水煤气精脱硫改造水煤气精脱硫造.doc

甲醇厂水煤气精脱硫系统改造 1 引言 我公司甲醇系统采用焦炉煤气配水煤气低压合成甲醇工艺。其中水煤气精脱硫系统原设计采用的是无变换二级湿法脱硫（常压与加压）、三级水解精脱硫的工艺流程（武汉科林精细化工有限公司专利）。2008年6月项目投产后，水煤气精脱硫系统一直存在运行周期短，副反应多等问题。武汉科林公司2008年至2011年经过五次调整、改造，仍无法实现长周期稳定运行（2011年全年累计低负荷运行109天，2010年累计低负荷运行69天），严重制约着甲醇装置的达产达效。 甲醇生产对氢碳比有一定的要求，最佳比例约2.05左右。而焦炉气作为合成甲醇的原料时，氢多碳少，氢气没有得到充分利用，原料气消耗大，弛放气排放多；而水煤气生产甲醇刚好相反，氢少碳多,两者结合，可方便地调节氢碳比，使其达到理想值，从而物尽其用。此次水煤气精脱硫改造仍然采用无变换工艺。一是水煤气不经过CO变换系统，使合成甲醇的有效气体成份CO含量大大增加，有利于甲醇合成反应的进行；二是采用低温加氢+宽温水解工艺。该工艺操作温度远低于变换的温度，使整个系统能耗大为降低。 2改造采取的措施 1、将原1#预保护器改为预加氢槽、原1#2#中温水解槽改造为1#2#有机硫加氢槽；1#预保护反应器中的脱氧剂均改装为10m3的JT-1A型加氢催化剂；1#、2#中温水解反应器中的水解剂改装为15m3的JT-1型加氢催化剂，总计30 m3；改变反应机理，改善有机硫转化效果。降低预保护反应器及1#、2#中温水解反应器的使用温度（130-220 ℃ ） 2、将原2#预保护剂槽在原工艺路线中的位置后移，置于常温水解槽后，并装填常温氧化锌催化剂，将常温水解槽出口气体中的H2S全部吸收，从而降低精脱硫槽多功能吸附剂的工作压力； 3、选用宽温水解剂代替原低温水解剂、保留常温水解剂；增设宽温水解槽、精脱槽、1#2#粗脱槽入口配蒸汽管线； 4、将湿法脱硫溶液系统活化剂进行更换，以达到对有机硫有一定的脱除效果，活化剂由“OMC”更换为“888”； 5、选用硫容大、精度高、质量可靠的活性炭脱硫剂，增设1#、2#粗脱硫槽及精脱硫槽配氧管线，确保活性炭脱硫剂在脱硫过程中的最低氧/硫比。 3 改造后的运行评价 （一）、技术评价 1、运行情况： 2012年6月，甲醇厂系统停车检修期间对水煤气精脱硫实施了改造。7月24日组织系统开车，于7月29日水煤气精脱硫合格产品气并入甲醇合成系统。改造后水煤气双机运行期间甲醇班产量平均在640吨以上（最高时达680吨甲醇/天以上），水煤气单机运行期间甲醇班产量在570吨左右。改造后运行期间加氢单元、加压湿法脱硫单元、宽温水解及粗脱硫单元均已达设计指标。常温氧化锌出口总硫控制在0.03—0.07PPm，满足甲醇合成气要求。 运行过程中， 8月7日2#粗脱槽出现出口COS增高现象（最高时达3.82PPm），利用一周时间，对2#粗脱槽活性炭进行补氧、补蒸汽增湿，2#粗脱槽出口总硫含量由原3PPm左右降至0.1PPm左右。 8月22日停车对ADA加压塔进行了检修，8月29日重新开车运行后，作为把关的精脱硫槽出口COS偏高现象（最高时达0.2PPm左右）。 甲醇厂组织触媒厂家人员分析精脱硫槽出口总硫高的原因，并制定调整措施，针对精脱硫槽放硫现象。经近20天、五个阶段调整，于9月19日8：00精脱硫槽出口总硫降至未检出。 12月16日冬季检修开车后，运行至12月20日4:15精脱硫槽出口总硫达0.11PPm，水煤气退出联合机，在精脱硫槽出口放空。 调整水煤气携氧量、调整水煤气湿度、调整各槽活性炭床层温度，提高加压湿法脱硫系统压力，降低活性炭槽压力，加快排硫速度。 12月23日21:00分析精脱硫槽出口总硫为0.09PPm。24日0:50水煤气送联合压缩机。运行至12月28日，精脱硫槽出口总硫最高为0.13PPm，最低0.09PPm。同时要求每小时分析一次入合成新鲜气总硫，截止12月31日最高为0.05PPm，最低为0.01PPm。 系统运行至2012年11月8日，精脱硫出口出现不明硫，经与西南院等分析仪器厂家共同进行定性、定量分析，该不明硫初步确定为“丙硫醇或甲乙硫醚”。 2、水煤气精脱硫改造后主要工艺指标运行情况： 入口(PPm) 1#(2#)加氢出口(PPm) 有机硫转化率 ADA塔出口(PPm) 出工段总硫(PPm) 指标 平均值 COS CS2 COS CS2 C2H6S % C2H6S 总硫 ≤0.1 2012年8月 170.87 1.58 4.62 0.10 7.54 97.26 1.04 0.04 2012年9月 116.30 2.12 7.71 0.05 5.93 93.45 0.38 0.03 2012年10月 103.60 4.06 7.20 0.