高硫变换气的脱硫

合成氨厂的变换气中H2S的含量一般在1g／m^3（标态）以下，很少到2．0g／m^3（标态）的，然而浙江丰登化工股份有限公司化肥厂的变换气H2S的含量却在3．5g/m^3（标态）以上，如2004年11月17日的分析结果，H2S的含量为3．6-4．0g／m^3（标态）。该厂变换气中CO2的含量也比其它厂高得多。一般在38％-40％，这就更加大了湿法脱硫出口H2S达标的难度。     

我公司高硫煤半水煤气用二级脱硫的初步总结

内蒙古赤峰富龙化工有限责任公司年产合成氨40kt，主要产品是长效碳铵和液氨。由于原料煤来源较杂，半水煤气中H2S含量波动较大。在2003年前半水煤气采用单塔脱硫，脱硫催化剂使用MSQ-3当半水煤气中H2S小于2．5g／m^3时，脱硫后H2S可降低到0．11g／m^3左右，但半水煤气H2S含量超过2．5g／m^3时，超过的部分便增加到脱硫后的气体中，例如半水煤气中H2S含量若增加到2．6g／m^3，则脱硫后H2S便增加为0．21g／m^3。这样MSQ-3型脱硫催化剂虽然表现出明显的优点，但已不能满足半水煤气H2S含量较高时的脱硫要求，需改变脱硫的设备及工艺流程来解决问题。经研究及结合兄弟厂的经验，确定将半水煤气脱硫由单塔脱硫改为双塔串联脱硫，即分为一级及二级脱硫，并且一级及二级脱硫均分别单独再生。然后按常规方法进行脱硫一再生循环，在硫化氢含量较高时，对半水煤气仍到得了较好的脱硫效果，并且生产一直比较稳定。     

PDS-600型脱硫催化剂在半脱装置高温条件下的应用

1 PDS-600型脱硫剂使用前状况 由于罗茨机出口半水煤气温度较高（有时候高达84℃）、净氨及冷却风冷能力不足，进入脱硫塔的半水煤气温度一般高于50℃（有时高达66℃），再生氨水温度一般高于45℃（最高达64℃），致使再生效果差。当半水煤气中H：S含量〈1．5g／m^3时，生产基本能维持；但当半水煤气中H2S含量高于2．0g／m^3时，再生困难，无硫泡沫析出，脱硫液变黑，悬浮硫高，半脱后H2S含量明显上升，变换后H2S也明显上升。为解决该问题，先后试用了多种催化剂，最后选用PDS-600型催化剂并解决了该问题。     

HS脱硫技术在我厂的应用

l前言我厂年产4万吨尿素装置配套的脱碳装置，采用的是碳酸丙烯酯在1．7MPa条件下脱除变换气中的Co2的。进入脱碳系统变换气的H2S含量为80～150mg／m3，有时高达200～300mg／m3。由于碳丙脱碳要求变换气中H2S含量愈低愈好，因此在脱碳前设置了变换气脱硫，采用的方法为活性炭脱硫。变换气通过两台脱硫槽后，气体中H2S含量降至40一80mg／m3进入脱碳塔，在此净化气中CO2降至0．2～0．4mg／m3，H2S降至0．85～2．1mg／m3，气体去压缩合成氨。吸收了CO2和H。S的碳丙液经再生后再生气（常解气）中H。S含量为110～220mg／m‘，去尿素工段…     

碘量法测定气体中H2S含量的探讨

1概述 我公司造气车间生产的半水煤气及焦化厂生产的焦炉气中H2s含量较高。半水煤气和焦炉气分别进入6m塔和2^#塔用栲胶液脱除H2S。6m塔进、出口半水煤气中的H2S含量分别为1000mg／m^3、50mg／m^3，2^#塔进、出口焦炉气中的H2S含量分别为3000mg／m^3、70mg／m^3。变换车间分析室定期对这几个项目进行检测，公司生控处生控组作不定期抽检，但两单位对同一时间段同一气体的检测结果相差较大，尤其是H2S含量越高，测定结果差异越大（见表1）。     

RTS系列脱硫催化剂在合成氨生产中的运用

陕西汉中南化有限公司半水煤气与变换气均采用栲胶法脱硫，人口半水煤气中H2S含量0．2g／m^3（标态）左右，脱硫系统负荷轻、运行平稳。进入2004年5月后，由于煤质发生变化，半水煤气中H2S含量上升至2g／m^3（标态）左右，     

