变脱系统使用DSH型高硫容抑盐脱硫催化剂情况总结

李进晓,岳元亮,王 建,刘德宝

(长春东狮科技(集团)有限责任公司, 吉林长春 130031)

江苏戴梦特化工科技股份有限公司变脱塔装置原来是鼓泡吸收+喷淋塔设计，其变脱塔顶部为1层泡罩，中部是喷淋段。由于原变脱塔装置脱硫效率低(变脱气入口H2S质量浓度为90～120 mg/m3，变脱气出口H2S质量浓度为40～60 mg/m3)，2020年7月由长春东狮科技(集团)有限责任公司(简称东狮公司)对其进行改造设计。新变脱塔装置采用东狮公司专利技术——无填料高效传质技术，8月初技改完后投入运行。运行初期在使用原有催化剂的情况下，脱硫净化度大幅度提高，变脱气出口H2S质量浓度在25 mg/m3以下，但还未达到最佳工艺指标。为了进一步提高脱硫净化度[1]，同年10月底将原催化剂改为“东狮”牌DSH型高硫容抑盐脱硫催化剂(简称DSH催化剂)。

结果显示：脱硫效率和脱硫精度都达到了设计的技术指标要求[2](变脱后H2S质量浓度为10 mg/m3以下)；调试期间在没有补充碱源的情况下溶液碱度未下降，副反应得到了有效控制，副盐呈下降趋势；同时运行费用也大幅度降低(因降低溶液循环量每天可节约电费约860元)，为后工序稳定运行提供了保障。

1 装置简介

使用DSH催化剂前，变脱系统运行工艺参数：变换气体积流量为30 000 m3/h；变换气压力为1.4 MPa；变脱塔入口H2S质量浓度为90～120 mg/m3；溶液循环量为200～250 m3/h；脱硫液温度为40～44 ℃；再生压力为0.38～0.4 MPa；溶液保有量为130 m3。

装置主要配置见表1。

表1 主要设备规格参数

该装置特点为：(1)变脱塔空速高，改造前使用泡罩吸收时有液泛现象，造成变脱塔阻力高；(2)变脱压力高，变换气中CO2含量高、分压大，对碱液吸收H2S产生一定影响[3]；(3)吸收剂为NaOH溶液。

2 工艺流程

2.1 变换气

变换气经气液分离器后进入变脱塔底部，在塔内自下而上依次经过4层高效传质QYD内件，与从塔顶下来的溶液充分接触，吸收变换气中的H2S气体，后经气液分离器回到压缩工段。

2.2 脱硫液

再生后的脱硫贫液经液位调节器进入贫液槽，经溶液泵输送到变脱塔顶部，再自上而下依次折流经过4层QYD内件，吸收H2S后的脱硫富液在系统压力作用下从塔底经自动调节阀门输送到再生槽顶部的喷射器内，吸收空气中的氧使催化剂得到再生，再经液位调节器进入贫液槽循环使用。

2.3 硫泡沫

从再生槽顶部浮选出的硫泡沫进入硫泡沫储槽，再经泡沫泵输送到板框压滤机进行压滤；过滤水分后的硫膏，利用液下泵输送到熔硫釜进行熔硫，加工成的硫黄可作为产品出售。

3 原因分析及解决措施

变换气脱硫更换DSH催化剂前，变脱后H2S质量浓度偏高(20～30 mg/m3)的原因为：(1)原变脱塔塔径小，塔内气速高，脱硫液与变换气接触时间短，影响吸收效果;(2)催化剂氧化溶液中HS-不彻底，溶液质量差，影响吸收效果;(3)pH值偏低，降低了碱液吸收H2S的速率;(4)变换气中CO2体积分数大约在30%，分压大，造成溶液中碳酸氢钠(NaHCO3)与碳酸钠(Na2CO3)的比例失调。

变换气脱硫换DSH催化剂前，变脱塔阻力(25～40 kPa)超过正常运行指标的原因为：(1)溶液质量差，悬浮硫高，塔内发泡形成气阻；(2)塔底控制液位高，下液不畅，形成气阻,导致塔压差波动。

根据上述原因分析，决定在不改变原有工艺、设备的情况下，将原催化剂更换为DSH催化剂，充分利用其硫容高、抑盐、抗干扰能力强等特点，通过优化溶液组分，改善溶液质量，达到提高脱硫效率的目的；同时，利用DSH催化剂抑盐特性，降低变脱塔底部液位和溶液密度，达到降低变脱塔阻力的目的。

初始配制溶液方案为：DSH催化剂更换调试周期为10 d，初始提浓时间5 d左右，提浓期间总添加量为170 kg，见表2。脱硫催化剂的添加方式为白班和中班补加进入系统，夜班不投加，并根据溶液中催化剂的质量浓度和出口H2S质量浓度的变化，及时对催化剂的添加量进行适度调整。

表2 DSH催化剂的添加量

正常生产时补加催化剂方案为：(1)实际DSH催化剂添加质量为5～7.5 kg/d，根据分析结果和出口H2S质量浓度结果进行及时调整；(2)用软水溶解催化剂，不需要活化，搅拌至完全溶解后均匀滴加至系统；(3)脱硫液液碱添加质量初始保持不变，随着DSH催化剂的加入，液碱添加质量根据溶液碱度分析结果和出口H2S质量浓度结果及时调整。

4 使用DSH运行情况分析

投加DSH催化剂前，开大溶液泵,溶液循环量为240 m3/h，开7支喷射器，再生压力为0.38～0.4 MPa，变脱前H2S质量浓度为90～120 mg/m3，变脱后H2S质量浓度为24～35 mg/m3，变脱塔阻力为30～35 kPa。

2020年10月27日上午按计划投加DSH催化剂，5天后根据溶液分析情况以及脱硫后H2S、硫泡沫情况及时调整催化剂的投加量,相关数据见表3。

表3 DSH催化剂投加前后相关数据对比表

结果发现：(1)在没有补充碱的前提下，溶液中Na2CO3质量浓度由4.24 g/L提高到6.36 g/L，NaHCO3质量浓度小幅度下降，但溶液中总碱度没有发生太大变化；(2)溶液的pH值由8.09提高到8.62；(3)贫液氧化电位也由-31 mV逐渐提高到+26 mV；(4)在入口H2S质量浓度不变、溶液循环量不变的情况下，当天下午出口H2S质量浓度降到10 mg/m3以下，第二天后始终稳定在5 mg/m3。

后期为了验证DSH催化剂的性能，采取故意降低变脱溶液循环量至160 m3/h(喷射器减到只开4支，因降低溶液循环量，每天可节约电费约860元左右)、逐步提高变脱前H2S质量浓度至170 mg/m3、逐渐减少DSH催化剂的投加质量(最少时每天只投加5 kg)、降低溶液中DSH催化剂质量浓度(1.5 g/L左右)等方法，结果表明：变脱后H2S质量浓度≤5.1 mg/m3，且长时间控制在1.7 mg/m3，脱硫效率和脱硫精度得到了保障(变脱后H2S质量浓度大幅度下降，减轻了H2S对后工段设备的腐蚀，同时也降低了后工段精脱硫剂的用量)。

5 结语

该装置在所有工况没有改变的情况下，利用DSH催化剂硫容高、抑盐的特性，通过优化溶液组分，大大提高了变脱系统的操作弹性，减轻了变换气中CO2对脱硫系统的干扰影响，在提高脱硫效率、抑制副盐生成、降低运行费用等方面取得明显效果，也为其它企业解决此类问题提供了思路和方向[4]。