低温处理技术范文

低温处理技术范文（精选9篇）

低温处理技术 第1篇

1影响低温低浊水混凝效果的因素

1.1温度因素

1.1.1水的温度直接影响到混凝剂的水解反应, 在较低的水温状况下, 迫使水解反应放缓。在比较常见的混凝剂中, 铝盐受到水温的影响较大。

1.1.2在低温的状况下, 水的粘度增大, 由此流动性较差, 水中细小的颗粒不易联接, 絮凝的速度和颗粒沉降的速度变慢。因为絮凝体中的含水率较高, 所以密度减少, 这种疏松的状态使絮凝体的沉降性能降低。

1.1.3在微粒发生布朗运动时, 有助于微粒间的碰撞, 从而产生凝聚效果。但是在较低的水温状况下, 布朗运动的效率降低, 微粒间的碰撞速度也有所降低, 不利于凝聚。

1.2水中微粒浓度因素

混凝效果的基础原理是水中的微粒在运动的状态下发生碰撞, 创造了凝聚的条件, 所以说与微粒的浓度有直接的关系。如果水中微粒的浓度较高, 那么发生碰撞的几率就会上升, 由此增加了微粒的凝聚成长。反之微粒的浓度较低, 微粒之间发生碰撞的几率较低, 不利于微粒的凝聚成长, 势必会对混凝处理的效率造成影响。

2低温对絮凝速度的影响

2.1能够快速产生絮凝的条件是在较短的时间内发生较高的絮凝速度, 絮凝速度的快慢与颗粒间的碰撞次数以及有效率有直接的关系, 所以说如果在单位时间内, 颗粒间的有效碰撞次数越高, 那么就会越快产生絮凝。速度是决定颗粒间碰撞的直接因素, 在水温较低的情况下, 水分子的热运动能量降低, 由布朗运动所产生的速度自然下降, 凝聚产生的化学反应降低。此外, 低温水中的浊度较低, 颗粒的密度减小, 不利于发生碰撞, 加之低温水的流动性较差, 碰撞的几率更低, 凝聚效果较差。

2.2从颗粒带电及脱稳情况来看, 水中运动着的胶粒都有电动电位N, 并带有负电荷。在两个带电微粒间存在着两种作用力:一种是物质固有的引力———范德华力;另一种是静电斥力。两胶粒间的合力将随其间距的大小而变化, 在一定温度下, 胶粒具有一定的动能, 若该动能足以克服在接近过程中所出现的最大斥力, 则在急剧增大的范德华力的吸引下, 这些胶粒就可以聚合成为一些稍大的颗粒, 否则两胶粒将再次分开, 依然以原始状态存在于水中, 胶粒无法沉淀。

2.3絮凝剂水解速度降低, 水解产物形态不佳。随着水温每降100C, 水解速率常数均降2~4, 导致反应速率变慢, OH-离子浓度降低, 水的离子积减小, 以致水解进行不完全, 药剂利用不充分, 水温低时, 聚合反应速率降低, 混凝剂水解产物主要是高电荷, 低粘度的聚合物, 不利于在胶体间形成吸附架桥, 从而降低絮凝效果。

2.4低温水, 介质粘度提高, 增加水流剪力, 不利于微粒相互碰撞, 凝聚和絮体的成长。

2.5水温低时, 混凝颗粒水化作用加强, 絮状物粘附力和强度降低, 而其化膜内的水, 由于粘度和重度增大, 影响颗粒间的结合强度, 使得絮体松散易破碎, 密度小, 颗粒强度低。

2.6 p H值与温度有关, 水温低时水的p H值升高, 相应的混凝最佳p H值也会升高。

2.7粘度增大使得絮体颗粒沉降速度降低, 沉淀效率降低。

3低浊度对水质净化过程的影响

3.1水浊度低时, 水中的微生物主要以细的胶体分散体系溶于水中, 而且胶体颗粒比较均匀, 胶体微粒具有很强的动力稳定性和凝聚稳定性, 并且带负电的胶体微粒很少, 所以达到电中和所需要的混凝剂也少, 形成的混凝絮体细、小、轻, 难以沉淀, 易于穿透滤层。

3.2由于浊度低, 胶体颗粒数目较少, 颗粒间相互碰撞而聚集的机会少, 絮体难以形成, 而要通过增大搅拌强度来提高颗粒碰撞几率, 同时又能提高水流剪切强度, 使本来形成低强度的絮体剪碎。

3.3低浊度水由于固相浓度较小, 分散相的面积S较小, 就易形成易溶解的产物, 由于缺乏大量的高聚物形成的有效空间网格交链的键, 很容易被破坏。

4低浊度对水质净化过程的影响

4.1水浊度低时, 水中的微生物主要以细的胶体分散体系溶于水中, 而且胶体颗粒比较均匀, 胶体微粒具有很强的动力稳定性和凝聚稳定性, 并且带负电的胶体微粒很少, 所以达到电中和所需要的混凝剂也少, 形成的混凝絮体细、小、轻, 难以沉淀, 易于穿透滤层。

4.2由于浊度低, 胶体颗粒数目较少, 颗粒间相互碰撞而聚集的机会少, 絮体难以形成, 而要通过增大搅拌强度来提高颗粒碰撞几率, 同时又能提高水流剪切强度, 使本来形成低强度的絮体剪碎。

4.3低浊度水由于固相浓度较小, 分散相的面积S较小, 就易形成易溶解的产物, 由于缺乏大量的高聚物形成的有效空间网格交链的键, 很容易被破坏。

5低温低浊水处理技术前景展望

在低温低浊水处理技术中, 特殊的水质是处理技术的难点所在, 水温、浊度以及水中有机物和胶态物质的含量都对混凝效果有很大的影响。根据上文的叙述, 要逐渐的改善处理工艺, 可以在改变水温以及提高浊度方面来改善, 通过添加剂的掺入, 提高絮凝效果, 增加颗粒间的碰撞有效率。在实际执行的过程中, 还应该根据企业的不同需求有针对性的制定方案, 有效的提高低温低浊水处理技术, 改善水质状况。

6结束语

近些年来, 我国的环境受到了严重的污染, 由于排水的水质无法达到质量标准, 对地下水以及江河流域的水质造成了极大的污染, 不仅对人体健康造成危害, 同时对水循环系统造成极大的影响。关于低温低浊水处理技术目前还不够成熟, 需要研制更加先进的处理工艺, 采用新设备新技术, 不断的提高技术水平, 降低水污染。应该学习国外的先进理念, 引进先进的设备和人才, 加强质量管理, 优化水处理系统, 为我国恢复生态环境创造有利的条件。

摘要：水处理是降低排水污染的重要措施, 可以消除水中的有害物质, 减少对环境造成的污染。低温低浊水处理技术是水处理工程中具有较高难度的一项技术, 一直以来都备受关注。文章对影响低温低浊水处理技术的各种因素进行了分析, 对于低温低浊水处理技术的发展具有重要的意义。

关键词：低温低浊,絮凝动力学,给排水处理

参考文献

[1]龚云峰, 吴春华, 丁桓如.低温低浊水处理技术[J].华东电力, 2004.

[2]严群, 唐美香, 余洋.低温低浊水处理技术研究进展[J].有色金属科学与工程, 2011-08-15.

低温水处理中的膜法工艺 第2篇

低温水处理中的膜法工艺

低温水处理一直是膜法水处理工艺中的难题,着重讨论目前膜法工艺中的反渗透膜和超滤膜在低温水处理方面的探索研究.其中反渗透工艺采取的措施主要有加温加压,增加膜数量,采用较合适的`预处理方法等.超滤处理低温低浊水具有较好的效果,如果和混凝结合效果更好.

作 者：冉琳 吴克宏 张建松 RAN Lin WU Ke-hong ZHANG Jian-song 作者单位：解放军理工大学工程兵工程学院,江苏,南京,210007刊 名：能源环境保护英文刊名：ENERGY ENVIRONMENTAL PROTECTION年，卷(期)：23(6)分类号：X703关键词：低温水处理 反渗透膜 超滤膜

低温低浊水处理技术研究进展 第3篇

1 低温低浊水的形成和特点

1.1 低温低浊水的形成

低温低浊水主要指冬季水温0℃~4℃, 浊度30 NTU以下的江河水及水库水[3], 由于我国北方纬度较高, 靠近冬季风的发源地, 导致我国北方冰冻期较长, 长达4个月~5个月, 有时甚至长达6个月, 形成了比较典型的低温低浊水。江河水温度为0℃~1℃, 浊度为20 NTU~30 NTU;水库水下层水温在2℃~4℃之间, 浊度为5 NTU~10 NTU。北方水资源具有季节性氨氮、有机物污染和低温低浊的特性, 水处理难度大, 水资源问题限制了我国北方经济和环境的可持续发展。

1.2 低温低浊水的特点

温度低、浊度低、耗氧量低、碱度低、粘度大、p H值偏低等是低温低浊水在冬季的水质特征[3]。温度低时胶体、颗粒具有较高的ξ电位和较大的排斥能[4], 水的粘度增大, 布朗运动减弱, 胶体稳定性增强;另外, 原水浓度低, 单位体积原水的颗粒密度小, 使胶体碰撞几率降低, 由于胶体存在形式较均匀, 动力稳定性和凝聚稳定性非常强, 投加混凝剂之后, 不利于混凝作用的实现, 且生成的絮凝体数目少、沉淀性能差[5]。研究显示:影响低温低浊水处理的关键因素是温度和浊度。

