页岩炼油厂加热炉烟气脱硫技术研究
页岩油脱硫脱硝工艺流程
页岩油脱硫脱硝工艺流程
《页岩油脱硫脱硝工艺流程》
页岩油是一种由岩石中提取的一种油类，它的提炼和使用对环境产生了一定的影响。
其中，页岩油中的硫和氮是主要的污染物，因此，对于页岩油的脱硫脱硝过程变得至关重要。
下面将介绍一种常见的页岩油脱硫脱硝工艺流程。
该工艺流程主要包括以下几个步骤：催化剂加氢脱硫、吸收法脱硫以及选择性催化还原脱硝。
首先，在催化剂加氢脱硫步骤中，通过加热将页岩油与催化剂进行反应，催化剂中的氢气和碳氢化合物在一定温度和压力下，与页岩油中的硫化物反应生成硫化氢。
硫化氢通过后续的分离和净化步骤得到去除。
接下来，通过吸收法脱硫步骤进一步去除硫化氢。
这一步骤中，使用一种溶液进行吸收，使硫化氢从气相吸附到液相中。
常见的吸收剂有碱液、氨水和甲醇等。
在吸收过程中，硫化氢会与吸收剂中的物质发生化学反应并生成化合物，然后通过一系列的分离步骤得到去除。
最后，采用选择性催化还原脱硝步骤对页岩油进行脱硝处理。
这一步骤的原理是在一定温度和催化剂的存在下，通过选择催化剂具有的还原性能使氮氧化物发生反应，将其还原为氮气。
这种催化剂通常是由铜、铝、锌和其他金属组成的。
在整个工艺流程中，需要注意的是对副产物和废水的处理。
例如，硫化氢的去除通常会产生含硫化合物的废水，这些废水需要进行进一步处理以达到环境排放标准。
总体来说，通过该工艺流程，可以有效地去除页岩油中的硫和氮，减少对环境的污染。
然而，工艺优化和技术改进仍然是一个持续的研究方向，以降低能耗和提高脱硫脱硝效率，进一步改善页岩油的提纯和利用过程。
油页岩干馏项目加热炉烟气脱硫系统的特点和设计方案
油页岩干馏项目加热炉烟气脱硫系统的特点和设计方案王宏伟【期刊名称】《金属世界》【年(卷),期】2017(000)002【总页数】4页(P77-80)【作者】王宏伟【作者单位】北京科技大学科技产业集团,北京 100083【正文语种】中文Characteristics and Design of Flue Gas Desulphurization System for Heating Furnace in Oil-shale Retorting Project对于油页岩干馏项目加热炉烟气脱硫，烟气特点是高硫、高油和小风量。
文章分析比较了国内目前正在运行的油页岩干馏项目加热炉烟气脱硫系统，设计出改良的双碱法脱硫工艺。
以钠碱为脱硫剂，用石灰对钠基吸收液置换使钠碱脱硫剂再生。
脱硫原材料易采购、成本低。
通过在入口烟道、脱硫塔内和塔外循环池设置除油装置，以及设计两级澄清池的方式，使系统保持高的脱硫效率的同时，很好地解决了由于轻质油造成系统脱硫率降低，管路、阀门、喷嘴堵塞，系统无法连续稳定运行的问题。
同时，通过油水分离装置回收油质，达到了节能目的。
概述油页岩经破碎、筛分成一定的粒径后进入干馏炉内，在干馏段经干燥、预热与干馏后，其中所含页岩油大部分被热解释放出来。
干馏炉出口的干馏产物，经处理得到页岩油与干馏煤气。
干馏煤气又分成两部分利用，一部分经洗涤塔水洗后送蓄热式加热炉加热，作为干馏炉的热循环煤气，为页岩干馏提供30%的热源；另一部分经洗涤塔、冷却塔两次水洗后作为燃料供蓄热式加热炉、燃气锅炉及发电机组使用。
本项目共两套油页岩干馏装置，每套干馏装置对应有一部加热炉，作为加热炉燃料用的干馏煤气在燃烧后烟气中含硫高，必须经过烟气脱硫净化处理后才能达标排放。
烟气条件见表1。
技术要求SO2排放浓度≤100 mg/m3；系统可利用率≥98%；粉尘排放浓度：≤50mg/m3；设计条件下年可运行时间：7920 h。
总体设计原则脱硫系统技术先进、工艺合理，关键设备的设计符合安全可靠、连续有效运行的要求，设备的可用率不低于98%，系统年投运时间不大于7920 h。
油页岩瓦斯气脱硫技术运行总结
油页岩瓦斯气脱硫技术运行总结李大路母荣新（山东阳光天润化工设备有限公司，山东阳光天润化工科技有限公司）1．概况龙矿集团龙福油页岩综合利用有限公司油页岩炼油项目是龙矿集团发展非煤产业，实现煤--油--电循环经济，提高集团整体实力的又一重大项目。
该项目于2009年5月份胜利投产，产出合格原油。
