浅谈888催化剂在抚顺页岩油工艺的应用

湿法脱硫工艺已在国内的多家焦化企业应用并逐渐成熟完善，888催化剂在湿法脱硫工艺中的应用也一直在焦化煤气湿法脱硫工艺中使用。2008年9月抚顺矿业集团页岩炼油厂对原有页岩油生产工艺改造后，在页岩油生产工艺对干馏气脱硫工艺中引用焦炉煤气湿法脱硫工艺及全套设备是一次大胆的尝试与改造，利用888催化剂作为湿法脱硫的催化剂，解决了原有工艺中产生的硫化氢、二氧化硫等有毒有害气体对环境的污染问题，同时也降低了有害气体对设备的腐蚀性，提高了生产装置设备的使用周期和寿命。

1干馏气脱硫工艺

⑴新装置产生的干馏气进入2#湿式脱硫塔，在塔内用脱硫液与进入的干馏气逆向接触喷淋洗涤并吸收干馏气中的H2S，将干馏气中的大量H2S洗涤出，洗涤后的干馏气中H2S含量不大于200mg/m3。

⑵接力风机将邻部的剩余干馏气送至新装置终冷塔内与循环冷水间接换热冷却后，将干馏气中的油雾沉降下来，使干馏气温度与新装置干馏气温度相同。从脱硫塔下部进入1#湿式脱硫塔，与脱硫塔顶部喷洒下来的再生脱硫液逆流接触吸收干馏气中的H2S（同时吸收氨，以补充脱硫液中碱源）。被吸收了H2S的干馏气体含H2S不大于200mg/m³。脱硫后的邻部干馏气在脱硫塔出口总管与本部干馏气汇合后进入干法脱硫装置。干脱塔内的填料再次把干馏气中的H2S吸附出后，干馏气一部分作为加热炉燃烧瓦斯燃烧，为加热炉格子砖蓄热。另一部分剩余瓦斯给山上电站、山下电站发电和锅炉作为燃料，多余部分瓦斯去山上火炬燃烧后排放。

⑶吸收了硫化氢、氰化氢的脱硫液由脱硫塔下部经由液封槽进入反应槽，用脱硫液泵送入再生塔，同时自再生塔底部通入压缩空气，使溶液得以氧化再生，再生后的溶液从塔顶液位调节器自流回脱硫塔循环使用。浮于再生塔顶部的硫黄泡沫，利用位差自流入泡沫槽。硫泡沫经搅拌、澄清分离，清液流入泡沫槽，硫泡沫经熔硫釜加热熔融，熔融的硫黄冷却成型后装袋外销。

2脱硫剂的基本原理

以Na2CO3为碱源的湿式氧化法脱硫实质上是一种伴有氧化反应的湿式中和过程。气相中的H2S首先被脱硫液所吸收并解离，随即发生与Na2CO3的中和反应，反应生成物NaHS被氧化生成元素硫。由于气体中含有HCN、CO2、02，在脱硫过程中所发生的化学反应实际上要复杂得多。以“888”为催化剂的湿式氧化法脱硫除了能高效脱去无机硫化物外，还能脱除部分有机硫化物(RSH、COS等)。其基本反应如下：

可见，H2S与Na2CO3的反应以及NaHS的氧化反应与其他液相催化反应相同。而NaHS在“888”催化作用下与(X-1)S反应生成Na2Sx是“888”所特有的反应。由于Na2Sx的生成，使得原沉积于脱硫塔填料上的硫迅速参与与NaHS的化学反应，而被转化成Na2Sx，令沉积硫得以松动，起到清塔作用，这就是以“888”为催化剂时，不仅不产生堵塔，而由其他脱硫方法改用“888”催化剂时原沉积在塔内的硫能够迅速获得清除的原因。

对于其它种类的催化剂也存在上述两个反应，但生成物不被氧化再生而处于平衡状态，因而对有机硫无去除作用。上述脱硫过程生成的各种含硫化合物都需要在氧化过程中转化成硫、碱和二硫化物，“888”能够转化所有这些硫化物。

3脱硫装置运行情况

⑴新装置于2008年10月投入运行，通过正常生产中不断地实践，对脱硫工艺指标进行了实验性调整，在只投入湿法脱硫装置时就能将H2S指标降至50mg/m3以下，省去了干法脱硫的二次工序，节约了因更换干脱塔填料而产生的大量资金费用。

⑵在原材料的选择方面，开工初期以Na2CO3作为碱源，将脱硫液的PH值控制在8.2～8.8之间。湿式脱硫装置运行稳定后，可用干馏气中的氨作为碱源替代Na2CO3，根据PH值的升降控制氨水的补充量。

催化剂采用东狮888脱硫催化剂，在开工时进行基础投加至20 PPm～30PPm，根据每天对脱硫液指标的分析，掌握888催化剂含量为10 PPm～20PPm，以及干馏气中H2S的变化情况对脱硫液内定时投加888催化剂，每日约6Kg左右，如干馏气中的H2S量大时及时调整脱硫指标。

⑶脱硫液指标及实际生产指标对照,详见下表。

正常生产时装置每小时产生干馏气约45,000m3左右，干馏气中的H2S含量根据原料的变化也随之变化约在1000 mg/Nm3～3800mg/Nm3范围内波动。

4运行效果

在脱硫系统投入生产后，将干馏气中的H2S含量由入脱硫装置前的1,000 mg/Nm3～3,800 mg/Nm3降至100 mg/Nm3以内，基本控制在20 mg/Nm3～50 mg/Nm3之间。888催化剂的投入使整套脱硫系统的脱硫效率提高并超出预期的设计能力，使干馏气燃烧后的排放物中的各项指标符合国家环保排放标准。

5注意事项

（1） 在实际生产中的各项工艺指标严格控制在标准值的指标范围内，如出现复盐增大或PH值升高要及时通过排污等方法进行调整；出现悬浮硫升高，催化剂含量减少，应及时投加催化剂，并增大氧化空气量，将悬浮硫浮选出来，避免造成悬浮硫大量沉积或堵塔现象的发生。

（2） 严格控制干馏气中的焦油含量，保证干馏气进入脱硫装置前焦油含量小于30mg/m3，避免因干馏气中的焦油含量过高与脱硫剂直接接触造成抑制脱硫液的氧化还原反应。

6结 语

抚顺矿业集团页岩油厂新装置在投入脱硫装置系统后，彻底解决了因环保问题而给企业形象和经济上带来的影响及损失。采用国内先进的独立、完整的整套脱硫装置和环保工艺对抚顺式干馏工艺来说也是一次革命性的进步，首次将焦化脱硫装置成功的运用到页岩油生产装置中来解决干馏气环保排放问题，同时也抛开了生产企业只注重效益忽视环境保护的思想。在今后的生产中还要通过实践不断的修改并完善此脱硫工艺在我厂的应用，为我国页岩油炼制环保工作做一名引路人。

最后衷心的感谢东狮脱硫技术协作网为我厂脱硫装置系统提供优质的技术产品及技术指导与帮助。