湿法脱硫的外部影响因素及解决措施

贾 鹏

（长春东狮科技（集团）有限责任公司，吉林 长春 130000）

引 言

湿法脱硫技术是当前焦化厂脱除硫化氢的主要技术，如何在现有工艺设备状态下提高湿法脱硫效率，满足环保要求，是企业的重点研究方向。对于焦化厂来说，湿法脱硫技术已经是成熟的技术，其工艺原理、技术指标控制已相对完善，但湿法脱硫系统的运行仍存在诸多问题，如煤气中焦油、洗油、萘、煤粉含量高，脱硫系统涨液等，本文针对这些问题，从脱硫塔的气体成分、补充碱源的质量、脱硫废液的处理等方面进行了分析，并提出了解决措施，现介绍如下。

1 焦化厂湿法脱硫分类

根据各个企业工艺路线选择的不同，脱硫工艺可分为负压脱硫和正压脱硫，所谓负压脱硫是指脱硫塔安装在鼓风机前，经电捕焦油器脱除焦油雾后的焦炉煤气在负压状态下进入脱硫塔，其优点是煤气未经鼓风机压缩升温，脱硫前可不设置煤气冷却设备。实际应用中正压脱硫工艺较普遍，正压脱硫又分为前置脱硫和后置脱硫。前置脱硫是指脱硫系统在洗苯塔前，一般以氨法脱硫为主，无需添加碱源，但异味大。后置脱硫是指脱硫塔在洗苯塔后，由于煤气中的氨在洗苯前被吸收处理，后置脱硫以碳酸钠为碱源。

2 焦油、洗油对脱硫系统的影响及解决措施

2.1 焦油、洗油的危害

煤气中焦油、洗油对脱硫系统的影响主要有两个方面：一是消泡。焦油、洗油本身具有消泡作用，在再生浮选过程中使脱硫再生槽内难以形成泡沫层，导致脱硫液中悬浮硫含量高，硫颗粒易附着在脱硫塔填料上[1]，造成脱硫塔堵塞，还有一些硫颗粒沉淀在槽底，日积月累会堵塞脱硫液管道，造成脱硫液循环量进出失衡，发生水封槽内液位降低、反应槽内脱硫液外溢、脱硫塔内液位升高后脱硫液进入煤气管道封堵煤气等事故。二是导致催化剂中毒。油类物质黏性强，易吸附在催化剂表面并将其包裹，从而使催化剂失活，无法有效参与再生反应，出现催化剂“中毒”现象。

2.2 焦油、洗油的来源分析

2.2.1 煤气夹带

焦炉产生的荒煤气经高压氨水喷洒，温度降至80 ℃左右，此时含有大量焦油、萘、煤粉等杂质，经初冷器冷却至18 ℃～21 ℃，可将煤气中90%以上的杂质除去，再经电捕焦油器进一步净化，将煤气中杂质质量浓度控制在30 mg/m3以下，能够满足脱硫生产的要求。但实际生产中，焦炉煤气成分受煤种、炉温、集气管压力的影响，煤气中杂质含量变化大，对于负压脱硫、前置氨法脱硫，一旦初冷器、电捕焦油器运行管理不到位，比如运行效果差，易造成煤气中含油超标，对负压脱硫及前置脱硫系统造成冲击；对于后置碱法脱硫，当洗苯塔捕雾器（层）效果变差、洗苯煤气温度超32 ℃时，洗苯后煤气夹带的洗油含量高，会对后置脱硫系统造成冲击[2]。

