工艺方案选择范文

工艺方案选择范文（精选10篇）

工艺方案选择 第1篇

苯胺俗称:阿尼林、阿尼林油、氨基苯。化学式:C6H7N。相对分子质量:93.13。性状:无色或浅黄色透明油状液体。有特殊气味和灼烧味。露置空气与光线下色变深。能随水蒸气挥发。与酸反应形成盐,能溶解碱或碱土金属并放出氢生成苯胺化合物。能与乙醇、氯仿、苯和大多数有机溶剂混溶。相对密度1.022。熔点-6℃。沸点184~186℃。

苯胺是重要的有机化工原料之一,广泛应用聚氨酯、橡胶助剂、染颜料、农药、医药、炸药、香料、橡胶硫化促进剂、药品、特种纤维等领域,其中主要是用于制备聚氨酯的原料4,4-二苯基甲烷二异氰酸酯(MDI)。

苯胺生产工艺

目前苯胺生产工艺路线主要有硝基苯铁粉还原法、苯酚氨化法和硝基苯催化加氢法。

1、硝基苯铁粉还原法:该法是最早的苯胺工业生产方法,其污染环境,设备腐蚀严重,操作维护费用高,难以连续化生产,现已基本淘汰。

2、苯酚胺化法:原料易得、生产方法简单、催化剂廉价、产品质量好、“三废”少,适于大规模连续生产,并可根据需要联产二苯胺,但比硝基苯催化加氢工艺成本高。

3、硝基苯催化加氢法:以硝基苯为原料,氢气为还原剂,铜/硅、镍或铂/钯为催化剂,以氢为还原剂,将硝基苯还原生成苯胺,胺化过程包括固定床气相加氢、流化床气相加氢以及硝基苯液相催化加氢工艺。

硝基苯催化加氢法

原料及产品

原料:氢气、硝基苯

产品:苯胺

苯胺:

反应机理

主反应方程式如下:

目前在苯胺的工业生产中,硝基苯催化加氢的工艺方法主要采用气相催化加氢和液相催化加氢两种工艺。

气相催化加氢工艺

新氢换热后进入硝基苯汽化器和混合气体加热器,同时硝基苯在汽化器被热氢气流所气化,混合气体继续升温后送入流化床内,硝基苯在此进行气相催化加氢反应。加氢反应所产生的热量被汽包送入流化床内换热管的软水所带出。水受热气化后产生1.0-1.7MPa的蒸汽进入蒸汽管网。流化床反应后的气体进入第一、第二氢气换热器,第一、二苯胺冷凝器,苯胺与水被冷凝为液体,在触媒沉降槽中除去液体中的触媒颗粒,并经冷却器冷却至30℃后,流入苯胺水分层器静止分层。含苯胺3.6%的苯胺水从分层器上部流入苯胺水贮槽,从分层器下部排出的含水5%的粗苯胺流入粗苯胺贮槽内。粗苯胺进入脱水塔脱水后,进入精馏塔中精制成合格物料。

工艺流程简图:

液相催化加氢工艺

从贮罐来的硝基苯在送入加氢反应器之前,先通过苯胺汽提塔,用硝基苯去回收溶解于水中的苯胺。从苯胺汽提塔来的硝基苯,含有少量的回收的苯胺,在预热之后,送到苯胺反应器的塔底,转化成苯胺。含碳催化剂、循环水、循环苯胺和氢气的混合物流,也送到该反应器的塔底。氢气溶于液体混合物,并与硝基苯反应生成苯胺和水。氢气和硝基苯反应产生的热将大多的苯胺和水气化,反应得出的产品作为气相在塔顶回收。粗苯胺、水和多余的氢气和轻气相物体,作为气相离开反应器塔顶冷却后,经过一个冷却装置浓缩,回收热量,并产生蒸汽。冷却后,该物流进一个气液分离器,在这个分离器中未反应的氢气和轻气相组份从水-苯胺混合物中分离出来。粗苯胺和水在产品沉降器中分离,粗苯胺进入到脱水塔中脱水后,进入到苯胺产品塔中精制成合格物料。

工艺流程简图:两种工艺比较

从下面几点来比较两种工艺产生的差异:

反应状态

气相加氢:硝基苯在汽化器中被热氢气流所气化后进入流化床反应。

液相加氢:反应过程中硝基苯为液态。

操作参数

气相加氢:0.2MPa(表压),250-270℃。

液相加氢:1.7MPa(表压),250-270℃。

催化剂

气相加氢:以单铜或改性单铜为催化剂,催化剂可再生。

液相加氢:以碳为载体含贵金属的催化剂,催化剂不可再生。

反应设备

气相加氢:由于硝基苯需气化成气态反应,设备占地体积较大,但压力低,对设备及阀门等要求低。

液相加氢:设备占地体积较气相反应方法小,但压力高,对设备及阀门等要求高。

对原料的要求

气相加氢:原料中重组份高时,催化剂失活快,需要定期再生。

液相加氢:无特殊要求。

生产规模

气相加氢:因目前国内苯胺生产装置中流化床的最大生产能力为100k t/a,因此限定了气相加氢方法的生产规模。

液相加氢:没有约束条件。

结论

工艺方案选择 第2篇

作者：李健胡 文章来源：广东珠海金湾液化天然气有限公司 点击数：162 更新时间：

2011-3-1 21:40:48概述

随着中国对能源需求的不断增长，中国正在大力引进LNG和建设LNG接收站。在接收站项目中，一般包括码头工程、气化厂工程(储存和气化)、长输管道工程3部分。其中，气化环节里的主要工艺设备技术难度高，目前尚不能国产，因此，气化厂的工艺设备对整个项目有着关键的影响。

4目前国内常规的LNG接收站的规模均为300×10t/a左右，因此，本文主要对此规模的接收站的气化厂

主工艺设备进行分析，并结合国内外部分接收站的设备配置情况，对接收站主工艺设备的方案进行探讨。2 主工艺流程与主工艺设备设计原则

① 主工艺流程

气化厂主要的工艺设备有LNG低压泵、LNG高压泵、气化器、蒸发气(Boil Off Gas，BOG)压缩机。其工艺流程一般为：LNG储罐内的LNG由低压泵泵出，经再冷凝器后，用高压泵加压后输送至气化器，气化后进入长输管道。储罐内的BOG从罐顶排出，经BOG压缩机压缩后送入再冷凝器中，与自低压泵出来的LNG汇合。再冷凝器的作用是用从低压泵出来的LNG冷却和混合BOG压缩机出来的BOG，使之成为液体后输出。气化器由海水泵提供海水作为热源，加热LNG，使之气化。主工艺设备5+1方案工艺流程见图1。

② 主工艺设备设计原则

a.低压泵、高压泵、气化器数量应尽可能一致，即在启停1台低压泵时，相应启停1台高压泵、气化器、气化器配套的海水泵，以便于运行调节、自动控制。b.各主工艺设备应考虑备用，即坚持n+1原则。c.同类设备的容量、型号应完全一致，能够互为备用。d.考虑到进口设备价格高昂，工程应尽可能降低造价，尤其是首期工程。

本方案设计中，对于次要的因素，如低压泵供应槽车、保冷循环等予以忽略。实际设计时，可根据实际需要予以相应调整。主工艺设备数量与容量的确定

3.1 低压泵数量的初步方案

低压泵一般置于储罐内，因此，其首期工程的数量应与储罐数量相对应。在LNG接收站的首期工程中，基于经济性，应当建设2台或3台储罐。若建设2台储罐，则低压泵数量应为2的倍数，即2，4，6，……。若建设3台储罐，则低压泵数量应为3的倍数。具体数量还应结合高压泵及气化器等设备再行确定。

对于每1台储罐，如果仅配置1台低压泵，则缺乏备用，因此，每1台储罐内，低压泵至少应为2台。若首期工程建设2台储罐，则低压泵数量至少应为4台。

3.2 高压泵及气化器数量的初步方案

根据运行要求，低压泵、高压泵、气化器、海水泵尽可能数量1对1地对应。如果数量过多，则系统复杂。尤其是海水泵与气化器之间的管道，需设置母管制总管运行，这样设备数量不宜过多。建议设备数量在6台或以下。结合上述低压泵为2或3的倍数的初步选择，则泵及气化器的数量可以有2个方案：低压泵、高压泵、气化器各设4台，或各设6台。考虑备用设备各1台，则得到n+1方案为：3+1方案，5+1方案。若建设3台储罐，且各泵及气化器初选数量较大时，无须另加备用，可直接为3的倍数的方案。如中国台湾台中LNG接收站，3台储罐，配9台低压泵、9台高压泵。若泵及气化器数量的初选结果为3时，考虑数量过少，宜再加1台作为备用。如日本扇岛接收站，3台罐，配4台气化器。具体设计时可结合单台设备容量、气化厂整体情况再进一步选择或修正。

3.3 单台泵容量的计算

4泵的容量应根据最大小时流量确定。对于常规的规模为300×10t/a的LNG接收站，泵的平均容量约为

342t/h，若最大小时流量量为700t/h，最小连续稳定流量为100t/h，则不同方案的泵的容量计算如下。对于3+1方案，单台泵的最大小时流量为233t/h。低压泵、高压泵、气化器的单台设计容量初步考虑可取250t/h。此时，泵的最小流量为设汁容量的40%，低于泵的稳定工作点，因此，单台泵的设计容量偏大，需要增加泵的数量。

对于5+1方案，单台泵的最大小时流量为140t/h。低压泵、高压泵、气化器的单台设计容量初步考虑可取160t/h。此时，泵的最小流量为设计容量的62.5%，处于泵的稳定工作区。若考虑低压泵另有其他输出时(保冷循环、槽车、槽船等)，则容量宜进一步增大。如中国台湾台中的LNG接收站，低压泵流量为250t/h，高压泵流量仅为100t/h。

