淺談外部因素對(duì)濕法脫硫的影響

賈 鵬

(長(zhǎng)春東獅科技(集團(tuán))有限公司, 吉林長(zhǎng)春 130000)

1 焦油、洗油對(duì)脫硫系統(tǒng)的影響及應(yīng)對(duì)措施

1.1 焦油、洗油的危害

煤氣中焦油、洗油對(duì)脫硫系統(tǒng)的影響主要有兩個(gè)方面：一是消泡。焦油、洗油本身具有消泡作用，再生浮選過(guò)程中,在脫硫再生槽內(nèi)難以形成泡沫層，脫硫液中懸浮硫含量高，硫顆粒易附著在脫硫塔填料上，造成脫硫塔堵塞[1]；硫顆粒沉淀在槽底，日積月累會(huì)堵塞脫硫液管道，出現(xiàn)脫硫液循環(huán)量進(jìn)出失衡現(xiàn)象，引發(fā)脫硫液吸空、冒槽、淹塔封煤氣等事故。二是催化劑中毒。油類物質(zhì)黏性強(qiáng)，易吸附或包裹在催化劑表面，從而造成催化劑失活，無(wú)法有效參與再生反應(yīng)。

1.2 焦油、洗油的來(lái)源分析

1.2.1 煤氣夾帶

焦?fàn)t產(chǎn)生的荒煤氣經(jīng)高壓氨水噴灑后溫度降至80 ℃左右。荒煤氣中含有大量的焦油、萘、煤粉等雜質(zhì)，經(jīng)初冷器冷卻降溫至18～21 ℃時(shí)，可將煤氣中90%以上的雜質(zhì)去除，再經(jīng)過(guò)電捕焦油器進(jìn)一步凈化，煤氣中雜質(zhì)質(zhì)量濃度控制在50 mg/m3以下，能夠滿足工藝要求。實(shí)際生產(chǎn)中，焦?fàn)t煤氣成分受煤種、爐溫、集氣管壓力的影響，煤氣中雜質(zhì)含量變化大，一旦初冷器、電捕焦油器運(yùn)行效果差，或者是初冷器、電捕焦油器處于熱洗清掃期間，易造成煤氣含油超標(biāo)，對(duì)負(fù)壓脫硫及前置脫硫系統(tǒng)造成沖擊。洗苯塔捕霧器(層)效果差以及洗苯煤氣溫度超過(guò)32 ℃時(shí)，洗苯后煤氣夾帶洗油高，對(duì)后置脫硫系統(tǒng)造成沖擊[2]。

煤氣帶油可通過(guò)煤氣含油化驗(yàn)進(jìn)行定量監(jiān)測(cè)，也可使用濾紙?jiān)诿摿蛩叭涌谔幬斩ㄐ员O(jiān)測(cè)(見圖1)。

(a) 濾紙正面

圖1中可看出煤氣夾帶洗油嚴(yán)重。實(shí)踐證明，脫硫液屬于堿性溶液，油類在脫硫液中不分層，在脫硫液中不易辨別。

1.2.2 含油濃氨水補(bǔ)充到脫硫系統(tǒng)

焦化廠采用氨法脫硫工藝較多。脫硫液中氨含量是保證脫硫效率的重要指標(biāo)，一般控制氨質(zhì)量濃度在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(guò)程中氨逃逸，煤氣中的氨含量能夠滿足脫硫工藝要求。如果入脫硫塔煤氣溫度高于32 ℃，氨揮發(fā)損失大，脫硫液中氨含量不足時(shí)，一般需將蒸氨生產(chǎn)的濃氨水補(bǔ)充到脫硫系統(tǒng)。

通常濃氨水的顏色為淡黃色。焦化廠自產(chǎn)濃氨水中因萘或輕質(zhì)油含量高，導(dǎo)致顏色發(fā)黃或發(fā)黑。濃氨水直接補(bǔ)充到脫硫液后半年,脫硫液顏色逐漸變?yōu)樯罹G甚至發(fā)黑，泡沫逐漸減少，最終脫硫系統(tǒng)癱瘓。

(a) 濃氨水中萘、輕質(zhì)油含量多

1.3 解決措施

1.3.1 優(yōu)化脫硫系統(tǒng)前煤氣指標(biāo)

對(duì)于負(fù)壓脫硫、前置氨法脫硫，重點(diǎn)做好初冷器、電捕焦油器、預(yù)冷器的運(yùn)行管理。初冷器后煤氣溫度宜控制在18～21 ℃，每降低1 ℃，煤氣中含萘質(zhì)量濃度約減少0.05 g/m3。通過(guò)初冷器冷卻噴灑可將大部分萘、焦油、煤粉從煤氣中分離出去，再通過(guò)電捕焦油器、預(yù)冷器，進(jìn)一步降低煤氣中的焦油、煤粉等雜質(zhì)，保證進(jìn)入脫硫塔煤氣中的焦油質(zhì)量濃度小于50 mg/m3、萘質(zhì)量濃度小于200 mg/m3[3]。初冷器、電捕焦油器、預(yù)冷器熱洗清掃時(shí)，調(diào)整脫硫再生塔液位調(diào)節(jié)器，保持大溢流，通過(guò)泡沫將雜質(zhì)帶出，避免消泡后單質(zhì)硫沉積。

