脱硫中出现的问题
烟气氨法脱硫运行中的主要问题及改进措施
烟气氨法脱硫运行中的主要问题及改进措施摘要：氨法湿法脱硫技术的发展期，技术还不够成熟，运行初期出现了脱硫液处理不当、管道的堵塞等诸多问题。
通过在工艺设备操作过程中的不断摸索，进行了烟气氨法脱硫技改工程及工艺调整优化，取得了很好的效果，是公司的环保实施运行水平得到很大提升。
关键词：烟气氨法脱硫工艺；技改工程；存在问题；改进措施一、烟气氨法脱硫技术优势（一）技术优势在氨法脱硫工艺中，氨的活性高，与烟气反应速度快。
其液气比低于常规液体脱硫工艺，因此脱硫容易，不需要系统施加过大压力。
如果安装并配备了蒸汽加热器，则整体系统的总设计阻力不得超过1.2kPa。
氨水作为氨法脱硫中应用的脱硫剂，具有较高的反应活性和化学反应速率。
它完成反应的时间短，要求低，不受原始烟气浓度的限制，也不被烟气流速影响。
氨法脱硫控制系统采用与PLC单元控制系统相同的分散控制系统。
目前，整体脱硫作业发展了较长时间，技术水平较高，基本能实现自动化运作，智能化控制反应过程中的重要控制点。
如果设备发生故障，控制系统能够及时发出警报，提醒工作人员及时进行处理，提升整体反应作业的安全性。
由于氨法脱硫反应涉及物质多为液体和气体，生成的反应物也大多溶于水，反应过程中不容易产生堵塞和淤积等现象，也不容易导致设备磨损，自动控制影响因素少，方便建立自动化控制系统。
（二）环境效益目前我国全面强调环保工作的重要性，不论各个地区，环保部门已逐步提出按期完成锅炉烟气处理设备现代化改造的要求，能够确保极低的SO2排放。
氨法脱硫技术基本上不产生废气、废水和废渣，基本不会造成二次污染。
氨法脱硫最终废气排放量较低，也不生成二氧化碳气体。
如果二氧化硫质量浓度达到极低排放水平，即10~20mg/时,对大气污染较小,不存在二次污染现象。
氨法脱硫同时可以做到无废水排放，氨法脱硫产生的废水可返回脱硫塔作为工艺用水回收，基本不需要进行排放，减少对水资源浪费和污染二、烟气氨法脱硫技改工程建设存在的问题及改进措施（一）脱硫液的处理问题以及相应的改进措施当前各个工业企业所实际采用的锅炉烟气氨法脱硫技术主要是采用必要的脱硫液来在生产工作当中循环往复地实现针对烟气当中含有的二氧化硫气体进行吸收，一般情况下脱硫循环液当中含有的化学成分非常复杂，主要包括有灰尘、氯离子、硫酸铵以及亚硫酸铵等化学成分。
脱硫系统运行中常见问题及处理
脱硫系统运行中常见问题及处理1 引言石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺是目前较为成熟的脱硫工艺，被广泛应用于火电厂烟气净化处理系统中，我公司三四期脱硫系统陆续投入运行，在调试及运行过程中出现了一些问题，也是其它电厂经常遇到的问题。
2 吸收塔溢流问题2.1 吸收塔溢流现象调试及运行中吸收塔会发生浆液溢流现象，而且此现象很普遍。
溢流现象不是连续的，而且有一定的规律性，表面现象来看，很不好解释。
例如我公司#5吸收塔溢流管线标高为11150mm，溢流排水管线位置13110mm，上面呼吸孔标高为14000mm。
系统停运时液位正常，运行中液位显示10000mm时溢流口开始间歇性溢流，并从呼吸孔排出泡沫。
对液位计、溢流口几何高度进行校验，没有发现问题。
当液位降低到8.5米左右，烟气会从塔体溢流口冒出，造成浆液从呼吸孔喷出。
