Por administrador
Una prueba de chimenea para una batería de horno de coque arroja un 11,4 % de CO2 y un 2,8 % de O2 en base seca, pero el sistema de tratamiento de gases de combustión se diseñó con un 9,0 % de CO2 y un 4,5 % de O2. Ahora es necesario cambiar el tamaño de la alimentación de reactivo y aumentar el volumen del catalizador SCR, lo que añade semanas de interrupción. Este es el costo de tratar el composición de los gases de combustión del horno de coque como una suposición en lugar de un insumo de diseño medido.
Esta guía establece la línea de base del gas bruto, los números de gases de combustión posteriores a la combustión y el vínculo directo entre cada componente medido y el equipo de purificación seleccionado para una planta de coquización. Está escrito para ingenieros de plantas, gerentes de EHS y diseñadores de EPC que necesitan una base defendible para el trabajo de control de emisiones.
El gas crudo del horno de coque es el gas combustible extraído de la cámara de coquización, mientras que el gas de combustión del horno de coque es el escape producido cuando ese combustible se quema en las paredes de calentamiento de la batería, y las dos corrientes necesitan marcos analíticos completamente diferentes.
El COG crudo sale de los hornos a aproximadamente 700-800 grados C y transporta hidrógeno, metano, monóxido de carbono, hidrocarburos C2, vapor de alquitrán, aromáticos BTX, naftaleno, sulfuro de hidrógeno y amoníaco. Tiene un poder calorífico de 17-19 MJ/Nm3, es tóxico, es explosivo en el aire entre aproximadamente el 4% y el 30% en volumen y debe pasar por separación de alquitrán, lavado con amoníaco y desulfuración antes de dispararse. Tras la planta de subproductos, el combustible limpio mantiene el carácter rico en hidrógeno que define su comportamiento de combustión.
El gas de combustión de un horno de coque es el escape gaseoso que se produce cuando se limpia o se quema gas crudo de un horno de coque en los conductos de calefacción de una batería de coque. Contiene principalmente nitrógeno, vapor de agua y dióxido de carbono, con concentraciones menores de oxígeno, NOx, SO2 y partículas sólidas.
Cuando el combustible ingresa a los conductos de calefacción, la combustión convierte los portadores de energía en productos estables: las especies de azufre se oxidan a SO2, el nitrógeno del aire de combustión pasa prácticamente sin cambios y la fracción de hidrógeno se convierte en vapor de agua. La corriente resultante está dominada por gas inerte, y ésta es la corriente en la que se mide el cumplimiento medioambiental.
Gas combustible a 17-19 MJ/Nm3 con H2 al 50-60% y CH4 al 25-30%; tóxico, explosivo y se limpia en la planta de subproductos antes de su uso.
Gas de pila a 180-300 grados C con N2 al 66-72%, H2O al 15-20% y CO2 al 6-9%; transporta NOx, SO2 y partículas al tren de tratamiento.
El gas de horno de coque limpio comprende aproximadamente entre un 50 y un 60 % de hidrógeno, entre un 25 y un 30 % de metano, entre un 5 y un 10 % de monóxido de carbono, entre un 2 y un 3 % de dióxido de carbono, entre un 2 y un 5 % de nitrógeno y entre un 1 y un 3 % de hidrocarburos superiores y gases traza en volumen.
El siguiente cuadro muestra una mezcla COG limpia representativa. La proporción de H2 a CH4 de aproximadamente 2:1 es el valor del combustible más importante porque controla la temperatura de la llama, la producción de vapor de agua y la formación de NOx en los conductos de calefacción.
Los oligoelementos importan más de lo que sugiere su volumen:
El H₂S a 100-500 mg/Nm3 en COG limpio se convierte casi por completo en SO₂ en los gases de combustión.
El NH3 residual superior a 50 mg/Nm3 se convierte en nitrógeno ligado al combustible y eleva el nivel de referencia de NOx.
La niebla de alquitrán y la naftaleno transportan partículas de carbón a la llama y crean riesgos de depósitos en las superficies de transferencia de calor.
