RU2604746C2 - СПОСОБ УДАЛЕНИЯ SOх ИЗ ТОПОЧНЫХ ГАЗОВ ИЗ ПАРОВОГО КОТЛА - Google Patents

СПОСОБ УДАЛЕНИЯ SOх ИЗ ТОПОЧНЫХ ГАЗОВ ИЗ ПАРОВОГО КОТЛА Download PDF

Info

Publication number
RU2604746C2
RU2604746C2 RU2012135962/05A RU2012135962A RU2604746C2 RU 2604746 C2 RU2604746 C2 RU 2604746C2 RU 2012135962/05 A RU2012135962/05 A RU 2012135962/05A RU 2012135962 A RU2012135962 A RU 2012135962A RU 2604746 C2 RU2604746 C2 RU 2604746C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
flue gas
gas
steam boiler
temperature
heat exchanger
Prior art date
Application number
RU2012135962/05A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2012135962A (ru
Inventor
Петер ШОУБИЕ
Original Assignee
Хальдор Топсеэ А/С
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Хальдор Топсеэ А/С filed Critical Хальдор Топсеэ А/С
Publication of RU2012135962A publication Critical patent/RU2012135962A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2604746C2 publication Critical patent/RU2604746C2/ru

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/86—Catalytic processes
    • B01D53/8637—Simultaneously removing sulfur oxides and nitrogen oxides
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B17/00—Sulfur; Compounds thereof
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C01—INORGANIC CHEMISTRY
    • C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
    • C01B17/00—Sulfur; Compounds thereof
    • C01B17/69—Sulfur trioxide; Sulfuric acid
    • C01B17/74—Preparation
    • C01B17/76—Preparation by contact processes
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K17/00—Using steam or condensate extracted or exhausted from steam engine plant
    • F01K17/02—Using steam or condensate extracted or exhausted from steam engine plant for heating purposes, e.g. industrial, domestic
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B37/00—Component parts or details of steam boilers
    • F22B37/008—Adaptations for flue gas purification in steam generators
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J15/00—Arrangements of devices for treating smoke or fumes
    • F23J15/08—Arrangements of devices for treating smoke or fumes of heaters
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/20—Reductants
    • B01D2251/206—Ammonium compounds
    • B01D2251/2062—Ammonia
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/302—Sulfur oxides
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/40—Nitrogen compounds
    • B01D2257/404—Nitrogen oxides other than dinitrogen oxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2259/00—Type of treatment
    • B01D2259/65—Employing advanced heat integration, e.g. Pinch technology
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/86—Catalytic processes
    • B01D53/8603—Removing sulfur compounds
    • B01D53/8609—Sulfur oxides
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
    • B01D53/74—General processes for purification of waste gases; Apparatus or devices specially adapted therefor
    • B01D53/86—Catalytic processes
    • B01D53/8621—Removing nitrogen compounds
    • B01D53/8625—Nitrogen oxides
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J2215/00—Preventing emissions
    • F23J2215/10—Nitrogen; Compounds thereof
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J2215/00—Preventing emissions
    • F23J2215/20—Sulfur; Compounds thereof
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J2219/00—Treatment devices
    • F23J2219/10—Catalytic reduction devices
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
    • F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES 
    • F23J2900/00—Special arrangements for conducting or purifying combustion fumes; Treatment of fumes or ashes
    • F23J2900/15081—Reheating of flue gases

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Biomedical Technology (AREA)
  • Chimneys And Flues (AREA)
  • Exhaust Gas Treatment By Means Of Catalyst (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу удаления SOx из топочных газов. Способ удаления SOx из топочных газов из парового котла содержит следующие стадии: (a) нагрев топочного газа перед каталитическим реактором по ходу потока; (b) окисление SO2 в топочном газе до SO3 в каталитическом реакторе по меньшей мере с одним пропусканием катализатора, действующего при температурах в диапазоне 350-450°C; (c) охлаждение окисленного, обогащенного SO3 топочного газа со стадии (b) до температуры выше точки росы H2SO4 топочного газа; (d) дальнейшее охлаждение обогащенного SO3 топочного газа со стадии (с) в охлаждаемом воздухом конденсаторе, посредством этого конденсируется SO3 в виде H2SO4 и производится горячий воздух и очищенный топочный газ; (e) извлечение конденсированной H2SO4 из конденсатора. При этом температуру топочного газа на стадии (с) регулируют с помощью охлаждения топочного газа в теплообменнике посредством теплообмена с потоком воды под давлением выше 60 бар, и в котором температура воды под давлением на впуске теплообменника выше точки росы H2SO4 газа. Изобретение позволяет упростить удаление SOx из топочного газа. 8 з.п. ф-лы, 7 табл., 3 ил.