3.4 泵及气化器的最终选择方案

对主工艺管道的要求如下：

① 根据运行的要求，低压泵、高压泵、气化器、海水泵均需要数量对应，从经济性考虑，低压泵到高压泵、高压泵到气化器之间均采用1条LNG总管的方案。

② 从安全性考虑，低压泵与高压泵之间、高压泵与气化器之间为气化厂甚至整个接收站项目的关键部位，如果该处总管泄漏或发生故障，则整个接收站必须中断运营，且无法立即恢复。因此，宜采用分别设2条总管的方案。

③ 但对于上述5+1的方案，则当6台泵连接在同一条总管时，连接复杂，宜简化。

根据上面3个要求，综合考虑，采用2条总管的方案，但并不是每条总管均与6台泵相连接，而是每3台泵(气化器)连接在一起。切换时，整项3台泵(气化器)一起切换，即低压泵、高压泵、气化器之间，均为2条总管。气化器与海水泵之间，也为2条海水总管。

因此，最终选择5+1方案，单台泵或气化器的设计容量为160t/h。每3台1组共同1条总管，共2组。低压泵的出口压力一般为1.0～1.5MPa。如广东大鹏LNG接收站低压泵出口流量为420m/h的LNG(折算约200t/h)，出口压力为1.4MPa。

高压泵出口压力主要根据长输管道的需要确定。对于长度为150～300km的长输管道，高压泵的出口压力一般为7～10MPa(视用户需要而定)。考虑管道阻力，泵出口压力宜稍大些。如广东大鹏LNG接收站、中国台湾台中LNG接收站的高压泵出口压力约10MPa。日本扇岛LNG接收站因不承担调节管网压力的任务且接近用户，故只设一级泵，无低压、高压之分，LNG泵出口压力约4MPa。

3.5 BOG压缩机的容量与数量

理论上，BOG的处理方式有两种：

① 将BOG直接加压，送入外输气体总管。

② 先将BOG压缩冷却液化，送入LNG液体总管，然后与其他LNG混合后一起经气化器气化后再外输(见图1)。

对于气态直接外输，由于直接加压外输经济性较差，大型接收站一般不采用。因此，采用压缩液化方案。

3对于LNG接收站，正常运行时应做到BOG对外零排放。因此，应满足以下要求：

① 单台BOG压缩机运行容量至少应为整个LNG接收站不卸船时正常的BOG产生量。常规LNG接收站若

43按2台工作容积为16×10m的储罐、0.05%的蒸发量估算，不卸船时2台储罐蒸发量共约3t/h，整个LNG接收

站BOG量总计则不超过5t/h。

② 所有BOG压缩机的运行容量总和，应大于最大的BOG量。

最大的BOG量包括：储罐正常的蒸发量、卸船时的蒸发量、LNG注入储罐时的空间置换及焓不同造成的蒸发量、大气压变化造成的蒸发量、保冷循环带回的蒸发量。最大的BOG量统计计算较复杂，且涉及许多不确定的因素如船上的LNG压力、温度等。

设计中，对各项BOG量进行统计计算后，得出最大的BOG量，作为BOG压缩机选择时的总容量。对于简化的估算，可以用卸船时的BOG量为非卸船时的2倍来估算。对于拥有2台工作容积为16×10m的储罐的常规LNG接收站，不卸船时全站的BOG量为5t/h，则最大的BOG总量约为10t/h。

BOG压缩机的数量应根据运行与备用要求、经设备造价比较后确定。由于至少有1台备用，因此，BOG压缩机数量至少应为1+1配置。BOG压缩机的生产厂家较少，价格较高，容量为5～15t/h的BOG压缩机在2008年的价格约(2000～3000)×10元/台。当采用少量的BOG压缩、液化工艺时，压缩机做功相对电耗较多，其经济性并不明显。除非政策强制要求，否则少量的BOG可以考虑适度放空。因此，BOG压缩机备用及裕度设计取较小值，数量取1+1方案，单台容量为6t/h。设备类型选择

4.1 低压泵类型

低压泵均选择立式筒型离心泵(潜液式电动泵)。泵的设置有2种方案：

① 泵套底部设阀门。泵出故障时，可通过阀门隔离，吹扫后可提出泵来检修。

② 泵套不设底阀，泵出故障时，不能抽取出来，直待储罐检修时，全罐吹空后再检修。

对于首期工程，建议泵套设底阀。这是因为LNG接收站刚建设，设备故障多，且此时储罐尚少，全罐吹空来检修。对于二期以后的工程，可以考虑不设底阀。

4.2 高压泵类型

高压泵也为立式筒型离心泵。泵的设置也有2种方案：

① 架空式。泵悬空于地面。

② 埋地式。泵部分埋入地下，一般埋入1/3左右，也可整个泵位于地面下。视再冷凝器高度及有效气蚀余量确定。

由于高压泵的入口压力取决于再冷凝器的标高，因此，若泵采用架空式，则泵的进出口管及再冷凝器标高应相应提高，管架及再冷凝器的建设成本上升，而泵本身的建设成本下降。埋地式则管架及再冷凝器建设成本降低而泵本身建设成本上升。在同样的再冷凝器标高的情况下，采用埋地式的泵比架空式的泵能获得更高的入口压力。对于首期工程，建议考虑埋地式，以确保运行中有足够的入口压力，且再冷凝器不必采用较高的标高。

4.3 气化器类型

[2]气化器根据海水条件及容量选定。其主要类型有：

① 开架式气化器(Open Rack Vaporizer，ORV)。以海水为加热介质，因此对海水水质要求较高。使用条件主要为：海水常年温度≥7℃，固体悬浮物含量≤80mg/kg，铜离子含量≤10μg∥kg，汞离子检测不出

[3][1]443。据日本及中国一些接收站的资料，0RV热态备用时15min可达满负荷。因此ORV可作为主气化器，也可作为备用气化器。

② 浸没式燃烧气化器(Submerged Combusion Vaporizer，SCV)。使用条件几乎无限制，但燃烧天然气，运行成本高，多选作备用气化器，不宜作主气化器。

③ 中间介质气化器(Intermediate Fluid Vaporizer，IFV)或壳管式气化器(Shell Tube Vaporizer，STV)或冷能利用的气化装置。在海水温度高但水质差的环境中选用，热源可以是水质较差的海水或由LNG冷能利用系统提供。

④ 环境空气加热气化器、温水水浴式气化器、蒸汽加热器等。部分气化器同时兼具环境空气加热式和水浴式两种功能。采用环境空气(自然通风或强制通风)加热LNG，占地面积大，容量有限，适于在LNG卫星

[4]站选用。

以上①、②、③这3种类型的气化器截至2009年尚不能国产，国外厂家较少，价格较高，厂家主要在日

本、德国。选型时根据海水条件选用0RV或IFV，备用气化器可选SCV或ORV(视水质而定)。日本扇岛LNG接收站和中国台湾台中LNG接收站中，气化器全部选用ORV。广东大鹏LNG接收站则以ORV为主，1台SCV备用。

4.4 BOG压缩机类型

压缩机根据压缩原理可分为两类：离心式压缩机和往复式压缩机。离心式压缩机造价稍高，功率大，效率高，多用于超大型的LNG接收站或液化厂。往复式压缩机根据布置方式又分为两种：

① 立式压缩机。优点：占地少，启动快。缺点：工作时对地面有一定的往复冲击力。

② 卧式压缩机。优点：运行冲击力小(平衡)，造价低。缺点：卧式压缩机检修稍困难。一般设计成对置平衡式，两边对称，冲击力平衡，容量比立式压缩机稍大。

在常规接收站中，上述①、②两种压缩机均可选用。但适用技术标准不同，厂家极少，价格高昂。截至2009年，立式压缩机几乎只有瑞士1个厂家生产，卧式压缩机几乎只有日本1个厂家生产，其压缩机主要型式为厂家专利。卧式压缩机由于为日本厂家生产，因此在日本所有的LNG接收站均有应用。目前中国的几个LNG接收站有的采用卧式压缩机，有的采用立式压缩机。选型时选定厂家，则型式也就因此确定。参考文献：

[1] API 610：2004，Centrifugal pumps for petroleum，petrochemicN and natural gas

industries(10 Edition)[S].[2] BS EN 1473：1997，Installation and equipment for liquefled natural gas-design of onshore

installations(English version)[S].[3] 顾安忠，鲁雪生，汪荣顺，等.液化天然气技术[M].北京：机械工业出版社，2003.[4] 高华伟，段常贵，解东来，等.LNG空温式气化器气化过程的数值分析[J].煤气与热力，2008，28(2)：

B19-B22.[5] API 618：1995，Reciprocating compressors for petroleum，chemical，and gas industu

准东露天煤矿开采工艺的选择 第3篇

关键词：露天煤矿开采工艺选择

1 露天煤矿开采工艺选择的原则

①开采工艺选择必须遵循市场经济原则，力求投资少，成本低、效益好，尤其是初期效益更为重要；②工艺的选择既要与露天的当前规模相适应，又要考虑露天矿规模的滚动发展；③应优先选择大型的先进设备，实现高产、高效，以赢得最佳的经济效益；④应根据本矿特点，选择适应本矿开采技术条件的开采工艺；⑤结合本矿区具体条件，对该地区大陆干旱荒漠气候，夏季高温炎热，冬季严寒，常年多风等不利因素应充分考虑。

2 开采工艺选择

2.1 开采工艺综述 本矿煤层倾角4°～31°，浅部陡，深部缓，露天开采煤层浅部为单一巨厚煤层，向深部逐渐变为分岔双煤层至深部变为多煤层，其单一煤层区Bm煤层的平均厚度达69.43m。因此从工艺的适宜性和可靠性上来讲，目前开采工艺中开采成本比较低的两种工艺——吊斗铲倒堆开采工艺和轮斗——胶带连续开采工艺在本矿的使用上受到一定限制。

就轮斗——胶带连续开采工艺而言，由于本矿目前暂无土岩的岩石物理力学指标及切割力试验结论，且矿区地处严寒地区，气候条件恶劣，台阶表层在漫长的冬季易形成坚硬的冻结层，会影响轮斗挖掘机采装效率的发挥。故本次设计不再将轮斗——胶带工艺作为参选工艺进行比选。

