脱硫工艺论文范文

导语：如何才能写好一篇脱硫工艺论文，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。

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1.1脱硫技术的现状

目前国内一般采用干法脱硫和湿法脱硫两种办法对天然气进行脱硫工艺。湿法脱硫工艺一般用于脱硫大量轻烃、含硫量高、对脱硫精确度要求不高的工艺。它是两种基本流程相似的化学和物理脱硫法，该操作流程比较复杂，依靠脱硫剂中的吸收剂与天然气中的硫发生反应，整个工艺过程使用装备较多，消耗也多，轻烃经过再生塔时会产生吸收剂进行再利用，但需在发生反应的同时一直补充脱硫剂。中间还要处理反应产生的废液，湿法脱硫工艺并不属于精准脱硫方式。国内对轻烃脱硫产品的要求是含硫量每立方米要低于5mg，国际对它的要求标准是含硫量在每立方米1mg左右。为了可以满足相关要求标准我们可以采用干法脱硫，这种方法能源消耗少、需求资金设备少、操作方法流程简单易操作，使用的固体脱硫剂将硫化物附着在塔内进行反应脱硫,需要两塔或者三塔串联完成，用这种方法进行脱硫工艺不会产生废物，精确度很高。

1.2确定工艺路线

轻烃原料中含有的硫元素会造成硫含量在丙烷和丁烷中超标，要想减少它们的含硫量就应该在进气装置前安装一套脱硫设备，这种先脱硫再加工的方法操作起来比较简单方便还符合要求，很适合推广使用。在脱硫剂没有饱和的情况下有比较长使用寿命，一般有2到3年的使用期。根据实验考察计算发现，脱硫工艺的温度应该保持在25℃上下，脱硫后的原料含硫量要在每立方米0.1mg以下。原料脱硫的过程是原料先经过低点排出原液气使之进入加热器，由导热油在辅助的情况下加热到25℃，原料气和氧气混合后会流入脱硫塔，控制温度在25℃的情况下严格控制好空气补给量，脱硫后原料气经过在加工过滤净化，最后进行气体处理。

1.3选择脱硫剂

有些脱硫剂中添加了活性炭，在催化剂作用下反应时起到了吸附作用。选择脱硫剂时要尽量选择有点多脱硫率高的脱硫剂，做到能量消耗低、反应温度低、精准度较高，便于使用的同时还要可以简单操作和更换，而且还要有先进的技术水平。

1.4确定脱硫装置参数

一般而言,对工艺要求比较低的原液气处理选择干法脱硫技术,处理量要求也不高,日处理量不超过240万立方米由于原液气压力比较低,为了保证下游装置的正常工作,脱硫塔的压降必须控制在0.05MPa之下,而要调整脱硫剂的孔隙度在30%和35%的范围内,为了孔隙度调整之后的含硫量不超标,还要设计一个保驾塔,依据前面的脱硫效果,经过分析结果决定是否要投入使用,来确保脱硫精度,填充床层的高径比为10∶6。而为了验证脱硫剂的反应温度的最佳值,通过试验模拟得出不同的温度下硫化物的转化率,当温度达到5℃以上,原液气中的H2S已经基本转化完成了;温度达到17℃时,原液气中的有机硫转化率就可到80%以上,温度达到26℃时,有机硫的转化率接近100%,因而反应的最佳温度一般25℃左右。

2轻烃产品的利用

近年来由于化工业的大力发展，很多进口的丙烷、丁烷逐渐增多，我国的轻烃原料也呈现出了多样化的特点，轻烃通过加工出来的产品应用在很多行业，不断提升着轻烃产品的使用价值。轻烃加工后可以用作优质的化工溶剂，在化工中起到裂解材料的使用；轻烃经过脱硫后可以当做液化石油气供人们使用，也可以用在汽车的火花塞中，这样可会减少汽车内积碳的含量，不用经常清洗；因为轻烃脱硫后不会含有烯烃元素性能，比较稳定，还没有臭味，可以用它来制作很多雾化产品，例如杀虫剂、发胶摩斯等；现在的人们环保意识不断增强，很多轻烃脱硫后人们把它用于保护臭氧层代替氟利昂的使用。

3结语

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[关键词]球团；烟气脱硫；石灰-石膏法；设计参数

中图分类号：X701.3 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）15-0173-01

1、前言

近年来随着我国城市雾霾等极端天气增多，大气污染物排放已得到广泛关注。钢铁行业能耗以煤和煤炭为主，是我国大气污染物的排放大户，其中球团过程造成的SO2排放占钢铁生产全流程的50%以上，与烧结同为是钢铁企业SO2控制的重点[1-4]。我国颁布了较为严格的政策和标准来控制钢铁行业的大气污染物。目前，国内大、小型钢厂已经逐步上马了一系列脱硫装置，主要有石灰/石灰石―石膏法以其脱硫效率高，运行稳定等优点在钢铁行业中占有重要的份额。

本文通过设计唐山银水球团石灰-石膏湿法烟气脱硫工艺，该工程的成功运行表明，此工艺适合球团烟气的脱硫、除尘。

2、项目设计

唐山银水实业集团球团厂为消减2-8m2竖炉烟气中的SO2排放量，新建烟气脱硫装置，采用石灰-石膏湿法烟气脱硫工艺，该工程已运行一年，脱硫效率≥95%，各项指标均达到环保要求。

2.1 工艺原理

从竖炉排出的含硫原烟气经过电除尘器除尘后引入吸收塔。烟气与来自吸收塔上部喷淋层的浆液逆流接触，发生传质和吸收反应，烟气中的SO2及HCl、HF等酸性气体被脱除。净化后的烟气经吸收塔顶部两级除雾器除去烟气中夹带的液滴后，通过塔顶返回到原烟囱排入大气。副产物为石膏。

主要化学反应是：

（1）浆液制备

CaO+ H2OCa （OH）2

Ca （OH）2Ca2++2OH

（2）SO2吸收

SO2+ H2OH2SO3

H2SO3H++HSO3-

HSO3-H++ SO32-

Ca （OH）2 + SO2 CaSO3・1/2H2O + 1/2H2O

Ca （OH）2 + SO3 CaSO4・1/2H2O + 1/2H2O

（3）氧化结晶过程

CaSO3・1/ 2H2O + 1/2O2 CaSO4・1/2H2O

2.2 设计条件

2.2.1 设计参数

2.2.2 工艺流程

1）烟气系统

烟气系统将未脱硫的烟气引入脱硫装置，在吸收塔内脱硫净化。由于原引风机余压可克服脱硫装置系统的压降，项目中不另设增压风机。

2）吸收剂制备及供给系统

生石灰粉主要成份如下：CaO≥80%，杂质

由密封罐车将生石灰粉运输至脱硫区域，经气力输送至制浆区的生石灰粉仓储存。储存于粉仓中的生石灰粉在气化风机的流化下，通过旋转给料阀进入消化罐制备成浓度为30-35%的消石灰浆液，经振动筛除渣后进入浆液箱，加水配制成浓度为10-15%的消石灰浆液，然后经浆液输送泵送至吸收塔和循环泵入口。

3）SO2吸收系统

吸收塔设计为喷淋、吸收和氧化一体的单塔，吸收塔顶部建湿烟囱，烟塔合一结构。2炉一塔。待处理的烟气进入直径为6.5m的吸收塔与喷淋的石灰浆液逆流接触，3层喷淋层对应3台循环泵，单元制运行。吸收塔内部自下而上分为氧化区、喷淋区、除雾区。烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙发生化学反应后生成亚硫酸钙。亚硫酸钙被就地氧化成硫酸钙。生成的石膏通过吸收塔排浆泵排入石膏脱水系统中。净化后的烟气由塔顶湿烟囱排入大气。

4）石膏脱水系统

由吸收塔排出的石膏浆液经石膏旋流器一级脱水后，再由真空皮带脱水机进行二级脱水，得到合格的副产物成品石膏。

5）工艺水系统

工艺用水主要用于浆液制备系统的补给水、除雾器冲洗水、氧化风增湿、设备冷却水等。

2.3 重要设计参数选取

石灰-石膏法是由石灰石-石膏法演变而来，且湿法脱硫最早应用于电厂，钢铁行业的烟气具有自身湿法设计应由于脱硫剂石灰浆液为强碱性，不能完全照搬传统石灰石-石膏法在设计参数。

2.3.1 氧化倍率

钢厂竖炉中的烟气含氧量较高，自身氧化能力较强，氧化倍率可选择1.5～2。

2.3.2 液气比

由于氢氧化钙为强碱性，塔内吸收反应主要发生在液面上，且反应快[5]，液气比应低于石灰石-石膏法，可选择3～7 l/m3。

2.3.3 烟气接触时间

由于环保要求日益严格，烟气接触时间应适当延长，选择4.5～5s。

2.3.4 pH

石灰作为脱硫剂，塔内pH控制在6左右。

2.4 调试与运行情况

唐山银水球团厂竖炉烟气脱硫系统实际运行中，烟气入口温度在100～130℃之间，SO2浓度在500～1500mg/Nm3之间，粉尘浓度在80～100 mg/Nm3之间。SO2排放浓度在50～80 mg/Nm3，粉尘排放浓度30～50mg/Nm3，满足环保要求和业主要求。

3、结语

唐山银水球团厂竖炉烟气石灰-石膏法脱硫系统目前已成功运行一年，脱硫效果理想，基本达到了安全、稳定、高效的运行目的。通过运行证明，根据处理对象合理选择设计参数，该脱硫工艺可以满足竖炉烟气脱硫、除尘的需要，不仅脱硫率可达到95%以上，而且出口粉尘排放也能满足50mg/Nm3的环保要求。该脱硫工艺为石灰-法烟气技术在处理钢厂烟气脱硫中应用又一成功案例，同时也增加了湿法脱硫比选工艺。

参考文献

[1] 赵羚杰.中国钢铁行业大气污染物排放清单及减排成本研究[D].杭州，浙江大学硕士论文，2016.

