艺采用2或3个固定床，将醇胺法脱H2S后的液化石油气，先脱去液化石油气中夹带的醇胺残液，后进入COS水解罐，将COS水解生成的H2S和醇胺法未脱尽的H2S脱除，最后进入催化氧化硫醇转化催化剂床，硫醇被氧化成二硫化物，简化了原工艺流程，消除了碱渣。

7．等离子体法

南京工业大学张帆等学者研究了低温等离子体脱除液化石油气中的硫醇[13,14]，考察了硫醇初始质量分数、停留时间、放电功率等参数对等离子体脱硫的影响，并分析了等离子体对液化气烃类组成的影响。实验结果表明，低温等离子体能很好地脱除液化石油气中的硫醇，随着初始硫醇质量分数的降低、停留时间的增加和放电功率的增加都能提高硫醇的转化率。

等离子体法脱除液化石油气中硫醇的机理可分为两部分：一是由等离子体产

生的电子直接与硫醇分子碰撞，从而使其电离、解离和激发；二是在电场作用下获得加速动能的带电粒子（特别是电子）与气体分子碰撞使气体电离，加之阴极二次电子发射等其他机制的作用，产生各种自由基和活性基团，包括OH和O 原子等，它们和硫醇分子发生一系列的化学反应，从而形成其他对环境无害的物质，实验推断最终产物是单质硫、二硫化物及三硫化物。

8．生物脱硫

生物脱硫是利用微生物在光的作用下将H2S和CO2转化为单质硫和碳水化合物。目前这一方法还停留在实验研究阶段，离工业应用还有很大距离。

9．电子束照射法及微波法脱硫

电子束照射法是针对上业废气处理而开发的，将H2S通过电子加速器产生的电子束使之分解转化为SO2、SO3、CO2等毒性较小、较易处理的物质。目前这一方法尚不成熟。微波法是利用微波能量激发等离子-化学反应将H2S分解为H2和S，目前处于实验研究阶段。

10．结束语

发展和开发液化石油气脱硫方法是现在研究的热点和重点，但是由于液化石油气和汽油中硫化物种类和存在形式的复杂多变、催化剂种类繁多，对脱硫化反应等的研究将呈螺旋式发展，以便为开发新工艺和优化工艺条件奠定基础。根据目前国内外液化石油气脱硫的生产现状,考虑到下游化工装置对精制液化石油气日益严格的质量要求和环保要求，进一步深入地研究脱硫反应机理具有深远的理论意义和现实意义。

对于目前一些老的脱硫方法和技术的工艺的复杂，高成本等缺点，需要着重开发和发展一些工艺简便的物理脱硫技术，比如电子束照射法及微波法脱硫。还要发展安全有效的微生物脱硫法。这些脱硫方法和技术应作为目前发展的重点。

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液化气脱硫醇培训资料

液化气脱硫醇培训资料 1.1.1脱硫醇技术原理 其原理依据硫醇的弱酸性和硫醇负离子易被氧化生成二硫化合物这两个特性，反应方程式如下： RSH + NaOH RSNa + H2O （从油品中脱除硫醇硫）油相 （从碱中脱硫醇负离子）水相油相 首先由强碱（NaOH）与硫醇反应生成硫醇钠，硫醇钠溶于碱液中，从而从液化气中脱除；带有硫醇的碱液在焦化剂作用下通入空气使硫醇氧化为二硫化物脱除再生，再生脱除了硫醇后的碱液循环使用，可以避免大量碱渣的产生。 1.1.2深度脱硫的原理、措施及效果 深度脱硫技术是在深入分析传统技术原理、原料中硫化物的分布规律以及硫醇和二硫化物是导致精制后总硫高的主要原因等理论和事实基础上，为了解决炼油液化气总硫高的问题而提出的。（专利申请号：200910250279.8） 深度脱硫技术主要包括功能强化助剂、三相混合氧化再生、再生催化剂与抽提剂分离等工艺设备措施。功能强化助剂的加入可提高循环溶剂抽提和再生的综合性能，提高循环剂对硫醇的抽提能力、羰基硫的溶解性和溶剂再生的活性；三相混合氧化再生反应，使再生反应形成的二硫化物能够及时转移到反抽提油中，强化了再生反应推动力，从而大大提高了再生效果，还实现了常温再生，并延长了碱液的使用寿命，简化了流程和控制，降低了投资和操作费用；固定床催化剂技术，将氧化催化剂固定在再生塔内，从而明显减弱了溶解氧的影响，消除了抽提反应时发生再生副反应的主要因素，减少或避免在抽提时形成二硫化物，从而实现了深度脱硫。 深度脱硫技术综合以上措施，在实现焦化液化气深度降总硫目标

的同时，还可取得节能、降耗、减排和防止脱后铜片腐蚀等效果。碱耗和排渣减少至原有排渣量的四分之一，常温再生节能降耗。经济效益和社会环保效益都非常可观。 2.2 主要工艺操作条件 2.2.1 预碱洗操作参数 表2.1 预碱洗部分操作参数 2.2.2 硫醇抽提部分操作参数 表2.2 硫醇抽提部分操作参数 2.2.3 碱液再生部分操作参数 表2.3 剂碱再生部分操作参数

液化气脱硫装置操作规程

目录一．装置概况 二．脱硫原理 三．工艺流程简述 四．装置检查与介质引进五．开、停工方案 六．液化气脱硫岗位操作法七．事故状态下操作法八．碱洗操作法及注意事项九．焚烧炉操作注意事项

液化气脱硫装置操作规程 一．装置概况 本装置于2004年9月竣工9月28日投料生产，一次成功按设计能力每小时处理液化气12×104T/H.该装置采用二乙醇胺脱硫工艺，二塔流程。设计中严格工艺控制脱硫塔及再生塔的温度、压力，使之有利于H2S、CO2的吸收及胺液再生。 本装置为连续性生产装置，年开工时数为8000小时生产制度为三班制。 二．脱硫原理 1.任务：将外购及本厂催化生产的液化气从罐区送至本装置与脱硫剂在脱硫塔中逆向接触，脱除其中的H2S和部分CO2。 2.本装置的脱硫剂主要是以N—甲基二乙醇胺为主，脱硫剂中添加了消泡剂、缓冲剂和稳定剂。 3.反应如下： CH2ON CH2ON CH2 CN2 CH2—N﹢H2S [CH2—N—H]﹢HS CH2CH2 CH2ON CH2ON

