主要裝置情況見表1、表2。
(1)半脫
(2)變脫
使用dds脫硫技術前後半脫具體運**況見表3、表4。
該公司在使用dds脫硫技術後，半水煤氣中h2s含量最高到過5000mg／nm3時，脫硫後h2s含量可降至50 mg／nm3以下，脫硫效率達99％，每天可摻燒高硫煤120 t，高硫煤與低硫煤差價按100元／t計算，每月可獲利36萬元。使用dds脫硫技術後，杜絕了變換中變觸媒中毒現象，延長了觸媒使用壽命，同時降低了蒸汽消耗，由於變脫後硫化氫≤5 mg／nm3，大大延長了脫碳前的活性炭使用時間，由此帶來的效益是非常可觀的。
該公司於2023年7月因非技術原因更換脫硫催化劑，改用酞菁鈷類脫硫催化劑。改用初期效果沒有什麼變化，兩個月後脫硫效果發生波動，出口硫化氫逐漸上公升，副鹽迅速**，各類硫化物總量超過500g/l，鹼耗大，溶液大量外排。目前該廠半脫已改為兩級脫硫，副鹽問題仍未解決。
脫硫過程中發生副反應產生副鹽不可避免，我們只能採取措施盡量減緩其發生。通過觀察半水煤氣脫硫往往比變換氣脫硫的副鹽要高，應該是半水煤氣氣質髒雜質含量高的緣故，因此，要有充分的氣體淨化措施，脫硫前水洗、焦炭過濾、靜電除焦乙個不能少；溫度對副鹽的生成影響也比較大，有資料顯示脫硫溫度高於45℃副鹽生成速度開始明顯上公升，溫度應該控制在38～42℃最佳，強調一點半脫羅茨風機後脫硫前應該上冷卻塔；從化學反應平衡來看，溶液鹼度高是有利於副反應的發生，鹼度本身也不是越高越好。
2 山西蘭花科技創業股份****(2023年8月)
2023年8月dds脫硫技術運用於該廠80kt系統變換氣脫硫。該廠80kt系統沒有半水煤氣脫硫，變換進口h2s含量在600mg／nm3左右波動，變換氣脫硫進口h2s含量在700mg／nm3左右。原使用酞菁鈷類脫硫催化劑，變脫出口h2s含量為20～30mg／nm3。
在8月18日停止加入酞菁鈷類脫硫催化劑，開始向系統新增dds脫硫劑。在投料1h後變脫出口h2s含量降到10mg／nm3以下，最低2.7mg／nm3；隨後系統氣量由原來三機增加到四機生產，變脫出口h2s穩定在10 mg／nm3以下。
廠家還透露過變脫進口h2s曾經高過1.5g／nm3，出口也能控制在30mg／nm3以下。
目前該廠已經擴產到200kt合成氨能力，80kt系統因燒高硫煤而上了1套半脫，現在變脫進口～150mg／nm3，出口h2s含量5mg／nm3以下，迴圈量已減至280m3／h，正常生產噸氨消耗也降到2.5元(包括鹼耗)。
裝置運**況見表5。
該廠另1套120kt變脫目前用的是栲膠脫硫劑，溶液迴圈量560m3／h。前段時間該套變換氣脫硫都被發現裝置腐蝕嚴重，沒出2個月80kt系統也發現腐蝕嚴重。腐蝕部位主要在脫硫塔封頭、人孔焊縫以及氣液接觸部。
該廠半脫、變脫的副反應都比較高，變脫硫酸鹽含量也都在50 g／l以上，目前查到的資料表明硫酸鹽會破壞金屬表面的氧化層降低其保護效能，但通過對其他企業的調查發現硫酸鹽高不一定就是裝置腐蝕的罪魁禍首：(1)江蘇淮安華爾潤化工****(下文有介紹)因過度使用熔硫釜導致硫酸鹽一直居高不下，但使用近5年來每次檢修都未發現明顯腐蝕跡象；(2)天津騰飛變脫裝置腐蝕，經分析發現溶液中氯離子濃度達到97～137 mg/l，原因出在配置溶液的水質上。另外純鹼中也會帶入少量氯離子，長時間積累下來也會對裝置構成威脅。
晉城一化變脫脫硫塔腐蝕速度快的原因可能在於裝置是沒有做必要的防腐措施。合成氨、甲醇企業的濕法脫硫系統雖然使用的液體介質和催化劑品種不同，基本上每套系統都存在不同程度的腐蝕現象。企業不同、系統壓力級別不同受腐蝕裝置也不盡相同，每個裝置腐蝕部位也不盡相同，因此必須做好預防和減緩腐蝕的措施。
3 江蘇張家港華昌化工股份****(2023年1月)
江蘇華昌化工股份****當時還是江蘇張家港市華源化工****是個生產能力為合成氨100kt／a、純鹼220kt／a的中型聯碱廠。原半水煤氣中h2s含量1.5～2.
