脱硫塔后硫化氢含量高的原因
脱硫岗位生产操作问答
脱硫岗位一、岗位任务用脱硫液吸收来自造气岗位半水煤气中的H2S，使半水煤气得到净化。
吸收H2S后的脱硫液，在对苯二酚的催化作用，经氧化再生后循环使用。
二、化学反应方程式NH4OH+H2S === NH4HS+H2O2NH4OH+CO2 === (NH4)2CO3+H2O对苯二酚2NH4HS+O2 ======= 2NH4OH+2S↓2NH4HS+2O2 ===== (NH4)2S2O3+ H2O三、工艺流程（略）（注：按本厂现有工艺流程）四、脱硫再生岗位工艺操作指标1、脱硫后半水煤气H2S含量＜0.2g/m32、再生氨水中脱硫剂催化剂含量 0.1～0.3g/L3、再生氨水浓度 10～20tt4、再生效率≥65%5、再生泵出口压力≥0.36MPa6、电动机电流及温升按铭牌规定7、液位控制：脱硫塔 1/3～1/28、再生氨水槽（按现标尺刻度） 23～24注：再生氨水槽液位一定按规定值来控制液位过低将会引起硫泡沫排重新沉淀，过高则排出带走过多的脱硫氨水。
五、有关脱硫生产操作问答1、半水煤气中的硫化物主要有哪几种？它们的主要性质是什么？半水煤气中硫化物的种类因煤的种类不同而含有数量不等的硫化物。
这些硫化物主要是硫化氢，约占硫化物总量的90％。
另外还含有少量的有机硫化物，主要是二硫化碳、羰基硫、硫醇等。
硫化物的主要性质分述如下。
（1）硫化氢，分子式H2S，是无色气体，有类似腐烂鸡蛋的恶臭味。
性剧毒。
易溶于水，其水溶液呈酸性，能与碱生成盐。
可用碱溶液来吸收它以除去气体中的硫化氢。
硫化氢有很强的还原能力，易被氧化成硫磺和水，这一性质被广泛地用于脱除硫化氢并副产硫磺的工艺上。
硫化氢还容易与金属、金属氧化物或金属的盐类生成金属硫化物。
（2）二硫化碳，分子式CS2，无色液体，难溶于水，与碱的水溶液发生反应：3CS2+6KOH—→K2CO3+3K2CS3+3H2O二硫化碳还可被氢还原，视反应条件可生生硫化氢，硫醇或其他有机硫化物，在高温下与水蒸气作用几乎可完全转化硫化氢。
某电厂3号机组脱硫净烟气颗粒物浓度偏高的原因分析
某电厂 3号机组脱硫净烟气颗粒物浓度偏高的原因分析1、概述某电厂3号机组为310MW燃煤机组，除尘采用布袋除尘器，2020年检修期间，对除尘器布袋进行整体更换；脱硫采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，布置三层屋，下脊式除雾器，设计脱硫入口颗粒物浓度小于30 mg/m3（标态、干基、6%O2同），除雾器出口液滴含量小于20 mg/m3，脱硫系统出口颗粒物浓度小于5mg/m3。
近期，3号机组在运行过程中脱硫塔出口净烟气颗粒物浓度异常升高，并有瞬时超标的现象，严重影响机组的安全经济环保运行。
经过现场颗粒物手工测试，并对脱硫运行状况进行查看，分析颗粒物浓度偏高原因。
2、净烟气颗粒物浓度偏高原因分析2.1净烟气颗粒物浓度测试经现场检查，布袋除尘器运行正常，各参数均满足运行规程要求，排除因除尘器故障造成烟囱出口颗粒物超标的可能。
对3号机组脱硫净烟气颗粒物进行了手工测量，4月3日和4月5日测试期间脱硫塔浆液密度分别为1220kg/m3、1120kg/m3，3日和5日脱硫净烟气颗粒物测试结果见表1、表2。