對(duì)于后置堿法脫硫，要控制洗苯塔后煤氣溫度低于32 ℃。通過(guò)降低煤氣溫度，以及定期更換洗苯塔頂部捕霧層或增設(shè)捕霧器，減少煤氣夾帶洗油。

1.3.2 補(bǔ)氨位置的選擇

濃氨水不建議直接補(bǔ)充至脫硫液系統(tǒng)，可將濃氨水或熱氨氣補(bǔ)充到循環(huán)氨水系統(tǒng)或脫硫前煤氣系統(tǒng)中，既能減少濃氨水帶油對(duì)脫硫液的影響，又能避免脫硫系統(tǒng)漲液。受條件限制，濃氨水確需補(bǔ)充脫硫系統(tǒng)時(shí)，應(yīng)控制蒸氨塔頂部分縮器溫度在88～92 ℃，提高濃氨水質(zhì)量分?jǐn)?shù)至15%以上。增設(shè)陶瓷管過(guò)濾器,提高氣浮除油機(jī)除油效率，對(duì)剩余氨水預(yù)處理除油，降低蒸氨塔蒸餾出的氨水含油量。

1.3.3 補(bǔ)充催化劑

酞菁鈷類催化劑抗油性能差，一旦出現(xiàn)再生槽消泡、脫硫液發(fā)黑現(xiàn)象，基本上可定性為脫硫液含油所致。首先,分析油的來(lái)源，采取措施進(jìn)行源頭治理;其次,按理論消耗量的2～3倍添加催化劑，保持脫硫液中有效催化劑含量滿足生產(chǎn)要求;最后,加大再生風(fēng)量，提高再生效果，將脫硫液中的硫氫化鈉轉(zhuǎn)化為單質(zhì)硫，提高脫硫效率。采取措施后,一般3～5 d后脫硫系統(tǒng)即可恢復(fù)正常。

1.3.4 壓濾除油

加大再生槽溢流，通過(guò)壓濾機(jī)濾布過(guò)濾除油，加快脫硫系統(tǒng)恢復(fù)正常。

1.3.5 添加洗衣粉

1.3.6 采用抗油性好的催化劑

脫硫前煤氣帶油含量持續(xù)升高，即使采取相關(guān)措施，系統(tǒng)泡沫層也不易形成，懸浮硫易沉降堵塞脫硫塔填料或設(shè)備管道。此時(shí)，建議將催化劑更換為DSH型高硫容抑鹽催化劑。該催化劑是多金屬催化中心復(fù)合型催化劑，抗油發(fā)泡性能好，硫容高，脫硫效率高，可應(yīng)對(duì)煤氣持續(xù)帶油的惡劣生產(chǎn)狀態(tài)，解決脫硫液帶油消泡、懸浮硫沉降堵塞設(shè)備的問題。

2 萘、煤粉對(duì)脫硫系統(tǒng)的影響及應(yīng)對(duì)措施

2.1 煤氣中萘、煤粉含量高的原因分析

較高的煉焦溫度、爐頂空間溫度,以及炭化室煤裝不滿、焦?fàn)t煤氣停留時(shí)間長(zhǎng)等因素都會(huì)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(xì)、熱浮力大等因素會(huì)造成煤氣中煤粉含量急劇增加[4]。

2.2 萘、煤粉對(duì)脫硫的影響

脫硫塔內(nèi)萘、煤粉易與單質(zhì)硫聚合，懸浮掛料在填料層、捕霧層上，導(dǎo)致脫硫塔阻力上升快。

2.3 降低煤氣中萘、煤粉含量的措施

通過(guò)煤氣風(fēng)機(jī)回流，穩(wěn)定控制集氣管煤氣壓力為100～150 Pa，控制爐頂空間溫度在800 ℃以下，采取措施控制裝煤量，減少爐頂空間，降低煤氣停留時(shí)間。

通過(guò)初冷器間接冷卻，將煤氣的溫度控制在18～21 ℃。煤氣流速的降低利于萘、煤粉的析出，采用體積分?jǐn)?shù)為40%～60%的輕質(zhì)焦油、氨水冷凝液噴灑吸收，降低煤氣中大部分萘和煤粉的含量。

煤氣經(jīng)過(guò)初冷器冷卻除萘后，進(jìn)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?fàn)t煤氣中，萘的質(zhì)量濃度一般控制在200 mg/m3以下，可滿足脫硫系統(tǒng)對(duì)萘、煤粉含量的要求。

