Przez Admina
Test kominowy baterii koksowniczej zwraca 11,4% CO2 i 2,8% O2 w stanie suchym, ale system oczyszczania gazów spalinowych został zaprojektowany na około 9,0% CO2 i 4,5% O2. Należy teraz zmienić wielkość dopływu odczynnika i zwiększyć objętość katalizatora SCR, co wydłuży tygodnie przestojów. To jest koszt leczenia Skład gazów spalinowych z pieca koksowniczego jako założenie, a nie zmierzone dane wejściowe do projektu.
W niniejszym przewodniku przedstawiono linię bazową gazu surowego, liczbę gazów spalinowych po spalaniu oraz bezpośrednie powiązanie pomiędzy każdym mierzonym składnikiem a urządzeniami do oczyszczania wybranymi dla koksowni. Jest napisany dla inżynierów zakładów, menedżerów BHP i projektantów EPC, którzy potrzebują dającej się obronić podstawy do prac związanych z kontrolą emisji.
Surowy gaz koksowniczy to gaz opałowy pobierany z komory koksowniczej, natomiast gaz spalinowy z pieca koksowniczego to spaliny powstające podczas spalania tego paliwa w ścianach grzewczych baterii, a te dwa strumienie wymagają zupełnie innych ram analitycznych.
Surowy COG opuszcza piece w temperaturze około 700-800 stopni C i zawiera wodór, metan, tlenek węgla, węglowodory C2, pary smoły, związki aromatyczne BTX, naftalen, siarkowodór i amoniak. Ma wartość opałową 17-19 MJ/Nm3, jest toksyczny, wybuchowy w powietrzu w stężeniu od około 4% do 30% objętościowych i przed wypaleniem musi przejść przez oddzielanie smoły, przemywanie amoniakiem i odsiarczanie. Po instalacji produktów ubocznych czyste paliwo zachowuje charakter bogaty w wodór, który określa jego zachowanie podczas spalania.
Spaliny z pieca koksowniczego to gazy spalinowe powstające podczas oczyszczania lub spalania surowego gazu koksowniczego w kanałach grzewczych baterii koksowniczej. Zawiera głównie azot, parę wodną i dwutlenek węgla, z niewielkimi stężeniami tlenu, NOx, SO2 i cząstek stałych.
Kiedy paliwo dostaje się do kanałów grzewczych, podczas spalania nośniki energii przekształcają się w stabilne produkty: formy siarki utleniają się do SO2, azot z powietrza do spalania przechodzi w dużej mierze niezmieniony, a frakcja wodorowa staje się parą wodną. W powstałym strumieniu dominuje gaz obojętny i to właśnie na tym strumieniu mierzona jest zgodność z wymogami ochrony środowiska.
Gaz opałowy w ilości 17-19 MJ/Nm3 z H2 w ilości 50-60% i CH4 w ilości 25-30%; toksyczny, wybuchowy i oczyszczony w zakładzie produktów ubocznych przed użyciem.
Gaz kominowy o temperaturze 180-300 stopni C z N2 w ilości 66-72%, H2O w ilości 15-20% i CO2 w ilości 6-9%; przenosi NOx, SO2 i cząstki stałe do ciągu oczyszczania.
Oczyszczony gaz koksowniczy zawiera w przybliżeniu 50–60% wodoru, 25–30% metanu, 5–10% tlenku węgla, 2–3% dwutlenku węgla, 2–5% azotu i 1–3% wyższych węglowodorów i gazów śladowych objętościowo.
Poniższa tabela przedstawia reprezentatywną oczyszczoną mieszaninę COG. Stosunek H2 do CH4 wynoszący około 2:1 jest najważniejszą wartością paliwa, ponieważ kontroluje temperaturę płomienia, produkcję pary wodnej i powstawanie NOx w kanałach grzewczych.
Składniki śladowe mają większe znaczenie, niż sugeruje ich objętość:
H₂S w stężeniu 100-500 mg/Nm3 w oczyszczonym COG prawie całkowicie przekształca się w SO₂ w gazach spalinowych.
Pozostały NH3 powyżej 50 mg/Nm3 staje się azotem związanym z paliwem i podnosi wartość bazową NOx.
Mgła smołowa i naftalen przenoszą cząsteczki węgla do płomienia i powodują ryzyko osadzania się na powierzchniach przenoszących ciepło.
