劉建智

摘 要：該文以某大型火電廠#2機組脫硫系統(tǒng)脫硫催化劑品種及用量與脫硫效率關(guān)聯(lián)的試驗為背景，對各試驗數(shù)據(jù)進行了細致的分析和運行經(jīng)濟性對比分析。研究結(jié)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(fā)電公司在節(jié)能降耗、減排工作和脫硫系統(tǒng)相對惡劣工況下滿足環(huán)保排放要求提出可行的指導意見。

關(guān)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(yè)廢氣中除去硫氧化物的技術(shù)。燃煤的煙氣脫硫技術(shù)是當前應(yīng)用最廣、效率最高的脫硫技術(shù)。對燃煤電廠而言，在今后一個相當長的時期內(nèi)，F(xiàn)GD將是控制SO2排放的主要方法。在FGD技術(shù)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(chǔ)的鈣法，以MgO為基礎(chǔ)的鎂法，以Na2SO3為基礎(chǔ)的鈉法，以NH3為基礎(chǔ)的氨法，以有機堿為基礎(chǔ)的有機堿法。本文結(jié)合赤峰市境內(nèi)某大型火力發(fā)電廠600MW火電機組（2#機組）煙氣脫硫裝置應(yīng)用實踐，對美國克朗普敦CROPTON GS-CH02脫硫催化劑的應(yīng)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(jiān)測，分析催化劑應(yīng)用在脫硫中的經(jīng)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(fā)電公司的節(jié)能減排工作提供數(shù)據(jù)支持。

1 試驗方案

本次煙氣脫硫試驗采用的設(shè)計燃煤含硫量1.2%，對應(yīng)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(huán)保要求，需要長期運行4臺吸收塔漿液循環(huán)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(huán)泵，進一步觀察脫硫效率的變化。有關(guān)具體的試驗方案見表1。

2 試驗過程

當電廠機組穩(wěn)定運行時，按照試驗方案使用脫硫催化劑，脫硫系統(tǒng)按照運行規(guī)程規(guī)定進行運行監(jiān)視調(diào)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(tǒng)運行參數(shù)。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(shè)計值，負荷變化區(qū)間在400～600 MW。記錄各參數(shù)數(shù)據(jù)，安排相關(guān)人員抄寫一下相關(guān)表計的原始碼，必須包括各漿液循環(huán)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(zhì)）的脫硫相關(guān)數(shù)據(jù)。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(jù)不同的Wet-PGD系統(tǒng)煙氣量、二氧化硫的含量和運行工況而定。

3 試驗數(shù)據(jù)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(yīng)活性和利用率，在試驗開始后通過歷史數(shù)據(jù)和試驗數(shù)據(jù)對比發(fā)現(xiàn)#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(tǒng)計節(jié)省的供漿量。依據(jù)2011 年7月12日～7月16日的現(xiàn)場試驗記錄數(shù)據(jù)進行分析，可知：

（1）由試驗數(shù)據(jù)可以看出，加藥后半個小時效果顯現(xiàn)，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(shù)運行情況下，#2機組脫硫明顯比其他機組脫硫系統(tǒng)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(shù)據(jù)對比可見，停運一臺漿液循環(huán)泵，對脫硫效率影響相當大，未加入脫硫催化劑情況下，系統(tǒng)脫硫效率大概由95%跌到88%左右。在投加1600 kg催化劑后，系統(tǒng)脫硫效率明顯上升，以三臺漿液循環(huán)泵運行能達到或超過以前四臺漿液循環(huán)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(huán)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(huán)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(shè)計值時，停運一臺循環(huán)泵依然可行，體現(xiàn)脫硫催化劑作用顯著，脫硫效率和節(jié)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(nèi)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(shù)量，有效降低運營成本。

4 結(jié)語

經(jīng)本次#2機組脫硫催化劑GS-CH02現(xiàn)場試驗得出的相關(guān)實驗數(shù)據(jù)分析可知，采用脫硫催化劑GS-CH02后，機組脫硫效應(yīng)具有明顯改善，相關(guān)結(jié)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(huán)保要求，同時可減少循環(huán)泵的使用臺數(shù)，減少發(fā)電公司廠用電量，為發(fā)電公司帶來較高的經(jīng)濟效益。（2）該電廠的脫硫裝置，在設(shè)計工況下可停運一臺漿液循環(huán)泵，首次投加1600 kg脫硫催化劑，維持較高的脫硫效率，達到環(huán)保排放要求。（3）日常運行中，在設(shè)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(jù)負荷、煤種波動和脫硫效率狀況，稍做調(diào)整，在下階段的運行過程中可作進一步優(yōu)化。（4）根據(jù)在#2機組吸收塔的應(yīng)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(shè)備出現(xiàn)異常事故時以催化劑來提高脫硫系統(tǒng)運行的穩(wěn)定性和可靠性。（5）如果硫份在節(jié)能范圍內(nèi)時，連續(xù)使用成本較低，經(jīng)濟性較明顯。endprint

