王晓博1，李进晓2
[1济民可信（高安）清洁能源有限公司，江西 高安330800；
2 长春东狮科技（集团）有限责任公司，吉林 长春130000\]
［摘 要］济民可信（高安）清洁能源有限公司120×108 m3/a煤制工业燃气装置于2022年全线开车，其采用酞菁钴类催化剂的8套湿法脱硫系统陆续出现脱硫效率低、纯碱消耗大、副盐（主要是硫代硫酸钠与硫酸钠）增长快、脱硫塔阻力大等问题，严重影响了系统的稳定运行。经交流与探讨，济民可信公司脱硫系统自2022年10月开始试用长春东狮科技（集团）有限责任公司的DSH高硫容抑盐脱硫催化剂（DSH催化剂），通过一系列的优化改进与调试，2023年4月8套脱硫系统全部改用DSH催化剂，现脱硫系统运行状况良好，降本增效成果显著——脱硫率提升至98.40%～99.58%，纯碱消耗量减少约53%，副盐生成量得到有效抑制，脱硫塔阻力降低，系统运行更加稳定，硫磺回收率高达88%以上，脱硫废水处理成本明显降低，年综合成本下降超30%。
［关键词］煤制工业燃气装置；PDS脱硫系统；运行问题；原因分析；优化改进；DSH催化剂；应用情况；降本增效
［中图分类号］TQ426.94 ［文献标志码］B ［文章编号］1004-9932（2025）04-0009-04
0 引 言
济民可信（高安）清洁能源有限公司（简称济民可信公司）120×108 m3/a清洁工业燃气项目（煤制工业燃气装置，设计燃气热值15 00 kcal/m3）设计满负荷生产时粗煤气产量为1 170 km3/h（标态，下同），于2020年12月13日正式投运。本项目由中国五环工程有限公司总承包，其气化系统采用中国科学院工程热物理研究所和济南黄台煤气炉有限公司共同研发的16台CXL6000I型常压循环流化床富氧气化炉，该气化炉耦合常压循环流化床富氧气化技术与飞灰残炭流化床燃烧技术（属国内首次工业化应用），具有煤种适应性广、热效率高、运行稳定、运行周期长、技术成熟等特点，配套粗煤气除尘、洗氨、PDS脱硫、氨回收等系统制清洁工业燃气，并配套余热余能发电装置、空分装置、公用工程系统及辅助设施、园区燃气管网（总长度超40 km）等。2022年起本集中供气项目开始全面向高安建陶产业基地（江西省建筑陶瓷产业基地）40家陶瓷企业、100余条陶瓷生产线提供工业燃气，以彻底解决建陶产业园区燃煤造成的酚、苯、焦油等污染问题，对整个建陶行业及传统煤气化产业转型升级均具有重要意义。
在煤化工领域及工业气体净化领域，脱硫工艺的优劣对企业的生产效益与环保达标起着关键性的作用。济民可信公司湿法脱硫工段配备8套完全相同的脱硫系统，均采用酞菁钴类催化剂。2022年济民可信公司煤制工业燃气装置全线开车后，脱硫系统陆续出现了脱硫效率低、纯碱消耗大、副盐（主要是硫代硫酸钠与硫酸钠）增长快、脱硫塔阻力大等问题，严重影响了系统的稳定运行与企业的可持续发展。长春东狮科技（集团）有限责任公司（简称长春东狮）DSH高硫容抑盐脱硫催化剂（简称DSH催化剂），凭借其独特优势，此前已成功地为众多中小型氮肥企业及焦炉气净化领域攻克脱硫难题。经交流与探讨，济民可信公司脱硫系统自2022年10月开始试用长春东狮DSH催化剂，通过一系列的优化改进与调试，2023年4月8套脱硫系统全部改用DSH催化剂，现脱硫系统运行状况良好。以下对有关情况作一介绍。
1 湿法脱硫系统简介