2.2 原因分析DCS显示的液位是根据差压变送器测得的差压与吸收塔内浆液密度计算得来的值，而不是吸收塔内真实液位。
由于循环泵、氧化风机的运行，而且水中杂质（有机物，盐类等）、氧量较大，而引起浆液中含有大量气泡、或泡沫，从而造成吸收塔内浆液的不均匀性，由于浆液密度表计取样来自吸收塔底部，底部浆液密度大于氧化区上部浆液密度，造成仪表显示偏低。
我公司脱硫用水采自机组循环水排污水，水质较差，有机物较高可达30～40，CL-含量超过1100 mg/l。
此时吸收塔内液位超过了表计显示液位，此时塔内液位已经达到了溢流口的高度，再加上脉冲扰动、氧化空气鼓入、浆液的喷淋等因素的综合影响而引起的液位波动，并且浆液液面随时发生变化，导致吸收塔间歇性溢流。
2.3 处理方案2.3.1 确定合理液位调试期间确定合理的运行液位，根据现场运行条件，人为降低运行控制液位计显示液位，使塔内实际液位仅高于塔体溢流口高度，防止烟气泄露。
修正吸收塔浆液密度来提高液位计显示液位，控制液位在塔体溢流口至溢流排水口标高之间。
2.3.2 加入消泡剂尽管确定液位仅高于塔体溢流口高度，也难免吸收塔浆液泡沫从呼吸孔冒出。
脱硫常见问题及解决方案大起底
一、脱硫效率低1.脱硫效率低的原因分析：（1）设计因素设计是基础，包括L/G、烟气流速、浆液停留时间、氧化空气量、喷淋层设计等。
应该说，目前国内脱硫设计已经非常成熟，而且都是程序化，各家脱硫公司设计大同小异。
（2）烟气因素其次考虑烟气方面，包括烟气量、入口SO2浓度、入口烟尘含量、烟气含氧量、烟气中的其他成分等。
是否超出设计值。
（3）脱硫吸收剂石灰石的纯度、活性等，石灰石中的其他成分，包括SiO2、镁、铝、铁等。
特别是白云石等惰性物质。
（4）运行控制因素运行中吸收塔浆液的控制，起到关键因素。
包括吸收塔PH值控制、吸收塔浆液浓度、吸收塔浆液过饱和度、循环浆液量、Ca/S、氧化风量、废水排放量、杂质等。
（5）水水的因素相对较小，主要是水的来源以及成分。
（7）其他因素包括旁路状态、GGH泄露等。
2.改进措施及运行控制要点从上面的分析看出，影响FGD系统脱硫率的因素很多，这些因素叉相互关联，以下提出了改进FGD系统脱硫效率的一些原则措施，供参考。
（1）FGD系统的设计是关键。
根据具体工程来选定合适的设计和运行参数是每个FGD系统供应商在工程系统设计初期所必须面对的重要课题。
特别是设计煤种的问题。
太高造价大，低了风险大。
特别是目前国内煤炭品质不一，供需矛盾突出，造成很多电厂燃烧煤种严重超出设计值，脱硫系统无法长期稳定运行，同时对脱硫系统造成严重的危害。
（2）控制好锅炉的燃烧和电除尘器的运行，使进入FGD系统的烟气参数在设计范围内。
必须从脱硫的源头着手，方能解决问题。
（3）选择高品位、活性好的石灰石作为吸收剂。
（4）保证FGD工艺水水质。
（5）合理使用添加剂。
（6）根据具体情况，调整好FGD各系统的运行控制参数。
特别是PH值、浆液浓度、CL/Mg 离子等。
（7）做好FGD系统的运行维护、检修、管理等工作。
二、除雾器结垢堵塞1.除雾器结垢堵塞的原因分析经过脱硫后的净烟气中含有大量的固体物质，在经过除雾器时多数以浆液的形式被捕捉下来，粘结在除雾器表面上，如果得不到及时的冲洗，会迅速沉积下来，逐渐失去水分而成为石膏垢。