CH2ON CH2ON CH2 CN2 CH2—N﹢H2S﹢CO[CH2—N—H]﹢HCOS CH2CH2 CH2ON CN2OH 因反应是可逆反应，吸收H2S和CO2的脱硫剂，在溶剂再生塔中的高温低压下又释放出所吸收的H2S和CO2，并得以再生，再生后的脱硫剂可供循环使用。 4.脱硫剂性质 化学名称N—甲基二乙醇胺 分子式C2H13HO2 分子量119119 外观无色或浅黄油状液体 含量95% 可溶性可与水和醇相溶、微溶于酸 折光率 1.46—1.47 比重 1.04—1.05 沸点≈410℃ 三．工艺流程简述 1.自催化裂化装置含硫液化气和外购含硫液化气通过液化气站。在1.5Mpa，40℃压力下，首先进入液化脱硫塔C—3101下部，塔内设9层筛孔塔板。液化气由下而上与塔顶自上而下（浓度为20～30%）的N—甲基二乙醇胺贫液逆向接

石油化工脱硫方法

石油化工脱硫方法 随着环保和市场对石化产品中硫含量要求越来越苛刻，石油化工中硫化物脱除，尤其是较难脱除的有机硫化物脱除方法已成为各石化企业和研究者关注的热点。本文就近年来有机硫化物脱除方法的研究进展进行综述，介绍了加氢转化、生物脱除技术、超生婆脱硫、沸石脱硫、液相吸附脱硫、离子液脱硫等，展望了有机硫脱除技术发展远景。 关键词：有机硫；脱除；石油化工 随着世界范围环保要求日益严格，人们对石油产品质量要求也越来越苛刻，尤其是对燃烧后形成SO2、SO3继而与大气中水结合形成酸雾、酸雨严重影响生态环境和人们日常生活的硫化物含量限制。世界各国对燃油中的硫提出了越来越严格的限制，以汽油为例，2005年欧美要求含硫质量分数降低到30×10-6～50×10-6，至2006年，欧洲、德国、日本、美国等国家和地区要求汽油中硫含量低于10～50μg/g，甚至提出生产含硫质量分数为5×10-6～10×10-6的“无硫汽油；”自2005年起，我国供应北京、上海的汽油招待相当于欧洲Ⅲ排放标准的汽油规格，即含硫质量分数低于150×10-6。为了满足人们对石油产品高质量的要求和维护生产安全稳定进行，石油化工各生产企业不断改进生产过程中的脱硫工气。石油化工生产过程中涉及到的硫化物可分为无机硫化物和有机硫化物，无机硫化物较容易脱除，本文就比较难脱除的有机硫脱除技术新进展进行综述。 1 加氢转化脱硫

天然气、液化气、炼厂气、石脑油及重油中常含有二硫化碳、硫醇、硫醚、羰基硫和噻吩等有机硫化物，热分解温度较高，且不易脱除。加氢转化脱硫技术是最有效的脱除手段之一。有机硫在加氢转化催化剂作用下加氢分解生成硫化氢（H2S）和相应的烷烃或芳烃，生成的H2S可由氧化锌等脱硫剂脱除达到很好的脱除效果。近年来，国外开发出几种典型的催化裂化（FCC）汽油脱硫新工艺，如ExxonMobil公司的SCANFining工艺和OCTGAIN工艺、LFP公司的Prime-G+工艺和UOP公司的ISAL工艺；在中内，中国石化抚顺石油化工研究院（FRIPP）针对我国FCC汽油的不同特点，开发出了OCT-M、FRS和催化裂化（FCC）汽油加氢脱硫/降烯烃技术并在国内石化企业得到成功应用；还开发了FH-DS柴油深度加氢脱硫催化剂，成功应用于福建炼油化工有限公司柴油加氢装置[1，2]，此外洛阳石油化工工程公司工程研究院开发出催化裂化汽油加氢脱硫及芳构化工气技术Hydro-GAP[3]。但加氢脱硫技术存在设备投资大，操作费用高，需要大量氢等局限，对于一些没有氢气或氢气资源紧张的中小型炼油企业而言，投资成本太大，转而寻求非加氢脱硫技术。 2 生物脱硫技术 加氢脱硫法对化石燃料中含有的典型有机硫化合物—二笨并噻吩（DBT）及其衍生物无能为力。许多研究人员认为生物脱硫技术是化石燃料精度技术的替代或补充，可以运用需氧或厌氧细菌来完成微生物脱硫工艺过程。生物催化的操作温度比较温和，大多数条件下都可以实现，具有很高的选择性，可降低能耗，减少排放物，不产生

脱硫脱硝工艺概述

石灰石-石膏湿法脱硫工艺概述 烟气脱硫采用技术为石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺。脱硫剂采用石灰石粉(CaCO3), 石灰石由于其良好的化学活性及低廉的价格因素而成为目前世界上湿法脱硫广泛采用的脱硫剂制备原料。SO2与石灰石浆液反应后生成的亚硫酸钙, 就地强制氧化为石膏,石膏经二级脱水处理可作为副产品外售。 本设计方案采用传统的单回路喷淋塔工艺,将含有氧化空气管道的浆池直接布置在吸收塔底部, 塔内上部设置三层喷淋层与二级除雾器。从锅炉来的原烟气中所含的SO2与塔顶喷淋下来的石灰石浆液进行充分的逆流接触反应,从而将烟气中所含的SO2去除,生成亚硫酸钙悬浮。在浆液池中通过鼓入氧化空气,并在搅拌器的不断搅动下,将亚硫酸钙强制氧化生成石膏颗粒。脱硫效率按照不小于90％设计。其她同样有害的物质如飞灰,SO3,HCI 与HF也大部分得到去除。该脱硫工艺技术经广泛应用证明就是十分成熟可靠的。 工艺布置采用一炉一塔方案,石灰石制浆、石膏脱水、工艺水、事故浆液系统等两塔公用。#1锅炉来的原烟气由烟道引出,经升压风机(两台静叶可调轴流风机) 增压后, 送至吸收塔,进行脱硫。脱硫后的净烟气经塔顶除雾器除雾后通过烟囱排放至大气。#2炉的烟道系统流程与#1炉相同,布置上与#1炉为对称布置。 脱硫剂采用外购石灰石粉,用滤液水制成30%的浆液后在石灰石浆液箱中贮存,通过石灰石浆液泵不断地补充到吸收塔内。脱硫副产品石膏通过石膏排出泵,从吸收塔浆液池抽出,输送至石膏旋流站(一级脱水系统),经过一级脱水后的底流石膏浆液其含水率约为50%左右,直接送至真空皮带过滤机进行二级过滤脱水。石膏被脱水后含水量降到10％以下。石膏产品的产量为20、42t/h(#1、#2炉设计煤种,石膏含≤10％的水分)。脱硫装置产生的废水经脱硫岛设置的废水处理装置处理后达标排放或回收利用。 脱硝工艺系统描述 3、1 脱硝工艺的原理与流程 本工程采用选择性催化还原法(SCR)脱硝技术。SCR脱硝技术就是指在催化剂的作用下,还原剂(液氨)与烟气中的氮氧化物反应生成无害的氮与水,从而去除烟气中的NOx。选择性就是指还原剂NH3与烟气中的NOx发生还原反应,而不与烟气中的氧气发生反应。 化学反应原理 4 NO + 4 NH3 + O2 --> 4 N2 + 6 H2O 6 NO2 + 8 NH3 + O2 --> 7 N2 + 12 H2O