Cuando el gas de un horno de coque se enciende con un exceso de aire del 5 al 15 %, los gases de combustión contienen aproximadamente del 66 al 72 % de nitrógeno, del 15 al 20 % de vapor de agua, del 6 al 9 % de dióxido de carbono y del 1,5 al 4 % de oxígeno en base húmeda, con NOx a 100-350 mg/Nm3 y partículas a 10-80 mg/Nm3.
| Parámetro | base húmeda | base seca | Notas |
| N2 | 66-72% | 77-82% | Del nitrógeno del aire de combustión. |
| H2O | 15-20% | n/a | De la combustión de H2 y CH4 |
| CO2 | 6-9% | 7,5-10,5% | Del carbono en el combustible. |
| O2 | 1,5-4% | 1,8-4,5% | Rango de control de exceso de aire |
| NOx | 100-350 mg/Nm3 | 100-400 mg/Nm3 | Principalmente NO, origen térmico |
| SO2 | 20-120 mg/Nm3 | n/a | Depende del deslizamiento de H2S |
| Partículas | 10-80 mg/Nm3 | n/a | Remanentes de finos y aerosoles de sulfato |
El NOx se forma a través de tres vías en una llama COG. El NOx térmico (Zeldovich) domina porque la llama rica en hidrógeno alcanza altas temperaturas adiabáticas. El NOx rápido se forma en la delgada zona posterior a la llama donde los radicales de hidrocarburos reaccionan con el nitrógeno, y el NOx del combustible aparece siempre que el amoníaco o el HCN sobreviven a la planta de subproductos. En una batería que funciona bien, el NOx térmico representa más del 80% del total.
Con un 15-20% de vapor de agua, incluso 5-10 mg/Nm3 de SO3 elevan el punto de rocío del ácido por encima de los 130 grados C. Cualquier superficie por debajo de esa temperatura (tubos economizadores, tolvas de filtros, aspas de ventiladores internos) condensa ácido sulfúrico y se corroe.
Cada componente medido de los gases de combustión dicta una decisión de tratamiento específica: la carga de partículas selecciona el colector de polvo, el SO2 selecciona el reactivo de desulfuración y el grado del material, el NOx selecciona el volumen del catalizador SCR y el vapor de agua dicta el manejo de la temperatura.
Las cargas de polvo de 10 a 80 mg/Nm3 a temperaturas de los gases de combustión de 180 a 300 grados C normalmente se manejan mediante una cámara de filtros de chorro pulsado. Se considera que PPS es el medio predeterminado; Las membranas de PTFE se agregan cuando la carga de SO2 eleva el punto de rocío ácido cerca de la temperatura de funcionamiento. La orientación disponible sobre Selección de filtro de bolsa para gases de combustión industriales. muestra cómo la elección del medio sigue la lectura del análisis de gases.
Colector de polvo con bolsa de chorro de pulso de baja presión para gases de combustión de alta temperatura Esta cámara de filtros maneja cargas de polvo de hasta 80 mg/Nm3 a 180-300 °C, utilizando fieltro de PPS o membranas de PTFE para condiciones de punto de rocío ácido, lo que garantiza emisiones de salida por debajo de 8 mg/Nm3. Ver producto → Una torre de desulfuración húmeda elimina el SO2 pero satura la corriente con humedad y genera una niebla de sulfato submicrónica. Un precipitador electrostático húmedo vertical en forma de panal situado aguas abajo elimina esas gotas; sin él, los límites de opacidad no se alcanzan incluso cuando la lectura de polvo basada en masa está por debajo del límite. Anhui Tiankang Environmental Technology Co., Ltd., un proveedor de sistemas de tratamiento de gases de combustión industriales, proporciona esta configuración de ESP húmedo para plantas de coque que necesitan una ruta de cumplimiento de bajo riesgo para el tren de gases de combustión completo.
Precipitador electrostático húmedo vertical en forma de panal para gas saturado Ubicado después de una torre de desulfuración húmeda, este ESP húmedo elimina la niebla de sulfato submicrónica y la humedad, logrando un polvo de salida por debajo de 5 mg/Nm3 para cumplir con los límites de opacidad de manera confiable. Ver producto → El SO2 a 20-120 mg/Nm3 normalmente se elimina con un depurador a base de piedra caliza y yeso o amoníaco. Los datos de composición determinan la especificación del material más que la química del reactivo: el contenido de cloruro y SO3 determina si se requieren partes internas revestidas de acero al carbono, plástico reforzado con fibra o C276 en el conducto de salida y la chimenea.