脱硫安全隐患排查报告(3篇)
第1篇一、前言随着我国工业的快速发展，能源消耗和环境污染问题日益突出。
为贯彻落实国家环保政策，提高能源利用效率，降低环境污染，我国许多火电厂、钢铁厂等企业都采用了脱硫技术。
然而，脱硫设施在运行过程中存在一定的安全隐患，为确保安全生产，本报告对脱硫安全隐患进行了全面排查，并提出相应的整改措施。
二、脱硫设施简介脱硫设施是用于去除烟气中二氧化硫（SO2）等有害气体的设备，主要分为湿法脱硫和干法脱硫两种。
本报告主要针对湿法脱硫设施进行排查。
湿法脱硫设施主要包括吸收塔、喷淋塔、烟气管道、浆液循环系统、废水处理系统等。
其中，吸收塔是脱硫设施的核心部分，其主要作用是利用吸收剂（如石灰石）与烟气中的SO2反应，生成亚硫酸钙（CaSO3），从而降低烟气中的SO2浓度。
三、脱硫安全隐患排查1. 设备老化问题部分脱硫设施投入使用时间较长，设备老化严重，如吸收塔、喷淋塔等。
设备老化会导致腐蚀、磨损、泄漏等问题，从而影响脱硫效果，甚至引发安全事故。
2. 控制系统故障脱硫设施的控制系统能够实现对脱硫过程的实时监控和调节。
若控制系统出现故障，可能导致脱硫效果不稳定，甚至出现烟气排放超标的情况。
3. 吸收剂质量不合格吸收剂是脱硫过程中的关键物质，其质量直接影响到脱硫效果。
若吸收剂质量不合格，可能导致脱硫效果降低，甚至出现烟气排放超标的情况。
4. 浆液循环系统问题浆液循环系统负责将吸收剂与烟气充分混合，提高脱硫效果。
若浆液循环系统出现问题，如管道堵塞、泵故障等，将导致脱硫效果降低。
5. 废水处理系统问题废水处理系统负责处理脱硫过程中产生的废水。
若废水处理系统出现问题，如设备故障、运行不稳定等，将导致废水排放超标，对环境造成污染。
6. 人员操作不当部分操作人员对脱硫设施的操作不规范，如操作失误、未按规定进行设备维护等，可能导致脱硫效果降低，甚至引发安全事故。
四、整改措施1. 设备更新改造针对设备老化问题，应定期对设备进行检查、维护和更换。
电厂脱硫运行中异常情况的风险评估与应对对策
电厂脱硫运行中异常情况的风险评估与应对对策随着环境保护意识的提升和能源结构的调整，电厂脱硫设施在电力行业中发挥着关键的作用。
然而，在电厂脱硫运行过程中，可能会出现各种异常情况，这些异常情况可能对环境和设备安全造成不利影响。
因此，对电厂脱硫运行中异常情况的风险进行评估，并制定相应的应对对策是十分关键的。
首先，对于电厂脱硫运行中可能出现的异常情况进行风险评估是必要的。
异常情况包括但不限于以下几种：设备故障、运行参数波动、原料变化、排放浓度偏离标准等。
针对每一种异常情况，可以进行定性和定量的评估，明确其可能造成的影响和程度。
定性评估包括对环境、设备安全和运行稳定性等方面可能产生的影响进行分析；定量评估可以通过模拟实验、数据分析等手段，预测异常情况对排放、清洁能源供应等方面造成的具体影响。
接下来，根据风险评估的结果，制定相应的应对对策对于保障电厂脱硫运行的稳定性是至关重要的。
对于设备故障这一常见的异常情况，首先应建立完善的设备维护和检修制度，并进行定期的设备巡检和保养。
同时，建立故障处理机制，对于发生故障的设备能够及时进行修复或更换，以确保脱硫设施的正常运行。
此外，定期进行运行参数检测和调整，确保运行参数在合理的范围内，避免运行参数波动引发的异常情况。