甲醇触媒中毒及黑甲醇分析及处理

公司甲醇生产装置生产能力为20kt／a，D800mm塔系统2套。在2005年8月生产的甲醇颜色变黑，触媒活性下降，为了稳定生产把炉温由290℃提到310℃。为了查到触媒活性下降、甲醇变色的原因，对前段生产情况进行分析，发现以下问题。脱硫前H2S含量1．5-3．0g／m^3，碳化入口H2S含量0.2-0．8g／m^3。从数据分析可以看出，脱硫后H2S含量不超标，脱硫装置的脱硫效果不错，脱硫前和碳化入口H2S含量波动变化较大。     

PKM煤气化制甲醇装置低温甲醇洗工艺的改进

我厂低温甲醇洗装置自投产以来一直运行稳定，但随着城市煤气用量的增大以及甲醇合成装置规模的扩大，净化装置的压力越来越大。原设计净化气中CO2含量≤3％，H2S含量〈3．4mg／m^3，而甲醇生产装置要求H2S含量≤0．5mg／m^3；CO2闪蒸塔、H2S浓缩及再吸收塔解析出的CO2达不到环保排放要求。所以，必须对低温甲醇洗装置进行改造，以满足甲醇生产及其他生产工艺的质量要求。     

湿式氧化法脱硫的几个问题探讨

随着优质原料煤供应的日益紧张，大多数以煤为原料的合成氨厂不得不选用高硫无烟煤或焦炭作为原料，生产出的半水煤气中H2S质量浓度在4—6g／m^3甚至高达7～9g／m^3，脱硫问题成为公认难题。另外，有些合成氨厂选用的煤原料虽然硫含量不高，但原料热稳定性差，挥发分含量高，会在制气过程中生成多种煤焦油及有机硫，对后续脱硫系统影响很大，     

脱硫工段熔硫工艺改造小结

山东海化盛兴化工有限公司现具备年产氨醇120kt、尿素150kt能力。脱硫工段熔硫装置采用熔硫釜连续熔硫工艺。目前产氨醇16．34t／h，脱硫工段通过气量53922m^3／h,脱硫前H2S质量浓度在2．5～3．0g／m^3时，出硫泡沫液流量约为88m^3／d，产成品硫磺约2．5t／d。     

新型塔内件格栅填料脱高硫技术总结

同一产地的高硫煤与低硫煤在固定层煤气发生炉生产的半水煤气中H2S含量不同，一般晋城阳泉优质煤，半水煤气中H2S为0．7～1g／m^3，而高硫煤在3～5g／m^3，甚至高到8～10g／m^3。半水煤气在脱硫装置中，一般采用填料塔或空塔喷淋。煤气在脱硫：过程中，有硫膏析出，脱硫液由于再生过程中也有悬浮硫，因此运行周期短。脱硫系统至少3～5个月因堵塔造成系统压差大而被迫停车清洗填料，影响正常生产。如果用空塔喷淋，脱硫效率低，不能保证煤气净化率，影响系统的生产。为此本公司于2001年开发了塑料格栅填料技术。     

H2S碘量法的误差分析

H2S碘量法分析时用球胆取气5～10L,通气时间为2～3min,整个分析从取样到结束一般为10min。正常情况下,分析出的变脱后H2S质量浓度基本在5．1mg／m^3左右,脱碳变换气中H2S质量浓度基本在4．2mg／m^3左右：     

空气中有害物质冬季污染情况的调查和分析

监测了2007年1月27号到2007年2月2号惠州市冬季主要交通干道空气污染情况,并采用气相色谱分析,结果显示在监测期间苯的含量为2μg／m^3-35μg／m^3,甲苯的含量为3μg／m^3-26μg／m^3,二甲苯的含量为0μg／m^3-95μg／m^3,乙酸正丁酯的含量为1μg／m^3-29μg／m^3,乙苯的含量为0μg／m^3-17μg／m^3,苯乙烯的含量为0μg／m^3-12μg／m^3,正十一烷的含量为0μg／m^3-22μg／m^3,CO的含量的为1．4ppm-4．1ppm,CO2的浓度为0．030％-0．060％,通过和国内其他城市的调查情况相比,其污染的程度较低,且监测结果表明,污染的情况受风速的影响较大,同时,还提出了改善城市污染状况的一些建议。     