油页岩炼油后剩余干馏尾气发电项目是公司实现煤-油-电的重要一环。
经过各方努力，奋战6个月瓦斯气发电项目也于2010年6月4日一次试车发电成功。
油页岩瓦斯气发电项目中的瓦斯气脱硫部分由我公司负责设计、施工、调试一条龙服务。
该公司油页岩瓦斯气具有硫含量高、氧含量高、二氧化碳含量高、气体杂质多等特点，处理的难度非常大。
我公司集中强有力的技术力量，针对油页岩瓦斯气的特点，对脱硫装置进行了重新设计。
经过4个月的建设，于2010年5月24日试运行，目前脱硫已经正常运行2个多月，各项技术指标均达到了设计要求，保证瓦斯气发电机的正常运行。
2．油页岩瓦斯气脱硫的设计参数2.1进脱硫塔瓦斯气处理量：35000Nm3/h2.2进脱硫塔瓦斯气H2S含量：5-8g/Nm32.3出塔煤气H2S含量：≤50mg/Nm32.4脱硫塔进口瓦斯气温度：≤45℃2.5瓦斯气压力：2-4KPa2.6瓦斯气化验报告数据如下：3．工艺流程的选择3.1工艺流程的选择根据瓦斯气的特点及下游发电机对气体质量的要求，我们选择了用罗茨鼓风机加压---两级脱硫---瓦斯气过滤---送至燃气发电机的流程。
脱硫工艺：根据我公司多年研究设计焦炉煤气、半水煤气及水煤气脱硫的经验的基础上，我们选择了两级串联PDS湿法脱硫工艺。
3.2工艺流程简述：来自油页岩干馏工段的瓦斯尾气经过电捕焦油器除油后（油含量小于50mg/m3）进入罗茨鼓风机。
经过罗茨鼓风机加压到9.8KPa后，首先进入1#脱硫塔下部与塔顶喷淋下来的脱硫液逆流接触洗涤,吸收瓦斯气中大部分的H2S、HCN等物质。
第一次脱硫后瓦斯气体从1#脱硫塔顶部出来，进入2#脱硫塔底部，与1#脱硫塔流程一样。
烟气脱硫技术的研究与应用
烟气脱硫技术的研究与应用一、烟气脱硫技术概述烟气脱硫技术也称为燃煤烟气脱硫技术，是一种通过化学反应除去烟气中二氧化硫（SO2）的技术，常用于火力发电厂等高污染烟气的处理。
二、烟气脱硫技术的原理烟气脱硫技术的原理为钙基脱硫技术，即利用石灰石或石膏等材料与烟气中的SO2反应生成硫酸钙或二硫酸钙，进而达到降低烟气中SO2含量的目的。
三、烟气脱硫技术的主要方法1.湿法烟气脱硫技术：将石灰浆、喷雾液或者氨水喷入烟气中，与其中的SO2反应，生成硫酸钙或二硫酸钙。
2.干法烟气脱硫技术：将石灰或活性炭喷入烟气中，将SO2吸附在表面，之后经过冲洗等工艺除去SO2。
四、湿法烟气脱硫技术的研究与应用湿法烟气脱硫技术是烟气脱硫技术中应用最广泛的一种，其研究与应用历史悠久，技术成熟。
在火力发电等烟气处理行业中，湿法脱硫技术具有优异的除硫效果和较为稳定的操作特性。
五、干法烟气脱硫技术的研究与应用干法烟气脱硫技术相对于湿法脱硫技术具有的优点包括节能、降低除硫成本等，具有一定的研究价值。
目前，干法脱硫技术的研究尚处于探索阶段，缺少工业化应用经验和成熟的工艺。
六、烟气脱硫技术的发展趋势随着环保意识的不断提高，烟气脱硫技术得到了广泛关注，未来的趋势是技术的进一步完善和创新，降低除硫成本和提高脱硫效果。
同时，综合利用除硫后的废渣、尾气等资源，也成为研究的热点之一。
七、结语烟气脱硫技术的研究和应用为环境保护贡献了重要力量，发展绿色经济事业的大趋势下，其地位和作用日益突显。
今后烟气脱硫技术的研究方向将着重在提高技术创新和成熟度、减少成本和减少废气排放等方面发力。
油页岩烟气脱硫系统存在的问题与技术改造后的运行效果
性。
关键 词 ： 烟 气 脱硫 ； 钠 一钙 双碱 法 ； 油 页岩 １页岩炼油厂 干馏装置尾气脱销 现状 现 的问题进 行更新 改造 。 页岩炼油厂每套加热装置有 ３ 台加热炉，燃烧后的烟气通过烟囱直 改造后工艺流 程简述 ： 仍然采用水湿式钠 一 钙双碱法的脱硫工艺，即燃烧瓦斯和空气在加 接排放。为完成国家规定减排指标 ， 保证烟气中 ｓ ｏ ２ 和粉尘达标排放 ， 必 须对加热炉排放烟气增加除尘、 脱硫设备进行净化。