0g／nm3，半脫出口h2s含量達～200mg/nm3，變脫h2s含量達260mg／nm3，變換氣經mdea脫碳後的再生氣中h2s含量達600mg／nm3、淨化氣中h2s含量達9mg／nm3，造成精煉銅塔底部銅液起泡，同時，mdea脫碳有硫堵的威脅。
為改善工藝條件，滿足生產需求，經再三考察和研究，該公司決定採用「生化鐵——鹼溶液催化法脫硫技術」(以下簡稱「dds脫硫技術」)，用於半水煤氣、新上變換氣、再生氣脫硫工序。投用後執行正常，效果良好且穩定，半脫出口h2s含量降到50～80mg／nm3，因工藝裝置等因素變換氣一部分進變脫，一部分直接進脫碳，變脫出口h2s含量在0.6～1.
8 mg/m3，變換氣經mdea脫碳後的再生氣中h2s含量達300～500mg／nm3，經再生氣脫硫後h2s含量降到5mg／nm3以下。該廠後由於廠方拆遷以及新廠設計抽調人員，老廠生產缺乏管理力量，發生脫硫情況惡化兩個月後才通知我公司，我公司調整一周時間除半脫出口h2s含量沒有達到指標外都調整正常，該公司仍堅持更換催化劑，據了解改用其他催化劑後兩個半月就發生堵塔。該公司遂將新區即將投建的兩套脫硫委託我公司設計並使用dds脫硫技術，目前兩套系統已經陸續開車。
該公司使用dds給我們另外的收穫是在再生氣脫硫，包括現在很多廠家都對高濃度co2下使用濕法脫硫心存疑慮：一是擔心脫硫效率差；二是擔心co2損失大。從該廠的運**況來看，這種擔心是多餘的。
該廠執行期間co2損失不到1％，脫硫效果也正常穩定。現在有些廠家也正在嘗試用脫碳方法脫除h2s然後在其再生氣中脫硫。但該流程的缺陷是再生氣氣量不大而硫化氫濃度過高。
現在再生氣h2s濃度15g／nm3左右的有應用例項，但每立方高到幾百克硫化氫的再生氣用濕法脫硫還是很麻煩，吸收再生都是問題；小塔大迴圈量，只能多級脫硫，而且消耗也不低。因為大家知道脫除硫化氫的藥劑消耗是按硫化氫的總量而不是原料氣氣量大小，事實上不如直接上變換氣脫硫裝置，只要能保證脫硫精度正常穩定執行，投資消耗應該都是最低的。
4 江蘇盱眙淮化集團淮河化工****(2023年6月)
江蘇盱眙淮化集團淮河化工****合成氨生產能力已達50kt／a。長期以來，由於該公司變換系統採用全低變工藝，要求變換氣進口h2s含量≥0.15 g／nm3，所以，早在90年代初就將半水煤氣脫硫去掉，致使變換氣中h2s高達0.
5～0.7g／nm3，造成脫碳系統大量積硫，堵塔嚴重，溶劑損失大，脫碳效果差；化肥外觀質量差；精煉銅耗高達0.2kg/t，經常造成微量跑高、帶銅液等事故的發生；φ1000mm合成觸媒使用壽命僅為1年半，脫硫已成為影響生產穩定的關鍵因素。
因此，經再三調研、考察，該公司決定採用dds脫硫技術用於變換氣脫硫。該系統所有裝置均由我公司設計。
裝置狀況見表6。
該公司變換氣脫硫於2023年6月將脫硫液配製結束並投入生產，運**況見表7、表8。
從上表7、表8可以看出，實際執行狀況與設計指標基本相符，執行結果較為理想。投產初期，dds尚處於溶液配製階段，故7月20日前變脫後h2s含量基本穩定在10mg／nm3以下，之後則一直做不出。
12月份因操作不當致使再生條件惡化，變脫後h2s含量一度跑高到34mg／nm3，12月20日處理後好轉，12月底因原煤含硫高造成變換氣中h2s含量高達1000mg／nm3左右，但出口仍能保持在10mg／nm3左右。現在再生正常，變脫後h2s含量一直做不出，脫硫液顏色呈褐色，懸浮硫很低。總物料消耗為3.
