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PDS脱硫技术浅析
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专 业: 化学工程与工艺 指导老师:
二零一三年四月PDS脱硫脱氰技术应用浅析
诚信声明
本人声明:
我所呈交的本科毕业设计论文是本人在导师指导下进行的研究工作及取得的
研究成果。尽我所知,除了文中特别加以标注和致谢中所罗列的 日期: 年 月 日
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PDS脱硫脱氰技术应用浅析
摘 要
在焦炉气脱硫工艺中,应用湿法脱硫我国已经引进了多种工艺。国内对焦炉煤
气湿法脱硫工艺的设计也在日趋完善。因其投资少,工艺紧凑,设备简单,运行
费用低等特点,已受到我国焦化企业的普遍欢迎和关注。PDS脱硫技术是液相催
化氧化法脱硫技术之一,AAA有限责任公司(以下简称“我公司”)采用该种方
法进行煤气粗脱硫工艺,出口H2S?20mg/Nm3。
析,通过生产数据对稳定脱硫效率的几个条件和影响H2S吸收的几个因素进行
分析
定性数据统计分析pdf销售业绩分析模板建筑结构震害分析销售进度分析表京东商城竞争战略分析
,
并对PDS脱硫脱氰原理和与ADA脱硫原理进行解释以指导煤气的脱硫生产。
关键词:PDS脱硫;催化氧化法;工业应用;运行分析。
III
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目 录
前 言 ....................................................... 1
第1章 PDS脱硫技术发展及反应机理 ............................ 3
第1.1节 PDS脱硫技术 ....................................... 3
第1.2节 PDS催化剂的反应机理 ............................... 3
1.2.1 PDS法与ADA法的共同点 ................................. 3
1.2.2 PDS法与ADA法的不同点 ................................. 4
第2章 碳酸钠为碱源的传质方程 ................................ 5
第3章 气液接触时间 ......................................... 7
第 4章 影响选择吸收的因素 .................................. 8 第4.1节 KG、KL
与选择吸收的关系 .............................. 8
第4.2节 接触时间与选择吸收的关系 ........................... 8
第5章 稳定脱硫效率的工艺条件 ............................... 10
第5.1节 脱硫循环液中副盐总浓度 ............................ 10
第5.2节 再生系统的空气供给量 .............................. 11
第5.3节 稳定脱硫液的组成 .................................. 12
5.3.1 NaHCO3和Na2CO3组分控制 ................................ 12
5.3.2 PH值的控制 ........................................... 13
脱硫塔的喷淋密度.................................. 14 第5.4节
结论 ........................................................ 15
参考文献 .................................................... 16
致 谢 ...................................................... 17
IV
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前 言 我公司主要是以煤为原料,在焦炉中隔绝空气干馏生产焦炭和焦炉煤
CO2、CmHn、N2、CO、NH3、粗苯、焦油+尘、萘、硫气(主要成分为H2、
化物)焦炭外销,副产焦炉
煤气50%左右回焦炉用作焦炉加热燃料,富余部分用于生产合成氨、尿素。焦
炉煤气中的硫来源于煤,在炼焦过程中约46%的硫进入焦炉煤气,绝大部分以
H2S的形式存
在,而H2S随煤气燃烧后转化成SO2,空气中SO2含量超标会形成局域性酸
雨,危害人
们的生存环境;另一方面,硫化物的存在不仅能腐蚀设备和管道,而且能使合
成氨装置生产所用的催化剂中毒,使氨产量下降,增加装置的能耗,此外硫也是