２ ０ １ ０年， Ａ部干馏装 热炉内燃烧后的： 晒气进 ＾ 湍流式洗涤除油塔， 用水做冼涤剂， 使水与含油 置建成— 凄 钠 一钙双碱法ｔ 脱 ｆ ｃ 装置，该装置包括烟气系统 、 ｓ Ｏ ： 吸收 烟气和粉尘在湍流发生器中充分接触，使烟气中的大部分油类物质和粉 系统、 脱硫剂制备系统、 脱硫液再生系统、 脱硫渣脱水系统、 工艺水系统和 尘被水吸附进 ＾ 水中， 完觇Ｉ ｝ 气脱油和除尘 ， 脱油除尘后的烟气进 人 脱硫 塔中的湍流发生器， 在此烟气中的＝氧化硫与脱硫液充分接触， 形成亚硫 电气自控系统。主体设备采用高效的喷淋脱硫塔脱硫。 ２ Ａ部脱硫装置存 在的问题 酸钠， 完成烟气的净化， 净化后的烟气经脱硫塔 Ｅ 部的除雾器的高效气腋 脱除７ Ｊ （ 雾后， 通过烟囱排空。而脱硫吸收液在吸收二氧化硫后从 Ａ部脱硫装置于 ２ ０ １ ０ 年４ 月开始设计、施工，年底工程完工， ２ ０ １ １ 分离器， 年４ 月组织试运 ， 通过 几 个 月的间断运行， 发现脱硫装置有 ． 影 响连续运 塔底 自流进入混合再生池 ，与石灰浆液反应生成难溶的亚硫酸钙后进入 沉淀池 ， 在池 中经鼓入的空气氧化成石膏， 沉淀后用抓斗机捞出， 上清液 行的—些问题 ， 主要问题葡 生 于Ｓ Ｏ 吸收系统， 具懒 吓 ： ２ １ 吸收系统中杨 装置脱硫塔采用采用多腔喷淋塔，内设二层喷 则返 回清液池 。 ５ 改造 后的优 点 淋， 内壁采用进 口玻璃鳞片防腐 ， 内部防腐层已经大面积脱落 ， 塔板特别 ａ 页岩干馏工艺中加热炉为间歇蓄热式的供热设备 ， 工作方式为“ 两 是喷淋层周边已经开始严重腐蚀， 设备使用寿命及安全陛受到严重威胁。 ２ ２引风机在运转时声音极大 ， 有时影响正常运转。 烧—送” ， 即两台加热炉燃烧蓄热的同时 ， 一台加热炉正在通循环瓦斯以 的温度从８ ０ ℃升到 ７ ５ ０ ￣ Ｃ 。 在上 比 摊 中， 含油 的循习 行 （ 约 ２ ３当脱ｌ 碲 塔 的两层喷淋全部打ｌ 开』 舌，出现引风击 嘣 送困滩觌象， 平 实 椎 时ｉ 亍 只开一层喷淋， 水气Ｅ Ｅ 减小， 影响脱硫效果。 ２ Ｏ ｇ ／ Ｎ 珥 Ｆ ｆ 携带的页岩油吸附在蓄热室的格子砖上； 当该台加热炉处于燃 烧工况时 ， 吸附在格子砖的页岩油会解吸随着燃烧后的热烟气排放 ， 烟气 续运行 ， 影响脱硫效率和装置运转率。 中实２ 贝 ０ 含油量 ５ ４ ０ 一 １ ０ １ ０ ｍｇ ， Ｎ ｍ ３ ｏ 针刘 ｝ 气 冶油的特点， 必 彳 亍 除油、 尘预处理， 避免含油的烟忾影响脱硫塔的脱硫效率。改造前后的两 ２ ． ５排送脱硫液的塔底脱硫泵与排送再生 操作平衡， 经常出现塔釜脱硫液溢出以及再生池冒池现象。 个工艺均考虑了烟气的脱油处理 ， 但前者除油效率不高， 影响了后续工艺 改造后的脱硫工艺充分考虑了含油烟气对脱硫效果的影响 ， 塔釜下部积灰和淤泥无法清理。 如果加装侧搅拌， 塔釜内死角无法扰 的脱硫效率。 动。积灰积累逐渐加大 ， 贮水量逐渐减少。 针对烟气中所含的页岩油的数量和含有轻质油的牦 ，选择了高效湍流 ３脱硫 系统 存在的问题 的原 因分析 式除油塔进行脱油除尘， 使净化后的： 印 气进 ＾高效湍流脱硫塔进行脱硫 ， ３ ． １脱硫塔 内设雾化喷淋层 ，塔板外壁采用碳钢结构 ，厚度为 液体的比菱面积比喷淋塔的液体比表面积增加了数十倍， 使气液间有足 气流分布均匀 ， 从而大大提高的脱硫效率， 有 １ ０ — ２ ０ ａ ｒ ｍ。 虽然内壁采用进口玻璃鳞片进行了两道防腐， 但由于施工技术 够的接触面积和接触时间， 原因， 喷淋层周边的防腐层遭到破坏 ， 塔内防腐层失去作用 ， 导致塔体严 针对『 生的解决了这个问题。ｂ 脱 苔 塔体不 豫头 ， 设备不堵塞、 不结垢 、 重腐蚀。 占地面积小， 水循环使用无二次污染。ｃ 改造后的除油塔体、 脱硫塔体、 塔 ３ ２脱硫风机位于除油 、 尘设备之前 ， 因烟气携带页岩油、 尘和水蒸 ３ １ ６ Ｌ 不锈钢， 循环泵 、 碱液泵、 石灰浆液泵等均 汽， 使得脱硫装置在运行一段时间后就出 采用高分子聚乙烯或耐磨聚氨酯作防腐之衬里， 系统设备、 管路充分考虑 难以排出， 导致 风 棚 秘环 ， 在运 转中出现嵇 潜 。 防腐、 结垢、 堵塞等脱疏常 见问题 ， 材Ｊ 贾勋 Ⅱ 耐腐蚀， 使用寿命更长。