浅析干气脱硫的参数控制

影响气体脱硫效果因素分析及对策李俸禄赵金涛王力锋气分MTBE车间1 前言干气、低压瓦斯脱硫系统分别于2006年、2007年投用，处理量为5万吨/年，装置操作弹性为±20%。

干气原料中设计H2S含量为1.51%（mol%）,低压瓦斯原料中H2S含量为12000ppm，干气、低压瓦斯脱硫系统设计剂液比（贫液/瓦斯气）为2/1，贫液中N-甲基二乙醇胺含量不得低于25%，H2S含量不得高于0.6g/l，贫液进装置温度在40℃以下，要求净化后干气、低压瓦斯H2S不大于20mg/Nm3。

低压瓦斯脱硫是基于满足《10万吨/年C3+、H2回收装置》来进行建设的；干气脱硫主要用来脱除催化干气中的硫化氢，以达到碳三装置膜分离原料性质及燃料气指标要求，降低硫对设备的腐蚀，减少对环境的污染。

2 气体脱硫方法及原理2.1 气体脱硫方法气体脱硫方法主要有干法脱硫和湿法脱硫两种。

干法脱硫使用固定吸附剂吸附原理，适用于处理含微量硫化氢的气体，脱后硫化氢含量可降低到1ppm以下。

湿法脱硫利用吸附剂吸收硫化氢的特点，有化学吸收、物理吸收等方法。

湿式脱硫精制效果较干式脱硫差，但处理能力大、能连续操作、且运行成本低，因此，湿式脱硫在石化行业应用比较广泛。

化学吸收法就是利用碱性溶液对硫化氢进行化学吸收，首先在常温下结合生成络盐，然后用升温或减压的方式分解络盐，释放出硫化氢制硫。

化学吸附剂大致有两类：一类是醇胺类，另一类是碱性盐类。

乙醇胺溶液反应能力强、稳定性好、且易回收，所以工业上一般使用乙醇胺溶液，由于一乙醇胺能和羰基硫反应但不能再生，而炼厂气中通常含有羰基硫，另外不同类型的醇胺其电离的碱性程度不同，碱性越强再生稳定性反而越差，所以工业上一般选用二乙醇胺溶液作为吸收剂脱除硫化氢。

2.2 胺脱硫化氢原理按照反应热力学原理，胺脱反应进行的深度，取决于醇胺水溶液电离所能提供的活泼碱性离子的浓度和强度。

乙醇胺是一种弱的有机碱，碱性随温度的升高而减弱，以N-甲基二乙醇胺为例，其反应如下：脱除硫化氢反应 CH3N(CH2CH2OH)2+H2S <＝> CH3N(CH2CH2OH)HS+H2OCH3N(CH2CH2OH)HS+H2S <＝> CH3N(CH2CH2)2S+H2O脱除二氧化碳反应 CH3N(CH2CH2OH)2+CO2+H2O <＝> CH3N(CH2CH2OH)HCO3CH3N(CH2CH2OH)HCO3+CO2+H2O <＝> CH3N(CH2CH2OH)2CO3在25～45℃时，反应由左向右进行(即吸收)，吸收气体中的H2S和CO2；当温度升到105℃以上时，反应由右向左(即解析)，此时生成的胺的硫化物和碳酸盐分解，逸出吸收的H2S和CO2，乙醇胺得以循环利用。

