600MW火电机组烟气脱硫装置应用实践探讨

【前言】600MW火电机组烟气脱硫装置应用实践探讨由文秘帮小编整理而成，但愿对你的学习工作带来帮助。1 试验方案 本次烟气脱硫试验采用的设计燃煤含硫量1.2%，对应入口SO2浓度为4037 mg/m3，但实际吸收塔入口SO2浓度在2500～4500 mg/m3左右；脱硫装置在负荷超过500 MW没有添加脱硫催化剂之前，为了脱硫效率能够达到环保要求，需要长期运行4台吸收塔浆液循环泵。机组的FG...

摘 要：该文以某大型火电厂#2机组脱硫系统脱硫催化剂品种及用量与脱硫效率关联的试验为背景，对各试验数据进行了细致的分析和运行经济性对比分析。研究结果表明，脱硫催化剂GS-CH02在能明显提高烟气脱硫装置的工作效率，降低电厂脱硫工艺运营成本，具有一定的使用价值。该文研究成果为发电公司在节能降耗、减排工作和脱硫系统相对恶劣工况下满足环保排放要求提出可行的指导意见。

关键词：烟气脱硫 脱硫催化剂 脱硫效率

中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2014）01（b）-0084-01

烟气脱硫（Flue gas desulfurizatio

n，简称FGD）泛指从烟道气或其他工业废气中除去硫氧化物的技术。燃煤的烟气脱硫技术是当前应用最广、效率最高的脱硫技术。对燃煤电厂而言，在今后一个相当长的时期内，FGD将是控制SO2排放的主要方法。在FGD技术中，按脱硫剂的种类划分，可分为以下五种方法：以CaCO3（石灰石）为基础的钙法，以MgO为基础的镁法，以Na2SO3为基础的钠法，以NH3为基础的氨法，以有机碱为基础的有机碱法。本文结合赤峰市境内某大型火力发电厂600mw火电机组（2#机组）烟气脱硫装置应用实践，对美国克朗普敦CROPTON GS-CH02脱硫催化剂的应用情况进行对比试验，观察对其脱硫效率的影响，并且观察脱硫催化剂的作用时间，对催化剂的消耗进行监测，分析催化剂应用在脱硫中的经济性，通过添加脱硫效率催化剂来提高脱硫能力，有效地保障脱硫效率达到排放标准，从而为发电公司的节能减排工作提供数据支持。

1 试验方案

本次烟气脱硫试验采用的设计燃煤含硫量1.2%，对应入口SO2浓度为4037 mg/m3，但实际吸收塔入口SO2浓度在2500～4500 mg/m3左右；脱硫装置在负荷超过500 MW没有添加脱硫催化剂之前，为了脱硫效率能够达到环保要求，需要长期运行4台吸收塔浆液循环泵。机组的FGD在投加了脱硫催化剂GS-CH02后，明显观察到脱硫效率提升，再进一步尝试停运1～2台浆液循环泵，进一步观察脱硫效率的变化。有关具体的试验方案见表1。

2 试验过程

当电厂机组稳定运行时，按照试验方案使用脱硫催化剂，脱硫系统按照运行规程规定进行运行监视调整，待脱硫催化剂进入吸收塔并与浆液充分混合，检查脱硫效率达到要求后，按附表要求记录脱硫系统运行参数。燃煤硫份按上煤情况而定，略有波动，入口二氧化硫浓度不超过设计值，负荷变化区间在400～600 MW。记录各参数数据，安排相关人员抄写一下相关表计的原始码，必须包括各浆液循环泵电度码、脱硫总电度码、工艺水表码、供浆流量表码等。同时记录相邻机组（燃用相同煤质）的脱硫相关数据。确认#2机组脱硫装置添加脱硫催化剂之前的净烟气二氧化硫浓度达标排放，确保脱硫率合格。脱硫催化剂投加量根据不同的Wet-PGD系统烟气量、二氧化硫的含量和运行工况而定。

3 试验数据分析

试验要求PH值在5.0～5.8之间，试验过程中由于脱硫催化剂提高了石灰石的反应活性和利用率，在试验开始后通过历史数据和试验数据对比发现#2吸收塔供浆量每小时的供浆时间能够大大减少，但是由于负荷、入口SO2浓度波动及采用间歇式供浆，不能准确统计节省的供浆量。依据2011 年7月12日～7月16日的现场试验记录数据进行分析，可知：

（1）由试验数据可以看出，加药后半个小时效果显现，2个小时后可以提高脱硫效率达到高峰值。

（2）在同样负荷同样硫份同样浆液泵台数运行情况下，#2机组脱硫明显比其他机组脱硫系统脱硫效率高许多，且石灰石的用量明显减少。（3）脱硫催化剂试验五天的脱硫效率变化曲线以及脱硫运行历史数据对比可见，停运一台浆液循环泵，对脱硫效率影响相当大，未加入脱硫催化剂情况下，系统脱硫效率大概由95%跌到88%左右。在投加1600 kg催化剂后，系统脱硫效率明显上升，以三台浆液循环泵运行能达到或超过以前四台浆液循环泵运行时的脱硫效率，最高可达到约98%左右。所以在试验期间85%的时间都是停运两台浆液循环泵，可见提升脱硫效率非常明显。（4）需要特别指出的是：7月14日13：15左右时段，机组负荷为563 MW、pH=5.58、入口SO2浓度4086 mg/Nm3、停B泵、ACD三台浆液循环泵运行、脱硫效率为92.19%；这表明：在机组大负荷、入口SO2浓度达到设计值时，停运一台循环泵依然可行，体现脱硫催化剂作用显著，脱硫效率和节能效果良好。（5）由于烟气、石膏脱水、废水能带走部分脱硫催化剂，导致吸收塔内脱硫催化剂浓度下降，脱硫效率也呈逐步下降趋势。（6）脱硫装置在添加脱硫催化剂后，可以降低购买低硫煤的数量，有效降低运营成本。

4 结语

经本次#2机组脱硫催化剂GS-CH02现场试验得出的相关实验数据分析可知，采用脱硫催化剂GS-CH02后，机组脱硫效应具有明显改善，相关结论如下：

（1）脱硫催化剂在高硫份、满负荷情况下可较好的提高脱硫效率，满足环保要求，同时可减少循环泵的使用台数，减少发电公司厂用电量，为发电公司带来较高的经济效益。（2）该电厂的脱硫装置，在设计工况下可停运一台浆液循环泵，首次投加1600 kg脱硫催化剂，维持较高的脱硫效率，达到环保排放要求。（3）日常运行中，在设计工况下，平均每日（按24h计）补充脱硫催化剂120～160 kg以维持浆液中的催化剂浓度，保证脱硫效率。实际添加量可根据负荷、煤种波动和脱硫效率状况，稍做调整，在下阶段的运行过程中可作进一步优化。（4）根据在#2机组吸收塔的应用试验表明，催化剂的使用对提高吸收塔的脱硫率有明显的作用。催化剂可作为提高脱硫效率的手段，当脱硫设备出现异常事故时以催化剂来提高脱硫系统运行的稳定性和可靠性。（5）如果硫份在节能范围内时，连续使用成本较低，经济性较明显。