Description

Настоящее изобретение относится к очистке топочных газов от сгорания серосодержащего топлива, такого как нефтяной кокс (петкокс), мазут или уголь с высоким содержанием серы, в частности к способу для удаления SOx в топочных газах из парового котла.
Известен способ удаления SOx из топочных газов от сгорания серосодержащего топлива, такого как нефтяной кокс (петкокс), мазут или уголь с высоким содержанием серы в паровых котлах, генерирующих пар под давлением более 60 бар, обычно в диапазоне 100-350 бар для производства электроэнергии. В этом способе топочный газ из парового котла нагревают до температуры примерно 390°C по ходу потока перед каталитическим реактором, в котором NOx восстанавливают с помощью NH3 до N2 и SO2 окисляется до SO3, где затем обогащенный SO3 газ охлаждают до температуры 230-250°C и SO3 гидратируют до пара H2SO4 по ходу потока перед конденсатором пленочного типа, в котором пар H2SO4 и оставшийся SO3 выборочно конденсируются в виде концентрированной серной кислоты, охлаждаемой в охлаждаемых воздухом стеклянных трубах воздухом, поступающим в зону горения парового котла (см. http://www.topsoe.com/business_ares/gasification_based/Process es/SN0X/SN0X_p).
Недостатком известного способа удаления NOx и SOx является то, что он требует наличия парового котла с отдельной паровой системой для охлаждения газа SO3 по ходу потока перед конденсатором серной кислоты
Еще более серьезным недостатком, в частности, когда газ SO3 содержит более 0,4% SO3, является то, что нельзя использовать в этом способе тепло, регенерированное в насыщенном паре.
Эти технические недостатки и другие технические проблемы, описанные далее, решаются в способе по настоящему изобретению, который содержит следующие стадии:
(a) нагрев топочного газа перед каталитическим реактором по ходу потока;
(b) окисление SO2 в топочном газе до SO3 в каталитическом реакторе по меньшей мере с одним пропусканием катализатора, действующего при температурах в диапазоне 350-450°C;
(c) охлаждение окисленного, обогащенного SO3 топочного газа со стадии (b) до температуры выше точки росы H2SO4 топочного газа;
(d) дальнейшее охлаждение обогащенного SO3 топочного газа со стадии (с) в охлаждаемом воздухом конденсаторе, посредством этого конденсируется SO3 в виде H2SO4 и производится горячий воздух и очищенный топочный газ;
(e) извлечение конденсированной H2SO4 из конденсатора.
Отличительной особенностью способа является то, что температуру топочного газа на стадии (с) регулируют с помощью охлаждения топочного газа в теплообменнике посредством теплообмена с потоком воды под давлением выше 60 бар и в котором температура воды под давлением на впуске теплообменника выше точки росы H2SO4 газа.
Используемый в настоящем документе термин "вода под давлением выше 60 бар" означает питательную воду котла (BFW), используемую для производства перегретого пара парового котла.
Используемый в настоящем документе термин "очищенный газ" означает газ, содержащий менее 150 ppmv (частей на миллион по объему) SOx, предпочтительно менее 100 ppmv и менее 30 ppmv NOx, предпочтительно менее 25 ppmv NOx. Термин SOx означает SO2 или SO3 или их комбинацию, в то время как термин NOx означает NO или NO2 или их комбинацию.
В настоящем изобретении питательная вода парового котла высокого давления от электростанции используется в качестве теплообменной среды при десульфуризации (обессеривании), тем самым повышая тепловую эффективность использования в электростанции полученной теплоты и снижая эксплуатационные и капитальные затраты на десульфуризацию без ущерба для высокой степени удаления SOx и NOx.
Предпочтительные варианты осуществления способа по настоящему изобретению заключаются в том, что:
- вода находится под давлением 100-250 бар, и температура на впуске воды под давлением в теплообменник составляет 15-30°C выше точки росы;
- SO2 в топочном газе окисляется при двух или более пропусканиях катализатора, когда топочный газ охлаждается между пропусканиями за счет теплообмена с потоком или частью потока воды под давлением, используемой для охлаждения обогащенного SO3 топочного газа на стадии (с);
- топочный газ парового котла нагревается на стадии (а) посредством теплообмена с потоком воды под давлением;
- топочный газ нагревается перед каталитическим реактором по ходу потока путем сжигания вспомогательного топлива или за счет теплообмена с перегретым паром (пар высокого давления) парового котла;
- топочный газ нагревается перед реактором по ходу потока за счет теплообмена с обогащенным SO3 топочным газом, выходящим из каталитического реактора;
- топочный воздух для сжигания вспомогательного топлива нагревается за счет теплообмена с потоком или частью потока воды под давлением;
- поток воды под давлением составляет долю 10-50% потока питательной воды парового котла, при этом указанная доля питательной воды парового котла возвращается в котел после прохождения процесса удаления SOx;
и
- катализатор для выборочного восстановления (SCR) NOx в топочном газе пропускают вверх по потоку катализатора для окисления SO2, предпочтительно в том же самом каталитическом реакторе, и аммиак или химически генерируемый аммиак впрыскивают в топочный газ вверх по потоку катализатора SCR.
На фиг.1 представлен способ по настоящему изобретению с 0,99% SO3 после двух стадий преобразования SO2 и достаточного количества вспомогательного топлива (12000 кг Н2S/час) во избежание использования теплообменника с передачей тепла от газа к газу.