一种重要的化工原料,应予以回收,因此原料焦炉气中的硫化物必须脱除干净。
鉴于以上因素,煤气中硫的脱除程度业已成为其洁净度的一个重要指标,所以,
无论从环保达标排放,还是从保证企业最终产品质量而言,煤气中这部分硫都是
必须要脱除的。
煤气的脱硫方法从总体上来分有两种:热煤气脱硫和冷煤气脱硫。在我国,热
煤气脱硫现在仍处于试验研究阶段,还有待于进一步完善,而冷煤气脱硫是比较
成熟的技术,其脱硫方法也很多。冷煤气脱硫大体上可分为干法脱硫和湿法脱硫
两种方法,干法脱硫以氧化铁法和活性炭法应用较广(干法脱硫这里不再说明),
而湿法脱硫以砷碱法、ADA、改良ADA和栲胶法颇具代表性。与干法脱硫相比,
湿法脱硫技术主要是脱出H2S,应用相对要稍晚一些,湿法脱硫可以归纳分为物
理吸收法、化学
吸收法和氧化法三种。物理吸收法是采用有机溶剂作为吸收剂,加压吸收,再
经减压将吸收的H2S释放出来,吸收剂循环使用,该法以环丁矾法为代表;化
学吸
收法是以弱碱性溶剂为吸收剂,吸收过程伴随化学反应过程,吸收H2S后的吸
收
剂经增温、减压后得以再生,热砷碱法即属化学吸附法;氧化法是以碱性溶液为吸收剂,并加入载氧体为催化剂,吸收H2S,并将其氧化成单质硫,湿法粗脱硫
主要是脱除原料气中的无机硫H2S,湿式氧化法反应速率快,净化度高,能直接回收
硫磺,氧化法以改良ADA法和栲胶法为代表。在20世纪80年代前,国内焦化企业的煤气脱硫方法以ADA法为典型代表,落后于石油和化肥工业的脱硫技术。为了优化焦炉煤气的脱硫技术,降低投资和运行成本,提高脱硫效率和环保水平,在湿式氧化法煤气脱硫技术上,开发成功了多种脱硫催化剂,应用较广的是酞菁钴类催化剂。在
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实际生产中,应在满足脱硫效率的前提下,优化工艺操作参数,以达到降低成本的目的。
原料焦炉气中的硫主要以无机硫和有机硫两种形态存在,如无机硫:硫化氢(H2S);
有机硫:二硫化碳(CS2)、硫氧化碳(COS)、硫醇(RSH)、硫醚(R-S-R’)、噻吩(C4H4S)等。我公司采用的是湿式氧化法脱硫工艺,脱硫后的气体中的H2S?20mg/Nm3,为了减
少ADA法引入系统其它组分例如:五氧化二钒、偏钒酸钠、焦钒酸钠、对苯二酚等其他杂质,减少成本,防止堵塔及环保上的要求,我公司采用PDS法脱硫。最初采用PDS-400后因副盐增加腐蚀系统严重,改换为PDS-600型脱硫脱氰催化剂,使用至今,脱硫效果稳定,不堵塔,腐蚀情况降低,溶液悬浮硫和副盐含量也可以稳定控制,效果较好,可以达到稳定生产,控制指标的目的。
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第1章 PDS脱硫技术发展及反应机理
第1.1节 PDS脱硫技术
PDS脱硫技术的研究始于1977年,由杨树卿教授发明的PDS脱硫催化剂经中国科学技术情报研究所国际联机检索查证为最新发明物质,并与1985年12月申报专利。1986年8月21日通过由吉林省科委组织的技术鉴定,被认定“在脱硫效率、选择性、寿命、硫容量等方面均达到了较为先进的水平”。专家一致认为,PDS脱硫法与其他液相催化氧化脱硫法相比,达到了“技术先进、工艺合理、操作简便、运用可靠、易于管理、脱除效率高、效果稳定、成本低廉、经济实用”的效果。
PDS脱硫技术作为一项成熟、先进的技术是有其理论基础的。有关PDS催化脱硫的反应机理研究始与其同步进行的。这一研究首先从脱硫催化剂结构入手,然后对PDS催化脱无机硫反应、PDS自解氰化物中毒反应,PDS催化NaSCN转化反应、PDS催化脱COS反应机理等方面,从化学过程到分子—电子过程做了深入细致的研究,提出了“双核双中心假说”,完满的解释了PDS在实际应用
中抗氰化物中毒,脱硫效率高,不污染环境等一系列问
题
快递公司问题件快递公司问题件货款处理关于圆的周长面积重点题型关于解方程组的题及答案关于南海问题
。
第1.2节 PDS催化剂的反应机理
在液相催化氧化法脱硫中,传统的ADA脱硫技术只在再生过程对脱硫反应起到催化作用,脱硫过程需要靠V2O5等助催化剂来完成;而催化活性较强的PDS催化剂对吸
收和再生两个过程均起到催化作用,并解决了催化剂的中毒问题。
1.2.1 PDS法与ADA法的共同点
PDS法和ADA法脱除煤气中的硫化氢是靠碱性溶液完成吸收反应,以碳酸钠为碱源时,其反应式为:
Na2CO3+H2S ? NaHS+NaHCO3
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1.2.2 PDS法与ADA法的不同点
(1) 碳酸钠为碱源时ADA的催化作用。
ADA的催化作用是在焦钒酸钠转变为偏钒酸钠的氧化再生过程中发挥的作用,硫化物的催化氧化(再生)反应需依靠偏钒酸钠来完成,还原态的ADA转变为氧化态的ADA时,需要通过在再生塔? Na2Sx+CO2+H2O
PDS特有的催化氧化(再生)反应特性为:
Na2Sx +1/2O2+H2O ? 2NaOH+xS?
