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长春东狮科技(集团)有限责任公司

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碱法脱硫总碱度低、副盐高原因分析及控制措施
发布时间:2021-09-09        浏览次数:42        返回列表
自2008年投产以来,湿法脱硫系统一直运行良好。随着近期高硫煤原料气的运用,给后工序湿法脱硫带来了沉重的负担,2015年8月5日,本厂湿法脱硫系统溶液出现异常,溶液组份紊乱,PH值下降,总碱度低,副盐高,出口H2S严重超指标,系统被迫减量生产、进行在线调节。

东狮技术人员亲临现场进行技术指导,与厂及车间共同探讨、研究,进行原因分析并制定控制调节措施,经过一个月的努力,溶液开始好转,现总结如下:

一、工艺基本情况简介

本厂净化主要是对焦炉煤气、水煤气进行脱硫,采用碱法脱硫、低塔再生、连续熔硫工艺,共用一套溶液系统,竹格栅填料脱硫塔。水煤气入口H2S≤2000mg/Nm3,处理量33000Nm3/h,两塔串联脱硫,气体属一次脱硫,出口H2S≤20mg

/Nm3;焦炉气入口H2S ≤300mg/Nm3,处理量32650Nm3/h,单塔运行;气体属二次脱硫,出口H2S≤20mg/Nm3。

工艺流程如下:

1、焦炉气系统:

焦化厂来焦炉气----30000m3气柜----干式电捕焦----罗茨鼓风机---脱硫塔(一台)---干式电捕---4M50压缩机

2、水煤气系统

造气来水煤气----20000m3气柜----洗气塔-----湿式电除尘-----罗茨鼓风机----2#水煤气脱硫塔-----1#水煤气脱硫塔-----干式电捕----4M50压缩机

二、原因分析

主要从两个方面考虑:

一是直接原因:

入工段H2S突然升高,入工段焦炉气中H2S最高1011mg/m3,而指标≤300mg/m3;入工段水煤气中H2S最高2915mg/m3,而指标≤2000mg/Nm3,特别是水煤气中H2S长期居高不下,同时溶液系统控制指标操作弹性小,将溶液的Na2CO3快速消耗,迅速破坏了溶液系统平衡,导致脱硫溶液组份恶化,总碱度下降至0.04mol/L;副盐升高,尤其是Na2SO4,最高达80g/L。

二是间接原因:

1、湿法脱硫装置问题

整个湿法脱硫系统操作弹性较小,只要原料气超出设计要求,系统出口指标就会发生变化,若长期原料气指标不达标,会导致整个脱硫系统紊乱。

煤气鼓风机打气量与后工序设计不匹配,因为此型号鼓风机为容积式,打气量一定,不能调节。单台煤气鼓风机每小时可送出24000m3煤气,2台煤气鼓风机工作每小时可送出48000m3煤气。而后工序对煤气的处理能力为30000m3/h。出脱硫塔的煤气,每小时18000 m3进行回流处理,煤气鼓风机重复做功能耗增加脱硫塔阻力增大,煤气载热增加导致溶液温度升高。

2、原料气杂质较多,通过循环水质、再生硫泡沫颜色及溶液挥发的气味可以推断出焦炉气中焦油等杂质较多,加速了溶液系统恶化;煤气中的焦油、粉尘对脱硫催化剂影响较大,焦油太高可能将催化剂包裹,降低了催化剂的氧化活性。

3、溶液温度

现装置对溶液温度没有有效调控手段,溶液温度受气温、煤气温度影响较大;尤其是夏季,较高溶液温度,加快了副盐生成,碱耗增加,脱硫效率下降。

4、提盐

湿法脱硫系统现有溶液约1200m3,现副盐提取每星期约15 m3,副盐提取量与溶液系统副盐增涨量比例严重失调。

熔硫釜熔硫清液50m3/d,熔硫后的清液中副盐含量较多,冷却沉淀池太小,没有充分有效降温与沉淀,接近70℃左右清液直接返回贫液槽,造成整个溶液系统副盐含量上升、超标,严重干扰再生,长期如此,定会使整个溶液系统瘫痪。

5、催化剂

从08年投产以来,溶液未进行彻底置换过,催化剂共更换过2次,起初是ADA、PDS、五氧化二钒、酒石酸钾钠;到2013年10月份,水煤气脱硫塔阻力较大,更改为JH-H催化剂;运行一年多后,2015年1月出现溶液组份紊乱,利用系统停车机会,通过调整恢复;半年后,2015年8月再次发生溶液组份紊乱失调。

溶液组份

从外观视觉上来看,溶液颜色较浅,溶液较稀,再生硫泡沫稀少,硫回收率极低;从分析角度来看,从开车生产到溶液不正常期间,溶液中Na2CO3含量就一直下降,从5g/L将至1g/L,同时催化剂含量较低,在10ppm左右,副盐呈现增加趋势,Na2S2O3、Na2SO4含量都有所上涨,分别由20g/L升至50g/L、30g/L升至70g/L,初步断定是溶液中的催化剂氧化能力不足,再生空气过量造成的。

三、处理措施及过程

1、化工原料

起初是增加Na2CO3添加量,以提高溶液总碱度及PH值,以正常添加量的2倍最高3倍量的添加,此方法持续一星期,然而无任何改善。然后又添加300Kg NaOH以快速提高溶液PH值,但效果也不理想。

2、置换溶液

加强脱硫溶液置换,每天外排20m3,共外排溶液270m3,可能因每天外排量太小,仅占溶液总体积的1/60,达不到预期的效果。再次商议决定进行大排大补来调节,从反应槽、再生槽、沉淀池外排溶液467 m3,共排6次,同时补充配置的新溶液,置换后,溶液明显好转,总碱度上升至0.12mol/L, Na2CO3由未检出至分析1.08g/L,(NaCNS、Na2S2O3、Na2SO4)三类副盐都有所降低,Na2SO4下降最快,降至55g/L。

3、再生调节

优化脱硫工艺操作及控制调节标准,以减缓副盐增长。主要是对再生操作进行优化,调节再生槽喷射器压力,从0.60 MPa降至0.45MPa,对再生空气量进行调节控制,因再生空气量无仪表数据显示,采用模拟小实验方式,来判断现再生操作空气量是否满足工艺要求,判断是缺氧还是过氧,避免时间一长,再次出现总碱度低、副盐高问题,也可使溶液充分氧化再生,减缓溶液副盐增长速度。

同时对反应槽富液静置沉降处理,受装置限制处理量较小,尽量提高富液槽液位,延长反应槽富液停留时间,使溶液中NaHS充分氧化析硫,以防止NaHS进入再生槽直接被空气中的O2氧化生成生成Na2S2O3和Na2SO4副盐。

4、催化剂

随着以后高硫煤原料气的运用以及溶液分析、纯碱和催化剂量,可以分析出:现采用的JH-H催化剂已不能满足系统工艺要求,8月19日更换“东狮”牌888高效脱硫催化剂,东狮公司技术人员全程参与,优化催化剂添加方式,用空气充分活化后,以均匀滴加方式补入脱硫系统,提高有效利用率,降低副盐的生成,也减缓环保压力。

四、总结

现系统现稳定运行,每天Na2CO3添加量1.5吨左右,总碱度0.30mol/L,溶液中Na2CO3 2.0-3.0g/L,PH值8.6;溶液中副盐无明显增长变化,Na2SO4 ≤45g/L;再生硫泡沫形成及溢流较好,硫磺回收率93%以上;出工序H2S稳定在10mg/m3以下,已基本稳定。

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