对于原料变化引起的异常情况，可以结合实际运行情况进行原料分析，对原料成分和特性进行监测和控制。
定期对原料进行分析，及时调整脱硫设施的操作参数和投加剂的使用量，以适应原料的变化。
此外，建立实时监测系统，对原料变化进行持续跟踪和监测，及时调整操作策略，保证系统能够适应原料的变化。
排放浓度偏离标准是电厂脱硫运行中常见的异常情况之一。
为了预防和解决这一问题，可以通过以下策略进行应对。
首先，对脱硫设施的运行参数进行优化，确保脱硫效率在合理范围内。
此外，加强对废气排放的监测和管理，建立在线监测系统，对排放浓度进行实时监测。
同时，加强运行人员培训，提高其操作水平和技能，确保脱硫设施的正常运行。
无旁路脱硫系统运行中出现的问题及处理
（ ）在锅 炉 启 动前 ， 取 临炉 送 粉 、 汽 加热 、 １ 采 投
合理控制启动参数等方法缩短启动时间。在锅炉开
煮 蔓 蔚 与 应
｜曩 ｔ ｊ ； 謦 譬 ｇ 誊 ｜ 磐 誊
＿
＿
干基 ，％０ ） ６ ，在 锅 炉Ｂ Ｒ ＿ ，设 计 燃用 含硫 量 ＭＣ Ｔ 况
２ 吸收 塔 虚 假 液 位 的 影 响
２ １ 虚 假液 位 的产 生及 危 害 ．
２７ ％煤 种 时脱 硫效 率 不小 于９ ％。对 Ｄ Ｓ 据变 化 ． ２ ０ Ｃ数 曲线 以及 同时 间段 内现 场 实际 操作 分析 发现 ．加 负
塔液 位高度 ， 则置换 量将会 加 大 ， 否 一般 情况 下液 位
补至具 备循 环泵启 动条 件 即可 。为 了保 证 吸收塔 内 设 备不 受高 温烟气 破坏 ， 在锅 炉点 火前要 启 动 １ 台浆
１ 油 污 染 的影 响及 应 对 措 施
１１ 油污 染及 其影 响 ．
液循 环泵进行 降温 ．启 动期 间要对 除雾 器进行 不 问 断冲洗 ， 防止 油 附着造 成堵塞 。
始投粉 （ 即油 、 混燃 阶段 ） ， 煤 时 投入 电 除尘 器 一 电
场， 以减少 进入 吸收塔 的 油量 ， 降低油 污染 。根据 运
行 经验 和历次 检修期 间 的观察 。一 电场所 沾油 污会 在运 行后 受粗 颗粒烟 尘 的高速 冲刷而脱 落 ，不影 响
除尘 效果
设 置 脱 硫 装 置 ， 不 设 烟 气 旁 路 和 烟 气 加 热 器
沼气脱硫系统存在的问题及解决措施
ＣＨＥＭ Ｉ ＣＡＬ ＮＧＩ Ｅ ＮＥＥＲＩ ＮＧ ＤＥｓ ＧＮ Ｉ
沼 气 脱 硫 系统存 在 的 问题 及 解 决 措 施
路 敦涛 张振 忠 济南 石 油化工 设 计 院 济 南 ２００ ５ １０ ２０ ０ ５１１ 济南 盛源 化肥 有 限责 任公 司 济 南
摘要 分析某公司沼气脱硫系统在生产初期出现的问题 ， 提出解决问题的有效措施。
Ｎａ ＯＨ ＋Ｎａ ＨＣＯ ３＝Ｎａ Ｃ ２ Ｏ３＋Ｈ２ ０
副反 应 ：
Ｎａ ＣＯ ２ ３＋Ｈ２ ＋Ｃ ０ Ｏ２＝２ ＨＣ Ｎａ Ｏ３
２ ２ 分析原 因 ．
２ ＨＳ＋２ Ｎａ ０２＝２ ２ ２ Ｎａ Ｓ ０３＋Ｈ２ ０
当加入纯碱后 ，脱硫液 的脱硫效果有所好转 ，
脱 硫罐 后 硫 化 氢 含 量 亦 有 所 降 低 ，说 明脱 硫 塔 的
至脱硫罐严重堵塞 ，系统 不得不停 车重装两个 串
路敦涛 ：工程师 。１９ ７ ９ ９年 月毕 业于东北林业大学化学工程专业。一直从 事化工设计工作。联系电话 ：（５ １ ８７ ４ ２ ０ ３ ）８ ５６ １ ，Ｅ—ｍ ｉ ａ ｌ