2 低温低浊水处理工艺进展

2.1 改变水质特征法

低温低浊水较难处理主要是由于其温度低、浊度低的水质特征, 所以, 针对该水质的处理, 人们最容易想到的就是改变水的特征, 温度低就采用加热的方法, 浊度低则采用增加浊度的方法。哈尔滨第三发电厂[6]采用该方法处理低温低浊水源水, 运行过程中发现, 该方法对温度的掌握比较严格, 操作不好会使水质变差或出现“翻池”现象, 向原水管投加的低浊添加剂, 可能引起管道堵塞和加泥泵磨损的问题, 且加热装置在大规模的水厂中实现的难度较大, 因此, 此方法不能广泛应用。

2.2 优化选择混凝剂和助凝剂

根据原水的水质特征和出水水质要求, 合理的选择混凝剂和助凝剂, 是提高低温低浊水出水效果的方法之一。目前, 混凝剂的种类较多, 主要分为无机混凝剂、有机高分子混凝剂和助凝剂, 主要混凝机理:电性中和、吸附架桥、网捕或卷扫。张立东等人[7]将混凝剂PAC和PAFC与活化硅酸联用, 对于18 NTU以内的水质, 出水可达到0.5 NTU左右。

2.3 泥渣回流技术

泥渣回流技术[8], 主要是针对原水浊度较低的问题而提出的, 并通过回流污泥来实现, 由于原水的浊度增加, 使污泥的活性、捕获能力增加, 进而提高了混凝效果。经过回流的污泥重新进入原水中, 增加原水颗粒浓度, 颗粒碰撞几率, 此外, 也为混凝剂水解提供了更多的沉淀核心, 在加大矾花形成的同时, 也有效的增加了絮凝体的密实程度。

2.4 溶气气浮法

溶气气浮法 (DAF) , 主要是利用溶气水减压过程产生的气泡, 由于密度的原因气泡上浮, 此过程会将混凝生成的污染物吸附在气泡表面, 最终漂浮在水面, 可通过刮渣的方式将其去除。Sohn等人[9]对韩国部分水厂进行调查和分析, 发现将DAF工艺应用于水厂的运行是可行的, 处理后出水浊度为0.15 NTU, 再经过过滤装置 (无烟煤) 后出水浊度为0.02 NTU~0.09 NTU, 节省了水厂的投资。

2.5 微絮凝直接过滤法

微絮凝直接过滤法, 主要是向原水中投加混凝剂, 出水直接经过多层滤料组成的过滤设备, 使絮凝作用与过滤作用同时存在, 通过滤料对污染物的吸附、截留作用而将水中污染物去除。郑蓓等人[10]采用微絮凝强化过滤工艺, 以北京市某低温低浊水为研究对象, 证明该工艺可以有效地去除低温低浊水中的浊度、颗粒物和有机物, 与常规技术对有机物只有6%~8%的去除率相比提高了7%~9%, 有效地保证了饮用水的水质。

2.6 膜技术

膜处理技术, 利用膜的选择透过性原理将污水中的污染物去除, 该技术的主要依据是以压力作为驱动力的物理处理方法, 具有不需化学药剂、不依据原水水质的特性。该技术具有出水效果好, 安全性较高的特点, 成为近些年的新型处理技术。随着膜技术的不断发展, 膜的性能也不断地提高, 目前, 常见的膜技术主要有:微滤膜、超滤膜、纳滤膜和反渗透膜。

2.7 强化混凝技术

强化混凝技术, 是在常规技术的基础上发展起来的, 并具有常规技术无法超越的优点。该方法主要是通过改变或优化混凝条件, 如混凝剂的优选、p H的改变等方式实现, 进而改善混凝效果, 提高出水水质。狄军贞等人[11]采用盐改性钠基膨润土对阜新某河水的冰水混合物进行混凝试验, 采用混凝剂+助凝剂的方式, 通过投加改性钠基膨润土进一步改善混凝环境, 对该冰河水进行强化处理。通过正交试验进行分析发现, PAFC+PAM+盐改性钠基膨润土时, NH4+-N, COD效果较好, 且盐改性钠基膨润土对NH4+-N有较好吸附效果, 可用于该水质的处理。

2.8 强化混凝与麦饭石吸附联用处理低温低浊水

常规混凝技术只能去除浊度, 微量的有机物和氨氮, 对低温低浊水处理效果不明显。强化混凝技术是常规工艺的一种改革, 与常规混凝处理相比, 强化混凝技术在有机污染物的去除方面有更好的效果, 在经济和效果上均占有一定的优势。近些年, 该技术在我国北方地区已经积累了丰富的经验, 将其应用于低温低浊水的处理是十分可行的。麦饭石作为一种新兴的材料主要优势在于:多孔介质材料, 可有效去除水中污染物, 尤其是氨氮;可释放出有益于身体健康的营养元素, 调节出水p H, 廉价、易得且化学性质稳定。马普希[12]选择麦饭石作为PRB的填充介质, 在提高细菌活性的同时增加了硝酸盐去除效果, 且添加麦饭石的污泥比未添加麦饭石的污泥增长率和VSS分别提高了0.074 g/ (L·d) 和0.471 g/L, 证明了麦饭石用于水处理中的可行性。

3 结语

温度低、浊度低成为低温低浊水净化过程中的不利因素, 常规处理技术已经不能满足越来越高的水质标准, 因此解决低温低浊水处理的关键就是提出行之有效的处理技术。采用强化混凝和麦饭石吸附联用的组合工艺处理低温低浊水, 充分发挥各自优势来实现污染物的去除, 进而构建一种高效、持久的低温低浊水处理技术。以期这种组合方式具有较好的处理效果, 为我国北方低温低浊水的处理提供一定的参考依据。

摘要：分析了低温低浊水产生的主要原因及特点, 总结了目前处理低温低浊水常用的技术方法, 并提出了强化混凝与麦饭石吸附联用的处理工艺, 并探究了其对低温低浊水处理的可行性, 有利于提高水资源的利用率。

低温处理技术 第4篇

CASS工艺在低温废水处理中的应用

摘要：本文以CASS工艺为研究对象,通过在不同的水力停留时间,讨论CASS工艺处理低温啤酒废水(4-8℃)的可行性,以及低温环境下的.间歇时间调整,为CASS工艺在我国寒冷地区的推广应用提供参考意见.作 者：张弘 作者单位：呼伦贝尔市海拉尔区环境监测站期 刊：合作经济与科技 Journal：CO-OERATIVECONOMY & SCIENCE年，卷(期)：2009,“”(18)分类号：X7关键词：CASS工艺 低温污水 水力停留时间 污泥负荷

低温处理技术 第5篇

关键词：低温条件,SBR法,污水处理

SBR技术是序批式活性污泥法的简称, 是通过间断性的将氧气转移到水中, 使其水中拥有足够的溶解氧, 经过进水、处理、过滤沉淀、放水以及静置五个流程来达到净水的效果。在使用过程中, 低温条件下的SBR技术经常会出现净水效率低的现象, 严重影响了该项技术的应用和发展。对此加强低温条件下SBR法污水处理技术的深入探讨研究十分重要。

1 SBR法污水处理的概念

1.1 SBR法的作用

1.1.1 SBR法与传统方式的比较。

在处理方式、反应程度、净水效率以及运行特点等都有技术性的突破。可以根据不同的污水性质、处理标准, 在运行周期巧妙的转换运行方式。在进水期时, 当污水进入指定的污水处理装置并达到一定体积时, 会通过搅拌设备使其混合均匀, 然后利用SBR法中独有的吸附性物质, 将废水中的有机物进行吸附, 此时处理装置中的水质生化需氧量达到最高限制。

1.1.2 不同时期的运行方式。

在处理期时, 会利用指定的曝气设备, 将氧气强制性的灌输到处理池中, 增加水质内含微生物的溶氧量, 同时降低生化需氧量的值。在沉淀期, 随着水质生化需氧量不断的降低, 水质也在逐渐的发生厌氧现象, 这时将污水中的水和泥沙进行静置使其分离。并在排水期间上层的澄清液体进行排放。为了保证SBR法有效成分的利用率, 通过静置期使其活性污泥恢复状态, 并将活性较差的污泥成分进行处理, 避免影响其他污泥活性的作用。

1.2 SBR法的优势

SBR法与传统的处理技术相比, 不仅处理技术、环节、方式有所加强, 在投资、设备、装置、占地面积上都有所缩减。污水沉淀效率、吸附氮磷含量的效率也进一步提升。在曝气的过程中, 不仅加强了生化需氧量降低的效果, 在时间上也有所减少。在处理时, 由于该项技术的间歇性运行方式, 和防止冲击负荷的能力, 使其反应灵敏并且有效保证了活性污泥的质量, 同时也降低污水处理的费用。

2 低温条件下SBR技术的设计条件

2.1 设计标准

2.1.1 加强低温设计。

由于我国污水处理技术的不完善, 当处于低温条件时, SBR法中活性污泥的活性以及导致菌胶团的吸附性就会有所降低, 这样不仅会降低净水的效率, 还会造成经济的浪费, 所以针对于SBR法污水处理技术的研究, 不能只考虑到常温条件, 应在不同的气候环境下进行研究。

2.1.2 将温度参数和生化需氧量进行结合。

目前一些研究人员, 将温度参数作为实验的根本, 结合反应动力相关的理论知识进行研究。其中主要的流程是利用5日生化需氧量, 确定污水中发生降解的参数指标。同时加入温度条件, 根据SBR技术的设计标准进行校准, 使其在低温的条件下也能到污水处理的标准。

