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水煤气变压吸附装置运行中存在的问题及改造措施

文档作者：王小伟项春莉解亮赵永儒文档来源： 1．兰州理工大学 2甘肃银光聚银化工有限公司		点击数：	更新时间： 2021年12月17日
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第44卷第2期
2016年4月
煤化工
Coal Chemical Industry
V01．44 No．2
Apr．2016
水煤气变压吸附装置运行中存在的问题及改造措施
王小伟llz，项春莉z，解 亮z，赵永儒。
(1．兰州理工大学，甘肃兰州730050；2甘肃银光聚银化工有限公司，甘肃 白银730900)
摘 要介绍了甘肃银光聚银化工公司水煤气变压吸附装置提纯CO、H 的工艺流程，分析了装置运行时存
在的脱碳单元入口气体中总硫含量高、吸附剂寿命下降、装置c0、H 全程收率达不到设计要求的问题，在现有装
置基础上，通过采取在中温水解后增加高压湿法脱硫塔、修改操作时序、优化调整脱碳单元和提氢单元中的吸附
剂等改造措施，达到了提高CO、H。全程收率的效果。
关键词水煤气，变压吸附，湿法脱硫，脱碳，cO提纯，H 提纯
文章编号：1005—9598(2016)一02—0037—03 中图分类号：TQ542．4 文献标识码：B
甘肃银光聚银化工有限公司气体制造厂现有1
套水煤气变压吸附提纯c0、H 装置，装置水煤气处理
能力19 000 m3／h，CO全程收率能达到73％左右，但H。
全程收率只有75％，达不到85％的设计要求。并且自
2012年开始，原料焦炭由之前的二级焦改为三级焦，
水煤气中H’S、COS含量上升，虽然经过湿法脱硫、中
温水解等工序，可脱除大部分的H S、COS，但中温水解
后，COS转化为H s，进入PSA脱碳单元，造成脱碳单
元吸附尾气中的硫穿透较多，导致脱碳单元吸附剂寿
命下降及后续精脱硫剂的消耗增大。因此，为提高装
置的气体全程收率，降低进人脱碳单元的硫含量，对
气体净化装置进行了改造。
1 改造前工艺流程
1．1 装置总流程
水煤气从气柜出来，经电除尘塔除去焦油、灰尘，
在常压湿法脱硫塔中脱除H S。脱除H s的水煤气经
压缩机提压后，送入中温水解单元。在中温水解床中，
将水煤气中的COS转化成H s后，进入脱碳单元。在
脱碳单元，通过PSA吸附床，将气体中体积分数5％的
cO 脱除到0．5％以下，在精脱硫床中，脱除H S、COS
后，进入到c0提纯单元，经PSA吸附床，分离提纯出
C0产品气，剩余的富H 气体进入变换单元。在变换单
元，经变换炉，将富H 中约10％的C0变换成H 后，进
入提氢单元PSA吸附床，分离提纯出H 产品气。水煤
气变压吸附装置总流程示于图1。
1．2 装置脱硫过程
水煤气先进入湿法脱硫单元，在常压湿法脱硫塔
中，脱除H。s，将H s体积分数由之前的2 000×10 左
右降至100×10—6以下，然后经压缩机提压，送入中温
水解单元。在中温水解床中，将水煤气中体积分数约
200×10 的COS水解转换成H s，含有总硫体积分数
300×10 的气体进入脱碳单元，脱除c0 以及大部分
图1 水煤气变压吸附装置总流程示意图
收稿日期：2015一儿一2O
作者简介：王小伟(1983一)，男，甘肃白银，工程师，学士，2006年本科毕业于新疆大学，现从事水煤气生产及分离提纯技
术工作，E-mai l：ghost1530I@qq．tom。
38 煤化工 2016年第2期
的H s、COS，脱碳单元出口设置精脱硫床，对硫进行拦
截，使进入c0提纯单元气体中总硫体积分数小于
0．5× 10一。
2 存在的问题
2．1 中温水解出口总硫含量高
为进一步降低生产成本，生产水煤气使用的原
料焦炭由二级焦改为三级焦后，原料气中的 S、COS
升高。虽然H s在湿法脱硫单元得以脱除，但经中温水
解单元后，原料气中的大部分COS转化为无机硫，进入
到脱碳单元，造成该单元排放气中的硫含量升高较多，
最终排人大气，造成环境污染， 同时还造成脱碳单
元出口气体中的硫穿透较多，导致精脱硫剂的消耗
增大。
2．2 脱碳单元损失较大
在脱碳单元，因出口气体中c0 含量控制较低，
大多数情况下，c0，体积分数控制在小于0．5％，导致脱碳
单元解吸气中的(CO+H，)含量较高，(CO+H，)损失较大。
—型——— ———■叫Hj j E磐
2．3 提氢单元吸附剂寿命下降、收率低
提氢单元吸附剂因受到c0 毒害，导致该单元H
产品气中C0 含量波动较大， 导致提氢单元调整受
