600MW火電機(jī)組煙氣脫硫裝置應(yīng)用實(shí)踐探討

劉建智

摘 要：該文以某大型火電廠#2機(jī)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(yàn)為背景，對(duì)各試驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行了細(xì)致的分析和運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性對(duì)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(yùn)營(yíng)成本，具有一定的使用價(jià)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(duì)惡劣工況下滿足環(huán)保排放要求提出可行的指導(dǎo)意見。

關(guān)鍵詞：煙氣脫硫 脫硫催化劑 脫硫效率

中圖分類號(hào)：TM621 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A 文章編號(hào)：1674-098X（2014）01（b）-0084-01

煙氣脫硫（Flue gas desulfurizatio

n，簡(jiǎn)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(dāng)前應(yīng)用最廣、效率最高的脫硫技術(shù)。對(duì)燃煤電廠而言，在今后一個(gè)相當(dāng)長(zhǎng)的時(shí)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(jī)堿為基礎(chǔ)的有機(jī)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(jī)組（2#機(jī)組）煙氣脫硫裝置應(yīng)用實(shí)踐，對(duì)美國(guó)克朗普敦CROPTON GS-CH02脫硫催化劑的應(yīng)用情況進(jìn)行對(duì)比試驗(yàn)，觀察對(duì)其脫硫效率的影響，并且觀察脫硫催化劑的作用時(shí)間，對(duì)催化劑的消耗進(jìn)行監(jiān)測(cè)，分析催化劑應(yīng)用在脫硫中的經(jīng)濟(jì)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(dá)到排放標(biāo)準(zhǔn)，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(yàn)方案

本次煙氣脫硫試驗(yàn)采用的設(shè)計(jì)燃煤含硫量1.2%，對(duì)應(yīng)入口SO2濃度為4037 mg/m3，但實(shí)際吸收塔入口SO2濃度在2500～4500 mg/m3左右；脫硫裝置在負(fù)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(dá)到環(huán)保要求，需要長(zhǎng)期運(yùn)行4臺(tái)吸收塔漿液循環(huán)泵。機(jī)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(jìn)一步嘗試停運(yùn)1～2臺(tái)漿液循環(huán)泵，進(jìn)一步觀察脫硫效率的變化。有關(guān)具體的試驗(yàn)方案見表1。

2 試驗(yàn)過程

當(dāng)電廠機(jī)組穩(wěn)定運(yùn)行時(shí)，按照試驗(yàn)方案使用脫硫催化劑，脫硫系統(tǒng)按照運(yùn)行規(guī)程規(guī)定進(jìn)行運(yùn)行監(jiān)視調(diào)整，待脫硫催化劑進(jìn)入吸收塔并與漿液充分混合，檢查脫硫效率達(dá)到要求后，按附表要求記錄脫硫系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)。燃煤硫份按上煤情況而定，略有波動(dòng)，入口二氧化硫濃度不超過設(shè)計(jì)值，負(fù)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(jì)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(shí)記錄相鄰機(jī)組（燃用相同煤質(zhì)）的脫硫相關(guān)數(shù)據(jù)。確認(rèn)#2機(jī)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(dá)標(biāo)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(yùn)行工況而定。

3 試驗(yàn)數(shù)據(jù)分析

試驗(yàn)要求PH值在5.0～5.8之間，試驗(yàn)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(yàn)開始后通過歷史數(shù)據(jù)和試驗(yàn)數(shù)據(jù)對(duì)比發(fā)現(xiàn)#2吸收塔供漿量每小時(shí)的供漿時(shí)間能夠大大減少，但是由于負(fù)荷、入口SO2濃度波動(dòng)及采用間歇式供漿，不能準(zhǔn)確統(tǒng)計(jì)節(jié)省的供漿量。依據(jù)2011 年7月12日～7月16日的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)記錄數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，可知：

（1）由試驗(yàn)數(shù)據(jù)可以看出，加藥后半個(gè)小時(shí)效果顯現(xiàn)，2個(gè)小時(shí)后可以提高脫硫效率達(dá)到高峰值。