На фиг.2 представлен способ по настоящему изобретению с 0,59% SO3 после преобразования SO2 с 5000 кг/час вспомогательного топлива H2S и использования относительно небольшого теплообменника с передачей тепла от газа к газу для охлаждения обогащенного SO3 топочного газа.
На фиг.3 представлен способ согласно предшествующему уровню техники с метаном или H2S в качестве вспомогательного топлива и большим, относительно показанного на фиг.2, теплообменником с передачей тепла от газа к газу.
В Табл. 3, 4, 5 и 6 представлены данные потока и концентрации для 4 примеров по 3 чертежам, как указано далее. Кроме того, в Табл. 7 предусмотрены данные, относящиеся к температуре и вспомогательному топливу для всех чертежей.
Улучшенный способ, как показано на фиг.1, в частности, подходит для обработки топочного газа с содержанием до 2% SO2 от паровых котлов, сжигающих остатки горючего с высоким содержанием серы, такие как остаточный топливный мазут и нефтяной кокс и так называемые высокосернистые попутные газы, содержащие H2S и NH3, которые можно сжигать в качестве вспомогательного топлива в процессе очистки отработанных газов от серы и азота (SNOX). В способе по настоящему изобретению разделенный поток питательной воды парового котла (BFW)1 для производства пара высокого давления в паровом котле отводят при полном давлении через станцию SNOX, где он используется для охлаждения обогащенного SO3 газа в камере 2 охлаждения газа SO3 перед охлаждаемым воздухом кислотным конденсатором 3 по ходу потока, за которым следует нагревание BFW в промежуточной камере 4 охлаждения газа SO3 в каталитическом реакторе 5, и затем BFW используется для предварительного нагрева топочного воздуха 6 в теплообменнике 7 и предварительного нагрева топочного газа 8 в теплообменнике 9, до того, как разделенный поток BFW возвращается в паровой котел 10. Топочный газ можно нагреть только до температуры на 5-10°C ниже точки кипения BFW. Таким образом с BFW под давлением, например 120 бар, топочный газ можно нагреть макс до 310°C в теплообменнике 9; дополнительный нагрев предварительно нагретого газа 11 для достижения на впуске 385-390°C в каталитический реакторе осуществляется сжиганием вспомогательного топлива в камере 12 сгорания перед реактором по ходу потока.
В способе по фиг.1 количество сжигаемого вспомогательного топлива (H2S) более чем достаточно для нагрева топочного газа до температуры 390°C после его предварительного нагрева горячей BFW в теплообменнике 9. В варианте осуществления способа по фиг.2 количество вспомогательного топлива меньше и недостаточно для нагрева топочного газа на 75-80°C, так что нагрев топочного газа должен быть дополнен теплопереносом в теплообменнике 13 с передачей тепла от газа к газу от отходящих газов 14 каталитического реактора.
Способ из уровня техники, применяемый к топочным газам от сгорания нефтяного кокса с 5% серы, показан на фиг.3, соответствующем примеру 3 с метаном, используемым в качестве вспомогательного топлива, и примеру 4 с тем же самым количеством H2S, используемым в качестве вспомогательного топлива, как на фиг.2. Топочный газ покидает паровой котел 10 обычно при температуре 200-210°С. Пыль и золу-унос удаляют в противопылевом фильтре (электростатический золоуловитель) 15, затем с помощью поддувала 16 для топочного газа и нагрева газа от 210-225°C после поддувала до 355-380°C после теплообменника 13 с передачей тепла от газа к газу. Топочный газ затем дополнительно нагревают до температуры 380-400°C (температура в линии 17 к каталитическому реактору 5) путем сжигания топочных газов с дополнительным воздухом в камере 12 сгорания, которая является прямым нагревателем с газовым обменом. Топочный газ, который может содержать до 0,6% SO2 в зависимости от содержания SO2 в топочных газах парового котла и количества H2S в газе вспомогательного топлива, затем смешивается с аммиаком (линия 18) в молярном соотношении NH3:NOx 1:1 и проходит через слой 19 катализатора для восстановления NOx с использованием NH3 до N2, а затем через слой 20 катализатора серной кислоты, в котором до 99% SO2 окисляется до SO3, тем самым, покидающий слой 20 отходящий газ 14 достигает температуры обычно 400-410°C по ходу потока перед теплообменником 13 с передачей тепла от газа к газу, в котором газ охлаждается по ходу потока перед охладителем газа/паровым котлом 2, в котором газ дополнительно охлаждается до температуры, которая составляет предпочтительно примерно на 30°C выше точки росы H2SO4 Тd (см. Табл. 1), до того, как газ попадает в охлаждаемый воздухом конденсатор 3 серной кислоты.
Температура топочного газа в линии 21 после теплообменника 13 с передачей тепла от газа к газу определяется посредством теплового равновесия теплообменника 13 с передачей тепла от газа к газу и возрастает с увеличением теплоты, создаваемой в камере 12 сгорания, и за счет реакций, происходящих в реакторе 5, как показано в Табл. 2. Температура в линии 21 обычно выше экономически оптимального значения температуры на впуске (линия 22) в охлаждаемый воздухом конденсатор 3 серной кислоты, так что газ должен охлаждаться по ходу потока перед конденсатором при оптимальном применении способа, в частности, когда газ содержит >0,3% SOx.