ｄ 自动 ３ ３ 改造前引风机规 格为流量 为 ３ ５ ０ ０ ０ ｍ ３ ／ ｈ ，全压为 ２ ５ ０ ０ — ３ ５ ０ ０ Ｐ ａ 。 控制方面， 改造唇循环水泵与脱硫泵、 备用水泵能够根据液位 、 Ｐ Ｈ值互为 而烟气量实测当 ５ Ｏ ℃时最小量 ３ ５ ８ ３ ６ ｍ ３ ／ ｈ ， ６ ３ ＇ Ｅ时最小量 ３ ７ ２ ７ ８ ｍ ３ ／ ｈ ， 因 联锁 ， 所用仪表为西门子品牌， 质量 保证， 不会出现联锁失 乏 现象。ｅ除 此， 当塔内二层喷淋打开 ， 循环量增大时， 会 因塔 内阻力增大引风出现排 尘脱疏—体， 同时除尘、 脱硫 ， 适应能力强 ， 处理烟气含量尘量、 含二氧化硫 送 困难 睛况 。同时 多管湿法除油器是 喷淋方式 ， 当多管湿法除油器 因油 和 量分别可达 １ ０ ０ ０ ０ ０ ｍｇ ／ ｍ ３ ， １ ０ ０ ０ ０ ｍｇ ／ ｍ ， 以上 ， 操作弹Ｉ 生 大， 稳定 ｌ 强 。￡ 循 粉尘堵塞后， 阻力成倍增加 ， 引反 Ｉ ． 耄 兀 风 压也不能满足正常运行的要求 ， 造 环泵是吸收循环系统中关键设备之一， 从匕 述指标对照来看， 改造后的循 成除油 、 尘效率下降和不稳定 ， 未除净页岩油的烟气进 入脱硫塔 ， 不仅易 环泵流量为 ８ ０ ｍ ３ ／ ｈ ， 设计的气水比为 ２ ， 但是该系统水气比实际为 １ 左右 ， 堵塞喷淋头， 且因含油的脱硫塔底液在除油池中未除净油 ， 使含油的循环 在实际运行过程中通过调节流量每小时循环水量只有约 ５ ０ — ６ ０ ｍ ｓ ， 水气 水进 ＾了再生池 ， 在增加碱液牦量的同时 ， 也严重影响脱硫效率。 Ｅ 匕 ／ Ｊ 、 、 压降小， 具有低诉 朔 垦、 低电｝ ｅ 特点 ， 降低了运行成本。 腧 浩 内装 ３ ４脱衙 ； ｉ 搭 内的喷头采用 Ｄ Ｎ ２ ５ 碳化硅螺旋锥形喷头， 因脱硫液含油 有除雾装置 ，可有效实现气液分离 ，确保排放烟气 中的含湿量 ＜７ ５ 尘量较多， 加之系统运行不连续， 导致喷头经常堵塞。 ｍ ｇ ／ ｒ Ｎ ｍ ３ ￣ 较粥铭决了引风栅 冰 问题。 ３ ５脱硫塔底部集水槽为塔釜式结构， 高度 ５ 米， 用于循环及除油， 脱 ６结论 硫塔内在设计 中设置 了液位计 与丰 阀门相互联锁调节 ， 当液位达到高、 综 匕 所述， 改造后的脱硫工艺设计符合国家相关标准和法规 ， 二氧化 低位 时， 即掏『 ｆ ｊ 锏 、 打开补水阀门； 同时循研． 泵与脱确塔 内 Ｐ Ｈ计 彳 亍 联 硫排放浓度低于 ２ ０ ０ ｍ ｇ ／ ｒ Ｎ ｍ ３ ￣ 烟尘排放浓度低于 ５ ０ ｍｇ ｍｍ ｓ ， 除尘脱硫 锁而实现 自动开泵。由于液位汁和 Ｐ Ｈ计显示不准造成联锁功能困难 ， 因 效率在国内外湿法工艺上 ， 居领先水平； 目 压 阳损失小 ， 烟气含湿量低 ， 风 此， 经常 莉夜 溢出以及再生池冒池现象。 机不带水， 不堵塞不结垢， 系统运行稳定， 脱硫系统可用率高于 ９ ８ ％， 是目 ４改造方案 前页岩干馏行业应用中最为先进、 成熟的脱硫除尘工艺。 为更好的完成国家规定页岩炼油厂减排指标，保证烟气中Ｓ Ｏ ： 和粉 尘达
石油炼化企业烟气脱硫技术研究综述
石油炼化企业烟气脱硫技术研究综述石油炼化企业是石油加工和生产石油制品的重要基地，然而伴随着石油加工过程中产生的废气排放问题日益严重。
烟气中的二氧化硫是主要的大气污染物之一，对人体健康和环境造成严重危害。
石油炼化企业烟气脱硫技术的研究和应用显得尤为重要。
随着环保意识的普及和环境法规的加强，烟气脱硫技术逐渐成为石油炼化企业关注的焦点。
本文将对石油炼化企业烟气脱硫技术的研究现状和发展趋势进行综述，为相关领域的研究人员提供参考和借鉴。
一、烟气脱硫技术的原理和分类烟气脱硫技术是指将烟气中的二氧化硫去除或转化为无害物质的技术。
常见的烟气脱硫技术包括湿法脱硫、干法脱硫和氧化脱硫等，它们的原理和适用范围略有不同。
1. 湿法脱硫技术湿法脱硫技术是指利用碱性吸收液（如石灰石浆或者氧化钙浆）与烟气接触，通过化学反应将二氧化硫吸收或者转化为硫酸盐的过程。
常见的湿法脱硫工艺有石灰石-石膏法、氧化钙法和氨法等。