NaHS+1/2 O2 ? NaOH+ S?
(3) PDS与ADA吸收氰化氢的区别。
在ADA法脱硫中,碱吸收液在吸收硫化氢的同时也吸收氰化氢,生成硫氰酸钠和硫代硫酸钠等副盐积累于脱硫液中。因没有有效的措施从脱硫液中提取这些副盐,致使脱硫液因副盐浓度增加而影响其脱硫效率。PDS法脱硫也同样吸收氰化氢,生成物也是硫氰酸钠和硫代硫酸钠。理论上,煤气中的氨在PDS催化剂的催化作用下,与硫氰酸钠发生反应转变为碳酸铵,只要氨浓度合适,脱硫液中就不会发生硫氰酸钠和硫代硫酸钠的积累,但由于脱硫再生反应机理的复杂性,副反应会牵制主反应。多年的生产实践表明,副反应不可能按理论推测而减缓,所以硫氰酸钠和硫代硫酸钠等副盐的积累并没有被消除。
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第2章 碳酸钠为碱源的传质方程
碳酸钠在吸收硫化氢和二氧化碳的过程中,发生下列化学反应:
H2S ? H++HS,
Na+ + HS, ? NaHS
2H++CO32, ? H2CO3
H2CO3+OH, ? HCO3, +H2O
Na++HCO3, ? NaHCO3
根据双膜阻力理论,传质阻力分为气膜阻力和液膜阻力。由于硫化氢分子被碳酸钠吸收后能够迅速电离为H,和HS,。在碳酸钠吸收液中,硫化氢分子在液相中的电离速度远远大于气相。因此,碳酸钠吸收硫化氢的传质过程主要受气膜阻力的影响。气相中的二氧化碳分子被碳酸钠吸收后与水化合生成NaHCO3,
NaHCO3在水溶液中发生一
级水解反应,其反应速度对各级反应速度起着控制作用,因此,不难得出,Na2CO3吸收CO2的传质过程主要受液膜阻力控制。
以氨水吸收硫化氢和二氧化碳的实验理论为依据,在常压常温下,当稀碱液中含Na2CO3为0.6%,1.0,、pH<9时,分别测量硫化氢和二氧化碳气体在溶液中的溶解速
度,结果是硫化氢的溶解速度为二氧化碳的6倍。但在同样条件下,将稀碱液以液滴的形式分别在两种气体中下落,这时硫化氢的溶解速度要比二氧化碳的溶解速度高出约9倍。当Na2CO3含量为3,的脱硫液在空塔内与煤气接触时,煤气含硫化氢为4.22%
(质量分数),CO2为2.2%(质量分数),硫化氢的溶解速度为二氧化碳的18倍左右。
实验结果表明,以Na2CO3为碱液吸收H2S、CO2和HCN时,气液接触界面的相对流速加
快后,气膜阻力减小,受气膜阻力控制的硫化氢溶解速度加快,而对液膜阻力的变化不大,对于受液膜阻力控制的CO2溶解速度也没有大的改变,因此,硫化氢与二氧化
碳的溶解速度比值也相应增大。
气膜阻力控制的Na2CO3吸收H2S和液膜阻力控制的Na2CO3吸收CO2的传质速率方程
表示如下:
N硫化氢 = KG(PG,PL)
= KL(CG,CL) N二氧化碳
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式中的KG 为气相传质系数;PG 为气相分压;PL 为液相平衡分压;KL 为液相传质系数;CG 为气相分压对应的液相平衡浓度; CL 为液相浓度。
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第3章 气液接触时间
气液接触时间是指在洗涤塔 T = H/V V = Q/S
式中的T为气液接触时间;Q为煤气量;S为洗涤塔截面积;H为洗涤塔填料高度;V为煤气空塔速度。
在脱硫塔内,脱硫液与煤气在逆向接触过程中进行传质,煤气中H2S、CO2 、HCN的浓度逐渐降低,液相中的H2S和CO2不断增加。随着煤气中的硫化氢的(PG,PL)和二氧化碳的(CG,CL)值在洗涤塔不同高度处的变化,使N硫化氢和N二氧化碳也随之变化,随着气液接触时间的增加,Na2CO3溶液吸收H2S和CO2及N硫化氢和N二氧化碳趋于降低。
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第 4章 影响选择吸收的因素
Na2CO3对煤气中H2S、HCN、CO2等酸性气体均有较佳的吸收性,在煤气净化过程中