其次从吊斗铲倒堆开采工艺来看，当煤层倾角在10°以下时，符合采用吊斗铲工艺倒堆剥离物的必需条件，而本矿煤层埋藏倾角在4°～31°，尤其首采区开采的浅部煤层倾角较陡，无法采用吊斗铲工艺倒堆剥离物。

此外，从单斗铁道开采工艺分析，该工艺优点是运输成本较低，但要求限制坡度小，一般不大于20‰，折返站长度至少要250m，要求煤层底板台阶工作线长度不小于1000m，要求剥离台阶工作线长度至少在1100m以上。从建设期来看该工艺也较其它工艺要长。其人员多、效率低、劳动强度大也为不利因素。因此国内外均已将其列入淘汰开采工艺。从我国目前露天矿的开发设计和建设上来看，该工艺也已基本上不再作为一种主导工艺来推选。

2.2 适合本矿的开采工艺 有可能选择的开采工艺有：①单斗——汽车间断工艺；②单斗——自移式破碎机－胶带输运机－排土机或单斗——汽车－半固定破碎机－胶带输送机－排土机的半连续开采工艺，以下简称单斗－汽车－胶带机半连续工艺。下面就两种工艺进行研究。

2.2.1 单斗——汽车工艺 单斗——汽车工艺在我国已有多年的历史，应用该工艺已经具有了成熟的管理经验，该工艺具有如下特点：①拉沟长度短，基建工程量小，建设速度快；②工作线长度短，易于分区开采，初期生产剥采比小，矿山前期经济效益好；③运输设备爬坡能力大，机动灵活，矿山生产系统简单；④生产设备性能可靠，具有成熟的矿山管理经验；④容易向其它工艺过渡和发展，可以随时增加投入设备而扩大规模；⑥能尽早实现内排，实现复土造田，恢复矿区生态环境；⑦与其它开采工艺相比，耗油量大，生产成本较高。

2.2.2 半连续开采工艺 半连续工艺的特点：半连续工艺兼有连续工艺和间断工艺的优势，其主要优点有：①可采用卡车及胶带机联合运输，从而减少油耗及降低运输费用；②利用胶带输送机爬坡能力强的特点，可缩短运距，减少沟道工程量；③以胶带运输代替汽车运输，实现以电代油，在油价持续上涨的情况下，可以大大降低运输成本。

2.3 拟比选的开采工艺 露天矿生产规模为20.00Mt/a，按推进强度要求，并考虑首采区服务年限等要求，采区宽度优化为1200m，采深由初期的200m逐步加深到首采区开采结束的300m，深部剥离物外排时运距增加，最深部剥离物外排运距达5.05km，因此采用单一的单斗——汽车开采工艺经济上极不合理，必须采用适合本矿的单斗挖掘机——汽车-半移动破碎机-胶带输送机-排土机或单斗挖掘机-自移式破碎机-胶带输送机-排土机的半连续工艺及几种工艺的组合工艺。下面从本矿开采技术特点对其进行详细研究。

2.3.1 向西推进剥离开采工艺比选 ①上部剥离开采工艺(一期剥离量14.20Mm³/a)：上部剥离距排土场运距初期略远，向北推进后运距较近，初期单斗汽车运距3.2km，向北推进后为2.3km。这一开采时期仅3年时间，综合运距要小于2.6km。根据一般规律，当汽车运距小于3km时，为经济运距。故设计推荐上部剥离采用单斗——汽车开采工艺。②中部剥离开采工艺：向西推进中部如采用单斗——汽车开采时运距大于3km，已达到3.7km，采用汽车运输已不经济；实现向北推进后(此时已开始内排)中部采用单斗-汽车开采时运距为3.3km，也大于3km，因此中部剥离宜采用单斗-半固定破碎机或单斗-自移式破碎机的半连续工艺。值得指出的是，向西推进时由于全部需要外排，此时运距按排弃至东部外排土场进行计算，而向北推进时由于中、下部已可以实现内排，运距按内排时计算，该时期上部部分剥离物仍需外排，对其运距按内、外排分别进行计算，得出。采掘场两个推进方向工作线长度及运距估算表见表1。中部剥离开采工艺比选(向西推进)见表2。③下部剥离开采工艺：向西推进下部汽车开采运距已达到4.6km，远大于3km，向北推进(实现内排时)下部汽车开采运距为2.0km，此时深部宜采用单斗——汽车开采工艺。下部剥离开采工艺比选(向西推进)见表3。

3 总结

3.1 向西推进方案 从方案比较可以看出，单斗-自移式破碎机半连续工艺投资省、成本低。较过去一般工艺比较中单斗-自移式破碎机半连续工艺投资高、成本低不同，其原因主要为大型汽车(200t级以上)价格较高、本矿开采深度大，造成外排运距较远导致汽车数量较多所致。由于本矿生产规模大，并考虑将后进一步扩大产能的可能，因此选用了较大型采运设备。

从上述向西推进方案比选来看，上部剥离的汽车运距最近，采用单斗——汽车开采工艺，此时也可以采用外包方式；中部采用单斗-自移式破碎机半连续工艺最为优越，较单斗——汽车工艺投资省34350万元，较单斗-半固定破碎机半连续工艺投资省16640万元，年运营费用分别节约7395万元和5240万元，具有明显的优越性；下部由于采用单斗-自移式破碎机半连续工艺，因而对其仅进行其它两种工艺的比较，采用单斗-半固定破碎机半连续工艺较单斗-汽车工艺投资省34990万元，年运营费用节约12580万元。

3.2 向北推进剥离开采工艺比选 向北推进(实现内排时)上部实现内排时间晚，运距远，此时向西推进采用的单斗——汽车开采工艺已不合理，把中部的单斗-自移式破碎机半连续工艺调至上部可以更进一步发挥其胶带运输的优点；中部剥离物的开采则可以把向西推进时下部采用的单斗-汽车+半固定破碎机半连续工艺调整上来，可以充分发挥汽车调度灵活及半固定破碎机胶带运输克服运距较远的不利因素；而对于向北推进实现内排后深部运距最近，此时深部可以把向西推进上部采用的单斗——汽车开采工艺调整下来。

工艺方案选择 第4篇

热电联供中心现有锅炉均为链条锅炉, 锅炉从14MW-58MW不等。在采暖期初期和末期氮氧化物排放浓度在300mg/Nm3左右, 采暖中期, 氮氧化物的排放浓度可达460mg/Nm3, 根据国家及山东省先后颁布《锅炉大气污染物排放标准》 (GB13271—2014) 和《山东省区域性大气污染物综合排放标准》 (DB37/2376-2013) 要求, 采暖锅炉的氮氧化物排放浓度在2020年前为300mg/Nm3, 2020年后为100mg/Nm。现有锅炉均达不到要求, 需进行脱硝改造。

目前, 常用的锅炉脱硝治理技术主要有低氮燃烧技术 (LNB) 、选择性催化还原技术 (SCR) 、选择性非催化还原技术 (SNCR) 。目前国内锅炉所采用的工艺技术主要是SCR和SN-CR。以下本文对各个技术进行具体分析比较。

1 链条锅炉低氮燃烧技术

低氮燃烧技术在电站煤粉锅炉和循环流化床锅炉上得到广泛应用, 但鉴于链条锅炉的层状燃烧方式和炉膛结构, 实现低氮燃烧难度相对较大。但经过技术研究和革新后仍可应用于链条锅炉上。

1.1 链条锅炉低氮燃烧技术原理

链条锅炉低氮燃烧主要基于四项技术, 包括前置部分气化低NOx高效层状燃烧技术、烟气再循环低氧高效低氮燃烧技术、空气 (烟气) 分级燃烧技术和粉焦回送还原NOx技术。

1.1.1 前置部分气化低NOx高效层状燃烧技术

煤层燃烧过程中氮元素前移技术是一种高效低污染层状燃烧技术, 它能降低层燃炉NOx排放, 同时提高燃烧效率。其原理是将燃烧分为两个阶段:煤首先在前置气化炉进行缺氧燃烧, 缺氧燃烧提供的热量完成气化室煤的气化热解过程。然后气化炉热解产生的CO2、CO、CH4、H2等还原性气体, 进入炉膛喉部, 与半焦燃烧产生NOx进行还原反应, 从而减少NOx的排放。

该技术的脱硝效率在10-15%之间, 技术相对成熟。虽然单独使用该技术脱硝效果较低, 但在一般的小型的锅炉上具有应用的必要。

1.1.2 烟气再循环低氧高效低氮燃烧技术

在可燃组分充足的缺氧状况下, 保证充足的反应时间, 燃料中的氮会生成少量的NOx和大量的N2。基于上述研究, 形成了“烟气再循环低氧高效低氮燃烧技术”。其机理是将烟气混入一次风中, 降低一次风氧含量, 加大总风量, 降低燃烧层温度, 从而达到降低NOx的排放。虽然温度、氧含量有所降低, 但燃烧速率上升, 提高了锅炉效率。

该工艺技术脱硝效率在10-15%之间, 技术相对成熟。该技术投资较少, 能够降低NOx排放量同时提高燃烧效率, 但是会造成燃烧稳定性下降。因此, 目前该技术有较大的局限性, 用于链条锅炉降低NOx排放效果有限。

1.1.3 空气 (烟气) 分级燃烧技术

空气分级燃烧技术是目前国内外普遍采用的、比较成熟的低NOx燃烧技术。煤燃烧过程先在缺氧的富燃料条件下燃烧, 使得燃烧速度和温度降低, 从而降低NOx的生成。同时, 燃烧生成的CO与NOx发生还原反应, 以及燃料氮分解的NH、CN、HCN和NHx等相互作用或NOx还原分解, 从而抑制了NOx的生成。