ｌ ｄ ｎ ７ ＠ １ ３． ｏ ｕ ｕ ｔ７ ６ ｃ ｍ。
主反 应 ：
Ｈ２ ＋ Ｎａ ＣＯ３＝ Ｎａ Ｓ ２ ＨＳ ＋ Ｎａ ＨＣＯ３
煎 氢盒量（ ２ 避 二
１ ００％
氢盒量（ 艘 ）
原料气硫化氢含量 （ｅ ） ｐｒ ｕ
Ｈ Ｓ超 标情 况见 表 １ 。
表 １ Ｈ Ｓ 标情况 超 （ｐ ｐｍ）
２ ａ Ｓ＋０ （ＴＳ ２ ＋２ ａ Ｈ Ｎｒ ｉ ２ １ ）＝ Ｓｉ Ｎ Ｏ ｒ
加入 ５ ｋ 烧碱 ，待烧碱全部反应后 ，再加入 ４ ｋ ０ｇ ０ｇ
浅谈电厂锅炉脱硫脱硝系统运行存在的问题和处理措施
浅谈电厂锅炉脱硫脱硝系统运行存在的问题和处理措施摘要：在电厂锅炉脱硝系统的运行过程当中，出现问题的概率相对较高。
所以，在对电厂锅炉烟气进行脱硫处理时，需要采取相应的技术手段，从而有效实现预定目标。
而且相关电力企业还应分析电厂锅炉脱硫脱硝系统运行存在的问题，合理采取处理措施，以此来保证锅炉脱硫脱硝系统的安全稳定运行。
本文针对电厂锅炉脱硫脱硝系统运行过程中存在的问题进行分析，并提出具体的处理措施，希望能够为相关工作人员起到一些参考和借鉴。
关键词：电厂锅炉；脱硫脱硝系统；问题；处理措施在脱硫脱硝处理电厂锅炉烟气时，需要对不同工艺进行合理运用，全面优化脱硫技术，并要有效分离锅炉烟气。
对于检修排空系统和氧化系统，需要采取相应的集中方式进行处理，这样一来，可以有效提升锅炉运行质量。
相关电厂需要对锅炉脱硫脱硝系统运行中存在的问题加大注意，明确问题的产生原因，有针对性的采取处理措施，从而提升系统运行水平，促进我国电力企业的健康发展。
一、电厂锅炉脱硫脱硝系统运行过程中的常见问题（一）脱硫岛水量平衡控制难度较大在电厂锅炉脱硫脱硝系统的控制工作开展过程当中，脱硫系统容易有水量不平衡情况出现，所以想要使脱硫质量得到提升，需要在对浓缩段位液体进行控制的过程中，保证脱硫系统的水量稳定。
特别是在长期脱硫处理烟气时，需要将水位高度控制在10-11m。
一旦超出这一高度，则会有水流溢出情况出现，影响到正常的塔压、从整体角度进行分析，脱硫循环在不同环境下会有相应的变化发生，这也使离心泵机在运行时的脱硫水量控制难度有所增大。
除此之外，在无法保持系统水量的平衡情况下，除雾器在冲洗水时往往难以控制用水量[1]。
（二）脱硫铵结晶能力较低在脱硫氨结晶能力相对较弱时，将会弱化浆液分离控制效果。
在对锅炉进行除尘保养时，特别在控制锅炉布袋体系层的过程当中，可以使布袋除尘器作用得到充分发挥，保证硫酸铵数值的稳定性。
一般情况下，硫酸铵数值需要维持在1.258-1.262g/L。
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PDS法脱硫工艺及特点1.1 pds法的工艺流程我厂的PDS法煤气脱硫装置由脱硫和再生两部分组成。
焦炉煤气依次经过串联的预冷塔、空喷塔脱硫塔、填料塔脱硫塔后进入硫铵洗氨工序。
空喷脱硫塔和填料脱硫塔各自配有独立的再生系统。
脱硫富液从脱硫塔塔底排出，经液封槽进入各自的反应槽，再由循环泵将富液从反应槽送入再生塔底部，压缩空气也由再生塔底部送入。
PDS催化剂从反应槽上加入。
再生后的脱硫液靠位差自流到对应的脱硫塔顶循环喷洒。
生成的硫泡沫从再生塔顶自流入硫泡沫槽，经澄清分离后，清液返回反应槽。
