湿法脱硫溶液组分紊乱原因分析及对策
王丽平
（山西焦化股份有限公司，山西 洪洞041606）
［摘 要］介绍200 kt/a焦炉气配水煤气制甲醇装置脱硫溶液组分突然紊乱导致系统脱硫效率降低、副反应加剧的事故，分析与探讨事故原因，采取调整加碱量、催化剂组分等措施后，系统运行逐渐恢复正常，由此总结了事故的经验教训。
［关键词］ 甲醇装置；脱硫系统；溶液组分紊乱；原因分析；应对措施
［中图分类号］ TQ 223.12+1 ［文献标志码］ B ［文章编号］ 1004-9932（2016）04-0050-03
山西焦化股份有限公司200 kt/a甲醇装置是国内第一套以焦炉煤气配水煤气制甲醇的装置，其主要工艺流程为：洗脱苯后的焦炉气，经电捕焦油器除油、罗茨鼓风机加压和焦炉气湿法脱硫后，送到焦炉气压缩机压缩，经精脱硫后进入转化工段进行加压催化纯氧转化，使焦炉气中的甲烷和高碳烃转化为H2和CO；常压气化制得的水煤气回收热量后，经气柜、煤气鼓风机升压并除尘后，再经水煤气湿法脱硫、净化气脱硫，最后与焦炉气转化气汇合并经合成气压缩机提压后作为甲醇合成的原料气进入甲醇合成塔，生成的粗甲醇经甲醇精馏系统制得符合GB 338—2011的优等品级精甲醇。
1 脱硫溶液组分紊乱事故
2015年5月装置检修结束开车以后，焦炉气、水煤气双系统一直满负荷平稳运行（焦炉气约33 000 m3/h，水煤气约30 000 m3/h）；8月初，湿法脱硫常压系统溶液组分突然出现紊乱，溶液总碱度由0.17 mol/L突降至0.08 mol/L，溶液中Na2SO4副盐含量迅速上涨，系统脱硫效率快速降低。
脱硫系统催化剂使用的历史情况为：2008年2月—2013年10月脱硫催化剂为ADA、V2O5、PDS；2013年10月，水煤气脱硫塔阻力大，公司统一安排脱硫催化剂改为JHH（钛菁钴系列）。
在此之前的2015年1月，溶液系统也出现过组分紊乱事故，当时利用系统停车机会通过置换、调整后组分恢复正常，2015年8月，再次发生溶液系统组分紊乱。至此，湿法脱硫系统运行8 a中，这是第二次发生溶液组分失调事故。
针对脱硫溶液组分紊乱事故，我们迅速展开了原因分析，并立即采取了调整加碱量、催化剂组分等措施，使系统运行逐渐恢复了正常，确保了整个甲醇装置的安全、稳定运行。
2 原因分析
2.1 直接原因
2015年6—8月，受原料方面的影响，入湿法脱硫焦炉气和水煤气中H2S含量升高，焦炉气中H2S含量由300 mg/m3以下涨至600 mg/m3以上，最高达1 011 mg/m3；水煤气中H2S含量由2 000 mg/m3以下上涨，最高达2 915 mg/m3，造成脱硫系统化工原料消耗增多，溶液指标逐渐趋于下限，当总碱度（溶液中Na2CO3与NaHCO3均折算成NaHCO3的摩尔浓度）低于指标0.20 mol/L并满负荷运行2 d后，由于溶液中的Na2CO3快速消耗，破坏了溶液系统的平衡，导致脱硫溶液组分失衡（溶液中总碱度、Na2CO3、pH突降，副盐含量猛涨），脱硫效率快速降低。
2.2 间接原因
湿法脱硫再生系统原始设计存在缺陷，焦炉气与水煤气脱硫共用1套溶液系统，焦炉气入口H2S含量≤300 mg/m3，水煤气入口H2S含量≤2 000 mg/m3，系统抗波动能力较弱，当煤气系统发生波动时，也就引发整个脱硫系统紊乱。
湿法脱硫溶液系统日常管理原则：出口煤气中H2S含量合格，脱硫溶液总碱度能低则低。当脱硫溶液总碱度及脱硫催化剂处于临界状态时，系统中缺少的成分未能及时补充，系统煤气成分一旦发生波动，溶液系统的吸收与再生平衡极易被破坏，从而导致脱硫溶液总碱度、pH急剧下降以及副反应快速增加，一旦出现上述现象，即使大幅增加Na2CO3等化工原料的用量，对调节总碱度及pH已于事无补了。
通过观察循环水水质、硫泡沫颜色及闻溶液挥发的气味，可以推断出焦炉气中焦油等杂质较多，加速了脱硫溶液指标的恶化。另外，煤气中的焦油、粉尘对脱硫催化剂影响较大，它们可能将催化剂包裹，导致溶液再生链条断裂。
公司常压湿法脱硫系统现有溶液约1 200 m3，现阶段副盐提取是通过每周5车（约15 m3）外送至化产品回收厂，提取量与溶液系统副盐的增加量不成比例，特别是熔硫釜日排液量达50 m3时，熔硫后的清液中副盐含量较多，而冷却沉淀池又太小，没有充分、有效地降温与沉淀，接近100 ℃左右的清液直接返回贫液槽，造成整个溶液系统温度偏高，副盐含量快速上涨。
3 应对措施
更多内容详见《中氮肥》2016年第4期