该工艺技术脱硝效率在5-10%之间, 技术有待进一步成熟。该技术需配合烟气再循环低氧高效低氮燃烧技术使用, 脱硝效果有限。

1.1.4 粉焦回送还原NOx技术

高温下粉焦是很好的NOx还原剂, 为此提出在锅炉尾部烟道设置低阻分离器分离出烟气中的碳粒, 然后回送到炉膛高温处, 用于还原烟气中的NOx。该工艺技术脱硝效率在5-10%之间, 技术有待进一步成熟, 脱硝效果有限, 而且有较大的改进余地。

四种技术的有机组合, 构成了链条锅炉整体低氮燃烧工艺。采用技术组合后, 脱硝效率可达35%以上, 在原始NOx排放浓度约400mg/Nm3左右时, 可稳定实现小于300mg/Nm的排放标准。

1.2 链条锅炉低氮燃烧技术优劣分析及使用建议

层燃锅炉低氮燃烧技术可根据煤种、炉型、运行方式、控制指标的不同, 选择一种或几种方式组合使用。应用该技术可实现NOx降幅30-50%, 提高锅炉燃烧效率1%以上, 对负荷调整适应性强, 适合于油田采暖锅炉的脱硝改造。但是该技术还需进一步完善和成熟, 单独应用尚无法满足远期NOx排放要求。

2 烟气脱硝技术

2.1 SCR烟气脱硝技术

目前流行的SCR工艺是利用氨对NOx的还原功能, 在催化剂的作用下将NOx还原为对大气没有影响的N2和水。

2.1.1 反应原理:

SCR技术是用NH3作为还原剂, 在320℃-400℃的温度范围内以及催化剂的作用下, 选择性的将NOx还原为N2。在SCR反应器内, NO通过以下反应被还原:

在锅炉的烟气中, NO2一般约占总的NOx浓度的5%, NO2参与的反应如下:

2.1.2 优缺点分析:

优点:SCR脱硝技术脱硝效率高, 一般在70-92%之间, 安全性好。

缺点:投资大、运行费用高, 反应温度要求在300-400℃之间, 对负荷变化适应性差, 一般用于负荷稳定的大型电站煤粉锅炉, 不适用于小型层燃工业锅炉。

2.2 SNCR烟气脱硝技术

SNCR技术在锅炉炉膛适当的位置喷入含氮的还原剂, 高温分解出NH3, 将烟气中NOx的选择性地还原为N2和水, 投资和运行成本较低, 而且不需要催化剂, 改造方便.而且燃煤工业锅炉炉膛温度恰好处丁SNCR的反应窗口内, 因而在燃煤工业锅炉脱硝改造上具有独特优势。但由于脱硝效率相对较低, 一般用于NOx原始排放浓度较低的场合。

2.2.1 SNCR脱硝工艺

该技术使用的不同还原剂有不同的反应温度范围, NH3的反应最佳温度区为750-110O℃, 当反应温度过高时, 氨的分解会使NOx还原率降低, 当反应温度过低时, 氨的逃逸增加, 氨的逃逸会造成新的污染。

2.2.2 反应原理

在750-1100℃范围内, NH3或尿素还原NOx的主要反应为:

NH3为还原剂

尿素为还原剂

当温度高于1100℃时, NH3则会被氧化为

2.2.3 优缺点分析

优点:SNCR脱硝技术成熟可靠, 还原剂有效利用率高;该技术反应温度要求与链条锅炉炉膛温度相符, 系统运行稳定, 对负荷变化适应性强;设备模块化, 占地小, 投资及运行成本低。

缺点:脱硝效率较低, 一般在30-60%之间;当温度低于900℃时, 喷入的NH3反应不充分, 造成氨逃逸情况。当温度高于1100℃时, NH3被氧化为NO, 排出的NOx含量升高。

3 链条锅炉脱硝工艺对比与选择

3.1 技术方面比较

三种脱硝工艺的技术指标对比见下表:

在脱硝技术方案的选择上, 链条供暖锅炉运行的最大特点是负荷多变, 特别是低负荷时炉膛温度低、难以满足SNCR和SCR的温度要求, 这时候就需要复杂的调节手段和特别的设计, 因此对于链条锅炉的脱硝改造最优的工艺方案应是“低氮燃烧 (LNB) +选择性非催化还原 (SNCR) ”工艺。低氮燃烧工艺的突出优点是几乎没有运行费用, 对于多年运行的供暖锅炉而言尤其重要, 另外根据运行实践, 改造后炉膛温度有所上升, 有利于满足SNCR的温度窗口, 也就是说低氮燃烧对发挥SNCR的作用具有促进作用。缺点是单独采用低氮燃烧技术难以满足NO的排放要求, 需要在低氮燃烧的基础上辅以SNCR工艺。SNCR系统简单, 投资省, 负荷适应性较强, 且由于低氮燃烧后SNCR喷氨量大大减少, 也相应地减少了SNCR的投资, 更主要的是减少了氨逃逸、氨腐蚀结垢的风险, 使SNCR可靠性大为提高。

热电联供中心现有的链条锅炉具有结构紧凑、排烟温度低等优点, 锅炉尾部没有设置空气预热器和省煤器, 而是设置蜗壳形式的烟火管受热面, 烟火管入口处烟气温度为450-500℃, 该温度段位于尾部烟火管的蜗壳内无法改造。而且采暖锅炉运行方式时会根据室外温度不断调整运行负荷, 负荷变化时排烟温度随变化而变化, 无法找到准确的SCR脱硝段, 为此SCR不适用于该种采暖锅炉。

SNCR工艺不用催化剂, 而还原剂喷入炉膛温度为750-1100℃的区域, 链条炉炉膛温度800-1000℃之间, 正好处于SN-CR的反应温度窗口内, 50%以上的脱硝效率又能满足近期排放要求, 因此该技术在采暖链条锅炉上使用是一个很好的选择。据热电中心运行数据显示, 在采暖初期、末期低负荷运行时炉膛温度只有700℃左右, SNCR在温度较低运行时会出现氨逃逸。因此如果采暖锅炉只采用SNCR, 会存在低负荷运行时效果较差的情况。但根据前面所述, 可以结合低氮燃烧技术进行改造。

为此, 从技术方面看, 采用低氮燃烧 (LNB) +选择性非催化还原 (SNCR) 组合脱硝工艺是一个可行的组合方案。

3.2 投资及运行费用比较

就投资和运行而言, SCR工艺需要催化剂、改造难度大、系统复杂、场地占用大等, 投资最大。催化剂需要经常更换 (大约2-3年) , 运行操作要求高。

低氮燃烧工艺运行费用较小, 投资不大, 可靠性高, 是首选的脱硝技术。但单独采用低氮燃烧由于脱硝效果较低, 在煤种变化以及高负荷时, 可能会出现不能达标的情况, 而SNCR工艺系统简单、投资省, 负荷适应较快, 因此低氮燃烧工艺和SNCR的组合能够发挥各自优势, 同时减少喷氨量, 提高可靠性, 既能实现达标排放又能降低投资成本和运行费用。因此从投资和运行费用的角度看, “低氮燃烧 (LNB) +选择性非催化还原 (SN-CR) “的组合是最佳选择。

4 结语

从技术方面看, 采用低氮燃烧 (LNB) +选择性非催化还原 (SNCR) 组合脱硝工艺更适合用于油田供暖链条锅炉的脱硝技术改造。

从脱硝效果看, SNCR脱硝效率与SCR差距较多, 但根据国家及山东省的排放标准, 低氮燃烧 (LNB) +选择性非催化还原 (SNCR) 组合”的组合完全可以达到其标准。

从投资和运行费用的角度看, “低氮燃烧 (LNB) +选择性非催化还原 (SNCR) 组合”的组合投资更省, 运行费用更低。

通过多方比较, 结合胜利油田热电联供中心现有锅炉的实际情况, 低氮燃烧 (LNB) +选择性非催化还原 (SNCR) 组合”的脱硝方案, 是一个最优方案。

摘要：工艺的选择对烟气锅炉的稳定运行及烟气脱硝的效果有重要的影响, 本文基于山东东营热电联供中心链条锅炉原有基础条件, 通过对LNB、SCR、SNCR原理、优缺点的分析, 从技术、脱硝效果, 投资成本等方面进行比较, 提供最优的组合脱硝技术方案, 为链条锅炉的脱硝技术改造提供的理论和实践的指导。

关键词：烟气脱硝,低氮燃烧,SCR,SNCR

参考文献

[1]宋闯等.燃煤烟气脱硝技术研究进展.环境保护与循环经济, 2010, 01.

[2]宋涛.SCR烟气脱氮催化剂及技术研究.山东科技大学, 2010.

[3]吕洪坤.选择性非催化还原与先进再燃技术的实验及机理研究.浙江大学, 2009.