2.2 设计参数分析

2.2.1 实验数据分析。

通过实验数据对比, 可以确定SBR技术在常温和低温时, 各个工艺的运行参数。常温下的5日生化需氧量的污泥负荷的运行参数是0.4、低温是0.15。生化需氧量在常温下的运行参数是1.5、低温是1.0。曝气时间在常温下的运行参数是5h、低温是7h。沉淀时间在常温下的运行参数是1.0h、低温是3h。这些数据的确定都给低温SBR技术污水处理的应用奠定了良好的基础。

2.2.2 净水效果影响因素。

通过实验可以确定污泥龄会影响该系统对于除去氮磷的效果, 若是污泥老化, 污水中磷元素的去除受到影响。污泥龄小就会影响污泥的活性以及反应速率。根据上述低温控制条件, 保证生化需氧量的稳定, 同时也保证了出去污水中氮磷的效果。

3 低温SBR法去除污水有机物探究

3.1 除去有机物

3.1.1 低温对有机物去除的影响。

一般情况下, SBR污水处理的工艺都是针对于常温的设计, 在低温时期使用该技术, 污水中有机物分解能力有所下降。因此加强该项技术的应用, 根据实际的情况进行试验, 通过矫正从而确定SBR技术对于有机物降解的能力。

3.1.2 充分的利用厌氧程序。

低温地区经常会伴有温度气候恶劣的, 尤其是夜间温度下降严重, 以及低大气压和氧气含量的现象。在有机物去除阶段, 使其生化需氧量不断的升高, 在曝气环节, 不仅不能在合理的时间内, 灌输足量氧气, 保护其含氧量。所以加强厌氧环节, 利用生物酶催化活性污泥, 提升污泥的活性、吸附性、减少污泥的培养时间。减少好氧反应中的负荷压力, 从而保证SBR法对污水中有机物的去除能力。

3.2 除去氮元素

3.2.1 利用SBR技术脱氮现状。

我国对于污水处理一向非常严格, 也在不断的研究和完善中, 虽然常温情况下, SBR技术对于污水脱氮的效果非常明显, 但是一遇到低温情况气候, 其活性污泥吸附性降低, 脱氮效率下降, 这也成为了我国目前低温SBR技术脱氮的普遍现象。

3.2.2 加入化学成分增加其吸附性。

目前提升低温情况下的脱氮效率, 会按照比例在水中加入一种矿物质, 沸石会在SBR技术的基础上, 利用高浓度的铵离子与污水中的氨氮元素发生反应形成硝化菌。而消化菌又会与沸石粉表面的铵离子发生氧化放应, 使其吸收了铵离子的沸石粉得到再生。沸石粉通过反硝化过程, 最终达到脱氮的效果。

3.3 除去磷元素

3.3.1 除磷系统设计。

污水除磷一只用到的都是聚磷菌, 是一种的低温情况下可以除磷的物质, 但是在实际的应用中, 遇到低温的气候环境, 除磷系统使用却不能很好的得到应用, 通过分析可以得知, 除磷系统的应用与污活性, 也就是污泥龄、污水有机酸有关, 与设备所处的环境温度无关。

3.3.2 确定污水除磷的条件。

实验的环节, 首先将四种不同污泥龄的污泥放置在SBR技术的反应装置中, 并进行外循环的运行方式达到除磷的效果。同时将醋酸接入到污水中, 使其有机酸的浓度增加65-100mg/L。此时当有机酸浓度大于或等于80mg/L时, 并且处于低温环境气候时, 可以很好的启动处理系统, 因此SBR工艺的除磷效果与污泥龄和水质中的有机酸有关, 与温度没有关系。同时当水质中有机酸的含量小于规定范围时, 除磷系统中的聚磷菌就不能很好的吸附磷元素。

4 结束语

综上所述, 低温条件下SBR工艺污水处理技术, 是一项非常繁琐的过程, 其中涉及到的实验流程和指标、参数复杂, 并且目前国家对于SBR工艺的研究多数是常温条件下, 使其该技术在低温环境稳定性与工作效率有所下降。对于SBR工艺的流程、作用、参数设计、运行方式以及有机物、除氮磷等方面进行分析和探究, 确定影响低温条件下SBR工艺污水处理的因素, 通过知识理论和试验流程进行矫正, 使其低温SBR工艺污水处理技术更加的优化。

参考文献

[1]周锐锋.SBR工艺在城市污水处理厂的应用[J].环境保护与循环经济, 2010 (6) .

[2]沈晓铃, 张万里, 梁汀, 等.SBR类污水处理厂升级改造工艺选择及运行[J].给水排水, 2010 (7) .

[3]杨斌, 淡立君.3600m3/d SBR法污水处理站调试总结[J].科技视界, 2012 (19) .

[4]吴国栋.论述SBR工艺在污水处理厂中的应用[J].广东科技, 2011 (14) .

低温处理技术 第6篇

1.啤酒废水的产生及其特点

1.1 啤酒废水的产生

啤酒企业的废水主要来源于五个方面:①麦芽生产过程中的洗麦、浸麦、发芽降温和各种洗涤水;②糖化过程的糖化、过滤和洗涤水; ③发酵过程的发酵罐和过滤器洗涤水;④罐装过程洗瓶、灭菌及破瓶啤酒;⑤冷却水和成品车间洗涤水。

1.2 啤酒废水的特点

啤酒生产工序多, 生产过程中产生的废水量较大, 不同啤酒企业由于管理和技术水平不同, 每生产一吨啤酒耗水量也不一样, 产生的废水也不一样多。管理和工艺先进的啤酒企业吨啤酒耗水量为8~12 吨, 我国啤酒厂的吨啤酒耗水量一般在10~20 吨之间2。啤酒废水主要包括清洁废水、有机废水、洗涤废水、冲渣废水和装酒废水。

2.啤酒废水处理技术的发展现状

随着啤酒的出现, 啤酒废水的处理成为一个世界性的难题, 经过国内外啤酒企业多年的研究发现, 在啤酒废水中的BOD5/CODcr数值越高, 废水处理就越容易, 啤酒废水的处理最适合应用生化处理技术。根据不同的啤酒废水水质, 可以采用好氧、厌氧和好氧与厌氧相结合的方法进行处理3。

2.1 好氧生物技术

中、低浓度啤酒有机废水的处理主要采用好氧生物处理技术, 针对北方地区的低温, 只要采取适当的方法控制温度, 改变废水处理环境就能取得较高的经济效益。好氧生物技术包括活性污泥法和生物膜法:

2.1.1活性污泥法:废水进入曝气池后, 与含有大量好氧微生物的活性污泥混合, 在人工充氧的条件下, 废水中的有机物被活性污泥吸附并氧化分解, 然后由沉淀池来完成水和污泥的分离。活性污泥法较适用北方寒冷地区的废水处理, 该工艺应用较多的是序批式活性污泥法 (SBR) 、CASS反应池法和塔式曝气活性污泥法。

①SBR是一种过间歇曝气方法, 可以显著降低动力费用, 同时缩短废水处理时间, 减少了占地面积, 结构紧凑, 运行费用低, 不容易发生污泥膨胀问题, 抗负荷冲击能力强, 处理效果稳定。COD的去除率可达90%以上, 出水COD<100 mg/L, 达到国家规定的排放标准3。

②CASS反应池法是一种循环式活性污泥法, 啤酒废水的处理分三步进行:进水、曝气、回流阶段;沉淀阶段;滗水、排泥阶段。在常温下的废水处理周期为4~12 h, 低温情况下, 处理时间要明显延长。

③塔式曝气活性污泥法是对原有传统活性污泥法进行改进, 克服了传统活性污泥法普遍存在的传氧效率低、COD去除率不高的问题。具有投资少, 占地面积小, 抗负荷冲击能力强, 废水滞留时间短, 出水水质稳定, 排泥量少及废水处理效果好的显著优势4。

2.1.2生物膜法:是在处理池中加入软性填料, 利用固着填料表面生长的微生物对废水进行处理, 该方法的最大优点是克服了污泥膨胀的问题, 剩余污泥量较少、运转管理方便。缺点是处理效果不如活性污泥法, 建筑成本较高5。考虑到北方地区冬季处理污泥有一定难度, 该方法需要配合无害污泥的及时处理。

2.2 厌氧生物技术

对于高浓度有机废水的处理主要采用厌氧生物技术, 由于北方地区冬季气压高, 含氧量高, 因此不太适合在寒冷地区的应用。该处理技术主要包括上流式厌氧污泥床 (UASB) 、厌氧内循环反应器 (IC) 两种方法。

2.2.1厌氧生物处理技术中最成熟的技术是UASB, UASB工艺在底部有污泥床, 依据进水与污泥的高效接触提供高效去除率, 适用于处理较易生化降解、COD和SS浓度均较高的废水, 并且由于运行方便, 设备简单, 造价也相对较低, 不存在堵塞问题6。

2.2.2 IC技术是在UASB的基础上发展而来的, 与UASB反应器不同的是这种反应器内部还能够形成流体循环, 生成具有高生物活性的厌氧颗粒污泥。该技术的优点是占地面积少, 基础投资少, 抗冲击负荷能力强, 有机负荷高, 运行稳定性好7。

2.3 厌氧+好氧生物技术

厌氧+好氧生物技术是一种比较成熟的工艺。由于该技术需要厌氧技术的配合, 在寒冷地的使用受到一定的限制, 该技术又分为水解+好氧技术、UASB+好氧技术、EGSB+好氧技术、IC—CIRCOX反应器四中工艺方法8。这四种方法对啤酒废水的处理具有废水停留时间短, 污泥产率低, 处理费用低, 占地面积小, 投资少, 操作简单, 沼气易收集、剩余污泥少, 运行稳定, 处理效率高的优点9。

3.总结

啤酒企业废水的处理, 受到各地经济条件, 环境因素以及技术水平的限制, 不可能所有企业都采用统一的方式。尤其北方低温地区必须根据自己的实际情况, 要通过不断的研究, 调查企业排水的水质、水量、排水规律和特点, 结合企业建设场地的地形条件、面积大小以及企业能承受的一次性投资及运行成本情况。通过提高啤酒企业的管理水平和工人的素质, 采用好氧生物处理法降低企业的运营成本和废水处理费用, 用简单适用、投入低、运行可靠、达标稳定、节约能耗的废水处理技术, 提高企业的利润空间。

摘要：本文通过对啤酒废水的产生、特点的介绍, 比对了国内外啤酒废水处理中的好氧生物处理技术和厌氧生物处理技术, 结合低温条件下废水处理的效果, 寻找适合我国国情, 寒冷地区处理啤酒废水的有效方法, 为企业的健康发展提供坚实的依据。

关键词：啤酒废水,低温环境,好氧,生物处理

参考文献

[1]张自杰, 戴爱临.国内城市污水低温生物处理试验[J].环境工程, 2011, 3 (1) :11-16.

