基于環(huán)保標準發(fā)生爐冷煤氣 作為玻璃熔窯燃料相關(guān)問題分析

本文通過對發(fā)生爐冷煤氣作為玻璃熔窯燃料的相關(guān)問題進行系統(tǒng)分析，說明采取相關(guān)措施后，發(fā)生爐冷煤氣的應(yīng)用有利于玻璃熔窯煙氣的環(huán)保達標。發(fā)生爐冷煤氣工藝介紹：煤氣發(fā)生爐基本爐型分為1Q一段爐、3Q兩段爐和5Q兩段爐三種，1Q一段爐屬于受限淘汰爐型，5Q兩段爐與3Q兩段爐相比，在煤氣熱值、副產(chǎn)焦油的產(chǎn)量和質(zhì)量、炭資源的節(jié)約利用、爐內(nèi)固硫效果和設(shè)備操作與維護等方面具有諸多優(yōu)勢。5Q兩段爐冷煤氣站工藝路線如圖1所示，爐出煤氣（350～400℃）通過旋風(fēng)除塵器捕除大顆粒粉塵后，進入洗氣塔進行降溫并捕除絕大部分焦油，煤氣溫度降至70～80℃，然后通過煤氣加壓機增壓后，煤氣進入電除焦油器進行二次捕焦，二次除焦后的煤氣進入間冷器中進行二次降溫，煤氣溫度降至35～45℃，最后通過捕滴器捕除煤氣攜帶的霧狀液滴后出站。圖15Q發(fā)生爐冷煤氣站工藝流程（1）冷煤氣脫硫及煙氣SO2排放分析：發(fā)生爐煤氣濕法脫硫技術(shù)，可以將煤氣中的H2S控制在45～50mg/Nm3，相應(yīng)煙氣中SO2理論折算濃度為10～11mg/Nm3左右（基準氧含量8%）。利用濕法脫硫技術(shù)對煤氣進行一級脫硫，然后利用干法脫硫技術(shù)進行煤氣二級精脫硫，煤氣中H2S可以控在10～20mg/Nm3，相應(yīng)煙氣中SO2理論折算濃度為2～5mg/Nm3（基準氧含量8%），經(jīng)過煤氣“粗脫＋精脫”脫硫處理后的煤氣，其燃燒煙氣應(yīng)該可以達到相關(guān)環(huán)保標準要求。（2）冷煤氣脫氨及煙氣NOx排放分析：發(fā)生爐煤氣熱值相對較低，其燃燒產(chǎn)生的燃料型NOx相對較少，主要以燃料型NOx為主，NOx的主要前驅(qū)體為煤炭熱解過程中產(chǎn)生的NH3。煤氣降溫過程中，煤氣中的一部分NH3溶于冷凝酚水中，在利用“水夾套蒸發(fā)-爐內(nèi)焚燒”技術(shù)處理酚水過程中，NH3隨酚水蒸氣進入氣化爐的高溫氧化層區(qū)被氧化成NO，然后NO在還原層被半焦、CO等物質(zhì)還原成N2；另外，煤氣濕法脫硫過程中，一部分溶于脫硫液中的NH3與煤氣中的H2S發(fā)生脫硫反應(yīng)從而被脫除。還可以進一步采用經(jīng)過深度冷卻的酚水，對脫硫前的煤氣進行深度沖洗脫除并溶于酚水中，然后再利用“水夾套蒸發(fā)-爐內(nèi)焚燒”技術(shù)處理酚水的過程中將其無害化轉(zhuǎn)化處置。以上過程可以有效脫除煤氣中的部分NH3，從而有效降低燃燒煙氣中的燃料型NOx。（3）就SO2/NOx排放控制發(fā)生爐煤氣與天然氣對比分析：天然氣燃燒火焰溫度較高，其燃燒產(chǎn)生的熱力型NOx的量相對較大，通常采用N2/CO2或水蒸氣稀釋、分級燃燒、催化燃燒、無焰燃燒等技術(shù)，降低煙氣NOx排放，我國天然氣燃燒90%采用進口燃燒器，目前我國天然氣煙氣NOx排放水平在100～400mg/m3（基準氧含量3.5%）范圍，折算濃度74～297mg/m3（基準氧含量8%）。而發(fā)生爐煤氣燃燒火焰溫度相對較低，熱力型NOx生成量較少，在煤氣站內(nèi)可以通過脫除NOx前驅(qū)體的方式，減少燃料型NOx的生成，脫氨處理后的發(fā)生爐煤氣可以達到或優(yōu)于天然氣的NOx排放水平。發(fā)生爐冷煤氣作為玻璃熔窯燃料其他利弊，主要有脫硫廢液及軟化水系統(tǒng)再生廢水的協(xié)同處置問題；煤氣輸送管道及清理問題等。通過實驗得出：（1）以發(fā)生爐冷煤氣為玻璃熔制燃料，對煤氣進行有效的脫硫和脫氨處理后，其SO2、NOx排放水平可以達到甚至優(yōu)于天然氣水平。（2）5Q兩段爐冷煤氣站在達到站內(nèi)酚水零排放的前提下，可以協(xié)同處置脫硫系統(tǒng)產(chǎn)生的脫硫廢液和玻璃企業(yè)軟化水系統(tǒng)的再生廢水。（3）應(yīng)用發(fā)生爐冷煤氣作為玻璃熔制燃料與熱煤氣比較，可以節(jié)省大量的煤氣管道投資、管道清理的水蒸氣及人工成