СПОСОБ УДАЛЕНИЯ SO ИЗ ТОПОЧНЫХ ГАЗОВ ИЗ ПАРОВОГО КОТЛА Российский патент 2016 года по МПК B01D53/14 C01B17/00 

Настоящее изобретение относится к очистке топочных газов от сгорания серосодержащего топлива, такого как нефтяной кокс (петкокс), мазут или уголь с высоким содержанием серы, в частности к способу для удаления SO_x в топочных газах из парового котла.

Известен способ удаления SO_x из топочных газов от сгорания серосодержащего топлива, такого как нефтяной кокс (петкокс), мазут или уголь с высоким содержанием серы в паровых котлах, генерирующих пар под давлением более 60 бар, обычно в диапазоне 100-350 бар для производства электроэнергии. В этом способе топочный газ из парового котла нагревают до температуры примерно 390°C по ходу потока перед каталитическим реактором, в котором NO_x восстанавливают с помощью NH₃ до N₂ и SO₂ окисляется до SO₃, где затем обогащенный SO₃ газ охлаждают до температуры 230-250°C и SO₃ гидратируют до пара H₂SO₄ по ходу потока перед конденсатором пленочного типа, в котором пар H₂SO₄ и оставшийся SO₃ выборочно конденсируются в виде концентрированной серной кислоты, охлаждаемой в охлаждаемых воздухом стеклянных трубах воздухом, поступающим в зону горения парового котла (см. http://www.topsoe.com/business_ares/gasification_based/Process es/SN0X/SN0X_p).

Недостатком известного способа удаления NO_x и SO_x является то, что он требует наличия парового котла с отдельной паровой системой для охлаждения газа SO₃ по ходу потока перед конденсатором серной кислоты

Еще более серьезным недостатком, в частности, когда газ SO₃ содержит более 0,4% SO₃, является то, что нельзя использовать в этом способе тепло, регенерированное в насыщенном паре.

Эти технические недостатки и другие технические проблемы, описанные далее, решаются в способе по настоящему изобретению, который содержит следующие стадии:

(a) нагрев топочного газа перед каталитическим реактором по ходу потока;

(b) окисление SO₂ в топочном газе до SO₃ в каталитическом реакторе по меньшей мере с одним пропусканием катализатора, действующего при температурах в диапазоне 350-450°C;

(c) охлаждение окисленного, обогащенного SO₃ топочного газа со стадии (b) до температуры выше точки росы H₂SO₄ топочного газа;

(d) дальнейшее охлаждение обогащенного SO₃ топочного газа со стадии (с) в охлаждаемом воздухом конденсаторе, посредством этого конденсируется SO₃ в виде H₂SO₄ и производится горячий воздух и очищенный топочный газ;

(e) извлечение конденсированной H₂SO₄ из конденсатора.

Отличительной особенностью способа является то, что температуру топочного газа на стадии (с) регулируют с помощью охлаждения топочного газа в теплообменнике посредством теплообмена с потоком воды под давлением выше 60 бар и в котором температура воды под давлением на впуске теплообменника выше точки росы H₂SO₄ газа.

Используемый в настоящем документе термин "вода под давлением выше 60 бар" означает питательную воду котла (BFW), используемую для производства перегретого пара парового котла.

Используемый в настоящем документе термин "очищенный газ" означает газ, содержащий менее 150 ppmv (частей на миллион по объему) SO_x, предпочтительно менее 100 ppmv и менее 30 ppmv NO_x, предпочтительно менее 25 ppmv NO_x. Термин SO_x означает SO₂ или SO₃ или их комбинацию, в то время как термин NO_x означает NO или NO₂ или их комбинацию.

В настоящем изобретении питательная вода парового котла высокого давления от электростанции используется в качестве теплообменной среды при десульфуризации (обессеривании), тем самым повышая тепловую эффективность использования в электростанции полученной теплоты и снижая эксплуатационные и капитальные затраты на десульфуризацию без ущерба для высокой степени удаления SO_x и NO_x.