[2] 兰国谦.钢铁行业烧结烟气脱硫技术现状和发展趋势[J].中国环保产业，2014，6：42-46.

[3] 王英杰.承钢360m2烧结机湿法烟气脱硫工艺应用[J].烧结球团，2015，40（2）：50-53.

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【关键词】 劣质重油 改质加工 现状 前景

改革开放以来，我国国内石油需求量呈现出一种逐年上升的趋势，同时，石油对外依存度也不断的提升，已经超过了50%。随着世界原油需求量的持续升高，原油的资源也呈现出一种劣质化的表现，近几年来全球增产原油大多都为重质原油，有关数据统计，重质原油与非常规原油的产量已经超过1亿吨，据剑桥能源年会的预测，截止到2013年，油砂沥青会成为最重要的非常规原油。因此，超重原油以及油砂沥青的加工必然会是下一阶段炼化企业需要面临的重要问题。

1 超重原油的特点

目前世界常规原油探明储量为13220亿桶，具体的储量与分布情况详见表1。

超重原油储量最丰富的国家是委内瑞拉，与普通的原油相比而言，超重原油具有如下的特征：即高密度、高硫、高黏度、高酸、高残炭、高氮、高芳烃含量、高金属含量，且减压瓦斯油与渣油的含量也超过了70%，性质较差，比重较差，很难进行脱盐和脱水；黏度较高，难以进行管理和运输；氮和硫的含量较高，进行加氢处理的难度较大；减压瓦斯油数量大，芳烃和氮的含量高，催化和劣化的难度较高；减压渣油数量大，铁、钒、沥青、残炭的含量高，在焦化处理过程中会出现大量的焦炭，在处理时需要在高温高压及氢气的条件下进行。

2 劣质重油加工技术

劣质重油的渣油含量很高，加工的核心技术就是通过渣油与减压瓦斯油提高轻质油的收率，劣质重油的渣油具有高硫、高残炭、高氮、高金属的特征，对于加工工艺的要求很高。目前，较为成熟的劣质重油加工工艺包括焦化、渣油加氢和催化劣化几种。目前，加拿大油砂沥青渣油均使用焦化处理工艺；渣油加氢的工艺包括沸腾床、固定床、移动床+固定床、悬浮床等方式，能够处理劣质重油与沥青。

2.1 焦化技术

焦化技术能够处理成本劣质的原料，已经成为一种常用的重油加工过程，就世界范围来看，焦化装置的处理能力可以超过3亿吨/年，美国加工劣质重油的比例已经呈现出一种逐年上升的趋势，加工原油的含硫量上升约0.27%个百分点，原油重度API°下降了约1个单位，但是，焦化能力在近年来却增加2750万吨/年，究其根本原因，是由于焦化装置的操作费用和投资都相对低廉，能够加工高金属、高硫和高残炭的劣质重油。

2.2 渣油沸腾床加氢裂化技术

渣油沸腾床加氢裂化第二代与第三代催化剂已经研制成功，该种催化剂能够大幅的改善加工装置的性能，尤其是脱残炭、脱硫以及产品的安定性，可以在渣油转化率为80%到85%的条件下炼制出低硫燃料油。美国先进炼油技术公司为了解决油渣沸腾床加氢裂化裂化设备未转化油渣以及设备结垢的问题，添加了减少沉积物的催化剂，与传统的催化剂相比，在脱金属、脱硫、脱残炭以及渣油转化率高的情况下，能够减少反应过程中沉淀物的产生。

2.3 悬浮床加氢裂化工艺

悬浮床加氢裂化工艺能够用于劣质重油的加工，但是其加工的产品需要进行深度裂解、脱硫和二次脱硫，就会导致加工费用升高，该种工艺是处理劣质重油很好的手段。

3 劣质重油加工技术展望与前景分析

3.1 改善焦化工艺

焦化工艺能够很好的改善劣质重油，是现阶段下炼油厂使用最多的工艺，在未来阶段下，应该将劣质重油焦化装置的设计重点放置在减少焦炭产率、提高液体产品产率、降低操作费用和减少装置投资之上，劣质重油的沥青质和残炭的含量很高，在使用焦化工艺进行加工时会导致加热炉生焦倾向升高，因此，除了减少焦炭产率、提高液体产品产率以外，还要使用科学的方法缓解加热炉的结焦。

3.2 完善劣质重油加工组合工艺

为了将劣质重油资源最大限度的利用起来，需要不断的完善劣质重油加工组合工艺，如焦化+沸腾床加氢裂化技术、沸腾床加氢裂化技术+溶剂脱沥青+沥青气化技术等。

3.3 扩大氢气的来源

很多地区的劣质重油都有着高氮、高硫、高金属含量和高残炭的特征，在转化以及生产油品的过程中会消耗到大量的氢气，使用焦化工艺在加工劣质重油时会产生石油焦、应用溶剂脱沥青加工工艺会产生脱油沥青，如果将其作为气化工艺的原料，就能够解决以上的弊端，生产过程中产生的氢气也可以为后续的加氢过程提供氢源。

3.4 发展悬浮床加氢裂化技术的产业化

在应用延迟焦化技术加工劣质重油时会出现大量的低价值焦炭，使用沸腾床加氢裂化技术加工劣质重油的转化率也不高。近些年来，随着技术水平的发展，悬浮窗加氢技术得到了迅速的发展，该种技术能够将原料渣油的转化率全面的提升，几乎可以将其完全转化为馏分油。在未来阶段下，发展悬浮床加氢裂化技术的产业化能够提升劣质重油的转化率。

4 结语

近年来，国际石油需求量逐年上升，而轻质原油的量不断减少，劣质原油的开采比例不断提升，超重原油硫、残炭、氮、重金属的含量偏高，这也对炼油企业的加工工艺提出了一定的挑战，为了满足经济发展和原油储备的需求，我国的炼油企业必须要不断开发新技术，实现劣质重油加工技术的全面发展。

参考文献：

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【关键词】电厂烟气；脱硫脱硝；环境问题

引言

在这个对环境保护日益重视的时期，对经济有效的脱硫脱硝技术的研究是当今各电厂开展工作的重中之重，将发电过程中废气除尘、脱硫脱硝等过程，整合到一套工艺流程中，这样不仅可以提高废气处理的效率，同时也可以降低成本与运营费用。

1 烟气中硫与硝对环境污染与脱除的必要性

在当今社会，人们面临日益严重的环境污染问题，其中一个主要问题就是对大气的污染，大气污染的主要污染源为我们日常生活燃烧煤炭所产生的氮氧化物与二氧化硫，现在大部分的燃煤来自于发电厂，煤燃烧产生的二氧化硫在氧气的催化下变成三氧化硫，其溶于雨水进而形成酸雨，酸雨对我们日常生活的危害极大，这些污染容易诱发呼吸道疾病，同时其产生的酸雨对城市建筑物与人体健康有着十分大的影响，我们自身也同时承受着污染带来的严重后果，因此在电厂的日常生产中，一定要注重对燃煤废气的脱硫脱硝处理，保证废气经过处理再排放，因为这不仅关乎我国污染的问题，也关系到我们每个人的切身利益，因此控制污染源就是要对燃煤产生的相关污染物进行处理与控制，并积极开拓新技术，在改进现有工艺的基础上，积极研发新的脱硫脱硝工艺，从源头上减少污染物的排放，这对我国的环境保护有着十足的重要性。

2 现阶段脱硫脱硝技术的发展现状

对于脱硫脱硝的研究是世界各国都不曾停止的一个课题，虽然我国已经投入了相当多的精力来进行二氧化硫污染的控制，但是效果并不是十分明显，其主要原因是我国电厂企业在发电过程中废气处理所使用的设备比较落后，转化效率较低，大部分未能处理的废气仍被排放到了大气中，因此我国脱硫技术还有长远的路要走，不仅在设备方面急需更新，同时也缺乏相关方面的专业人才，一些配加到电厂的脱硫脱硝设备并没有发挥出应有的作用。当今随着科技的不断发展，目前世界上有以下几种脱硫脱硝工艺比较成熟。

2.1 联合脱硫脱硝工艺

这种工艺是当今诸多电厂所采用的脱硫脱硝的主要方法，因为之前的工艺大多可以将二氧化硫除去，同时一些催化剂可以对氮氧化物进行处理，在实际过程中他们彼此间不会起干涉作用，因此对废气的处理效果还是可以接受的。联合脱硫脱硝工艺就是采用高效的石灰石与石灰膏的混合物对发电厂废气中的二氧化硫进行脱硫处理，同时通过还原剂对氮氧化物进行预还原处理，两种方法一种为干法，另一种为湿法，对污染物的吸收效率还是很卓越的，只是在反应过程中会产生一些结渣，对处理废气的设备有着一定的损耗。