烟气脱硫系统一些运行参数的控制与调节
石灰石给浆连续不断补入吸收塔，为吸收SO2提供原料。

石灰石浆液给浆量必须合理，设计中通过Ca/S比计算，运行中通
过吸收塔SO2总负荷前馈加pH值反馈控制。

实际工程中，只用pH值反馈控制的非常普遍，实践证明也比较合理。

脱硫效率是FGD装置调节的一个重要指标，也是一套电厂脱硫工艺装置最重要的性能指标，脱硫效率的调节途径有：
（1）调节吸收塔SO2总负荷。

吸收塔SO2总负荷为烟气流量与原烟气SO2含量的乘积，吸收塔SO2总负荷上升，脱硫效率下隆，反之上升，脱硫效率下降，反之上升。

故应通过燃烧低硫煤，加强燃煤掺混、降低负荷等渠道维持吸收塔SO2总负荷在设计范围内。

（2）pH值，控制合理的pH值，pH值增加，脱硫效率呈上升趋势，反之呈下降趋势。

（3）石灰石浆液细度及绘浆量。

同样给浆量下，细度越细，脱硫效率越高，反之越低；同样细度条件下，给浆量越大，效率越高，反之越低。

（1）氧化风量。

氧化风量必须充足，若实际供氧量低于所需量，电厂脱硫技术效率会剧烈下降。

运行中还要注意氧化空气系统不要出现泄漏或堵塞，若出现应及时处理并作相应调整。

（5）蒙液循环量，维持设计液气比，调整方法为启停浆液循环泵。

吸收塔液位应保持相对稳定，液位调节通常的途径有调节除雾器冲洗时间和开关吸收塔补水两种。

浅谈联合站干气脱硫效果分析【摘要】本文就塔河油田三号联合站气提法脱硫系统流程，以不同气提气量、温度对两段脱硫同时投用后的使用效果展开分析，加以数据对比，以实际脱出原油中硫化氢效果进行分析。

【关键词】高含硫气提气温度气量效果分析1 干气脱硫流程简介流程描述：稀油和稠油进站加热分离汇总后进入脱硫塔中部，于二段塔腔来气提气逆流接触，在塔一段进行脱硫，然后进入大罐进行沉降脱水。

二次沉降罐原油经脱水泵加压后再次进入脱水加热炉加热，加热升温的原油进入脱硫塔顶部与气提气逆流在塔二段接触进行再次脱硫。

脱硫后的原油从脱硫塔中部，二段原油出口去净化油罐。

脱硫塔气提气就是利用燃料气分离器来气，提取出原油中的硫化氢组分的过程。

气提气来自轻烃站压缩机，主要成分见表1。

气提气从塔中部进入二段塔腔，与脱水加热炉来油置换后从塔顶气提气出口去脱硫塔底部一段气提气进口，一段原油脱硫后从塔中部的气提气出口去轻烃站再次进行湿法脱硫处理。

干气脱硫流程见简图1。

2 干气脱硫效果影响因素分析2.1 温度影响原油温度影响硫化氢在原油中的溶解度，硫化氢溶解度随温度升高而降低，在一定范围内，硫化氢在原油中的溶解度越低，干气脱硫效果越明显。

控制其它因素（气提气量6000m3/d、塔内压力0.2mpa）不变的情况下，笔者对脱硫塔原油温度及原油含硫量进行分析，结果如下：2.1.1？原油温度控制在60摄氏度一段进口：60.12mg/kg；一段出口：45.5 mg/kg；二段进口：30.4 mg/kg；二段出口：16.23 mg/kg。

各段脱出硫化氢含量：一段：60.12-45.50=14.62 mg/kg；二段：30.4-16.23=14.17 mg/kg。

2.1.2？原油温度控制在70摄氏度一段井口：65.79 mg/kg；一段出口：46.45 mg/kg；二段进口：33.75 mg/kg；二段出口：16.48 mg/kg。

各段脱出硫化氢含量：一段：65.79-46.45=19.34 mg/kg；二段：33.75-16.48=17.27 mg/kg。

干气脱硫装置运行波动问题及对策分析摘要：中国石油锦西石化分公司焦化车间富气装置脱硫系统在运行过程中暴露出设备腐蚀严重、胺液发泡、脱硫系统操作波动大、溶剂消耗量大等诸多问题。

针对上述问题，采取设备材质升级、控制干气中C3以上烃类含量，使用VGF 型干气过滤器和胺液过滤器等净化措施，可使脱硫系统运行的稳定性增加，从而减缓了设备腐蚀，降低了溶剂的消耗量。

