摘要：以氨为碱源的焦炉煤气PDS湿法脱硫工艺在焦化厂应用近30年，该工艺具有高效、低成本、环保等特点，脱硫效率达98%，脱氰效率达80%，装置多布置于冷鼓系统后。然而，生产过程中因冷鼓工段初冷器、电捕焦油器、氨水净化装置控制异常，导致焦油、萘、焦粉、煤粉等杂质超标进入脱硫系统，引发硫泡沫黏度降低、硫泡沫减少、脱硫系统悬浮硫增加、脱硫循环溶液变黑、硫回收产品色泽异常、脱硫塔阻力升高及脱硫效率下降等问题。基于此，文章通过改进方案和措施，在焦炉煤气80000m3/h满负荷运行条件下，将脱硫塔由串联三台套优化为运行两台套，使脱硫塔后焦炉煤气中H2S含量从60mg/m3降至20mg/m3，实现脱硫系统净化效率大幅提升、能源介质消耗有效节约、环保压力显著缓解，同时为企业降低生产成本。

　　关键词：焦炉煤气；硫泡沫；脱硫效果

　　1 PDS氨法脱硫工艺的应用

　　进入20世纪90年代，国内焦化企业普遍在鼓风机后正压系统安装脱硫装置［1］，以PDS或者HPF氨法湿法脱硫工艺路线为主流，脱硫系统后的焦炉煤气中H2S含量从200mg/m3降至≤20mg/m3，脱硫效率可达98%以上。在PDS以氨为碱源湿法脱硫工艺中，脱硫塔底部的富含NH4HS，通过溶液循环泵输送至再生塔内，然后与其通入的压缩空气中氧反应，生产单质硫，此硫泡沫从再生塔顶部溢流，自流入硫回收处理工序。然而生产过程中常因煤气中焦油、萘等杂质超标导致硫泡沫异常（如色泽灰黑、黏度降低或消泡），进而引发硫膏产量减少、悬浮硫积累、脱硫效率下降及H2S含量升高等问题。经过逐一分析和研究后，采取了针对性优化和改善措施，取得了良好结果。

　　2 PDS氨法脱硫工艺的影响因素

　　文章以北方某焦化厂为例，探讨焦化厂焦炉煤气PDS氨法脱硫工艺生产过程。从而梳理出了焦炉煤气初始净化温度超标致使萘等有机杂质后移，初冷器阻力提高造成焦炉煤气流速加快的净化效率下降，焦炉煤气电捕焦油器的操作指标设定不规范使焦炉煤气中轻质含量超标，单台电捕焦油器运行使器内空速提高的焦油净化效率降低，脱硫循环溶液补充的蒸氨废水中油类物质超标使硫泡沫产生消作用，预冷塔后煤气温度超标造成杂质随着焦炉进入脱硫循环液中产生污染，预冷循环系统设计缺少沉淀排污装置造成杂质对系统连续影响等一系列问题和异常工况。

　　其上述问题和异常工况，带来了焦炉煤气脱硫系统的硫泡沫减少、硫泡沫消泡、脱硫系统杂质富集等负面影响。

　　2.1初冷器煤气后温度超标

　　初冷器是用于冷却和初步净化焦炉煤气的关键设备，其核心作用是通过降温实现煤气体积收缩、焦油及萘类物质冷凝分离，并为后续工艺创造净化条件。夏季初冷器余热回收段存在焦炉煤气显热和潜热回收率不高的问题，同时因换热管内外杂质附着导致低温水换热段负荷显著增加，造成初冷器后煤气温度最高达到了36.9℃,其对应的焦炉煤气中萘含量达到了2300mg/m3和焦油含量突破5000mg/m3的极限，为脱硫系统和硫铵系统带来了巨大负面影响。

　　2.2初冷器阻力超标

　　初冷器阻力主要通过控制煤气在冷却器内的流动速度，确保煤气与冷却介质充分接触以实现高效冷却和冷凝分离。当初冷器阻力达到1.5~2.2kPa时，已严重超过≤0.6kPa指标范围，导致焦炉煤气在初冷器内流速提高一倍以上，在初冷器内停留时间缩短，进而使初冷器的净化效率大幅下降，大量的大分子焦油、萘、煤粉、焦粉等杂质被携带离开初冷器，进入电捕焦油器和煤气鼓风机中，甚至进入后道煤气净化系统，造成电捕故障频繁、鼓风机降液管堵塞和脱硫系统硫泡沫消泡及硫铵循环母液密度降低等事件。