选择性焊接工艺的优化 第5篇

合理的印制板布局和焊接喷嘴设计可以显著提高选择性波峰焊工艺的质量和成本

结构

市场全球化导致了基于成本压力上的激烈竞争。因此，在保证产品一贯高品质的基础上，电子 产品制造企业必须想方设法降低生产成本。基 于对品质和制造流程再现性的要求，人工焊接方式因其费 钱费时和成本敏感性强，已不再具有优势。

另外，高密度多层板及小型化和高引脚数的细间距器 件很难实现高质量/高效率的维修。因此，诸如生产率、操 作培训和错误装配所造成的“隐形成本”也必须在总成本 中加以考虑。还要特别关注的是，无铅工艺应用中人工返 修焊接过程将导致极大的热应力损伤问题。因此，目标是要建立一个零缺陷的选择性波峰焊 工艺。

在这里，一个合理的印制板设计是非常重要的。例 如，焊盘的形状和它们之间的间距如果采用了合理的设 计，就会大大降低短路缺陷发生的可能性。焊盘和邻近不 被润湿的焊盘之间的距离设计，也需要遵循一定的规则。引脚之间的距离和引脚的长度，也同样需要加以考虑。此外，选择合适的焊接喷嘴，可以避免在自动选择 性焊接工艺中发生焊接缺陷。焊接喷嘴的形状或尺寸以及 所采用的技术（比如润湿性和非润湿性焊接喷嘴）的设计 也是重要的考虑因素。新增的创新功能，比如“去桥接 刀”（debridging Knives），可以有效降低桥接缺陷的形成，特别是在浸焊（dip）工艺中。

不同的焊接工艺

在焊点和邻近器件之间没有空隙的条件下很难实施焊 接, 这是在选择性焊接工艺中最普遍的问题, 通常是因为焊 接过程中容易将SMD器件冲洗掉或焊接喷嘴容易刮擦和损 坏有引脚器件的封装外壳.在其他许多情况下，主要的缺陷是焊接短路和填充不 良；此外，锡珠也会导致缺陷。形成良好的焊点基于多种 因素，而选择性焊接工艺可提供可靠的焊接结果。通常，不同的选择性波峰焊工艺有不同的焊接模式。

如果采用单“迷你波”（Miniwave）焊接工艺（图1），可 选择拖焊（drag）或浸焊模式进行操作,并允许以一定的角 度进行焊接。这种系统柔性更强，而且对板子的设计约束 也较少。但是, 根据焊点的数量，采用单“迷你波”工艺所 需要的操作周期相对较长, 从1分钟到10分钟不等。

另一方面，多喷嘴浸焊工艺（图2）使用特定的焊接喷 嘴工具，在一定程度限制了柔性。不过，所有焊点在装配 过程中是同时被焊接的，多喷嘴浸焊工艺可以提供更短的 操作周期，大约20到30秒。这类设备大多数是不能设定焊接角度的。

部分这类工艺对设计有着不同的要求。

印制板设计规范

为避免在选择性焊接工艺中发生问题，相关印制板设计规范主要集中在对焊点周围间隙的设定上。可采取一 些措施来改善孔填充效率，比如正确的器件引脚长度，引脚直径和通孔之间的正确比例，热解耦效应（thermal decoupling）等。为了降低桥接缺陷产生的风险，必须考虑 器件引脚及其长度的范围；但是，采用特殊设计的焊接喷 嘴也可以帮助减少桥接缺陷。此外，通过合理的印制板设 计或采用特殊的焊接喷嘴设计，也可以降低锡珠缺陷的产 生。

焊点周围的间隙

为了获得可靠的焊接工艺效果，单“迷你波”焊接工 艺的喷嘴内径一般为3mm，外径则在4mm左右。如果采用 多喷嘴浸焊工艺，则外部尺寸至少为5mm×8mm。为避免由边界间隙导致的焊接困难，在多喷嘴 浸焊工艺过程中，需要焊接的焊点与周边器件或不需 要焊接的焊点之间必须至少保持2 mm 的间距。一个 最小为5 mm × 8 mm 的喷嘴至少需要在焊点周围留出 9mm×12mm的空间（图3）。

根据特殊的工艺条件，很小间距的焊接也能实现；当 然，这需要做彻底的检查。它主要根据周围器件的型号以 及可能需要采取特殊地措施，例如使用有定位脚的夹子或 润湿型焊接喷嘴等。对于“迷你波”焊接工艺，板子设计 者需要在引脚或引脚排的三边留出2mm的空间，并在器件 离开波峰的一边留出5mm的空间，以便正确进行焊接脱离（图4）。

让波峰保持一定的角度或者采用润湿型焊接喷嘴 将有利于解决有时根本不可能留出的5 mm空间的问题（图5）。

当设计者难于在焊点三边留出至少2mm间隙时，周边 的SMD器件应该进行内部对齐（图6）。这种设计的好处在 于，如果这些回流焊接器件必须在选择性焊接工艺中进行浸润，它们不会被立即冲洗掉。

使用在拖焊中的单“迷你波”焊接还需要考虑焊点及 其附近高度超过10mm器件之间的距离。当以一定角度进行焊接时，高于10mm的器件可能碰到焊接喷嘴或气体罩。根据经验，对于这类特殊器件的设计，要求必须保证焊点与器件之间的距离等于或大于器件的高度。改善孔填充率

焊点孔填充率不足的现象主要来自于不完全的热传导 率，合理的印制板设计可以改善这一问题。特别在多喷嘴 浸焊工艺中，器件引脚的长度在改善焊点孔填充率不足的 过程中扮演着重要的角色。

多喷嘴浸焊工艺要求引脚长度超过2.5mm，这与影响 通孔渗透情况的能量传输率是直接相关的。稍长的器件引 脚可以更深地浸入液态焊料中，由此可增加热量的传导并 最终得到较满意的孔填充率。

另一个影响孔填充率的因素是引脚和通孔直径间的 合理比例。如果比例过大，就不能形成毛细管作用；如果 比例太小，助焊剂无法深入通孔，也无法形成良好的焊 点。根据经验，通孔的直径必须等于引脚直径加上0.2～ 0.4mm。在无铅工艺中，可能要求加上0.5mm。

如果焊盘尺寸放大到一定的程度或者采用椭圆形焊 盘，热能传导的效果会比较好。如果可能，应避免阻焊膜 过分靠近焊点，这样可以帮助在焊盘上保持一定的热量，同时也可以帮助防止锡珠的产生。

热解耦设计也是一个值得注意的因素。考虑了合理热 解耦设计的PCB板，热能就不会完全被引脚带走，而是会在 焊盘上保留更长的一段时间（图7）。

在浸焊工艺中，通常也希望在焊接过程中有连续流动 的焊锡流，这样可以防止焊接过程中发生氧化，而且可以 源源不断地提供正常加温的焊接合金以形成焊点。这样能 够保证即使是在最消耗热能的接触阶段，附雍辖鹨膊换? 冷却。无论是在焊接很多引脚的情况下,还是引脚需要连接 到印制板内层抑或引脚置于组件边缘的情况下，系统都可 以达到显著改善孔填充率的效果。

减少桥接缺陷

桥接是发生在选择性焊接过程中的主要缺陷，主要是 由于器件引脚间距离过小。所以，多喷嘴浸焊焊接工艺要 求引脚间距大于2.54mm，而单“迷你波”焊接工艺要求相 对较低，引脚间距要求大于1.27mm。满足上述条件后，系统可以设定合适的焊接角度以帮助达成良好的焊接脱离效果，减少桥接风险；或系统可配置润湿型焊接喷嘴，以达到同样的效果。

尽管引脚间距小于2.54mm的焊点排在浸焊工艺中有 较大的桥接缺陷风险，但是，如果考虑板面的基本布局规 则，这些引脚也是可以被良好焊接的。在引脚附近设计 不同形状的引流焊盘，比如小尺寸的焊盘或者椭圆形的 焊盘，可以帮助将多余的液体焊料引离焊点，以减少桥 接缺陷。对多喷嘴焊接工具进行特殊的调整，也可以使 2.0mm引脚间距的焊接应用达到良好的效果。

器件引脚的长度对桥接缺陷的产生有着相当重要的影 响。多喷嘴浸焊工艺要求引脚长度大于2.5mm（图8）。器 件引脚长可以增加焊接脱离速度，使多余焊料不再堆积在 焊点上，从而降低桥接风险。

在单迷你波焊接工艺中，板子是移动的，并通常设置 一定的焊接角度以改善焊接脱离效果。这时对引脚长度的 要求大约为1mm（图9）。较短的引脚可能造成有缺陷的焊 点形状，例如：较差的半月板焊点和球状焊点。

在浸焊工艺中，有一种特别的焊接喷嘴设计，也可 以减少桥接缺陷。这种设计被称为“去桥接刀”；举例来 说，就是在焊接喷嘴内安装润湿性金属板，在浸焊后用于 从引脚上移除多余的液体焊料（图10）。“去桥接刀”可 用于特殊的焊接应用，例如对不能满足先前所提及的理 想设计标准，引脚长度小于2.5mm，以及引脚间距介于2.0mm 到2.54mm 之间的情况。

减少锡珠缺陷

锡珠现象存在于所有的波峰焊工艺中，在无铅焊接过 程中更易发生，因为无铅的工艺温度较之传统的焊接工艺 有了较大的提高。较高的工艺温度对阻焊膜有不利影响。取决于质量状况，阻焊膜可能在预热期间就被软化，由此 增加了锡珠粘连的机会。在传统有铅相关或者高质量无铅 阻焊膜的工艺应用中，生成的锡珠会即刻弹散开。所以，在条件许可下，应使阻焊膜远离焊点（图11）。

在多喷嘴浸焊工艺中，特殊设计的喷嘴可以帮助避免 锡珠缺陷的产生。通过采用引流片的方法引导需要产生的 锡流。同时，完整的喷嘴工具上部还覆盖有一层金属板，图11：阻焊膜应远离焊点 任何在液体焊料回流过程中可能出现的飞溅，都没有机会 接触到印制板上。结论

在所有的自动焊接工艺中，选择性焊接也许是要求 最高的工艺，它需要很多经验以及有关于工艺本身和相关 材料的基本知识。不过，最新的选择性焊接系统已经排除 了大多数可能在工艺过程中发生的问题。对比一些基本 的PCB设计规范，耗时和成本敏感型的返修焊接将成为过去，采用选择性焊接将获得良好的焊接效率并保持产品的 高质量水准。

工艺方案选择 第6篇

关键词：捣固焦炉,优化

八钢南疆焦化项目设计规模为120万t/a, 采用260孔JNDK55-07F型5.5m复热式捣固焦炉, 配套的煤气净化、生产辅助装置及生产辅助系统。同期建设一套160t/h干熄焦装置及汽轮机发电装置和一套新型湿法熄焦系统。产品焦炭经过皮带输送机送至八钢南疆基地高炉料仓, 净化后的焦炉煤气供给南疆钢铁基地各煤气用户。

一、储配煤工艺方案的优化选择:

储配煤装置采用工艺过程简单、设备较少、布置紧凑、操作方便的破碎-预粉碎-粉碎-配合-混合的工艺流程。充分考虑捣固焦炉对装炉煤的粒度及粒级分布的要求, 在粉碎前增设有预粉碎机, 对气煤、瘦煤等难粉碎的煤种进行选择性粉碎, 保障捣固焦炉对配合煤的细度要求。