摘 要：該文以某大型火電廠#2機組脫硫系統(tǒng)脫硫催化劑品種及用量與脫硫效率關(guān)聯(lián)的試驗為背景，對各試驗數(shù)據(jù)進行了細致的分析和運行經(jīng)濟性對比分析。研究結(jié)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(fā)電公司在節(jié)能降耗、減排工作和脫硫系統(tǒng)相對惡劣工況下滿足環(huán)保排放要求提出可行的指導意見。

關(guān)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(yè)廢氣中除去硫氧化物的技術(shù)。燃煤的煙氣脫硫技術(shù)是當前應(yīng)用最廣、效率最高的脫硫技術(shù)。對燃煤電廠而言，在今后一個相當長的時期內(nèi)，F(xiàn)GD將是控制SO2排放的主要方法。在FGD技術(shù)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(chǔ)的鈣法，以MgO為基礎(chǔ)的鎂法，以Na2SO3為基礎(chǔ)的鈉法，以NH3為基礎(chǔ)的氨法，以有機堿為基礎(chǔ)的有機堿法。本文結(jié)合赤峰市境內(nèi)某大型火力發(fā)電廠600MW火電機組（2#機組）煙氣脫硫裝置應(yīng)用實踐，對美國克朗普敦CROPTON GS-CH02脫硫催化劑的應(yīng)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(jiān)測，分析催化劑應(yīng)用在脫硫中的經(jīng)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(fā)電公司的節(jié)能減排工作提供數(shù)據(jù)支持。

1 試驗方案

本次煙氣脫硫試驗采用的設(shè)計燃煤含硫量1.2%，對應(yīng)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(huán)保要求，需要長期運行4臺吸收塔漿液循環(huán)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(huán)泵，進一步觀察脫硫效率的變化。有關(guān)具體的試驗方案見表1。

2 試驗過程

當電廠機組穩(wěn)定運行時，按照試驗方案使用脫硫催化劑，脫硫系統(tǒng)按照運行規(guī)程規(guī)定進行運行監(jiān)視調(diào)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(tǒng)運行參數(shù)。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(shè)計值，負荷變化區(qū)間在400～600 MW。記錄各參數(shù)數(shù)據(jù)，安排相關(guān)人員抄寫一下相關(guān)表計的原始碼，必須包括各漿液循環(huán)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(zhì)）的脫硫相關(guān)數(shù)據(jù)。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(jù)不同的Wet-PGD系統(tǒng)煙氣量、二氧化硫的含量和運行工況而定。

3 試驗數(shù)據(jù)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(yīng)活性和利用率，在試驗開始后通過歷史數(shù)據(jù)和試驗數(shù)據(jù)對比發(fā)現(xiàn)#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(tǒng)計節(jié)省的供漿量。依據(jù)2011 年7月12日～7月16日的現(xiàn)場試驗記錄數(shù)據(jù)進行分析，可知：

（1）由試驗數(shù)據(jù)可以看出，加藥后半個小時效果顯現(xiàn)，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(shù)運行情況下，#2機組脫硫明顯比其他機組脫硫系統(tǒng)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(shù)據(jù)對比可見，停運一臺漿液循環(huán)泵，對脫硫效率影響相當大，未加入脫硫催化劑情況下，系統(tǒng)脫硫效率大概由95%跌到88%左右。在投加1600 kg催化劑后，系統(tǒng)脫硫效率明顯上升，以三臺漿液循環(huán)泵運行能達到或超過以前四臺漿液循環(huán)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(huán)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(huán)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(shè)計值時，停運一臺循環(huán)泵依然可行，體現(xiàn)脫硫催化劑作用顯著，脫硫效率和節(jié)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(nèi)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(shù)量，有效降低運營成本。

4 結(jié)語

經(jīng)本次#2機組脫硫催化劑GS-CH02現(xiàn)場試驗得出的相關(guān)實驗數(shù)據(jù)分析可知，采用脫硫催化劑GS-CH02后，機組脫硫效應(yīng)具有明顯改善，相關(guān)結(jié)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(huán)保要求，同時可減少循環(huán)泵的使用臺數(shù)，減少發(fā)電公司廠用電量，為發(fā)電公司帶來較高的經(jīng)濟效益。（2）該電廠的脫硫裝置，在設(shè)計工況下可停運一臺漿液循環(huán)泵，首次投加1600 kg脫硫催化劑，維持較高的脫硫效率，達到環(huán)保排放要求。（3）日常運行中，在設(shè)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(jù)負荷、煤種波動和脫硫效率狀況，稍做調(diào)整，在下階段的運行過程中可作進一步優(yōu)化。（4）根據(jù)在#2機組吸收塔的應(yīng)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(shè)備出現(xiàn)異常事故時以催化劑來提高脫硫系統(tǒng)運行的穩(wěn)定性和可靠性。（5）如果硫份在節(jié)能范圍內(nèi)時，連續(xù)使用成本較低，經(jīng)濟性較明顯。endprint