Предпочтительные варианты осуществления способа по настоящему изобретению заключаются в том, что:

- вода находится под давлением 100-250 бар, и температура на впуске воды под давлением в теплообменник составляет 15-30°C выше точки росы;

- SO₂ в топочном газе окисляется при двух или более пропусканиях катализатора, когда топочный газ охлаждается между пропусканиями за счет теплообмена с потоком или частью потока воды под давлением, используемой для охлаждения обогащенного SO₃ топочного газа на стадии (с);

- топочный газ парового котла нагревается на стадии (а) посредством теплообмена с потоком воды под давлением;

- топочный газ нагревается перед каталитическим реактором по ходу потока путем сжигания вспомогательного топлива или за счет теплообмена с перегретым паром (пар высокого давления) парового котла;

- топочный газ нагревается перед реактором по ходу потока за счет теплообмена с обогащенным SO₃ топочным газом, выходящим из каталитического реактора;

- топочный воздух для сжигания вспомогательного топлива нагревается за счет теплообмена с потоком или частью потока воды под давлением;

- поток воды под давлением составляет долю 10-50% потока питательной воды парового котла, при этом указанная доля питательной воды парового котла возвращается в котел после прохождения процесса удаления SO_x;

и

- катализатор для выборочного восстановления (SCR) NO_x в топочном газе пропускают вверх по потоку катализатора для окисления SO₂, предпочтительно в том же самом каталитическом реакторе, и аммиак или химически генерируемый аммиак впрыскивают в топочный газ вверх по потоку катализатора SCR.

На фиг.1 представлен способ по настоящему изобретению с 0,99% SO₃ после двух стадий преобразования SO₂ и достаточного количества вспомогательного топлива (12000 кг Н₂S/час) во избежание использования теплообменника с передачей тепла от газа к газу.

На фиг.2 представлен способ по настоящему изобретению с 0,59% SO₃ после преобразования SO₂ с 5000 кг/час вспомогательного топлива H₂S и использования относительно небольшого теплообменника с передачей тепла от газа к газу для охлаждения обогащенного SO₃ топочного газа.

На фиг.3 представлен способ согласно предшествующему уровню техники с метаном или H₂S в качестве вспомогательного топлива и большим, относительно показанного на фиг.2, теплообменником с передачей тепла от газа к газу.

В Табл. 3, 4, 5 и 6 представлены данные потока и концентрации для 4 примеров по 3 чертежам, как указано далее. Кроме того, в Табл. 7 предусмотрены данные, относящиеся к температуре и вспомогательному топливу для всех чертежей.

Улучшенный способ, как показано на фиг.1, в частности, подходит для обработки топочного газа с содержанием до 2% SO₂ от паровых котлов, сжигающих остатки горючего с высоким содержанием серы, такие как остаточный топливный мазут и нефтяной кокс и так называемые высокосернистые попутные газы, содержащие H₂S и NH₃, которые можно сжигать в качестве вспомогательного топлива в процессе очистки отработанных газов от серы и азота (SNOX). В способе по настоящему изобретению разделенный поток питательной воды парового котла (BFW)1 для производства пара высокого давления в паровом котле отводят при полном давлении через станцию SNOX, где он используется для охлаждения обогащенного SO₃ газа в камере 2 охлаждения газа SO₃ перед охлаждаемым воздухом кислотным конденсатором 3 по ходу потока, за которым следует нагревание BFW в промежуточной камере 4 охлаждения газа SO₃ в каталитическом реакторе 5, и затем BFW используется для предварительного нагрева топочного воздуха 6 в теплообменнике 7 и предварительного нагрева топочного газа 8 в теплообменнике 9, до того, как разделенный поток BFW возвращается в паровой котел 10. Топочный газ можно нагреть только до температуры на 5-10°C ниже точки кипения BFW. Таким образом с BFW под давлением, например 120 бар, топочный газ можно нагреть макс до 310°C в теплообменнике 9; дополнительный нагрев предварительно нагретого газа 11 для достижения на впуске 385-390°C в каталитический реакторе осуществляется сжиганием вспомогательного топлива в камере 12 сгорания перед реактором по ходу потока.