湿法脱硫技术具有脱硫效率高、适应性强等优点，但同时也存在着吸收液的制备成本高、设备冷凝和排放废水处理等问题。
不同的烟气脱硫技术各有特点和适用范围，石油炼化企业需要根据自身的生产工艺和排放要求，选择合适的脱硫技术进行应用。
二、烟气脱硫技术的研究现状和发展趋势目前，石油炼化企业烟气脱硫技术的研究已经取得了一定的进展，但仍存在着许多问题和挑战。
主要表现在以下几个方面：1. 技术成熟度不高目前，石油炼化企业在烟气脱硫技术方面主要应用的是湿法脱硫技术，尤其是石灰石-石膏法和氨法。
这些技术在脱硫效率和稳定性方面已经得到了验证，但在吸收液制备成本、设备能耗和废水处理方面仍存在许多问题。
干法脱硫技术和氧化脱硫技术在石油炼化企业中的应用相对较少，需要进一步研究和改进。
2. 脱硫废弃物处理和资源化利用烟气脱硫技术在脱硫过程中会产生大量的废弃物，包括废水、废渣和废气等。
这些废弃物的处理和利用成为石油炼化企业烟气脱硫技术研究的重要课题。
目前，一些石油炼化企业已经开始尝试将脱硫废渣转化为资源，如生产硫酸、化肥和建材等，并取得了一定的成效。
石油炼化企业烟气脱硫技术研究综述
石油炼化企业烟气脱硫技术研究综述【摘要】石油炼化企业烟气脱硫技术一直是环保领域的关键研究方向。
本文通过对脱硫技术的发展历程、常用的烟气脱硫技术、脱硫技术在石油炼化企业中的应用、烟气脱硫技术的优缺点以及石油炼化企业烟气脱硫技术的发展趋势进行综述。
研究发现，各种脱硫技术在石油炼化企业中都得到了广泛应用，但各自存在着优缺点。
石油炼化企业烟气脱硫技术的发展趋势主要集中在提高脱硫效率、减少能耗和降低成本等方面。
本文强调了石油炼化企业烟气脱硫技术研究综述的重要性，提出了未来值得研究的方向，为相关研究提供了总结和展望。
【关键词】石油炼化企业、烟气脱硫技术、发展历程、常用技术、应用、优缺点、发展趋势、重要性、未来方向、总结1. 引言1.1 石油炼化企业烟气脱硫技术研究综述石油炼化企业是重要的工业生产环节，但其生产过程中会产生大量含有硫化物的烟气。
硫化物对环境和人类健康造成严重危害，因此烟气脱硫技术在石油炼化企业中显得尤为重要。
随着环境保护意识的增强和法规的日益严格，石油炼化企业也在积极寻求高效、低能耗的烟气脱硫技术。
近年来，烟气脱硫技术在石油炼化企业中得到了广泛应用和研究，各种技术不断涌现，为企业提供了多样化的选择。
本文将对石油炼化企业烟气脱硫技术的研究现状进行综述，探讨脱硫技术的发展历程、常用的烟气脱硫技术、脱硫技术在石油炼化企业中的应用、烟气脱硫技术的优缺点以及石油炼化企业烟气脱硫技术的发展趋势。
通过对这些内容的深入分析，我们可以更好地了解石油炼化企业烟气脱硫技术的现状和未来发展方向，为环保工作提供技术支持和参考。
2. 正文2.1 脱硫技术的发展历程脱硫技术的发展历程可以追溯到19世纪中叶，当时人们开始意识到燃煤和燃油所产生的硫氧化物对环境和人类健康造成的危害。
最早的脱硫方法是采用碱液洗涤炉排气中的二氧化硫，这种方法虽然简单有效，但成本较高且对环境也有一定影响。
随着科技的发展，20世纪初，人们开始尝试新的脱硫方法，比如使用石灰石和石膏来吸收二氧化硫，这种方法被用于煤燃烧电厂等工业领域。
石油炼化企业烟气脱硫技术研究综述
石油炼化企业烟气脱硫技术研究综述石油炼化企业作为目前国民经济发展的主要支柱之一，其产生的废气排放一直是环境保护的重点关注对象。
烟气中的二氧化硫是其中的主要有害组分之一，对环境和人体健康都有着严重的危害。
石油炼化企业烟气脱硫技术一直备受关注和重视。
本文将对石油炼化企业烟气脱硫技术进行综述，介绍目前主流的烟气脱硫技术及其优缺点，并展望未来的发展方向。
一、烟气脱硫技术简介烟气脱硫技术是指通过一系列工艺手段将燃煤、燃油等燃料中的二氧化硫(SO2)转化成可容易吸收或易于分离的化合物，以减少其排放浓度的技术。
目前主流的烟气脱硫技术主要包括湿法脱硫和干法脱硫两大类。
湿法脱硫技术是利用吸收剂溶液（如石灰石浆液、石灰乳、碱液等）对烟气进行喷淋或浸润的方式，利用物理和化学吸收将二氧化硫吸附、转化为硫酸根离子，并通过沉淀或吸附等方式使其从烟气中剥离出来。
干法脱硫技术主要是指利用气固反应或气液反应的方式将烟气中的二氧化硫转化为易于分离的化合物，并进行除尘后将化合物和粉尘一并收集处理。