（2）在同樣負(fù)荷同樣硫份同樣漿液泵臺(tái)數(shù)運(yùn)行情況下，#2機(jī)組脫硫明顯比其他機(jī)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(yàn)五天的脫硫效率變化曲線以及脫硫運(yùn)行歷史數(shù)據(jù)對(duì)比可見，停運(yùn)一臺(tái)漿液循環(huán)泵，對(duì)脫硫效率影響相當(dāng)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(tái)漿液循環(huán)泵運(yùn)行能達(dá)到或超過以前四臺(tái)漿液循環(huán)泵運(yùn)行時(shí)的脫硫效率，最高可達(dá)到約98%左右。所以在試驗(yàn)期間85%的時(shí)間都是停運(yùn)兩臺(tái)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(shí)段，機(jī)組負(fù)荷為563 MW、pH=5.58、入口SO2濃度4086 mg/Nm3、停B泵、ACD三臺(tái)漿液循環(huán)泵運(yùn)行、脫硫效率為92.19%；這表明：在機(jī)組大負(fù)荷、入口SO2濃度達(dá)到設(shè)計(jì)值時(shí)，停運(yùn)一臺(tái)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(dǎo)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(shì)。（6）脫硫裝置在添加脫硫催化劑后，可以降低購(gòu)買低硫煤的數(shù)量，有效降低運(yùn)營(yíng)成本。

4 結(jié)語

經(jīng)本次#2機(jī)組脫硫催化劑GS-CH02現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)得出的相關(guān)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析可知，采用脫硫催化劑GS-CH02后，機(jī)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(fù)荷情況下可較好的提高脫硫效率，滿足環(huán)保要求，同時(shí)可減少循環(huán)泵的使用臺(tái)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(jì)效益。（2）該電廠的脫硫裝置，在設(shè)計(jì)工況下可停運(yùn)一臺(tái)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(dá)到環(huán)保排放要求。（3）日常運(yùn)行中，在設(shè)計(jì)工況下，平均每日（按24h計(jì)）補(bǔ)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(shí)際添加量可根據(jù)負(fù)荷、煤種波動(dòng)和脫硫效率狀況，稍做調(diào)整，在下階段的運(yùn)行過程中可作進(jìn)一步優(yōu)化。（4）根據(jù)在#2機(jī)組吸收塔的應(yīng)用試驗(yàn)表明，催化劑的使用對(duì)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(dāng)脫硫設(shè)備出現(xiàn)異常事故時(shí)以催化劑來提高脫硫系統(tǒng)運(yùn)行的穩(wěn)定性和可靠性。（5）如果硫份在節(jié)能范圍內(nèi)時(shí)，連續(xù)使用成本較低，經(jīng)濟(jì)性較明顯。endprint

摘 要：該文以某大型火電廠#2機(jī)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(yàn)為背景，對(duì)各試驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行了細(xì)致的分析和運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性對(duì)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(yùn)營(yíng)成本，具有一定的使用價(jià)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(duì)惡劣工況下滿足環(huán)保排放要求提出可行的指導(dǎo)意見。

關(guān)鍵詞：煙氣脫硫 脫硫催化劑 脫硫效率

中圖分類號(hào)：TM621 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A 文章編號(hào)：1674-098X（2014）01（b）-0084-01

煙氣脫硫（Flue gas desulfurizatio

n，簡(jiǎn)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(dāng)前應(yīng)用最廣、效率最高的脫硫技術(shù)。對(duì)燃煤電廠而言，在今后一個(gè)相當(dāng)長(zhǎng)的時(shí)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(jī)堿為基礎(chǔ)的有機(jī)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(jī)組（2#機(jī)組）煙氣脫硫裝置應(yīng)用實(shí)踐，對(duì)美國(guó)克朗普敦CROPTON GS-CH02脫硫催化劑的應(yīng)用情況進(jìn)行對(duì)比試驗(yàn)，觀察對(duì)其脫硫效率的影響，并且觀察脫硫催化劑的作用時(shí)間，對(duì)催化劑的消耗進(jìn)行監(jiān)測(cè)，分析催化劑應(yīng)用在脫硫中的經(jīng)濟(jì)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(dá)到排放標(biāo)準(zhǔn)，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(yàn)方案