二、炼焦工艺方案的优化选择:

八钢南疆焦化地处新疆阿克苏地区, 气肥煤资源丰富, 气煤价格较低, 同时要面对阿克苏地区缺乏主焦煤现状, 优先采用捣固焦炉方式, 在保证焦炭质量的情况下, 可以比顶装焦炉多配15%~20%的弱粘结性的气煤及气肥煤。故八钢南疆焦化本次采用260孔炭化室高5.5米的JNDK55-07F型捣固焦炉, 配套建设1x160t/h干熄焦工艺技术方案, 发挥捣固焦炉的用煤成本优势。

1.捣固型炼焦装炉煤堆密度可比顶装焦炉装炉煤堆密度大35%到41%, 即由0.74t/m 3提高到1.0 t/m 31.05 t/m 3。在保证焦炭质量略好或相同的情况下, 捣固型焦炉比顶装煤焦炉可多配入近1520%的弱粘结性煤或高挥发性煤。这就扩大了炼焦煤资源的范围, 降低了炼焦配合煤的单位成本。同时与顶装煤炼焦相比可提高焦炭的冷态强度和反应后强度及焦炭的筛分粒度。提高产品质量的同时, 实现资源合理利用, 发展了捣固炼焦技术, 具有显著的社会效益和经济效益。

2.捣固焦炉的装煤除尘采用双U型管式烟气转换车结合地面站抽吸炉头烟除尘方式, 出焦除尘采用除尘地面站方式。设炉头烟收集装置, 炉头烟采用焦炭吸附后布袋除尘工艺, 保持布袋除尘系统的稳定长期运行, 重点解决捣固焦炉机侧装煤烟尘无序排放的问题。

3.焦炉荒煤气系统采用分段单集气管, 配置双吸气管的方式, 有利于荒煤气的顺利导出和稳定集气管压力。集气管设在焦侧, 利于机侧炉头烟的收集装置的安装, 提高炉头烟的收集效果。装煤时采用高压氨水喷射, 沿吸气管道铺设高压氨水清扫装置, 确保荒煤气导出系统的畅通。

4.焦炉配置炉头补偿加热系统, 满足高炉煤气加热时炉头加热需求, 提升炉头加热能力, 同时提高焦炉寿命。

三、煤气净化方面的优化选择:

充分考虑捣固焦炉煤气含尘量高现状, 又加之采用双U型管式烟气转换车, 煤气来自焦炉的~80oC荒煤气与焦油、氨水混合液沿吸煤气管道至气液分离器, 经气液分离器分离焦油氨水后煤气进入降尘塔, 煤气在降尘塔内与喷洒的氨水逆向接触, 降尘后的煤气再进入横管初冷器。从煤气净化源头开始降低煤气含尘, 保证煤气后续设备的稳定运行。

四、干熄焦工艺方案的优化选择:

配套建设1座160t/h干熄焦工艺选择上应充分考虑捣固炼焦采用较多的弱粘结性煤, 焦粉的产率比常规顶装焦炉要大特性。根据相近工程生产的干熄焦循环气体粉尘实测数据, 也从事实上证实了这一点。高度重视捣固焦炉焦炭中的焦粉含量高, 在相同的气体流速下, 将会造成焦粉被循环气体从干熄炉内夹带量增大, 将会对锅炉的管束造成一定的磨损, 轻者降低锅炉的使用寿命, 重者将造成锅炉的爆管。同时也增加循环风机及管道的磨损, 给生产带来安全隐患。为了提高干熄焦率, 保持干熄焦的长期、安全、稳定运行, 工艺技术上进行了如下优化选择:

1.设计时适当降低干熄及斜道口的气体流速, 减少进入气体循环系统的粉较量。干熄炉采用合理的高径比, 适当增大干熄炉的直径, 并加强其他改善干熄炉冷却性能措施, 尽可能降低循环气体的流速, 减少焦粉的夹带。

2.干熄炉斜道区域采用了“双斜道”技术, 降低了气体流速, 防止了焦炭上浮, 避免了斜道和环形风道的堵塞, 且降低了粗粒焦粉对环形气道的磨损。

3.一次除尘器不设挡墙, 其内部结构设计成倒Z型, 既保证了除尘效率又延长了一次除尘器的整体使用寿命。

4.二次除尘器采用了拥有国内专利技术、适合于干熄焦工艺的专用除尘器 (组合式多管旋风分离式) , 以将循环气体中的细粒焦粉进一步分离出来, 使进入循环风机的气体中粉尘含量小于1.5g/m3, 且小于0.25mm的粉尘占90%以上, 以降低焦粉对循环风机叶片的磨损, 从而延长循环风机的使用寿命。

以上工艺技术方案是根据5.5米捣固焦炉的运行及八钢焦化运行经验, 从炼焦煤的粉碎配合, 焦炉炉型及除尘工艺、干熄焦及煤气净化的稳定运行上进行的优化选择, 势必在改善焦化焦炭质量、降低陈本、保持稳定运行上发挥一定作用。

参考文献

[1]姚绍章.炼焦学[M].北京:冶金工业出版社, 1995

工艺方案选择 第7篇

耐磨球、段作为耐磨铸件行业中的主要产品, 消耗量在耐磨铸件中所占比重达55%, 被广泛应用于冶金矿山、建材水泥、火力发电、磁性材料等行业的物料研磨生产环节。目前, 全球磨球、段生产企业主要分布在欧美、日本、印度等国家或地区, 主要厂商包括比利时马科托、印度VEGA、日本东洋铁球等。与国外耐磨球、段行业相比, 我国耐磨球、段行业起步较晚, 但发展迅速。我国耐磨球、段的制造技术得到明显提高。

自20世纪90年代后铬系列耐磨球、段迅速占领市场, 目前已形成低铬、中铬、高铬球、段等多种新型系列合金产品。国民经济的持续发展推动我国矿山、建材水泥、电力等行业的不断发展, 大型水利工程、高速铁路、大规模保障性安居工程等重大项目的建设使矿山、建材水泥、火力发电等行业对耐磨球、段的需求量增加。到2015年, 我国耐磨球、段市场需求量将到达208.74×104t, 较2010年增长44%。

2 国内耐磨球、段主要造型工艺及特点

国内耐磨球、段主要造型工艺主要为砂型、金属型两大工艺。其中φ60mm~φ120mm基本采用铁模覆砂金属型工艺, 而φ20mm~φ40mm球或段采用国产垂直分型挤压造型工艺。近十年来, 铁模覆砂金属型工艺已形成较完整生产线。

2.1 铁模覆砂金属型生产线构成及工艺流程

2.1.1 生产线构成

该生产线由辊子输送机、模具推杆机构、单环模具翻转装置、高压射芯机、覆砂型板及预热装置、模具翻转装置、悬挂式合模与分型装置、保温浇注包、自动浇注装置、模具清理装置、模具预热装置、模具压紧装置、仪表及自动化控制系统组成。

2.1.2 生产线工艺流程 (见图1)

其中, 虚线框内的工序为人工操作, 其余工序均为自动控制机械化生产。

2.1.3 主要参数

最大铁型外形尺寸:800mm (L) ×600mm (W) ;

生产率:40~60箱/h。

2.1.4 模具及出品率

多采用一型多球生产工艺。具体是模具内腔直接铸出而不须加工;模腔半球与半球之间由半个内浇口联接, 形成浇口、磨球、铸段、冒口四者之间既有串联又有并联的排列方式;每个半球形模腔设计有排气孔, 装配有专用排气塞。

各种规格的磨球的工艺出品率见表1。

2.2 铁模覆砂金属型生产线特点

2.2.1 优点

产品尺寸精确、外观质量好;设备投资低, 每条线投资约在400~500万元;操作简单。

2.2.2 不足

1) 生产效率低, 目前该线最大生产率仅为60箱/h;由于150~200副铁模正常生产中温度基本在200℃, 且敞开布置, 热辐射严重, 对操作人员的影响较大, 特别是夏季生产难以解决;铸型合型精度与主机及辅机制造质量和精度关系密切, 一个环节出差错即影响产品质量。

2) 覆膜砂硬化和浇注时产生的有害烟气, 不仅对操作人员有影响, 对环境也有害, 且净化处理难度大、成本高;虽操作简单, 但环节复杂, 人为因素多, 控制点多;人员配备多, 1条线人员配备需要6~7人, 人员成本高。

3) 配套性差, 国内现使用的铁模覆砂金属型生产线均存在散落砂严重, 磨球取出困难, 产品换型周期长, 调整繁琐, 维护人员工作量大等弊端。

3 国外耐磨球主要造型工艺及特点

全球耐磨材料产量排名第一的比利时马格托公司, 其分布在世界各地如泰国、印度等地钢球生产线, 总计年产约60×104t钢球, 基本采用迪砂线生产。

3.1 迪砂线构成

迪砂线一般由造型主机、自动铸型输送机 (AMC) 、同步皮带输送机 (SBC) 三大部分构成。主机根据需要可配备快速模板更换装置、自动下芯机;可增配穿梭装置延长冷却时间, 同时计算机一体化生产模块和远程控制服务 (RMS) 保证机器稳定、可靠和高效运行。

3.2 迪砂线工作原理

迪砂造型机的工作原理非常简单, 包括6个步骤:

射砂→挤压→打开造型室→铸型输送→正压板返回→关闭造型室。

3.3 迪砂线特点

3.3.1 优点

采用较高的比压, 真空辅助填砂得到高度造型性和最大模板面积利用;铸件的尺寸精度和表面粗糙度都较高, 机械错边0.15mm;全线自动化程度高, 操作人员仅需控制按钮及检查生产线情况, 劳动强度低, 生产过程中没有震击, 噪声低;生产效率高, 一般可达450型/h以上;设备配套简单, 故障少;辅机少, 日常维护低。