В способе по фиг.1 количество сжигаемого вспомогательного топлива (H₂S) более чем достаточно для нагрева топочного газа до температуры 390°C после его предварительного нагрева горячей BFW в теплообменнике 9. В варианте осуществления способа по фиг.2 количество вспомогательного топлива меньше и недостаточно для нагрева топочного газа на 75-80°C, так что нагрев топочного газа должен быть дополнен теплопереносом в теплообменнике 13 с передачей тепла от газа к газу от отходящих газов 14 каталитического реактора.

Способ из уровня техники, применяемый к топочным газам от сгорания нефтяного кокса с 5% серы, показан на фиг.3, соответствующем примеру 3 с метаном, используемым в качестве вспомогательного топлива, и примеру 4 с тем же самым количеством H₂S, используемым в качестве вспомогательного топлива, как на фиг.2. Топочный газ покидает паровой котел 10 обычно при температуре 200-210°С. Пыль и золу-унос удаляют в противопылевом фильтре (электростатический золоуловитель) 15, затем с помощью поддувала 16 для топочного газа и нагрева газа от 210-225°C после поддувала до 355-380°C после теплообменника 13 с передачей тепла от газа к газу. Топочный газ затем дополнительно нагревают до температуры 380-400°C (температура в линии 17 к каталитическому реактору 5) путем сжигания топочных газов с дополнительным воздухом в камере 12 сгорания, которая является прямым нагревателем с газовым обменом. Топочный газ, который может содержать до 0,6% SO₂ в зависимости от содержания SO₂ в топочных газах парового котла и количества H₂S в газе вспомогательного топлива, затем смешивается с аммиаком (линия 18) в молярном соотношении NH₃:NO_x 1:1 и проходит через слой 19 катализатора для восстановления NO_x с использованием NH₃ до N₂, а затем через слой 20 катализатора серной кислоты, в котором до 99% SO₂ окисляется до SO₃, тем самым, покидающий слой 20 отходящий газ 14 достигает температуры обычно 400-410°C по ходу потока перед теплообменником 13 с передачей тепла от газа к газу, в котором газ охлаждается по ходу потока перед охладителем газа/паровым котлом 2, в котором газ дополнительно охлаждается до температуры, которая составляет предпочтительно примерно на 30°C выше точки росы H₂SO₄ Т_d (см. Табл. 1), до того, как газ попадает в охлаждаемый воздухом конденсатор 3 серной кислоты.

Температура топочного газа в линии 21 после теплообменника 13 с передачей тепла от газа к газу определяется посредством теплового равновесия теплообменника 13 с передачей тепла от газа к газу и возрастает с увеличением теплоты, создаваемой в камере 12 сгорания, и за счет реакций, происходящих в реакторе 5, как показано в Табл. 2. Температура в линии 21 обычно выше экономически оптимального значения температуры на впуске (линия 22) в охлаждаемый воздухом конденсатор 3 серной кислоты, так что газ должен охлаждаться по ходу потока перед конденсатором при оптимальном применении способа, в частности, когда газ содержит >0,3% SO_x.

Экономически оптимальное значение температуры в линии 22 составляет на 30-35°C выше точки росы H₂SO₄ (T_d) газа, которая зависит от температуры, давления и номинальной концентрации SO₃ и H₂O в газе. Используемый в настоящем документе термин "номинальный" означает, что концентрации SO₃ и H₂O рассчитываются в предположении отсутствия гидратации SO₃. Гидратация газообразной фазы SO₃ находится в равновесии, так что большая часть SO₃ фактически присутствует в виде паров H₂SO₄ на впуске кислотного конденсатора. Значения Т_d как функции температуры и номинального парциального давления SO₃ и H₂O приведены в Табл. 1. Если газ содержит, например, номинально 0,4% SO₃+9% Н₂О, T_d равно 205°C, так что оптимальная температура на впуске конденсатора в линии 22 составляет 235-240°C. Если температура на впуске выше этого значения, конденсатор должен быть больше и создавать больше избыточного воздуха; если температура на впуске ниже требуемой, охладитель газа SO₃ может корродировать. Охладитель 2 газа SO₃ из уровня техники представляет собой паровой котел, вырабатывающий насыщенный пар в точке кипения, температура которого должна быть на 10-15°C выше T_d во избежание риска коррозии труб парового котла. Следовательно, паровой котел для охлаждения газа SO₃ генерирует насыщенный пар под давлением в диапазоне 18-26 бар г.

