吳建仁(呂梁煤炭工業(yè)學(xué)校 032200)

一、脫硫工藝系統(tǒng)

1.原設(shè)計系統(tǒng)

2.來自冷鼓工段煤氣鼓風(fēng)機后的煤氣進入脫硫工段后，首先進入煤氣預(yù)冷塔，與預(yù)冷塔塔頂噴灑而下的循環(huán)冷卻液接觸，煤氣被冷卻至25℃～30℃；循環(huán)冷卻液從塔下部用泵抽出送至循環(huán)液冷卻器，用低溫水冷卻至23℃～28℃后進入預(yù)冷塔頂循環(huán)噴灑。所需補充循環(huán)冷卻液來自冷凝工段部分剩余氨水，富余的循環(huán)冷卻液返回冷凝工段。 經(jīng)預(yù)冷塔冷卻后的煤氣并聯(lián)進入脫硫塔A、脫硫塔B，與脫硫塔頂噴淋下來的脫硫溶液逆流接觸，吸收煤氣中的硫化氫和氨，氨作為脫硫溶液的堿源補充。脫硫后的煤氣相繼進入后續(xù)硫銨工段和粗苯工段進行凈化，然后進入甲醇氣柜和回到焦爐及用戶。

2.存在問題

(1)焦化設(shè)計入脫硫塔前焦爐煤氣中H2S含量不大于10g/m3,經(jīng)脫硫凈化后煤氣中含H2S不大于100mg/m3。甲醇生產(chǎn)工藝要求進入甲醇生產(chǎn)線的煤氣中H2S含量應(yīng)不大于20mg/m3。

(2)根據(jù)往年實際，每逢夏季，當?shù)卮髿鉁囟?7-30℃，一次新水進水溫度為13-15℃.進入脫硫系統(tǒng)的煤氣溫度為38-40℃，經(jīng)過脫硫工段煤氣預(yù)冷塔后的煤氣溫度達到28-30℃。脫硫循環(huán)溶液溫度為38-41℃，揮發(fā)氨低于3mg/L以下，脫硫廢液又不能及時排走，脫硫溶液活性差，吸收效果不好，導(dǎo)致脫硫后煤氣中H2S含量嚴重超標，甚至超過200mg/m3。脫硫工段無法保證其外送煤氣中硫化氫含量達標，對后續(xù)工段造成很大影響。

二、原因分析

1.冷鼓工段初冷器冷卻效果差，煤氣進入脫硫工段前溫度超標，脫硫系統(tǒng)熱負荷增大。

2.脫硫系統(tǒng)兩座脫硫塔并聯(lián)運行，進入脫硫塔的脫硫液流量分配不均。

3.兩個脫硫塔并聯(lián)運行，進入脫硫塔的脫硫液溫度同高同低，降幅受到限制，與塔內(nèi)通過的煤氣熱交換所需熱容不適應(yīng)。

4.進入兩個脫硫塔的煤氣量分配不均勻，氣液兩相間界面溫差不穩(wěn)，吸收動力不足，脫硫液對煤氣中H2S的吸收效果差。

三、技改項目

目的

對系統(tǒng)重新整合，根據(jù)季節(jié)選擇不同運行方式；對進入脫硫溶液換熱器冷卻水管道進行技改，改善脫硫溶液換熱器冷卻效果，保證脫硫溶液溫度。

方案

將兩塔并聯(lián)運行改為串聯(lián)運行與并聯(lián)運行兩用系統(tǒng)，保留一個事故槽。在夏季運行效果不好時，采用串聯(lián)運行，在冬季熱負荷降低時，可以并聯(lián)運行或者一開一備運行，相當于增加了一套濕法脫硫裝置。過程中主要對脫硫溶液槽與溶液泵之間的溶液管道和脫硫塔液封槽到溶液槽之間溶液管道進行補充配置。重新配置脫硫溶液冷卻系統(tǒng)中￠500的低溫水上水管與回水管。

四、技改后工藝系統(tǒng)

1.脫硫溶液槽與溶液循環(huán)泵之間的管道技改（附圖1）

技改后，1#、2#脫硫溶液循環(huán)泵自1#溶液槽抽取脫硫液供至1#脫硫系統(tǒng)，原3#脫硫溶液循環(huán)泵自3#溶液槽抽取脫硫液供至2#脫硫系統(tǒng)。這樣兩套脫硫系統(tǒng)各自獨立形成閉路循環(huán)，串聯(lián)使用，可以單獨評價其脫硫效果，采取對應(yīng)調(diào)整措施，提高脫硫效率。