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低温处理技术 第7篇

关键词：低温等离子体技术,含硫恶臭气体,同时脱除

0 引言

恶臭污染是一种或多种具有臭感的物质引发的公害污染,恶臭气体直接排放,不仅会危害人类健康,还会对周边环境构成严重的威胁,其主要通过发臭基团如硫基、羰基等刺激嗅觉细胞,使人感到不愉快,时刻危害着人们的身体健康和生活的舒适[1,2]。在众多恶臭污染气体中,含硫恶臭气体是最为典型的一类。根据我国《恶臭污染物排放标准》中规定,需限制排放的恶臭气体共有8种,而硫类化合物占5种,它们是:硫化氢、二硫化碳、甲硫醇(MM)、甲硫醚(DMS)、二甲二硫醚(DMDS)[3]。含硫恶臭气体来源广泛,主要是由自然界生态环境中动植物腐败过程,石油加工、各种化工生产及储运过程产生的。产生的含硫恶臭气体不仅强烈刺激着人们的嗅觉器官,令人感到呼吸不畅、焦躁不安、恶心呕吐等,而且还对人们呼吸系统、消化系统、神经系统及内分泌系统构成较大的危害[4]。一般情况下,人的嗅觉对多数恶臭物质的嗅觉阈值都在10-9以下,远远超过了分析仪器对恶臭物质的最低检出浓度和工厂允许排放浓度。鉴于含硫恶臭气体的危害以及国家制定日趋严格的排放标准,恶臭气体的污染治理也越来越受到重视。

如表1所示,现阶段处理含硫恶臭气体的主要方法为物理法[5]、化学法[6]和生物法[7]3大类。其中常用的物理法和化学法主要包括掩蔽法、稀释扩散法、燃烧法、热解法、吸附法、氧化法等,尽管上述方法都能不同程度地去除含硫恶臭气体,但是存在净化不彻底、投资成本高、操作复杂、能耗高等缺点,同时也存在二次污染等问题。相比于物理法和化学法,生物法[8]能有效降低能耗,并且工艺设备相对简单,但其分解含硫恶臭气体的菌种受外界影响较大、脱硫速度慢、占地面积大、处理效果不稳定。随着科技的快速发展,低温等离子技术应运而生。相比而言,低温等离子体技术兼具了物理法、化学法和生物法的优点,并能有效克服传统工艺的缺点,因而被认为是未来治理含硫恶臭气体的主要发展方向。

1 低温等离子体的作用机理

低温等离子体根据放电方式的不同分为辉光放电、电晕放电、介质阻挡放电、射频放电和微波放电等。尽管放电形式不尽相同,但低温等离子体的作用机理却大同小异,可以表述为电子从电场中得到能量,在电场中以极高的速度运动,运动过程中与分子发生碰撞,一种情况与污染气体直接作用,使污染气体获得能量而被激发,电离转化为其它物质而被去除;另一种情况是使其它气体分子发生电离,产生活性离子,由于产生的活性离子反应性强,与污染气体发生作用,使污染气体转化为其它物质。等离子体中因活化产生的活性粒子主要包括离子、电子、激发态的原子、分子及 ·O、·OH、·N自由基等物质。尽管等离子体内正负电荷的总数是相等的,宏观上呈现电中性,但这些粒子在电场的作用下会具有很高的动能和内能,能打破含硫恶臭气体的化学键,促使其分解为无害或者低危害的物质,最终实现含硫恶臭气体的净化处理。低温等离子体的作用机理见图1。

低温等离子体去除含硫恶臭气体的机理较为复杂,以H2S为例,综合国内外低温等离子体降解H2S的相关研究,目前认为H2S的主要降解路径有两种:

(1)高能电子直接作用于H2S气体分子上[9]。

(2)高能电子作用于中间活性物质,这些由电子激发的活性物质和自由基作用于含硫恶臭气体分子或者作用于含硫恶臭气体分子分解的中间产物上[9,10,11,12,13,14]。

Reddy等[15]利用介质阻挡低温等离子体反应器,用Ar作稀释气,进行了H2S分解制氢实验。实验结果表明,当H2S浓度较低时,途径(2)成为反应的主要途径,因为此时高能电子与Ar分子碰撞的概率要远高于H2S分子。Zhao等[9]经研究表明,中间气体对H2S转化率有较大影响,H2S以单原子气体(氩气和氦气)为稀释气的转化率明显高于以双原子气体(氮气和氢气)为稀释气的转化率。这说明不同中间气体可能对H2S降解的反应途径有着重要的影响。

低温等离子体降解含硫废气的净化机理远未达到清晰认识的地步,对于除H2S以外的含硫恶臭气体,很多学者提出不同的见解。Tsai等[16]利用低温等离子体处理甲硫醚,认为除了上述反应路径外,还可能存在如下的降解路径:(1)直接电离含硫分子后,离解中和(例如e + DMS→DMS++2e,DMS++2e→CH3S*+ CH3*);(2)电离缓冲气体,导致电荷转移和随后的离解中和(例如e+ Ar→Ar++ 2e,Ar++ DMS→DMS++ Ar,DMS++ 2e→CH3S*+ CH3*),但没有指出这4种降解途径中哪种是甲硫醚主要的去除途径。

Wei等[17]在利用生物和低温等离子体联合技术去除甲硫醚的实验中发现,甲硫醚的去除主要和O3有关,主要去除途径为:

以上采用低温等离子体处理含硫恶臭气体相关机理的研究,尽管已取得了一定成果,但仍然存在许多不足之处,真实的去除途径并不清晰,尚不能满足工业应用的需求。因而,未来仍需继续深入研究,探讨出低温等离子体处理含硫恶臭气体的作用机制。

2 低温等离子体技术处理单组分含硫恶臭气体

2.1 低温等离子体技术处理H2S

H2S作为恶臭气体中最常见的组分,一直是低温等离子体去除恶臭气体研究的重点,低温等离子体经过近年来的发展,已经发展出多种放电方式降解H2S技术,以及等离子体和其它联合脱除的技术。

利用等离子体将H2S分解制氢是等离子体处理硫化氢的主要方式之一。Reddy等[18,19,20]利用介质阻挡放电分解H2S制氢,考察了接地电极材质、放电间隙、停留时间、H2S浓度对分解效率以及产氢能耗的影响,并且探究了介质阻挡放电分解H2S的动力学过程。实验发现除了接地电极材质对分解效率影响不大外,其余因素均有较大影响,并且停留时间越长,H2S浓度越低,H2S转化为H2和S的效率越高。当放电间隙为3.5mm、停留时间为6.8s、气体流速为150mL/min时,产氢能耗最低可降至1.6eV/分子,但此时H2S的转化率仅为18%。在H2S分解的动力学研究中,发现CSTR模型只符合进口浓度很高时H2S的降解规律,米氏方程则满足任意H2S入口浓度的降解,并且随着H2S浓度的增加,反应速率级数从1降到0,反应速率趋于常数。该研究中虽然取得较低的产氢能耗,但氢气产量较低,仅为18%,且没有关注硫元素的去向和反应的副产物。Nunnally等[21]利用滑动弧等离子体降解H2S,通过增加混合气中O2含量,在不降低H2产量的情况下,降低产氢能耗同时提高H2S的分解率。在H2S流速为14L/min、O2流速为2.8L/min时,产氢所需最低SER为1.0eV/分子,H2S分解所需最低SER为0.43eV/分子,十分接近低压微放电研究中的最优值。H2产量达到27%,水产量为38%,H2S分解率为65%,并且没有SO2产生。他们利用H2S和O2混合气实验,取得较高的净化效率,但工业废气中H2S的含量较低,而他们并没有探究低H2S浓度下的净化效率和H2产量,只简单提及没有SO2产生,且没有详细探讨S元素的去向和O3等副产物的产生问题。