2.2 同时脱硫脱硝工艺

同时脱硫脱硝工艺是将发电过程中所产生的废气通过不同的设备进行相关的流程处理，相比联合脱硫脱硝工艺，这种方法所采用的设备占地面积较大，成本较高，同时操作流程也较为复杂，其包括两个处理流程：其一是在煤燃烧的时候进行脱硫与脱硝的反应，另外一种是在煤燃烧后，对其产物进行净化处理，国内外均对这两种方法进行相关的研究，现今比较成熟的有以下几种：

（1）电子照射法。这是一项比较尖端的科技，它的主要处理方法是向废气中照射入一定量的电子束，这束电子中的能量可以将废气中的二氧化硫与氮氧化物催化转化成硝酸铵与硫酸铵化合物，高能的离子可以对废气中的污染物进行高速的氧化，通过这种手段的转化率较高，反应速度较快，对于操作员的技术要求不高，而且这项技术已经较为成熟，在国内的应用较为广泛，经过催化后的气体可以达到国家的排放标准，不会对大气产生危害。

（2）脉冲电晕等离子法。这种方法与上文的电子照射法的原理基本相同，一般采用高压电源放电产生脉冲电流，在这个过程中脉冲会放出大量的电子、离子等高能粒子，这些粒子与废气中的氧化物进行碰撞反应，可以催化反应最后形成臭氧，这样将大部分的废气转化成无害的成分，然后这些粒子与氮氧化物发生复杂的化学反应，进而与水作用生成酸，酸在与其他的氨催化反应生成最终的无害化合物，之后通过简单地除尘处理就可以完成脱除有害杂质的过程。这种方法可以同时将几种有害成分同时除去，成本低廉、操作简便，而且反应程度较高，生成物可以二次利用，做到物质的充分循环。

2.3 活性炭吸附工艺

活性炭是我们日常生活中十分常见的一种异味吸附材料，在改善室内环境，以及家装甲醛的吸附上均有十分重要的作用。它具有这些功能主要是因为其内部孔隙率较大而且吸附性能好，同时具有一定的催化性能，所以经常用来作为吸附剂与催化剂，在废气的脱硫脱硝过程中也有较大的应用。烟气中的二氧化硫经过活性炭的吸附与催化，能够生产一种依附于活性炭的硫酸，之后进入到分离装置中进行处理，活性炭继续催化氮氧化物和氨气，但是此时其仅仅作为催化剂进行反应，并不能对其进行较为深层次的处理。采用活性炭工艺对脱硫脱硝的脱除率还是相当可观的，但是反应过程要注意控制废气的流速与反应速率，如果废气量过小，会导致活性炭的失效，从而降低了反应的速率与效果。工艺流程如图1。

1.文丘里洗涤器；2.吸附器；3.活性炭床；4.循环槽；5.浸没燃烧器；

6.冷却器；7.过滤器

图1 活性炭吸附法烟气脱硫工艺流程

3 脱硫脱硝技术未来的发展方向

随着科学技术的不断发展，世界范围内对环境保护意识的觉醒，加之现阶段烟气的脱硫脱硝工艺还有一定的缺陷，所以未来的研究工作还是有着十分可观的发展空间。在未来深层次的研究中，要对理论知识进行相关的巩固与加深，同时对一些较为成熟的理论要加以实验研究，一旦取得更好的实验结果，则要注重在实际中的应用效果，并从工业生产中找到理论不足的地方加以弥补，同时加强相关从业人员的专业素养，对其上岗前一定要进行专业的培训，使其能够独立的操控相关烟气处理设备，同时，在理论知识上对从业人员进行培养，并鼓励其在日常工作中积极发现问题，并提出适当的解决方案，这样才能促进技术的不断发展，这对于电厂未来工作的开展有着十分重要的作用；当前主要的研究重点还是放在干法脱硫脱硝工艺上，技术研发已经到了比较完善的程度，所以下阶段可以着手在湿法工艺上多下功夫，同时在保证经济发展与环境保护的前提下，减少一定量的发电站建设，这样既可以减少环境所受的压力，也会对于发电厂减排的负担予以减轻，最后我们应该从我国的实际情况出发，研发出一套适用于我国国情的脱硫脱硝手段，并在一定范围内加以推广实施，以期改善我国的环境保护现状。

4 结语

通过本论文的叙述分析，我们可以对当前国内电厂烟气的处理方式有一个较为直观的了解，这些技术在一定程度上可以减少烟气对大气的污染情况，但是，就目前而言其对污染物的治理力度还远远不够，所以我们在未来的工作中要不断的进行该方面技术的拓展研发，对目前现有技术积极改善，同时研发可以从根源上治理烟气污染的办法，对电厂所排放的废气进行彻底处理之后再排入大气，将电厂对大气的污染降到最低。

参考文献：

[1]任自华.大型火电厂锅炉脱硫脱硝及烟气除尘方案研究[J].能源与节能，2014（6）.

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关键词：双碱法；烟气脱硫；工艺；改进；综述

中图分类号：X701.3文献标识码：A文章编号：16749944（2013）02014904

1引言

近年来，尽管干法和半干法烟气脱硫技术及其应用得到了较大的发展[1]，但湿法烟气脱硫技术仍是目前世界上应用最多，也是美国环保局尤为推崇的一项烟气脱硫技术[2]。目前，湿法工艺中以湿式钙法占统治地位，然而该技术在运行过程中存在着严重的设备结垢和堵塞问题[3]。针对上述问题，发展出了钠-钙双碱法（简称“双碱法”）[4～6]。双碱法原则上有如下优点。

（1）用氢氧化钠脱硫，循环水基本上是氢氧化钠的水溶液，在循环过程中对水泵、管道、设备均无腐蚀与堵塞现象，便于设备的运行与保养。

（2）吸收剂的再生和脱硫渣的沉淀发生在吸收塔外，减少了塔内结垢的可能性，提高了运行的可靠性；同时可以用高效的板式塔或填料塔代替目前广泛使用的喷淋塔，从而大大减小了吸收塔的尺寸，降低了脱硫成本。

（3）钠基吸收液吸收SO2速度快，故可用较小的液气比，达到较高的脱硫效率，一般在90%以上。

（4）对脱硫除尘一体化技术而言，可提高石灰的利用率。基于上述优点，双碱法具有很好的应用前景。但该技术的脱硫效果和运行的稳定性有待进一步提高，同时也存在占地面积大、硫酸根累积导致钠碱损失和系统结垢等问题。针对上述问题，近年来脱硫工作者在双碱法运行参数的优化和工艺改进方面进行了大量研究。

2化学原理

双碱法烟气脱硫技术是将氢氧化钠或碳酸钠溶液（第一碱）直接打入脱硫塔洗涤脱除烟气中的SO2，脱硫产物为亚硫酸氢钠和亚硫酸钠。然后脱硫产物进入再生池与石灰或石灰石（第二碱）反应再生出氢氧化钠，再生出的氢氧化钠回脱硫塔内循环使用[7]。各阶段反应方程式如下。

2.1吸收反应

首先SO2溶解在水中并与水反应生成亚硫酸，部分亚硫酸解离成H+、HSO3-及少量的SO32-离子。吸收液中的碱提供OH-离子，与H+离子反应生成水而使H+离子减少。H+离子的减少促进亚硫酸的解离和烟气中SO2的物理溶解。

SO2 （g） SO2（aq）

SO2（aq） + H2O H+ + HSO3-

HSO3- H+ + SO32-

H+ + OH- H2O

起初碱过剩时，SO2与碱反应生成亚硫酸钠。

2NaOH + SO2 Na2SO3 + H2O

Na2CO3 + SO2 Na2SO3 + CO2

待至碱耗尽而继续从烟气中吸收SO2时，则生成亚硫酸氢钠。

Na2SO3 + SO2 + H2O 2NaHSO3

2.2再生反应

2NaHSO3+CaCO3Na2SO3+CaSO3·1/2 H2O+CO2+1/2 H2O

2NaHSO3+Ca（OH）2Na2SO3+CaSO3·1/2 H2O+3/2H2O

Na2SO3+Ca（OH）2+1/2H2O2NaOH+CaSO3·1/2 H2O

再生后，NaOH溶液送回吸收系统使用，NaOH与吸收液中的NaHSO3反应生成Na2SO3。

NaHSO3+ NaOH Na2SO3+H2O

由于Na2SO3比碱更易与SO2反应，因而实际上是用Na2SO3和NaHSO3混合溶液洗涤吸收。

2.3氧化得到石膏

2CaSO3+O2+4H2O2CaSO4·2H2O

2.4副反应

吸收液在循环过程中，不可避免地会发生副反应，即少量亚硫酸钠被烟气中的O2氧化为硫酸钠。

2Na2SO3+O22Na2SO4

硫酸盐的累积会影响脱硫效率，必须将其从系统中不断地脱除，这也会导致钠碱的损失。

3工艺流程

来自锅炉的烟气经过除尘器除尘后经烟道从塔底进入脱硫塔。烟气中的SO2被从脱硫塔顶喷下的碱液充分吸收、反应。洗涤后的净烟气经过除雾器脱水、换热器升温后经引风机通过烟囱排入大气。吸收液从吸收塔底泵入再生池，与加入的再生碱发生再生反应。再生后的浆液进入稠厚器，经沉淀、澄清后，上清液进入储槽并加入补充碱，随后一起进入吸收塔循环使用；稠浆经真空过滤机过滤洗涤，滤液并入储槽，废渣排出，如图1所示。