　　2.3电捕焦油器操作指标不合理

　　在焦化厂规模化生产与煤气净化标准提升的背景下，电捕焦油器煤焦油去除率持续优化，主流的电捕焦油蜂窝对角达到了300mm，而实际生产中仍然沿用对角为180~250mm的传统六角蜂窝型，其二次工作电压稳定在38~48kV、工作电流在1200~2000mA，同时，煤气中焦油含量取样位置和方式不规范，导致化验数据未能真实反映实际工况，无法为生产提供有效及时的指导。

　　2.4电捕焦油器单台煤气停留时间不足

　　设计时，鼓风机前进入电捕焦油器的煤气温度在19~21℃,其-2.0kPa满负荷工况条件下，煤气在电捕焦油器蜂窝内停留时间≥5S。夏季时，进入电捕焦油器的煤气温度达到了30~37℃,其焦炉煤气体积将增加5%~10%，焦炉煤气在电捕焦油器内的蜂窝停留时间缩短将缩短5%~10%，在两用一备电捕焦油器停产一台情况下，单台电捕焦油器的焦炉煤气停留时间大幅度降低，其焦油捕集率下降，电捕焦油器后的煤气中焦油含量增加，从而对后续的脱硫系统产生硫泡沫消泡等负面影响。

　　2.5脱硫循环液中补充的蒸氨废水含油超标

　　剩余氨水没有在剩余氨水槽内静置分离除油、气浮除焦油器中上浮气泡不均匀、微孔陶瓷过滤器过滤管击穿等问题，造成进入蒸氨塔的剩余氨水含油达到了100~120mg/L，突破极限值，进而使进入蒸氨废水中含油也达到了50~80mg/L。蒸氨废水作为预冷循环液的置换补充水源，其油滴被直冷预冷空喷塔的焦炉煤气带入了脱硫系统，致使脱硫循环溶液和再生硫泡沫等受到冲击。

　　2.6入脱硫煤气温度超标

　　由于制冷机组频繁出现故障，夏季时，供给预冷换热器的制冷水温度达到了25.2℃,超过了预冷换热器制冷水或者低温水进入水温度8.2~8.7℃；同时预冷塔后的焦炉煤气温度达到了32.2℃,超过规定温度上限4.2℃。其进入脱硫系统的焦炉煤气中饱和水量增加，同时也随着焦炉煤气温度提高，携带的轻质焦油量也将提高，现场发现脱硫循环溶液杂质增加、溶液绿色中带有黑灰色，再生塔顶部的硫泡沫黏度下降且减少，伴有硫泡沫变灰和变黑，严重时硫泡沫消失及脱硫效率的下降问题。

　　2.7预冷循环液缺少沉淀排污单元

　　预冷系统作为焦炉煤气脱硫系统的关键工序［2］，其预冷循环液在预冷塔底部应设置静止分离功能，现有预冷循环泵，连续预冷循环液与煤气直接逆向接触洗涤和冷却下来的大分子焦油、冷却聚集物、煤粉、焦粉等杂质，从预冷塔底部连续抽出，然后输送至预冷换热器，其后与煤气直接接触，此过程中的杂质，会随着焦炉煤气带入脱硫系统，增加了脱硫系统工艺事件的可能性。

　　3 PDS氨法脱硫工艺的优化措施

　　3.1调整初冷器热分布

　　首先，针对初冷器上段和中段的管内存在结垢，将初冷器水箱端盖拆除后，使用高压水按照换热管原设计3。倾斜角度，进行顺向的除垢和冲洗，解决因管内结垢造成的换热效率降低问题。

　　其次，安装初冷器上段余热回收水制冷工艺装置，优化初冷器热量布局。其余热水段规划如下：冬季将温度为50℃升高到60℃,用于厂房和市政居民采暖；夏季将65℃初冷器余热水换热至温度73℃,生产的15.5~16.0℃制冷水回送至初冷器下段冷却水中，保证初冷器后煤气温度控制在18~21℃。

　　3.2改造初冷器喷洒吸收流程

　　提高初冷器上段循环喷洒流量［3］，按照横截面积4~6m3/h进行调整，做到生产过程中的连续冲洗净化。同时在初冷器上段的中下部设计安装热氨水喷洒清洗组合喷头，有效防止初冷器下段的焦油渣、萘、焦粉、煤粉等杂质沉积，如图1所示。改造后，工况没有改变，初冷器阻力从1.5~2.2kPa降低至0.6~0.8kPa。

　　3.3保证器后煤焦油含量

　　电捕焦油器内使用80℃以上热氨水。喷洒流量为100~120m3/h，进行器内电晕丝和沉降极附着的煤焦油和萘等杂质有效清洗8小时以上。同时器内使用专用工具对电晕丝和沉降极的残留物进行清理，沉降极蜂窝更换为S30408不锈钢材质且进行表面抛光处理，其后校正电晕丝和沉降极垂直度偏差小于3mm。