表1 3号机组脱硫净烟气颗粒物测试数据表2 3号机组脱硫净烟气颗粒物测试数据由表1可以得出，脱硫净烟气颗粒物浓度在冲洗前已超过设计值，此时脱硫运行工况（脱硫塔入口二氧化硫实测值为5000-5500mg/m3，1、2、3、4号浆液循环泵运行）；电厂经过置换脱硫吸收塔浆液、降低脱硫入口二氧化硫浓度、脱硝喷氨优化调整试验等措施，对工况进行了调整由表2可以看出，脱硫净烟气颗粒物浓度未超过排放限值，此时脱硫运行工况（脱硫塔入口二氧化硫实测值为3500-4000mg/m3，1、2、3、4号浆液循环泵运行）。
2.2采样后滤膜分析、脱硫塔浆液化验分析对上述测试后的滤膜进行拆解后测试分析，分析结果见表3，手工测试期间对脱硫塔浆液进行取样分析，分析结果见表4。
表3滤膜拆解后测试分析结果滤膜电导率p硫酸根浓编号（μS/cm）H度（mg/L)4月3日7822.791404月5日99.13.6447表4脱硫塔浆液分析结果表3结果显示，4月3日测试滤膜中硫酸根浓度远大于4月5日测试滤膜，同时4月3日滤膜溶液的较高的电导率、较低的pH值；结合4月3日脱硫塔浆液密度、NH4+、CaSO3.1/2H2O均显示异常，与运行规程要求偏差较大，综合推断出4月3日测试滤膜上含有一定量可溶性铵盐和硫酸雾滴。
甲醇生产技术第三章脱硫
第三章 脱硫
这几种主要硫化物的性质如下。 1.硫化氢(H2S) 无色气体，有毒，溶于水呈酸性，与碱作用生成盐，可
被碱性溶液脱除，能与某些金属氧化物作用，氧化锌脱
硫就是利用这一性质。 2.硫氧化碳(COS) 无色无味气体，微溶于水，与碱作用缓慢生成不稳定盐， 高温下与水蒸气作用转化为硫化氢与二氧化碳。
四、开停车操作
（二）停车 1．短期停车 2．紧急停车 3．长期停车
四、开停车操作
（三）倒车 ①按正常开车步骤启动备用机，待运转正常后，逐渐关 小其回路阀，提高出口压力，当备用机出口压力与系统
压力相等时，逐渐开启其出口阀；同时开启在用机回路
阀，关闭其出口阀。 ②停在用机，关闭其出口阀。 ③倒车过程中开、关阀门应缓慢、以保证系统气体压力、 流量的稳定。防止抽负或系统压力突然升高及气量波动 。
面上，以便捕集，溢流回收硫磺。
③空气作用同时将溶解在吸收液中二氧化碳吹除出来， 从而提高溶液PH，实际生产1kg硫化氢约需60～ 110m3/(m2·h)空气，再生时间维持在8~12min。
二、湿法脱硫
3．栲胶法工艺流程
图2 —2
湿法脱硫工艺硫程
二、湿法脱硫
（三）其他脱硫法简介 1．ADA法 （1）脱硫塔中的反应
②经常注意罗茨机进出口压力变化，防止罗茨机和高压
机抽负。 ③保持贫液槽和脱硫塔液位正常，防止泵抽空。
三、操作要点
（四）防止带液和跑气 控制冷却塔液位不要过高，以防气体带液，液位不要过 低，以防跑气。
（五）巡回检查
①根据记录报表，按时做好记录。 ②每15min检查一次气柜高度。 ③每15min检查一次系统各点压力和温度。 ④每半小时检查一次各塔液位。
（1）原因
高含硫天然气净化厂产品气H2S含量超标原因及处置措施
安全环保以及节能减排具有重要的意义。
１ 脱硫单元简介 １．１ 脱硫单元工艺流程
高含硫天然气自厂外管道进入天然气过滤器，脱除原料气 中携带的液体和 固 体 杂 质，然 后 进 入 吸 收 塔，在 塔 中 与 质 量 分 数约为 ５０％的 ＭＤＥＡ溶液（贫胺液）逆流接触，对气体中的 Ｈ２Ｓ 和 ＣＯ２进行选择性吸收，脱硫脱碳后的湿净化气进入脱水单元 进行脱水处理后成为产品气。从吸收塔底部出来的富胺液经 过闪蒸罐的闪蒸和换热器的升温后进入再生塔，在再生塔中富 胺液与重沸 器 内 产 生 的 高 温 汽 提 气 逆 流 接 触，将 富 胺 液 中 的 Ｈ２Ｓ和 ＣＯ２解吸出来，解吸出的酸性气从塔顶流出进入硫磺单 元进行处理。与此同时，从再生塔底部再生出的贫胺液经过换 热器、空冷器、胺液过滤器以及水冷器进行过滤降温，最终通过 胺液循环泵送入吸收塔循环使用。脱硫单元的工艺流程如图 １ 所示。