液化石油气脱硫

液化石油气脱硫研究进展 摘要:综述了国内外液化石油气脱硫技术，特别是Merox抽提-氧化工艺、纤维膜接触器碱处理技术、无碱固定床催化氧化-吸附结合法等脱硫技术发展现状，并对液化气脱硫技术发展前景作出展望。 关键词:液化气；脱硫；有机硫 中图分类号:TQ203.2文献标识码:A 石油炼制过程中，焦化、常减压、催化裂化等装臵产生的液化石油气(liquefied petroleum gas，LPG)，含有大量的硫化物[1~3]，除H2S 外，还有各种形态的有机硫，如COS，CH3SH，C2H5SH，CH3SCH3等，其中主要是CH3SH。硫化物会造成后续加工过程中催化剂的中毒和失活，而元素硫和硫化氢对管路及储存容器腐蚀大，作为民用燃料时会生成SOx，污染环境，形成酸雨等。目前，国内外对LPG作为燃料时，其总硫含量和铜片腐蚀级别有所要求；如果作为化工原料，则要求更严。我国的液化气标准(GB 1174-1997)规定，LPG中总硫质量分数小于343 mg/m3，铜片腐蚀的级别小于1级。因此，深度脱除LPG中的硫化物，具有重要的经济和环保意义。 1 LPG脱硫工艺研究 传统的LPG脱硫精制有干法和湿法两种方法[3~6]，一般根据其硫含量及净化要求而定，对于硫含量低或处理量小的LPG采用干法，如用氧化锌、氧化铝、活性炭吸附或者用简单的碱法吸收。对于硫含量高、处理量大的LPG的处理包括两部分：第一步利用醇胺溶液脱除LPG中的硫化氢，或将COS水解后一并脱除，常用的醇胺[7,8]有

MEA，DI-PA，MDEA，DEA及相应的复配溶液，该工艺已非常成熟；第二步则是用碱洗或精脱硫催化剂进行精制。另外，欧美少数公司采用分子筛法，具有同时脱H2S，COS，水和有机硫的能力；也有学者研究[9]利用等离子体破坏硫醇结构来脱硫。 液化气脱硫醇的方法最早是由美国环球油品公司(UOP)1958年提出的，发展至今形成了成熟的液液抽提、氧化再生工艺，即Merox 抽提氧化法。目前国内外应用最广泛的是美国UOP公司的梅洛克斯(Merox)脱硫醇技术和美利肯(Merichem Co.)公司的纤维薄膜(Fiber-Film)接触器碱处理技术，即硫醇提净(ThiolexSM)技术[3,10]。LPG 脱COS、硫醇等有机硫是脱硫的难点，是国内外研究的重点。 1.1 湿法脱硫醇 传统湿法工艺中，液化气首先通过MDEA吸收塔脱H2S，CO2等，再用10% NaOH溶液洗脱残余的H2S，然后用溶解了磺化酞菁钴的碱液脱除LPG中的硫醇，脱后LPG去气分装臵；脱硫塔底碱液进再生塔，经通风在磺化酞菁钴催化剂作用下，将硫醇钠氧化成二硫化物，使碱液得到再生后循环使用。其反应原理如下: 碱液加助剂可显著提高高分子硫醇在碱液中的溶解度，提高硫醇脱除率。研究表明[6,11]，液化气用磺化酞菁钴脱硫醇时，MEA、氯化铵、吗啉、尿素、烷基氢氧化钠等助催化剂，可显著提高脱硫醇效率。 该法缺点如下：(1)酞菁钴类催化剂处于碱相，易聚集失活[12]，

脱硫脱硝工艺总结

---------------------------------------------------------------最新资料推荐------------------------------------------------------ 脱硫脱硝工艺总结 大纲：脱硫脱硝的发展趋势常见脱硫工艺常见脱硝工艺常见脱硫脱硝一体化工艺0 脱硫脱硝的发展趋势目前，脱硫脱硝行业的主要收入来源是在电站锅炉领域；钢铁行业将全面展开脱硫脱硝是必然趋势，其在脱硫脱硝行业市场中的占有率将会大幅提升；全国水泥企业将进行环保整改，因此未来脱硝产业在水泥行业也将有很好的市场前景。 总之，电站锅炉是现在脱硫脱硝的主体，钢铁行业和水泥行业是未来新的增长点。 1 常见脱硫工艺通过对国内外脱硫技术以及国内电力行业引进脱硫工艺试点厂情况的分析研究，目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等 3 类。 其中燃烧后脱硫，又称烟气脱硫（Flue gas desulfurization，简称 FGD），在 FGD 技术中，按脱硫剂的种类划分，可分为以下五种方法：以 CaCO3（石灰石）为基础的钙法，以 MgO 为基础的镁法，以 Na2SO3 为基础的钠法，以 NH3 为基础的氨法，以有机碱为基础的有机碱法。 世界上普遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在 90%以上。 按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干（半湿）法。 湿法 FGD 技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态下脱硫和 1/ 28

处理脱硫产物，该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点，但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。 干法 FGD 技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行，该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻，烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点，但存在脱硫效率低，反应速度较慢、设备庞大等问题。 半干法 FGD 技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生（如水洗活性炭再生流程），或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物（如喷雾干燥法）的烟气脱硫技术。 特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法，以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。 按脱硫产物的用途，可分为抛弃法和回收法两种。