Экономически оптимальное значение температуры в линии 22 составляет на 30-35°C выше точки росы H2SO4 (Td) газа, которая зависит от температуры, давления и номинальной концентрации SO3 и H2O в газе. Используемый в настоящем документе термин "номинальный" означает, что концентрации SO3 и H2O рассчитываются в предположении отсутствия гидратации SO3. Гидратация газообразной фазы SO3 находится в равновесии, так что большая часть SO3 фактически присутствует в виде паров H2SO4 на впуске кислотного конденсатора. Значения Тd как функции температуры и номинального парциального давления SO3 и H2O приведены в Табл. 1. Если газ содержит, например, номинально 0,4% SO3+9% Н2О, Td равно 205°C, так что оптимальная температура на впуске конденсатора в линии 22 составляет 235-240°C. Если температура на впуске выше этого значения, конденсатор должен быть больше и создавать больше избыточного воздуха; если температура на впуске ниже требуемой, охладитель газа SO3 может корродировать. Охладитель 2 газа SO3 из уровня техники представляет собой паровой котел, вырабатывающий насыщенный пар в точке кипения, температура которого должна быть на 10-15°C выше Td во избежание риска коррозии труб парового котла. Следовательно, паровой котел для охлаждения газа SO3 генерирует насыщенный пар под давлением в диапазоне 18-26 бар г.
Табл.1
Pso3 мбар P H 2 O
Figure 00000001
 мбар		 Точка росы CH2SO4 Td, °C Оптимальная темп, труб охладителя, °C Соответствующее давление парового котла
2 (0,2 объемных %) 60 (6 объемных %) 190,3 205 16 бар (г)
2 120 196,0 210 18
4 60 202,7 215 20
4 120 207,8 220 23
8 60 216,1 230 28
8 120 221,2 235 30
12 60 224,2 240 32,5
12 120 229,5 245 36
Табл.2
Химические реакции при осуществлении способа
Локализация при осуществлении способа Реакции
Камера 6 сгорания Сжигание вспомогательного топлива, содержащего углеводороды, H2S, NH3 и, возможно, серу в CO2, H2O, SO2 и N2
Катализатор DeNOx в реакторе 4 NO+NH3+0,25O2=N2+1,5 Н2O+23,4 МДж/кг NH3
Катализатор окисления SO2 в реакторе 4 SO2+0,5O2=SO3+3,1 МДж/кг S
Гидратация газообразной фазы SO3 в 1 SO3+Н2O=H2SO4 (пары)+3,05 МДж/кг S
Конденсация кислоты в 2 H2SO4(пары)=>95%Н2SO4(жидк.,200°C)+1,85 МДж/кг S
Недостатком известного способа, такого как показанный на фиг.3, является то, что требуется паровой котел 23 с отдельной системой пара для охлаждения газа SO3 по ходу потока перед конденсатором.
В отличие от настоящего изобретения в способе из уровня техники теплоту, восстановленную в насыщенном паре при давлении в диапазоне, указанном в Табл. 1, нельзя использовать на практике для предварительного нагрева топочного газа по ходу потока перед теплообменником 13 с передачей тепла от газа к газу. Это серьезный недостаток, в частности, когда газ SO3 содержит более 0,4% SO3.
Желательно предварительно нагревать впускаемый газ по двум причинам:
Во-первых, поскольку температура на впуске газа SO2 для теплообменника 13 с передачей тепла от газа к газу должна быть по меньшей мере на 10-15°C выше Тd газа SO3, чтобы избежать риска коррозии на стороне газа SO3 теплообменника с передачей тепла от газа к газу.
Во-вторых, предварительно нагретый газ по ходу потока перед теплообменником 13 с передачей тепла от газа к газу нужен также для снижения потребности в топочных газах для нагрева газа SO2, чтобы достичь температуры 390°C по ходу потока перед реактором. Предварительный нагрев топочного газа позволяет компенсировать необходимость для топочного газа в регулировке степени предварительного нагрева газа SO2.
Температура насыщенного пара, генерируемого в газоохладителе 2, слишком низкая, чтобы способствовать предварительному нагреву топочного газа по ходу потока перед теплообменником 13 с передачей тепла от газа к газу, и даже если пар перегрет за счет теплообмена с газом в дополнительном теплообменнике, установленном по ходу потока перед газоохладителем/котлом 2, теплоемкость потока перегретого пара, по всей вероятности, слишком низкая, чтобы обеспечивать достаточный предварительный нагрев газа по ходу потока перед теплообменником 13 с передачей тепла от газа к газу.
Следовательно, единственным путем повышения температуры на впуске теплообменника 13 по способу из уровня техники является повышение температуры топочного газа, выходящего из парового котла 10, но это ограничивает свободу эксплуатации парового котла, снижая эффективность электростатического золоуловителя (ESP) 15 и повышая энергопотребление поддувала 16 топочного газа.
Описанные выше недостатки способа предшествующего уровня техники устранены в способе по настоящему изобретению, как показано в примере 1 (фиг.1) и примере 2 (фиг.2). В обоих случаях 85 т/час нефтяного кокса с 5% серы сжигают в паровом котле 10, генерирующем примерно 931663 Нм3/час топочного газа с 0,32% SOx и 3,63% О2, попадающим в систему при температуре 215°C в линию 8 после поддувала 16 топочного газа. В примере 1 сжигают 12 т/час H2S в качестве вспомогательного топлива, тем самым концентрация SOx увеличивается до 0,99% SO3 после двух стадий преобразования SO2. В примере 2 сжигают 5 т/час H2S, тем самым увеличивая концентрацию SO3 до 0,59% после преобразования SO2 (за одну стадию).
Способ по настоящему изобретению отличается от предшествующего уровня техники использованием питательной воды парового котла (BFW) при полном давлении предпочтительно 100-250 бар, более предпочтительно 100-200 бар, в качестве среды для охлаждения и теплопереноса. В обоих представленных случаях BFW вводится (после деаэрации) при абсолютном давлении 116 бар и температуре 135°C.
В способе по настоящему изобретению разделенный поток BFW для производства пара высокого давления в паровом котле отводят через станцию SNOX при полном давлении, которое повышают примерно на 5 бар перед нагревом, сначала на 5-10°C путем регенерации тепла в теплообменнике 24 из избыточного воздуха из конденсатора 3 водонасыщенной серной кислоты (WSAC) перед использованием для охлаждения обогащенного SO3 газа в охладитель 2 газа SO3 по ходу потока перед конденсатором 3 охлажденной воздухом серной кислоты. Температура BFW регулируется обычно до 15°C выше точки росы H2SO4 технологического газа (см. Табл. 1) по ходу потока перед газоохладителем/паровым котлом 2, обычно, как показано на фиг.1 и 2 путем рециркуляции нагретой BFW на впуске котла 2.