LB205型CO低温变换催化剂的研制开发

介绍了新型CO低温变换催化剂的研制情况。研制的LB205型低温变换催化剂在压力≤5．0MPa，温度185-250℃．汽／气比0．2～0．6．干气空速1000～4000h^-1．干气中CO体积分数2．5％～4．0％．CO2体积分数16％～19％．余量为H2＋N2条件下，催化剂CO变换率≥95％，400℃耐热2h后CO变换率≥93％。满足工厂对低变催化剂的要求．尤其适合在节能型合成氨厂的低汽／气比条件下使用。     

常压脱硫系统改造小结

我公司2001年原料“油改煤”后常压脱硫系统采用栲胶法脱除半水煤气中的H2S，设计出脱硫塔气体中的H2S含量为100～200mg／m^3，溶液悬浮硫含量在1．5g／L以下。在实际生产过程中出现了出塔气H2S含量超标、溶液悬浮硫高、塔阻力大、再生硫泡沫难于形成和浮选困难、再生喷射器效果不佳、系统腐蚀严重等问题。后来通过优化工艺操作及设备改造，使问题得到了解决。     

TiO2光催化消除H2S的研究

在TiO2上进行了气相H2S光催化氧化消除的研究．氧对H2S的光催化氧化消除过程是不可缺少的，对含量为560mg／m^3的H2S，,当加入的氧气与原料气中H2S的分子比为42：1，空速为28000h^-1时，去除率达到97％．在HiS光催化氧化消除过程中，单质硫的产生可使TiO2失活，经光照再生单质硫转化为SO4^2-后，TiO2活性恢复，而且SO4^2-的生成对催化剂的中毒有抑制作用．     

常温氧化铁脱硫技术改造

1前言我厂原采用氨水液相催化法一次脱硫,氨水液相催化法对无机硫脱除效果较好,但对有机流脱除效果差,有机疏通过变换转化为H2S,使变换气中的含量增加到0．068～0．085g／m3,虽然经过碳化吸收,只能脱除10％左右的H2S,原料气中H2S仍较高,致使铜洗工段生成大量Cu2S沉淀,铜耗高达0．46kg／tNH3,且经常出现起泡、带液现象,企业被迫减量生产,甚至停车。1995年大修时,我们对系统进行了改造。2改造方案和工艺流程在系统压力为3．5～5MPa、介质温度为20～40C℃、相对湿度90％～100％的工艺条件下,当脱硫剂呈碱性（pH值8～9）时…     

NDC脱硫技术的应用

介绍了NDC(含铁纳米脱硫催化剂)脱硫技术在合成氨变换气二次脱硫系统的应用,与原栲胶法相比,脱硫效果明显,原料气中H2S含量小于15mg／m^3,延长了运行周期,节约了操作费用。     

降低单醇系统脱碳气中硫的措施

我厂单醇系统投产于2002年底。为了降低成本，近年来改用含硫高的焦炭及少量的半焦作原料，煤气中的硫含量逐年上升，硫化氢含量一般为3g／m^3左右，有时高达4g／m^3；有机硫浓度也大幅增长，仅COS就约占H2S总量的10％左右。因此正常生产中，气体脱硫特别精脱硫的任务大大加重，而且单醇与联醇相比，情况更为突出。     

海洋胶红酵母、光合细菌、生化黄腐酸在海参育苗和养成中的应用效果

用二氧化氯（含量≥8％）日投量1g／m^3水体两天处理一次水质,海洋胶红酵母（浓度为1X10^10cfu／mL）日投量1～10mL／m。水体、光合细菌（浓度为2×10^10cfu／mL）日投量1～10mL／m^3水体、生化黄腐酸（含量≥60％）日投量5～10g／m^3水体在海参育苗中应用。试验结果表明：与用恩诺沙星日投量1g／m^3水体、EDTA螯合剂日投量2g／m^3水体,及常规投饵方式进行比较,海参幼体烂边病发病率从20．0％降低到10．0％,烂胃病发病率从23．0％降低到10．0％。在海参养殖中应用海洋胶红酵母、光合细菌（球形红假单胞菌）,可提菏成参产量14．3％～16．4％。海洋胶红酵母、光合细菌和生化黄腐酸在海参育苗和养成中应用具有广阔前景。