1 吸收塔；2 再生池；3稠厚器；4真空过滤机；5 储槽

图1双碱法工艺流程2013年2月绿色科技第2期

吴颖，等：双碱法烟气脱硫技术研究进展环境与安全

4运行参数研究

双碱法脱硫效果和运行的稳定性受到多方面因素影响，如烟气中SO2初始浓度、吸收液pH值、Na+浓度、液气比等。

司芳[9]等人通过实验结果分析认为，在烟气流量为76 m3/h、SO2浓度为800 mg/L、液气比为3L/m3、气温为22℃的条件下，吸收剂的最佳Na+浓度为0.06 mol/L，pH值的最佳范围为7～8左右。

余新明[10]采用纤维栅洗涤器对双碱法烟气脱硫工艺进行了实验研究。结果表明，烟气脱硫效率随洗涤器风速的提高而提高，随SO2初始浓度的增大而下降；吸收循环液pH值在9左右，Na+浓度在0.3 mol/L上下为宜，液气比控制在0.75 L/m3左右较为经济合理。在此条件下，既能保证较高的烟气脱硫效率，也能有效防止循环系统的堵塞。

潘朝群[11]等人进行了双碱法多级雾化超重力旋转床烟气脱硫研究。超重力场在离心力场下工作，与传统的塔器相比有比相界面积大、传质系数高、脱硫效果好、体积小、结构简单的优点。结果表明，再生液初始pH值、液气比越高，则脱硫效率也越高。气体中SO2的浓度较低，有利于脱硫效率的提高。综合考虑脱硫效率和脱硫费用，较为适合的工艺条件为：吸收液初始pH值为12.6～13，液气比为1.9～2.2 L/m3。

吴忠标[12]等人以旋流板塔为脱硫塔，研究了双碱法脱硫工艺。结果表明，吸收液初始pH值、液气比和Na+浓度愈高，脱硫率愈高；进口烟气SO2的浓度愈高，脱硫率愈低。确定适宜运行参数为：吸收液初始pH值为7～8，液气比为2～3L/m3，Na+约为0.05 mol/L。进口烟气SO2浓度约1000×10-6时，以上工艺条件下的脱硫率约为80%。钠碱的损失量与实际的脱硫量密切相关，与操作条件（L/G、y0等） 无关。

为了在不影响脱硫效率的前提下防止系统结垢和堵塞，曹晓满[13]等人针对系统运行各个阶段的pH值进行了研究。结果表明，系统在一般情况下运行，Ca（OH）2浆池pH值为11左右，控制再生池pH值为6.8左右，既能提高吸收液的脱硫效率，又有助于减小塔进口硫酸钙的过饱和度，防止系统结垢堵塞。pH值为68时，脱硫效率已在80%以上，为了有效控制系统补充Na2CO3的量，运行时控制pH值为6.8～7最好。

上述研究中，各因素对脱硫效果的影响趋势相似，但由于装置设备和实验条件的区别，具体结果不尽相同，在该工艺的推广及工业应用中可以根据具体情况有选择地参考。

5工艺改进研究

双碱法脱硫工艺最早在美国和日本得到应用。但应用中仍存在各种问题，有待进一步研究和改善。目前国内主要有浙江大学的吴忠标教授等人对此工艺的改进进行了研究。

5.1减少占地面积

与干法、半干法脱硫工艺相比，湿法脱硫工艺第一个不足就是占地面积大。吴忠标[14]发明了一种浓碱双碱法烟气脱硫工艺，解决原有的稀碱双碱法存在的再生池和澄清池占地面积过大的问题，同时提高了脱硫效率。

此发明采用的技术方案是提高原稀碱双碱法吸收液中的钠离子浓度，形成较高的盐溶液，利用高浓度亚硫酸钠和亚硫酸氢钠缓冲溶液所具有的较大的缓冲能力来脱除烟气中的二氧化硫，保证吸收塔进出口的吸收液pH值变化不大。同时采用双循环系统，即在稀碱双碱法单循环的基础上，增加了一个再生循环系统以取代原系统中的再生系统。

该专利所述进入吸收器的吸收液pH值为6.0～9.0，钠离子浓度为0.3～3.0 mol/L，液气比为0.5～10.0 L/m3。进入再生池的吸收液与塔底抽出的吸收液的回流比为3%～30%。再生池内溶液pH值控制在9～14。澄清液的钙离子浓度为10～1000 mg/L，烟气脱硫效率可以达到98%。

浓碱双碱法脱硫工艺可有效减少80%～95%的循环池和澄清池面积；高浓度的盐溶液具有更高的脱硫效率，相同条件下比稀碱双碱法可提高脱硫效率5%～20%，脱硫效率可达95%以上；若要达到相同的脱硫效率可降低液气比，有效减少脱硫的运行费用。

5.2控制硫酸根的累积

由于烟气中含氧量过高、气液接触充分、粉尘中杂质溶出等原因，在实际运行中会有部分SO32-氧化为SO42-，失去对SO2的吸收能力，造成钠盐的损失，并会与再生液带入的Ca2+生成硫酸钙，累积后有可能造成脱硫器和管道结晶堵塞，严重影响系统的能耗和稳定运行。

5.2.1氧化反应催化剂的去除

亚硫酸根向硫酸根的转化是在重金属离子的催化下进行的，因此，控制重金属离子的浓度有利于抑制硫酸根的生成。吴忠标[15]利用可溶性壳聚糖在溶液中既有颗粒物絮凝又有重金属捕集的特性，同时实现了粒度较小的颗粒物的沉淀分离和重金属离子浓度的控制，达到吸收液再生和吸收剂氧化抑制的目的。

具体工艺流程为：脱硫后的吸收液首先进入絮凝反应器，与壳聚糖混合发生絮凝反应，然后再进入再生、沉淀过程。其中吸收液中壳聚糖的加入量应确保其与脱硫后吸收液再生后产生的沉淀颗粒物之间质量比在0.01以上，再生处理的pH值范围为6.0～10.0。实例表明，吸收液中悬浮物的去除率可以达到99%，锰、锌、镉、镍离子浓度分别控制在6.3mg/L、2.9mg/L、1.5mg/L、4.5mg/L以下。

5.2.2氧化反应抑制剂的添加

张绍训[16]在其发明中使用了EDTA、有机胺、对苯二酚中的一种或几种作为阻氧剂以抑制硫酸根的生成，用量为15×10-6～50×10-6。

吴忠标[17]的实验室研究表明，较低的pH值有利于抑制氧化反应。此外，添加硫代硫酸盐可以抑制硫酸根的生成，在没有催化剂（Mn2+）的情况下添加量为4 （mmol Na2S2O3）/（mol Na2SO3），在有催化剂的情况下添加量为30 （mmol Na2S2O3）/（mol Na2SO3），抑制氧化率可以分别达到98%和85%左右。

5.2.3诱导结晶

吴忠标[18]发明了一种浓浆双碱法烟气脱硫除尘诱导结晶循环利用工艺。此工艺主要是在再生槽前添加了一个结晶罐，并通过向罐内添加一种或多种氧化物或盐，从而诱导硫酸钙形成二水合硫酸钙结晶，以免其随碱液循环进入脱硫塔。

诱导结晶物质的选择遵循以下原则：①与二水合硫酸钙晶形结构相近似的氧化物或盐；②与二水合硫酸钙表面电荷状态相近似的氧化物或盐；③与二水合硫酸钙结晶机理相近似的氧化物或盐。该发明中选择使用的氧化物或盐有二氧化硅、氯化钙、亚硫酸钙、硫酸钙、硫酸钡等。根据不同情况使用其中一种或多种。

具体工艺为，脱硫液出脱硫塔后部分回流，部分进入结晶罐中，在搅拌作用下加入晶种进行石膏的诱导结晶，小部分诱导结晶后的浆液排入沉淀池分离出沉淀物，沉淀物排出，上清液进入再生槽；大部分诱导结晶后的浆液直接进入再生槽。再生槽内加入石灰进行再生反应，再生后的脱硫液与补充碱通过循环泵进入脱硫器循环使用。该发明脱硫效率最高可达99%。

5.3以废治废

在再生碱的选择上，吴忠标[19，20]从成本和资源角度考虑，开发出了一条以废治废、资源综合利用的途径。一是采用目前国内许多大中型聚氯乙烯生产企业产生的大量电石渣，二是采用氨碱法制碱及纸浆造纸过程中产生的碱渣（白泥）。这样既可以减少污染物的排放，同时也降低了烟气脱硫运行成本。

电石渣的主要成分是氢氧化钙，同时还含有碳酸钙、氧化钙以及少量的氧化硅、氧化铅、磷、硫、碳、砷等杂质及碳化钙。白泥的主要成分是碳酸钙，此外，白泥还含有苛化过程中过量加入的石灰、硅酸钙、残余氢氧化钠以及由于纤维原料不同而会有不等的硫化钠、铝、铁、镁化合物等。与石灰相比，电石渣和白泥含有较多的还原性物质，如碳化钙、硫化钠等，因此利用电石渣或白泥作为再生剂，其中的还原性物质可以有效抑制亚硫酸钠的氧化，从而保证双碱法体系中活性钠离子浓度。采用电石渣和白泥为再生碱，脱硫率最高分别可以达到95%和93%。