关键词：焦化富气脱硫N- 甲基二乙醇胺H2S 腐蚀近年来，随着世界性石油资源供应日趋紧张，高含硫量、高密度、高金属含量和高机械杂质的原油生产比例越来越高。

而高硫原油使石油产品的含硫量也大幅增加，对加工工艺、设备防腐、产品精制及安全环保等各个方面提出了更高的要求。

本文将对焦化富气装置脱硫系统在运行过程中存在的一些问题及相应对策进行相关分析。

一、焦化富气装置脱硫系统存在的问题锦西石化分公司焦化富气装置脱硫系统，其干气、液态烃处理能力分别为8.8万t/a和4.82万t/a。

装置于2007年进行改造，更换了脱硫塔、胺液再生塔、一台再生塔顶冷却器、一台贫胺液冷却器，解决了当时存在的处理能力不足的问题。

装置采用胺法脱硫技术，用纯度为25%（质量分数）的N-甲基二乙醇胺溶液（MDEA）作溶剂，分别在焦化富气和液态烃脱硫塔内脱除其中的H2S和CO2等气体。

焦化富气中含有较多焦粉，使脱硫系统杂质增多，胺液发泡加重。

另外，高硫原油加工比例的增加，使脱硫装置原料气中H2S的浓度进一步上升，造成设备腐蚀严重，极大的影响了装置的平稳、长周期运行，使装置暴露出较多问题。

1.胺液发泡的现象气泡是由溶液中的气体分子与液体分子相互碰撞，进行能量交换，使相邻气体分子发生聚合，并克服液体的表面张力而形成的。

由于气泡密度远低于液体的密度，气泡快速上浮到液面，并受液面液膜的作用而聚集于液面处，形成由液膜隔开的气泡聚集体，即泡沫。

脱硫系统胺液发泡的主要原因是干气中携带焦粉的影响。

由于装置处理的原料主要是焦化富气和液态烃，焦化富气中含有一定量的焦粉，在脱硫过程中，焦粉被洗涤至胺液中，静置后有大量沉淀和悬浮物，从而导致发泡现象严重。

干法脱硫调试方案干法脱硫是一种常用的脱硫方式，适用于硫含量较低的烟气脱硫。

在干法脱硫调试过程中，需要从以下几个方面进行调试和优化：烟道温度控制、喷射塔运行参数、石灰石粉碎系统、除尘器运行调试和泵站运行参数。

1.烟道温度控制烟道温度对干法脱硫的效果有着重要的影响。

调试时应将烟道温度维持在适宜的范围内，一般为120-160摄氏度。

首先需要调整烟道出口温度，适当降低过高的烟气温度。

可以通过调节燃烧器的燃烧功率、燃料比例和空燃比等来控制烟道温度。

此外，还需要加热石灰石输送管道，避免烟气冷凝在管道中。

2.喷射塔运行参数喷射塔是干法脱硫的核心设备，其性能和参数的调整对脱硫效果有着重要影响。

需要调试的重要参数包括进料量、循环液喷雾量、除硫效率和循环液浆液浓度等。

首先，可以逐步增加进料量，观察脱硫效果和循环液消耗情况，找到最佳的进料量。

然后，调整循环液喷雾量，保证循环液覆盖全面，但不过量造成循环液浓度过低。

调试过程中还需要注意监测除硫效率，并根据实际情况调整喷射塔内喷射液的喷射角度和位置等。

3.石灰石粉碎系统石灰石粉碎系统是干法脱硫的前处理系统，影响了脱硫效果和循环液浆液浓度。

需要调试的参数包括粉碎机的转速、齿轮间隙和石灰石供给速度等。

首先，可以根据石灰石的硬度和颗粒度调整粉碎机的转速，使得石灰石能够均匀地进行粉碎。

调试过程中可以通过改变齿轮间隙来控制石灰石的细碎程度。

此外，调整石灰石供给速度，使其能够满足喷射塔的需求。