硫泡沫放入熔硫釜，经间歇熔硫、冷却成型后外售。
1.2 HPF法的特点HPF法脱硫工艺是以煤气中的氨为碱源，脱硫液在吸收了煤气中硫化氢后，在复合催化剂HPF的作用下氧化再生，最终将硫化氢转化为元素硫得以除去，脱硫液循环使用。
HPF 法具有设备简单、操作方便稳定和脱硫效率高等特点，已在许多焦化企业得到推广应用。
我厂HPF法脱硫装置历年来的部分操作数据列于表1。
表1 HPF法脱硫装置历年来的操作数据年份硫化氢氰化氢进口，g/m3 出口，g/m3 去除率，％进口，g/m3 出口，g/m3 去除率，％2000年 7.51 0.06 99.0 1.48 0.09 902001年 8.45 0.11 98.5 1.72 0.11 922002年 7.39 0.13 98.2 1.28 0.10 922003年 8.41 0.11 98.2 1.99 0.19 912004年 7.08 0.05 98.9 1.18 0.06 952 HPF法的问题及解决措施经我厂多年的生产实践表明，HPF法煤气脱硫工艺虽然具有运行较稳定、脱硫效率较高等优点，但实际生产中也存在着不少问题，现分述如下。
2.1 催化剂性能的影响催化剂的性能不仅直接影响煤气的脱硫效率，而且影响到脱硫的生产成本。
在1999年下半年的一段时间里，我厂的脱硫效果一直不太理想，脱硫效率从99％左右下降到95%以下。
其主要原因是某一批次的催化剂存在质量问题，通过更换催化剂才恢复正常。
所以，选择质量稳定和信誉好的催化剂生产厂家是很重要的。
目前，催化剂生产厂家不少，而同类产品性价比更好的新产品却不多。
另外，用户也缺少直接判断催化剂性能优劣的检验方法。
2.2 堵塔现象的影响一般认为，HPF法脱硫工艺不易堵塔，且具有一定自清作用，我厂脱硫装置单塔的压降＜3kPa，能正常工作，但当系统出问题时也是要堵塔的。
多年操作过程中，我厂曾出现过两次较典型的堵塔现象。
1999年10月，备用泡沫槽检修更换，因熔硫釜的生产未作相应调整，系统硫泡沫未能得到及时收集处理，致使大量硫磺沉积在填料塔内而造成堵塔。
2003年4月，因2号初冷塔和2号电捕焦油器工作不正常，再加上初冷温度控制不严格，造成了煤气中的焦油和萘等杂质超标，又一次造成了堵塔事故。
发生这两次堵塔时，单塔压降都超过5kPa，脱硫效率由98％左右下降到 95％以下，严重影响了出厂煤气的质量，停塔清洗后才恢复正常。
因此，严格工艺管理，初冷温度严格控制在25℃ ,初冷塔间的温差＜3℃，确保电捕焦油器后煤气中的焦油含量＜50mg/m3, 萘含量＜500mg/m3, 并选择适宜的填料，这对保持脱硫系统的正常运行、提高脱硫效率和防止堵塔事故的发生均有十分重要的意义。
2.3 再生空气量的影响再生空气有两个作用，一是参与再生反应，二是浮选硫泡沫。
我厂自1997年以来，因再生塔顶的液位调节器操作不便，效果不好，一直停用至今。
液位调节和硫泡沫的浮选过程全靠空气量来调节。
从实际生产情况来看，只有将再生塔的空气鼓风强度控制在90～110 m3/(m2 · h)范围内时效果较为理想。
控制再生空气量的目的是控制合理的再生反应时间，为浮选硫泡沫创造有利条件。
故在实际操作中，再生空气量的波动不宜过大。
