600MW火電機組煙氣脫硫裝置應用實踐探討

劉建智

摘 要：該文以某大型火電廠#2機組脫硫系統脫硫催化劑品種及用量與脫硫效率關聯的試驗為背景，對各試驗數據進行了細致的分析和運行經濟性對比分析。研究結果表明，脫硫催化劑GS-CH02在能明顯提高煙氣脫硫裝置的工作效率，降低電廠脫硫工藝運營成本，具有一定的使用價值。該文研究成果為發電公司在節能降耗、減排工作和脫硫系統相對惡劣工況下滿足環保排放要求提出可行的指導意見。

關鍵詞：煙氣脫硫 脫硫催化劑 脫硫效率

中圖分類號：TM621 文獻標識碼：A 文章編號：1674-098X（2014）01（b）-0084-01

煙氣脫硫（Flue gas desulfurizatio

n，簡稱FGD）泛指從煙道氣或其他工業廢氣中除去硫氧化物的技術。燃煤的煙氣脫硫技術是當前應用最廣、效率最高的脫硫技術。對燃煤電廠而言，在今后一個相當長的時期內，FGD將是控制SO2排放的主要方法。在FGD技術中，按脫硫劑的種類劃分，可分為以下五種方法：以CaCO3（石灰石）為基礎的鈣法，以MgO為基礎的鎂法，以Na2SO3為基礎的鈉法，以NH3為基礎的氨法，以有機堿為基礎的有機堿法。本文結合赤峰市境內某大型火力發電廠600MW火電機組（2#機組）煙氣脫硫裝置應用實踐，對美國克朗普敦CROPTON GS-CH02脫硫催化劑的應用情況進行對比試驗，觀察對其脫硫效率的影響，并且觀察脫硫催化劑的作用時間，對催化劑的消耗進行監測，分析催化劑應用在脫硫中的經濟性，通過添加脫硫效率催化劑來提高脫硫能力，有效地保障脫硫效率達到排放標準，從而為發電公司的節能減排工作提供數據支持。

1 試驗方案

本次煙氣脫硫試驗采用的設計燃煤含硫量1.2%，對應入口SO2濃度為4037 mg/m3，但實際吸收塔入口SO2濃度在2500～4500 mg/m3左右；脫硫裝置在負荷超過500 MW沒有添加脫硫催化劑之前，為了脫硫效率能夠達到環保要求，需要長期運行4臺吸收塔漿液循環泵。機組的FGD在投加了脫硫催化劑GS-CH02后，明顯觀察到脫硫效率提升，再進一步嘗試停運1～2臺漿液循環泵，進一步觀察脫硫效率的變化。有關具體的試驗方案見表1。

2 試驗過程

當電廠機組穩定運行時，按照試驗方案使用脫硫催化劑，脫硫系統按照運行規程規定進行運行監視調整，待脫硫催化劑進入吸收塔并與漿液充分混合，檢查脫硫效率達到要求后，按附表要求記錄脫硫系統運行參數。燃煤硫份按上煤情況而定，略有波動，入口二氧化硫濃度不超過設計值，負荷變化區間在400～600 MW。記錄各參數數據，安排相關人員抄寫一下相關表計的原始碼，必須包括各漿液循環泵電度碼、脫硫總電度碼、工藝水表碼、供漿流量表碼等。同時記錄相鄰機組（燃用相同煤質）的脫硫相關數據。確認#2機組脫硫裝置添加脫硫催化劑之前的凈煙氣二氧化硫濃度達標排放，確保脫硫率合格。脫硫催化劑投加量根據不同的Wet-PGD系統煙氣量、二氧化硫的含量和運行工況而定。

3 試驗數據分析

試驗要求PH值在5.0～5.8之間，試驗過程中由于脫硫催化劑提高了石灰石的反應活性和利用率，在試驗開始后通過歷史數據和試驗數據對比發現#2吸收塔供漿量每小時的供漿時間能夠大大減少，但是由于負荷、入口SO2濃度波動及采用間歇式供漿，不能準確統計節省的供漿量。依據2011 年7月12日～7月16日的現場試驗記錄數據進行分析，可知：