对废气中H2S的去除(特别是低浓度的H2S)研究中采用等离子体技术或等离子体联合技术将H2S转化为低毒、无毒或更容易采用其它方式净化的形态。Huang等[22]利用介质阻挡等离子体和紫外-真空紫外射线联合技术处理H2S,将H2S转化为H2O和SO42-。研究表明Kr气压力、施加电压、气体停留时间、H2S入口浓度等因素显著影响H2S的去除效率,当施加电压为7.5kV、停留时间为0.4s、入口浓度为27.1mg/m3、Kr压力为47kPa时,H2S的去除效率可以达到93%,且反应主要的产物为,H2O和SO42-。该研究只考虑了Kr+Br2组合产生的紫外线,没进一步研究其它稀有气体和卤素结合的对比,且没能有效利用回收H2S中的H和S元素。Dang等[23]在介质阻挡放电等离子体反应器中加入金属氧化物催化剂,可以增加反应器中O3的含量,提高H2S处理效率,最终使得H2S氧化成S、H2SO3、H2SO4,金属氧化物催化剂按H2S去除效率排序为:Mn>Ag>Cu>Fe。该研究缺少催化剂的选取条件、制备办法和回收利用方案,也没有关注H元素的去向。Chen等[24]利用拥有光催化电极的DBD(介质阻挡放电)和活性炭纤维联合技术降解H2S,电压25kV、停留时间2s、入口浓度75mg/m3时,H2S的去除效率达到99.9%,实验可以很好地控制副产物O3和SO2的产生,且可以长时间(30d)稳定运行。但他们没有分析H2S的主要去除产物,也没有分析H元素的去除路径。

目前,采用低温等离子体技术脱除硫化氢的研究方向,主要集中在分解H2S制氢以及等离子体与其它技术联用上,但大多数研究仍停留在试验阶段。等离子体分解制氢不仅可以实现硫化氢的脱除,还能回收利用附加价值高的氢气和单质硫,但目前单纯采用低温等离子体脱除H2S,仍存在H2S转化率较低,有SO2等副产物生成等缺点。未来主要研究方向是在提高H2S转化率的同时,进一步降低分解所需的能耗,并且减少二次污染物的产生。而等离子体和其他技术联用可以有效控制SO2等副产物的产生并提高H2S转化率,但还存在氧化能力过强,很难回收单质硫和H2的问题。未来主要研究方向是优化反应条件,在高效降解H2S的同时,回收利用氢气和单质硫。

2.2 低温等离子体技术处理CS2

CS2属于有机硫化合物,在特定的条件下可以转化为H2S等物质,由于在不同氛围内CS2可能会伴随有多种副产物的产生,使得其较H2S的脱除更加复杂。目前对CS2的脱除取得了一定的成果,但也存在诸多问题有待进一步探索。

Yan等[25]利用直流电晕放电等离子体处理CS2,随着输入能量的SIE增加,CS2去除效果明显,当SIE达到230J/L,CS2去除效率达到90%。实验中发现在CS2的转化过程中,短期存在活性物质(自由基)要比长期存在活性物质更重要,CS2分解的气态产物主要是CO、CO2、OCS、SO2、SO3、H2SO4、随着能量输入SIE的增加,CO、CO2产量增加,OCS、SO2产量遵循钟形曲线,SO3、H2SO4的产量不变。固态产物包括碳酸根、硫酸根以及聚合硫在内壁和电极板上沉积。此研究中对于反应的中间过程有间接的定性研究,CS2的分解效率高,但是产物较为复杂、二次污染突出、能量消耗较高,还需要继续优化反应条件。

Tsai等[26]利用射频放电等离子,在低氧环境中直接将CS2分解成固态硫,在无氧和富氧(V(O2)/V(CS2)=3)条件下,均无单质硫生成,在V(O2)/V(CS2)=0.6、输入功率为90 W时,有76.9%的CS2转化为单质硫,主要可能因为被激发的活性氧首先将C原子结合生成CO,氧气含量继续增大,S元素被氧化成SO2。但是在实际应用中,此方法只能运用于高浓度的CS2气体,低浓度的CS2气体无法被射频放电等离子分解成单质硫。

除了电晕、射频放电,等离子体联合技术同样应用于CS2的处理。Zhu等[27]利用介质阻挡放电低温等离子体和MnO2催化剂联合技术处理CS2,实验考察了MnO2催化剂在DBD反应器中的位置、CS2初始浓度、输入功率、气体停留时间等对CS2分解效率的影响。研究结果表明,CS2在DBD和MnO2催化剂联合作用下,要比DBD单独处理效率提高10%,但两种方法的CS2分解产物没有区别,均含有CO、CO2、COS、SO2。他们没有对催化剂的选取和回收利用进行研究。Fang等[28]设计的DBD等离子体-光解联合技术去除CS2,要比DBD等离子单独处理效率高20%,主要是因为在DBD反应器中放电激发的KrBr*产生的207nm紫外线被SC2吸收分解。CS2的主要氧化产物是S、SO2、SO3、CO、CO2,只有少量的COS。该研究认为紫外光(UV)在CS2的降解中起到了重要的作用,当KrBr*激发的放射线存在的情况下,反应器实际施加电压可以降低,CS2转化率提高,另外等离子体-光解联合技术也可以处理一些能吸收207nm紫外线的化合物,例如CH4、CH3CHO、C6H6、SO2、CS2、H2S,以及一些VOCs等。但本实验中DBD等离子体-光解联合技术对CS2的去除率仍不高,只有70%,且只考虑了Kr+Br2组合产生的紫外线,未来还需要继续优化反应条件,并考虑其余稀有气体和卤素的组合。

相比于利用低温等离子体技术处理硫化氢,对二硫化碳的研究则相对较少。目前对二硫化碳的相关研究仍然集中在实验条件对去除效果的影响以及生成产物组成的分析上。不管是低温等离子体单独处理还是低温等离子体和催化剂、光解等技术联合处理,都存在CS2的分解产物较为复杂,同时伴有大量的二次污染物生成,因而未来研究的主要方向是以生成特定产物为前提,例如单质硫,尽量提高二硫化碳的转化效率并尽可能降低能耗及二次污染物的产生量。

2.3 低温等离子体技术处理甲硫醚

甲硫醚是一种常见的有机硫恶臭污染物,其分解产物多为硫化物,成分较为复杂。Chen等[29]利用微等离子体处理Ar气作载气的甲硫醚,考察了停留时间、电极对数对甲硫醚降解的影响,并分析了主要产物,其中两对电极甲硫醚处理效率要比单对电极处理效率高,能量消耗低。在入口浓度为400×10-6,两对电极输入功率90 W条件下,甲硫醚分解率可达100%。甲硫醚主要分解成CS2、H2S、H2,以及一些含C-和S-比率较大的固态产物,随着输入能量的提高和停留时间的延长,H2的产量增加,甲硫醚转化为CS2的可能性要大于H2S。沉积的固态产物最有可能是以(CH2)n-S为主干的化合物,以及一些(CH2)n-S-O和N-(CH2)n-S化合物。 实验虽然取得了不错的净化效果,但能量消耗太大,副产物过于复杂。

Chen等[30]利用线筒式脉冲放电等离子体处理甲硫醚,考察了不同平衡气体、湿度、氧气含量等对甲硫醚降解效果的影响。实验表明甲硫醚在Ar气氛围中击穿电压要低于在N2中,且固定电压下,甲硫醚在Ar气氛围中的去除效率也远高于用N2作载气。在O2的最佳含量为5%条件下去除效率较高,O3、NOx、SO2副产物最少。电压为30kV,空气为载气,包含0.3%的H2O时,甲硫醚降解效率为97%,能量产率最高为1.24mg/kJ。该研究缺乏对甲硫醚可能分解产物的详细分析。

Wei等[17]利用生物滴滤过滤和等离子集体联合技术处理甲硫醚,NTP把甲硫醚氧化成简单化合物如甲醇、COS,生物过程把中间产物和甲硫醚继续氧化成硫酸盐、水、CO2,不生成其他副产物。一体化反应器运行30 天,输入电压为2kV,pH值为6.5,入口浓度70~80 mg/m3,停留时间为10.6s,整个反应过程甲硫醚的分解率可以达到96%,但NTP降解的甲硫醚仅为24.5%,此次试验认为NTP在降解甲硫醚方面表现不佳。但是他们没有对NTP做过多的研究,重点放在生物过程的降解,且没有考察NTP的处理对生物过程降解的影响,就此认为NTP不适用于降解甲硫醚有待商榷。陈杰等[31]利用活性炭吸附协同介质阻挡放电降解甲硫醚,发现活性炭除了吸附作用外还与等离子体之间存在明显的协同净化作用,能量密度大于288J/L时,甲硫醚去除率大于98%,添加活性炭后可有效控制副产物,但缺少活性炭回收利用的研究。

甲硫醚作为有机硫恶臭气体,对人体神经系统有着很强的麻痹作用,受到较多关注。目前不同学者利用低温等离子体研究结果差别较大,在不同实验条件下甲硫醚降解的产物也不尽相同,因此有必要对低温等离子体降解甲硫醚的相关机理作更深入的研究。相比于单纯的利用低温等离子体处理甲硫醚,与其他技术的联用能更好地控制产物的生成,是未来甲硫醚净化及其产物回收利用的主要研究方向。

2.4 低温等离子体技术处理甲硫醇

甲硫醇是石油加工企业常见的有机硫恶臭气体,但目前利用低温等离子体技术处理甲硫醇的研究较少,进展较为缓慢。李秀金[32]利用非热强介质等离子体反应器处理甲硫醇,发现电压相对于停留时间、初始浓度等参数对甲硫醇分解效率影响最大,当停留时间为0.23s、电压为8kV时,甲硫醇分解效率为100%。但是该文章既没有探究甲硫醇的降解机理也没有分析反应产物。