脱硫液属于碱性溶液，尤其是钠法脱硫液，油浮在脱硫液表面，不易辨别。煤气带油可定量定时通过煤气含油化验进行人工检测，也可将滤纸放置在脱硫塔前取样口处进行定性抽测。

2.2.2 含油浓氨水补充到脱硫系统

焦化厂多采用氨法脱硫，脱硫液中氨含量是保证脱硫效率的重要指标，一般氨质量浓度控制在7 g/L以上。理论上控制入脱硫塔煤气温度在32 ℃以下，可减少再生过程中的氨逃逸，煤气中的氨含量能够满足脱硫生产的要求。若煤气温度高于32 ℃，氨挥发损失大，脱硫液中氨含量不足，需将蒸氨系统生产的浓氨水补充到脱硫系统。焦化厂自产浓氨水中萘或轻质油含量高，若直接补充到脱硫液中，运行半年后，会导致脱硫液中油含量逐渐升高，泡沫逐渐减少，最终导致脱硫系统瘫痪。

2.3 脱硫系统含油高的解决措施

2.3.1 对于负压脱硫、前置氨法脱硫，重点做好初冷器、电捕焦油器、预冷器的运行管理，初冷器后煤气温度宜控制在18 ℃～21 ℃，每降低1 ℃，煤气中萘质量浓度减少约0.05 g/m3。通过初冷器冷却喷洒，可将大部分萘、焦油、煤粉从煤气中分离出来，再通过电捕焦油器、预冷器进一步减少煤气中的焦油、煤粉等杂质，保证进入脱硫塔煤气中的焦油质量浓度不大于30 mg/m3、萘质量浓度不大于200 mg/m3[3]。在初冷器、电捕焦油器和预冷器热洗、清扫时，调整脱硫再生塔液位，保持大溢流量，将杂质通过泡沫带出，避免消泡后单质硫沉积。对于后置碱法脱硫，要控制洗苯塔后煤气温度低于32 ℃，通过降低煤气温度来减少煤气夹带洗油量，并且定期更换洗苯塔顶部捕雾层或增设捕雾器，减少煤气夹带洗油。

2.3.2 不建议将浓氨水直接补充至脱硫系统，可将浓氨水或热氨汽补充到循环氨水系统或脱硫前煤气系统中，既能减少浓氨水带油对脱硫液的影响，又能减少脱硫系统液位上涨。若确需直接补充浓氨水至脱硫系统，应控制蒸氨塔顶分缩器温度在88 ℃～92 ℃，提高浓氨水质量分数至16%以上，减少脱硫液液位上涨；在蒸氨塔的剩余氨水系统增设陶瓷管过滤器或提高气浮除油机除油效率，降低浓氨水中的含油量。

2.3.3 酞菁钴类脱硫催化剂抗油性能差，一旦出现再生槽消泡、脱硫液发黑，基本上可定性为脱硫液含油造成的。首先要分析油的来源，从源头上进行治理，并按理论消耗量的2～3 倍添加催化剂，保证脱硫液中有效催化剂含量满足生产要求；加大再生风量，提高再生效果，将脱硫液中的硫氢化钠转化为单质硫，提高脱硫效率，一般3 d～5 d 可恢复正常。

2.3.4 加大再生槽溢流量，通过压滤机滤布过滤除油，加快系统恢复。

2.3.5 若脱硫前煤气带油含量持续偏高，即使采取以上措施，系统泡沫层仍不易形成，出现悬浮硫沉降堵塞脱硫塔填料或设备管道现象时，可适当置换部分被污染的脱硫液或更换耐油性更好的DSH 高硫容抑盐催化剂。

3 萘、煤粉对脱硫系统的影响及解决措施

3.1 煤气中萘、煤粉含量高的原因分析

炼焦温度、炉顶空间温度较高，炭化室煤装不满、炉顶空间大、焦炉煤气停留时间长等因素都会造成煤气中萘含量升高。集气管压力低于100 Pa、配合煤粒度细、热浮力大等因素会造成煤气中煤粉的含量急剧增加。

3.2 萘、煤粉对脱硫系统的影响

脱硫塔内萘、煤粉易与单质硫混合后挂在填料层和捕雾层上，进而将其堵塞，导致脱硫塔阻力上升快。

3.3 降低煤气中萘、煤粉含量的措施

3.3.1 通过煤气风机回流，将集气管煤气压力稳定控制在100 Pa～150 Pa，控制炉顶空间温度在800 ℃以下；通过控制装煤量减少炉顶空间，降低煤气在炉内的停留时间，从而降低煤气中萘、煤粉的含量。

