脱硫单元

真空碳酸钾脱硫工艺的介绍摘要：本文筒要介绍了马钢新区焦炉煤气净化系统的工艺流程、详细介绍了真空碳酸钾脱硫单元和克劳斯产元素单元的工艺流程、主要参数、主要设备及其工艺特点。

1 概述马钢新区焦炉煤气净化系统是与2×70孔7.63m大容积焦炉（年产干全焦220万吨）相配套，煤气处理量为13万m3/h，采用的脱硫、脱氰、脱氨工艺为喷淋饱和器生产硫铵、真空碳酸钾脱硫、克劳斯生产元素硫工艺（简称真空碳酸钾工艺），下面对此工艺进行介绍。

2工艺流程煤气净化工艺由冷凝鼓风、硫铵、终冷洗苯、脱硫、硫回收、粗苯蒸馏等单元组成，其工艺流程见图1，在此主要介绍脱硫单元和硫回收单元的工艺流程。

2.1 脱硫单元脱硫单元的工艺流程见图2:来自洗苯塔后的煤气先经过分离器除去从洗苯塔夹带的油滴，然后进入脱硫塔，煤气温度约在27℃，压力约为9kPa。

脱硫塔下部填充聚丙烯鲍尔环填料，吸收剂是再生塔底来的贫液（K2CO3溶液），贫液在聚丙烯鲍尔环填料顶部喷洒，煤气自下而上与贫液逆流接触，煤气中的H2S、HCN、CO2等酸性气体被吸收，其主要反应为：2KOH＋C02＝K2CO3＋H2OK2CO3＋H2S＝KHS＋KHCO3K2CO3＋CO2＋H2O=2KHCO3K2CO3＋2HCN=2KCN＋CO2＋H2O为了进一步降低焦炉煤气中H2S含量,在脱硫塔上部增加了一个NaOH溶液洗涤段。

在该洗涤段，将50% (wt.％）NaOH溶液用软水稀释到5％用来洗涤经K2CO3溶液喷淋后的焦炉煤气中的H2S,5％的NaOH溶液在NaOH溶液洗涤段使用后，送往蒸氨塔分解固定铵盐。

脱硫后的净煤气去用户。

脱硫塔底得到的富液通过泵先送入碱液循环槽，再经富液／贫液换热器与再生塔底出来的热贫液换热后，由顶部进入再生塔再生，再生塔内装有聚丙烯鲍尔环填料，再生塔在真空低温下运行，富液在塔底再沸器内由热源间接加热，使酸性成分解吸，其反应如下：2KHCO3＝K2CO3＋CO2＋H2O2KHS＋CO2＋H2O＝K2CO3＋2H2SKCN＋KHCO3＝K2CO3＋HCN富液解吸所需的热量由一台蒸汽再沸器和两台热水再沸器提供，每台再沸器提供所需热量的50%。

脱硫单元的关键工艺点及技术管理要点煤气所含的硫化氢和氰化氢都是有害物质，它们腐蚀化产回收设备及煤气贮量输送设施，同时还会污染厂区环境；用作城市煤气，硫化氢及燃烧生成的二氧化硫、氰化氢及燃烧生成的氮氧化物均有毒，会严重影响环境卫生。

采用湿法脱硫主要由脱硫（吸收）和再生（解吸）两个部分构成。

脱影响硫脱氰的因素1）煤气温度与循环液温度煤气温度和循环液温度过高对脱硫效果不利，温度高使溶液面上气相中氨的分压增大，使得吸收过程中循环液中含氨量降低，脱硫效率下降；溶液的温度过低也不利于煤气中硫化氢脱除，溶液温度低影响再生效果。

一般约在35℃时，H.P.F的催化剂活性最好，因此，再生产过程中煤气温度应保持在25—30℃,溶液的温度控制在35—40℃.2）煤气中的硫氨比循环液中游离氨的含量直接影响煤气脱硫效果，循环液中是靠吸收煤气中的氨来补充，因此煤气中的氨含量亦直接影响煤气脱硫效果，一般采用氨法脱硫时煤气中的氨硫比应大于0.7。

当煤气中的氨硫比大于0.7时，可以保证循环液中含量达到4—5g/l，同时保证较高的脱硫效率。

3）液气比增加液气比，不仅可以增加循环液中的氨含量，同时可使传质面迅速更新，降低溶液中H2S的分压，增加气相与液相间H2S的吸收推动力，提高吸收H2S 速率.但是大的液气比增加了循环泵的动力消耗，并且液气比达到一定程度时，再提高液气比，脱硫效果不明显。