Kiedy gaz koksowniczy opalany jest z 5-15% nadmiaru powietrza, spaliny zawierają około 66-72% azotu, 15-20% pary wodnej, 6-9% dwutlenku węgla i 1,5-4% tlenu w przeliczeniu na mokrą masę, NOx na poziomie 100-350 mg/Nm3 i cząstki stałe na poziomie 10-80 mg/Nm3.
| Parametr | Mokra podstawa | Baza sucha | Notatki |
| N2 | 66-72% | 77-82% | Z azotu z powietrza do spalania |
| H2O | 15-20% | nie dotyczy | Ze spalania H2 i CH4 |
| CO2 | 6-9% | 7,5-10,5% | Z węgla w paliwie |
| O2 | 1,5-4% | 1,8-4,5% | Zakres kontroli nadmiaru powietrza |
| NOx | 100-350 mg/Nm3 | 100-400 mg/Nm3 | Głównie NIE, pochodzenie termiczne |
| SO2 | 20-120 mg/Nm3 | nie dotyczy | Zależy od poślizgu H2S |
| Cząsteczki | 10-80 mg/Nm3 | nie dotyczy | Drobne pozostałości i aerozol siarczanowy |
NOx tworzy się trzema drogami w płomieniu COG. Dominuje NOx termiczny (Zeldowicza), ponieważ płomień bogaty w wodór osiąga wysokie temperatury adiabatyczne. NOx powstają natychmiast w cienkiej strefie po płomieniu, gdzie rodniki węglowodorowe reagują z azotem, a NOx z paliwa pojawia się, gdy amoniak lub HCN przeżyje instalację wytwarzającą produkt uboczny. W dobrze działającym akumulatorze termiczne NOx stanowią ponad 80% całości.
Przy 15-20% pary wodnej, nawet 5-10 mg/Nm3 SO3 podnosi kwaśny punkt rosy powyżej 130 stopni C. Każda powierzchnia poniżej tej temperatury – rury ekonomizera, leje workowe, łopatki wentylatora ID – skrapla się kwas siarkowy i powoduje korozję.
Każdy mierzony składnik gazów spalinowych narzuca konkretną decyzję dotyczącą oczyszczania: zawartość cząstek stałych wybiera odpylacz, SO2 wybiera odczynnik odsiarczający i gatunek materiału, NOx wybiera objętość katalizatora SCR, a para wodna decyduje o zarządzaniu temperaturą.
Ładunki pyłu o stężeniu 10–80 mg/Nm3 przy temperaturach gazów spalinowych 180–300°C są zwykle obsługiwane przez komorę workową z impulsowym strumieniem powietrza. Domyślnym nośnikiem jest filc PPS; Membrany PTFE dodaje się, gdy obciążenie SO2 podnosi punkt rosy kwasu blisko temperatury roboczej. Dostępne wytyczne dot dobór filtra workowego do spalin przemysłowych pokazuje, w jaki sposób wybór mediów podąża za odczytem analizy gazu.
Niskociśnieniowy, pulsacyjny odpylacz workowy do gazów spalinowych o wysokiej temperaturze Ta komora workowa obsługuje ładunki pyłu do 80 mg/Nm3 w temperaturze 180-300°C, wykorzystując filc PPS lub membrany PTFE do kwaśnych warunków punktu rosy, zapewniając emisję na wylocie poniżej 8 mg/Nm3. Zobacz produkt → Mokra wieża odsiarczająca usuwa SO2, ale nasyca strumień wilgocią i wytwarza submikronową mgłę siarczanową. Znajdujący się poniżej pionowy elektrofiltr mokry o strukturze plastra miodu usuwa te kropelki; bez niego limity nieprzezroczystości zostaną przekroczone, nawet jeśli odczyt pyłu oparty na masie będzie poniżej limitu. Anhui Tiankang Environmental Technology Co., Ltd., dostawca przemysłowych systemów oczyszczania gazów spalinowych, zapewnia tę konfigurację mokrego ESP dla koksowni, które wymagają ścieżki zgodności o niskim ryzyku dla całego ciągu gazów spalinowych.
Pionowy mokry elektrofiltr o strukturze plastra miodu dla gazu nasyconego Umieszczony za mokrą wieżą odsiarczającą, ten mokry ESP usuwa submikronową mgłę siarczanową i wilgoć, osiągając pył wylotowy poniżej 5 mg/Nm3, aby niezawodnie spełnić limity nieprzezroczystości. Zobacz produkt → SO2 w stężeniu 20–120 mg/Nm3 jest zwykle usuwany za pomocą płuczki wapienno-gipsowej lub na bazie amoniaku. Dane dotyczące składu mają większy wpływ na specyfikację materiału niż skład chemiczny odczynników: zawartość chlorków i SO3 określa, czy w kanale wylotowym i kominie wymagana jest stal węglowa, tworzywo sztuczne wzmocnione włóknami lub elementy wewnętrzne pokryte C276.
Reaktor SCR jest dobierany na podstawie wartości wlotowych NOx, O2 i H2O. Para wodna w stężeniu 15–20% konkuruje z NOx o miejsca aktywne w katalizatorze na bazie wanadu, zatem objętość należy skorygować pod kątem rzeczywistej wilgotności gazów spalinowych, a nie domyślnych wartości kotła powietrznego. Odczyt O2 wynoszący zaledwie 1,5–4% utrzymuje katalizator aktywny, ale spowalnia stopień redukcji NO w dolnej części zakresu.