（1）由試驗數據可以看出，加藥后半個小時效果顯現，2個小時后可以提高脫硫效率達到高峰值。

（2）在同樣負荷同樣硫份同樣漿液泵臺數運行情況下，#2機組脫硫明顯比其他機組脫硫系統脫硫效率高許多，且石灰石的用量明顯減少。（3）脫硫催化劑試驗五天的脫硫效率變化曲線以及脫硫運行歷史數據對比可見，停運一臺漿液循環泵，對脫硫效率影響相當大，未加入脫硫催化劑情況下，系統脫硫效率大概由95%跌到88%左右。在投加1600 kg催化劑后，系統脫硫效率明顯上升，以三臺漿液循環泵運行能達到或超過以前四臺漿液循環泵運行時的脫硫效率，最高可達到約98%左右。所以在試驗期間85%的時間都是停運兩臺漿液循環泵，可見提升脫硫效率非常明顯。（4）需要特別指出的是：7月14日13：15左右時段，機組負荷為563 MW、pH=5.58、入口SO2濃度4086 mg/Nm3、停B泵、ACD三臺漿液循環泵運行、脫硫效率為92.19%；這表明：在機組大負荷、入口SO2濃度達到設計值時，停運一臺循環泵依然可行，體現脫硫催化劑作用顯著，脫硫效率和節能效果良好。（5）由于煙氣、石膏脫水、廢水能帶走部分脫硫催化劑，導致吸收塔內脫硫催化劑濃度下降，脫硫效率也呈逐步下降趨勢。（6）脫硫裝置在添加脫硫催化劑后，可以降低購買低硫煤的數量，有效降低運營成本。

4 結語

經本次#2機組脫硫催化劑GS-CH02現場試驗得出的相關實驗數據分析可知，采用脫硫催化劑GS-CH02后，機組脫硫效應具有明顯改善，相關結論如下：

（1）脫硫催化劑在高硫份、滿負荷情況下可較好的提高脫硫效率，滿足環保要求，同時可減少循環泵的使用臺數，減少發電公司廠用電量，為發電公司帶來較高的經濟效益。（2）該電廠的脫硫裝置，在設計工況下可停運一臺漿液循環泵，首次投加1600 kg脫硫催化劑，維持較高的脫硫效率，達到環保排放要求。（3）日常運行中，在設計工況下，平均每日（按24h計）補充脫硫催化劑120～160 kg以維持漿液中的催化劑濃度，保證脫硫效率。實際添加量可根據負荷、煤種波動和脫硫效率狀況，稍做調整，在下階段的運行過程中可作進一步優化。（4）根據在#2機組吸收塔的應用試驗表明，催化劑的使用對提高吸收塔的脫硫率有明顯的作用。催化劑可作為提高脫硫效率的手段，當脫硫設備出現異常事故時以催化劑來提高脫硫系統運行的穩定性和可靠性。（5）如果硫份在節能范圍內時，連續使用成本較低，經濟性較明顯。endprint

摘 要：該文以某大型火電廠#2機組脫硫系統脫硫催化劑品種及用量與脫硫效率關聯的試驗為背景，對各試驗數據進行了細致的分析和運行經濟性對比分析。研究結果表明，脫硫催化劑GS-CH02在能明顯提高煙氣脫硫裝置的工作效率，降低電廠脫硫工藝運營成本，具有一定的使用價值。該文研究成果為發電公司在節能降耗、減排工作和脫硫系統相對惡劣工況下滿足環保排放要求提出可行的指導意見。

關鍵詞：煙氣脫硫 脫硫催化劑 脫硫效率

中圖分類號：TM621 文獻標識碼：A 文章編號：1674-098X（2014）01（b）-0084-01

煙氣脫硫（Flue gas desulfurizatio

n，簡稱FGD）泛指從煙道氣或其他工業廢氣中除去硫氧化物的技術。燃煤的煙氣脫硫技術是當前應用最廣、效率最高的脫硫技術。對燃煤電廠而言，在今后一個相當長的時期內，FGD將是控制SO2排放的主要方法。在FGD技術中，按脫硫劑的種類劃分，可分為以下五種方法：以CaCO3（石灰石）為基礎的鈣法，以MgO為基礎的鎂法，以Na2SO3為基礎的鈉法，以NH3為基礎的氨法，以有機堿為基礎的有機堿法。本文結合赤峰市境內某大型火力發電廠600MW火電機組（2#機組）煙氣脫硫裝置應用實踐，對美國克朗普敦CROPTON GS-CH02脫硫催化劑的應用情況進行對比試驗，觀察對其脫硫效率的影響，并且觀察脫硫催化劑的作用時間，對催化劑的消耗進行監測，分析催化劑應用在脫硫中的經濟性，通過添加脫硫效率催化劑來提高脫硫能力，有效地保障脫硫效率達到排放標準，從而為發電公司的節能減排工作提供數據支持。