5.4多循环工艺

目前的双碱法，吸收和再生反应大都放在一个流量很大的统一循环系统中，造成脱硫液循环流量大，系统负荷大，运行成本高；系统平衡容易破坏，系统运行不稳定；再生反应生成深沉物以及深沉物的分离都比较困难，进入吸收塔的循环液中含有大量钙离子，其在设备和管道中同样会沉积、堵塞。为解决上述问题，开发出了多循环工艺。

施耀[21]开发了一种双循环双碱法湿式脱硫装置。其特征在于将脱硫系统和再生系统各自形成循环，并在两个系统间添加一个循环池为连接点，由循环泵连接循环池和脱硫塔上部，将脱硫液输送到脱硫塔，当循环池pH值低于一定值时，再生泵抽取一定量的脱硫液进入到反应池再生，根据循环池内pH值条件，钠碱泵定期从钠碱池中抽取钠碱补充到循环池。

李滔[22]的发明与施耀相似，其特征在于将吸收循环和再生循环分开，吸收循环中没有钙离子，避免了相关部件和设备结垢，同时缩短再生反应的流程和沉淀所需的容积。该发明如图2，主要有如下几个过程：烟气中的二氧化硫在吸收塔内被碳酸钠溶液吸收，生成的硫酸钠溶液进入吸收循环池；吸收循环池中的一部分硫酸钠溶液泵入再生反应装置，与碳酸钙反应生成硫酸钙沉淀和碳酸钠溶液；再生后的碳酸钠溶液进入吸收循环池和剩下的溶液一起通过泵进入吸收塔循环使用。

图2双循环脱硫系统

张绍训[16]开发了一种多重循环稳定双碱法烟气脱硫工艺，其特征在于：包括脱硫吸收液内部循环、脱硫吸收液外部循环、脱硫渣内部循环、脱硫剂内部循环、脱硫渣外部循环等多重循环系统。

该发明采用石灰石和石灰两种钙碱，可以减少30%石灰的用量；阻氧剂的加入避免了循环液中亚硫酸钠溶液的氧化，大大减少了需要补充的钠碱用量；脱硫渣回流使用，延长了石灰的反应时间，提高了石灰的利用率；运行费用是常规双碱法的50%；脱硫效率高达99%，吸收塔内不会结垢和堵塞，设备运行可用率高达98%。

6结语

双碱法烟气脱硫技术具有脱硫效率高、操作方便、废渣可综合利用等优点，但同时也存在占地面积大、硫酸根累积导致钠碱损失和系统结垢等问题。多年来，脱硫工作者不仅对影响脱硫效果的诸多因素进行了研究，在工艺和设备方面也做了各种改进工作，其中以废治废、资源综合利用工艺，具有很高的经济效益和社会效益，将成为双碱法烟气脱硫技术未来的发展方向。参考文献：

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篇6

关键词：脱硫塔　双入口　有限元　强度

中图分类号：X701

文献标识码：A

文章编号：1007-3973（2012）003-098-03c1 引言

石灰/石灰石一石膏湿法脱硫是脱硫行业的主流工艺，其关键部件是脱硫塔，传统脱硫吸收塔多采用单入口结构。单入口吸收塔烟道布置工艺的缺点是经过的弯头较多，局部阻力较大，带来较高的压降和能耗，同时占地面积和消耗的钢材也多。与之相比，湿法烟气脱硫的双入口吸收塔烟道布置方案成本与单入口塔烟道布置方案相当，但却减少了占地面积，同时也减少了弯头，降低了烟道的总压降，节省运行能耗可提高脱硫效率，双入口吸收塔还消除了入口处固体沉积的现象，有利于脱硫系统的长期稳定运行，流场均匀度也好于传统吸收塔。双入口吸收是一种更为优越的湿法烟气脱硫方案。本文利用ANSYS对单入口脱硫塔和双入口脱硫塔在多种工况下进行强度分析，比较了双入口脱硫塔和单入口脱硫塔在受力方面的差异。

2 设计参数

吸收塔主要由%O12000?6mm的下部筒体、%O12000/%O11000?4mm的过渡段、%O11000?2mm的筒体和%O11000/%O5500?0mm的顶部筒体组成，结构如图1所示。高度为21.13m、23.63m、26.13m、28.63m设置四层喷淋层，30.395m、32.395m处设置两级除雾器。单入口结构和双入口结构的烟气进口的总截面积相等。

相关设计参数如表1所示。3 单元类型

塔体部分采用壳单元shell181，塔内附件(喷淋装置、除雾器)用质量单元 mass21耦合在相应位置塔体截面的各节点上，塔体未考虑加强结构。

4 载荷与边界条件

塔体底部全约束，在塔体受内压作用时，对烟气进口和出口外端施加平衡分布力P1及P2（N/m）。

式中P为烟道气压力（Pa），Li和Hi为烟道气进口和出口的长与宽（m），i取1，2。

本设备主要考虑的载荷为设备自重、设备底部液体静压力、内压、风压、地震载荷。

自重的处理是通过施加重力加速度g，并定义材料的密度来实现的。除雾器和喷淋层重量利用刚性区域设置平均作用于设备相应节点，质量分布见表2。液柱静压力以梯度面载荷的形式施加在相应位置，设备的操作压力即内压按面载荷作用于筒体表面。

式中wk为风压，

%[z为高度Z处的风振系数，取%[z=1

%es为风载荷体形系数，取%es=1

%ez为风压高度变化系数

w0为基本风压

风载荷根据设备分段情况,将不同高度的风压按面载荷施加到设备对应段的迎风面上。具体值参见表3。

式中wk为风压，

%[z为高度Z处的风振系数，取%[z=1

%es为风载荷体形系数，取%es=1

%ez为风压高度变化系数

w0为基本风压

风载荷根据设备分段情况,将不同高度的风压按面载荷施加到设备对应段的迎风面上。具体值参见表3。

对两种脱硫塔进行分析比较分为4种工况：(1)只考虑内压；(2)内压、塔自重、液体静压力；(3)内压、塔自重、液体静压力、风压；(4)塔自重、液体静压力、内压、地震、0.25 倍风压。

四种工况下各段的应力强度最大值见表4所示。

经过对比可以发现同等工况下，双入口结构在%O12000/%O11000?4塔段，即入口处的最大应力强度值要远远低于单入口结构，最大应力强度值都是出现在入口下表面与筒体连接处的中间位置上，应力集中区主要分布在接管的外端的四个角点以及入口靠近筒体的部位。%O11000/%O5500?0塔段，即出口处的最大应力强度值相等，也是整个塔体最大的应力强度值的分布区域，分析是由于该处存在较大的应力集中现象，造成该处应力强度值偏大；%O12000?6的底部塔段，双入口结构的最大应力强度值也远远低于相应的单入口结构，单入口结构的最大应力位置出现在该段底部，是由于该处受到了较大的弯矩作用，双入口结构的最大应力位置出现在该段的顶部，应该是由于双入口结构新增开孔位置导致塔体受力不同于单入口结构导致；%O11000?2塔段的最大应力强度值较为接近，没有给出该处的局部云图。分析认为：双入口结构将大开孔转变为较小开孔，对塔体强度的削弱作用相对减小，导致入口处和离入口处较近的塔体底端和应力强度减小，同时由于开孔位置不同导致的受力的差异也引起了底部最大应力点位置的不同。对于离入口段较远的%O11000?2塔段以及顶部的%O11000/%O5500?0塔段，随着距离的增加，影响作用减弱，导致该处应力较为接近。

6 结论

综上可以看出双入口结构在受力方面要优越于同等开孔截面积的单入口结构，尤其是对入口段和塔体底部的应力强度的减小作用较为明显，为双人口结构在受力方面的优越性提供参考，有利于该项技术的推广应用。

(项目资助：上海理工大学Zwick/Roell大学生创新基金和上海市大学生创新基金。)

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篇7

关键词：圆筒形薄壳结构；脱硫塔；竖向应力；屈曲失稳；有限元软件 文献标识码：A

中图分类号：TQ053 文章编号：1009-2374（2015）05-0074-03 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2015.0369

脱硫塔是烟气脱硫工艺的主体结构，为自立式大型薄壳结构。脱硫塔内部结构复杂，同时承受自重、液体压力、风荷载、地震荷载、操作压力等荷载作用，因此塔体的强度和稳定性计算十分复杂。考虑到薄壳结构容易发生屈曲失稳，脱硫塔的屈曲失稳控制标准也没有规范可以依据，有必要对脱硫塔的屈曲失稳原因及控制标准进行研究。本文以某钢厂拟新建的碳钢脱硫塔为研究对象，采用sap2000有限元软件对脱硫塔进行了数值模拟计算，分析了脱硫塔屈曲失稳的原因，总结了屈曲失稳控制的标准，为类似结构的屈曲失稳控制提供