主反应：
Ｒ１Ｒ２Ｎ＋Ｈ２Ｓ幑低 高帯温 温帯帯 高 低压 压幐Ｒ１Ｒ２ＮＨ＋ ＋ＨＳ－ ＋Ｑ（瞬间反应）
副反应：
Ｒ１Ｒ２Ｎ＋ＣＯ２
低温高压
＋Ｈ２Ｏ幑高帯温帯帯 低压幐
Ｒ１Ｒ２ＮＨ＋
＋ＨＣＯ３－
＋Ｑ（慢
反应）
式中 Ｒ１为“ＣＨ３”，Ｒ２为“Ｃ２Ｈ４ＨＯ”。从化学反应式可以看 出，ＭＤＥＡ与 Ｈ２Ｓ和 ＣＯ２ 的反应均为可逆反应，在吸收塔低温 高压的条件下，反应向右进行，ＭＤＥＡ将原料气中 Ｈ２Ｓ和 ＣＯ２ 脱除；在再生塔高温低压的条件下，反应向左进行，ＭＤＥＡ释放
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山 东 化 工 ＳＨＡＮＤＯＮＧＣＨＥＭＩＣＡＬＩＮＤＵＳＴＲＹ ２０１９年第 ４８卷
高含硫天然气净化厂产品气 Ｈ２Ｓ含量超标原因及处置措施
丁 鸿
（中国石化达州天然气净化有限公司，四川 达州 ６３５０００）
焦化厂硫铵饱和器后焦炉煤气中硫化氢含量升高的原因分析及处理措施（二）
焦化厂硫铵饱和器后焦炉煤气中硫化氢含量升高的原因分析及处理措施（二）山东某焦化厂，2017年10月10号发现烟气二氧化硫超标，在分析原因时发现煤气中（气柜）硫化氢明显超标，由以前的≦8mg/M3以下升至15.3mg/M3并陆续长至最高55.3mg/M3。
经紧急采取措施，保证了硫铵后硫化氢降至合格指标之内，确保了烟气达标排放。
具体情况如下：脱硫液、硫化氢分析统计表 2017年10月项目日期硫代硫酸铵g/L硫氰酸铵g/L悬浮硫g/L游离氨g/LPH值888PPm脱硫后硫化氢硫铵后硫化氢5164.3289.40.39 4.689.1140.58.526159.8280.70.54 5.449.1531.97.677156.8293.80.47 5.029.0331.58.528149.5291.80.39 5.799.2838.19.269153.9267.50.416 5.539.1133.68.5210162.8291.30.54 4.689.1630.6 6.81315.3 11150.9286.40.49 5.968.5247.1 4.2655.3 12153.9303.70.56 5.878.6336.1 5.9654.5 13152.4294.90.43 4.38.7231.314148289.60.38 5.718.9140.87.6739.19 15152.4308.40.52 5.028.7938.18.5212.7 16155.4303.70.47 5.368.9133.77.610.6出现问题后，由于烟气排放超标，生产管理部门责令查原因，尽快解决。
当时先采取了调整溶液组分的办法进行工艺调整。
具体是增加催化剂加入量，提高催化剂浓度；然后系统增补氨水，稀释溶液中副盐含量。
但收效甚微。
硫铵后硫化氢仍然偏高，烟气排放超标。
因该装置设计三塔串联运行，当时实际两塔运行。
考虑到可能是因为装置运行周期比较长了，塔顶气液分离效果差，出现夹带量增加的因素，造成硫铵后硫化氢高，10月13日采取将备用塔开启，三塔运行。
化产车间工艺题库