2.脫硫塔液封槽后到1#溶液槽的溶液管道技改（附圖2）

在1#脫硫塔液封槽出口閥與2#脫硫塔液封槽出口閥之間加一個D N600的不銹鋼閘閥Z3，在回1#脫硫溶液槽之前的溶液管道上加一D N400不銹鋼閘閥Z4，然后如圖用￠400的不銹鋼管道(虛線部分)連接將1#脫硫塔液封槽的溶液送回到1#脫硫溶液槽，2#脫硫塔液封槽的溶液送回到3#溶液槽。

技改后，原來并聯(lián)運行的兩個系統(tǒng)單獨分列運行，可實現(xiàn)兩系統(tǒng)串聯(lián)或并聯(lián)運行。脫硫溶液按照下圖所示1#脫硫液系統(tǒng)和2#脫硫液系統(tǒng)單獨循環(huán)運行。運行中，根據(jù)各系統(tǒng)工藝指標分析數(shù)據(jù)判斷其運行情況，及時調(diào)節(jié)操作。

A：1#脫硫液系統(tǒng)B:2#脫硫液系統(tǒng)

五、改造后運行效果

從下表中可看出，技改前的2013年4月與技改后的2014年4月相比較，有以下特點。

1.技改前，脫硫塔前煤氣中H2S含量平均為1.475g/m3，技改后，脫硫塔前煤氣中H2S含量平均為1.45g/m3,相差0.025g/m3,占技改前總量的1.7%，基本一致，表明技改前后焦化生產(chǎn)條件沒有太大變化生產(chǎn)穩(wěn)定。

2.技改前后脫硫塔后煤氣中H2S含量有明顯變化。技改前,脫硫塔后煤氣中月平均H2S含量為141.3mg/m3，其中，前半月平均181.3mg/m3,后半月平均101.3mg/m3。技改后脫硫塔后煤氣中月平均H2S含量為90.4mg/m3,其中，前半月平均為105.3mg/m3，后半月平均為75.5mg/m3.脫硫效果平均提高36%，完全達到設(shè)計要求。

3.技改后有一個工藝調(diào)整適應(yīng)期。從技改后逐日統(tǒng)計數(shù)據(jù)來看，在1-10號期間，脫硫塔后煤氣中H2S含量出現(xiàn)波動，2號達到上旬最大值131mg/m3,10號達到上旬最小77mg/m3,11號之后趨于穩(wěn)定并逐漸下降，效果明顯。

4.技改前，脫硫溶液對煤氣中H2S的吸收率為90.4%；技改后，脫硫溶液對煤氣中H2S的吸引率為93.8%，提高了3.4%，證明了通過對脫硫溶液的冷卻系統(tǒng)改造取得了一定效果。

5.對比脫硫塔前后煤氣中H2S含量，在同樣的吸收效果情況下，塔前煤氣中H2S含量越高，塔后煤氣中H2S達標越差。所以，脫硫溶液的再生效果是保證脫硫的重要因素。

6.氣溫對冷鼓工段煤氣溫度有明顯的影響，需要強化對前置工段的工藝管理。

技改前技改后技改前技改后日 煤氣中日 煤氣中日 煤氣中日 煤氣中期H 2S含 期H 2S含 期H 2S含 期H 2S含量量量量脫脫脫脫脫脫脫脫硫硫 硫硫 硫硫 硫硫201塔塔201塔 塔201塔 塔2014塔 塔3.4前后4.4前 后3.4前 后.4前 后g/mggmggmgg/mg m3 m/3m/3/m3 m/3/m3m3/m3 1 1.18 1 1.125 16 1.94 16 1.97 792 696956 2 1.17 2 1.131 17 1.98 17 1.94 621626053

3 1.17 3 1.109 18 1.117 18 1.92 553 353826 4 1.15 4 1.111 19 1.97 19 1.99 82 7 8156 5 2.19 5 1.95 20 2.111 20 1.87 010 910152 6 1.13 6 1.104 21 1.95 21 1.85 761 767561 7 1.22 7 1.106 22 1.105 22 1.89 250 152555 8 1.23 8 1.93 23 1.100 23 1.82 261 061652 9 1.27 9 1.113 24 1.113 24 1.48 537 535354 10 1.22 10 1.77 25 1.135 25 1.64 364363962 11 1.18 11 1.62 26 1.132 26 1.62 174272549 12 1.15 12 1.77 27 1.141 27 1.54 251353232 13 1.16 13 1.88 28 1.114 28 1.73 291393322 14 1.13 14 1.85 29 1.89 29 1.53 329322519 15 1.13 15 1.97 30 1.92 30 1.54 383282424平1.18 1.105 1.101 1.75.均491.45.346.3455 3

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