CN110833752A - 一种同步脱除煤气中H2S及烟气中SOx与NOx的方法 - Google Patents

一种同步脱除煤气中H2S及烟气中SOx与NOx的方法 Download PDF

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Abstract

本发明属煤气和烟气污染物治理技术领域，针对现有湿法脱硫脱硝一体化技术中的吸收液再生困难等技术难题，提供了一种同步脱除煤气中H2S及烟气中SOx与NOx的方法，所述方法为煤气脱硫与烟气脱硫脱硝过程；充分利用脱除煤气中H2S后的脱硫液进行烟气中SOx、NOx的脱除，在脱硫脱硝的同时利用烟气中的O2实现脱硫液的再生，完成脱硫脱硝后的溶液继续返回煤气脱硫塔进行煤气中H2S的脱除。仅用一种溶液实现了焦化等企业H2S，SOx与NOx的一体化脱除，有效解决在湿法脱硫脱硝一体化技术中的吸收液再生困难的技术难题，整个工艺过程具有投资少，操作简单，处理效率高，运行费用低等优势，其节能及环保效益显著。

Description

一种同步脱除煤气中H2S及烟气中SOx与NOx的方法
技术领域
本发明属于煤气和烟气污染物治理技术领域，更具体地说，涉及一种同步脱除煤气中H2S及烟气中SOx与NOx的方法。
技术背景
焦炉烟气是焦化企业主要的废气污染源，其中的SOx和NOx是引起酸雨，光化学烟雾和雾霾等环境问题的重要原因。2012年出台的《炼焦化学工业污染物排放标准》规定在2015年后炼焦炉NOx排放浓度不得超过500 mg／Nm3、SO2排放浓度不得超过50 mg／Nm3，对于特别排放限值的地域范围，NOx排放浓度不得超过150 mg／Nm3，SO2浓度必须控制在30 mg／Nm3以下。现有及新建焦炉若不采取措施，烟气均无法达标排放。随着国家对环境保护的日益重视，我国焦化领域烟气达标排放势在必行。2017年起，《排污许可证申请与核发技术规范-炼焦化学工业》首次执行，该规范对焦化行业污染特排放提出了更高要求。
目前，我国焦化行业普遍采用末端治理的方式进行脱硫脱硝，所采用的工艺路线分为单独脱硫，单独脱硝及脱硝一体化三类。单独脱硫技术通常分为湿法、半干法和干法。当前，在焦炉烟气脱硫领域应用较多是以氨法、石灰/石灰石、双碱法、氧化镁法等为代表的湿法脱硫技术与以喷雾干燥法、循环流化床法等为代表的半干法脱硫技术。湿法脱硫技术主要存在投资较大，运行费用高，设备腐蚀、吸收液再生困难、耗水量大及易结垢堵塞等问题。而半干法主要存在自动化要求高，吸收剂的用量难以控制等难题。
焦炉烟气单独脱硝技术主要包括低氮燃烧技术、低温选择性催化还原(低温 SCR)技术和氧化脱硝技术等3种。焦炉加热低氮燃烧技术主要包括烟气再循环、焦炉分段加热、实际燃烧温度控制等技术。上述技术作为前抑制NOx生成的有效手段，对企业NOx减排具有重要意义。但即使采用上述技术，焦化企业烟气中的NOx也很难达标。因此还需在末端建立单独的脱硝系统。其中低温 SCR脱硝技术发展与制约的核心是催化剂，防止催化剂中毒、解决废弃催化剂所产生的二次污染问题是低温 SCR焦炉烟气脱硝技术所面临的现实问题。而氧化脱硝工艺存在氧化剂消耗量大，运行费用高，能耗高，对设备材质要求高，易产生臭氧二次污染等问题，因此目前还应用较少。
与单独脱硫脱硝技术相比，烟气脱硫脱硝一体化技术在经济性、资源利用率等方面存在显著优势，成为近年来研究与利用的重点。目前，烟气脱硫脱硝一体化技术主要集中于活性焦脱硫脱硝一体化技术和液态催化氧化法脱硫脱硝 2 种。活性焦法存在活性焦损耗大、喷射氨造成管道堵塞、脱硫速率慢等缺点，因此在焦化行业还较少采用。焦炉烟气液态催化氧化法脱除SOx、NOx效率可分别达到 90%及70%以上。具有脱硫脱硝效率高、不产生二次污染、烟温适应范围广等优势，有重要的应用与推广前景。但硫酸铵产品纯度、液氨的安全保障、有机催化剂损失控制、设备腐蚀等问题及吸收液的再生仍是液态催化氧化脱硫脱硝技术亟需解决的难点。