Stos akumulatorów nie jest jedynym punktem emisji. Odbiór węgla, przenośniki taśmowe, przepychanie koksu i nieszczelności drzwi pieca generują sporadyczne chmury pyłu, których wychwycenie jest tańsze niż późniejsze czyszczenie. Osłona z pasem w każdym punkcie przesyłu, poprowadzona kanałami do centralnej komory workowej, utrzymuje pył węglowy z dala od atmosfery miejsca pracy i dachu akumulatora.
Osłona zamykana na pasek do wychwytywania pyłu z przenośnika Pełna obudowa z miękkimi połączeniami bocznymi, która dopasowuje się do szerokości i zwisu taśmy, wychwytuje pył węglowy w punktach przesyłu i zapobiega powstawaniu smug w miejscu pracy, odprowadzana kanałem do centralnej komory workowej. Zobacz produkt → Ciąg zabiegowy jest lustrem arkusza pomiarowego. Jeśli analiza gazów spalinowych nie zawiera danych dotyczących SO3, wycieku amoniaku lub mgły skondensowanej, w projekcie nie będzie uwzględniany mokry ESP, wykładzina odporna na korozję lub obejście SCR – a modernizacje są zawsze droższe niż oryginalna instalacja.
Możliwa do obrony podstawa projektu rozpoczyna się od testu komina, który mierzy skład suchego gazu, wilgotność, NOx, SO2, SO3 i cząstki stałe w stosie akumulatorów przez co najmniej dwa pełne cykle koksowania, włączając szczyty ładowania i wypychania.
Zamapuj siatkę próbkującą na kominie zgodnie z metodą 1 amerykańskiej Agencji Ochrony Środowiska (US EPA) tak, aby każdy punkt poprzeczny odpowiadał równemu obszarowi przewodu kominowego.
Przeprowadź izokinetyczne pobieranie próbek cząstek stałych za pomocą metody US EPA 5 lub 17, aby wyłapać pozostałości gruboziarniste i materiał ulegający kondensacji.
Analizuj w sposób ciągły O2, CO2, CO i NOx za pomocą analizatora ekstrakcyjnego skalibrowanego pod kątem oczekiwanego poziomu wilgoci.
Oddzielnie wychwytuj SO2 i SO3; metoda kontrolowanej kondensacji zapobiega wchłanianiu SO3 do skroplonej wody.
Zmierz wilgotność i punkt rosy kwasowej bezpośrednio za pomocą sondy równowagowej, zamiast obliczać parę wodną na podstawie samej analizy paliwa.
Zweryfikuj każdą zmierzoną wartość w oparciu o godzinny bilans masy paliwa i gazu; analiza gazu niezgodna z wsadem paliwa jest błędna niezależnie od certyfikatu kalibracji analizatora.
Nie należy uśredniać testu stosu bez oddzielenia faz koksowania. NOx podczas ładowania i pchania może osiągnąć 1,5 do 2-krotności średniej wartości akumulatora, a podstawa projektu zbudowana na średniej nie przejdzie testu pozwolenia w pierwszym tygodniu.
Gaz koksowniczy to paliwo bogate w wodór powstające podczas karbonizacji węgla, natomiast gazy spalinowe z pieców koksowniczych to spaliny powstałe w wyniku spalania tego paliwa w kanałach grzewczych baterii. Paliwo jest toksyczne i wybuchowe; gazy spalinowe są obojętne, ale zawierają NOx, SO2 i cząstki stałe wymagające oczyszczania.
Gazy spalinowe z pieca koksowniczego zawierają w przybliżeniu 6–9% CO2 w stanie mokrym i 7,5–10,5% w stanie suchym, w zależności od stosunku nadmiaru powietrza i zawartości metanu w gazie opałowym.
Wodór stanowi 50-60% oczyszczonego gazu koksowniczego. Podczas spalania jedna objętość H2 wytwarza jedną objętość pary wodnej, podczas gdy metan wytwarza dwie objętości na objętość paliwa. Razem podnoszą wilgotność gazów spalinowych do 15-20%.
Tak, chyba że gaz koksowniczy zostanie całkowicie odsiarczony na wejściu. Nawet po instalacji gazowej pewna ilość H2S pozostaje i utlenia się do SO2 w kanałach grzewczych, wytwarzając zazwyczaj 20-120 mg/Nm3 SO2 w spalinach.
Konkluzja: arkusz składu gazów spalinowych stanowi plan każdej inwestycji w kontrolę emisji w koksowni. Zmierz go, zanim cokolwiek zwymiarujesz.
简体中文