　　经过上述措施后，电捕焦油器的二次工作电压达到了62~66kV，二次工作电流达到了2300~2800mA，电捕焦油器的焦油捕集率≥99.6%，电捕焦油器的焦炉煤气含焦油量达到了10mg/m3。

　　3.4优化电捕焦油器操作指标

　　夏季时，电捕焦油器冲洗和检修周期由7天提高到30天，同时冲洗和生产时间调整为19点至次日早7点，当电捕焦油运行前，要求初冷器要全部运行，做到入电捕焦油器的煤气温度≦25℃,使电捕焦油器煤气中焦油含量稳定达标。

　　3.5源头解决浓氨水带油超标问题

　　每台机械化焦油氨水澄清槽进行均量调整，控制每台机械化焦油氨水澄清槽内停留时间≥40min，做到循环氨水中的焦油、焦油渣和氨水的有效分离。

　　3台剩余氨水槽，必须一台剩余氨水槽进入、一台剩余氨水槽静置8小时后排污、一台剩余氨水槽使用的良性循环和净化分离模式。

　　气浮除焦油器进行进液和溶气功能区的定期清理和维修，使器内形成0.1~100μm均匀气泡，从而使其除油达到60%~85%。

　　更换微孔过滤器的陶瓷过滤膜管，实现运行72小时后的100~120m3/h和30分钟的85~98℃热水反冲洗。

　　在每台剩余氨水槽进剩余氨水时，加入破乳剂，从而加速剩余氨水杂质的聚集和分离。

　　3.6改造预冷换热工艺过程

　　现有四台预冷换热器后预冷循环液，首先进入新增二段预冷螺旋板换热器，经过13~16℃外来生产新鲜水冷却后，进入现有预冷塔喷淋段冷却焦炉煤气。新增预冷二段循环液冷却器，设计有直通阀门，如果现有预冷换热达到规定温度或者检修维护时，可以流经此管道。经过新增预冷二段冷却后的25~30℃回水，送至低温循环水系统，如图2所示。

　　3.7新增预冷循环液排污工艺

　　在煤气预冷塔最底部安装DN100管道，使用专用排污泵，连续将其富含焦油、煤粉、焦油和其他重质成分的杂质，抽出输送至冷鼓工段机械化氨水澄清槽，同时此泵也可以起到预冷置换液水平衡控制的作用。其工艺流程如图3所示。

　　4实施效果

　　经过针对性改造和生产工艺调整，该焦化厂取得以下效果：

　　（1）脱硫再生塔A顶部硫泡沫颜色由黑灰色转变为黄色。

　　（2）脱硫循环溶液中的悬浮硫含量，由1.23g/L降低到了0.6g/L。

　　（3）在进入脱硫塔焦炉煤气中H2S含量为3000~5000mg/m3的条件下，单台脱硫塔A后的焦炉煤气中H2S含量由162mg/m3降低到了45~67mg/m3；双台脱硫塔A和C后的焦炉煤气中H2S含量由50~60mg/m3降低到了15~20mg/m3。

　　（4）在进入脱硫塔焦炉煤气中H2S含量为3000~5000mg/m3的条件下，脱硫催化剂消耗量，由30kg/d降低到19kg/d。

　　（5）单台脱硫塔阻力，由0.7kPa降低到0.3~0.6kPa。

　　（6）经过上述生产工艺调整和工艺改造后，每年减少脱硫催化剂消耗量4015kg，降低煤气净化系统阻力0.1~0.4kPa。

　　（7）上述措施实施后，每年鼓风机节约的电能、后续燃烧用户尾气脱硫剂消耗量的减少，每年节约的费用达到100万元以上。

　　5结语

　　综上所述，焦炉煤气氨法PDS湿式脱硫工艺中普遍存在的硫泡沫消泡困难、硫泡沫量减少及黏度降低问题，在煤气净化领域具有典型性。文章提出的优化措施经实际应用验证，可有效提升硫泡沫分离效率并降低系统运行阻力，相关实践经验可为同行提供技术参考与实施借鉴。

参考文献

　　［1］鞍山立信焦耐工程技术公司范守谦.焦炉煤气净化生产设计手册［M］.北京：冶金工业出版社，2012.

　　［2］肖瑞华.煤化学产品工艺学［M］.北京：冶金工业出版社，2003.

　　［3］何建平，李辉．炼焦化学产品回收技术［M］．北京：冶金工业出版社，2006.