发明内容
本发明针对现有湿法脱硫脱硝一体化技术中的吸收液再生困难等技术难题，提供了一种同步脱除煤气中H2S及烟气中SOx与NOx的方法，可有效解决含H2S、SOx与NOx等污染物的焦化等企业的环保难题，具有投资少，操作简单，处理效率高，运行费用低等技术优势。
本发明是通过以下技术方案实现的：
一种同步脱除煤气中H2S及烟气中SOx与NOx的方法，所述方法为煤气脱硫与烟气脱硫脱硝过程；利用脱除煤气中H2S后的脱硫液进行烟气中SOx、NOx的脱除，在脱硫脱硝的同时利用烟气中的O2实现脱硫液的再生，完成脱硫脱硝后的溶液继续返回煤气脱硫塔进行煤气中H2S的脱除。
具体步骤为：
（1）煤气脱硫过程：煤气经冷却预处理后从煤气脱硫塔底部进入，脱硫液自煤气脱硫塔顶部或中上部喷入，煤气与脱硫液逆流接触并脱除煤气中的H2S，经脱硫液吸收H2S后得到的H2S≤50mg/L的煤气从脱硫塔顶部排出，进入后续煤气净化系统；吸收完H2S后的脱硫液从塔底排出，经液封装置进入吸收液储槽；
所述脱硫液的碱源为氨或碳酸钠，催化剂为PDS、HPF、络合铁或其它类型的煤气脱硫催化剂以及在改进上述催化剂后的其它类型脱硫催化剂；
（2）烟气脱硫脱硝过程：烟气经余热回收和冷却后从烟气脱硫脱硝塔底部进入，烟气脱硫脱硝塔顶部或中上部喷入来自于煤气脱硫过程的吸收液储槽的脱硫脱硝液，烟气与脱硫脱硝液进行逆向接触脱除烟气中的SOx及NOx，净化后的烟气自烟气脱硫脱硝塔顶部排出或经洗涤塔洗涤后排出，排出的烟气中的SOx≤30mg/L，NOx≤150mg/L；吸收SOx及NOx的脱硫脱硝液经液封装置进入沉降池，沉降池顶部上清液流入清液槽，沉降池底部浓液过滤处理，过滤得到的滤渣硫膏进行熔硫或直接外售，得到的清液排入清液槽。
所述煤气脱硫过程中碱源为氨，烟气脱硫脱硝过程烟气冷却至温度为25-40℃；净化后的烟气自烟气脱硫脱硝塔进入洗涤塔洗涤处理后排放；
所述洗涤塔中的洗涤液为酸度2-6%的硫酸溶液，完成洗涤后的洗涤液汇入洗涤液储槽。
所述煤气脱硫过程中碱源为碳酸钠，烟气脱硫脱硝过程烟气冷却至温度为25-80℃；净化后的烟气自烟气脱硫脱硝塔顶部排出。
所述沉降池底部浓液经板框、离心机或转鼓过滤中的一种或几种过滤方法结合进行过滤处理。
所述清液槽中的80-99.5 %液体以脱硫液的形式返回焦炉煤气脱硫过程中的脱硫塔进行煤气脱硫，0.5-20%液体打入煤场或在焦炉顶部荒煤气余热进行热解处理，或单独建立提盐系统进行处理。
所述的煤气脱硫过程中的煤气与脱硫液的气液比为30-60，所述的烟气的脱硫脱硝过程中的烟气与脱硫脱硝液的气液比为15-40。
本发明所述的煤气主要为焦炉煤气等含H2S的煤气；所述的烟气为煤气或煤炭等燃烧过程产生的烟气。在上述烟气脱硫脱硝过程中，所述的煤气冷却温度依煤气脱硫所用碱源而定，如碱源为氨时，则温度为25-40℃；如碱源为碳酸钠，则温度为25-80℃。所述的烟气脱硫脱硝过程中洗涤是在洗涤塔中进行，所用的洗涤液为酸度2-6%的硫酸溶液，完成洗涤后的洗涤液汇入洗涤液储槽，70%-95%的洗涤液进行循环洗涤使用，5%-30%的洗涤液排入硫氨工段的母液储槽，排出的量要用酸度2%-6%的硫酸溶液补充；而该洗涤过程是否进行依煤气脱硫液所用的碱源类型而定，如以碳酸钠等为碱源，烟气经脱硫脱硝后可直接排放；如所用碱源为氨，则脱硫脱硝后的烟气需经洗涤塔处理后排放。