Tsai等[33]利用射频等离子体,主要考察了O2含量对甲硫醇(CH3SH)降解的影响以及甲硫醇的降解产物和反应途径,有氧气存在条件下,CH3SH的降解产物有SO2、CS2、OCS、CO、CO2、CH4、C2H4C2H2、H2、H2O、HCOH、CH3OH。在CH3SH/Ar无氧条件下,CH3SH主要被转化为CS2,在富氧CH3SH/O2/Ar条件下,CH3SH主要被转化为SO2,随着O2/CH3SH体积比的上升,SO2产量增加,CS2产量降低。当放电功率为30W,O2/CH3SH体积比高于3.6,CH3SH分解效率高于95%,主要产物为SO2和CO2,而CO、COS、烃类等副产物降到最小。但是反应生成的副产物过于复杂,大量二次污染物的生成使得甲硫醇的降解无意义,且混合气中甲硫醇含量往往较低,该实验的方法能否应用于低浓度甲硫醇的降解还需要继续探究。Czernichowski[34]利用滑动弧放电等离子体处理甲硫醇,当电压达到5kV、流速为70m3/h时,甲硫醇去除效率接近100%,产物主要生成了SO2,但能量消耗较大,且缺乏对反应产物的详细探究。

目前利用低温等离子体处理甲硫醇的相关研究很少,还需要对甲硫醇的降解机理和分解产物做更为细致、系统的研究。根据目前的研究结果预测,未来应主要把控制副产物的产生作为低温等离子体降解甲硫醇的重点方向。

2.5 低温等离子体技术处理二甲二硫醚

二甲二硫醚作为石油工业中被广泛使用的催化剂,是8种重点恶臭监控物质之一。目前二甲二硫醚主要的处理方法是生物过滤[35]、光催化[36]等,很少见国内外有关低温等离子体处理二甲二硫醚废气的研究报道。Hatakeyama等[37]利用射频等离子体光解空气中的二甲二硫醚,发现主要产物是CH3S和CH3SOH。夏兰艳等[38]利用介质阻挡放电等离子体降解流动态二甲基二硫废气,研究了不同停留时间、进气浓度及外施电压条件下二甲二硫醚的转化。研究结果表明,二甲二硫醚降解产物主要为CO2、SO2和H2O,以及一些N2O、醇类和含有-C=C-的化合物。在停留时间0.067s、外施电压7500V、进气量8.4m3/h的条件下,进气浓度为80mg/m3,二甲二硫醚的降解率达到64.3%。但该实验能耗较高,产物复杂,且二甲二硫醚降解率偏低。

由于有机硫恶臭气体的化学组成较无机硫复杂很多,因而采用低温等离子体技术处理时产生的产物也势必更加复杂,这使低温等离子体技术在处理有机硫恶臭气体方面面临更加严峻的挑战。未来应主要加强低温等离子体处理有机硫恶臭气体的机理研究,为更好地控制二次污染的产生提供理论支持。而低温等离子体技术和活性炭、生物处理等联合技术可以有效控制副产物的生成,也是未来等离子体脱除有机硫的新发展方向。

3 低温等离子体技术同时处理多组分含硫恶臭气体

工业废气的气氛较为复杂,往往存在多组分的含硫恶臭气体,低温等离子体同时脱除多组分的含硫恶臭气体势在必行。一般有机硫(比如甲硫醚、甲硫醇等恶臭物质)和硫化氢一样,其中的硫元素处于最低的价态,具有很强的还原性,不同组分气体同时脱除,由于其自身的特性往往会发生协同作用,达到脱出效果的同时,也减少了副产物的产生。

Tsai等[39]利用射频放电等离子考察了CS2和SO2协同净化,发现在V(CS2)/V(SO2)=2时,两者的转化率均达到最大超过95%,大部分的S元素形成了单质硫。

Lu等[40]利用滑动弧等离子体处理城市污水污泥干燥废气中NH3和H2S的混合气体,发现施加电压和气流速度可以显著影响处理效果,当施加电压在11kV以上,气体流量为4.72m/s时,处理效果接近100%。NH3和H2S同时降解要比单独降解的能量消耗降低38%,NH3的存在可以显著抑制SO2的产生,使SO2产量从223.8mg/m3降到27.8mg/m3,H2S的存在也减少了NO和HCN的产量。

Yan等[41]利用脉冲电晕等离子体处理含硫废气,当放电功率为5.6 W时,H2S、甲硫醇、甲硫醚的去除效率分别为90%、69%、52%,当活性炭纤维加入反应器后端时,所有污染物去除效率均达到98%,且能量消耗、臭氧和其他副产物均大幅度减少,可能是被活性炭纤维吸附的臭氧、H2O2、负氧离子在活性炭表面与恶臭污染物反应。但是文章并没有考察3种污染物之间的协同作用。

Jarrige等[42]利用脉冲放电等离子体分别处理空气中的含硫化合物H2S、甲硫醚和乙硫醇,发现只要给予足够的能量,这3种污染物均可以完全去除,甲硫醚去除需要30eV/分子,而乙硫醇及H2S去除每分子分别需要45eV和115eV。根据研究可以认为,只要给予足够的能量,存在同时脱除H2S、甲硫醚和乙硫醇的可能,但应注意分析其中可能存在的协同作用。

总体来说,目前大多数的研究还停留在单组分含硫恶臭气体的去除上,低温等离子体同时脱除多组分含硫恶臭气体的研究目前较少,尤其是3种及以上的含硫恶臭气体协同脱除的研究,而现实中工业废气含硫恶臭气体的组分复杂,往往存在多组分不同浓度的含硫恶臭气体,这对利用低温等离子体去除含硫恶臭气体的研究带来严峻挑战,以后应加强低温等离子体同时脱除多组分含硫恶臭气体的机理研究,主要关注不同气体之间的协同作用,为多组分含硫恶臭气体的脱除奠定基础。

4 展望

低温处理技术 第8篇

大庆油田地处寒带,冬季长达半年,所产原油的凝固点高达35℃左右,由于油井出油温度普遍低于原油凝固点,其采出液的集输处理长期采用掺热水加热升温工艺,大量的油田气被用作燃料气烧掉。自上世纪80年代中期以来,大庆油田先后在萨南油田、杏南油田、杏北油田、萨北油田、喇嘛甸油田开展了较大规模的油井不加热集油及采出液低温集输处理节气技术研究,特别是“十五”期间在萨北油田开展的联合站系统特高含水采出液低温集输处理工艺及其配套技术现场试验,攻克了油井定量掺低温水、采出液低温破乳脱水、含油污水低温处理的技术难关,形成了一整套低投入、高效益、完善成熟的地面系统低温运行节气技术体系,并使该技术的适用范围逐渐从单井、计量站、转油站扩大到了油田地面工程系统的最大单元——联合站系统。

进入“十一五”后,大庆油田综合含水达到了90%以上。综合含水的持续上升和新油井数量的大幅度增加,使集输吨油耗气量呈现较快增长趋势,为遏制集输能耗的上升,“十一五”期间,大庆油田进一步加大了采出液低温集输处理技术的完善和推广应用力度。目前,全油田共有3.7万余口油井实行了常年、季节性不加热集油及低温集油,累积节约油田气6.57×108m3,折合标准煤87.4×104t,减少燃气引起的CO2排放量124.8×104t,取得了显著的经济和社会效益。

1 主要研究成果

以确保生产系统安全平稳运行、技术改造措施工程量最小化、节气经济效益最大化为攻关目标,先后开展了采出液体系低温流动与流变特性、低温管输特性、低温沉降分离特性等基础研究和低温泵输、低温含油污水处理实液模拟中间试验,以及由单井、计量间向转油站系统、联合站系统逐渐扩大规模的工业化现场试验,形成了经过生产实践检验的采出液低温集输处理工艺及配套技术体系(图1)。

1.1 油井低温集油技术

油井集油温度降低后,出油管道中采出液黏度的增大将引起井口回压上升,当井口回压上升到抽油机增加的耗电费用等于节省的燃料气收益时,低温集油将失去经济性。因此,必须控制井口回压的上升,确保可获得明显的节气经济效益。主要研究并采取了以下3种控制井口回压上升的技术措施:

1)制定技术界限。研究确定了油井低温集油的三个重要技术界限:一是基于井口回压对抽油机井工况的影响和综合节能效果确定了油井低温集油允许的井口回压升幅为0.2 MPa;二是试验确定了油井最低集油温度为25℃,可比原油凝固点低10℃、比加热工况低15℃左右;三是试验确定了在降温集油条件下,井口回压升幅不超过许可值的油井产液量和含水率界限,以选择条件适合的油井实施低温集油。

2)加药减阻措施。向含水率达到40%以上的油井采出液中加入原油流动改进剂,形成以水为外相的油水乳状液,产生乳化降黏减阻和抗凝油黏壁效应,抑制井口回压的上升。

3)掺水减阻措施。向低含水和低产量油井的采出液中掺入低温水,促使采出液由W/O型乳状液转变为O/W型乳状液,产生低温水相减阻效应,并达到出油管道足够液量的管输流动条件,将井口回压升幅控制在许可值以内。油井掺低温水集油的控制参数为:

◇不加流动改进剂时,掺水后出油管道的输液含水率应不低于85%,最佳值85%;

◇加流动改进剂时,掺水后出油管道的输液含水率应达到不低于80%,最佳值80%;

◇掺水后出油管道的总输液量应不低于30 t/d,最佳值30 t/d;