El reactor SCR se dimensiona a partir de los valores de entrada de NOx, O2 y H2O. El vapor de agua al 15-20 % compite con el NOx por los sitios activos en el catalizador a base de vanadio, por lo que el volumen debe corregirse según la humedad real de los gases de combustión en lugar de los valores predeterminados de la caldera alimentada por aire. Una lectura de O2 de sólo 1,5-4 % mantiene el catalizador activo pero ralentiza la tasa de reducción de NO en el extremo inferior del rango.
La pila de baterías no es el único punto de emisión. La recepción de carbón, las cintas transportadoras, el empuje del coque y las fugas en las puertas de los hornos generan columnas de polvo intermitentes que son más baratas de capturar que de limpiar después del hecho. Una campana rodeada por un cinturón en cada punto de transferencia, conducida a una cámara de filtros central, mantiene el polvo de carbón pulverizado fuera de la atmósfera del lugar de trabajo y fuera del techo de la batería.
Campana cerrada con correa para captura de polvo en cinta transportadora Un recinto completo con conexiones laterales suaves que se adapta al ancho y al hundimiento de la banda, capturando el polvo de carbón en los puntos de transferencia y evitando las columnas de aire en el lugar de trabajo, conducido a una cámara de filtros central. Ver producto → El tren de tratamiento es un espejo de la hoja de medición. Si el análisis de los gases de combustión carece de datos de SO3, amoníaco o niebla condensada, el diseño no incluirá el ESP húmedo, el revestimiento resistente a la corrosión o el bypass SCR, y las modificaciones siempre son más costosas que la instalación original.
Una base de diseño defendible comienza con una prueba de pila que mide la composición del gas seco, la humedad, los NOx, el SO2, el SO3 y las partículas en la pila de la batería durante al menos dos ciclos completos de coquización, incluidos los picos de carga y empuje.
Mapee la cuadrícula de muestreo en la chimenea de acuerdo con el Método 1 de la EPA de EE. UU. de modo que cada punto transversal represente un área igual del conducto de humos.
Realice un muestreo de partículas isocinéticas con el método 5 o 17 de la EPA de EE. UU. para capturar material grueso arrastrado y condensable.
Analice O2, CO2, CO y NOx continuamente con un analizador extractivo calibrado para el nivel de humedad esperado.
Atrapar SO2 y SO3 por separado; El método de condensación controlada evita que el SO3 se absorba en el agua condensada.
Mida la humedad y el punto de rocío ácido directamente con una sonda de equilibrio en lugar de calcular el vapor de agua únicamente a partir del análisis del combustible.
Validar cada valor medido comparándolo con un balance de masa de gas combustible cada hora; un análisis de gas que no coincide con la entrada de combustible es incorrecto independientemente del certificado de calibración del analizador.
No promediar la prueba de pila sin separar las fases de coquización. Los NOx durante la carga y el empuje pueden alcanzar de 1,5 a 2 veces el valor promedio de la batería, y una base de diseño construida sobre el promedio no pasará la prueba del permiso en la primera semana.
El gas de los hornos de coque es un combustible rico en hidrógeno que se produce durante la carbonización del carbón, mientras que el gas de combustión de los hornos de coque es el escape de la combustión procedente de la combustión de ese combustible en los conductos de calefacción de la batería. El combustible es tóxico y explosivo; Los gases de combustión son inertes pero transportan NOx, SO2 y partículas que requieren tratamiento.
Los gases de combustión de los hornos de coque contienen aproximadamente entre un 6 y un 9 % de CO2 en forma húmeda y entre un 7,5 y un 10,5 % en forma seca, dependiendo de la proporción de exceso de aire y del contenido de metano del gas combustible.
El hidrógeno constituye entre el 50 y el 60 % del gas de horno de coque limpio. Cuando se quema, un volumen de H2 produce un volumen de vapor de agua, mientras que el metano produce dos volúmenes por volumen de combustible. Juntos elevan la humedad de los gases de combustión al 15-20%.
Sí, a menos que el gas del horno de coque esté completamente desulfurado aguas arriba. Incluso después de la planta de gas, algo de H2S permanece y se oxida a SO2 en los conductos de calefacción, produciendo típicamente 20-120 mg/Nm3 de SO2 en los gases de combustión.
En pocas palabras: la hoja de composición de los gases de combustión es el modelo para cualquier inversión en control de emisiones en una planta de coque. Mídelo antes de dimensionar cualquier cosa.
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