本发明充分利用脱除煤气中H2S后的脱硫液进行烟气中SOx、NOx的脱除，在脱硫脱硝的同时利用烟气中的O2实现脱硫液的再生，完成脱硫脱硝后的溶液继续返回煤气脱硫塔进行煤气中H2S的脱除。该工艺充分利用了煤气中H2S的还原性及烟气SOx、NOx及O2的氧化性实现脱硫液的再生循环，仅利用一种溶液实现了焦化等企业H2S，SOx与NOx的一体化脱除，有效解决在湿法脱硫脱硝一体化技术中的吸收液再生困难的技术难题，整个工艺过程具有投资少，操作简单，处理效率高，运行费用低等优势，其节能及环保效益显著。
附图说明
图1为同步脱除煤气中H2S及烟气中SOx与NOx的工艺流程图；图中：1-煤气脱硫塔；2-煤气净化系统；3-吸收液储槽；4-烟气脱硫脱硝塔；5-洗涤塔；6-沉降池；7-清液槽；8-洗涤液储槽；9-过滤装置。
具体实施方式
下面对本发明的具体实施方式作进一步的说明。
实施例1：一种同步脱除煤气中H2S及烟气中SOx与NOx的方法，所述方法为煤气脱硫与烟气脱硫脱硝过程；具体步骤为：
煤气脱硫过程：冷却至35℃的煤气A从煤气脱硫塔底部进入，煤气A中的H2S浓度为6g/m3，脱硫液以氨为碱源，以HPF为脱硫催化剂，脱硫液B自煤气脱硫塔顶部喷入，煤气A与脱硫液B逆流接触并脱除煤气中的H2S，经脱硫液B吸收H2S后得到的煤气A从脱硫塔顶部排出，煤气经上述过程，其H2S浓度降为15mg/m3,净化后的煤气进入后续硫铵系统；吸收完H2S后的脱硫液B从塔底排出，经液封装置进入吸收液储槽。
烟气脱硫脱硝过程：SOx浓度为900mg/m3及NOx浓度为550mg/m3的烟气C经余热回收和冷却至40℃后，从底部进入烟气脱硫脱硝塔，在塔内与烟气脱硫脱硝塔顶部喷入的脱硫脱硝液D进行逆向接触脱除烟气C中的SOx与NOx，经净化后的烟气C自烟气脱硫脱硝塔顶部排出后进入洗涤塔，所用的洗涤液是酸度为4%的硫酸溶液，完成洗涤后的洗涤液汇入洗涤液储槽，80%的洗涤液进行循环洗涤使用，20%的洗涤液排入硫氨工段的母液储槽，排出的量用酸度4%的硫酸溶液补充。烟气经上述过程净化后，其中的SOx浓度为15mg/m3,其中的NOx浓度为35mg/m3。完成脱硫脱硝后的脱硫脱硝液D经液封装置进入沉降池，沉降池上部所得清液流入清液槽，沉降池底部所得浓液通过板框过滤处理过滤得到的滤渣为硫膏，得到的清液排入清液槽。清液槽中的99%的液体以脱硫液B的形式返回煤气脱硫塔进行煤气脱硫；1%液体通过荒煤气余热进行热解处理。
实施例2：一种同步脱除煤气中H2S及烟气中SOx与NOx的方法，所述方法为煤气脱硫与烟气脱硫脱硝过程；具体步骤为：
煤气脱硫过程：H2S浓度为10g/m3，温度为40℃的煤气A从煤气脱硫塔底部进入，脱硫液B自煤气脱硫塔中上部喷入，脱硫液B是以碳酸钠为碱源，以络合铁脱硫催化剂，煤气A与脱硫液B逆流接触并脱除煤气中的H2S，经脱硫液B吸收H2S后得到的煤气A从脱硫塔顶部排出，进入煤气用户，脱硫后煤气中的H2S浓度为12mg/m3；吸收完H2S后的脱硫液B从塔底排出，经液封装置进入吸收液储槽。
烟气脱硫脱硝过程：SOx浓度为1000mg/m3及NOx浓度为860mg/m3烟气C经余热回收和冷却至75℃温度后,从烟气脱硫脱硝塔底部进入，与烟气脱硫脱硝塔中上部喷入的来自于煤气脱硫过程的吸收液储槽的脱硫脱硝液D进行逆向接触，脱除烟气C中的SOx及NOx，经净化后的烟气C自烟气脱硫脱硝塔顶部排出, 其中的SOx浓度为15mg/m3, NOx浓度为35mg/m3；脱除完SOx及NOx的脱硫脱硝液D经液封装置进入沉降池，沉降池顶部所得清液流入清液槽，沉降池底部所得浓液通过离心处理，离心所得固形物为硫膏，所得清液排入清液槽。清液槽中的95%液体以脱硫液B的形式返回焦炉煤气脱硫过程中的脱硫塔进行煤气脱硫；5%液体进入单独建立的提盐系统进行提盐处理。

