變脫系統使用DSH型高硫容抑鹽脫硫催化劑情況總結

李進曉,岳元亮,王 建,劉德寶

(長春東獅科技(集團)有限責任公司, 吉林長春 130031)

江蘇戴夢特化工科技股份有限公司變脫塔裝置原來是鼓泡吸收+噴淋塔設計，其變脫塔頂部為1層泡罩，中部是噴淋段。由于原變脫塔裝置脫硫效率低(變脫氣入口H2S質量濃度為90～120 mg/m3，變脫氣出口H2S質量濃度為40～60 mg/m3)，2020年7月由長春東獅科技(集團)有限責任公司(簡稱東獅公司)對其進行改造設計。新變脫塔裝置采用東獅公司專利技術——無填料高效傳質技術，8月初技改完后投入運行。運行初期在使用原有催化劑的情況下，脫硫凈化度大幅度提高，變脫氣出口H2S質量濃度在25 mg/m3以下，但還未達到最佳工藝指標。為了進一步提高脫硫凈化度[1]，同年10月底將原催化劑改為“東獅”牌DSH型高硫容抑鹽脫硫催化劑(簡稱DSH催化劑)。

結果顯示：脫硫效率和脫硫精度都達到了設計的技術指標要求[2](變脫后H2S質量濃度為10 mg/m3以下)；調試期間在沒有補充堿源的情況下溶液堿度未下降，副反應得到了有效控制，副鹽呈下降趨勢；同時運行費用也大幅度降低(因降低溶液循環量每天可節約電費約860元)，為后工序穩定運行提供了保障。

1 裝置簡介

使用DSH催化劑前，變脫系統運行工藝參數：變換氣體積流量為30 000 m3/h；變換氣壓力為1.4 MPa；變脫塔入口H2S質量濃度為90～120 mg/m3；溶液循環量為200～250 m3/h；脫硫液溫度為40～44 ℃；再生壓力為0.38～0.4 MPa；溶液保有量為130 m3。

裝置主要配置見表1。

表1 主要設備規格參數

該裝置特點為：(1)變脫塔空速高，改造前使用泡罩吸收時有液泛現象，造成變脫塔阻力高；(2)變脫壓力高，變換氣中CO2含量高、分壓大，對堿液吸收H2S產生一定影響[3]；(3)吸收劑為NaOH溶液。

2 工藝流程

2.1 變換氣

變換氣經氣液分離器后進入變脫塔底部，在塔內自下而上依次經過4層高效傳質QYD內件，與從塔頂下來的溶液充分接觸，吸收變換氣中的H2S氣體，后經氣液分離器回到壓縮工段。

2.2 脫硫液

再生后的脫硫貧液經液位調節器進入貧液槽，經溶液泵輸送到變脫塔頂部，再自上而下依次折流經過4層QYD內件，吸收H2S后的脫硫富液在系統壓力作用下從塔底經自動調節閥門輸送到再生槽頂部的噴射器內，吸收空氣中的氧使催化劑得到再生，再經液位調節器進入貧液槽循環使用。

2.3 硫泡沫

從再生槽頂部浮選出的硫泡沫進入硫泡沫儲槽，再經泡沫泵輸送到板框壓濾機進行壓濾；過濾水分后的硫膏，利用液下泵輸送到熔硫釜進行熔硫，加工成的硫黃可作為產品出售。

3 原因分析及解決措施

變換氣脫硫更換DSH催化劑前，變脫后H2S質量濃度偏高(20～30 mg/m3)的原因為：(1)原變脫塔塔徑小，塔內氣速高，脫硫液與變換氣接觸時間短，影響吸收效果;(2)催化劑氧化溶液中HS-不徹底，溶液質量差，影響吸收效果;(3)pH值偏低，降低了堿液吸收H2S的速率;(4)變換氣中CO2體積分數大約在30%，分壓大，造成溶液中碳酸氫鈉(NaHCO3)與碳酸鈉(Na2CO3)的比例失調。