1 試驗方案

本次煙氣脫硫試驗采用的設計燃煤含硫量1.2%，對應入口SO2濃度為4037 mg/m3，但實際吸收塔入口SO2濃度在2500～4500 mg/m3左右；脫硫裝置在負荷超過500 MW沒有添加脫硫催化劑之前，為了脫硫效率能夠達到環保要求，需要長期運行4臺吸收塔漿液循環泵。機組的FGD在投加了脫硫催化劑GS-CH02后，明顯觀察到脫硫效率提升，再進一步嘗試停運1～2臺漿液循環泵，進一步觀察脫硫效率的變化。有關具體的試驗方案見表1。

2 試驗過程

當電廠機組穩定運行時，按照試驗方案使用脫硫催化劑，脫硫系統按照運行規程規定進行運行監視調整，待脫硫催化劑進入吸收塔并與漿液充分混合，檢查脫硫效率達到要求后，按附表要求記錄脫硫系統運行參數。燃煤硫份按上煤情況而定，略有波動，入口二氧化硫濃度不超過設計值，負荷變化區間在400～600 MW。記錄各參數數據，安排相關人員抄寫一下相關表計的原始碼，必須包括各漿液循環泵電度碼、脫硫總電度碼、工藝水表碼、供漿流量表碼等。同時記錄相鄰機組（燃用相同煤質）的脫硫相關數據。確認#2機組脫硫裝置添加脫硫催化劑之前的凈煙氣二氧化硫濃度達標排放，確保脫硫率合格。脫硫催化劑投加量根據不同的Wet-PGD系統煙氣量、二氧化硫的含量和運行工況而定。

3 試驗數據分析

試驗要求PH值在5.0～5.8之間，試驗過程中由于脫硫催化劑提高了石灰石的反應活性和利用率，在試驗開始后通過歷史數據和試驗數據對比發現#2吸收塔供漿量每小時的供漿時間能夠大大減少，但是由于負荷、入口SO2濃度波動及采用間歇式供漿，不能準確統計節省的供漿量。依據2011 年7月12日～7月16日的現場試驗記錄數據進行分析，可知：

（1）由試驗數據可以看出，加藥后半個小時效果顯現，2個小時后可以提高脫硫效率達到高峰值。

（2）在同樣負荷同樣硫份同樣漿液泵臺數運行情況下，#2機組脫硫明顯比其他機組脫硫系統脫硫效率高許多，且石灰石的用量明顯減少。（3）脫硫催化劑試驗五天的脫硫效率變化曲線以及脫硫運行歷史數據對比可見，停運一臺漿液循環泵，對脫硫效率影響相當大，未加入脫硫催化劑情況下，系統脫硫效率大概由95%跌到88%左右。在投加1600 kg催化劑后，系統脫硫效率明顯上升，以三臺漿液循環泵運行能達到或超過以前四臺漿液循環泵運行時的脫硫效率，最高可達到約98%左右。所以在試驗期間85%的時間都是停運兩臺漿液循環泵，可見提升脫硫效率非常明顯。（4）需要特別指出的是：7月14日13：15左右時段，機組負荷為563 MW、pH=5.58、入口SO2濃度4086 mg/Nm3、停B泵、ACD三臺漿液循環泵運行、脫硫效率為92.19%；這表明：在機組大負荷、入口SO2濃度達到設計值時，停運一臺循環泵依然可行，體現脫硫催化劑作用顯著，脫硫效率和節能效果良好。（5）由于煙氣、石膏脫水、廢水能帶走部分脫硫催化劑，導致吸收塔內脫硫催化劑濃度下降，脫硫效率也呈逐步下降趨勢。（6）脫硫裝置在添加脫硫催化劑后，可以降低購買低硫煤的數量，有效降低運營成本。