4）再生空气强度理论上氧化1公斤硫化氢需要空气量不足2m3,因浮选泡沫的需要，再生空气用量一般为8—12m3/Kg·S，减少再生空气量，硫泡沫漂浮不起来；增大再生空气量，不但增加动力消耗，同时损失循环液中的氨含量。

5）脱硫液的组成从上述的脱硫机理可以看出，脱硫液的组成为H.P.F（或PDS+栲胶）催化剂、游离氨、悬浮硫及盐类NH4CNS、(NH4)2S2O3和(NH4)2SO4。

由于反应过程的特殊性，在运行时脱硫托氰循环液中积累速度缓慢。

但长期这样运行，将影响脱硫效率，因此要对H.P.F脱硫托氰的废液进行处理。

转化催化剂硫中毒的原因和处理肖春来(辽宁葫芦岛锦西石化分公司，辽宁葫芦岛125001) 2007-11-14 制氢转化过程中，硫对转化催化剂具有明显的毒害作用，因硫中毒导致转化催化剂失活甚至报废的情况时有发生，给炼厂造成巨大的经济损失。

为保证装置安全生产，保证转化催化剂长周期运行，需要高度重视硫对催化剂的危害。

1 硫的来源硫是转化催化剂最主要的毒物之一，制氢原料中均含有不同量的硫。

随着焦化干气制氢技术的普及，原料含硫量也在进一步增加。

脱硫单元效果变差，是使硫进入转化系统的最直接来源，大多数时候是由于加氢条件异常使原料中的有机硫氢解不完全，导致脱硫剂出现硫穿透现象；也可能由于原料中的硫含量在短时间内大幅度上升致使加氢脱硫能力不足引起硫穿透。

此外，汽包给水也有可能带入一定量的硫酸根。

2 硫对转化催化剂的危害硫是转化催化剂最常见、也是难以彻底清除的毒物。

不同的制氢原料含有不同量的硫，硫存在的形态十分复杂，大致可分为有机硫和无机硫。

常用的干法脱硫流程是先用加氢催化剂将有机硫氢解成无机硫H2S，然后用脱硫剂将无机硫脱除。

现有工业装置的脱硫精度一般能达到小于0.5×10－6或小于0.2×10－6的水平，残余的微量硫进入转化系统。

转化催化剂具有一定的抗硫性能，就目前常用的转化催化剂而言，脱硫气中硫含量小于0.5×10－6时，能够保证转化催化剂正常发挥活性，可以保证转化催化剂长期使用。

但是，如果进入转化催化剂的硫含量超标，将会引起转化催化剂中毒。

转化催化剂中毒是可逆的。

一般情况下，硫主要引起转化炉上部催化剂中毒，而不易引起整个床层中毒，硫严重超标时也会导致整个系统被污染。

硫中毒后的转化催化剂可以通过蒸汽再生而恢复活性。

转化催化剂严重硫中毒将使转化催化剂严重失活甚至报废。

3 硫中毒的机理转化催化剂中毒一般认为是硫化氢与催化剂的活性组分镍发生了反应：硫化氢使活性镍变成非活性的Ni3S2，因而使转化催化剂活性下降甚至失活。

双脱外操填空题1.所谓酸性天然气是指天然气中硫化氢含量大于20mg/Nm3的天然气。

2.塔设备按照结构不同可分为板式塔和填料塔，胺液再生塔属于填料塔。

3.贫富胺液换热器管程走的介质是富胺液，壳程走的介质是贫胺液。

4.水解反应器预热器采用饱和高压蒸汽作为加热介质，出口温度达到141 。

5.富胺液闪蒸罐的作用是闪蒸出富液携带的烃类，并用补充贫胺液吸收闪蒸气中可能携带的H2S。

6.贫胺液后冷器采用旁路温度控制来调节贫液的冷却量，该调节阀的位号是TV10803 。

7.甘醇法脱水工艺中，常用的甘醇有二甘醇和三甘醇。

8.湿天然气中含水量增加，净化天然气的水露点则上升；贫TEG的纯度增加，净化天然气的水露点则下降。

9.从TEG闪蒸罐闪蒸出的天然气作为燃料气送往尾气焚烧炉。

10.TEG循环泵为往复泵，设备位号是P-201 ，其出口的TEG压力应高于脱水塔操作压力。

11.脱硫单元的四个重要液位是C-101液位C-102一级主吸收塔液位C-104胺液再生塔液位和D-102胺液闪蒸灌液位12.脱硫单元的两个阻泡剂加入点是在TV-10803调节阀上下游闸阀处和E-101贫富液换热器B管程入口处/A管程出口处。

