降低脫硫裝置預(yù)冷塔阻力的措施

工藝流程我廠焦?fàn)t煤氣脫硫選用了以煤氣中氨為堿源的一塔式液相催化氧化法，2007年7月焦?fàn)t煤氣脫硫系統(tǒng)投入運行。鼓風(fēng)機后的焦?fàn)t煤氣首先進(jìn)入預(yù)冷塔，預(yù)冷塔分兩段，下段噴灑的氨水與煤氣直接逆流接觸，在冷卻煤氣的同時將煤氣中呈懸浮狀態(tài)的萘吸收下來。在預(yù)冷塔的上段，用循環(huán)氨水對煤氣進(jìn)行直接洗滌，使煤氣的溫度降至30?32°C左右。煤氣由預(yù)冷塔出來后，進(jìn)入一級脫硫再生塔的脫硫段下部，并沿脫硫段自下而上與頂部噴灑的脫硫液逆流接觸，進(jìn)行一級液相催化氧化反應(yīng)，將煤氣中的大部分H2S吸收在脫硫液中。為了保持一定的催化劑濃度并盡量減少其耗量，采用了連續(xù)補加少量催化劑的措施，吸收了h2s后的脫硫液通過塔底煤氣液封，由溶液循環(huán)泵送至脫硫再生塔頂，通過自吸式噴射器與空氣接觸，進(jìn)行溶液的氧化再生，再生的溶液經(jīng)液位調(diào)節(jié)器自流到脫硫段頂部與煤氣逆流接觸，循環(huán)使用。從一級脫硫系統(tǒng)凈化后的焦?fàn)t煤氣依次進(jìn)入二、三級脫硫系統(tǒng)，其過程同一級。經(jīng)過三級脫硫，煤氣中的H2S含量可達(dá)到150mg/m3以下。由鼓風(fēng)冷凝送來的剩余氨水，經(jīng)循環(huán)水冷卻后，送入預(yù)冷塔底部的氨水循環(huán)槽，并由預(yù)冷塔的循環(huán)泵抽出送到制冷工段，經(jīng)螺旋板換熱器與制冷水換熱后，分別送到預(yù)冷塔上、下段的頂部循環(huán)洗滌冷卻煤氣。為了保證洗滌和冷卻效果，需連續(xù)補充3?5m3/h的剩余氨水，在控制液位的前提下，連續(xù)抽出一定量的循環(huán)氨水送到機械化焦油氨水澄清槽預(yù)冷塔阻力測定脫硫系統(tǒng)投產(chǎn)后，預(yù)冷塔的阻力由開工初期的0.6kPa逐漸升高到1.0?2.0kPa,最高時達(dá)到4.0kPa。脫硫系統(tǒng)阻力升高后，使鼓風(fēng)機機后的壓力加大，影響到整個煤氣輸送系統(tǒng)的運行安全，同時影響煤氣脫硫的效果。為了找到預(yù)冷塔阻力大的原因，首先測定了預(yù)冷塔各段的阻力。測定方法是，利用預(yù)冷塔本體上的預(yù)留孔a、b、c、d作為壓力測點，測點位置見圖1，測定數(shù)據(jù)見表1。圖1預(yù)冷塔阻力測點位置表1預(yù)冷塔各段阻力測定結(jié)果測點abcd壓力，kPa21.6320.7820.3418.69各段阻力，kPa(a—b)=0.85 (b—c)=0.44 (c—d)=1.65總阻力，kPa2.94由表1數(shù)據(jù)可看出，預(yù)冷塔各段阻力都比較大，其主要的阻力在預(yù)冷塔頂部旋風(fēng)式分離器和煤氣出口管道段，即（c-d）段。造成這一結(jié)果的原因是旋風(fēng)式分離器下部的水封管被焦油和萘堵塞，不能正常把從煤氣中旋風(fēng)下來的冷凝液及焦油和萘排出來，致使焦油和萘隨煤氣帶入出口煤氣管道中并沉積，造成此段阻力增大。其次是煤氣入口至氣體分布器的阻力和百葉窗式捕霧器的阻力，其原因是剩余氨水帶有焦油和萘，噴灑過程中焦油和萘掛在分布器和捕霧器上，造成阻力升高。預(yù)冷塔總阻力達(dá)到2.94kPa,而當(dāng)煤氣量較大時，預(yù)冷塔阻力有時超過4.0kPa,已嚴(yán)重超過預(yù)冷塔阻力不大于l.OkPa的設(shè)計要求。因此，必須停預(yù)冷塔進(jìn)行檢修處理。存在問題與改造措施2008年1月脫硫系統(tǒng)停工，打開預(yù)冷塔時發(fā)現(xiàn)了以下問題，與阻力檢測的結(jié)果完全相吻合。一是旋風(fēng)式分離器下部的水封管被焦油和萘堵塞，出口煤氣管道掛萘嚴(yán)重；二是氣體分布器和百葉窗式捕霧器沉積了大量萘油；三是塔底上下段氨水循環(huán)槽積萘嚴(yán)重。針對以上問題，采取了以下措施：一是將旋風(fēng)式分離器下部的水封管彎頭處割掉，捕集下來的冷凝液及焦油和萘直接排下來；二是原設(shè)計預(yù)冷塔沒有蒸汽清掃，只有氮氣清掃。在預(yù)冷塔煤氣入口處增加了DN80的蒸汽清掃管，通過蒸汽清掃將捕霧器上沉積的萘油清掃掉。三是剩余氨水泵更換為87m3/h流量的泵，同時將塔