1. 初冷前煤气气温度78-83℃，初冷后煤气温度23-25℃。
2. 初冷下段水进口温度为16-18℃，出口应是23-25℃。
3. 初冷中段水进口温度为31℃，出口应是45℃。
4. 经气液分离器分离后的荒煤气从初冷器顶部进入初冷器，从初冷器下部输出。
5. 每台初冷器换热面积为2000 ㎡。
6. 入水封槽的下液管如果发生阻塞，冷凝液进入煤气管道，从而使煤气阻力增大，迫使焦炉放荒煤气。
7. 炉顶空间温度不宜超过800℃。
如果过高，则由于热解作用，煤焦油和粗苯的产率均降低。
8. 炼焦温度、操作压力、挥发物在炉顶空间停留时间、焦炉内生成的石墨、焦炭或者焦炭灰分中某些成份的催化作用都影响炼焦化学产品的产率及组成，最主要的影响因素是炉墙温度(与结焦时间有关)和碳化室顶部空间温度(也称炉顶空间温度)9. 电捕焦油器分沉淀极和电晕极。
10. 气液分离器是冷凝液煤气分离装置，它装在初冷器的前面，使煤气冷凝液各走一方11. 机械化焦油氨水澄清槽使用操作中控制1.2 —1.5m 为焦油层，超过标准务必加大含水焦油输送量。
12. 循环氨水泵电动机工作压力为63V。
13. 循环氨水泵电动机额定电流为103A。
14. 经气液分离器分离后的荒煤气从初冷器顶部进入初冷器，从初冷器下部输出。
15. 气液分离器后的循环氨水，首先流入机械化焦油氨水澄清槽前端，再由后端溢出，在此完成焦油氨水的分离。
16. 机械化焦油氨水澄清槽分离的循环氨水，进入循环氨水槽，由循环氨水泵再送向焦炉喷洒。
17. 电捕焦油器的清扫方法有氨水和蒸汽。
18. 电捕焦油器绝缘箱用蒸汽方式加热。
19. 电捕焦油器的阻力为≤500pa。
20. 正常操作时，两台电捕焦油器并联操作使用。
21. 电捕焦油器开启前提前将绝缘箱加热90℃。
22. 煤焦油的产生，主要来自集气管，因为煤气在其冷却较大，其次来自电捕。
23. 在冲洗初冷器的过程中，必须注意管道的畅通，否则会造成氨水倒灌煤气管道。
脱硫系统出口颗粒物浓度超标原因分析及控制措施
脱硫系统出口颗粒物浓度超标原因分析及控制措施针对镁法脱硫工艺在实际使用中常常出现脱硫后颗粒物浓度高于脱硫前颗粒物浓度，甚至出现超标情况。
通过对1×320t/h热电锅炉脱硫后颗粒物实际测试，分析滤筒中可溶性离子浓度。
结果表明：滤筒吸收了携带可溶性离子的烟气水分后，经105℃烘干，水分蒸发，可溶性离子生成盐留在滤筒中，增加了滤筒的重量，对颗粒物浓度监测结果产生了正干扰。
标签：脱硫系统；颗粒物；浓度超标；原因分析SO2主要来源于化石燃料的燃烧，由于其具有一定腐蚀性，是我国污染物总量排放控制指标和现阶段首要污染物减排指标。
烟气脱硫是净化SO2的主要途径，与传统石灰石-石膏脱硫法相比较，镁法脱硫因反应性好，脱硫效率高，不存在结垢、堵塞等问题，运行可靠，副产硫酸镁（或亚硫酸镁）便于回收利用等优点，被认为是一种最具发展前景的脱硫方式。
2011年，东莞地龙纸业有限公司年产25万吨牛皮卡纸项目验收监测过程中发现，项目配套新建的320t/h的燃煤循环流化床锅炉采用的镁法脱硫工艺不仅未对颗粒物有处理效果，而且还会使得颗粒物排放浓度高于脱硫前，甚至超标。
为此，本文通过对颗粒物中可溶性离子浓度进行分析，查明导致颗粒物浓度超标原因，并结合镁法脱硫工艺，提出相应的控制措施。
