濕法脫硫的外部影響因素及解決措施

賈 鵬

（長春東獅科技（集團）有限責任公司，吉林 長春 130000）

引 言

濕法脫硫技術是當前焦化廠脫除硫化氫的主要技術，如何在現有工藝設備狀態下提高濕法脫硫效率，滿足環保要求，是企業的重點研究方向。對于焦化廠來說，濕法脫硫技術已經是成熟的技術，其工藝原理、技術指標控制已相對完善，但濕法脫硫系統的運行仍存在諸多問題，如煤氣中焦油、洗油、萘、煤粉含量高，脫硫系統漲液等，本文針對這些問題，從脫硫塔的氣體成分、補充堿源的質量、脫硫廢液的處理等方面進行了分析，并提出了解決措施，現介紹如下。

1 焦化廠濕法脫硫分類

根據各個企業工藝路線選擇的不同，脫硫工藝可分為負壓脫硫和正壓脫硫，所謂負壓脫硫是指脫硫塔安裝在鼓風機前，經電捕焦油器脫除焦油霧后的焦爐煤氣在負壓狀態下進入脫硫塔，其優點是煤氣未經鼓風機壓縮升溫，脫硫前可不設置煤氣冷卻設備。實際應用中正壓脫硫工藝較普遍，正壓脫硫又分為前置脫硫和后置脫硫。前置脫硫是指脫硫系統在洗苯塔前，一般以氨法脫硫為主，無需添加堿源，但異味大。后置脫硫是指脫硫塔在洗苯塔后，由于煤氣中的氨在洗苯前被吸收處理，后置脫硫以碳酸鈉為堿源。

2 焦油、洗油對脫硫系統的影響及解決措施

2.1 焦油、洗油的危害

煤氣中焦油、洗油對脫硫系統的影響主要有兩個方面：一是消泡。焦油、洗油本身具有消泡作用，在再生浮選過程中使脫硫再生槽內難以形成泡沫層，導致脫硫液中懸浮硫含量高，硫顆粒易附著在脫硫塔填料上[1]，造成脫硫塔堵塞，還有一些硫顆粒沉淀在槽底，日積月累會堵塞脫硫液管道，造成脫硫液循環量進出失衡，發生水封槽內液位降低、反應槽內脫硫液外溢、脫硫塔內液位升高后脫硫液進入煤氣管道封堵煤氣等事故。二是導致催化劑中毒。油類物質黏性強，易吸附在催化劑表面并將其包裹，從而使催化劑失活，無法有效參與再生反應，出現催化劑“中毒”現象。

2.2 焦油、洗油的來源分析

2.2.1 煤氣夾帶

焦爐產生的荒煤氣經高壓氨水噴灑，溫度降至80 ℃左右，此時含有大量焦油、萘、煤粉等雜質，經初冷器冷卻至18 ℃～21 ℃，可將煤氣中90%以上的雜質除去，再經電捕焦油器進一步凈化，將煤氣中雜質質量濃度控制在30 mg/m3以下，能夠滿足脫硫生產的要求。但實際生產中，焦爐煤氣成分受煤種、爐溫、集氣管壓力的影響，煤氣中雜質含量變化大，對于負壓脫硫、前置氨法脫硫，一旦初冷器、電捕焦油器運行管理不到位，比如運行效果差，易造成煤氣中含油超標，對負壓脫硫及前置脫硫系統造成沖擊；對于后置堿法脫硫，當洗苯塔捕霧器（層）效果變差、洗苯煤氣溫度超32 ℃時，洗苯后煤氣夾帶的洗油含量高，會對后置脫硫系統造成沖擊[2]。