液化气脱硫技术的发展现状研究

2019年第19卷第3期气体净化?5? 液化气脱硫技术的发展现状研究 龚伟 （贵州省产品质量监督检验院，贵州贵阳550016） 摘要：阐述了Merox抽提-氧化脱臭技术、吸附脱硫技术、纤维膜脱硫技术、络合脱硫技术等液化气脱硫技术的发展现状，最后对液化气脱硫技术前景进行了展望。 关键词：液化气脱硫技术吸附纤维膜 根据液化气中硫含量及净化程度要求，分为干法脱硫与湿法脱硫。湿法脱硫针对硫含量较高且处理量大的液化气，常用方式为抽提与纤维膜脱硫技术。干法脱硫针对含硫量低、处理量较少的液化气，常用活性炭吸附、氧化铝及氧化锌等⑷。 1Merox抽提-氧化脱臭技术 液化气脱硫技术从酸碱精制、醇胺精制、萃取精制，到Merox抽提-氧化脱臭精制、加氢精制⑷。由美国UOP公司于1958年研发，形成2种工业生产形式：液-液脱臭法与固定床脱臭法⑶。国内以液-液脱臭法为主,原理：液化气先经醇胺洗，进行预碱洗除去残存少量H2S及硫醇，随碱液抽提入塔,硫醇与NaOH在磺化猷菁钻催化下生成硫醇钠，再进入氧化再生塔，硫醇钠在催化剂作用下与氧气发生反应生成二硫化物，经分离除去二硫化物的再生碱液，经沉降和水洗得精制液化气⑷。 液-液脱臭技术优点：脱硫醇容量大、耗碱量低；缺陷：废碱液排放量大,硫脱除率与传质效率低，催化剂稳定性不高，环境污染等⑴。 固定床脱臭法的脱硫原理同液-液脱臭法，将液化气中的硫醇通过酸碱反应生成硫醇钠，与氧气生成二硫化物，于精憎塔内与C3分离⑷。该技术缺点：成本高、能耗大、催化剂适应性差。 2吸附脱硫技术 与传统脱硫技术相比，吸附脱硫具有无碱脱硫、污染小、吸附物循环利用、脱硫程度高等优势。该技术主要用于脱硫的吸附物有活性炭、金属氧化物、分子筛等"1。 活性炭与吸附物间形成络合反应，可除去液化气中的硫醇⑻。其原理：水蒸气在活性炭微孔内形成水膜，催化出S与。2反应生成单质硫，提高脱硫效率⑼。国内研发的T101-T103系列活性炭穿透硫容提高4~8倍，国外研究,在孔径0.7nm活性炭上负载PdCJ与CuCl,穿透硫容最大何。单一金属氧化物成本较高，硫容量低。Baird1111与Wangle］分别研发了复合金属氧化物与再生介质辅助脱硫，极大的提高了金属氧化物吸附脱硫能力。金属有机骨架材料（MOFs）由金属阳离子与多官能团组成，具有结构多样、化学可修饰等特点⑴），可通过其特殊的配位金属与硫化物发生络合作用，达到脱硫的目的。MOFs材料目前通过加热法与溶剂冲洗法完成循环再生［⑷。分子筛根据其孔道大小及围数，孔口的形状与尺寸，孔壁的性质等，选择性吸附多种硫化物问。 吸附脱硫技术虽然有诸多优点,但也存在很多缺陷：循环回收成本高、回收吸附物吸附容量有损失、再生条件苛刻及吸附时易受其他物质影响等。 3纤维膜脱硫技术 1975年，美国Merichem1161公司研发岀纤维膜脱硫技术。该技术用多条直径微小的玻璃纤维或钢丝纤维组成纤维束，碱液在纤维束表面流动高度分散成薄液膜。油相进入后，与碱液同向流动并发生酸碱反应。因碱液表面张力与密度均大于油相，会在沉降罐中完全分离。罐内经脱硫处理的油品抽出，罐底碱相再次循环进入接触器顶部W纤维膜脱硫技术具有设备占地少、节省投资与操作费用、降低传质过程中的能量消耗、在炼油和化工行业中应用前景突出问。 4无碱固定床脱硫技术 无碱固定床脱硫技术利用固定床流程替换传

脱硫方法

随着环保和市场对石化产品中硫含量要求越来越苛刻，石油化工中硫化物脱除，尤其是较难脱除的有机硫化物脱除方法已成为各石化企业和研究者关注的热点。本文就近年来有机硫化物脱除方法的研究进展进行综述，介绍了加氢转化、生物脱除技术、超生婆脱硫、沸石脱硫、液相吸附脱硫、离子液脱硫等，展望了有机硫脱除技术发展远景。 关键词：有机硫；脱除；石油化工 随着世界范围环保要求日益严格，人们对石油产品质量要求也越来越苛刻，尤其是对燃烧后形成SO2、SO3继而与大气中水结合形成酸雾、酸雨严重影响生态环境和人们日常生活的硫化物含量限制。世界各国对燃油中的硫提出了越来越严格的限制，以汽油为例，2005年欧美要求含硫质量分数降低到30×10-6～50×10-6，至2006年，欧洲、德国、日本、美国等国家和地区要求汽油中硫含量低于10～50μg/g，甚至提出生产含硫质量分数为5×10-6～10×10-6的“无硫汽油；”自2005年起，我国供应北京、上海的汽油招待相当于欧洲Ⅲ排放标准的汽油规格，即含硫质量分数低于150×10-6。为了满足人们对石油产品高质量的要求和维护生产安全稳定进行，石油化工各生产企业不断改进生产过程中的脱硫工气。石油化工生产过程中涉及到的硫化物可分为无机硫化物和有机硫化物，无机硫化物较容易脱除，本文就比较难脱除的有机硫脱除技术新进展进行综述。 1 加氢转化脱硫 天然气、液化气、炼厂气、石脑油及重油中常含有二硫化碳、硫醇、硫醚、羰基硫和噻吩等有机硫化物，热分解温度较高，且不易脱除。加氢转化脱硫技术是最有效的脱除手段之一。有机硫在加氢转化催化剂作用下加氢分解生成硫化氢（H2S）和相应的烷烃或芳烃，生成的H2S可由氧化锌等脱硫剂脱除达到很好的脱除效果。近年来，国外开发出几种典型的催化裂化（FCC）汽油脱硫新工艺，如ExxonMobil公司的SCANFining工艺和OCTGAIN工艺、LFP公司的Prime-G+工艺和UOP公司的ISAL工艺；在中内，中国石化