本次煙氣脫硫試驗(yàn)采用的設(shè)計(jì)燃煤含硫量1.2%，對(duì)應(yīng)入口SO2濃度為4037 mg/m3，但實(shí)際吸收塔入口SO2濃度在2500～4500 mg/m3左右；脫硫裝置在負(fù)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(dá)到環(huán)保要求，需要長(zhǎng)期運(yùn)行4臺(tái)吸收塔漿液循環(huán)泵。機(jī)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(jìn)一步嘗試停運(yùn)1～2臺(tái)漿液循環(huán)泵，進(jìn)一步觀察脫硫效率的變化。有關(guān)具體的試驗(yàn)方案見表1。

2 試驗(yàn)過程

當(dāng)電廠機(jī)組穩(wěn)定運(yùn)行時(shí)，按照試驗(yàn)方案使用脫硫催化劑，脫硫系統(tǒng)按照運(yùn)行規(guī)程規(guī)定進(jìn)行運(yùn)行監(jiān)視調(diào)整，待脫硫催化劑進(jìn)入吸收塔并與漿液充分混合，檢查脫硫效率達(dá)到要求后，按附表要求記錄脫硫系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)。燃煤硫份按上煤情況而定，略有波動(dòng)，入口二氧化硫濃度不超過設(shè)計(jì)值，負(fù)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(jì)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(shí)記錄相鄰機(jī)組（燃用相同煤質(zhì)）的脫硫相關(guān)數(shù)據(jù)。確認(rèn)#2機(jī)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(dá)標(biāo)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(yùn)行工況而定。

3 試驗(yàn)數(shù)據(jù)分析

試驗(yàn)要求PH值在5.0～5.8之間，試驗(yàn)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(yàn)開始后通過歷史數(shù)據(jù)和試驗(yàn)數(shù)據(jù)對(duì)比發(fā)現(xiàn)#2吸收塔供漿量每小時(shí)的供漿時(shí)間能夠大大減少，但是由于負(fù)荷、入口SO2濃度波動(dòng)及采用間歇式供漿，不能準(zhǔn)確統(tǒng)計(jì)節(jié)省的供漿量。依據(jù)2011 年7月12日～7月16日的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)記錄數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，可知：

（1）由試驗(yàn)數(shù)據(jù)可以看出，加藥后半個(gè)小時(shí)效果顯現(xiàn)，2個(gè)小時(shí)后可以提高脫硫效率達(dá)到高峰值。

（2）在同樣負(fù)荷同樣硫份同樣漿液泵臺(tái)數(shù)運(yùn)行情況下，#2機(jī)組脫硫明顯比其他機(jī)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(yàn)五天的脫硫效率變化曲線以及脫硫運(yùn)行歷史數(shù)據(jù)對(duì)比可見，停運(yùn)一臺(tái)漿液循環(huán)泵，對(duì)脫硫效率影響相當(dāng)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(tái)漿液循環(huán)泵運(yùn)行能達(dá)到或超過以前四臺(tái)漿液循環(huán)泵運(yùn)行時(shí)的脫硫效率，最高可達(dá)到約98%左右。所以在試驗(yàn)期間85%的時(shí)間都是停運(yùn)兩臺(tái)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(shí)段，機(jī)組負(fù)荷為563 MW、pH=5.58、入口SO2濃度4086 mg/Nm3、停B泵、ACD三臺(tái)漿液循環(huán)泵運(yùn)行、脫硫效率為92.19%；這表明：在機(jī)組大負(fù)荷、入口SO2濃度達(dá)到設(shè)計(jì)值時(shí)，停運(yùn)一臺(tái)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(dǎo)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(shì)。（6）脫硫裝置在添加脫硫催化劑后，可以降低購(gòu)買低硫煤的數(shù)量，有效降低運(yùn)營(yíng)成本。