限；同时，目前提氢单元原料气的组成和当初设计时
的气体组成相差较大，造成吸附塔内杂质含量增大，
降低了 收率。
3 改造措施
3．1 在中温水解单元后。增加高压湿法脱硫塔
为解决中温水解单元水解床出口总硫体积分数大
于300×10 的问题，需在中温水解后，增加加压湿法
脱硫塔，减少进入脱碳单元的总硫量，延长脱碳单元
后精脱硫剂的使用寿命，降低精脱硫剂的更换费用。
增加高压湿法脱硫塔后，原料气中的大部分有机
硫先在中温水解单元转化为无机硫，然后原料气进入
加压湿法脱硫塔，将其中的H S吸收脱除，脱硫后的
原料气经气液分离器除水后，送入脱碳单元。改造后
水煤气变压吸附装置总流程示意图见图2。
H：产品气 c0产品气
图2 改进后水煤气变压吸附装置总流程示意图
3．2 高压湿法脱硫后。对悬浮硫和脱硫液的处理措施
为进一步除去高压湿法脱硫后气体中的悬浮硫
和夹带水，在高压湿法脱硫塔气体出口，设置除沫层，
将可能形成的悬浮硫拦截住。同时在出加压湿法脱硫
塔后，增设气液分离器，将其中的悬浮硫、水进一步拦
截住，以保证经过两级气水分离后的原料气中，水不
会对脱碳单元的吸附剂造成影响。
3．3 修改操作时序
脱碳单元原操作时序为间断冲洗，通过增加管
线、调整操作时序，实现冲洗连续，可有效提高脱碳单
元吸附剂的动态吸附容量，提高(CO+H )的全程收率。
若该装置不投用变换单元，可以将提氢单元的
排放气和冲洗气全部用于脱碳单元的冲洗，进一步提
高脱碳单元的(CO+H，)全程收率。若投用变换单元，因
提氢单元排放气中cO，含量较高，不能用于脱碳单元的
冲洗。
3．4 优化调整脱碳单元和提氢单元的吸附剂
根据现有气体组成情况，核算后重新调整脱碳单
元吸附剂的装填量，并进行更换，更换过程中，采用新
型吸附剂布料器，以提高吸附剂的装填效果。
兼顾装置变换单元运行和停运两种操作T况(变
换运行时，提氢单元原料气中c0，体积分数最高20％；
变换停运时，制氢原料气中c0体积分数最高6％)，重
新核算、调整提氢单元吸附剂的装填比例。两种T况
下的提氢原料气组成列于表1。由于配比吸附剂时，
需要同时兼顾两种不同工况，因此两种：r况下提氢单
元的H 收率不同：开变换时，原料气中cO 体积分数
在不超过20％情况下，提氢单元H 收率可达90％-92％；
2016年4月 王小伟等：水煤气变压吸附装置运行中存在的问题及改造措施 39一
不开变换时，原料气中的c0体积分数在不超过6％情
况下，提氢单元H 收率可达86％～89％。
表1 两种工况下的提氢原料气指标 ％
CO CH4 CO2 H2 N2
变换运行 ≤5．0 ≤2．0 ≤20．0 68-85 ≤5．0
变换停运 ≤6．O ≤1．0 ≤1．5 82～92 ≤7．0
4 运行效果
改造后的装置投入使用以来，运行稳定，增加高压
湿法脱硫塔后的整套装置的工艺配置更加完善，并且
对脱碳单元、提氢单元重新调整吸附剂配比，且修改吸
附时序后，装置全程收率得到较大的提升，达到工艺要
求。改造前后水煤气变压吸附装置指标对比列于表2。
表2 改造前后水煤气变压吸附装置指标对比
高压湿法脱硫塔后脱碳单元进口气体中总硫 总脱硫 提氢单元进VI气体中装置cO全程装置H 全程
H。s体积分数 (H2S+COS)体积分数 效率／％ c0适应范围／％ 收率／％ 收率／％
改造前 280×10 300×10 91 ≤6．5 73 75
改造后 20 X 10 30×10 98 ≤20 76 85
从表2可看出，改造后具有以下优点：(1)脱硫效
果明显提高，高压湿法脱硫后，H，s体积分数由280×
10 下降至20×10 ，脱碳单元进口气体总硫体积分数
由300×10 下降至30×10 ；(2)提氢单元适应c0的
范围扩大；(3)装置c0、H。全程收率得到提升，c0全程
收率从73％提高到76％，H 全程收率从75％提高N85％。
此次技术改造取得了较为理想的成效，说明在中
温水解单元后，增加高压湿法脱硫工艺设置是合理
的，可以有效降低进入脱碳单元的总硫含量，减少硫
对脱碳单元的影响。脱碳单元改用连续冲洗工艺后，
脱碳单元的气体收率得到提高，提氢单元改造后，更
加适应了不同产能模式下对cO、H：的需求，极大程度
实现了装置能力的可调化，改造后装置的c0、H，全程
收率得到较大的提升，进一步降低了生产成本。
Operation Problems and Improving M easures of W ater Gas Pressure Swing Adsorption Unit
Wang Xiaowei ，Xiang Chunli ，Xie Liang and Zhao Yongru