二、湿法脱硫技术1.石灰石法脱硫石灰石法脱硫是目前应用最广泛的湿法烟气脱硫技术之一。
其主要过程是将石灰石（CaCO3）与水混合成石灰石浆液，在吸收塔内与烟气进行接触，二氧化硫和氢氧化钙发生化学反应生成硫化钙。
化学反应方程式如下：CaCO3 + SO2 + 1/2 O2 + H2O → CaSO4·2H2O + CO2此反应生成的硫化钙会析出在吸收塔液体循环系统中形成硫石，随后通过沉淀和其他方式将其分离出来。
石灰石法脱硫技术具有工艺成熟、处理能力大、除硫效率高等优点，但同时也存在石灰石的消耗、废水处理等问题。
2.海水法脱硫此反应生成的硫酸钠会溶解在海水中，形成含硫酸钠的氯化钠溶液，在一系列处理后可将硫酸钠从溶液中结晶出来。
海水法脱硫技术相对于石灰石法脱硫具有更低的成本和更简化的工艺流程，但同时也存在对海水资源的开采和废水处理的问题。
油页岩干馏项目加热炉烟气脱硫系统的特点和设计方案
采 购途径 的限制 ；价格在攀升 ．氧化镁 价格从３ 年前
的４ ５ ０ 元／ ｔ 涨 至现在的７ ０ ０ 多元／ ｔ ；由于温度影 响溶解
的 程 度 ，所 以消 化 过 程需 要 蒸 汽 加 热 ￣ ｌ ｊ ７ ０ ℃ ，从 镁
加热炉 系统 烟气 的特点
炯气 流 鲢小 、含硫 量高 ，炯气 中含Ｓ Ｏ 浓 度达 ｆ １ ］ ６ ０ ０ ０ ｍｇ ／ ｍ ；娴气 含油较 高 ，成 分复杂 。含油量
嘉 驾 加 热 炉 烟 气 工 况 脚（ ） 烟 脚 烟 气 脚入
数 值
型 冲
含 油 量／ （ ｍｇ ・ ｍ。 ）
５ ０ ０ －１ ０ ０ ０
烟 气 压 力／ Ｐ ａ
２ ０ ０ ０ － ￣ ３ ０ ０ ０
７ ０ ０ ０ ０
８ ０ － － １ １ ０
６ ０ ０ ０
法改为钠碱法 ，就是由于厂 蒸汽
镧 碱 法
够：
典型 应用 ：龙 口某 贞岩 油厂加热 炉脱硫 现 为钠
达到５ ０ ０ ～ １ ０ ０ ０ ｍｇ ／ ｍ ；烟 气波动较 大 ，主要是受到 碱法 烟气脱 硫 ，适 应 于高硫 、含油炯 气 。钠 碱法 烟 矿百 的品质 及 产过程的影响 ；硫份不仅有Ｓ Ｏ ，还 气脱硫缺点 ：消耗Ｎａ ， Ｃ Ｏ ，运行费川稍高
脱 硫 系 统 不 影 响 加 热 炉 系 统 的安 全 、稳 定 、可
本项 目共两套 油页岩 十馏装 置 ，每套十馏 装置
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表ｌ 油页岩干馏项 目加热炉烟气条件
锅炉烟气脱硫技术的研究与应用
锅炉烟气脱硫技术的研究与应用烟气脱硫技术是目前环境保护领域中关注度较高的技术之一。
随着工业化进程的加快、能源需求的增加，烟气中二氧化硫（SO2）的排放成为一个严重的环境问题。
而锅炉烟气脱硫技术作为一种常用的减排手段，被广泛应用于发电、石化、冶金、化工等行业。
本文将对锅炉烟气脱硫技术的研究与应用进行探讨。
一、烟气脱硫技术的原理烟气脱硫是将烟气中的SO2进行吸收和转化，采取化学或物理方法将其转化为不易挥发的固体或液体物质，从而降低了烟气中SO2的浓度。
常见的烟气脱硫技术有湿法脱硫和干法脱硫两种。
湿法脱硫技术主要是通过将烟气经过水洗或喷淋，利用水中的氢氧化物或碱性溶液来吸收SO2，生成硫酸或硫酸盐。
这种技术适用于低温烟气和高浓度SO2的脱除。
干法脱硫技术则是将干净的吸收剂喷射到烟气中，通过吸附、催化或化学反应等过程来去除SO2。
这种技术适用于高温烟气和低浓度SO2的脱除。
二、湿法脱硫技术的研究与应用1. 石膏湿法脱硫技术石膏湿法脱硫技术是湿法脱硫技术中最常见的一种。
它将石膏与进入洗涤器中的烟气进行接触，烟气中的SO2被石膏吸收后转化为硫酸钙，从而达到脱硫的目的。
石膏湿法脱硫技术具有脱硫效率高、操作稳定、适应性强等优点，被广泛应用于发电厂、石化厂等大型工业锅炉中。
2. 碱液湿法脱硫技术碱液湿法脱硫技术是利用碱液（如氢氧化钠、氢氧化钾等）对烟气中的SO2进行吸收而实现脱硫的方法。
碱液湿法脱硫技术适用于各种不同类型的锅炉和燃烧方式，具有设备结构简单、脱硫效率高、操作灵活等优势。