В примере 1, где 40% всего количества 1010 т/час BFW отводится через станцию SNOX, разделенный поток BFW дополнительно нагревают в промежуточном охладителе 4 газа SO3 в каталитическом реакторе 5, а затем используют для предварительного нагрева топочного воздуха в теплообменнике 7 и топочного газа в теплообменнике 9, до того, как разделенный пар BFW возвращается в паровой котел.
В примере 2 16% всего BFW (975 т/час) отводят на станцию SNOX, где его, после нагрева в теплообменнике 24 и охладителе 2 газа SO3, проводят непосредственно в теплообменник 9 перед возвратом в паровой котел.
В теплообменнике 9 топочный газ может быть нагрет максимум до 5°C ниже точки кипения BFW. Таким образом, чем выше давление BFW, тем больше тепла может быть перенесено от охлаждения газа SO3 к предварительному нагреву газа по ходу потока перед реактором. При BFW под давлением 120 бар газ можно нагреть макс, до 320°C в теплообменнике 9; дополнительный нагрев газа для достижения температуры 390°C на впуске каталитического реактора 5 осуществляется сжиганием вспомогательного топлива в камере 12 сгорания по ходу потока перед реактором.
В примере 1 нагрев в теплообменнике 9 и тепло, генерируемое путем сжигания топочного газа, вполне достаточны для достижения температуры 390°C по ходу потока перед реактором; в примере 2 использование теплообменника 13 с передачей тепла от газа к газу необходимо для достижения температуры 390°C, но этот теплообменник значительно меньше, чем требуемый в соответствующем примере в способе из уровня техники, как показано на фиг 3, данные примера приведены в Табл. 6 (также с 5000 кг/час вспомогательного топлива H2S), или температура топочного газа, выходящего из парового котла по настоящему изобретению, будут ниже. В частности, чтобы получить нужную температуру на впуске теплообменника 13, в способе из уровня техники в примере 4 температура топочного газа, выходящего из парового котла 2, на 10°C выше, чем в примере 2 (фиг.2 по настоящему изобретению). Это повышает температуру топочного газа, выходящего из парового котла, хотя очевидно небольшое ограничение свободы эксплуатации парового котла, снижение эффективности электростатического золоуловителя и увеличение энергопотребления поддувала топочного газа ниже по ходу потока.
За счет использования воды под высоким давлением в качестве среды для переноса теплоты в процессе SNOX и для переноса к паровому котлу теплоты, генерируемой по ходу процесса, способ по настоящему изобретению также позволяет обрабатывать топочные газы с содержанием до 2% SO3 после преобразования SO2 за три этапа с внутренним охлаждением за счет разделенного потока BFW и эксплуатации без ограничений температуры топочного газа, выходящего из парового котла.
Таким образом, по настоящему изобретению достигается преимущество осуществления того, что питательная вода парового котла при высоком давлении может быть нагрета и что, чем выше давление воды, тем выше возможность предварительного нагрева топочного газа парового котла. Настоящее изобретение обеспечивает более низкие капитальные вложения, в частности, за счет того, что нужен гораздо меньший газовый теплообменник 13, а также более высокого коэффициента использования энергии (эффективности) способа. Настоящее изобретение также позволяет снизить требования к вспомогательному топливу, поскольку топочный газ может быть предварительно нагрет за счет питательной воды парового котла при высоком давлении, т.е. воды под давлением выше 60 бар, предпочтительно 100-250 бар. Настоящее изобретение позволяет эксплуатировать установку без ограничения свободы эксплуатации парового котла, без снижения эффективности электростатического золоуловителя 15 и без повышения энергопотребления поддувала 16, используемого для направления топочного газа. Кроме того, поскольку становится возможен предварительный нагрев в теплообменнике 9 топочного газа, может быть достигнута более высокая температура топочного газа, тем самым снижается риск конденсации серной кислоты в теплообменнике 13 с передачей тепла от газа к газу, расположенном ниже по ходу потока.
Табл.3
  8 5 21 25
O2 3,63% 5,00% 4,53% 4,63%
N2O 5,79% 5,94% 5,98% 4,95%
CO2 14,47% 12,30% 12,36% 12,63%
SO2 0,314% 0,986% 0,0112% 0,0119%
SO3   0,0030% 0,960%  
H2SO4 0,0050% 0,0020% 0,0240% 10 ppm
NOx 0,0300% 0,0260% 20 ppm 30 ppm
NH3   0,0260%    
Поток кНм3/час 932 1096 1090 1067
Табл.4
  8 5 21 25
O2 3,63% 5,08% 4,80% 4,86%
N2O 5,79% 5,66% 5,71% 5,07%
CO2 14,47% 12,80% 12,83% 13,00%
SO2 0,3135% 0,589% 0,0092% 94 ppm
SO3   0,0050% 0,577%  
H2SO4 0,0050%   0,0090% 6 ppm
NOx 0,0300% 0,0265% 20 ppm 20 ppm
NH3   0,0269%    
Поток кНм3/час 932 1054 1051 1037
Табл.5
  8 5 14 25
O2 3,63% 4,74% 4,60% 4,63%
N2O 5,79% 5,71% 5,75% 5,42%
CO2 14,47% 13,42% 13,44% 13,53%
SO2 0,3134% 0,288% 0,0042% 42 ppm
SO3   0,0050% 0,284%  
H2SO4 0,0050%   0,0050% 4 ppm
NOx 0,0300% 0,0276% 20 ppm 20 ppm
NH3   0,0279%    
Поток кНм3/час 932 1013 1012 1005
Табл. 6
  8 5 14 25
O2 3,63% 5,08% 4,80% 4,86%
N2O 5,79% 5,66% 5,71% 5,06%
CO2 14,47% 12,80% 12,84% 13,00%
SO2 0,3140% 0,590% 0,0080% 84 ppm
SO3   0,0050% 0,579%  
H2SO4 0,0050%     0,0090% 7 ppm
NOx 0,0300% 0,0265% 20 ppm 20 ppm
NH3   0,0269%    
Поток кНм3/час h 932 1054 1051 1037
Табл.7
  Пример 1 Пример 2 Пример 3 Пример 4
Вспомогательное топливо H2S (кг/час) 12000 5000   50002)
Вспомогательное топливо СН4 (кг/час)     8001)  
T10 °C 205 205 200 215
T22 °C 278 355 375 355
T4 °C 391 387 388 386
T18 °C 250 240 227 240
т23 °C 102 102   102