Табл.1 Pso₃ мбар $$P_{H_{2}O}$$ мбар Точка росы CH₂SO₄ Td, °C Оптимальная темп, труб охладителя, °C Соответствующее давление парового котла 2 (0,2 объемных %) 60 (6 объемных %) 190,3 205 16 бар (г) 2 120 196,0 210 18 4 60 202,7 215 20 4 120 207,8 220 23 8 60 216,1 230 28 8 120 221,2 235 30 12 60 224,2 240 32,5 12 120 229,5 245 36

Табл.2 Химические реакции при осуществлении способа Локализация при осуществлении способа Реакции Камера 6 сгорания Сжигание вспомогательного топлива, содержащего углеводороды, H₂S, NH₃ и, возможно, серу в CO₂, H₂O, SO₂ и N₂ Катализатор DeNO_x в реакторе 4 NO+NH₃+0,25O₂=N₂+1,5 Н₂O+23,4 МДж/кг NH₃ Катализатор окисления SO₂ в реакторе 4 SO₂+0,5O₂=SO₃+3,1 МДж/кг S Гидратация газообразной фазы SO₃ в 1 SO₃+Н₂O=H₂SO₄ (пары)+3,05 МДж/кг S Конденсация кислоты в 2 H₂SO₄(пары)=>95%Н₂SO₄(жидк.,200°C)+1,85 МДж/кг S

Недостатком известного способа, такого как показанный на фиг.3, является то, что требуется паровой котел 23 с отдельной системой пара для охлаждения газа SO₃ по ходу потока перед конденсатором.

В отличие от настоящего изобретения в способе из уровня техники теплоту, восстановленную в насыщенном паре при давлении в диапазоне, указанном в Табл. 1, нельзя использовать на практике для предварительного нагрева топочного газа по ходу потока перед теплообменником 13 с передачей тепла от газа к газу. Это серьезный недостаток, в частности, когда газ SO₃ содержит более 0,4% SO₃.

Желательно предварительно нагревать впускаемый газ по двум причинам:

Во-первых, поскольку температура на впуске газа SO₂ для теплообменника 13 с передачей тепла от газа к газу должна быть по меньшей мере на 10-15°C выше Т_d газа SO₃, чтобы избежать риска коррозии на стороне газа SO₃ теплообменника с передачей тепла от газа к газу.

Во-вторых, предварительно нагретый газ по ходу потока перед теплообменником 13 с передачей тепла от газа к газу нужен также для снижения потребности в топочных газах для нагрева газа SO₂, чтобы достичь температуры 390°C по ходу потока перед реактором. Предварительный нагрев топочного газа позволяет компенсировать необходимость для топочного газа в регулировке степени предварительного нагрева газа SO₂.

Температура насыщенного пара, генерируемого в газоохладителе 2, слишком низкая, чтобы способствовать предварительному нагреву топочного газа по ходу потока перед теплообменником 13 с передачей тепла от газа к газу, и даже если пар перегрет за счет теплообмена с газом в дополнительном теплообменнике, установленном по ходу потока перед газоохладителем/котлом 2, теплоемкость потока перегретого пара, по всей вероятности, слишком низкая, чтобы обеспечивать достаточный предварительный нагрев газа по ходу потока перед теплообменником 13 с передачей тепла от газа к газу.

Следовательно, единственным путем повышения температуры на впуске теплообменника 13 по способу из уровня техники является повышение температуры топочного газа, выходящего из парового котла 10, но это ограничивает свободу эксплуатации парового котла, снижая эффективность электростатического золоуловителя (ESP) 15 и повышая энергопотребление поддувала 16 топочного газа.