4 結語

經本次#2機組脫硫催化劑GS-CH02現場試驗得出的相關實驗數據分析可知，采用脫硫催化劑GS-CH02后，機組脫硫效應具有明顯改善，相關結論如下：

（1）脫硫催化劑在高硫份、滿負荷情況下可較好的提高脫硫效率，滿足環保要求，同時可減少循環泵的使用臺數，減少發電公司廠用電量，為發電公司帶來較高的經濟效益。（2）該電廠的脫硫裝置，在設計工況下可停運一臺漿液循環泵，首次投加1600 kg脫硫催化劑，維持較高的脫硫效率，達到環保排放要求。（3）日常運行中，在設計工況下，平均每日（按24h計）補充脫硫催化劑120～160 kg以維持漿液中的催化劑濃度，保證脫硫效率。實際添加量可根據負荷、煤種波動和脫硫效率狀況，稍做調整，在下階段的運行過程中可作進一步優化。（4）根據在#2機組吸收塔的應用試驗表明，催化劑的使用對提高吸收塔的脫硫率有明顯的作用。催化劑可作為提高脫硫效率的手段，當脫硫設備出現異常事故時以催化劑來提高脫硫系統運行的穩定性和可靠性。（5）如果硫份在節能范圍內時，連續使用成本較低，經濟性較明顯。endprint

摘 要：該文以某大型火電廠#2機組脫硫系統脫硫催化劑品種及用量與脫硫效率關聯的試驗為背景，對各試驗數據進行了細致的分析和運行經濟性對比分析。研究結果表明，脫硫催化劑GS-CH02在能明顯提高煙氣脫硫裝置的工作效率，降低電廠脫硫工藝運營成本，具有一定的使用價值。該文研究成果為發電公司在節能降耗、減排工作和脫硫系統相對惡劣工況下滿足環保排放要求提出可行的指導意見。

關鍵詞：煙氣脫硫 脫硫催化劑 脫硫效率

中圖分類號：TM621 文獻標識碼：A 文章編號：1674-098X（2014）01（b）-0084-01

煙氣脫硫（Flue gas desulfurizatio

n，簡稱FGD）泛指從煙道氣或其他工業廢氣中除去硫氧化物的技術。燃煤的煙氣脫硫技術是當前應用最廣、效率最高的脫硫技術。對燃煤電廠而言，在今后一個相當長的時期內，FGD將是控制SO2排放的主要方法。在FGD技術中，按脫硫劑的種類劃分，可分為以下五種方法：以CaCO3（石灰石）為基礎的鈣法，以MgO為基礎的鎂法，以Na2SO3為基礎的鈉法，以NH3為基礎的氨法，以有機堿為基礎的有機堿法。本文結合赤峰市境內某大型火力發電廠600MW火電機組（2#機組）煙氣脫硫裝置應用實踐，對美國克朗普敦CROPTON GS-CH02脫硫催化劑的應用情況進行對比試驗，觀察對其脫硫效率的影響，并且觀察脫硫催化劑的作用時間，對催化劑的消耗進行監測，分析催化劑應用在脫硫中的經濟性，通過添加脫硫效率催化劑來提高脫硫能力，有效地保障脫硫效率達到排放標準，從而為發電公司的節能減排工作提供數據支持。

1 試驗方案

本次煙氣脫硫試驗采用的設計燃煤含硫量1.2%，對應入口SO2濃度為4037 mg/m3，但實際吸收塔入口SO2濃度在2500～4500 mg/m3左右；脫硫裝置在負荷超過500 MW沒有添加脫硫催化劑之前，為了脫硫效率能夠達到環保要求，需要長期運行4臺吸收塔漿液循環泵。機組的FGD在投加了脫硫催化劑GS-CH02后，明顯觀察到脫硫效率提升，再進一步嘗試停運1～2臺漿液循環泵，進一步觀察脫硫效率的變化。有關具體的試驗方案見表1。