13.原料气进口过滤器的压差大于0.1 MPa时需要切换。

14.脱硫单元和脱水单元的液位计排污分别进入D105胺液回收罐和D-205 TEG回收罐15.离心泵在启动前需要灌泵排气避免空运转。

16.止回阀用于防止管道内的流体逆向流动。

17.蒸汽吹扫时引汽需缓慢先排尽凝液,然后缓慢引汽。

18.离心泵安叶轮级数可分为单级泵和多级泵。

19.C-202塔外壁翅片的作用是控制塔顶温度，减少三甘醇蒸发损失20.TEG贫富液换热器采用板式换热器进行贫富液之间的热交换。

21.外操人员巡回检查必须两人同行，并各携带一部便携式硫化氢报警仪同时前后保持3米的安全距离。

22.在胺液再生塔内，富胺液含有的H2S和CO2被重沸器内产生的汽提气解吸出来并从塔顶流出，塔顶气经胺液再生塔顶空冷器冷却后进入胺液再生塔顶回流罐分液，分离出的酸性水回流至再生塔，过量的酸性水定期送入酸水汽提单元23.再生塔底的高温贫胺液，经再生塔底贫胺液泵升压后，进入贫富胺液换热器与进入再生塔之前的富液换热，温度由128℃降至70℃，然后进入贫胺液空冷器，进一步冷却至55℃。

沼气生物脱硫工艺1.生物脱硫工艺原理简介生物脱硫（BDS）是利用微生物或它所含的酶催化含硫化合物（H2S、有机硫），将其所含硫有机物转化为单质硫S0和微量SO42-的过程。

生物脱硫工艺采用新型脱硫菌种，其脱硫效率可高于99.5%，高于一般的生物脱硫技术。

生物脱硫工艺属于分离式生物脱硫工艺，不引进空气、氧气等外源性气体，沼气的热值保持不变，可以用于生活垃圾、餐厨垃圾厌氧消化产生的沼气、天然气、工业废气中H2S的清除。

脱硫产物为高纯度的单质硫，可用于制造硫酸、化肥等。

生物脱硫工艺可分为三个单元：①洗涤塔②洗涤液生物再生反应器③单质硫分离器。

在下面的流程图中；碱性的生物洗涤液从洗涤塔顶部喷出，与从洗涤塔底部进入的含硫化合物（主要H2S）气源逆流接触，高效吸收H2S。

含有硫化物的富液从洗涤塔底部流入生物再生反应器，通过脱硫微生物的生物处理，完成碱性的生物洗涤液再生。

单质硫从单质硫分离器中以颗粒沉淀的方式分离出生物脱硫系统。

生物脱硫工艺法示意图在洗涤塔中，H2S被生物洗涤液吸收，主要化学反应如下：H2S的吸收：H2S+OH- HS-+H2O；H2S+CO32- HS-+HCO-CO2的吸收：CO2+OH- HCO3 –生物再生反应器内主要化学反应如下：单质硫的生成：HS-+1/2O2脱硫微生物S0+OH-生物洗涤液的再生：HCO3-+OH- CO32-+H2O2 .生物脱硫工艺主要特点脱硫效率高H2S去除率最高达到99.5％（以上），并可去除其它有机硫化物，如COS。