三、干法脱硫技术的研究与应用1. 活性炭干法脱硫技术活性炭干法脱硫技术通过将活性炭喷入烟气中，通过物理吸附和化学反应等方式吸收SO2，从而达到脱硫的目的。
活性炭干法脱硫技术具有操作简单、处理量大、脱硫效率高等优点，适用于中小型燃煤锅炉和工业炉窑。
2. 干式电除尘与干法脱硝技术干式电除尘与干法脱硝技术是通过使用高压静电场对烟气进行处理，同时去除烟气中的颗粒物和氮氧化物。
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页岩炼油厂加热炉烟气脱硫技术研究
发表时间：2018-10-16T16:44:48.107Z 来源：《防护工程》2018年第11期作者：色胜坤[导读] 原料母页岩中含有的硫化合物转化成大量硫及硫化物，废气经过干馏瓦斯的消耗燃烧后几乎全部以二氧化硫的形式排放到大气中，本文以页岩炼油厂加热炉烟气脱硫技术研究为依托，对环境达标排放及企业技改实施均有重要的理论意义和现实意义。
色胜坤
抚顺矿业集团工程技术研究中心辽宁抚顺 113008
摘要：抚顺矿业集团公司页岩炼油厂，在炼油加工过程中，原料母页岩中含有的硫化合物转化成大量硫及硫化物，废气经过干馏瓦斯的消耗燃烧后几乎全部以二氧化硫的形式排放到大气中，本文以页岩炼油厂加热炉烟气脱硫技术研究为依托，对环境达标排放及企业技改实施均有重要的理论意义和现实意义。
关键词：油页岩、湿式脱硫、达标排放
1概况
抚顺矿业集团有限公司页岩炼油厂现有A、B、C、D部四套干馏装置，每套干馏装置的供热系统有3台加热炉。
加热炉瓦斯燃烧后烟气通过烟囱直接排放大气，系统没有配置相应的脱硫设备。
烟气中二氧化硫及其他有害气体、粉尘的排放对周围环境影响较大。
为保证烟气中SO2的达标排放，满足日益严格的环保标准要求，对加热炉烟气脱硫进行技术研究。
2 工艺设计路线
本项目初步设计为针对每套干馏装置新建一套脱硫装置，以及相应的配套设施。
循环水站针对四部集中规划设计，土建一体，一次性建设。
脱硫塔针对各干馏装置烟气系统一对一设计，各干馏装置烟气系统分步实施。
具体设计思路如下：
⑴脱硫工艺采用钠钙双碱法，新建循环水站集中布置在高浓水池区域。
包括钙碱制备循环再生系统、除渣、除油系统，设置集中泵房间和操作控制间。
⑵SO2吸收系统采用多腔喷淋脱硫塔为主设备，与各干馏装置烟气系统一对一布置。
脱硫渣（硫酸钙）不做进一步处理，直接外卖（制砖）或抛弃。
⑶脱硫系统配置自动化控制系统，加装PH值、温度、二氧化硫含量等参数的在线监测仪器。
⑷系统设置除石膏渣及除油装置。
主要设备考虑碱、油泥磨损腐蚀问题，选用优质低耗设备，设置必要的控制装置，尽可能减少维修费用；水泵选用耐腐、耐磨化工水泵。
⑸循环水站布置在高浓水池附近，土建水池设备间一次性建设。
脱硫塔等脱硫设备针对各干馏装置烟气系统分步建设，一期首先针对A部干馏装置的加热炉烟气系统进行脱硫建设。
3 工艺流程
3.1 烟气系统组成
该部分由烟道、挡板门、膨胀节、引风机等组成。
加热炉烟气增设旁通烟道，以便脱硫系统故障或检修不影响加热炉的正常运行。
设有两个电动烟气挡板门，一路控制进脱硫塔，一路控制进烟囱。
在脱硫系统正常运行时，烟气由底部切向进入脱硫塔中，经脱硫后，由脱硫塔上部进入除雾器，截留烟气中的微小液滴后，烟气进引风机由烟囱排放。
事故检修时由脱硫塔前旁通管路直接进烟囱。
3.2 SO2吸收系统
加热炉烟气首先进入旋风除尘器预除尘降温（顶部设有喷淋装置），将部分粉尘及油渣去除后进入脱硫塔；脱硫后废水由脱硫塔底侧部管道自流进入集水池，由泵送至水循环处理系统。
烟气由脱硫塔顶部排出，进入除雾器除雾后经引风机进入烟囱。
系统内设冲洗检修装置。
脱硫塔为本系统核心装置。
脱硫塔一般采用填料塔和喷淋塔等形式。
根据烟气特点，本设计采用多腔喷淋塔脱硫，内设多级高效喷头，防止系统堵塞。
脱硫塔侧部设有检修平台及检修人孔；除雾装置主要用于烟气脱水，减轻风机腐蚀，延长风机使用寿命；风机采用离心防腐风机。
3.3吸收浆液制备和循环再生系统
包括脱硫液循环系统、脱硫液制备系统，再生剂制备系统、隔油系统、脱硫产物处理系统。