◇掺水管道的冬春季输水量不低于10 m3/d,夏秋季不限。

以上述技术措施为基础,试验研究成功2类形式、4种油井低温集油工艺:一类是不加热集油形式,包括单管不加热集油工艺、双管出油不加热集油工艺、双管或环状管掺常温水不加热集油工艺;另一类是降低加热温度集油形式,主要为双管或环状管掺低温水集油工艺。

1.1.1 不加热集油工艺

1)单管、双管、串联管出油不加热集油工艺

油井采出液不加药、不加热直接经单管、双管或多井串联出油管道输至计量间,其技术条件为:

◇产液量40 t/d以上、含水率80%以上的油井,或产液量30 t/d以上、含水率85%以上的油井,或产液量25 t/d以上、含水率90%以上的油井,可实行单管出油全年不加热集油。

◇产液量80 t/d以上、含水率80%以上的油井,或产液量60 t/d以上、含水率85%以上的油井,或产液量50 t/d以上、含水率90%以上的油井,可实行双管出油全年不加热集油。双管出油不加热集油适用的工艺条件为:已采用双管掺水集油流程,但停运掺水管道、实行单管出油不加热集油后的井口回压升幅超过许可值。

◇端点井产液量40 t/d以上、各井采出液含水率均达到80%以上的多井集油串,或端点井产液量30 t/d以上、各井采出液含水率均达到85%以上的多井集油串,或端点井产液量25 t/d以上、各井采出液含水率均达到90%以上的多井集油串,可实行单管串联出油全年不加热集油。

◇单井出油管道或串联出油管道的内径不小于50 mm、总长度不大于600 m。

2)双管及环状管掺常温水不加热集油工艺

油井采出液经掺水管道掺入含破乳剂、未加热的常温污水经单井出油管道或多井环状出油管道输至计量间,其技术条件为:

◇产液量25~30 t/d、含水率85%以上的油井,或产液量15~25 t/d、含水率90%以上的油井,可实行夏秋季单管出油不加热集油,冬春季双管掺常温水不加热集油。

◇端点井产液量25~30 t/d、各井采出液含水率85%以上的多井集油环,或端点井产液量15~25 t/d、各井采出液含水率90%以上的多井出油环,可实行环状管出油夏秋季不加热集油,环状管掺常温水冬春季不加热集油。

◇整座转油站采出液的综合含水超过85%,采出液进站温度不低于原油凝固点2℃,无论油井群中的单井产液量和含水率如何,整座转油站系统的部分油井或全部油井均可实行掺常温水全年不加热集油。

3)加流动改进剂单管、双管及串联管不加热集油工艺

在井口向井下加入流动改进剂后,油井采出液不加热经出油管道输至计量间,其技术条件为:

◇产液量40 t/d以上、含水率50%以上的油井,或产液量30 t/d以上、含水率60%以上的油井,可实行加流动改进剂单管出油全年不加热集油。

◇产液量80 t/d以上、含水率50%以上的油井,或产液量60 t/d以上、含水率60%以上的油井,可实行加流动改进剂双管出油全年不加热集油。

◇端点井产液量40 t/d以上、各井采出液含水率50%以上的多井集油串,或端点井产液量30t/d以上、各井采出液含水率60%以上的多井集油串,可实行加流动改进剂单管串联出油全年不加热集油。

◇出油管道的内径不小于50 mm、总长度不大于600 m。

◇单井或转油站系统采出液加入流动改进剂的浓度为100~300 mg/L(以纯油量为基数)。

◇联合站总进液的流动改进剂浓度不得超过50mg/L,并以此为界限控制实行加流动改进剂不加热集油井的数量。

4)加流动改进剂双管及环状管掺常温水不加热集油工艺

油井采出液掺入添加流动改进剂的常温污水经单井出油管道或多井环状出油管道输至计量间,其技术条件为:

◇整座转油站采出液的综合含水超过80%,采出液进站温度不低于原油凝固点3℃,无论油井群中的单井产液量和含水率如何,整座转油站系统的部分油井或全部油井均可实行加流动改进剂掺常温水全年不加热集油。

◇在掺水中的流动改进剂加入浓度为100~300 mg/L(以纯油量为基数)。

◇以整座联合站系统采出液含流动改进剂的浓度不超过50 mg/L为界限,控制实行加流动改进剂不加热集油井的数量。

1.1.2 降低加热温度集油工艺

该工艺主要指在双管或环状管掺水流程条件下,对预测实行不加热集输后,采出液进站温度达不到不加热集输条件的转油站系统,通过降低掺出水的加热温度,使其达到低于加热工况或与不加热工况相近的进站温度,从而取得降温节气效果。

1.1.3 不加热集油配套技术措施

1)定量掺水技术。研制出了定量掺水阀,具有自力式限定并联掺水管系中单井掺水量的性能。当井口回压在0.3~1.0 MPa之间变化时,可将单井掺水量的变化幅度控制在20%以内,减少因掺水管系偏流引起的管道凝堵事故,并使转油站系统的总掺水量和掺水耗电量降低30%以上。

2)出油管道停输再启动界限。实行单管不加热集油的油井,出油管道冬春季的停运时间不超过4 h时,可实现再次启动,启动过程的最高井口回压不超过1.5 MPa。

3)出油管道解堵技术。当实行低温集油的油井出油管道发生凝堵时,采用自发电直流电解堵车以导线结线方式给管道解堵,可实现安全、便捷解堵操作。

4)计量间和转油站采暖措施。冬季采用防爆电暖气取代计量间和转油站的掺热水采暖系统。

1.2 转油站离心泵低温输送技术

当采出液温度降至接近原油凝固点时,如果转油站的外输液离心泵出现阻卡或输液能力大幅度下降,将导致转油站系统的全部或部分井、站停产事故,为避免发生这一恶劣工况,试验确定了如下技术措施与界限:

1)向采出液中加入10 mg/L低温破乳剂,外输离心泵的最低输液温度可达到低于原油凝固点2℃,最低输液含水率为85%。

2)向采出液中加入100~300 mg/L流动改进剂,外输离心泵的最低输液温度可达到低于原油凝固点3℃,最低输液含水率为80%。

3)不向采出液中加入任何化学药剂,外输离心泵的最低输液温度可达到等于原油凝固点,最低输液含水率为85%。

1.3 采出液低温破乳脱水技术

在低温运行工况下,采用加热工况使用的常规破乳剂进行采出液脱水,存在脱后油、水指标变差和加药量大、成本上升的问题,为此,研制出了低温破乳剂。

该药剂在接近原油凝固点的低温状态下,对采出液具有良好的破乳性能,可使含水率80%以上、含聚浓度不高于200 mg/L的采出液经游离水脱除后的油中含水率小于20%,水中含油量小于1 000 mg/L。与常规破乳剂相比,破乳温度由40℃左右降为35℃左右,脱后油中含水率降低25%以上,水中含油量降低50%以上,并使以加热工况运行的电脱水器的出油含水率和出水含油量达到合格,加药成本降低10%。

1.4 低温含油污水处理技术

针对低温过滤工况下利用低温滤后水进行滤罐反冲洗,造成滤料再生不彻底、过滤压差增大、处理量下降的难题,开发出适应核桃壳滤罐的变强度反冲洗技术和适于石英砂滤罐的气水反冲洗技术。这两项技术在含油污水温度低于原油凝固点2℃左右、含聚合物浓度不高于200 mg/L的条件下,可实现核桃壳滤罐和石英砂滤罐中滤料的彻底再生,使处理后的“一般水”水质达到聚驱注水水质指标,“深度水”水质好于加热工况。

2 生产应用规模及效果

截至目前,大庆长垣和外围油田的10个采油厂均以不同的降温程度大规模推广应用了采出液低温集输处理技术,总共有37 180口油井应用了各类低温集油工艺技术,占总开井数的87.8%,其中包括实行常年和季节性不加热集油、降温集油的油井;有392座转油站系统应用低温集输技术,覆盖率达到了90.3%,其中,实行不加热集输的转油站有43座,实行降温集输的转油站有349座;有42座联合站系统应用了采出液低温处理工艺技术,覆盖率达到了72.4%,其中,实行不加热处理的联合站有5座,降温处理的联合站有37座(表1),取得的主要效果如下:

1)油井最低集油温度由加热时的35℃左右降到25℃左右,低于原油凝固点10℃左右。

2)油井掺水温度由加热时的60~70℃降到32~50℃,降低20℃以上。

3)井口回压普遍不超过0.6 MPa,与加热工况相比,平均升幅低于0.2 MPa。

4)转油站离心泵外输温度由加热时的40~45℃降到32~38℃,降低8℃以上,外输管压升幅普遍不超过0.2 MPa,泵机组效率与加热时相近。

5)采出液游离水脱除最低温度由加热时的40℃降到35℃,降低5℃左右。

6)含油污水处理最低温度由加热时的40℃降到34℃,降低6℃左右。

7)以联合站为单元的采出液集输处理系统的燃料气耗量和CO2排放量比加热工况降低30%~45%,平均单井可获节气经济效益3 000元/a以上。

8)井站系统运行安全、平稳,节能和环保效益显著。

3 结论

1)通过多年的科研攻关和工业化现场试验,大庆油田已经形成了一整套适于寒区油田高凝高黏采出液的低温集输处理工艺技术,可以不同的降温程度和不同的运行方式在油田生产中大规模推广应用,大幅度地降低了油井产物集输处理过程的燃料气消耗量和CO2排放量,取得了显著的经济与社会效益。