4 結(jié)語

經(jīng)本次#2機(jī)組脫硫催化劑GS-CH02現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)得出的相關(guān)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析可知，采用脫硫催化劑GS-CH02后，機(jī)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(fù)荷情況下可較好的提高脫硫效率，滿足環(huán)保要求，同時(shí)可減少循環(huán)泵的使用臺(tái)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(jì)效益。（2）該電廠的脫硫裝置，在設(shè)計(jì)工況下可停運(yùn)一臺(tái)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(dá)到環(huán)保排放要求。（3）日常運(yùn)行中，在設(shè)計(jì)工況下，平均每日（按24h計(jì)）補(bǔ)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(shí)際添加量可根據(jù)負(fù)荷、煤種波動(dòng)和脫硫效率狀況，稍做調(diào)整，在下階段的運(yùn)行過程中可作進(jìn)一步優(yōu)化。（4）根據(jù)在#2機(jī)組吸收塔的應(yīng)用試驗(yàn)表明，催化劑的使用對(duì)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(dāng)脫硫設(shè)備出現(xiàn)異常事故時(shí)以催化劑來提高脫硫系統(tǒng)運(yùn)行的穩(wěn)定性和可靠性。（5）如果硫份在節(jié)能范圍內(nèi)時(shí)，連續(xù)使用成本較低，經(jīng)濟(jì)性較明顯。endprint

摘 要：該文以某大型火電廠#2機(jī)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(yàn)為背景，對(duì)各試驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行了細(xì)致的分析和運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性對(duì)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(yùn)營(yíng)成本，具有一定的使用價(jià)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(duì)惡劣工況下滿足環(huán)保排放要求提出可行的指導(dǎo)意見。

關(guān)鍵詞：煙氣脫硫 脫硫催化劑 脫硫效率

中圖分類號(hào)：TM621 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A 文章編號(hào)：1674-098X（2014）01（b）-0084-01

煙氣脫硫（Flue gas desulfurizatio

n，簡(jiǎn)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(dāng)前應(yīng)用最廣、效率最高的脫硫技術(shù)。對(duì)燃煤電廠而言，在今后一個(gè)相當(dāng)長(zhǎng)的時(shí)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(jī)堿為基礎(chǔ)的有機(jī)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(jī)組（2#機(jī)組）煙氣脫硫裝置應(yīng)用實(shí)踐，對(duì)美國(guó)克朗普敦CROPTON GS-CH02脫硫催化劑的應(yīng)用情況進(jìn)行對(duì)比試驗(yàn)，觀察對(duì)其脫硫效率的影響，并且觀察脫硫催化劑的作用時(shí)間，對(duì)催化劑的消耗進(jìn)行監(jiān)測(cè)，分析催化劑應(yīng)用在脫硫中的經(jīng)濟(jì)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(dá)到排放標(biāo)準(zhǔn)，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(yàn)方案

本次煙氣脫硫試驗(yàn)采用的設(shè)計(jì)燃煤含硫量1.2%，對(duì)應(yīng)入口SO2濃度為4037 mg/m3，但實(shí)際吸收塔入口SO2濃度在2500～4500 mg/m3左右；脫硫裝置在負(fù)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(dá)到環(huán)保要求，需要長(zhǎng)期運(yùn)行4臺(tái)吸收塔漿液循環(huán)泵。機(jī)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(jìn)一步嘗試停運(yùn)1～2臺(tái)漿液循環(huán)泵，進(jìn)一步觀察脫硫效率的變化。有關(guān)具體的試驗(yàn)方案見表1。

2 試驗(yàn)過程

當(dāng)電廠機(jī)組穩(wěn)定運(yùn)行時(shí)，按照試驗(yàn)方案使用脫硫催化劑，脫硫系統(tǒng)按照運(yùn)行規(guī)程規(guī)定進(jìn)行運(yùn)行監(jiān)視調(diào)整，待脫硫催化劑進(jìn)入吸收塔并與漿液充分混合，檢查脫硫效率達(dá)到要求后，按附表要求記錄脫硫系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)。燃煤硫份按上煤情況而定，略有波動(dòng)，入口二氧化硫濃度不超過設(shè)計(jì)值，負(fù)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(jì)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(shí)記錄相鄰機(jī)組（燃用相同煤質(zhì)）的脫硫相關(guān)數(shù)據(jù)。確認(rèn)#2機(jī)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(dá)標(biāo)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(yùn)行工況而定。