通过提高Na2CO3溶液对焦炉煤气中酸性气体的选择性吸收效率,可提高煤气净化率,
并降低PDS脱硫工艺的生产成本。
第4.1节 KG、KL与选择吸收的关系
KG是Na2CO3溶液吸收煤气中硫化氢的气膜传质系数,KL是Na2CO3溶液吸收煤气中CO2的液膜传质系数,影响KG、KL值的主要因素有脱硫塔填料的几何形状、空塔速度和喷淋密度。增加硫化氢的气膜传质系数将能够提高硫化氢对Na2CO3溶液的传质速率。我们将脱硫工艺设计中采用的木格栅填料改造为防堵型聚丙烯花环填料,实现了碳酸钠吸收液对煤气中硫化氢的选择性吸收。并针对脱硫塔 改造前后的实睑结果
第4.2节 接触时间与选择吸收的关系
(PG,PL)和(CG,CL)表示脱硫液吸收煤气中的硫化氢和二氧化碳的传质推动力,
我公司多年的生产实践表明,煤气脱硫效率可达到98.9%,99.6%,脱氰效率可达90,以上,焦炉煤气中CO2脱除率也可达10%,16%。脱硫塔入口煤气中硫化氢的(PG,PL) 值最大,随着气液接触时间的增加,煤气中硫化氢的(PG,PL)值迅速降低,且
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该值与气液接触时间呈非线性反比关系,脱硫液在脱除煤气中硫化氢的同时,也脱除了HCN和CO2。但煤气中的CO2浓度仅降低8.3%,它的变化与硫化氢相比要小得多。脱硫液在洗涤煤气的过程中,随着气液接触时间的增加,(CG,CL)值缓慢地减少。根据实验及多年的生产实践,以煤气空塔为基准,气液接触时间定为5s,脱硫效率可达到99,以上。延长气液接触时间,对提高脱硫效率并无显著效果,而脱除CO2的效果显著增加。
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第5章 稳定脱硫效率的工艺条件
在焦炉煤气脱硫系统中,出口煤气中的H2S含量能否达到?20mg/Nm3的指标,不仅与脱硫装置的生产操作有关,同时还受到脱硫生产工艺控制的影响。我公司多年的脱硫生产实践表明,影响脱硫效率的主要因素有以下几点。
第5.1节 脱硫循环液中副盐总浓度
在PDS脱硫技术中,脱硫循环液中硫氰酸钠和硫代硫酸钠的量受Na2CO3的浓度、温度的影响较大。溶液温度是项重要指标,温度低吸收H2S及析硫反应速度减小,但在一般温度范围内影响不明显。温度对再生效率及副产物生成影响较大,温度高析硫速度和再生效率升高。但温度超出45?由于氧的溶解度降低,再生和脱硫过程速度减小,再生槽硫泡沫层变薄,副产物增加。溶液温度?45?内,Na2S2O3生成率没有明显变化,温度超高,生成速率增加较大,数据见表-2。
温度的控制主要是以再生的需要而定,以30?,45?为宜。
为抑制副盐的增长,我们采取的方法是:均匀加碱制度,将脱硫液温度控制在30?,40?,冬季最高不超过43?。Na2S2O3、Na2SO4及NaCNS是副反应产物,其中NaCNS为气体中原有HCNS的副产物,其余含量的高低与生产操作有关。以 Na2S2O3为例,其含量在1(0g/l,100 g/l间悬殊较大。Na2S2O3主要来源于2NaHS+2O2?Na2S2O3+H2O反应,是富液槽剩余HS-进入喷射器与空气中氧的反应物。Na2S2O3组分高,危害十分严重:
Na2S2O3与 NaHCO3同是脱硫耗碱的主要副产物。 ? 增加碱耗,
? 增加溶液的密度和粘度,使喷射器抽气能力下降, NaHCO3升高,再生和脱硫效率下降。
?相应降低了单质硫的生成,硫回收率下降,浓度的递增是引发堵塔的重要因素。?Na2S2O3的增加伴随 Na2SO4组分的升高,Na2SO4组分往往是 Na2S2O4的数倍,是构成对设备强烈腐蚀的主要因素。一般而论,凡是脱硫运行不正常时,Na2S2O4和Na2SO4均偏高。
催化剂的氧化再生效率低,使反应槽中 HS-转化为单质硫速度转小,更多的HS-10