2)研究确定的油井低温集油、采出液低温泵输、低温游离水脱除和低温含油污水处理技术措施与技术界限合理、可行,具有对已建系统改造工程量小、技术成熟完善、运行稳定可靠的特点,可使油井集油温度降至原油凝固点以下5~10℃,转油站采出液泵输温度和联合站游离水脱除、含油污水处理温度降到接近原油凝固点。

3)应用该项技术,不仅可较大幅度地降低油田采出液集输处理的温度、节约油田气,还可使地面工艺得到简化优化,采出液集输处理系统中管道与设备的化学腐蚀和结垢减轻,对地面工程系统的整体技术水平有明显的提升作用。

摘要：大庆油田地处寒区,所产高凝原油普遍采用加热集输处理工艺,因而每年需要消耗大量的油田气被用作加热燃料烧掉。为了节约油田气,增加生产收益,保护大气环境,近25年来,大庆油田坚持不懈地开展地面系统节气技术研究,先后试验研究成功油井单管不加热集油技术、并联管系定量掺低温水集油技术、采出液低温高效破乳技术、含油污水低温过滤变强度反冲洗与气水反冲洗滤料再生技术,攻克了油井低温集油及采出液低温泵输、低温脱水、低温含油污水处理的技术难关,形成了适用于油田不同开发阶段地面工程系统生产条件的采出液低温集输处理工艺技术,并大规模推广应用,使耗气量降低了30%～45%,取得了显著的经济与社会效益。

低温处理技术 第9篇

关键词：二步脱硫法,低温甲醇洗,H2S超标

前言

晋煤集团天溪煤制油分公司气化工艺采用的是灰融聚气化炉, 使用的原料煤为三高煤, 即高硫、高灰、高熔点, 外送煤气压力为0.5MPa, H2S含量为1W2ppm。为配套灰熔聚气化炉, 低温甲醇洗采用两步脱硫法脱除煤气中的H2S。在实际应用中, 出现了净化气总硫超标等问题。

一、工艺流程

1. 粗煤气脱硫

来自气化工段的粗煤气压力0.5MPa, 温度40℃, 被冷却至-20℃后从底部进入粗脱塔进行粗脱硫, 气体中的大部分H2S在塔中溶液洗涤下被脱除, 进入原料气压缩机, 经加压后, 送往变换工段。

2. 变换气脱硫

来自变换工段的粗煤气, 压力3.3MPa, 温度40℃, 被冷却至-20℃以下后, 从底部进入变脱塔进行脱硫, 塔顶喷淋洗涤的脱硫液为来自CO2吸收塔饱和了CO2的甲醇溶液。

3. CO2脱除

脱硫变换气从变脱塔顶部引出进入CO2吸收塔下部, 并在塔内脱除CO2, 出塔净化气CO2根据甲醇合成的工艺要求控制在约0.5%-3%, 净化气经换热后送到甲醇合成。

4. 脱碳溶液的再生

从CO2吸收塔底引出的甲醇富液一部分送到变脱塔, 其余部分则送到CO2闪蒸塔分四段减压及气提再生, 其中Ⅲ段CO2的纯度最高, 做为CO2产品气送气化装置利用。第Ⅳ采用低压氮气气提方法使溶液进一步得到再生。

5. 脱硫溶液的再生与H2S浓缩

本项目脱硫溶液来自两个系统, 一是用于粗脱硫的溶液, 另一部分是用于变脱硫的溶液。

来自变脱塔塔釜的甲醇富液被送到H2S闪蒸塔分三段进行减压及气提再生, 经三段闪蒸气提后的甲醇溶液为含硫半贫液, 经半贫液泵Ⅱ升压后送到粗脱塔中部循环利用进行粗脱硫。

来自粗脱塔底部的甲醇富液送到二次吸收塔的塔釜, 在此进行闪蒸并与从E-06上段下来的二次吸收溶液混合后从塔釜引出用泵加压后送入热再生塔顶部的热闪蒸段。

6. 热再生系统

来自二次吸收塔底部的甲醇送入热再生塔顶部的热闪蒸段, 将溶液中的CO2和H2S再次闪蒸出来后, 进入该塔下部的热再生段, 通过甲醇蒸气气提而使甲醇中溶解的硫化物和剩余的CO2全部解析出来, 热再生所需热量由热再生塔再沸器通过低压蒸汽间接加热提供。

二、总硫超标问题原因分析及应对措施

本装置在原始开车初期运行相对稳定, 指标控制正常, 但运行1个月以后, 净化气中的H2S含量逐渐升高, 最高上升至3ppm以上, 严重影响了气体品质。经技术人员进行分析和摸索, 找到了H2S超标原因, 并由此制定了相依措施。

1. 甲醇溶液质量问题

(1) 甲醇中存在大量悬浮物

由于此套系统采用的是二步脱硫法, 而气化用的原料煤又是三高煤, 因此煤气中夹带的粉尘全部通过粗脱进入到系统中。经过一段时间的累积后, 导致甲醇中存在大量的悬浮物, 经分析, 其主要成分为煤粉, 严重时, 系统内贫甲醇的颜色直接为墨黑色, 经沉淀后, 瓶底可见一层厚厚的固体颗粒。在此期间, 各泵滤网堵塞严重清理频繁。粗脱塔和变脱塔底部的过滤器每2天就要切换一次, 每次清理时, 在滤芯表面都附着一层厚厚的油泥。期间虽加大了过滤器切换的频率, 但甲醇色度未见明显好转, 为此车间又在新鲜甲醇储槽进口和主洗甲醇储槽出口各增加了一台陶瓷过滤器, 经投用一周后仍未见溶液颜色好转。

(2) 甲醇中存在有机硫

在气化时, 由于煤炭中的硫和气体烃类等物质反应生成了有机硫, 随煤气进入到粗脱系统中, 被甲醇洗涤吸收, 进入到整个系统中, 而系统内部的有机硫在现有工艺下无法得到有效的脱除, 在甲醇中逐渐累积。有机硫的存在, 在一定程度上影响了甲醇对H2S的吸收, 导致净化气中H2S超标。

(3) 甲醇中存在烃类物质

煤气中存在的烃类物质随煤气进入到系统内后, 被甲醇洗涤, 并在溶液再生段富集, 在热再生塔回流槽底部的甲醇遇水后会变成乳白色, 烃类物质的存在, 也影响了甲醇的质量。

2. 甲醇水塔问题

由于煤气中含水量较高, 随煤气进入到系统中, 而系统中水的脱除主要在甲醇水塔进行。开车初期由于低压蒸汽压力波动等原因, 造成甲醇水塔工况波动, 系统内水含量超标, 最高时达到3%左右。而水脱除H2S的能力不足甲醇的十分之一, 影响了甲醇对H2S的吸收。

3. 氨冷器泄露

由于甲醇中水含量超标, 导致氨冷器腐蚀泄露, 氨冷器内的氨溶解到甲醇中, 与溶液中的硫结合成硫胺, 当溶液到达吸收塔时, 由于压力降低, 硫胺在吸收塔顶部还原为硫和胺, 形成总硫倒挂, 同时导致净化气中总硫超标。

4. 循环量问题

当系统加减量时, 按照加负荷现加循环量, 减负荷后减循环量的原则, 系统循环量的调整滞后于气量变化, 这就导致在加、减量时, 系统温度升高, 降低了甲醇的吸收效果, 提高了解吸率, 导致总硫超标。同时, 循环量与气量不匹配, 也会导致系统温度的升高。

5. 气提量大小和温度的问题

由于开车初期, 系统负荷较低, 只有设计值的60%, H2S闪蒸塔和CO2闪蒸塔的气提气量一直维持在800Nm3/h、1200Nm3/h左右, 正常设计值为1200Nm3/h、2100Nm3/h, 明显低于设计指标, 导致CO2和H2S解吸量下降, 甲醇再生不彻底, 影响了对H2S的脱除。同时, 由于CO2闪蒸塔的闪蒸气在出塔后分为两路, 一路与气提气进行换热, 一路与变换气进行换热, 且两路均未安装截止阀, 导致气量分布不均, 气提气温度较高, 进入到闪蒸塔后, 提高了闪蒸段温度, 甲醇吸收液温度升高。

三、改进措施

针对以上问题及详细的分析论证, 我们在一定范围内采取了必要的手段加以改善, 使净化气质量得到了提高。

1. 在变换气脱硫塔顶部直接引出一条气相管线至CO2吸收塔顶部, 用于调节净化气中CO2含量。同时, 加大CO2吸收塔到变换气脱硫塔的甲醇量, 使H2S尽量在变脱塔内就脱除干净。

2. 提高甲醇水塔负荷, 尽量降低系统内的水含量。

3. 将热再生塔回流槽底部导淋长开, 将槽内的甲醇富液排入到地下槽中, 并通过泵送到甲醇水塔内进行水洗, 从而降低系统中的烃类和有机硫含量。

4. 在H2S富气换热器进口增加一根直接至酸性气出口的旁路管线, 用于排氨。

5. 将系统内甲醇连续退到主洗甲醇储槽, 并用泵送至10wt精馏, 通过精馏系统对低甲的甲醇进行再生, 从而提高系统内的甲醇质量。

6. 制定煤气中氨、粉尘含量指标, 并要求气化严格执行。

结束语

1.效果

通过1年多的开车和摸索, 我公司已整理出一套处理H2S超标的对策和措施, 有效减少了由于H2S超标, 导致的净化气放空和停车事故, 降低了甲醇消耗, 将净化气中总硫稳定控制在0.1ppm以下, CO2稳定在1%左右。

2.结语