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888催化剂在天然气脱硫中的应用 牛凯伟 （长春东狮科贸实业有限公司，吉林 长春 130115） 重庆东溪气田脱硫厂是一个天然气脱硫净化厂，脱硫系统设计能力为40 k/d，但实际处理天然气气量为40~65/d，入口硫化氢为6~10g/km3。现采用三级脱硫（一般开两级，共用两个再生槽，一个循环槽）。脱硫原采用以TSC+栲胶、钒为脱硫催化剂，Na2CO3为碱源的催化氧化工艺，再生采用空气自吸式喷射再生工艺。但该脱硫方法在实际生产运行过程中逐渐暴露出一些问题，如运行费用高，副盐生成率高，塔阻力大，再生效果不好等。为例更好的解决这些问题，降低生产成本，进一步提高脱硫效率。通过考查，决定于2006年6月改用东狮公司的888脱硫催化剂进行脱硫。 1 工艺流程 1.2 液体流程 1.3 主要的设备情况 脱硫塔 A φ1000×22700 1台 B φ1000×22700 1台 C φ1000×22700 1台 填料：5.4+5.4mφ50mm鲍尔环 循环槽 φ2800×3000 V=18m3 1台 卧式分离器 φ500×3099 1台 循环泵 H=125m Q=25m3/h 3台 再生槽 φ1800×φ2400×9640 2台 共四支喷射器用一支（三支吸空气） 泡沫槽 φ1800×300 V=700m3 2 使用TSC+栲胶、钒脱硫催化剂运行时存在的问题 2.1 催化剂运行费用高 每天加入：TSC 750 g，单价280元/kg；栲胶15 kg，单价约10元/kg；钒3 kg，单价230元/kg（2005年底购买价）；合计1050元。 2.2 副盐生成率高，塔阻力高 再生槽底部，循环槽内沉积大量副盐结晶、结垢附着在器壁上，严重影响了溶液的质量。另外在停车检修扒塔清理填料时，经分析，其堵塞物主要为盐类结晶。 2.3 再生效果差 再生槽内经常几天都无硫泡沫产生，悬浮硫、富盐等结晶物严重超标，使溶液处于浑浊状态，严重影响溶液质量和吸收效果。 3 改用888脱硫催化剂的运行情况 自2006年6月按888使用方案投加888后，经过一段时间的运转实验，取得了明显的技术经济效益，天然气进口H2S在6~6.5g/m3之间，出口均在20mg以下。同时再生槽内再生情况明显好转，实验第三天便有大量的硫泡沫溢出。运行主要工艺指标见表1。 表1 主要工艺指标 时间 进口H2S 出口H2S 888日用量 总碱度 g/m3 mg/m3 kg/d g/L 6.20 6.15 13.4 3 19.00 6.21 6.06 15.7 1.25 21.78 6.22 6.37 16 1.25 24.92 6.23 6.32 18.8 1.25 21.07 注：（1）以上均采用平均值（由于井口出气不稳定，气量始终处于一个超限值）。 （2）6月20日888用量为初始提浓度。 （3）通过优化操作，888用量可以进一步降低。 888脱硫与TSC栲胶+钒法费用对比： 如2.1所述，采用TSC栲胶+钒法催化剂运行费用为1050元；而采用888法，日耗888催化剂1.25 kg，每天总费用569元。采用888法比采用TSC栲胶+钒法日运行费用可节省481元。 4 天然气脱硫中应注意的问题 4.1 因井口天然气的流量以及入口H2S不是很稳定，常有波动，应多注意观察进出口H2S的变化，及时调整总碱度、再生泡沫的分离，保持溢流，加强硫回收，使整个系统处于一个稳定良性的循环过程。 4.2 加强天然气进系统前除油、除碳的预净化工作。天然气中夹杂的油气以及高压下产生的炭黑是无法避免的，它们的存在对溶液的质量，硫泡沫的浮选、分离及系统的正常运行的影响都是很大的。这些油气进入溶液中呈雾滴状与溶液中的硫连在一起，使硫的浮选发生困难，且有消泡作用。同时这些油气使填料形成疏水性膜，严重影响吸收效果，当这些油气在系统中累积到一定浓度时，可将吸收剂和催化剂包裹起来，无法参与反应。 另外炭黑的存在除了影响溶液的颜色外，还易在溶液中循环粘在填料上，造成塔阻力上升等严重后果，因此气体的预净化非常重要。 应适当提高再生槽液位，保持硫泡沫连续溢流，这样做的目的有两个： （1）降低溶液的浓度。有些厂由于受条件限制没有洗气冷却设备，而脱硫液的温度控制又是脱硫生产中的一个重要指标，一般要求在35~42℃，由于地区因素不同，南方地区夏天一般都会超过这个温度。如果温度过高会使副反应急剧上升，溶液中溶解氧气的能力下降，不利于催化剂的吸氧再生。造成催化剂的利用率低，耗量大。这样溢流出的硫泡沫经沉淀池过滤后的清液回收可适当的降低溶液