烟气脱硫脱硝行业介绍.docx

1.烟气脱硫技术 由于我国的大部分煤炭、铁矿资源中含硫量较高，因此在火力发电、钢铁、建材生产过程中由于高温、富氧的环境而产生了含有大量二氧化硫的烟气，从而给我国大气污染治理带来了极大的环保压力。 据国家环保部统计，2012年全国二氧化硫排放总量为2117.6万吨，其中工业二氧化硫排放量1911.7万吨，而分解到三个重点行业分别如下：电力和热力生产业为797.0万吨、钢铁为240.6万吨、建材为199.8万吨，三个行业共计1237.4万吨达到整个工业二氧化硫排的64.7%。“十一五”期间，我国全面推行烟气脱硫技术以后，我国烟气脱硫通过近十年的发展，积累了大量的工程实践经验，其中最常用的为湿法、干法以及半干法烟气三种脱硫技术。

1.1湿法脱硫技术 1.1.1石灰石-石膏法 这是一种成熟的烟气脱硫技术，在大型火电厂中，90%以上采用湿式石灰石—石膏法烟气脱硫工艺流程。该工艺采用石灰石（即氧化钙）浆液作为脱硫剂，与烟气中的二氧化硫发生反应生产亚硫酸钙，亚硫酸钙与氧气进一步反应生产硫酸钙。硫酸钙经过过滤、干燥后形成脱硫副产品石膏。 这项工艺的关键在于控制烟气流量和浆液的pH值，在合适的工艺条件下，即使在低钙硫比的情况下，也能保持较高的脱硫效率，通常可以达到95%以上。但是该工艺流程复杂且需要设置废水处理系统，因而工程造价高、占地面积大。同时，由于石灰石浆液的溶解性较低，即使通过调节了浆液pH值提高了石灰石的溶解度，但是在使用喷嘴时由于压力的变化，仍然容易发生堵塞喷嘴的情况并且易磨损设备，因而大幅度增加了脱硫设施后期的运营维修费用。 同时由于脱硫烟气中的粉尘成分复杂，在采用石灰石-石膏法时生成的脱硫石膏的杂质含量较多，在石灰石资源丰富的我国，这种品质有限的脱硫石膏很难具有利用价值，通常只能采用填埋进行处理。为了解决这一问题，有企业采用白云石（即氧化镁）作为脱硫剂来替代石灰石，从而使脱硫副产品由石膏变为了七水硫酸镁，而七水硫酸镁由于其水溶性高易于提纯，因而可以制成为合格品质的化学添加剂或化肥使用，其经济价值要远高于脱硫石膏。但是与其相关对的是脱硫剂白云石的成本也远高于石灰石，给企业后期运营成本也带来较大的压力。

改性分子筛液化石油气深度脱硫技术

改性分子筛液化石油气深度脱硫技术陈健，安徽淮化股份有限公司232038 刘庆祥，潍坊市产品质量监督检验所261031 王兴娟，国家知识产权局专利局审查协作中心100088 王铁铮，潍坊市产品质量监督检验所261031 张海东，滨州市锦瑞化工科技有限公司256600 摘要：介绍了分子筛液化石油气深度脱硫技术。对铜改性分子筛吸附剂脱硫原理进行分析，结合深度脱硫吸附剂的成功开发介绍分子筛原粉制备、颗粒成型以及铜负载工艺等生产过程中的关键技术。 关键词：液化石油气深度脱硫改性分子筛载铜吸附剂 国内石油炼制中产生的液化石油气（LPG）含约50%的烯烃，是生产丙烯、异丁烯和MTBE的主要原料。精制前的LPG经过醇胺吸收、液体碱洗及Merox 氧化抽提[1]后，将其中的H2S、低级硫醇、少量COS和CS2及甲硫醚等含硫物质脱除，但难以脱除CH3SCH3、二甲基二硫醚、S及噻吩等硫化物。此痕量硫化物能够导致LPG深加工过程中对硫敏感的催化剂失活，大大限制了LPG的应用。如C4烯烃异构化过程中要求LPG中总硫小于1ppmw，最好低于0.5ppmw。因此，LPG深度脱硫至关重要。 1脱硫技术发展现状 传统的LPG脱硫方法主要有湿法和干法两种，前者是用醇胺溶液吸收、碱洗或抽提氧化过程处理含硫量较多、产量较大的LPG，后者主要是用氧化锌、高分子小球、分子筛及活性炭等处理含硫量较少、产量较小的LPG[2]。 应用最广泛的湿法脱硫第一步是醇胺溶液洗脱原料中的硫化氢，然后经过含有磺化酞菁钴的碱液脱硫醇。典型的有Merox 抽提-氧化脱臭技术，首先强碱与硫醇反应生成硫醇钠，产物溶于碱液将硫脱除[3]。再生时硫醇钠在催化剂上被空气中的氧氧化成二硫化物，剂碱循环利用。此方法催化剂成本高，废碱排放量大，脱硫精度低。 沸石分子筛是由阳离子和带负电荷的硅铝氧骨架所构成极性物质，晶体结构规整、孔分布均匀一致，具有非常高的比表面积和吸附容量，且表面性质可调，在LPG脱硫中表现出较强的物理吸附选择性，可将H2S和有机硫脱除至非常低

干气液化气脱硫脱硫醇工艺讲解

干气、液化气-脱硫、脱硫醇操作讲义 2.4.1.脱硫岗位的任务 (1) 利用化学吸收原理将干气及液化气中的硫化氢吸收下来，使干气及液化气中硫化氢含量达到质量要求。 (2) 采用预碱洗脱硫化氢及催化剂碱液抽提催化氧化脱硫醇工艺，将液化气中的硫化氢及硫醇脱除。 (3) 负责维护本岗位所属设备、仪表、电气可靠好用，保证安全生产。 (4) 严格遵守巡回检查制度，定时、定点对室内、外仪表进行对照，保证平稳生产。 (5) 优化操作，努力降低能耗及剂耗。 2.4.2.脱硫岗位操作要点 (1) 操作中发生超温、超压以及停水、电、汽、风等不正常现象，岗位要根据具体情况果断及时地进行处理，严防事故扩大。 (2) 严格按照工艺卡片规定控制好各塔压力、温度以及液、界位。 (3) 正常生产运行时，严防设备受憋、超压，串压，做到安全第一。 2.4. 3.净化干气硫化氢含量的控制 控制目标：指令值范围内 控制范围：≯3％（V/V） 相关参数：原料温度；原料量；脱硫塔压力；贫液量；溶剂贫液中硫化氢含量；贫液入塔温度 控制方式：正常情况下，净化后的干气及液化气硫化氢含量由溶剂量的大小来控制。