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进入再生槽氧化为Na2S2O3,Na2S2O3增多的主要原因是富液槽容积偏小所致。 熔硫釜残液经高温过程,副产物增加,回收残液量偏大时,亦对增加Na2S2O3含量产生影响。PDS催化剂脱硫生成硫颗粒较大,再生槽浮选的硫泡沫厚度可达200 mm,300mm,只要控制好再生槽液位,溢流硫沫不应夹带较多的溶液。Na2SO4的来源由SCN-和HS-氧化而来,但主要影响是Na2S2O3继续氧化所致,随 Na2S2O3的增加而升高。脱硫液中Na2SO4含量远大于Na2S2O3,而溶解度却小得多,在温度变化时极易结晶沉淀造成盐堵。
有的脱硫装置技术管理不到位,Na2S2O3组分不
检测
工程第三方检测合同工程防雷检测合同植筋拉拔检测方案传感器技术课后答案检测机构通用要求培训
,更不控制。脱硫中存在问题及产生的原因则被掩盖,脱硫的生产运行难以趋向良好。
第5.2节 再生系统的空气供给量
再生系统空气供给量对稳定脱硫效率、保证煤气中H2S?20mg/Nm3的指标起着关键的作用, 且极为敏感。因此,在脱硫操作中只有保证足够的再生空气量,才能保持较高的脱硫效率,我们将再生空气量控制在580 m3/h,620m3/h 。我公司使用的是自吸空气喷射再生槽。富液以一定压力进入喷嘴形成液体高速射流,喷嘴周围的吸气室产生负压,将空气吸入喷射器管 再生槽职责不仅是自吸空气促使溶液催化剂氧化再生,兼有对溶液的气提释放CO2及硫泡沫的浮选作用。按照湿式氧化法脱硫总反应式 H2S+1/2O2?H2O+S?核算,每吸收1 kg H2S需要1(75m3空气即可,而实际用量为氧化再生的10倍以上,才能起到上述作用。所以确保再生槽的实用效果应达到一定的吸气强度。
溶液于再生槽停留的时间,即再生槽有效容积是一项重要设计参数。若催化剂的氧化再生速度较快,溶液停留时间5 min,7 min,即可完成,但再生槽硫沫的浮选溢
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流需用较长的时间,其时间因催化剂的不同略有差别,大致以15 min,20 min为宜。 再生槽的有效高度即溶液的实际深度应根据喷射器人口液压及再生槽径而定,若选用再生泵扬程高、槽径大,可适当增加有效高度。为降低再生泵的动力消耗,宜选用扬程较小的为宜。喷射器人口液压0(35 MPa,0(45MPa,再生槽有效深度4(0m,5(0m即可。
再生槽的有效深度确定之后,以溶液停留时间即再生槽所需要的容积为依据换算再生槽的直径。这种换算程序较之以吸气强度求得的再生槽直径值高。按照购买喷射器产品说明书标定气/液?5核算,再生槽的实际吹风强度亦要远大于 100m3/(m2?h),生产运行效果较好。
再生槽 稳定脱硫液的组成
脱硫液的组成决定了脱硫效率的高低,可根据入塔煤气量控制脱硫液组成,pH
,8.80, Na2CO3含量控制在3 g/l,5 g/l,脱硫富液中的PDS浓度控控制在8.60
制在
0.01 g/l,0.04 g/l。
5.3.1 NaHCO3、Na2CO3组分控制
总碱度由NaHCO3和Na2CO3组成,脱硫过程中真正参加反应的Na2CO3,Na2CO3组分的高低决定着pH值大小。脱硫液应尽量提高Na2CO3的含量,降低NaHCO3/Na2CO3。由于变换气中CO2含量较高,脱硫液受其干扰大,NaHCO3/Na2CO3难以降低;半脱液NaHCO3/Na2CO3?5比较容易做到,而变脱液其比?12亦难以维持。变脱装置中溶液NaHCO3/Na2CO3比值失控过大,即使总碱度高,pH值亦难以提高,脱硫效率低,碱耗徒然增加,变脱装置要特别着重降低NaHCO3含量。
NaHCO3增加的主要原因是因Na2CO3+ CO2+H2O?2NaHCO3反应所致,降低 NaHCO3含量则要抑制吸收CO2的反应。具体做法:方法一是提高再生槽自吸喷射器
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的抽气能力,促使空气将溶液中CO2气提出来。生产中喷射器逐渐会被堵塞,