有如下设备：加药箱及液位控制器，平流隔油沉淀池，再生剂制备池，再生池，碱液池，凉水塔、水力旋流器及相关泵与管道。
（1）加药箱、液位控制
1．加药箱
使用原有设备（脱硫器附属设备），容积为0.18 m3。
2．液位控制
现有集油箱改造，设置成“U”型溢流管，“U”型溢流管的溢流端设为高度可调式流管。
串联中第一个脱硫器的“U”型溢流管两端液位差以230-260mm为宜；串联中第二个脱硫器的“U”型溢流管两端液位差为330-350mm；运行中具体水头差按实际运行工况调节。
（2）平流隔油沉淀池
平流隔油沉淀池在室内循环水池基础上改造（原尺寸：8500×600×850mm），按照设计规范，拟提出以下两种设计方案： 1．利用现有隔油池宽度（0.6m），则平流隔油沉淀池参数、尺寸如下：总容积：120m3；格数：n=5；池长：20.02m，池宽：0.6m；池高2.5m。
2．利用现有分格数n=1，则平流隔油沉淀池参数、尺寸如下：总容积：120m3；格数：n=1；池长：20.02m，池宽：3m；池高2.5m。
（3）再生剂制备系统
使用现有TLJ-1型脱硫剂添加系统，制备氢氧化钙乳浊液。
现有脱硫剂添加机混合箱体积：0.225m3，最大输液量20m3/h，扬程30m。
石灰浆液配制消耗水量：264.6kg/h；实际配制过程中加入水量可取250kg-300kg/h。
（4）再生池
室外现有澄清水池改造。
（原尺寸：3000×2700×850mm）
设计再生池体积为2 m3，现有室外澄清体积为6.885 m3，完全满足使用要求；为加快再生反应速度，提高再生效率，可考虑在再生池内加方框式搅拌器或锚框式搅拌器。
（5）沉淀浓缩池
根据要求设计两种不同方案，以便贵方按实际要求选择，分别如下： 1．斜板沉淀池
池长：4m；池宽：3m；总高度：2.9m；停留时间：15.7min；
斜板上水深0.7m；斜板倾斜角度α=60°；斜板斜向长度1m；斜板高度0.866m；
污泥斗倾角β=60°，泥斗高：1m，污泥斗长：2.85m；污泥斗宽：1.85m； 2．压力式水力旋流分离器
进水口处压力：29.4×104Pa（3kg/cm2）；处理水量：100.7 m3/h，
圆筒部分直径：0.3m；圆筒部分高度：0.51m；进水管直径：0.075m；
澄清液排出中心管直径：0.075m；出水管直径：0.075m；
底部浓液排出管直径：0.045m；锥体角度θ= 15°；锥体高度：0.476m；
本项目可根据上述设计结果选择市售水力旋流器，贵方的选型结果详见附件3。
（6）碱液池（缓冲池）
现有室外循环水池改造（3900×3000×1200mm）。
为保证系统稳定运行，同时及时向系统中补充氢氧化钠和新鲜水，本方案设置缓冲池兼作碱液池。
在不影响周围生产和地下环境的情况下，尽可能对室外循环水池深挖，若不能满足要求再考虑加高，缓冲池有效深度应达到3m左右。
4 物料平衡
（1）SO2去除量：
脱硫效率按80%计，SO2去除量：48kg/h。
（2）NaOH耗量：
脱硫产物为NaHSO3时（pH值5-9）：
NaOH消耗量：30kg/h；NaOH损耗量（5%）：1.5 kg/h；
脱硫产物为Na2SO3时（pH值>9）：
NaOH消耗量：60kg/h；NaOH损耗量（5%）：3.0 kg/h。
（3）CaO耗量：
Ca/S按1.05计，石灰有效含量按照90%计；
纯CaO耗量：44.1kg；成品CaO耗量：49kg/h。
5技术经济效益
年回收效益：86万元。
包括二氧化硫回收环保减排费、废油回收费用和石膏回收费用。
环保减排费用：二氧化硫小时回收量48kg/h，每天回收1152kg/天，同时油厂异味可进一步降低。
年减排费按20.7万元计。
油回收费用：以废水含油浓度400mg/l计，日回收纯废油768kg，以2000元/吨计。
石膏回收费用：日回收石膏泥饼1.67吨，外卖砖厂以50元/吨计。
综上所述，本项目不具有财务盈利能力但是本项目社会效益和环境效益显著，主要体现在通过减少污染、改善环境，提高清洁生产水平，完成污染减排目标具有重要意义。
参考文献
[1]王纯张殿印 . 废气处理工程技术手册北京：化学工业出版社，2012.11。