2.4.4.干气脱硫塔压力的控制 控制范围： 0.85-0.95MPa 控制目标：正常操作中干气脱硫塔顶压力应控制在上述范围内，保证干气质量合格 相关参数：高压瓦斯管网压力 控制方式：干气脱硫塔压力由压控阀控制，通过控制干气出装置流量来控制干气脱硫塔压力 2.4.5.干气脱硫塔液位的控制 控制范围： 45%±5% 控制目标：正常操作中干气脱硫塔底液位应控制在上述范围内，保证平稳操作相关参数：干气脱硫塔压力，贫液循环量，富液闪蒸 控制方式：干气脱硫塔底液位由液控阀控制，通过控制富液流量来控制干气脱硫塔液位

液化石油气脱硫工艺概述

CHINA UNIVERSITY OF PETROLEUM 液化石油气脱硫工艺概述 课程名称：前沿讲座结课论文 考生姓名：张言斌 学号： 2014210721 所在院系：新能源研究院 专业年级： 2014 化学工程 指导教师：周广林 完成日期：2015年1月9日

前沿讲座结课论文 摘要 液化石油气的杂质中除含有H2S和CO2等酸性组成外，还含有硫醇、硫醚、二甲基二硫醚、CS2等有机硫，这些硫的存在会对下游产品加工、环境保护和设备防腐蚀等方面造成非常不利的影响。因此，液化石油气的脱硫及其硫化物的检测是液化石油气生产与检测中的重要环节。脱除硫化物的方法和技术日渐发展和成熟，液化石油气脱硫的方法很多，在工业上应用的主要有湿法和干法两大类[1]，近年来又发展了液膜脱硫技术，分子筛吸附脱硫，ThiolexSM技术，催化氧化-吸附结合法，等离子体法，生物脱硫法[2]，电子束照射法和微波法等[3]。 关键词：液化石油气；含硫物；脱硫工艺；

液化石油气主要来源于炼油厂催化裂化、延迟焦化、常减压、加氢裂化、连续重整等装置，其主要组分是C3和C4烃及少量C2和C5烃类，还含有硫化氢（质量浓度约0.01%～4%）、硫醇（质量浓度约1～9000mgS/Nm3）、硫醚（质量浓度0～100mgS/Nm3），COS 等硫化物。常减压、加氢裂化、连续重整装置的液化气因烯烃含量少，大部分是丙烷、丁烷等饱和烃。如果作为民用液化气，则精制后的总硫质量浓度满足不大于343 mgS/Nm3产品质量标准即可；如果作为下游装置的化工原料，如生产丙烷、正丁烷、异丁烷等，则总硫质量浓度通常控制在100 mgS/Nm3以下，越低越好；催化裂化、焦化装置产的液化气因含有高附加值的丙烯、异丁烯，为满足气体分离装置分离丙烯、丙烷和C4，必须将精制液化气总硫质量浓度脱除至小于100 mgS/Nm3以下[4]。由以上产品的质量标准可以看出，液化石油气的脱硫是液化石油气净化精制工艺中极为重要的步骤，液化石油气的脱硫工艺也成了研究、探索、优化的重点。 1．液化石油气湿法脱硫工艺 1.1脱除液化石油气中硫化氢工艺 目前液化石油气脱除硫化氢，湿法主要采用胺洗或者碱洗脱硫；胺洗脱硫主要用脱硫剂为醇胺类，如：一乙醇胺、二乙醇胺、二异丙醇胺、N－甲基二乙醇胺等；碱洗脱硫主要使用脱硫剂为强碱氢氧化钠水溶液。 胺洗脱硫的工艺原理为弱酸与弱碱反应生成水溶性盐类，醇胺是一种弱的有机碱，在20～45℃下可与液化石油气中硫化氢反应生成硫化物和酸式硫化物，当温度升高到100℃或者更高时生成物分解生成胺硫化物同时分解逸出原吸收的硫化氢，醇胺得以再生。 碱洗脱硫工艺原理为弱酸与强碱反应生成水溶性盐类，氢氧化钠水溶液是一种强碱，在常温下与液化石油气中硫化氢反应生成无机盐硫化钠，消耗氢氧化钠水溶液，需定期更换和补充氢氧化钠水溶液来满足液化石油气中脱除硫化氢效果；存在问题是产生难以处理的含杂质的低浓度碱液。

活性焦联合脱硫脱硝技术分析解析

活性焦联合脱硫脱硝技术 宋丹 （中国人民大学环境学院，北京 100872） 摘要：本文介绍了活性焦联合脱硫脱硝技术的含义，重点分析了其脱除机理、工艺流程、优缺点、应用情况与发展前景，指出该技术可以有效地脱除烟气中的SO2和NO X，工艺简单，活性焦可以再生，脱除过程基本不耗水，无须对烟气进行加热，还实现了对硫的资源化利用，是适合我国国情的烟气脱硫脱硝技术，但仍需进一步的开发和研究。 关键词：活性焦；脱硫；脱硝；烟气 Activated Coke Combined Desulfuration and Denitration Tecnology Abstract: This article described the meaning of activated coke combined desulfuration and denitration tecnology，and selectively analysed the reaction mechanism of the removal of SO2/NO X，the technological process，the advantages and disadvantages，the situation of application and the develpment of this tecnology.Pointed out that the activated coke combined desulfuration and denitration tecnology achieved effective removal of SO2/NO X with simple process，regenration of activated coke，no-water procudure and without any extra gas heating step.Besides，it accomplished the re-utilization of sulfur resources，which is in line with China’s national conditions and has broad application prospects.However，further research and develpment work is still needed. Keywords: activated coke；desulfuration；denitration；flue gas 我国的能源结构以煤炭为主，是世界上最大的煤炭生产国和消费国。大量的燃煤造成了以煤烟型为主的空气污染，燃煤烟气中的SO2和NO X 是大气污染物的主要来源，也是形成酸雨和光化学烟雾的主要物质，给生态环境带来严重危害。目前最有效且最常用的脱硫脱硝方法为燃烧后的烟气脱硫脱硝。烟气脱硫技术中应用较多的是石灰石—石膏法与湿式氨法，脱硝技术则应用选择性催化还原（SCR）工艺较广泛。这些脱硫、脱硝单独处理的技术存在不少问题：如石灰石

