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3.1控制好溶液碱度和PH值
焦炉煤气中NH3决定碱度,而碱度影响PH值,其控制高低是以生产负荷和入口气体中H2S含量及净化度要求而定。溶液吸收H2S为酸碱中和反应,因此,溶液的总碱度和氨浓度是影响吸收过程的主要因素,气体净化度,溶液的硫容量,气相总传质系数,随氨浓度的增加而增大。PH值是脱硫液的基本组份,随碱度的增高而上升,随溶液中其它阴阳离子的改变而改变。当溶液中总氨离子浓度一定时CO2浓度升高,PH值下降,故PH最好控制在8.2~9.0之间。PH值高利于吸收而不利于析硫。
脱硫溶液中碱度一般以氨为碱源应控制在8~12g/l; PH值8.2~9.0。若两级脱硫则第二级要比第一级控制高些为宜。(一级提高反应速度,二级提高净化度),要特别注意氨平衡和有效利用。系统总氨含量与配合煤质有关,一般干基含N2%,其中15.2%与H2合成为NH3,10%左右与H2和C结合生成HCN。因此,配合煤中的含N量及高温的作用是决定炼焦过程NH3、HCN产率的关键因素,焦炉煤气中含NH35-7%,含HCN1-1.2%,氨法脱硫要求氨硫比应保持在1.5-1.8。
3.2 控制溶液中的催化剂含量
在脱硫中将H2S氧化成元素硫,是借助于脱硫液中的载氧体催化剂来实现的。催化剂在很大程度上,决定着湿式氧化法的脱硫效率、元素硫生成率、碱耗、再生空气量、副反应产物生成率、再生效果等一系列重要指标。JDS催化剂在溶液中的浓度一般控制在15~25mg/l即可。若进口煤气中H2S,HCN焦油、杂质等含量高,溶液活性差则应调整至20~30mg/l方可。催化活性强,性能优良,有利于碱度恢复及抑制副反应产率。配制JDS催化剂要确保空气吹搅活化3小时以上并按时定量均匀补充(最好连续滴加至贫液中)目的是维持其在溶液中的浓度要求,要有预见性调控。若溶液粘度太低,或硫泡沫太稀,可适当添加少量栲胶或对苯二酚。添加量约为JDS补充实物量的2—3倍。高寒地区建议将活化槽放置室内,用一台比例泵向液位调节器处喷射。
3.3 选择合适的溶液循环量
对于填料塔而言,选择液气比应大于保证填料所需的最小湿润流量的液气比,确保脱硫效率。保持足够的循环量和喷淋密度能提高吸收频率及氨的利用率,而且能将反应生成的元素硫迅速转移,即解析的硫随溶液带出的硫要成正比,预防堵塔。因此溶液循环量的确定,不单是以溶液工作硫容计算出来的,还应兼顾液气比(20~30L/m3,确保脱硫效率),喷淋密度(40~50m3/m2h , 预防堵塔)和溶液在再生塔内的停留时间(30~45分钟,保证再生效率)等因素来综合考虑,不能顾此失彼。溶液循环量依据生产负荷和煤气中H2S含量高低而定,适当提高循环量对生产是有利的。
3.4 再生塔操作是重点
再生的目的就是将元素硫浮选分离转移出去,同时使催化剂吸氧再生恢复活性,并进一步析硫和使CO2等废气解释后放出系统,以提高PH值、碱度、减少悬浮硫含量,增加溶液活性,提高贫液质量。而且也是清除系统内有害物质,维护设备自身清洁,发挥设备能力的最重要环节,是湿式氧化法操作管理的核心工作。
注意再生空气和硫泡沫的分离回收。再生空气量(理论量为1.57m3/H2S˙kg,实际是理论量8~15倍;鼓风强度为100~130m3/m2h)是再生浮选的必备条件,非常重要,最好能单独供气。尤其是鼓风强度,若太低溶液不湍动,则浮选不出硫来,液面翻腾跳跃强度太大又容易将聚合的硫泡沫打碎,造成返混影响贫液质量。
3.5操作温度控制