参考。

1 分析模型

本工程为某钢厂烟气脱硫工程碳钢脱硫塔（图1），塔高42.340m，0.000～40.300m范围内为筒体，内径15.000m，40.300～42.340m范围内为穹顶。塔壁分别在高度12.750m及38.150m处有开口，12.750m处开口的投影尺寸为10.000m（宽）×4.500m（高），38.150m处开口的投影尺寸为12.000m（宽）×3.500m（高），两处开口四周设200×200×10箱型截面竖向加强构件及300×200×10箱型截面环梁，在脱硫塔内部的16.750m、20.250m、22.750m、25.200m、27.700m、29.900m、31.900m、33.900m设有工艺层，各层等效荷载依次为：2.547kN/m2、1.132kN/m2、1.132kN/m2、5.659kN/m2、1.132kN/m2、1.415kN/m2、1.415kN/m2、1.415kN/m2，塔下部0.000～9.000m范围内盛有重度为12.6kN/m3的溶液。

脱硫塔塔身各段长度及壁厚见表1，主要设计参数见表2。脱硫塔穹顶恒载按0.7kN/m2，活载按0.5kN/m2。

图1 脱硫塔立面图

表1 塔身各段长度及壁厚

第一节 第二节 第三节 第四节 第五节 第六节 第七节

长度（m） 0.0～

3.0 3.0～

6.0 6.0～

10.5 10.5～

16.5 16.5～

31.0 31.0～

36.0 36.0～

40.3

壁厚（mm） 22 20 18 16 14 12 10

表2 主要设计参数

设计

压力 设计

温度 介质 基本

风压 地震

烈度 地震

分组 场地

类别

2.5kPa 50℃～

130℃ 含硫

烟气 0.35kN/m2 7度 第一组 Ⅱ

2 特征值屈曲分析

特征值屈曲分析的控制方程：

（1）

式中：

――弹性刚度矩阵

――荷载向量作用下的几何刚度矩阵

――特征值对角矩阵，即屈曲因子

――对应的特征向量矩阵，即屈曲模态

与式（1）对应的特征方程：

（2）

特征值屈曲分析按以下3种工况：1.0恒载+1.0活载+1.0静液压力（工况一）；1.0恒载+1.0活载+0.6风压+1.0静液压力（工况二）；1.0恒载+0.7活载+0.6风压+1.0动液压力+1.0地震荷载（工况三）。脱硫塔内压很小，强度和稳定性计算时可以忽略不计。

脱硫塔在上述荷载工况作用下，主要有两种屈曲失稳破坏方式：（1）塔壁开口处的屈曲失稳――主要是因为塔壁壳体开矩形口后，壳体强度和刚度受到很大削弱；塔壁开口上部存在荷重较大的工艺层。（2）塔壁底部的“象足”屈曲失稳――主要是由动液压力产生的环向应力和塔壁的轴向应力共同作用引起。

塔壁开口处的失稳，可以通过在开口的四周设竖向加强构件及环梁，在开口位置增加支撑立柱，来对塔壁开口进行补强，从而避免塔壁开口处的失稳破坏。因此，脱硫塔塔身的破坏形态主要表现为塔壁下部出现象足。塔壁轴向压应力主要由以下部分组成：塔壁自重产生的轴向压应力、塔顶恒、活荷载产生的轴向压应力、各工艺层荷重产生的轴向压应力以及地震弯矩引起的轴向压应力。因此，防止碳钢脱硫塔发生轴压失稳破坏的重点是控制塔壁下部的轴向压应力。

3 《立式圆筒形钢制焊接油罐设计规范》中对“象足”屈曲的控制以及中日美三国控制参数的对比

《立式圆筒形钢制焊接油罐设计规范》中地震等荷载作用下罐壁底部产生的最大轴向压应力应按下式

计算：

（3）

式中：

――罐壁底部的最大轴向压应力（MPa）

――竖向地震影响系数（7度及8度地震区

；9度地震区）

――罐壁底部垂直荷载（MN）

――罐壁横截面积（m2），

――翘离影响系数，

――底圈罐壁的断面系数（m3），

《立式圆筒形钢制焊接油罐设计规范》中罐壁许用临界应力计算公式：

（4）

式中：

――罐壁许用临界应力（MPa）

――设计温度下罐壁材料的弹性模量（MPa）

――底层罐壁有效厚度（m），即底层罐壁的名义厚度减去腐蚀裕量与钢板负公差之和

《立式圆筒形钢制焊接油罐设计规范》中罐壁轴向应力校核应满足下式要求：

（5）

日本规范中罐壁许用临界应力折算计算公式：

（6）

美国规范中罐壁许用临界应力折算计算公式：

（7）

对比三国规范，我国的油罐设计规范对屈曲控制的安全裕度最高，美国的油罐设计规范对屈曲控制的安全裕度最小。虽然脱硫塔也属于薄壳类储罐结构，但是脱硫塔在内部结构上又不同于储油罐，而且受力较储油罐复杂，因此，对脱硫塔的屈曲失稳不能完全按照我国储油罐的设计规范来控制。

4 三种组合下脱硫塔的有限元屈曲计算分析

本模型采用通用结构分析与设计软件SAP2000建模计算。脱硫塔属薄壳碳钢结构，塔身设有环向加固肋，开口处还设有竖向加固肋。考虑到脱硫塔采用的是桩筏基础，塔底与基础采用的是螺栓连接，碳钢塔底采用壳单元模拟底面，同时，板底设置刚度为200000kN/m3的拉压弹簧来模拟塔底板与筏板的结合。

图2 有限元整体模型图

对于薄壳结构，局部风压的影响远大于整体风压的影响。模型利用SAP2000提供的API方法，参照《建筑结构荷载规范》（GB 50009-2012）局部风压的计算方法对脱硫塔施加局部风压，施加风压后的受荷等值线图见图3。塔内溶液按节点样式的方法以活载的形式施加在塔壁上。由于塔内内压偏小，在塔壁的屈曲失稳计算中忽略了内压对塔壁屈曲失稳造成的影响。

图3 静水水压等值线图和局部风荷载等值线图

图4 工况1作用下塔壁失稳及失稳时塔壁竖向应力图

图5 工况2作用下塔壁失稳及失稳时塔壁竖向应力图

图6 工况3作用下塔壁失稳及失稳时塔壁竖向应力图

按照中国规范，根据式（4），直径15m、厚度18mm碳钢薄壳结构的屈曲临界稳定应力为37MPa；按照日本规范，根据式（6），直径15m、厚度18mm碳钢薄壳结构的屈曲临界稳定应力为81.6MPa；按照美国规范，根据式（6），直径15m，厚度18mm碳钢薄壳结构的屈曲临界稳定应力为102.1MPa。从软件计算结果看（图4～图6），工况1作用下塔壁屈曲失稳的竖向应力接近70MPa；工况2作用下塔壁屈曲失稳的竖向应力接近60MPa；工况3作用下塔壁屈曲失稳的竖向应力接近80MPa。对比三国规范的计算结果，塔的屈曲失稳的应力更接近日本规范的计算结果。

实际情况中，塔内上部存在填料层、喷淋层、除雾层等，且荷重较大，各层荷重及塔身自重是通过塔壁往下传递，因此会塔壁下部竖向应力较大；同时，塔身下部盛装有9m深的溶液，对塔壁下部形成较大环向应力，因此，失稳时的塔壁同时存在较大的环向应力和竖向压应力。特别是在风荷载、地震作用、动液压力等水平荷载作用下，塔壁下部会产生弯曲变形，进一步降低了塔体轴向的稳定性。

5 结语

（1）碳钢脱硫塔属于薄壳类结构，其受力比较复杂，在地震、风荷载、动液压力等水平荷载作用下，容易发生塔底的象足屈曲失稳；（2）《立式圆筒形钢制焊接油罐设计规范》（GB 50341-2003）是针对储油罐的设计规范，碳钢脱硫塔和储油罐虽然都属于薄壳结构，但是碳钢脱硫塔在内部结构上又不同于储油罐，而且受力较储油罐复杂，个人觉得不能按照控制储油罐屈曲失稳的标准来控制碳钢脱硫塔的屈曲失稳；（3）对比中、日、美三国规范对控制储油罐屈曲失稳的计算取值，结合工程实例计算的脱硫塔屈曲失稳计算分析，在满足安全和经济性的前提下，控制碳钢脱硫塔的屈曲失稳的标准更适合参照日本规范对控制储油罐屈曲失稳的计算取值。

参考文献

[1] 立式圆筒形钢制焊接油罐设计规范（GB 50341-2003）[S].北京：中国计划出版社，2003.

[2] 构筑物抗震设计规范（GB 50191-2012）[S].北京：中国计划出版社，2012.

[3] 建筑结构荷载规范（GB 50009-2012）[S].北京：中国建筑工业出版社，2012.

[4] 杨国政，高炳军.大型脱硫塔强度及稳定性分析[J].安世亚太2006年用户年会论文，2006.