2.4 氨浓度及反应温度的影响HPF法是以氨为碱源的脱硫工艺，脱硫液中的氨含量维持在一定水平是很有必要的，我厂脱硫的氨含量一般控制在7g/L以上（不足时也可补充氨水蒸馏系统的浓氨水）。
脱硫反应是放热反应，氨极易挥发，因此，生产过程中脱硫液的温度应控制在35～45℃ ,煤气温度应控制在25～35℃，这对系统的正常运行也是十分重要的。
2.5 副产盐类及废液的影响在HPF法脱硫过程中，不可避免地会生成(NH4)2S2O3、NH4CNS和(NH4)2S等副产盐类。
一方面盐类的产生会消耗部分氨；另一方面副产盐类在脱硫液中的积累会影响脱硫效率及系统的正常运行。
故一般要求将副盐总浓度控制在350g/L以下。
HPF法中产生的副盐除部分在熔硫过程中流失外，大部分则积累在脱硫液中。
目前的处理方法是脱硫废液提盐或焚烧。
提盐因需要较大的设备投资，且实际可回收盐的总量太小，不经济。
因此，我厂选择了回兑炼焦配煤（焚烧）的方法来处理副盐。
2004年下半年试运行，2005年1月正式投入使用，每天从脱硫废液池中抽出3～6吨废液兑入炼焦配煤中（多余的废液冷却后返回反应槽），基本可缓解副盐对系统的不利影响。
因兑入配煤的脱硫废液量不到配煤量0. 5%，故对焦炭质量的影响很小。
但废液兑入炼焦配煤时，氨、硫化氢等的挥发对配煤工序操作环境的影响还是很严重的。
部分废液返回脱硫系统后，随着时间的推移，对系统的脱硫效率和副盐浓度的增长等的负面影响也不应忽视。
2.6 再生塔尾气和熔硫的影响在2000年，我们对再生塔顶部的尾气进行了取样分析，检测结果见表2。
表2 再生塔顶尾气的组成分析HCNmg/m3 SO2mg/m3 NO3mg/m3 H2Smg/m3 COmg/m3 O2%1.48 41.10 3.00 1.47 32.00 18.10从表2数据可看出，为满足环保要求，再生塔顶尾气最好采取碱液吸收等处理后再放散，否则会对环境造成一定污染，这是有待改进的地方。
我厂目前采用间歇熔硫釜进行熔硫操作，但从实际效果看，一是蒸汽消耗大，二是废气和废渣污染环境严重，宜改用连续熔硫或膜过滤等较先进的工艺处理硫泡沫，以进一步完善HPF法煤气脱硫工艺。
3 结束语煤气脱硫过程是个系统问题，要使HPF法煤气脱硫工艺能能够长期稳定、高效运行，一方面，工艺管理须从煤气净化源头抓起，不断优化和完善整个脱硫工艺；另一方面，应选择使用性价比更好的催化剂，减少或降低副盐对脱硫系统的影响，进一步提高脱硫效率。
湿式氧化法脱硫存在的问题探讨湿式氧化法脱硫从20世纪50～60年代开始，当时是以萘醌法为代表的一元醌式氧化法脱硫，到2l世纪初，出现了以888法为代表的一元酞菁钴式湿式氧化法脱硫。
湿式氧化法是我国中、小氮肥厂和其他燃煤及尾气净化行业广泛应用的一种化学吸收脱硫法。
单从反应机理、工艺流程和操作步骤上看，似乎并没有什么问题。
然而从我公司两次全国脱硫技术生产交流会以及东狮公司脱硫技术协作网平时得到的信息来看，湿式氧化法脱硫在生产运行中不仅问题很多，而且千变万化，十分复杂。
有的问题在多次会议上被重复提出且反应强烈，足见问题的严重性。
这些问题的产生不仅制约了企业的正常生产，而且影响了国家环保。
大家迫切需要了解生产中出现问题的原因，以及解决这些问题的方法。
东狮公司脱硫技术协作网本着为广大企业解决实际问题的目的出发，在有关专家的指导下，认真收集、整理、总结湿式氧化法脱硫在生产运行中出现的问题并探讨解决方法。