脱硫成本低生物脱硫工艺只需一定比例的压缩空气以及补充少量营养液、软化水水、碱液，无须添加昂贵化学试剂。

与其它脱硫技术相比，运行成本最低，是传统湿法脱硫（碱液洗涤）、干法（化学氧化）1/10，乃至几十分之一。

脱硫终产品为高纯度单质硫，无二次污染，无须再处理，可直接销售。

沼气热值保持不变洗涤塔与洗涤液生物再生反应器通过物理的方式隔离，不会向沼气中引入空气或氧气，不会降低沼气的热值。

脱硝脱硫工艺流程图脱硝脱硫是指将燃煤、燃油等含硫高的化石燃料中的二氧化硫（SO2）和氮氧化物（NOx）去除的过程。

脱硝脱硫工艺流程是根据燃料的不同特性和处理要求而设计的，下面是一个典型的脱硝脱硫工艺流程图。

工艺流程图如下：燃料入炉││▼▲ ▲│ │ │ ││ │ │ │▼ ▼ ▼ ▼烟气烟气出炉进入└─▲ 脱硝脱硫塔││▼▲ ▲│ │ │ ││ │ │ │▼ ▼ ▼ ▼烟囱产生产生出口脱硫脱硝│ 副产物：氧化铁│▼▲ ▲│ ││ │▼ ▼除尘器工艺流程说明：首先，燃料进入炉中燃烧，产生烟气。

烟气中含有大量的SO2和NOx。

然后，烟气进入脱硝脱硫塔。

脱硝脱硫塔是用来去除烟气中的SO2和NOx的设备，其中包括脱硫和脱硝两个单元。

在脱硫单元中，烟气经过喷射喷嘴，喷洒脱硫剂（如石膏乳浆或氨水），使SO2与脱硫剂发生化学反应，生成硫化物（如CaSO3或Na2SO3）。

硫化物与氧气反应，生成硫酸盐（如CaSO4或Na2SO4）。

脱硫剂中的硫酸盐会沉积在脱硫塔的底部，定期清除。

在脱硝单元中，烟气通过催化剂床，NOx与氨气发生催化反应，生成氮气和水蒸气。

这个过程称为选择性催化还原（SCR）。

脱硝脱硫后，烟气进入除尘器，去除烟气中的颗粒物。

最后，经过除尘器的过滤，烟气从烟囱排放出去。

在整个脱硝脱硫的过程中，还会产生一定的副产物，如氧化铁。

这些副产物需要进行处理和处置，以保护环境。

以上是一个典型的脱硝脱硫工艺流程图，不同的脱硝脱硫工艺会有一些差异，但基本原理是相似的。

脱硝脱硫工艺的目的是减少燃料燃烧过程中对环境的污染，保护大气、水体等自然资源。

稀油站的工作原理稀油站是一种用于处理和提纯原油的设备，其工作原理是基于物理和化学原理的组合。

稀油站通常由多个单元组成，包括分离、脱盐、脱硫、脱气、脱蜡和脱砂等工艺单元。

下面将详细介绍稀油站各个工艺单元的工作原理。

1. 分离单元：在分离单元中，原油经过加热后进入分离器，通过重力分离的原理，将原油中的气体、水和沉淀物分离出来。

分离后的原油进入下一个工艺单元进行处理。

2. 脱盐单元：脱盐单元是用于去除原油中的盐分的。

原油中的盐分会对设备和管道造成腐蚀，同时也会影响炼油过程中的催化剂活性。

脱盐单元通常采用电渗析或化学脱盐的方法，将原油中的盐分去除，从而提高原油的质量。

3. 脱硫单元：脱硫单元主要用于去除原油中的硫化物。

硫化物是一种有害物质，会对环境和人体健康造成危害，同时也会影响炼油产品的质量。

脱硫单元通常采用物理吸附或化学反应的方法，将原油中的硫化物去除。

4. 脱气单元：脱气单元用于去除原油中的气体。

原油中的气体会对炼油设备和管道造成腐蚀，同时也会影响炼油产品的质量。

脱气单元通常采用减压和加热的方法，将原油中的气体释放出来，从而提高原油的质量。

5. 脱蜡单元：脱蜡单元用于去除原油中的蜡质。

原油中的蜡质会在低温下凝固，堵塞管道和设备，影响炼油过程的正常进行。

脱蜡单元通常采用加热和化学溶解的方法，将原油中的蜡质去除。

6. 脱砂单元：脱砂单元用于去除原油中的砂粒和杂质。

原油中的砂粒和杂质会对设备和管道造成磨损和堵塞，同时也会影响炼油产品的质量。

脱砂单元通常采用过滤和沉淀的方法，将原油中的砂粒和杂质去除。

以上是稀油站各个工艺单元的工作原理。

通过这些工艺单元的组合，稀油站能够处理和提纯原油，从而得到高质量的炼油产品。

稀油站在石油行业中起着至关重要的作用，能够提高原油的利用率和产品质量，同时也能减少对环境的污染。