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篇8

系统逻辑设计

系统体系结构该系统采集L1基础自动化的现场实绩数据等信息，在进行相关的处理并显示在L2画面上后，便于指导现场生产和执行相应的操作，同时将现场的状态信息和实绩数据发送给L3生产管理系统。该系统的结构图见图1。图1脱硫控制系统结构图系统网络架构该系统的网络架构拓扑图见图2。

关键技术实现

1生产实绩数据采集与存储

1．1利用SIMATICNET连接PLC。该脱硫过程控制系统是基于工业以太网和脱硫现场设备对应的PLC相连。现场的PLC选用的是SIEMENS公司的S7－300，因此在应用层，系统利用SIEMENS公司的SIMATICNET软件实现二级过程控制服务器与PLC之间的通讯。利用OPC技术建立OPC服务器，OPC服务器向下对现场设备采集数据，向上与OPC客户端完成数据传输，OPC服务器封装了现场设备的驱动程序，客户应用程序看到的只是OPC服务器提供的统一接口，而不必关心现场设备的驱动程序，应用程序只要符合OPC接口规范，就可以和OPC服务器进行数据交换［1］。OPC客户端与服务器的关系图见图3。图3OPC客户/服务器关系图2．2RSSql连接L2数据库。RSSql是由Rockwell开发研制的专业数据交割工具，它基于Windows，主要完成L1控制系统和L2数据库系统之间提供双向连接的工业数据事务管理系统，见图4，RSSql连接SIMATICNET提供的OPCServer连接，并通过OCI连接L2的Oracle数据库。通过定义被采集的数据点以及数据目标，将需要的输入和输出与数据标签进行绑定，使控制系统的数据与L2数据库中的数据一一对应起来。通过设定RSSql提供的触发事务管理的方式，调用相应存储过程，完成对现场实绩数据的采集，以及数据逻辑处理和存储等。图4L1控制系统与L2数据库的数据事务管理关系图

2脱硫模型

脱硫模型是根据脱硫工艺知识，主要是基于镁粉和石灰的脱硫机理，统计分析实际的生产历史数据，并结合铁水初始成分和目标硫等数据，对各钢种的脱硫过程所需消耗的镁粉和石灰消耗量进行预先的数学推理，以指导现场操作人员的脱硫操作。脱硫模型数据主要来源于两方面，一方面是接受L3下发的当前冶炼钢种的制造标准，主要是脱硫目标硫，另一方面读取数据库中存储的铁水初始成分，主要是铁水倒罐后的铁水硫含量和铁水重等。当铁水包进站事件发生时，脱硫L2过程控制系统利用管道向模型进程发送启动信号，通知模型启动进行计算并将计算结果存储到本地数据库中，模型的计算结果经现场操作人员确认后，下装到PLC进行脱硫喷吹控制。脱硫模型处理过程流程图见图5。

生产实绩上传

L2数据库与L3数据库之间的数据传送过程见图6，主要是利用Oracle数据库自身提供的DBLink传输技术。从现场采集的生产实绩等需要上传L3的数据存储在本地相应的接口表中，利用触发器机制，在PTR表中插入未处理标志的记录，通过循环扫描PTR表，将待发送的数据利用DBLink技术写入到数据交换服务器相应的发送接口表中，再通过数据交换平成生产实绩等数据向L3的上传。该技术用于异地数据库的连接，传输安全性高，传输效率高，使用方便，不易造成网络阻塞。图6L2与L3之间的数据传送过程图4．4数据归档和备份基于系统架构及现场实际需求方面的考虑，脱硫过程控制系统的数据备份技术采用了冷备份加定期逻辑备份的方式进行备份，考虑到数据库压力，对关键周期数据在远程数据库中建立相应表，通过DBLINK方式和计划任务执行周期复制的方式，实施定期归档和删除数据。

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关键词：生物技术石油化工应用

中图分类号：F406文献标识码： A 文章编号：

一生物技术与石油化工

生物技术又称生物工程，是在古老的微生物发酵工艺学基础上发展起来的一门新兴综合学科，它很早就与石油关系密切。

早在20世纪20年代，石油工作者就提出将微生物用于石油回收。50年代生物技术逐渐由石油向石油化工领域延伸，许多化工产品的生物生产技术和工艺相继出现。60年代，石油微生物学兴起，以石油为原料生产单细胞蛋白的工业化成为可能。70年代，生物分子生物学的突破，出现了生物催化剂固定化技术，与此同时，美国、欧洲及原苏联等都先后进行了微生物采油应用研究和实施。80年代，DNA重组技术和细胞融合技术的崛起，生物化学反应工程应运而生，为人们在石油化工领域开发精细化工产品提供了重要手段和工具。90年代，节能与环保成为人们关注的两大课题，能源与资源的合理利用，使得生物技术在石油化工领域的应用更加活跃。

面对21世纪石油与石油化工技术的挑战，清洁过程的开发，“绿色化学”产品的生产，生物脱硫技术正引起人们极大的关注。随着生物技术的发展，温和条件的合成反应将会继续受到重视，生物催化剂将大力推广，生物能源的替代，具有光、声、电、磁等高性能生物化工材料的应用，都将为石油化工技术注入新的活力，新的生物石油化工技术必将兴起。

二生物技术在石油化工中的应用

1生物技术在石油勘探中的应用

随着微生物培养技术及菌种数测定方法的不断改进，利用微生物勘探石油的技术得到迅速发展。根据直接探测油气的有关理论，地下烃类的向上渗透使地表和地球化学环境发生了变化。从生物圈角度来看，无论是根植于地下较高等植物，或是散布于其间的低等生物，都会发生变异，用现代生物分析检测手段(如微生物微量元素分析、毒素分析、DNA的PCR扩增技术检测)检测这种变异，再经过适当的数据处理，就可能达到预测油气藏的目的。现代石油工业根据石油的生物标志特征可以研究判断石油的生成相和油源。我国石油工作者就是利用生物标志特征判断出柴达木盆地西部剖面油砂和沥青的前身原油是成熟原油，它具有水体相对较深的湖相有机质形态，其源岩应该是侏罗系的。随着生物技术在石油勘探领域应用的拓宽与深化，生物与石油相关规律的研究将会取得更大的成果，有可能在深山密林、深海谷底、冰川、南北极等尚未开发的环境区域，探测到更多的油气矿藏，大大提高石油的储采比，增加石油储备。

2生物技术在石油开采中的应用

生物技术特别是微生物采油技术，已经引起石油工程技术人员的空前关注，目前在国内外开展的微生物采油先导性矿物试验已初见成效。利用微生物提高原油的采收率技术(Microbial Enhanced Oil Recovery简称MEOR)来开发我国丰富的资源，已成为生物技术发展的主导方向之一。微生物采油就是利用微生物代谢产生的聚合物、表面活性剂、二氧化碳及有机溶剂等物质进行有效的驱油。微生物采油技术与其它采油技术相比，具有适应范围广、工艺简单、投资少、见效快、无污染等特点，是目前开采油藏中剩余油和利用枯竭油藏最好的廉价方法，并且更符合环保要求。微生物采油技术起源于美国，发展至今已成为国内外发展迅速的一项提高原油采收率的技术，也是二十一世纪的一项高新生物技术。

其经历了：1930年～1965年的起步与探索，1965年～1980年的迅速发展，1980年～1990年的深入研究和矿场应用见效，1990年至今的现代微生物采油技术的发展等四个阶段。现代微生物采油技术的发展阶段主要是现代生物技术在微生物采油上的应用阶段。美国应用现代生物技术重组微生物菌体，构建基因工程菌，使微生物菌种具有较高的性能，大大促进和发展了生物技术在微生物采油中的应用。现代生物技术，特别是分子生物学技术的快速发展，使采油微生物研究已经进入了分子水平。分子生物学技术的发展，对微生物采油机理的研究产生了很大影响。PCR(Polymerase Chain Reaction)技术、DNA芯片技术等是研究微生物群落新颖的分子生物学工具。一1PCR与DNA芯片技术结合，可以对微生物采油菌种的油藏适应性、地下运移能力、增殖和增采能力进行准确可靠的认证，可以对油田地层中存在的微生物群落进行详细调查，并以此对具有微生物采油作用的菌加以利用，对有害菌进行有效防治，进而研究微生物的驱油增产机理，为调整各项技术工艺，优化方案设计和把握实验进程提供可靠依据。微生物提高原油采收率的真正成功或突破的关键在于“超级菌”的组建，因此，构建目的基因，培养较强竞争力的基因工程菌(Gene Engineering Microbe，简称GEM)是现代微生物采油技术的主要目标之一。利用基因工程，可针对性地培养有利菌株，拓宽微生物采油的菌种资源。

3生物技术在石油化工中的应用

① 微生物氧化烃类生产有机酸

微生物氧化烃类生产有机酸主要有二羧酸和一元酸。二羧酸主要有已二酸和癸二酸。一元酸主要有柠檬酸、琥珀酸。此外烷烃经氧化还可生产谷氨酸、富马酸、水杨酸等。

a. 酶催化丙烯腈生产丙烯酰胺

丙烯酰胺大部分以40％～50％的水溶液销售，低温下会析出胺的结晶。常规生产丙烯酰胺有硫酸水和法和铜催化水和法两种，前者工艺过程复杂，后者因反应中会生成加成反应而含有少量加成反应物。用酶催化丙烯腈生产丙烯酰胺，是将丙烯腈、原料水与固定化生物催化剂一起进行水和反应，反应后分离出废生物催化剂。得到产品丙烯酰胺。酶催化丙烯腈生产丙烯酰胺，产品纯度高，选择性好，丙烯腈转化率达99．9％以上。