摘 要：該文以某大型火電廠#2機組脫硫系統(tǒng)脫硫催化劑品種及用量與脫硫效率關(guān)聯(lián)的試驗為背景，對各試驗數(shù)據(jù)進行了細致的分析和運行經(jīng)濟性對比分析。研究結(jié)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(fā)電公司在節(jié)能降耗、減排工作和脫硫系統(tǒng)相對惡劣工況下滿足環(huán)保排放要求提出可行的指導意見。

關(guān)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(yè)廢氣中除去硫氧化物的技術(shù)。燃煤的煙氣脫硫技術(shù)是當前應(yīng)用最廣、效率最高的脫硫技術(shù)。對燃煤電廠而言，在今后一個相當長的時期內(nèi)，F(xiàn)GD將是控制SO2排放的主要方法。在FGD技術(shù)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(chǔ)的鈣法，以MgO為基礎(chǔ)的鎂法，以Na2SO3為基礎(chǔ)的鈉法，以NH3為基礎(chǔ)的氨法，以有機堿為基礎(chǔ)的有機堿法。本文結(jié)合赤峰市境內(nèi)某大型火力發(fā)電廠600MW火電機組（2#機組）煙氣脫硫裝置應(yīng)用實踐，對美國克朗普敦CROPTON GS-CH02脫硫催化劑的應(yīng)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(jiān)測，分析催化劑應(yīng)用在脫硫中的經(jīng)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(fā)電公司的節(jié)能減排工作提供數(shù)據(jù)支持。

1 試驗方案

本次煙氣脫硫試驗采用的設(shè)計燃煤含硫量1.2%，對應(yīng)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(huán)保要求，需要長期運行4臺吸收塔漿液循環(huán)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(huán)泵，進一步觀察脫硫效率的變化。有關(guān)具體的試驗方案見表1。

2 試驗過程

當電廠機組穩(wěn)定運行時，按照試驗方案使用脫硫催化劑，脫硫系統(tǒng)按照運行規(guī)程規(guī)定進行運行監(jiān)視調(diào)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(tǒng)運行參數(shù)。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(shè)計值，負荷變化區(qū)間在400～600 MW。記錄各參數(shù)數(shù)據(jù)，安排相關(guān)人員抄寫一下相關(guān)表計的原始碼，必須包括各漿液循環(huán)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(zhì)）的脫硫相關(guān)數(shù)據(jù)。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(jù)不同的Wet-PGD系統(tǒng)煙氣量、二氧化硫的含量和運行工況而定。

3 試驗數(shù)據(jù)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(yīng)活性和利用率，在試驗開始后通過歷史數(shù)據(jù)和試驗數(shù)據(jù)對比發(fā)現(xiàn)#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(tǒng)計節(jié)省的供漿量。依據(jù)2011 年7月12日～7月16日的現(xiàn)場試驗記錄數(shù)據(jù)進行分析，可知：

（1）由試驗數(shù)據(jù)可以看出，加藥后半個小時效果顯現(xiàn)，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(shù)運行情況下，#2機組脫硫明顯比其他機組脫硫系統(tǒng)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(shù)據(jù)對比可見，停運一臺漿液循環(huán)泵，對脫硫效率影響相當大，未加入脫硫催化劑情況下，系統(tǒng)脫硫效率大概由95%跌到88%左右。在投加1600 kg催化劑后，系統(tǒng)脫硫效率明顯上升，以三臺漿液循環(huán)泵運行能達到或超過以前四臺漿液循環(huán)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(huán)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(huán)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(shè)計值時，停運一臺循環(huán)泵依然可行，體現(xiàn)脫硫催化劑作用顯著，脫硫效率和節(jié)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(nèi)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(shù)量，有效降低運營成本。

4 結(jié)語

經(jīng)本次#2機組脫硫催化劑GS-CH02現(xiàn)場試驗得出的相關(guān)實驗數(shù)據(jù)分析可知，采用脫硫催化劑GS-CH02后，機組脫硫效應(yīng)具有明顯改善，相關(guān)結(jié)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(huán)保要求，同時可減少循環(huán)泵的使用臺數(shù)，減少發(fā)電公司廠用電量，為發(fā)電公司帶來較高的經(jīng)濟效益。（2）該電廠的脫硫裝置，在設(shè)計工況下可停運一臺漿液循環(huán)泵，首次投加1600 kg脫硫催化劑，維持較高的脫硫效率，達到環(huán)保排放要求。（3）日常運行中，在設(shè)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(jù)負荷、煤種波動和脫硫效率狀況，稍做調(diào)整，在下階段的運行過程中可作進一步優(yōu)化。（4）根據(jù)在#2機組吸收塔的應(yīng)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(shè)備出現(xiàn)異常事故時以催化劑來提高脫硫系統(tǒng)運行的穩(wěn)定性和可靠性。（5）如果硫份在節(jié)能范圍內(nèi)時，連續(xù)使用成本較低，經(jīng)濟性較明顯。endprint