Описанные выше недостатки способа предшествующего уровня техники устранены в способе по настоящему изобретению, как показано в примере 1 (фиг.1) и примере 2 (фиг.2). В обоих случаях 85 т/час нефтяного кокса с 5% серы сжигают в паровом котле 10, генерирующем примерно 931663 Нм³/час топочного газа с 0,32% SO_x и 3,63% О₂, попадающим в систему при температуре 215°C в линию 8 после поддувала 16 топочного газа. В примере 1 сжигают 12 т/час H₂S в качестве вспомогательного топлива, тем самым концентрация SO_x увеличивается до 0,99% SO₃ после двух стадий преобразования SO₂. В примере 2 сжигают 5 т/час H₂S, тем самым увеличивая концентрацию SO₃ до 0,59% после преобразования SO₂ (за одну стадию).

Способ по настоящему изобретению отличается от предшествующего уровня техники использованием питательной воды парового котла (BFW) при полном давлении предпочтительно 100-250 бар, более предпочтительно 100-200 бар, в качестве среды для охлаждения и теплопереноса. В обоих представленных случаях BFW вводится (после деаэрации) при абсолютном давлении 116 бар и температуре 135°C.

В способе по настоящему изобретению разделенный поток BFW для производства пара высокого давления в паровом котле отводят через станцию SNOX при полном давлении, которое повышают примерно на 5 бар перед нагревом, сначала на 5-10°C путем регенерации тепла в теплообменнике 24 из избыточного воздуха из конденсатора 3 водонасыщенной серной кислоты (WSAC) перед использованием для охлаждения обогащенного SO₃ газа в охладитель 2 газа SO₃ по ходу потока перед конденсатором 3 охлажденной воздухом серной кислоты. Температура BFW регулируется обычно до 15°C выше точки росы H₂SO₄ технологического газа (см. Табл. 1) по ходу потока перед газоохладителем/паровым котлом 2, обычно, как показано на фиг.1 и 2 путем рециркуляции нагретой BFW на впуске котла 2.

В примере 1, где 40% всего количества 1010 т/час BFW отводится через станцию SNOX, разделенный поток BFW дополнительно нагревают в промежуточном охладителе 4 газа SO₃ в каталитическом реакторе 5, а затем используют для предварительного нагрева топочного воздуха в теплообменнике 7 и топочного газа в теплообменнике 9, до того, как разделенный пар BFW возвращается в паровой котел.

В примере 2 16% всего BFW (975 т/час) отводят на станцию SNOX, где его, после нагрева в теплообменнике 24 и охладителе 2 газа SO₃, проводят непосредственно в теплообменник 9 перед возвратом в паровой котел.

В теплообменнике 9 топочный газ может быть нагрет максимум до 5°C ниже точки кипения BFW. Таким образом, чем выше давление BFW, тем больше тепла может быть перенесено от охлаждения газа SO₃ к предварительному нагреву газа по ходу потока перед реактором. При BFW под давлением 120 бар газ можно нагреть макс, до 320°C в теплообменнике 9; дополнительный нагрев газа для достижения температуры 390°C на впуске каталитического реактора 5 осуществляется сжиганием вспомогательного топлива в камере 12 сгорания по ходу потока перед реактором.

В примере 1 нагрев в теплообменнике 9 и тепло, генерируемое путем сжигания топочного газа, вполне достаточны для достижения температуры 390°C по ходу потока перед реактором; в примере 2 использование теплообменника 13 с передачей тепла от газа к газу необходимо для достижения температуры 390°C, но этот теплообменник значительно меньше, чем требуемый в соответствующем примере в способе из уровня техники, как показано на фиг 3, данные примера приведены в Табл. 6 (также с 5000 кг/час вспомогательного топлива H₂S), или температура топочного газа, выходящего из парового котла по настоящему изобретению, будут ниже. В частности, чтобы получить нужную температуру на впуске теплообменника 13, в способе из уровня техники в примере 4 температура топочного газа, выходящего из парового котла 2, на 10°C выше, чем в примере 2 (фиг.2 по настоящему изобретению). Это повышает температуру топочного газа, выходящего из парового котла, хотя очевидно небольшое ограничение свободы эксплуатации парового котла, снижение эффективности электростатического золоуловителя и увеличение энергопотребления поддувала топочного газа ниже по ходу потока.