脱硝电除尘脱硫简介

脱硝、电除尘、脱硫简介 一、脱硝系统： （一）#5、6机组： 1、主要设备简介： 1）低氮燃烧器：低氮燃烧器是国内外燃煤锅炉控制NOx排放的优先选用技术。现代低NOx燃烧技术将煤质、制粉系统、燃烧器、二次风及燃尽风等技术作为一个整体考虑，以低NOx 燃烧器和空气分级为核心，在炉内组织燃烧温度、气氛和停留时间，形成早期的、强烈的、煤粉快速着火欠氧燃烧，利用燃烧过程产生的氨基中间产物来抑制或还原已经生成的NOx。低NOx直流燃烧器：燃烧器首要任务是燃烧，浓淡偏差稳燃措施也有助于控制NOx。在煤粉喷嘴前，通过偏流装置（弯头、百叶窗、挡块）使煤粉浓缩分离成浓淡两股。喷嘴设扰流钝体，一方面可卷吸高温烟气回流，另一方面使浓相煤粉在绕流时偏离空气，射入高温回流烟气区域。这样，在燃烧器钝体下游，可形成高浓度煤粉在高温烟气中的浓淡偏差欠氧燃烧，从而有效控制燃烧初期的NOx生成量。 2）脱硝SCR：SCR是一种成熟的深度烟气氮氧化物后处理技术，无论是新建机组还是在役机组改造，绝大部分煤粉锅炉都可以安装SCR装置。典型的烟气脱硝SCR工艺流程见图，具有如下特点：

●脱硝效率可以高达95%，NOx排放浓度可控制到 50mg/m3以下，是其他任何一项脱硝技术都无法单独达到的。 ●催化剂是工艺关键设备。催化剂在和烟气接触过程中， 受到气态化学物质毒害、飞灰堵塞和冲蚀磨损等因素的影响，其活性逐渐降低，通常3~4年增加或更换一层催化剂。对于废弃的催化剂，由于富集了大量痕量重金属元素，需要谨慎处理。 ●反应器内烟气垂直向下流速约4~4.5m/s，催化剂通道 内烟气速度约5~7m/s。300MW、600MW及1000MW机组对应的每台SCR反应器截面积分别约80~90m2、150~180m2、230~250m2。 ●脱硝系统会增加锅炉烟道系统阻力约约700~1000Pa， 需提高引风机压头。 ●SCR系统的运行会增加空预器入口烟气中SO3浓度，并 残留部分未反应的逃逸氨气，二者在空预器低温换热面上反应形成硫酸氢铵，易恶化空预器冷端的堵塞和腐蚀，需要对空预器采取抗硫酸氢铵堵塞措施。 ●受制于锅炉烟气参数、飞灰特性及空间布置等因素的 影响，根据反应器的布置位置，SCR工艺分为高灰型、低灰型和尾部型等三种：高灰型SCR是主流布置，工作环境相对恶劣，催化剂活性惰化较快，但烟气温度合适（300~400℃），经济性最高；低灰型SCR和尾部型SCR的选择，主要是为了净化催化剂运行的烟气条件或者是受到布置空间的限制，由于需将烟气加热到300℃以上，只适合于特定环境。

脱硫脱硝工艺总结

脱硫脱硝工艺总结 desulfurization，简称FGD），在FGD技术中，按脱硫剂的种类划分，可分为以下五种方法：以CaCO3（石灰石）为基础的钙法，以MgO为基础的镁法，以Na2SO3为基础的钠法，以NH3为基础的氨法，以有机碱为基础的有机碱法。世界上普遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90%以上。按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干（半湿）法。湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态下脱硫和处理脱硫产物，该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点，但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。干法FGD技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行，该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻，烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点，但存在脱硫效率低，反应速度较慢、设备庞大等问题。半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生（如水洗活性炭再生流程），或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物（如喷雾干燥法）的烟气脱硫技术。特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法，以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。按脱硫产物的用途，可分为抛弃法和回收法两种。

1、2脱硫的几种工艺（1）石灰石—在常规单槽多浆萃取槽中，同一级脱硫制得的稀硫酸分解磷矿粉（P2O5含量大于26%），过滤后获得稀磷酸（其浓度大于10%），加氨中和后制得磷氨，作为二级脱硫剂，二级脱硫后的料浆经浓缩干燥制成磷铵复合肥料。（4）炉内喷钙尾部增湿烟气脱硫工艺炉内喷钙加尾部烟气增湿活化脱硫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，以提高脱硫效率。该工艺多以石灰石粉为吸收剂，石灰石粉由气力喷入炉膛850~1150℃温度区，石灰石受热分解为氧化钙和二氧化碳，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器内，增湿水以雾状喷入，与未反应的氧化钙接触生成氢氧化钙进而与烟气中的二氧化硫反应。当钙硫比控制在 2、0~ 2、5时，系统脱硫率可达到65~80%。由于增湿水的加入使烟气温度下降，一般控制出口烟气温度高于露点温度10~15℃，增湿水由于烟温加热被迅速蒸发，未反应的吸收剂、反应产物呈干燥态随烟气排出，被除尘器收集下来。该脱硫工艺在芬兰、美国、加拿大、法国等国家得到应用，采用这一脱硫技术的最大单机容量已达30万千瓦。（5）烟气循环流化床脱硫工艺烟气循环流化床脱硫工艺由吸收剂制备、吸收塔、脱硫灰再循环、除尘器及控制系统等部分组成。该工艺一般采用干态的消石灰粉作为吸收