3 試驗(yàn)數(shù)據(jù)分析

試驗(yàn)要求PH值在5.0～5.8之間，試驗(yàn)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(yàn)開始后通過歷史數(shù)據(jù)和試驗(yàn)數(shù)據(jù)對(duì)比發(fā)現(xiàn)#2吸收塔供漿量每小時(shí)的供漿時(shí)間能夠大大減少，但是由于負(fù)荷、入口SO2濃度波動(dòng)及采用間歇式供漿，不能準(zhǔn)確統(tǒng)計(jì)節(jié)省的供漿量。依據(jù)2011 年7月12日～7月16日的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)記錄數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，可知：

（1）由試驗(yàn)數(shù)據(jù)可以看出，加藥后半個(gè)小時(shí)效果顯現(xiàn)，2個(gè)小時(shí)后可以提高脫硫效率達(dá)到高峰值。

（2）在同樣負(fù)荷同樣硫份同樣漿液泵臺(tái)數(shù)運(yùn)行情況下，#2機(jī)組脫硫明顯比其他機(jī)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(yàn)五天的脫硫效率變化曲線以及脫硫運(yùn)行歷史數(shù)據(jù)對(duì)比可見，停運(yùn)一臺(tái)漿液循環(huán)泵，對(duì)脫硫效率影響相當(dāng)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(tái)漿液循環(huán)泵運(yùn)行能達(dá)到或超過以前四臺(tái)漿液循環(huán)泵運(yùn)行時(shí)的脫硫效率，最高可達(dá)到約98%左右。所以在試驗(yàn)期間85%的時(shí)間都是停運(yùn)兩臺(tái)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(shí)段，機(jī)組負(fù)荷為563 MW、pH=5.58、入口SO2濃度4086 mg/Nm3、停B泵、ACD三臺(tái)漿液循環(huán)泵運(yùn)行、脫硫效率為92.19%；這表明：在機(jī)組大負(fù)荷、入口SO2濃度達(dá)到設(shè)計(jì)值時(shí)，停運(yùn)一臺(tái)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(dǎo)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(shì)。（6）脫硫裝置在添加脫硫催化劑后，可以降低購(gòu)買低硫煤的數(shù)量，有效降低運(yùn)營(yíng)成本。

4 結(jié)語

經(jīng)本次#2機(jī)組脫硫催化劑GS-CH02現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)得出的相關(guān)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析可知，采用脫硫催化劑GS-CH02后，機(jī)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(fù)荷情況下可較好的提高脫硫效率，滿足環(huán)保要求，同時(shí)可減少循環(huán)泵的使用臺(tái)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(jì)效益。（2）該電廠的脫硫裝置，在設(shè)計(jì)工況下可停運(yùn)一臺(tái)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(dá)到環(huán)保排放要求。（3）日常運(yùn)行中，在設(shè)計(jì)工況下，平均每日（按24h計(jì)）補(bǔ)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(shí)際添加量可根據(jù)負(fù)荷、煤種波動(dòng)和脫硫效率狀況，稍做調(diào)整，在下階段的運(yùn)行過程中可作進(jìn)一步優(yōu)化。（4）根據(jù)在#2機(jī)組吸收塔的應(yīng)用試驗(yàn)表明，催化劑的使用對(duì)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(dāng)脫硫設(shè)備出現(xiàn)異常事故時(shí)以催化劑來提高脫硫系統(tǒng)運(yùn)行的穩(wěn)定性和可靠性。（5）如果硫份在節(jié)能范圍內(nèi)時(shí)，連續(xù)使用成本較低，經(jīng)濟(jì)性較明顯。endprint