4.除尘器运行调试除尘器的正常运行对于干法脱硫的效果和环保要求至关重要。

调试过程中需要注意检查除尘器的清灰装置和除尘器内的除尘介质。

首先，调整清灰装置的清灰周期和清灰器的运行频率，保持除尘器的正常工作状态。

其次，检查和更换除尘介质，确保除尘效果和运行稳定。

调试过程中还需要根据实际情况调整除尘器的进出口风量和阻力等。

5.泵站运行参数干法脱硫过程中的泵站的运行参数也需要进行调试。

这涉及到循环液泵和喷射塔补充泵的工作参数，包括流量、扬程和功率等。

稳定岗位位操作法一、正常操作（一）产品质量的控制1、干气中C3 的控制影响因素：1）富气量过大，或冷301、302 冷却效果差；2）吸收剂量不足，液气比小，或吸收剂温度过高；3）吸收塔顶温度过高；4）吸收塔顶压力过低或波动大；5）解吸塔温度过高，将大量C3、C4 脱吸，增加吸收塔的负荷。

调节方法：1）适当增加吸收油量，降低吸收剂温度，提高吸收效果；2）调整风机转速，增加冷302 上水量，提高富气冷却效果；3）降低一、二中回流温度，或提高回流量；4）适当提高吸收塔压力，并保持平稳；5）适当降低塔302 解吸气的温度（即降低换302 温度）2、干气中C5 的控制影响因素：1）塔303 吸收剂量过小或温度高；2）塔303 压力过低或波动大；3）吸收塔顶吸收油量过大或温度过高；4）塔301 液面过高，贫气携带大量汽油。

调节方法：1）适当提高塔303 吸收剂量或降低吸收剂温度；2）调节吸收塔压力，保证平稳；3）适当降低塔301 的吸收油量（但不能过小，以免影响吸收效果）或降低吸收油温度；4）降塔301 液面，保证正常高度。

3、液态烃中C2 含量的控制影响因素：1）塔302 温度过低，脱吸效果不好；2）吸收塔吸收过量；调节方法：1）适当提高塔302 温度，即换302 出口温度；2）如因吸收过分，因调整塔301 条件，可视冷后情况，提高温度或调节两中段回流温度。

4、液态烃C5 含量的控制影响因素1）塔304 顶温高，回流比小或回流温度高；2）塔304 重沸器温度高；3）塔304 压力低或压力不稳；4）进料位置不宜影响精馏效果。

调节方法：1）适当加大回流量，提高回流比；2）适当调节换304 出口温度；3）适当调节塔304 压力，并保持平稳；4）依季节变化，或进料温度，选择适宜的进料口，提高精馏效果。

5、稳定汽油10%点的控制影响因素：1）塔底重沸器出口温度的度化；2）塔304 压力的变化；3）塔顶温度的变化；4）塔进料组成的变化，当进料C3、C4 含量大时，影响汽油的10%点温度。

干法脱硫实现超低排放的控制优化措施摘要：循环流化床干法烟气脱硫（CFB- FGD）技术是一种脱硫与除尘一体化技术，在国内得到广泛的应用，市场占有率在干法脱硫中占据第一。

在新的超低排放要求下，SO2排放从传统的200/100mg/ Nm3降至35mg/Nm3,粉尘从传统的20mg/Nm3降至10mg/Nm3甚至5mg/ Nm3,并且要求持续满足，难度明显增加，对操作及控制提出更高要求。

关键词：干法脱硫；超低排放；措施1工芝简介循环流化床干法烟气脱硫装置是以循环流化床原理为基础，包括循环流化床吸收塔、布袋除尘器、吸收剂制备、物料循环、吸附剂加入等系统。