烟气脱硫脱硝技术简介

烟气脱硫脱硝技术简介 :烟气脱硫脱硝技术是应用于多氮氧化物、硫氧化物生成化工工业的一项锅炉烟气净化技术。氮氧化物、硫氧化物是空气污染的主要来源之一。故应用此项技术对环境空气净化益处颇多。目前已知的烟气脱硫脱硝技术有PAFP、ACFP、软锰矿法、电子束氨法、脉冲电晕法、石膏湿法、催化氧化法、微生物降解法等技术。 一、磷铵肥法(PAFP)烟气脱硫技术 磷铵肥法(Phosphate Ammoniate Fertilizer Process，简称PAFP)，是我校和四川省环科院、西安热工所、大连物化所等单位共同研究开发的烟气脱硫新工艺(国家“七五”(214)项目新技术083号)。其脱硫率≥95%，脱硫副产品为氮硫复合肥料。此技术的特点是将烟气中的SO2脱除并针对我国硫资源短缺的现状，回收SO2取代硫酸生产肥料，在解决污染的同时，又综合利用硫资源，是一项化害为利的烟气脱硫新方法。而且该技术已于1991年通过国家环保局组织的正式鉴定，获国家“七五”攻关重大成果奖，四川省科技进步二等奖等多项奖励。 二、烟气脱硫脱硝技术活性炭纤维法(ACFP)烟气脱硫技术 活性炭纤维法(Activated Carbon FiberProcess，简称ACFP)烟气脱硫技术是采用新材料脱硫活性炭纤维催化剂(DSACF)脱除烟气中SO2并回收利用硫资源生产硫酸或硫酸盐的一项新型脱硫技术。 该技术脱硫率可达95%以上，单位脱硫剂处理能力会高于活性炭脱硫一个数量级以上(一般GAC处理能力为102Nm3/h.t，而ACF可达104Nm3/h.t)。由于工艺过程简单，设备少，操作简单。投资和运行成本低，且能在消除SO2污染同时回收利用硫资源,因而可在电厂锅炉烟气、有色冶炼烟气、钢铁厂烧结烟气及各种大中型工业锅炉的烟气SO2污染控制中采用,改善目前烟气脱硫技术装置“勉强上得起，但运行不起”的状况。该烟气脱硫技术按10万KW机组锅炉机组烟气计，装置投资费用3500万，年产硫酸3万～4万吨。仅用于全国高硫煤电厂脱硫每年约可减少SO2排放240万吨，副产硫酸360万吨，产值可达数十亿元。该技术已获国家发明专利，并已列入国家高新技术产业化项目指南。 三、烟气脱硫脱硝技术软锰矿法烟气脱硫资源化技术 MnO2是一种良好的脱硫剂。在水溶液中，MnO2与SO2发生氧化还原发应,生成了MnSO4。软锰矿法烟气脱硫正是利用这一原理，采用软锰矿浆作为吸收剂，气液固湍动剧烈,矿浆与含SO2烟气充分接触吸收，生成副产品工业硫酸锰。该工艺的脱硫率可达90%，锰矿浸出率为80%，产品硫酸锰达到工业硫酸锰要求(GB1622-86)。 常规生产工业硫酸锰方法是：软锰矿粉与硫酸和硫精沙混合反应，产品净化得到工业硫酸锰。由于我国软锰矿品位不高，硫酸耗量增大，成本上升。该法与常规生产工业硫酸锰相比是，不用硫酸和硫精沙，溶液杂质也降低，原料成本和工艺成本都有降低，比常规生产工业硫酸锰方法节约成本25%以上，加之国家对环保产品在税收上的优惠，竞争力将大大提高。

脱硫脱硝工艺总结

大纲： 脱硫脱硝的发展趋势 常见脱硫工艺 常见脱硝工艺 常见脱硫脱硝一体化工艺 0脱硫脱硝的发展趋势 目前，脱硫脱硝行业的主要收入来源是在电站锅炉领域；钢铁行业将全面展开脱硫脱硝是必然趋势，其在脱硫脱硝行业市场中的占有率将会大幅提升；全国水泥企业将进行环保整改，因此未来脱硝产业在水泥行业也将有很好的市场前景。总之，电站锅炉是现在脱硫脱硝的主体，钢铁行业和水泥行业是未来新的增长点。 1常见脱硫工艺 通过对国外脱硫技术以及国电力行业引进脱硫工艺试点厂情况的分析研究，目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等3类。 其中燃烧后脱硫，又称烟气脱硫（Flue gas desulfurization，简称FGD），在FGD技术中，按脱硫剂的种类划分，可分为以下五种方法：以CaCO 3 （石灰石） 为基础的钙法，以MgO为基础的镁法，以Na 2SO 3 为基础的钠法，以NH 3 为基础的 氨法，以有机碱为基础的有机碱法。世界上普遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90%以上。按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干（半湿）法。湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态下脱硫和处理脱硫产物，该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点，但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。干法FGD技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行，该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻，烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点，但存在脱硫效率低，反应速度较慢、设备庞大等问题。半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生（如水洗活性炭再生流程），或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物（如喷雾干燥法）的烟气脱硫技术。特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法，以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。按脱硫产物的用途，可分为抛弃法和回收法两种。

生物质锅炉脱硫脱硝技术

编号：AQ-JS-00241 ( 安全技术) 单位：_____________________ 审批：_____________________ 日期：_____________________ WORD文档/ A4打印/ 可编辑 生物质锅炉脱硫脱硝技术Desulfurization and denitrification technology of biomass boiler

生物质锅炉脱硫脱硝技术 使用备注：技术安全主要是通过对技术和安全本质性的再认识以提高对技术和安全的理解，进而形成更加科 学的技术安全观，并在新技术安全观指引下改进安全技术和安全措施，最终达到提高安全性的目的。 1.生物质直燃锅炉概述 生物质直燃锅炉是以生物质能源作为燃料的新型锅炉，农业生产过程中的废弃物，如农作物秸秆、农林业加工业的废弃物等都可作为锅炉的燃料。生物质直燃锅炉排放烟气中的二氧化硫、氮氧化物含量较低，且不产生废渣。因此与燃煤锅炉相比，更加节能环保。现行的生物质锅炉烟气的排放标准按《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2014)执行。即尘、二氧化硫、氮氧化物的排放限值为30，200，200mg/m3，其中重点地区按20，50，100mg/m3执行。但随着国家对锅炉烟气环保标准的提高，加上锅炉烟气超低排放的推广实行，大气污染物排放要求将会更严格。目前很多生物质锅炉企业已经按照10，35，50mg/m3的排放限值对锅炉进行整改。 经对生物质直燃锅炉烟气调研、测试、分析，生物质锅炉烟气有如下特点：①炉膛温度差别大，生物质锅炉主要有炉排炉和循环

流化床炉，每种炉型又分为中温中压炉、次高温次高压炉、高温高压炉，膛温度分别为700～760℃、880～950℃、850～1100℃； ②生物质中氢元素含量较高，烟气中含水量也高，可达到15%～30%；③烟尘含碱金属质量分数较高，可达8%以上；④二氧化硫、氮氧化物浓度低、波动大，燃烧纯生物质时二氧化硫、氮氧化物浓度在120～250mg/m3波动，如燃料中掺杂模板、木材、树皮，烟气中二氧化硫、氮氧化物浓度在250～600mg/m3波动。 2.脱硝技术 生物质的锅炉由于燃料种类多、热值低、给料均匀性差，造成燃烧区内的温度变化剧烈，锅炉出口初始氮氧化物排放浓度波动大。生物质锅炉脱硝首先要稳定炉膛出口NOx的浓度。生物质可采用的烟气脱硝方式包括：SNCR脱硝技术，SCR脱硝技术，臭氧氧化脱硝技术，ZYY脱硝技术等。 2.1SNCR脱硝 SNCR（SelectiveNon-CatalyticReduction）即选择性非催化还原法脱硝技术，是在不使用催化剂的情况下，将还原剂直接喷入