Claims (7)

1.一种同步脱除煤气中H2S及烟气中SOx与NOx的方法，其特征在于：所述方法为煤气脱硫与烟气脱硫脱硝过程；利用脱除煤气中H2S后的脱硫液进行烟气中SOx、NOx的脱除，在脱硫脱硝的同时利用烟气中的O2实现脱硫液的再生，完成脱硫脱硝后的溶液继续返回煤气脱硫塔进行煤气中H2S的脱除。
2.根据权利要求1所述的一种同步脱除煤气中H2S及烟气中SOx与NOx的方法，其特征在于：具体步骤为：
（1）煤气脱硫过程：煤气经冷却预处理后从煤气脱硫塔（1）底部进入，脱硫液自煤气脱硫塔顶部或中上部喷入，煤气与脱硫液逆流接触并脱除煤气中的H2S，经脱硫液吸收H2S后得到的H2S≤50mg/L的煤气从脱硫塔顶部排出，进入后续煤气净化系统（2）；吸收完H2S后的脱硫液从塔底排出，经液封装置进入吸收液储槽（3）；
所述脱硫液的碱源为氨或碳酸钠，催化剂为PDS、HPF、络合铁或其它类型的煤气脱硫催化剂以及在改进上述催化剂后的其它类型脱硫催化剂；
（2）烟气脱硫脱硝过程：烟气经余热回收和冷却后从烟气脱硫脱硝塔（4）底部进入，烟气脱硫脱硝塔顶部或中上部喷入来自于煤气脱硫过程的吸收液储槽（3）的脱硫脱硝液，烟气与脱硫脱硝液进行逆向接触脱除烟气中的SOx及NOx，净化后的烟气自烟气脱硫脱硝塔顶部排出或经洗涤塔（5）洗涤后排出，排出的烟气中的SOx≤30mg/L，NOx≤150mg/L；吸收SOx及NOx的脱硫脱硝液经液封装置进入沉降池（6），沉降池顶部上清液流入清液槽（7），沉降池底部浓液经过滤装置（9）进行过滤处理，过滤得到的滤渣硫膏进行熔硫或直接外售，得到的清液排入清液槽（7）。
3.根据权利要求2所述的一种同步脱除煤气中H2S及烟气中SOx与NOx的方法，其特征在于：所述煤气脱硫过程中碱源为氨，烟气脱硫脱硝过程烟气冷却至温度为25-40℃；净化后的烟气自烟气脱硫脱硝塔进入洗涤塔洗涤处理后排放；
所述洗涤塔中的洗涤液为酸度2-6%的硫酸溶液，完成洗涤后的洗涤液汇入洗涤液储槽（8）。
4.根据权利要求2所述的一种同步脱除煤气中H2S及烟气中SOx与NOx的方法，其特征在于：所述煤气脱硫过程中碱源为碳酸钠，烟气脱硫脱硝过程烟气冷却至温度为25-80℃；净化后的烟气自烟气脱硫脱硝塔顶部排出。
5.根据权利要求2所述的一种同步脱除煤气中H2S及烟气中SOx与NOx的方法，其特征在于：所述沉降池底部浓液经板框、离心机或转鼓过滤中的一种或几种过滤方法结合进行过滤处理。
6.根据权利要求2所述的一种同步脱除煤气中H2S及烟气中SOx与NOx的方法，其特征在于：所述清液槽（7）中的80-99.5 %液体以脱硫液的形式返回焦炉煤气脱硫过程中的脱硫塔进行煤气脱硫，0.5-20%液体打入煤场或在焦炉顶部荒煤气余热进行热解处理，或单独建立提盐系统进行处理。
7.根据权利要求2所述的一种同步脱除煤气中H2S及烟气中SOx与NOx的方法，其特征在于：所述的煤气脱硫过程中的煤气与脱硫液的气液比为30-60，所述的烟气的脱硫脱硝过程中的烟气与脱硫脱硝液的气液比为15-40。
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