Claims (9)

1. Способ удаления SOx из топочных газов из парового котла, содержащий следующие стадии:
(a) нагрев топочного газа перед каталитическим реактором по ходу потока;
(b) окисление SO2 в топочном газе до SO3 в каталитическом реакторе по меньшей мере с одним пропусканием катализатора, действующего при температурах в диапазоне 350-450°C;
(c) охлаждение окисленного, обогащенного SO3 топочного газа со стадии (b) до температуры выше точки росы H2SO4 топочного газа;
(d) дальнейшее охлаждение обогащенного SO3 топочного газа со стадии (с) в охлаждаемом воздухом конденсаторе, посредством этого конденсируется SO3 в виде H2SO4 и производится горячий воздух и очищенный топочный газ;
(e) извлечение конденсированной H2SO4 из конденсатора;
в котором температуру топочного газа на стадии (с) регулируют с помощью охлаждения топочного газа в теплообменнике посредством теплообмена с потоком воды под давлением выше 60 бар и в котором температура воды под давлением на впуске теплообменника выше точки росы H2SO4 газа.
2. Способ по п.1, в котором вода находится под давлением 100-250 бар и температура воды под давлением на впуске теплообменника на 15-30°C выше точки росы.
3. Способ по п.1, в котором SO2 в топочном газе окисляется при пропускании через два или более катализаторов, где топочный газ охлаждается между пропусканиями за счет теплообмена с потоком или частью потока воды под давлением, используемой для охлаждения обогащенного SO3 топочного газа со стадии (с).
4. Способ по п.1, в котором топочный газ из парового котла нагревают на стадии (а) за счет теплообмена с потоком воды под давлением.
5. Способ по п.1, в котором топочный газ нагревают перед каталитическим реактором по ходу потока путем сжигания вспомогательного топлива или за счет теплообмена с перегретым паром парового котла.
6. Способ по п.1, в котором топочный газ нагревают перед реактором по ходу потока за счет теплообмена с обогащенным SO3 топочным газом, выходящим из каталитического реактора.
7. Способ по п.1, в котором топочный воздух для сжигания вспомогательного топлива нагревается за счет теплообмена с потоком или частью потока воды под давлением.
8. Способ по п.1, в котором поток воды под давлением составляет долю 10-50% потока питательной воды для парового котла, при этом указанная доля питательной воды для парового котла возвращается в паровой котел после прохождения процесса удаления SOx.
9. Способ по любому из пп. 1-8, в котором катализатор для селективного восстановления (SCR) NOx в топочном газе пропускается вверх по потоку катализатора окисления SO2 и аммиак или химическое вещество, генерирующее аммиак, впрыскивается в топочный газ вверх по потоку SCR катализатора.
RU2012135962/05A 2011-08-23 2012-08-22 СПОСОБ УДАЛЕНИЯ SOх ИЗ ТОПОЧНЫХ ГАЗОВ ИЗ ПАРОВОГО КОТЛА RU2604746C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
DKPA201100636 2011-08-23
DKPA201100636 2011-08-23