2 試驗過程

當電廠機組穩定運行時，按照試驗方案使用脫硫催化劑，脫硫系統按照運行規程規定進行運行監視調整，待脫硫催化劑進入吸收塔并與漿液充分混合，檢查脫硫效率達到要求后，按附表要求記錄脫硫系統運行參數。燃煤硫份按上煤情況而定，略有波動，入口二氧化硫濃度不超過設計值，負荷變化區間在400～600 MW。記錄各參數數據，安排相關人員抄寫一下相關表計的原始碼，必須包括各漿液循環泵電度碼、脫硫總電度碼、工藝水表碼、供漿流量表碼等。同時記錄相鄰機組（燃用相同煤質）的脫硫相關數據。確認#2機組脫硫裝置添加脫硫催化劑之前的凈煙氣二氧化硫濃度達標排放，確保脫硫率合格。脫硫催化劑投加量根據不同的Wet-PGD系統煙氣量、二氧化硫的含量和運行工況而定。

3 試驗數據分析

試驗要求PH值在5.0～5.8之間，試驗過程中由于脫硫催化劑提高了石灰石的反應活性和利用率，在試驗開始后通過歷史數據和試驗數據對比發現#2吸收塔供漿量每小時的供漿時間能夠大大減少，但是由于負荷、入口SO2濃度波動及采用間歇式供漿，不能準確統計節省的供漿量。依據2011 年7月12日～7月16日的現場試驗記錄數據進行分析，可知：

（1）由試驗數據可以看出，加藥后半個小時效果顯現，2個小時后可以提高脫硫效率達到高峰值。

（2）在同樣負荷同樣硫份同樣漿液泵臺數運行情況下，#2機組脫硫明顯比其他機組脫硫系統脫硫效率高許多，且石灰石的用量明顯減少。（3）脫硫催化劑試驗五天的脫硫效率變化曲線以及脫硫運行歷史數據對比可見，停運一臺漿液循環泵，對脫硫效率影響相當大，未加入脫硫催化劑情況下，系統脫硫效率大概由95%跌到88%左右。在投加1600 kg催化劑后，系統脫硫效率明顯上升，以三臺漿液循環泵運行能達到或超過以前四臺漿液循環泵運行時的脫硫效率，最高可達到約98%左右。所以在試驗期間85%的時間都是停運兩臺漿液循環泵，可見提升脫硫效率非常明顯。（4）需要特別指出的是：7月14日13：15左右時段，機組負荷為563 MW、pH=5.58、入口SO2濃度4086 mg/Nm3、停B泵、ACD三臺漿液循環泵運行、脫硫效率為92.19%；這表明：在機組大負荷、入口SO2濃度達到設計值時，停運一臺循環泵依然可行，體現脫硫催化劑作用顯著，脫硫效率和節能效果良好。（5）由于煙氣、石膏脫水、廢水能帶走部分脫硫催化劑，導致吸收塔內脫硫催化劑濃度下降，脫硫效率也呈逐步下降趨勢。（6）脫硫裝置在添加脫硫催化劑后，可以降低購買低硫煤的數量，有效降低運營成本。

4 結語

經本次#2機組脫硫催化劑GS-CH02現場試驗得出的相關實驗數據分析可知，采用脫硫催化劑GS-CH02后，機組脫硫效應具有明顯改善，相關結論如下：

（1）脫硫催化劑在高硫份、滿負荷情況下可較好的提高脫硫效率，滿足環保要求，同時可減少循環泵的使用臺數，減少發電公司廠用電量，為發電公司帶來較高的經濟效益。（2）該電廠的脫硫裝置，在設計工況下可停運一臺漿液循環泵，首次投加1600 kg脫硫催化劑，維持較高的脫硫效率，達到環保排放要求。（3）日常運行中，在設計工況下，平均每日（按24h計）補充脫硫催化劑120～160 kg以維持漿液中的催化劑濃度，保證脫硫效率。實際添加量可根據負荷、煤種波動和脫硫效率狀況，稍做調整，在下階段的運行過程中可作進一步優化。（4）根據在#2機組吸收塔的應用試驗表明，催化劑的使用對提高吸收塔的脫硫率有明顯的作用。催化劑可作為提高脫硫效率的手段，當脫硫設備出現異常事故時以催化劑來提高脫硫系統運行的穩定性和可靠性。（5）如果硫份在節能范圍內時，連續使用成本較低，經濟性較明顯。endprint