3.3.2 不足

砂型太复杂的铸件操作不便, 铁水利用率较水平分型低5%~10%。

4 两种主要造型工艺的经济性比较

设备投资分析见表2, 吨铸件成本分析见表3。

5 结论及建议

从以上分析可以看出, 在生产规模和投资允许条件下, 耐磨球、段采用迪砂生产线比铁模覆砂金属型生产线有很大的优越性, 这也是国际大企业耐磨球、段以迪砂线为主的根本原因。

我国今后发展要求企业做到环境友好、劳动条件好、生产效率高;而现阶段因环境脏、乱, 劳动强度大的工位招不到员工已成为普遍现象, 加上人员成本上涨, 只有1条铁模覆砂生产线, 1台小电炉, 环保措施不完善, 劳动强度大, 年产量仅在3000~5000t上下的企业, 可能会面临发展的停滞, 这应引起有关方面的高度重视。

摘要：分析了两种耐磨球生产线的特点及优势, 指出生产规模和投资允许条件下, 耐磨球、段采用迪砂生产线比铁模覆砂金属型生产线有很大的优越性。

关键词：耐磨球,金属型生产线,迪砂造型线

参考文献

工艺方案选择 第8篇

1 燃煤电厂烟气脱硫技术与技术原理

1.1 燃煤电厂烟气脱硫技术

目前, 燃煤电厂烟气脱硫技术正在不断研究与应用, 其技术趋于成熟。烟气脱硫技术主要运用的是物理与化学方法, 从而实现对烟气中硫的固定与脱除。现阶段, 脱硫方法中最为典型的是:石灰石法、电子束法与循环硫化床法等。根据脱硫的位置, 对二氧化硫的控制主要分为三种, 即:燃烧前、燃烧中与燃烧后的脱硫。在燃烧前, 通过对原煤的洗选与煤气化等技术实现脱硫;在燃烧中, 通过对炉内加入石灰石, 实现对硫的吸收, 从而生成二氧化硫;在燃烧后, 主要对其烟气进行脱硫, 主要方法为干法与湿法。

1.2 燃煤电厂烟气脱硫技术的原理

燃煤电厂烟气脱硫技术的原理主要为以下几点:

1.2.1 利用二氧化硫的酸性, 根据其酸性的特点, 在其加入碱性物质, 将实现对其吸收, 从而得到相对稳定的盐。

1.2.2 将二氧化硫与钙进行作用, 二者经过反应, 将生成新的物质, 并难溶于水。

1.2.3利用二氧化硫的还原性, 将烟气中的二氧化硫与强氧化剂、催化剂等进行接触, 使其氧化, 从而生成三氧化硫, 再利用吸收剂将其吸除。

1.2.4 利用二氧化硫的氧化性, 将烟气中的二氧化硫与还原剂接触, 从而将其还原为硫[1]。

2 燃煤电厂烟气脱硫的工艺选择

2.1 燃煤电厂脱硫的条件

在机组方面, 燃煤电厂脱硫对其机组有一定的要求, 其机组要保证其容量、使用寿命、漏风率与含尘量等数据的准确性, 一旦其数据存在误差, 将使其机组产生一系列问题, 如:漏风、含尘量高等, 从而增加其投资, 甚至将不能实现全面的烟气脱硫。

在资源方面, 燃煤电厂脱硫要保证其资源, 主要是由于其脱硫工艺需要一定数量的吸附剂及充足、优质的水源, 因此, 要保证其吸附剂的数量与质量, 还要保证其用水的充足与优质。

在建设方面, 燃煤电厂脱硫要为其提供必要的场地与施工条件等, 从而保证其顺利的施工, 同时, 其脱硫的装置要进行合理的布置, 主要是根据燃煤电厂对脱硫工艺的需求, 并要保证其布置的科学性与合理性, 从而利于脱硫工艺的实施[2]。

2.2 燃煤电厂脱硫的技术

在脱硫效率方面, 燃煤电厂选择的脱硫工艺要根据对二氧化硫排放的控制, 使其符合环保方面的要求;脱硫效率要根据二氧化硫的消减量, 进行计算, 从而得出最低的脱硫效率。影响脱硫效率最大的因素便是脱硫装置, 因此要根据二氧化硫控制的要求, 选择相适应的脱硫装置。

在钙硫比方面, 燃煤电厂脱硫工艺中, 钙硫比对脱硫效率有着较大的影响, 当钙硫比较高时, 其脱硫的效率也将较高, 脱硫工艺的投入也将有所增加, 因此, 脱硫工艺的选择要考虑其钙硫比。

2.3 燃煤电厂脱硫的影响

燃煤电厂脱硫主要是对锅炉、烟气系统、机组等方面有所影响。不同的脱硫工艺对锅炉、烟气系统的影响有所不同, 其中影响最小的工艺便是湿法工艺, 主要使其安装的位置为除尘器的下游, 但此项工艺对烟道及烟囱的影响较大, 将使其发生腐蚀。同时, 对于机组的影响, 主要是其负荷变化的范围大, 因此, 脱硫工艺在确定后, 要保证其系统能够有良好的适应性, 适应时常性的起停与经常性的热冲击;要保证其负荷跟踪特性的良好, 要脱硫工作完成后, 要求其系统进行较少的维护。

2.4 燃煤电厂脱硫的评价

在经济方面, 燃煤电厂脱硫工艺的选择要考虑其经济性, 主要包括其脱硫装置的投入, 及其经济与社会效益等。经济评价就是对其投入的费用、运行的费用、维护的费用与其经济收益等方面进行全方位的分析, 从而在保证其技术需求的基础上, 脱硫工艺选择最为重要的因素便是其经济性。

在环境方面, 燃煤电厂脱硫工艺是为了控制其二氧化硫的排放, 从而实现对环境的保护, 作为一种环保的技术, 要保证其脱硫的彻底性, 避免二次污染的出现。如果脱硫不彻底将污染燃煤电厂的水体与空气, 同时也可能产生噪声污染等。因此, 燃煤电厂在选择其脱硫工艺时, 要考虑环境因素, 从而真正实现对环境的保护[3]。

3 结语

综上所述, 燃煤电厂脱硫工艺是必要的, 同时脱硫工艺的选择受到诸多因素的影响。文中对燃煤电厂脱硫工艺及其选择因素进行了分析, 脱硫工艺的选择要对其经济、环境与技术等方面进行综合的考量, 从而才能保证其实效性与科学性。同时, 脱硫工艺的选择要根据燃煤电厂的实际需求, 避免造成二次污染, 保证其环保效果的实现。

摘要：目前, 人们的环保意识逐渐提升, 而燃煤电厂排放的二氧化硫严重污染着环境, 同时对人们的身体健康也有着一定的危害, 因此, 燃煤电厂脱硫工艺的研究是必要的, 有着重要的作用。燃煤电厂脱硫工艺的选择要对其经济因素、环境因素与技术因素等进行综合的研究与分析, 从而保证其工艺的经济性与环保性。本文将分析燃煤电厂脱硫技术及其原理, 同时介绍燃煤电厂烟气脱硫的工艺选择, 旨在减少燃煤电厂二氧化硫的排放, 实现对环境的保护。

关键词：燃煤电厂,烟气脱硫技术,技术原理,工艺选择

参考文献

[1]陶雷行, 吕敬友, 陈洪涛.烟气脱硫的工艺选择及因素分析[J].上海电力, 2011, 12 (05) :452-453.

[2]窦斗, 都贵明.烟煤电厂脱硫技术及脱硫工艺选择[J].内蒙古科技与经济, 2014, (02) :93-94.

工艺方案选择 第9篇

1 简述现代采煤工艺

煤炭产业是我国社会经济中的重要组成部分, 在国民经济的发展中具有重要的作用。随着科学技术的发展, 采煤工艺也得到了不断地完善。

1.1 综采工艺

现代采煤工艺中的综采工艺主要是指采煤作业中全部的生产工艺, 包括实际的采煤作业中从割煤、运煤到工作面的支护等连续性的作业, 机械自动化的功能比较高。从一定的角度说, 综采工艺在很大的程度上降低了采煤工作的劳动强度, 节省了采煤作业中的成本开支。同时, 综采工业还提高了采煤作业的生产效率。所以, 从这一观点看, 综采工艺可以说是目前我国采煤作业中一项最先进的技术, 开发前景十分大。

1.2 普采工艺

相对于综采工艺来说, 普采工艺的机械自动化程度比较低, 主要是运用采煤机实现破煤、采煤和运煤等工作。但是, 在现代采煤作业中应用普采工艺进行作业, 还需要人工进行支护, 会消耗大量的劳动力。对综采工艺和普采工艺的技术和各项安全指标进行对比可以发现, 普采工艺比综采工艺较差。然而, 普采工艺具有较强的适用性。所以, 还是有很多煤矿在采煤作业的过程中, 应用的还是普采工艺。

1.3 炮采工艺

炮采工艺是现代采煤工艺中的一种, 在应用的过程中, 具有较大的难度系统和较大的危险程度。主要的炮采工艺包括破煤、运煤、采空区处理、装煤等。在应用炮采工艺进行落煤的过程中, 需要非常高的爆破精度。在完成爆破之后, 煤块处于均匀状态, 不会对采煤的工作面和支柱造成影响。所以, 工作人员在实现对爆破参数的选择的时候, 需要全面的考虑多方面的影响因素, 避免在爆破的过程中对采煤设备或者采煤工作人员的安全造成威胁。

2 现代采煤工艺的选择以及具体技术和工艺

2.1 现代采煤工艺中———综采工艺的选择

综采工艺具有较高的自动化程度, 在煤矿的开采中通过自动化控制系统, 应用分散监测和整体控制的方式, 在实际的煤矿生产过程中, 实现对多项监控分站的设置, 可以对煤矿的温度、有毒气体含量和温度等数据进行动态监测;然后, 通过通信电缆实现对检测数据的传输, 传输到煤矿通风的主站中, 汇集各项监测分站的信息到主站, 实现集中管理;最后通过科学的计算, 得出煤矿在采煤作业中的各项安全生产指标情况, 并且根据煤矿生产的实际要求, 制定出相应的控制方案。等到系统转化为控制指令的时候, 向各分站监控中心传达这些指令。通过变频装置的作用, 实现对煤矿采煤作业的自动化控制目的, 保证煤矿生产的安全。