吸收是放热反应,降温对吸收H2S有利,对吸收平衡有利,在再生中溶液温度稍高对再生有利,再生反应随着温度升高而加快,但过高则对硫结晶增大,凝集力、亲和力不利,影响溶液粘度,表面张力对浮选不利,还会使副反应急剧上升。再者溶液温度过高,也会使溶液溶解O2能力下降,不利催化剂吸氧再生。而且,以自产氨为碱源的工艺,只有控制好温度才能控制好碱度。
纯碱法可控制在30~42℃不大于45℃;使用氨法只能控制在25~35℃,若以自产氨作碱源温度越低越有利于碱度提高及氨的有效利用率(温度直接影响碱度)。温度的合理控制既利于吸收再生的化学反应,又可以降低副反应产生。此外液温应比气温度低2~5℃为宜,防止因煤气被冷却而出现而出现蒸汽冷凝造成涨液漫槽。因此要根据实际情况优先考虑NH3浓度,灵活掌握。
3.6关注副盐增长速率及系统压差变化
硫代硫酸盐、硫氰酸盐、硫酸盐,不但影响H2S的平衡分压,而且由于它们在溶液中积累降低了有效组份浓度,且易从溶液中析出,破坏正常工艺条件,其生成率高低与富液中HS-含量、析硫再生、总碱度相关连。另外再生温度过高会使其反应更为剧烈。一般再生温度在35℃以上付反应加剧,40℃以后便急剧上升。
控制好排液量(排放沉淀物和饱和液),脱硫溶液中两副盐之和<380g/L;悬浮硫<1.3g/L,此关系到脱硫吸收液质量,影响吸收效果和防止系统阻力增高及堵塔问题(需分析工配合)。要求生产过程中时刻要关注压力变化,压差<1.5Kpa,避免堵塔。
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本文将介绍湿式氧化法脱硫工艺中再生技术的进展,详情如下1引言1.1工艺特点湿法脱硫工艺是从气体中脱除H2S等硫化物方法中常用的一种技术,和干法脱硫相比它常用于气体的粗脱硫。在湿法脱硫工艺中,湿式氧化法工艺属化学法,由于它使用含氧载体的溶液将气相中的H2S氧化为单质硫而除去,因此人们也称它为
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前言以固定床间歇造气生产合成氨醇的化肥企业,其生产环节中的脱硫工艺常采用湿式氧化法脱硫,并辅以干法脱硫作为精脱(如活性炭脱硫剂等),而其中的湿式氧化法脱硫多以栲胶脱硫为主,近几年也配入了一定量的钛菁钴脱硫剂。但是随着煤气中H2S浓度的不断提高(由原来的每立方煤气中几百毫克涨至几千毫克甚
前言目前,湿式氧化法脱硫仍然是煤化工企业中脱除H2S的主要生产工艺,随着脱硫设备、工艺的不断完善、新型脱硫催化剂的出现以及国家对环保事业的重视、各企业领导的支持和脱硫技术人员的不断努力,使湿法脱硫技术得到了很大的提高,为大气污染治理和企业的节能减排做出了应有的贡献,但是在某些企业仍
湿式氧化法脱硫技术广泛应用于氨合成气、甲醇合成气、焦炉气、城市煤气及各种尾气的气体脱除H2S的过程。传统的脱硫技术沿用已久,并在使用中不断完善、提高和创新。无论是在气液传质设备还是在脱硫催化剂方面都不断有新的技术及产品出现,对提高脱硫效率,提高装置运行周期,降低能耗都起到了明显的积
湿式氧化法脱硫较为完整的工艺过程可分为:脱硫、再生、硫回收与副盐回收四个控制单元,四者之间相对独立且有密切关联。从总体上看四者的发展并不同步,就其工艺技术及相应设备的配置,工艺管理及工艺要求等方面来看,硫回收特别是副盐回收,均明显滞后,这又反向影响了脱硫与再生的正常进行,因此,不
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