从锅炉空预器出口的高温原烟气，经烟道从底部进入吸收塔进行反应净化，净化后的含尘烟气从吸收塔顶部侧向排出，然后转入布袋除尘器进行气固分离。

经除尘器捕集下来的固体颗粒，通过除尘器灰斗下的脱硫灰再循环系统，返回吸收塔，灰中的剩余吸收剂继续参加反应，如此循环。

反应后的脱硫副产物排至脱硫副产物仓，再通过罐车或二级输送设备外排。

2主要控制回路及其优化循环流化床干法烟气脱硫装置主要控制回路有烟气量控制回路、床层压降控制回路、布袋压差控制回路、温度控制回路、so2排放浓度控制回路。

2.1烟气量控制回路循环流化床干法烟气脱硫技术核心是流化床技术，利用反应塔入口的文丘里装置加速烟气，使塔内包含脱硫吸收剂如消石灰的物料颗粒形成流化状态，与烟气中的污染物如so2产生反应，反应形成脱硫产物硫酸钙或亚硫酸钙。

保持稳定的烟气流量是确保塔内流化床良好工作状态的前提，是保证脱硫高效率的前提。

在工程上，采用一个烟气调节挡板，把出口的烟气返回塔入口，补充不足的部分烟气。

2.2床层压降控制回路保持一定的塔内床层压降即维持塔内一定的颗粒浓度，可以保证烟气中的污染物被颗粒中的吸收剂反应吸收。

压降不能太低，否则影响脱硫效率；太高则徒增引风机阻力，能耗增加。

一般情况下按工艺要求控制在一定数值内维持恒定即可。

脱硫塔参数控制方法
脱硫塔参数控制方法：脱硫塔是一种常用的工业废气治理设备，其除尘和脱硫效果直接受到参数控制的影响。

具体而言，脱硫塔的参数控制方法包括以下几点：
水量控制：对水量进行控制，是保证水膜脱硫除尘原理的关键。

水量过多会导致脱硫剂流失，水量过少则无法形成足够的水膜，降低脱硫效果。

因此，需要通过调节注水阀门或水泵的工作状态，来控制脱硫塔内的水量。

反应温度控制：脱硫反应的速率会随着温度的升高而加快，但过高的温度会导致脱硫剂烧结、结垢等问题。

因此，需要控制反应温度在适当的范围内。

一般来说，适宜的反应温度为60℃~70℃。

脱硫剂浓度控制：对于富含SO2的废气，需要添加脱硫剂进行脱硫处理。

因此，在脱硫塔中添加足够的脱硫剂，是实现脱硫治理的关键。

一般而言，脱硫剂的浓度需要控制在2%~5% 之间。

综上所述，对于脱硫塔的参数控制，需要考虑水量、反应温度和脱硫剂浓度等因素，并且需要根据具体情况进行合理的调整。

煤气脱硫工艺参数检测与控制侯丽丽,刘长生(济南钢铁集团总公司自动化部,山东济南250101)[摘　要]煤气脱硫的工艺参数主要有温度、压力、流量、液位等,经检测后由变送单元传送到集散控制系统进行处理。

本文详细说明了检测与控制系统的硬件及软件组成、回路控制原理、联锁报警控制、流量补偿等。

系统实现了生产过程的实时监控,全面数据分析,报表打印,趋势记录等功能。

[关键词]HPF 法脱硫;集散控制;流量补偿[中图分类号]TP272;TF704.3　[文献标识码]B [文章编号]100027059(2003)0320028203Measurement and control of gas desulphurization process parametersH OU Li 2li ,LI U Chang 2sheng(Automation Department of Jinan Iron and S teel G roup C orporation ,Jinan 250101,China )Abstract :G as desulphurization process parameters ,mainly including tem perature ,pressure ,flow and level ,will be measured ,trans ferred to DCS through transmitter and processed here.Hardware and s oftware consti 2tution ,loop control principle ,interlock alarm control ,and flow com pensation of the measurement and control system are described in detail.System functions include real time m onitoring of production process ,overall data analysis ,report printout and trend record etc.K ey w ords :HPF desulphurization ;distributed control ;flow com pensation0　概述济钢现有5座焦炉,每小时产煤气80000m 3。