За счет использования воды под высоким давлением в качестве среды для переноса теплоты в процессе SNOX и для переноса к паровому котлу теплоты, генерируемой по ходу процесса, способ по настоящему изобретению также позволяет обрабатывать топочные газы с содержанием до 2% SO₃ после преобразования SO₂ за три этапа с внутренним охлаждением за счет разделенного потока BFW и эксплуатации без ограничений температуры топочного газа, выходящего из парового котла.

Таким образом, по настоящему изобретению достигается преимущество осуществления того, что питательная вода парового котла при высоком давлении может быть нагрета и что, чем выше давление воды, тем выше возможность предварительного нагрева топочного газа парового котла. Настоящее изобретение обеспечивает более низкие капитальные вложения, в частности, за счет того, что нужен гораздо меньший газовый теплообменник 13, а также более высокого коэффициента использования энергии (эффективности) способа. Настоящее изобретение также позволяет снизить требования к вспомогательному топливу, поскольку топочный газ может быть предварительно нагрет за счет питательной воды парового котла при высоком давлении, т.е. воды под давлением выше 60 бар, предпочтительно 100-250 бар. Настоящее изобретение позволяет эксплуатировать установку без ограничения свободы эксплуатации парового котла, без снижения эффективности электростатического золоуловителя 15 и без повышения энергопотребления поддувала 16, используемого для направления топочного газа. Кроме того, поскольку становится возможен предварительный нагрев в теплообменнике 9 топочного газа, может быть достигнута более высокая температура топочного газа, тем самым снижается риск конденсации серной кислоты в теплообменнике 13 с передачей тепла от газа к газу, расположенном ниже по ходу потока.

Табл.3   8 5 21 25 O₂ 3,63% 5,00% 4,53% 4,63% N₂O 5,79% 5,94% 5,98% 4,95% CO₂ 14,47% 12,30% 12,36% 12,63% SO₂ 0,314% 0,986% 0,0112% 0,0119% SO₃   0,0030% 0,960%   H₂SO₄ 0,0050% 0,0020% 0,0240% 10 ppm NO_x 0,0300% 0,0260% 20 ppm 30 ppm NH₃   0,0260%     Поток кНм³/час 932 1096 1090 1067

Табл.4   8 5 21 25 O₂ 3,63% 5,08% 4,80% 4,86% N₂O 5,79% 5,66% 5,71% 5,07% CO₂ 14,47% 12,80% 12,83% 13,00% SO₂ 0,3135% 0,589% 0,0092% 94 ppm SO₃   0,0050% 0,577%   H₂SO₄ 0,0050%   0,0090% 6 ppm NO_x 0,0300% 0,0265% 20 ppm 20 ppm NH₃   0,0269%     Поток кНм³/час 932 1054 1051 1037

Табл.5   8 5 14 25 O₂ 3,63% 4,74% 4,60% 4,63% N₂O 5,79% 5,71% 5,75% 5,42% CO₂ 14,47% 13,42% 13,44% 13,53% SO₂ 0,3134% 0,288% 0,0042% 42 ppm SO₃   0,0050% 0,284%   H₂SO₄ 0,0050%   0,0050% 4 ppm NO_x 0,0300% 0,0276% 20 ppm 20 ppm NH₃   0,0279%     Поток кНм³/час 932 1013 1012 1005

Табл. 6   8 5 14 25 O₂ 3,63% 5,08% 4,80% 4,86% N₂O 5,79% 5,66% 5,71% 5,06% CO₂ 14,47% 12,80% 12,84% 13,00% SO₂ 0,3140% 0,590% 0,0080% 84 ppm SO₃   0,0050% 0,579%   H₂SO₄ 0,0050%     0,0090% 7 ppm NO_x 0,0300% 0,0265% 20 ppm 20 ppm NH₃   0,0269%     Поток кНм³/час h 932 1054 1051 1037

Табл.7   Пример 1 Пример 2 Пример 3 Пример 4 Вспомогательное топливо H₂S (кг/час) 12000 5000   5000²⁾ Вспомогательное топливо СН₄ (кг/час)     800¹⁾   T₁₀ °C 205 205 200 215 T₂₂ °C 278 355 375 355 T₄ °C 391 387 388 386 T₁₈ °C 250 240 227 240 т₂₃ °C 102 102   102