(1．Lanzhou University of Technology，Lanzhou Gansu 730050，China；
2．Gansu Yinguang Juyin Chemical Industry Co．，Ltd．，Baiyin Gansu 730900，China)
Abstract This paper describes the process of CO and H2 purification via water gas pressure swing absorption unit in
Gansu Yinguang Juyin Chemical Industry Co．，Ltd．．The existing plant used to have problems of high total sulfur content at the
inlet of decarbonization unit，decrease of the adsorbent service life and the plant S CO and H2 full yield unable to meet the
design requirement．As a solution，the high pressure wet desulphurization tower has been added to the existing unit after middle
temperature hydrolysis，operation time sequence has been modified and adsorbents of deearbonization and hydrogen
purification unit have been optimized，SO as to improve the full process yield of CO and H2．
Key words water gas，pressure swing adsorption，wet desulfurization process，decarbonization，CO purification，H2
purification
(上接第36页)
Technical Revamping of Co-production 60 000 t M ethanol Process in the 18·30 Ammonia
Synthesis Unit and Its Energy Conservation Effect
Guo Longfei
(Shanxi Jinxiang Coal Chemical Industry Co．，Ltd．，Jincheng Shanxi 048102，China)
Abstract Based on 1 8·30 project of Shanxi Jinxiang Coal Chemical Industry Co．，Ltd．，this paper analyzes the
advantages of ammonia production with methanol co—production，compares schemes of medium pressure methanol CO—
production and low pressure methanol co—production，and determines to adopt the low pressure methanol CO-production
process with synthesis pressure of 5．0 MPa．After renovation，the match of each working procedure of the synthesis ammonia is
more reasonable，the operational flexibility becomes bigger，the adjustement of the production is more flexible and obvious
energy conservation has been obtained．
Key words ammonia，low pressure methanol co—production，methanol synthesis tower，energy conservation

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