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2012135962A RU2012135962A (ru) 2014-02-27
RU2604746C2 true RU2604746C2 (ru) 2016-12-10

Family

ID=46603623

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012135962/05A RU2604746C2 (ru) 2011-08-23 2012-08-22 СПОСОБ УДАЛЕНИЯ SOх ИЗ ТОПОЧНЫХ ГАЗОВ ИЗ ПАРОВОГО КОТЛА

Country Status (4)

Country Link
EP (1) EP2561921B1 (ru)
BR (1) BR102012020930A2 (ru)
RU (1) RU2604746C2 (ru)
ZA (1) ZA201205909B (ru)

Families Citing this family (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR3018543B1 (fr) * 2014-03-14 2016-04-15 Pyraine Installation thermique de combustion
EP2942323A1 (en) * 2014-05-09 2015-11-11 Haldor Topsøe A/S Production of sulfuric acid from coke oven gas desulfurisation product
CN106336928A (zh) * 2016-10-10 2017-01-18 昆明理工大学 一种真空强化高硫石油焦脱硫的方法
CN106369625B (zh) * 2016-10-25 2018-10-19 福建龙净环保股份有限公司 一种干式烟气净化系统及其烟气加热方法
BR112019028201A2 (pt) 2017-07-06 2020-07-07 Haldor Topsøe A/S método para resfriamento entre leitos em usinas de ácido sulfúrico a gás úmido
CN108163817A (zh) * 2018-01-08 2018-06-15 上海应用技术大学 一种降低so2排放浓度的硫磺回收工艺
CN108298507B (zh) * 2018-04-09 2023-05-16 江苏齐清环境科技有限公司 一种利用硫铁矿制酸装置处理石油焦煅烧含硫烟气的方法及装置
EP3904279A4 (en) * 2018-12-26 2022-11-23 Keyon Process Co., Ltd PROCESS SYSTEM AND METHOD FOR THE CONVERSION OF SULFUR CONTAINING FLUE GAS INTO SULFURIC ACID
KR20210067117A (ko) 2019-11-29 2021-06-08 한국전력공사 이산화황을 삼산화황으로 산화시키기 위한 바나듐-칼륨-티타니아 촉매 및 이의 제조방법
CN112556172B (zh) * 2020-11-28 2022-08-09 济宁市金德水处理设备有限公司 一种三回程立式燃气锅炉
CN113209790B (zh) * 2021-05-28 2022-12-06 沈阳东大山汇环境科技有限公司 防止烟气处理过程中设备酸露腐蚀结垢的处理系统及方法
CA3224728A1 (en) 2021-06-24 2022-12-29 Cabot Corporation Method and apparatus for recovery and reuse of tail gas and flue gas components
WO2024006645A1 (en) 2022-06-28 2024-01-04 Cabot Corporation Processes to clean tail gas from carbon black production and system and facility for same