3 焦?fàn)t煤氣脫硫系統(tǒng)漲液原因分析及應(yīng)對(duì)措施

3.1 脫硫系統(tǒng)漲液原因分析

3.1.1 化合水

無(wú)醛標(biāo)簽遵循一物一碼機(jī)制，每枚標(biāo)簽都有一組對(duì)應(yīng)的二維碼、序列號(hào)及安全碼。標(biāo)簽激活之后會(huì)綁定獨(dú)一無(wú)二的追溯信息，可掃描下圖中的演示二維碼查看追溯頁(yè)面。

脫除硫化氫時(shí)，伴隨氧化還原反應(yīng)，不管硫化氫轉(zhuǎn)化為硫黃還是副鹽(硫代鹽、硫酸鹽、硫氰酸鹽)，硫化氫中的氫離子均會(huì)轉(zhuǎn)化為化合水,反應(yīng)式如下。

(1)

(2)

(3)

(4)

理論上，每脫除1 t硫化氫生成0.53 t化合水，以100萬(wàn)t/a焦炭產(chǎn)能為例，煤氣發(fā)生量為5萬(wàn)m3/h，硫化氫質(zhì)量濃度為5～8 g/m3，生成化合水質(zhì)量為3.18～5.09 t/d。

3.1.2 煤氣夾帶及飽和水

焦?fàn)t煤氣因流速高、出口距設(shè)備頂部高度差小、捕霧設(shè)備效果差等因素,易夾帶大量噴灑液進(jìn)入脫硫塔，造成脫硫液漲液。

同樣壓力下，溫度越高,煤氣含飽和水越多。如果脫硫塔出口煤氣溫度低于進(jìn)口煤氣溫度，則煤氣中部分飽和水會(huì)進(jìn)入脫硫系統(tǒng)。

3.1.3 外部水

泡沫泵機(jī)封冷卻水、催化劑活化用水、蒸汽凝水、生活用水等外部水進(jìn)入脫硫系統(tǒng)。

3.1.4 補(bǔ)加濃氨水

氨法脫硫中，脫硫液中的揮發(fā)氨隨溫度升高產(chǎn)生逃逸。脫硫塔出口煤氣溫度高于32 ℃，焦?fàn)t煤氣中的氨不能滿足脫硫所需的氨質(zhì)量濃度要求(≥7 g/L)，脫硫效率降低，需要補(bǔ)充濃氨水來(lái)提高堿源。一般焦化廠利用蒸氨工序產(chǎn)生的濃氨水補(bǔ)充進(jìn)入脫硫系統(tǒng)，以100萬(wàn)t/a焦炭產(chǎn)能為例，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為10%～12%的濃氨水產(chǎn)量約為30 t/d。

3.2 減少脫硫液漲液的措施

在脫硫塔前煤氣管道處增加捕霧器，并在煤氣管道上增設(shè)水封，減少煤氣夾帶。

控制脫硫塔出口煤氣溫度高于進(jìn)口煤氣溫度5 ℃以上。以100萬(wàn)t/a焦炭產(chǎn)能為例，煤氣發(fā)生量為5萬(wàn)m3/h，經(jīng)過(guò)脫硫塔后，煤氣溫度從26 ℃提高到31 ℃，煤氣中飽和水質(zhì)量流量將增加到0.385 t/h，即理論上脫硫系統(tǒng)減少飽和水質(zhì)量約為9 t/d，大于脫硫反應(yīng)化合水的生成量。

生產(chǎn)中勤巡檢，避免機(jī)封冷卻水竄漏進(jìn)入脫硫系統(tǒng)；機(jī)封冷卻水及脫硫生活用水外排，禁止進(jìn)入脫硫系統(tǒng)；催化劑活化用水改為脫硫液活化。

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(bǔ)充濃氨水，或者將濃氨水、氨氣補(bǔ)入脫硫前煤氣系統(tǒng)。

4 結(jié)語(yǔ)

焦?fàn)t煤氣與脫硫液的組分復(fù)雜,脫硫過(guò)程中副反應(yīng)多，影響脫硫效率的因素也多，若不能及時(shí)發(fā)現(xiàn)潛在的風(fēng)險(xiǎn),糾正平時(shí)操作中的不規(guī)范行為，會(huì)造成脫硫工序的混亂。為保證煤氣脫硫工序長(zhǎng)期穩(wěn)定、高效運(yùn)行，要從煤氣凈化的源頭入手，管控好初冷器、電捕焦油器、預(yù)冷器或洗苯塔的運(yùn)行，避免煤氣中的雜質(zhì)進(jìn)入脫硫系統(tǒng)，為脫硫系統(tǒng)創(chuàng)造良好的生產(chǎn)工況。