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5.3再生过程评价
总体而言,再生液通过示范工程后期配套的压滤,再生液中的硫黄和油杂已获得有效去除。实践结果表明:过滤办法是较切可行的。部分硫沫通过过过滤而脱除,其余部分会沉淀在再生水池中,通过清掏取出。在实践过程中发现半水煤气的含焦油量过高,示范工程每天可获得35kg左右的焦油。特别是部分焦油在碱液的作用下生成脂类,不但消耗了大量的碱,尤其是高碱环境(碱度大于9.0以上时)焦油清洗拦截量大,脂类含量提高,碱耗量直线上升;其次,脂类生成制约了脱硫液的吸收效果,因而,碱度的控制十分关键。再者,减少焦油的输入量亦十分关键。其一是,进一步完善静电捕焦效果和使用焦油含量低的煤种;其二是,合理的碱度(根据脱硫剂和捕集硫化物的需要,确定最佳碱度为PH8.5);日常碱度的控制使用PH试纸,准确的测试要求配套PH测试仪,通常情况下,初次配药、正常运行每天监测两次;其三是,及时捞取上浮在液面的污油;其四是,脱硫液再生除杂,视脱硫液中含杂质量来定,建议25-30天需采用破乳剂对脱硫液进行一次再生处理。试验结果选择合适的破乳剂,能有效去除脱硫液的焦油、油脂和硫酸盐类杂质,同时对碱度损失不大,基本上可保护原液的碱度。再生过程产生的沉淀和上浮的杂质固型物应作固化处理,作为硫酸生产原料使用。通过再生处理后脱硫液重新回用。再生过程分析评估结果表明:应加强总碱度监测以确保系统的脱硫效率,通过加强催化剂使用量管理和滤出物量记录,因应煤种和含硫量的变化,及时调整脱硫剂浓度和使用量,增强脱硫效果。同时,选用针对性强的破乳剂来确保脱硫液的再生循环利用。
5.4系统经济损益评价
首先是脱硫系统运行费用核算,某瓷业公司脱硫系统运行费用主要包括:加药费用、系统电费、管理人员工资等,每天转化48吨煤,脱硫系统运行费为210元,吨煤运行费为4.4元/吨,运行费用较低。其次是硫黄回收效益的评估,受国际金融危机的波及,目前硫黄的回收效益已不明显;水煤气脱硫系统产生的硫黄,含焦油等杂质较高(含硫量50%,焦油、多酚35%,水份15%),受纯度影响硫黄直接利用价值不高,但可作为硫黄生产原料使用,硫酸生产过程是采用硫铁矿焙烧后产生二氧化硫,再催化转化为三氧化硫来制取硫酸,为克服燃烧过程CO气体对系统的影响,建议单独配套建设焚烧系统,实现富氧燃烧(5吨/日的焚烧系统投资15万元),即可实现脱硫产物的综合利用;其次,建议脱硫系统设计,采用两段式的结构,即第一段先采用高碱脱除焦油,采用破乳剂再生循环利用,第二段采用混碱脱硫,888为脱硫催化剂,经过滤后脱硫液再生循环利用,本系统可望获得较高纯度的硫黄。
综上所述,煤气脱硫工程主要效益体现在硫化物的脱除和煤气中焦油等杂质的去除,即效益在于对污染减排贡献和燃气更洁净。
6煤气脱硫减排工程研究与实践结论
6.1为了能够顺利完成福建省环境保护局下达的脱硫减排的目标任务,在已获得环境保护部污染物排放总量控制司支持情况下,结合示范建设实践,单台煤气转换炉配套的脱硫系统设计推荐方案:系统洗气量选定8000Nm3/h左右,适当加大脱硫塔的塔经(φ1.8米)、塔高(H12米),系统喷淋速率调整为80m3/hr,采用东狮牌DSP系列高效喷淋头,以增强脱硫效果,满足系统使用高硫份煤种时脱硫的需要;其次,采取两段式设计,前段以脱除煤焦油为主,系统采用合适破乳剂来再生。二段以Na2CO3+NaOH为吸收剂、888为脱硫催化剂进行煤气脱硫;配套充氧系统和过滤再生系统,增强再生效果;主体设备采用普通钢板增强防腐,增强系统安全和缩短建设工期,系统总投资预算58万元。
6.2鉴于闽清建陶行业大部分使用中小型煤气发生炉,已采用低硫煤,可回收的单质硫相对量较少,单个厂家回收单质硫成本高,回收效益低。因而,在完成脱硫示范工程建设之后,建议利用闽清建陶业集群的优势,组建脱硫运管管理服务队伍,统筹负责硫黄收集回收管理,集中收集后作为硫酸生产原料。既满足管理需要,又达到中和循环利用的目的,促进建陶业脱硫工作有序开展。
6.3闽清建陶业脱硫应分阶段实施综合整治,采用双段炉替代单段炉,先期禁止单段炉使用烟煤为原料;鉴于建陶业已经成为闽清县传统主导产业,必须进行全面规划,走集约化发展道路,筹建陶瓷集控区,建设大型煤气站,走集中供气的道路,实现节能减排的目标。
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