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3607034A (en) * 1967-04-05 1971-09-21 Pennsylvania Electric Co Removal of sulfur dioxide from boiler flue gases
US4470449A (en) * 1982-04-02 1984-09-11 Monsanto Company Economizer arrangement
US4562795A (en) * 1983-07-20 1986-01-07 Firma Ferdinand Lentjes Dampfkessel- Und Maschinenbau Process and equipment for reducing the emission of pollutants in flue gases from furnace installations
RU2241527C2 (ru) * 1999-03-08 2004-12-10 Паквес Био Системз Б.В. Способ десульфуризации газов
WO2011060025A1 (en) * 2009-11-12 2011-05-19 Linde Aktiengesellschaft Process for removing contaminants from gas streams

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DK155723C (da) 1982-03-25 1989-10-09 Haldor Topsoe As Fremgangsmaade og apparat til fremstilling af svovlsyre
US4781902A (en) 1986-10-29 1988-11-01 Haldor Topsoe A/S Process for the removal of nitrogen oxides and sulphur oxides from flue gases
DK168702B1 (da) 1988-06-02 1994-05-24 Topsoe Haldor As Fremgangsmåde ved fremstilling af svovlsyre og apparat til anvendelse ved udøvelse af fremgangsmåden
US5554350A (en) * 1994-12-15 1996-09-10 Combustion Engineering, Inc. Air pollution control and heat recovery system and process for coal fired power plant

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3607034A (en) * 1967-04-05 1971-09-21 Pennsylvania Electric Co Removal of sulfur dioxide from boiler flue gases
US4470449A (en) * 1982-04-02 1984-09-11 Monsanto Company Economizer arrangement
US4562795A (en) * 1983-07-20 1986-01-07 Firma Ferdinand Lentjes Dampfkessel- Und Maschinenbau Process and equipment for reducing the emission of pollutants in flue gases from furnace installations
RU2241527C2 (ru) * 1999-03-08 2004-12-10 Паквес Био Системз Б.В. Способ десульфуризации газов
WO2011060025A1 (en) * 2009-11-12 2011-05-19 Linde Aktiengesellschaft Process for removing contaminants from gas streams

Also Published As

Publication number Publication date
RU2012135962A (ru) 2014-02-27
BR102012020930A2 (pt) 2013-09-17
EP2561921B1 (en) 2017-03-22
ZA201205909B (en) 2013-05-29
EP2561921A1 (en) 2013-02-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2604746C2 (ru) СПОСОБ УДАЛЕНИЯ SOх ИЗ ТОПОЧНЫХ ГАЗОВ ИЗ ПАРОВОГО КОТЛА
CN100544807C (zh) 一种硫磺回收与尾气处理装置及其硫磺回收与尾气处理的方法
US10829384B2 (en) Oxycombustion systems and methods with thermally integrated ammonia synthesis
EP2724767B1 (en) A method of treating a carbon dioxide rich flue gas and a flue gas treatment system
CN103626136A (zh) 一种含硫化氢废气湿法制硫酸的方法
SK44696A3 (en) Manufacturing process of the heating gas by partial oxidation of hydrocarbon fuel and production of electric power by combustion of this gas
US8613896B2 (en) Process for removing nitrous oxide from a gas stream
EP2572774A1 (en) CO2 recovery using the SURE process
KR20130114747A (ko) 동력 보일러에서 선택적 촉매 NOx 환원을 위한 방법 및 장치
CN101585511A (zh) 一种硫磺回收工艺
KR102021983B1 (ko) 배가스 내 잠열의 회수와 대기오염물질의 제거가 가능한 일체형 배가스 응축기 및 이를 포함하는 가압 순산소 연소 발전 시스템
CN108290111B (zh) 用于从发电循环去除燃烧产物的系统和方法
CN102320577A (zh) 一种加氢直接氧化硫磺回收工艺
US20090220402A1 (en) Novel sulfur recovery plant
CN101193690A (zh) 燃料气体的处理
JPH05500848A (ja) 動力プラント、および既存動力プラント改装方法
CN101152958B (zh) 制备硫酸的方法
CN111841310A (zh) 一种制酸余热利用及尾气综合处理工艺及装置
CN201031142Y (zh) 一种再热炉制氢的硫磺回收与尾气处理装置
US5554350A (en) Air pollution control and heat recovery system and process for coal fired power plant
US7250149B1 (en) Sulfur gas treatment process
CN208711403U (zh) 含硫气体的处理系统
CN108910829B (zh) 酸性气硫回收系统及酸性气的硫回收方法
CN111701425A (zh) 一种焦炉烟气超低排放治理系统和方法
CN103747851A (zh) 用于还原在烟气中的NOx的方法和系统

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20180823