现就部分问题进行探讨。
1湿式氧化法脱硫经常出现堵塔的现象可以说自湿式氧化法脱硫在生产中应用以来，堵塔现象一直伴随其中，虽然随着催化技术的快速发展，许多新型脱硫催化剂已经具备清塔洗堵的能力(如888脱硫催化剂)，使堵塔现象得以缓解，但由于企业的工况、操作和管理等原因，堵塔现象仍然是脱硫行业目前普遍关注的焦点。
多年来我们经过走访、调研并加以总结，找出其形成的原因，主要有以下几个方面。
(1)进脱硫塔的气体成分不好，杂质含量较高(如粉煤灰、煤焦油及其他固体颗粒等)。
(2)脱硫塔在进行脱硫反应时，也伴随发生氧化再生析硫反应，若析出的硫(特别是入口H2S含量较高时)不能及时随脱硫液带出脱硫塔，就很容易在填料表面粘结，导致出现局部堵塞、偏流，严重时形成堵塔。
(3)脱硫塔喷淋密度不够。
一般要求在40～50m3／(m2•h)。
较低的喷淋密度不仅会使塔内填料容易形成干区，造成硫堵，而且会大大降低脱硫塔的净化度。
特别对于直径较大的塔，一定要保证足够的贫液量。
(4)再生空气量不够[一般要求在50～80m3／(m2•h)]，或再生设备不配套。
这种现象必然造成再生槽内硫泡沫浮选困难，使贫液中悬浮硫较高，若长时间运行很容易形成塔堵。
(5)脱硫塔的设备结构本身有问题，如填料选择不当或塔的液体分布器、再分布器结构或安装不合理。
这种现象很容易使溶液偏流或分布槽本身积硫而造成塔堵。
(6)副反应物生成的各种盐类物质浓度高，温度低时析出来堵塔。
在正常工况下，特别对于管理比较好的厂家(现场没有什么跑、冒、滴、漏)，脱硫液中副盐的增加是可以理解的。
因为脱硫液在吸收H2S的反应过程中，同时伴随副反应的发生，这是不可避免的，当副盐增加时，要及时采取措施(排放或引出部分降温结晶析出)，以防盐堵。
至于多少含量为超标，各企业因工况不一样，具体指标有所不同。
我们认为副盐总量不要超过250g/L，特别是溶液中Na2SO4的含量一般不要超过40g／L，它超标不仅仅是盐堵的问题而重要的是将引起设备严重腐蚀。
(7)熔硫操作不当或熔硫装置本身有问题，造成残液中夹带的硫颗粒及泡沫未经沉淀、过滤、分离处理又返回系统内，最终带至塔内。
(8)脱硫液的组分控制不当。
如栲胶、钒的比例失调，形成S—O—V沉淀；或是栲胶预处理不当，补入系统等，造成脱硫液粒度增大，使硫更易在填料上挂壁。
(9)水质的影响。
有的企业补硬水，或是其他硬水流入沉淀池，进入系统，形成钙、镁、盐类堵塞。
(10)催化剂选用不当。
我们知道不同种类的催化剂在催化氧化过程中所起作用不尽相同，特别是氧化后形成的单质硫晶格结构不一样，它的粘度和颗粒大小就不一样，如果自身析出的单质硫粘度比较大，在塔内析出的硫粘附在填料或分布器的几率就比较大。
因此我们希望厂家在选择催化剂的时候，一定要周密考虑，切不可顾此失彼。
(11)脱硫塔除沫器积硫堵塞。
这种堵塞往往被企业所忽视，也最不容易被测定出来。
一般厂家在测定脱硫塔阻力时，仅测定进出塔的压差。
当然也有的厂家能测出每段填料的压差。
一般发现一段填料有压差时，就会判定一段填料或分布器受堵。
殊不知当除沫器受堵时也会造成一段压差增大的假象。
造成除沫器堵塞的原因，一方面是长时间得不到清理，另一方面气沫夹带严重，从而造成积硫堵塞。
针对以上堵塔的原因，我们认为生产中出现堵塔的时候，要认真分析堵塔的原因，及时采取措施。