1、实验部分1.1 实验方法烟气中颗粒物监测的标准方法是重量法GB/T16157-1996，其原理是等速抽取一定量的烟气，通过玻璃纤维滤筒过滤将颗粒物截留在滤筒内，采样后的滤筒经105℃干燥后称量，采样后的滤筒重量减去采样前的初重，得到颗粒物捕集量，再除以标准状态下的干烟气采样体积，即可得到颗粒物浓度。
采样滤筒在捕集颗粒物的同时，也吸收了烟气中的水分，如果水分中携带有离子，那么滤筒经干燥后水分中可溶性离子将生成盐留在滤筒中，增加了滤筒的重量。
如果通过实验，能够得到滤筒因吸收烟气中水分携带离子引起的增量，就可能扣除分水携带离子引起的正干扰。
要得到滤筒因吸收烟气中水分携带离子引起的增量，必须对滤筒空白样品、脱硫装置出口的颗粒物滤筒样品、粉煤灰样品进行可溶性离子浓度分析；脱硫装置出口的颗粒物滤筒样品的可溶性离子来自滤筒本身、捕集的颗粒物和吸收的烟气水分，其相互之间的关系可建立数学模式（即计算公式）表达，通过数学模式计算烟气水分携带离子对滤筒增重的贡献值。
脱硫液悬浮硫高的原因
导致脱硫系统堵塔的原因导致脱硫系统堵塔的原因导致脱硫系统堵塔的原因导致脱硫系统堵塔的原因（1）脱硫系统的指标控制。
（2）气温低时在液相加热。
（3）脱硫塔内件的选择。
（4）没有选择合适的脱硫剂。
（5）脱硫液再生效果差，贫液中硫含量高。
再生不好，就是在塔内Na2CO3吸收H2S 得到的NaHS，未被全部氧化为硫单质，并被浮选收集到泡沫槽，而被带入了脱硫塔，在塔上段才完成氧化反应，生成单质硫，随即附着于填料表面，这是造成脱硫塔上段堵塔的主要原因。
（6）硫回收的质量：硫回收开的好坏，能直接反映脱除了多少H2S。
即便脱硫系统开的再好，硫磺回收不出来，那肯定是滞留在了塔内，为堵塔埋下隐患。
还有就是熔硫的返液如果回系统，是造成副盐含量高的重要因素。
（7）前工段的除尘效果：众所周知，进入脱硫系统的气体成分复杂，含有不少杂质和脏物，一旦进入脱硫塔就很难带出，会和硫膏掺和在一起造成堵塔。
一般的填料塔都分为3段，如果检测的是最低层填料压差大，那多半是因除尘效果不佳所致。
解决措施.1温度是脱硫系统正常运行的关键因素，温度低了液体粘度大，脱硫效果差，温度高了副盐生成多，也不利于H2S的吸收。
有人做过试验，只要脱硫液温度高于45℃，特别是Na2S2O3和Na2SO4的生成率会直线上升。
而且再生温度过高时，再生槽虚泡严重，硫颗粒聚合和浮选困难，致使贫液中悬浮硫逐步升高。
一般脱硫温度应控制在38℃~~42℃为宜，最低不低于35℃，最高不能高于45℃。
pH值也是化学反应的一个重要因素，脱硫反应同样要严格控制再生液的pH值，一般要控制在8.2~8.8之间，生产中尽量避免pH值高于9.0。
当溶液的pH值大于9.2时，副盐的生成率也会直线上升。
脱硫液的主要成分，则要根据生产工艺及时调整，同时严格控制脱硫液中的悬浮硫和副盐含量。
2好多企业，特别是北方的企业，为了在冬季气温低时提高脱硫液温度，惯常的做法是给脱硫液加个蒸汽加热器，直接用蒸汽将脱硫液加热。
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脱硫塔后硫化氢含量高的原因
脱硫塔是一种用于去除燃煤发电厂等工业生产过程中产生的二氧化硫的设备，通过将烟气在脱硫塔内与喷洒的吸收液接触，将二氧化硫与吸收液中的碱性物质反应生成硫酸盐，并将其与废水一起排出。
由于脱硫塔设备或运行不良或使用不当，可能导致部分二氧化硫未能被完全去除，形成硫化氢的存在。
此外，脱硫塔运行过程中可能会发生化学反应等原因导致硫化氢的产生，因此可能会在脱硫塔后的排气中检测到硫化氢。