2元/tnh3。
經濟效益估算見表9。
該公司執行至今變換氣脫硫出口一直是微量，執行穩定正常，泡沫熔硫正常。該廠是我公司第二個使用垂直篩板塔的客戶，扭轉了我們對垂直篩板塔的偏見。垂直篩板由於其所需要的空塔速率要比填料塔高，同等規模的生產企業，使用垂直篩板塔比使用填料塔的規格尺寸要小，能節省部分投資：
另外，當企業有限擴大生產規模或對硫化氫負荷承擔不住時，舊塔繼續用填料塔已不能滿足生產需要，可以考慮將其改為垂直篩板塔，往往都能獲得好的效果。由於垂直篩板塔執行需要乙個相對較大的壓差才能有好的效果，所以多用在變脫而不適合半脫。
5 山東華魯恒公升化工股份****(2023年2月)
山東華魯恒公升化工股份****是1家生產能力約240kt總氨／a的氮肥生產企業，合成氨聯產甲醇，雙系統生產。變換氣脫硫原使用栲膠脫硫工藝，隨著近幾年造氣原料煤結構的變化，半脫進口h2s經常大幅度超標，正常情況下一般在1.2～1.
8g／nm3，最高時能到2.7g／nm3，遠遠超過了半脫栲膠脫硫的負荷，從而導致半脫出口h2s經常超標。變換氣中h2s含量較以往也有大幅度的公升高，栲膠脫硫工藝在變脫使用也不能滿足生產需要，出變脫氣體中含量較高的h2s氣體對後工序產生了嚴重的影響。
為此在考察部分dds使用廠家後，該公司決定對變換氣脫硫進行了改造，使用dds脫硫技術。
主要裝置見表10。
dds脫硫運**況見表11、表12。
dds脫硫在變脫穩定執行以來和原來栲膠脫硫相比，效果非常顯著，具體表現在：
(1)在氣量增加的情況下，脫硫效率大幅度提高，一般在90％以上。
(2)溶液迴圈量顯著下降，由原來的總迴圈量650m3／h降至500m3／h左右穩定執行，貧液幫浦總電流降50～60a左右，裝置動力消耗降低明顯。總體上反映出單位體積脫硫液實際吸收h2s能力大幅度提高。但因再生槽有效容積偏小，再生時間約8 min，與dds脫硫正常所需再生時間相差較遠，受此限制，dds脫硫效益不能進一步提高，dds脫硫的技術優勢難以進一步發揮。
在技術服務過程中，當把溶液迴圈量從600m3／h降到500m3／h時，執行數小時後脫硫效果反而比未減迴圈量時要好。我們分析認為由於溶液再生時間太短，一直處於欠再生狀態，溶液中的殘硫(溶液中na2s和nahs)沒有被氧化成單質硫而存在貧液中，用含殘硫濃度高的溶液脫硫必然會影響脫硫精度；而當溶液迴圈量降低時系統再生停留時間增加，通過迴圈一段時間後溶液中的殘硫降低，脫硫效率就反而提高了，當然前提是溶液迴圈量能滿足生產的最低需要。我公司在裝置設計上或對準客戶進行工藝裝置評估時對再生槽的注重點為：
(1)如果按dds脫硫技術所需要的迴圈量來算再生槽停留時間能否達到15min，低於12min的要有額外刺激再生手段；
(2)φ5000mm以下的再生槽內筒的高徑比能否滿足1.2～1.5；
(3)噴射器抽吸係數按5計，吹風強度能否在100±25m3／(h·m2)範圍內。
6 江蘇淮安華爾潤化工****(2023年6月)
江蘇淮安華爾潤化：廠****隸屬於江蘇華爾潤集團，具有年產300kt重質純鹼、300kt氯化銨、120 kt合成氨、360 kt真空製鹽、自發電2.1萬kwh、200萬m3採輸滷、10 kt精甲醇的生產能力。
在2023年一期工程200 kt純鹼專案，對原有合成氨裝置進行繼續改造，以提高合成氨的產品質量，降低產品的執行成本。通過對山西豐喜集團、山東東阿化肥廠等dds脫硫技術使用廠家的實地考察，決定在120kt合成氨半水煤氣和變換氣脫硫採用dds脫硫技術，其裝置設計也是交由我公司承擔。投入執行後，效果非常明顯，脫硫前半水煤氣中h2s含量700～1200mg/nm3，脫硫後h2s含量50～80mg／nm3，溶液迴圈量500～600m3／h；變換氣中h2s含量150～180mg／nm3，脫硫後h2s含量3～5mg／nm3，溶液迴圈量300m3／h。
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