?40 影响抽气能力,NaHCO3含量逐渐上升。一般而论,变脱中当NaHCO3含量g/l,脱硫效率会受到明显影响。方法二是提高溶液温度,促使溶液中CO2释放出来, NaHCO3分解为Na2CO3。当溶液中NaHCO3含量过高时,将部分贫液分流出来,单独进行蒸汽加热和空气汽提,以降低NaHCO3含量。这种方法暂时有效,但代价太高,容易反复,不是根本方法。要根本控制好NaHCO3、Na2CO3之比,要使再生槽自吸喷射器达到应有的吸气强度,控制较高的脱硫再生温度。
有的脱硫装置长期NaHCO3/Na2CO3失控,要检查再生槽及喷射器的设计和制作是否规范。喷射器自制达不到要求的精度,制作粗糙,效果不好,不如购买专业厂家产品使用。专业产品所标定的技术性能,液气比、吸气强度等指标难以核
实,但使用效果可以验证,数据见表-2。
pH值是脱硫液的基本组分值。随总碱度的增加而上升,严格的讲主要是受NaHCO3/Na2CO3的影响,pH与比值呈反比关系。pH值高利于吸收H2S的反应,气体净化度提高。pH值升高却不利于HS-转化为单质硫,生产上对 pH值的控制一般仅考虑气体净化的要求,pH难以达到影响HS-析硫的高限值。
提高pH值不宜单纯增加总碱度,而应以降低NaHCO3/Na2CO3为主要手段。提高总碱度, pH值升高效果不明显,反而产生耗碱高,副产物组分增加的负作用。变换气脱硫由于气体中 CO2影响,pH值难以提高,提高总碱度反而造成NaHCO3组分升高,不及以低pH值、低 NaHCO3组分进行脱硫反应,以适当增加喷淋密度来提高气体净化度。
5.3.2 pH值的控制
半水煤气脱硫液pH值以8(2,8(6为宜,脱高硫pH值要提高。变换气脱硫
(0,8(4为宜。 pH值以8
表-2 我公司脱硫数据
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第5.4节 脱硫塔的喷淋密度
喷淋密度是影响脱硫效率的另一重要因素,喷淋密度的确定受到洗涤塔内气液分布装置的影响。我们将喷淋密度控制在25,30m3/m2,出口H2S?20mg/Nm3在指标范围内。
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结论
PDS催化剂脱硫脱氰工艺成熟,设备结构简单,装置占地面积小,生产操作方便,而且投资少脱硫脱氰效率高。
2CO3为碱源的PDS催化剂脱硫脱氰工艺, (1)我公司的生产实践表明,以Na
脱
硫效率可达到99%,脱氰效率可达到97%。
(2)溶液温度高时,脱硫液中的副盐积累难以控制,严格控制溶液温度后,
副反应能得到一定缓解。
(3)煤气脱硫技术是炼焦、化肥企业生产过程中重要的环保技术,我公司的生产实践证明, 在保证脱硫效率的同时,质量稳定的PDS催化剂,可使生产成本大幅度降低。因此,应根据工艺状况、煤气处理量、脱硫效率来及时调节溶液组分,才能有效地达到降低脱硫成本、节能降耗的目的。
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参考文献
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致 谢
历时将近一个月的时间终于将这篇论文写完,在论文的写作过程中遇到了无数的困难和障碍,都在我公司领导和同事的帮助下度过了。尤其要强烈感谢我的论文指导领导—AAAAAA,他对我进行了无私的指导和帮助,不厌其烦的帮助进行论文的修改和改进。另外,在车间和资料室查找资料的时候,各位同事也给我提供了很多方面的支持与帮助。在此向帮助和指导过我的各位领导和同事表示最衷心的感谢~
感谢这篇论文所涉及到的各位学者。
感谢我的同事和朋友,在我写论文的过程中给予我了很多你问素材,还在论文的撰写和排版灯过程中提供热情的帮助。
由于我的学术水平有限,所写论文难免有不足之处,恳请各位老师和学友批评和指正。
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