脫硫液屬于堿性溶液，尤其是鈉法脫硫液，油浮在脫硫液表面，不易辨別。煤氣帶油可定量定時通過煤氣含油化驗進行人工檢測，也可將濾紙放置在脫硫塔前取樣口處進行定性抽測。

2.2.2 含油濃氨水補充到脫硫系統

焦化廠多采用氨法脫硫，脫硫液中氨含量是保證脫硫效率的重要指標，一般氨質量濃度控制在7 g/L以上。理論上控制入脫硫塔煤氣溫度在32 ℃以下，可減少再生過程中的氨逃逸，煤氣中的氨含量能夠滿足脫硫生產的要求。若煤氣溫度高于32 ℃，氨揮發損失大，脫硫液中氨含量不足，需將蒸氨系統生產的濃氨水補充到脫硫系統。焦化廠自產濃氨水中萘或輕質油含量高，若直接補充到脫硫液中，運行半年后，會導致脫硫液中油含量逐漸升高，泡沫逐漸減少，最終導致脫硫系統癱瘓。

2.3 脫硫系統含油高的解決措施

2.3.1 對于負壓脫硫、前置氨法脫硫，重點做好初冷器、電捕焦油器、預冷器的運行管理，初冷器后煤氣溫度宜控制在18 ℃～21 ℃，每降低1 ℃，煤氣中萘質量濃度減少約0.05 g/m3。通過初冷器冷卻噴灑，可將大部分萘、焦油、煤粉從煤氣中分離出來，再通過電捕焦油器、預冷器進一步減少煤氣中的焦油、煤粉等雜質，保證進入脫硫塔煤氣中的焦油質量濃度不大于30 mg/m3、萘質量濃度不大于200 mg/m3[3]。在初冷器、電捕焦油器和預冷器熱洗、清掃時，調整脫硫再生塔液位，保持大溢流量，將雜質通過泡沫帶出，避免消泡后單質硫沉積。對于后置堿法脫硫，要控制洗苯塔后煤氣溫度低于32 ℃，通過降低煤氣溫度來減少煤氣夾帶洗油量，并且定期更換洗苯塔頂部捕霧層或增設捕霧器，減少煤氣夾帶洗油。

2.3.2 不建議將濃氨水直接補充至脫硫系統，可將濃氨水或熱氨汽補充到循環氨水系統或脫硫前煤氣系統中，既能減少濃氨水帶油對脫硫液的影響，又能減少脫硫系統液位上漲。若確需直接補充濃氨水至脫硫系統，應控制蒸氨塔頂分縮器溫度在88 ℃～92 ℃，提高濃氨水質量分數至16%以上，減少脫硫液液位上漲；在蒸氨塔的剩余氨水系統增設陶瓷管過濾器或提高氣浮除油機除油效率，降低濃氨水中的含油量。

2.3.3 酞菁鈷類脫硫催化劑抗油性能差，一旦出現再生槽消泡、脫硫液發黑，基本上可定性為脫硫液含油造成的。首先要分析油的來源，從源頭上進行治理，并按理論消耗量的2～3 倍添加催化劑，保證脫硫液中有效催化劑含量滿足生產要求；加大再生風量，提高再生效果，將脫硫液中的硫氫化鈉轉化為單質硫，提高脫硫效率，一般3 d～5 d 可恢復正常。

2.3.4 加大再生槽溢流量，通過壓濾機濾布過濾除油，加快系統恢復。

2.3.5 若脫硫前煤氣帶油含量持續偏高，即使采取以上措施，系統泡沫層仍不易形成，出現懸浮硫沉降堵塞脫硫塔填料或設備管道現象時，可適當置換部分被污染的脫硫液或更換耐油性更好的DSH 高硫容抑鹽催化劑。

3 萘、煤粉對脫硫系統的影響及解決措施

3.1 煤氣中萘、煤粉含量高的原因分析

煉焦溫度、爐頂空間溫度較高，炭化室煤裝不滿、爐頂空間大、焦爐煤氣停留時間長等因素都會造成煤氣中萘含量升高。集氣管壓力低于100 Pa、配合煤粒度細、熱浮力大等因素會造成煤氣中煤粉的含量急劇增加。

3.2 萘、煤粉對脫硫系統的影響

脫硫塔內萘、煤粉易與單質硫混合后掛在填料層和捕霧層上，進而將其堵塞，導致脫硫塔阻力上升快。

3.3 降低煤氣中萘、煤粉含量的措施

3.3.1 通過煤氣風機回流，將集氣管煤氣壓力穩定控制在100 Pa～150 Pa，控制爐頂空間溫度在800 ℃以下；通過控制裝煤量減少爐頂空間，降低煤氣在爐內的停留時間，從而降低煤氣中萘、煤粉的含量。