3.3.2 通过初冷器间接冷却，使煤气温度降至18 ℃～21 ℃，煤气温度的降低利于萘的析出，并采用质量分数40%～60%的氨水冷凝液进行喷洒，可降低煤气中萘、煤粉的含量。

3.3.3 煤气经过初冷器冷却除去部分萘后，进入电捕焦油器，焦油、萘被捕集，萘溶解在焦油中，随焦油流出，电捕后焦炉煤气中萘质量浓度一般可控制在200 mg/m3以下，可满足脱硫系统对萘含量的要求。

4 脱硫系统涨液原因分析及解决措施

4.1 脱硫系统涨液原因分析

4.1.1 生成化合水

脱除硫化氢时，伴随氧化还原反应，无论硫化氢转化为硫磺还是副盐（硫代盐、硫酸盐、硫氰酸盐），硫化氢中的氢离子均会转化为化合水。硫化氢转化的反应式见式（1）～（4）。

理论上，每脱除1 t 硫化氢，将生成0.53 t 化合水，以产能100 万t/a 的焦化企业为例，当煤气发生量为5 万m3/h、硫化氢质量浓度为5 g/m3～8 g/m3时，每日生成化合水3.18 t～5.09 t。

4.1.2 煤气夹带及饱和水的变化

焦炉煤气因流速高、出口距设备顶部高度差小、捕雾设备效果差等因素易夹带大量喷洒液进入脱硫塔，造成脱硫液液位上涨。

不同温度下，煤气中饱和水含量不同。在同样压力下，温度越高，煤气中饱和水含量越多，如果脱硫塔出口煤气温度低于进口煤气温度，那么煤气中部分饱和水会留在脱硫系统。

4.1.3 外部水进入

贫富液泵和泡沫泵机封冷却水、催化剂活化用水、蒸汽冷凝水、生活用水等外部水进入脱硫系统，都是造成脱硫系统涨液的潜在原因。

4.1.4 补加浓氨水

氨法脱硫中，脱硫液中的挥发氨在温度升高时会产生逃逸，当脱硫塔出口煤气温度高于32 ℃时，脱硫液中的氨含量不能满足脱硫要求（要求氨质量浓度在7 g/L 以上），脱硫效率降低，需要补充浓氨水来提供碱源。一般焦化厂采用蒸氨工序生产的浓氨水作为碱源补充到脱硫系统，会带入一部分水。

4.2 减少脱硫系统涨液措施

4.2.1 在脱硫塔前煤气管道增加捕雾器，减少煤气夹带。

4.2.2 控制脱硫塔出口煤气温度比进口高5 ℃以上，以焦炭产能100 万t/a 为例，当煤气发生量为5万m3/h时，经过脱硫塔后，煤气温度从26 ℃提高到31 ℃，煤气中饱和水将增加0.385 t/h，即脱硫系统理论上减少饱和水约9 t/d，大于脱硫反应化合水的生成量。

4.2.3 生产中勤巡检，避免机封冷却水进入脱硫系统；机封冷却水及脱硫生活用水外排，禁止进入脱硫系统；催化剂活化用水改为脱硫液。

4.2.4 控制脱硫液及煤气温度，保持脱硫塔出口煤气温度小于32 ℃，减少氨逃逸，不补充浓氨水，或者将浓氨水、氨汽补入脱硫前煤气系统。

5 结 语

焦炉煤气与脱硫液的组分复杂、脱硫过程的副反应多，影响脱硫效率的因素也多，若不能及时发现潜在的风险、纠正平时操作中的一些不规范行为，久而久之会造成脱硫工序混乱。要使煤气脱硫工序能够长期稳定、高效运行，须从煤气净化的源头入手，管控好初冷器、电捕焦油器、预冷器和洗苯塔的运行，减少煤气中杂质进入脱硫系统，为脱硫系统创造良好的生产工况。