1、技術介紹

利用劣質煤進行煤氣化制氫是我國長時期內不會改變的技術路線。在造氣技術改造過程中，隨著氣化壓力和煤氣中CO2含量的提高，給H2S的脫除帶來了很大影響。CO2和H2S同屬酸性物質,常規(guī)的濕式氧化法脫硫工藝在脫除H2S的同時也脫除了部分CO2，這不僅造成CO2損失，有時還會影響脫硫過程的正常運行。

氣源中CO2對常規(guī)濕式氧化法脫硫過程的主要影響是使吸收液NaHCO3與Na2 CO3的當量比上升，溶液PH值下降,吸收H2S的傳質系數(shù)減小,凈化度下降；吸收液NaHCO3與Na2CO3的當量比的上升會使脫硫液發(fā)泡性增強，影響吸收和再生操作。

2、技術特點

從反應機理分析,H2S和堿性溶液的反應是瞬時的離子反應,受氣相傳質控制；CO2和堿性溶液的反應不是離子反應，受液相傳質控制。在較高CO2含量原料氣中,脫硫液對H2S吸收的選擇性是靠兩組份吸收速度的差異來實現(xiàn)的，因而吸收過程的選擇性除與吸收劑的性質有關外，還與氣液接觸狀態(tài)以及氣液接觸時間有關。

長春東獅公司開發(fā)的加壓脫硫技術是以無填料傳質吸收、CO2霧化閃蒸以及DSH脫硫催化劑等專利或專有技術為核心，經過了長期工業(yè)化應用的一套完整的濕法脫硫工藝，有效解決了高CO2對濕式氧化法脫硫過程的不利影響。

長春東獅公司開發(fā)的加壓脫硫技術對高H2S含量、高CO2分壓的工藝條件有很好的適應性,已經在多套加壓氣化煤氣或類似煤氣脫硫裝置中進行了應用,并取得了很好地效果。其適應的工藝條件：

(1)操作壓力0.1-6.0MPa

(2)操作溫度25-45℃

(3)氣源中H2S含量0.05-60g/Nm3

(4)氣源中CO2含量≤95%

(5)凈化氣中H2S含量≤5mg/Nm3

該技術的使用工況：

1：中小氣量的水煤漿氣化及粉煤氣化新建裝置配套加壓脫硫工況；

2：固定床制氣改潔凈煤氣化配套加壓脫硫工況；

3：取消常壓脫硫直接在變換后加壓脫硫完成硫化氫的脫除。