70年代，日本日东化学公司使用Rhodococ—cus SP．N一774生物酶，经十年努力，成功开发了最初的生物催化生产丙烯酰胺的工艺，80年代中期建成规模为400t／a的工业化装置。其后日本京都大学发现了代号为B一23、J一1的生物酶并对工艺加以改进。90年代初，日本使用生物酶生产丙烯酰胺的能力已上升到1．5万t／a。

b. 烃类发酵生产二元羧酸

中长链二元羧酸是合成纤维、工程塑料、涂料、高档油等重要的石油化工原料，通常是通过化学方法制取。以石油馏分为原料发酵生产二元羧酸的研究已有近40年的历史。20世纪70年代初，日本矿业生物科学研究院(简称日本矿业)以正构石蜡为原料，微生物发酵氧化代替尿素加成法，生产相同链长的二元羧酸，80年代工业化，在世界上首先建成了150t／a的长链二元羧酸生产发酵装置。90年代初由发酵法生产的十三碳二元酸(“巴西羧酸”)，规模已达200t／a，终止了传统的由菜籽油、蓖麻油裂解合成的历史，是石油发酵在石油化工领域工业化最早的例子L2j。日本矿业选用Candida trpicalis 1098酵母菌生产二元羧酸，日本三井石化公司则用拟球酵母Torutopsis生产长链二元羧酸。研究表明，酵母菌、细菌、丝状真菌都有不同程度氧化正构烷烃生成二元羧酸的能力，而假丝酵母、毕赤式酵母尤其是正构烷烃发酵生产二元羧酸的高产微生物。据报导l31，我国郑州大学等单位承担的“九五”国产科技攻关计划“十二碳二元酸合成尼龙1212工业生产试验研究”，最近已通过鉴定。该研究合成的长链高性能工程塑料尼龙1212所用原料，即是以石油轻蜡发酵生产的十二碳二元酸，这充分显示了生物技术在石油化工领域的成功应用。

②在其它石油化工方面的应用

生物技术在其它石油化工方面的应用主要有：由烯烃类制备环氧乙烷和环氧氧丙烷，以石油为原料生产单细胞蛋白，加氧酶在石油化工的开发利用，柴油生物脱硫研究与开发，石油微生物的脱氮的研究，生物法生产丙烯酰胺、1，3——丙二酸等。

结束语

随着社会发展和科学技术的进步，生物技术正逐步扩大到石油和石油化工行业，以更加有效的、经济的生物化学过程代替传统的化工过程。生物技术在石油化工中的应用，将为石油化工技术注入新的活力，新的生物石油化工技术必将兴起。

参考文献

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② 金花. 生物技术在石油化工领域的应用[期刊论文]-石油化工2003,32(5)

③ 黄永红.宋考平.薛建华. 生物技术的发展趋势及其在石油工业中的应用[期刊论文]-大庆

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    本文以长三角地区L石化公司为实证研究对象,深入企业进行调研,取得了第一手的纵向流动过程生产资料,包括年度统计资料生产计划书等,在此基础上研究石油资源的纵向流动过程及其各环节的环境效应,提出对策建议,以期更好地促进石油炼制行业的可持续发展.L石化公司主要进行石油炼制及石化产品的加工生产和销售,拥有炼油、化工等大型生产装置,原油加工手段齐全,生产技术力量雄厚,已成为千万吨级的炼油基地,是我国重要的石油化工生产基地之一,未来几年将建设发展为具有更高产量原油加工能力的炼化企业,进入世界特大型燃油生产企业的行列,具有典型性和代表性.1石油资源纵向流动过程石油资源进入微观层面的纵向流动过程,也即石油的加工过程.石油的加工过程大体可分为炼制和化工两个部分[16].前者以原油为基本原料,通过一系列炼制工艺(或过程),例如常减压蒸馏、催化裂化、催化重整、延迟焦化、炼厂气加工及产品精制等,把原油加工成各种石油产品,如各种牌号的汽油、煤油、柴油、油、溶剂油、重油、蜡油、沥青和石油焦等;后者是把经蒸馏得到的馏分油进行热裂解,分离出基本原料,再合成生产各种石油化学制品.从数量上看,石油炼制是石油加工的主要部分,一般燃料占全部石油产品的90%以上[17],同时,L企业石油的绝大部分用于炼制环节,石油化工部分所占比例有限,因此本文对于石油纵向流动的环境效应分析着重于炼制环节.石油炼制过程分为流入、消耗和流出3个部分.其中流入端表示炼制过程中投入的各种物质及其质量;消耗环节代表生产过程中耗费的物质及损失量;流出部分给出了终端产物及其所占的份额.L企业原油炼化过程中,生产投入物质包括国产原油、进口原油1360万t,航煤组分油33万t,及其他如氢气、催化汽油、甲醇、蜡油、重整料等炼化原料,共计1481.54万t;加工过程中消耗了包括燃料气、燃料油、烧焦在内的80.57万t物质,同时损失掉7.27万t物质,共计87.84万t;在经过一系列的工艺环节后,最终得到不同牌号的汽油、煤油、柴油、溶剂油等油品,沥青、石油焦、轻油、气体、苯类等产品,以及硫磺、回收污油和氨水等,共计1393.70万t.

    石油资源纵向流动的环境效应分析

    不可避免地排放出一定量的废气、废水、废渣.其中,废气主要包括SO2、NOx、CO、H2S和烟尘,烃类不凝气,轻质烃类以及轻质含硫化合物,颗粒物、镍及其化合物,非甲烷总烃等;废水主要为含硫污水、含油污水、含盐污水、含碱污水、生活污水和生产废水;废渣包括酸、碱废液,废催化剂,页岩渣,油泥,有机废液,污泥,水处理絮凝泥渣,油泥、浮渣,剩余活性污泥,焚烧灰渣以及检修废弃物等.这些废弃物质对大气、水体及土壤、生物都会产生一定的影响.如废气中的含硫氮气体,极易导致酸雨;又如炼油过程中的废水如果不能很好地回收或者科学处理,就有可能污染地下水质,汇入海洋后会影响海洋的自净能力,产生海洋荒漠化现象,进而影响动植物乃至整个区域生态环境;而废渣对于土壤成份的影响也是不可估量的.L企业石油资源纵向流动的环境效应分析按照L企业石油资源纵向流动的主要生产过程,从石油蒸馏、催化裂化、催化重整、热加工、催化加氢和硫磺回收等环节,依据《石油石化炼制工业污染物排放标准(编制说明)》[18](以下简称《编制说明》),计算出L企业将石油转化为最终产品所产生的污染物排放量.以《编制说明》中设备加工量为参照,认为在一定加工量范围内,加工量越多的设备,单位时间内的排放量也越多,据此得到L企业不同加工过程的单位排放量,同时L企业某些加工环节会采用多套设备,而每套设备的开工天数有所不同,计算出不同设备的运行时间,最终得到各个炼油过程的排放量.可以看出,虽然L企业石油加工量逐年上升,但是废水排放量以及吨石油废水排放量却呈下降趋势.2011年,废水排放总量及加工吨石油排放量比2006年分别下降了21.82%和39.19%.

    建议

    本文依照国家环保局、中国石油化工集团公司编制的《石油石化炼制工业污染物排放标准(编制说明)》及相关论文、书籍等资料,参考第一手企业生产资料,定量分析了石油纵向流动各环节的污染排放量,明确了石油加工过程所产生环境效应,总结出在整个炼化过程中,催化重整、石油蒸馏以及催化裂化过程的排放量是减少废气总量的关键,凝结水站、热工系统、化验和机修、压舱水、循环水厂等环节的废水排放量多,必须针对以上环节加强减排工作,因此提升相应环节的工艺生产技术是当前节能减排工作的重点.为了更好地促进石油炼制行业的可持续发展,提出以下建议:(1)提升工艺生产技术,特别需要重视“三废”减排和回收技术及装置的研发、推广投入.如增加加氢精制能力,发展催化汽油异构化、加氢脱硫和催化柴油加氢脱硫工艺,适应加工进口含硫原油需要的配套技术;实施污污分治,把电脱盐污水、经过脱臭的碱渣废水以及未全部回用的含硫污水汽提净化水等高浓度的污水与其他低浓度污水分开处理;发展石油深加工工艺,提高资源利用效率,减少污染排放.(2)扩大清洁燃料生产,重视环境友好产品.催化裂化是我国石油加工工艺的主要路线,但是我国加氢、催化重整以及异构化的能力相对较小,而欧美国家的加氢和清洁生产产品生产工艺比例已经达到80%以上,我国目前仅为50%左右.随着环保要求的不断提高及汽车工业的发展,清洁燃料的生产是目前乃至今后相当长时间内炼油工业的发展趋势.(3)完善法规体系,强化监督管理.要进一步完善炼油行业清洁生产的配套规章、技术路线等内容,并制定具体的总体规划和实施方案.要健全监督执法体系,进一步规范炼油企业的生产过程,加强对建设项目的环境管理,实施重点排污企业公告制度,确保清洁生产的有效实施.(4)加强企业间的技术合作和信息交流.确立清洁生产的示范性企业,加快推行石化行业清洁生产,探索建立与市场经济体制相适应的政府推动清洁生产的管理体系、政策体系和运行机制.同时要积极促进国际交流与合作,学习借鉴国外推行节能减排的成功经验,降低石油炼制过程中的污染物质排放.