3.3.2 通過初冷器間接冷卻，使煤氣溫度降至18 ℃～21 ℃，煤氣溫度的降低利于萘的析出，并采用質量分數40%～60%的氨水冷凝液進行噴灑，可降低煤氣中萘、煤粉的含量。

3.3.3 煤氣經過初冷器冷卻除去部分萘后，進入電捕焦油器，焦油、萘被捕集，萘溶解在焦油中，隨焦油流出，電捕后焦爐煤氣中萘質量濃度一般可控制在200 mg/m3以下，可滿足脫硫系統對萘含量的要求。

4 脫硫系統漲液原因分析及解決措施

4.1 脫硫系統漲液原因分析

4.1.1 生成化合水

脫除硫化氫時，伴隨氧化還原反應，無論硫化氫轉化為硫磺還是副鹽（硫代鹽、硫酸鹽、硫氰酸鹽），硫化氫中的氫離子均會轉化為化合水。硫化氫轉化的反應式見式（1）～（4）。

理論上，每脫除1 t 硫化氫，將生成0.53 t 化合水，以產能100 萬t/a 的焦化企業為例，當煤氣發生量為5 萬m3/h、硫化氫質量濃度為5 g/m3～8 g/m3時，每日生成化合水3.18 t～5.09 t。

4.1.2 煤氣夾帶及飽和水的變化

焦爐煤氣因流速高、出口距設備頂部高度差小、捕霧設備效果差等因素易夾帶大量噴灑液進入脫硫塔，造成脫硫液液位上漲。

不同溫度下，煤氣中飽和水含量不同。在同樣壓力下，溫度越高，煤氣中飽和水含量越多，如果脫硫塔出口煤氣溫度低于進口煤氣溫度，那么煤氣中部分飽和水會留在脫硫系統。

4.1.3 外部水進入

貧富液泵和泡沫泵機封冷卻水、催化劑活化用水、蒸汽冷凝水、生活用水等外部水進入脫硫系統，都是造成脫硫系統漲液的潛在原因。

4.1.4 補加濃氨水

氨法脫硫中，脫硫液中的揮發氨在溫度升高時會產生逃逸，當脫硫塔出口煤氣溫度高于32 ℃時，脫硫液中的氨含量不能滿足脫硫要求（要求氨質量濃度在7 g/L 以上），脫硫效率降低，需要補充濃氨水來提供堿源。一般焦化廠采用蒸氨工序生產的濃氨水作為堿源補充到脫硫系統，會帶入一部分水。

4.2 減少脫硫系統漲液措施

4.2.1 在脫硫塔前煤氣管道增加捕霧器，減少煤氣夾帶。

4.2.2 控制脫硫塔出口煤氣溫度比進口高5 ℃以上，以焦炭產能100 萬t/a 為例，當煤氣發生量為5萬m3/h時，經過脫硫塔后，煤氣溫度從26 ℃提高到31 ℃，煤氣中飽和水將增加0.385 t/h，即脫硫系統理論上減少飽和水約9 t/d，大于脫硫反應化合水的生成量。

4.2.3 生產中勤巡檢，避免機封冷卻水進入脫硫系統；機封冷卻水及脫硫生活用水外排，禁止進入脫硫系統；催化劑活化用水改為脫硫液。

4.2.4 控制脫硫液及煤氣溫度，保持脫硫塔出口煤氣溫度小于32 ℃，減少氨逃逸，不補充濃氨水，或者將濃氨水、氨汽補入脫硫前煤氣系統。

5 結 語

焦爐煤氣與脫硫液的組分復雜、脫硫過程的副反應多，影響脫硫效率的因素也多，若不能及時發現潛在的風險、糾正平時操作中的一些不規范行為，久而久之會造成脫硫工序混亂。要使煤氣脫硫工序能夠長期穩定、高效運行，須從煤氣凈化的源頭入手，管控好初冷器、電捕焦油器、預冷器和洗苯塔的運行，減少煤氣中雜質進入脫硫系統，為脫硫系統創造良好的生產工況。