變換氣脫硫換DSH催化劑前，變脫塔阻力(25～40 kPa)超過正常運行指標的原因為：(1)溶液質量差，懸浮硫高，塔內發泡形成氣阻；(2)塔底控制液位高，下液不暢，形成氣阻,導致塔壓差波動。

根據上述原因分析，決定在不改變原有工藝、設備的情況下，將原催化劑更換為DSH催化劑，充分利用其硫容高、抑鹽、抗干擾能力強等特點，通過優化溶液組分，改善溶液質量，達到提高脫硫效率的目的；同時，利用DSH催化劑抑鹽特性，降低變脫塔底部液位和溶液密度，達到降低變脫塔阻力的目的。

初始配制溶液方案為：DSH催化劑更換調試周期為10 d，初始提濃時間5 d左右，提濃期間總添加量為170 kg，見表2。脫硫催化劑的添加方式為白班和中班補加進入系統，夜班不投加，并根據溶液中催化劑的質量濃度和出口H2S質量濃度的變化，及時對催化劑的添加量進行適度調整。

表2 DSH催化劑的添加量

正常生產時補加催化劑方案為：(1)實際DSH催化劑添加質量為5～7.5 kg/d，根據分析結果和出口H2S質量濃度結果進行及時調整；(2)用軟水溶解催化劑，不需要活化，攪拌至完全溶解后均勻滴加至系統；(3)脫硫液液堿添加質量初始保持不變，隨著DSH催化劑的加入，液堿添加質量根據溶液堿度分析結果和出口H2S質量濃度結果及時調整。

4 使用DSH運行情況分析

投加DSH催化劑前，開大溶液泵,溶液循環量為240 m3/h，開7支噴射器，再生壓力為0.38～0.4 MPa，變脫前H2S質量濃度為90～120 mg/m3，變脫后H2S質量濃度為24～35 mg/m3，變脫塔阻力為30～35 kPa。

2020年10月27日上午按計劃投加DSH催化劑，5天后根據溶液分析情況以及脫硫后H2S、硫泡沫情況及時調整催化劑的投加量,相關數據見表3。

表3 DSH催化劑投加前后相關數據對比表

結果發現：(1)在沒有補充堿的前提下，溶液中Na2CO3質量濃度由4.24 g/L提高到6.36 g/L，NaHCO3質量濃度小幅度下降，但溶液中總堿度沒有發生太大變化；(2)溶液的pH值由8.09提高到8.62；(3)貧液氧化電位也由-31 mV逐漸提高到+26 mV；(4)在入口H2S質量濃度不變、溶液循環量不變的情況下，當天下午出口H2S質量濃度降到10 mg/m3以下，第二天后始終穩定在5 mg/m3。

后期為了驗證DSH催化劑的性能，采取故意降低變脫溶液循環量至160 m3/h(噴射器減到只開4支，因降低溶液循環量，每天可節約電費約860元左右)、逐步提高變脫前H2S質量濃度至170 mg/m3、逐漸減少DSH催化劑的投加質量(最少時每天只投加5 kg)、降低溶液中DSH催化劑質量濃度(1.5 g/L左右)等方法，結果表明：變脫后H2S質量濃度≤5.1 mg/m3，且長時間控制在1.7 mg/m3，脫硫效率和脫硫精度得到了保障(變脫后H2S質量濃度大幅度下降，減輕了H2S對后工段設備的腐蝕，同時也降低了后工段精脫硫劑的用量)。

5 結語

該裝置在所有工況沒有改變的情況下，利用DSH催化劑硫容高、抑鹽的特性，通過優化溶液組分，大大提高了變脫系統的操作彈性，減輕了變換氣中CO2對脫硫系統的干擾影響，在提高脫硫效率、抑制副鹽生成、降低運行費用等方面取得明顯效果，也為其它企業解決此類問題提供了思路和方向[4]。