Изобретение относится к способу удаления SO_x из топочных газов. Способ удаления SO_x из топочных газов из парового котла содержит следующие стадии: (a) нагрев топочного газа перед каталитическим реактором по ходу потока; (b) окисление SO₂ в топочном газе до SO₃ в каталитическом реакторе по меньшей мере с одним пропусканием катализатора, действующего при температурах в диапазоне 350-450°C; (c) охлаждение окисленного, обогащенного SO₃ топочного газа со стадии (b) до температуры выше точки росы H₂SO₄ топочного газа; (d) дальнейшее охлаждение обогащенного SO₃ топочного газа со стадии (с) в охлаждаемом воздухом конденсаторе, посредством этого конденсируется SO₃ в виде H₂SO₄ и производится горячий воздух и очищенный топочный газ; (e) извлечение конденсированной H₂SO₄ из конденсатора. При этом температуру топочного газа на стадии (с) регулируют с помощью охлаждения топочного газа в теплообменнике посредством теплообмена с потоком воды под давлением выше 60 бар, и в котором температура воды под давлением на впуске теплообменника выше точки росы H₂SO₄ газа. Изобретение позволяет упростить удаление SO_x из топочного газа. 8 з.п. ф-лы, 7 табл., 3 ил.

1. Способ удаления SO_x из топочных газов из парового котла, содержащий следующие стадии:
(a) нагрев топочного газа перед каталитическим реактором по ходу потока;
(b) окисление SO₂ в топочном газе до SO₃ в каталитическом реакторе по меньшей мере с одним пропусканием катализатора, действующего при температурах в диапазоне 350-450°C;
(c) охлаждение окисленного, обогащенного SO₃ топочного газа со стадии (b) до температуры выше точки росы H₂SO₄ топочного газа;
(d) дальнейшее охлаждение обогащенного SO₃ топочного газа со стадии (с) в охлаждаемом воздухом конденсаторе, посредством этого конденсируется SO₃ в виде H₂SO₄ и производится горячий воздух и очищенный топочный газ;
(e) извлечение конденсированной H₂SO₄ из конденсатора;
в котором температуру топочного газа на стадии (с) регулируют с помощью охлаждения топочного газа в теплообменнике посредством теплообмена с потоком воды под давлением выше 60 бар и в котором температура воды под давлением на впуске теплообменника выше точки росы H₂SO₄ газа.

2. Способ по п.1, в котором вода находится под давлением 100-250 бар и температура воды под давлением на впуске теплообменника на 15-30°C выше точки росы.

3. Способ по п.1, в котором SO₂ в топочном газе окисляется при пропускании через два или более катализаторов, где топочный газ охлаждается между пропусканиями за счет теплообмена с потоком или частью потока воды под давлением, используемой для охлаждения обогащенного SO₃ топочного газа со стадии (с).

4. Способ по п.1, в котором топочный газ из парового котла нагревают на стадии (а) за счет теплообмена с потоком воды под давлением.

5. Способ по п.1, в котором топочный газ нагревают перед каталитическим реактором по ходу потока путем сжигания вспомогательного топлива или за счет теплообмена с перегретым паром парового котла.

6. Способ по п.1, в котором топочный газ нагревают перед реактором по ходу потока за счет теплообмена с обогащенным SO₃ топочным газом, выходящим из каталитического реактора.

7. Способ по п.1, в котором топочный воздух для сжигания вспомогательного топлива нагревается за счет теплообмена с потоком или частью потока воды под давлением.

8. Способ по п.1, в котором поток воды под давлением составляет долю 10-50% потока питательной воды для парового котла, при этом указанная доля питательной воды для парового котла возвращается в паровой котел после прохождения процесса удаления SO_x.

9. Способ по любому из пп. 1-8, в котором катализатор для селективного восстановления (SCR) NO_x в топочном газе пропускается вверх по потоку катализатора окисления SO₂ и аммиак или химическое вещество, генерирующее аммиак, впрыскивается в топочный газ вверх по потоку SCR катализатора.