2.2 现代采煤工艺中———普采工艺的选择

在现代采煤工艺的发展过程中, 应用的普采工艺比较重视应用机械技术和机械支护技术。科学信息技术的不断进步, 为我国煤矿行业的发展奠定了良好的条件, 为采煤工艺的进步和发展提供了良好的技术支持。例如, 我国的采煤工艺最初的时候是从国外引进采矿设备, 现在更加重视对综采设备的独立研发, 已经产生了较好的效果。但是, 跟国外先进的技术设备相比, 我国的采矿设备技术还存在一定的差距。所以, 在煤矿的安全生产过程中, 应用普采工艺, 可以应用“一泵带两缸”系统。这项措施可以保证在实际的煤矿开采过程中, 采煤机可以在一套系统发生意外, 工作失效的时候, 运用另外一套系统进行工作, 提高了采煤系统运行的可靠性。

在煤矿的开采过程中, 还会遇到一定的技术难题。在应用普采工艺进行开采的过程中, 可以使用沿空留巷的技术。这样不仅可以提高煤矿安全生产过程中, 对煤炭资源的开采效率;还能提高煤矿企业的经济效益。我国的煤矿开采过程中, 应用沿空留巷技术具有重要的作用。但是, 在煤矿的安全生产过程中, 应用传统的沿空留巷技术, 因为支护性能比较差, 所以工作的效率比较低。而且, 传统的沿空留巷技术的操作工艺比较烦琐。针对这种现象, 在现代的采煤过程中, 大部分的煤矿企业应用的都是锚梁网组合拱加固支护。在实际的煤矿开采过程中, 扩大了加固的范围。所以, 煤矿中围岩的承载能力得到了增强, 避免了发生顶板变形的现象或者是其他问题的产生。在煤矿的安全生产过程中, 应用沿空留巷技术, 可以尽量在采空区实现填充体的设置, 为采煤作业留下足够的空间和巷道宽度, 不仅为采煤作业提供了方便, 还提高了采掘衔接的合理性。

2.3 现代采煤工业中———炮采工艺的选择

相对于综采工艺和普采工艺来说, 炮采工艺的施工工艺更加简单, 施工人员比较容易掌握。但是, 炮采工艺的技术装备比较少, 所以在实际的煤矿开采过程中, 生产效率比较低。但是, 炮采工艺也具有独特的优点, 一般情况下在不能应用机械进行采煤的地质条件中, 施工人员实现对煤矿资源的开采, 就必须应用炮采工艺。炮采工艺在地质结构比较复杂的煤炭层中具有广泛的应用。例如, 具有较高的倾斜度的煤炭层。

3 现代采煤工艺的应用

虽然我国的煤矿行业得到了迅速的发展, 但是, 在实际的煤矿生产过程中, 还有一些煤矿企业的生产方式比较落后, 生产的水平比较低。例如, 某煤矿企业在实际的煤炭资源生产和开发过程中, 采煤方式主要是炮采方式, 但是该煤矿的煤炭层地质条件复杂, 瓦斯赋存量大, 不适合应用炮采方式, 曾在炮采过程中发生过瓦斯爆炸事件, 造成了较大的经济损失。针对这种现象, 煤矿的安全生产技术人员, 要研究煤层赋存情况, 对煤矿的开采条件进行了全面的考察和分析, 根据不同的条件, 分别选择合适的开采方法。并且, 在各种开采方法的应用过程中, 及时对各种技术进行调整, 以争取获得最好的开采效果, 提高煤矿的生产效率, 保证煤矿的生产安全, 提高煤矿的经济效益, 促进了我国煤矿企业的发展。

4 总结

我国社会经济的发展过程中, 对煤矿资源的利用比较大, 为煤矿企业的发展提供了良好的条件。在现代采煤工艺中, 随着科学技术的进步, 出现了很多的采煤工艺。根据煤矿实际的开采情况, 选择适合的采煤工艺, 才能保证煤矿的生产安全, 提高生产效率和经济效益, 促进我国煤矿企业的发展。

参考文献

[1]亢庆春.井下采煤技术与采煤工艺的选择应用[J].中国科技博览, 2013 (25) .

[2]周成明.浅论采煤技术分析及采煤工艺的选择[J].中华民居, 2011 (07) .

[3]魏学贵.现代采煤工艺探析[J].中国集体经济 (下半月) , 2007 (05) .

[4]张玉民.对我国采煤技术方法及其应用条件的探讨[J].大科技:科技天地, 2011 (18) .

焦炉煤气脱硫工艺的选择 第10篇

1 焦炉煤气脱硫工艺分类

脱硫的方法很多, 按照脱硫剂的物理形态可分为干法脱硫和湿法脱硫两大类。

1.1 干法脱硫

干法脱硫的脱硫剂为固体, 即用固体脱硫剂吸附原料气中的硫化物。由于干法脱硫的脱硫剂比较昂贵, 又再生困难, 运行成本比湿法脱硫高, 一般都是串联在湿法脱硫之后, 作为精细脱硫, 主要脱除原料气中的有机硫。所以, 干法脱硫在有机硫的脱除中显得十分重要。

1.2 湿法脱硫

湿法脱硫根据脱硫液吸收过程不同, 可分为湿式吸收法和氧化法。湿法脱硫最大的优点就是能脱除气体中绝大部分的硫化物, 是一种比较经济适用的方法, 缺点就是脱除有机硫的能力差、脱硫精度低等问题, 因此湿法脱硫一般用于含硫高、处理量大的气体。

焦炉煤气中要脱除硫化氢要采用脱硫剂或者碱性的脱硫液, 由碱性液体吸收煤气中的硫化氢生产硫化物。

碱性液体分为外来碱源和煤气中的氨两类。

根据碱源的不同, 湿法脱硫有几种典型脱硫工艺:真空碳酸盐法、氨水法、H.P.F法。

1.2.1湿法脱硫工艺的选择

1.2.1.1真空碳酸盐法

真空碳酸盐是使用碳酸钠 (钾) 溶液直接吸收焦炉煤气中的硫化氢。煤气通过脱硫塔与贫液逆向接触, 吸收煤气中的H2S, 脱硫后的煤气送往下一个工序。脱硫塔底部的富液进入再生塔进行再生, 再生塔在真空和低温下运行[1], 富液与再生塔底部上升的水蒸气逆流接触, 使酸性气体从富液中解吸出来。酸性气体可配套克劳斯装置或制酸装置副产硫磺或浓硫酸。

该方法的优点:

a脱硫剂单一, 操作简单。

b富液再生采用真空解吸, 操作温度低, 腐蚀性低, 因此脱硫塔、再生塔均可采用碳钢材质。

该方法存在的缺点:该法位于洗脱苯后, 不能缓解煤气净化系统的设备和管道的腐蚀。

1.2.1.2氨水法

氨水法是以稀氨水作为吸收剂进行脱硫, 反应如下:

随着溶液中硫氢化铵的增多, 溶液的吸收能力将下降, 因此当氨水吸收一定量的硫化氢后必须进行再生。在氨水中和法的基础上发展起来的氨水液相催化脱硫, 是在吸收液中添加对苯二酚, 从将硫化氢氧化成硫, 回收硫磺, 脱硫效率高达95~99%。

利用煤气中的氨作为碱源, 是非常经济合理的工艺方法, 但该方法需要考虑氨水用量是否满足该生产能力下的消耗, 若是采用高硫煤做燃料此法不适宜考虑。同样, 该方法其对煤气中CO2的含量有比较严格的限制。

1.2.1.3 H.P.F法

近年来国内自行开发了以氨为碱源的H.P.F法脱硫新工艺。H.P.F法是在H.P.F (醌钴铁类) 复合型催化剂作用下, H2S先在氨介质存在下溶解、吸收, 然后在催化剂作用下被氧化形成元素硫酸盐, 催化剂则在空气氧化过程中再生。最终, H2S以元素硫形式被除去。

采用H.P.F催化剂有以下几个特点[2]:

a.无毒, 在酸碱介质中不会对工业卫生和环境造成不利的影响;

b.活性高, 对硫化物具有很强的选择催化活性;

c.脱硫效率高, 消耗指标低;

d.脱硫液无腐蚀性;操作易于控制, 再生效果好。

e.操作方便, 适合现有的脱硫工艺及设备条件。

2 焦炉煤气脱硫工艺选择综述

2.1 根据生产需求条件选择脱硫工艺

焦炉煤气中含氨量一般为4~8g/m3, 对于其中H2S含量较低 (3~5g/m3) 者, 以氨为碱源则可作为首选;但是对于其中H2S含量较高 (≥6g/m3) 者, 就不应采用以氨为碱源, 而应采用以碳酸盐为碱源的脱硫工艺。

2.2 根据节能环保要求选择脱硫工艺

在焦炉煤气脱硫工艺中, 在脱除H2S的同时伴随着脱硫废液的产生, 为了减轻对水质和大气的污染, 需要同时考虑废液的处理。若以氨作为碱源, 应根据市场的需要考虑最终生产氨类产品;若以碳酸盐作为碱源, 可以配套硫回收工艺副产硫磺。

2.3 根据工艺流程合理性选择脱硫工艺

不同的焦炉煤气脱硫工艺决定了装置运行的合理性, 如H.P.F法脱硫工艺是借助焦炉煤气中的氨为碱源, 所产生的废液掺入炼焦用煤中, 使盐类处理较方便, 运行成本少, 工艺简单, 在焦炉煤气脱硫工艺中得到了普遍采用。

3 结语

由此看来, 湿法脱硫在焦炉煤气脱硫生产中是一种非常成熟稳定的技术, 但是为了追求脱硫工艺的的不断完善与优化, 更应该在技术先进性、生产环保性、操作方便性等几方面做出更多的研究与实践。

参考文献

[1]邬富林.焦炉煤气脱硫工艺探究[J].化学工程与装备, 2013 (11) .