济民可信公司脱氨/脱硫系统的主要任务是脱除粗煤气中的NH3和H2S，由脱氨系统、脱硫系统及硫磺回收系统组成。脱氨系统采用洗氨塔洗涤脱除粗煤气中的NH3，要求脱氨气NH3含量＜50 mg/m3。脱硫系统采用湿式氧化法——PDS脱硫工艺，采用酞菁钴类脱硫剂（其主要成分为双核酞菁钴磺酸铵），利用碱性溶液吸收气相中的H2S并催化氧化为单质硫，要求脱硫气H2S含量＜20 mg/m3。硫磺回收系统（共设置4个系列，每2个系列脱硫系统共用1个系列的硫磺回收系统）采用硫泡沫经真空过滤机过滤后再进行熔硫，生产纯度为98%的硫磺，硫磺总产量约1.44 t/h。
济民可信公司脱硫系统之工艺包、塔内件及核心设备均采用长春东狮的专利技术（或专有产品，项目建设时即采用），具有投资较少、设备简单、脱硫效率高的优点，脱硫催化剂可经再生循环使用，运行成本低。鉴于硫磺回收系统原真空过滤机滤板易堵塞，需频繁清理、检修及更换，后改用长春东狮的板框压滤机，问题得以解决；并增大了再生槽溢流量，降低硫泡沫槽液位，此举对于降低溶液悬浮硫与脱硫塔阻力起到了积极的作用。
2 湿法脱硫系统运行问题
济民可信公司8套脱硫系统采用酞菁钴类催化剂，经过了1 a多的运行发现存在脱硫效率低、纯碱消耗高、副盐增长过快、脱硫塔阻力大等问题：① 脱硫效率低——工艺上要求脱硫系统出口工艺气H2S含量＜20 mg/m3（均值），实际生产中脱硫系统出口工艺气H2S含量波动峰值超过设计指标，加大了下游企业陶瓷产品质量把控的难度；② 纯碱消耗高——单套脱硫系统纯碱消耗1 447 kg/d（均值），每脱除1 t的H2S消耗纯碱775 kg，脱硫成本较高，压缩了企业的利润空间；③ 脱硫液中副盐增长过快——如4#脱硫系统2个月内（2023年2—4月）硫代硫酸钠浓度由120.91 g/L增长至141.86 g/L，3个月内（2023年2—5月）硫酸钠浓度由11.73 g/L增长至14.65 g/L，影响了脱硫液的质量，降低了脱硫剂活性，增加了脱硫废液的处理难度与成本；④ 脱硫塔阻力大——原始设计脱硫塔阻力≤600 Pa，实际生产中，1#、3#、4#、7#脱硫系统脱硫塔最高阻力达5 kPa以上，2#、5#、6#、8#脱硫系统脱硫塔最高阻力达3 kPa以上，可能导致堵塔甚至被迫停车等事故，严重威胁着系统的长周期稳定运行。为从根本上保证脱硫系统的稳定运行，亟需查明原因并采取应对措施（需对系统进行优化改进）。
3 原因分析
3.1 催化剂性能限制
现有的酞菁钴催化剂脱硫效果差，对溶液中HS-的氧化不彻底，脱硫液中HS-含量过高，导致副盐的增长速率不断加快。脱硫液中副盐增多，不仅会使纯碱消耗增大，还会进一步导致脱硫效率降低。此外，酞菁钴催化剂的抗干扰能力差，无法有效应对复杂的工况条件，进一步加剧了脱硫系统工况的异常。
3.2 再生单元运行状况欠佳
脱硫系统再生单元喷射器堵塞严重，造成长时间、大面积的吸气量不足，致使贫液电位低、贫液的氧化能力下降，酞菁钴催化剂的活性无法得到有效恢复，直接影响了催化剂的再生和硫泡沫的浮选，进而影响了脱硫效率与副盐的生成速率。此外，再生槽的吹风强度在1个运行周期内逐渐降低，原硫泡沫过滤设备过滤效率低、效果差，导致硫泡沫不能及时溢流，溶液中的硫颗粒逐渐增多，这也是喷射器堵塞的主要原因之一，加剧了再生单元再生不足的问题。
针对上述再生单元存在的问题，对7#、8#脱硫系统的贫液进行吹空气试验，7#脱硫系统吹空气5 min后贫液电位由-136 mV升至-46 mV，8#脱硫系统吹空气5 min后贫液电位由-124 mV升至-49 mV。贫液电位低表明贫液再生不足，即催化剂氧化HS-能力下降，致溶液中HS-含量升高，副盐增长速率加快，最终导致脱硫效率降低。
更多内容详见《中氮肥》2025年第4期