脱硫催化剂使用的安全性和经济性分析.doc

脱硫催化剂使用的安全性和经济性分析 　　摘要：湿法烟气脱硫是世界上大规模商业化应用的脱硫方法之一，由于其技术成熟、运行状况稳定，我国火电脱硫工艺大部分为湿法烟气脱硫。然而，随着超低排放改造的完成，系统运行能耗很高，并且随着国家污染物排放标准要求的提高，大部分电厂只能燃烧低硫煤才能达到环保要求。徐州华鑫发电有限公司为了降低脱硫工艺能耗，提高燃煤经济性，使用了高效脱硫增效剂进行了停泵节能试验和掺烧高硫煤的安全性和经济性实验，取得了明显的节能效果。 　　关键词：脱硫增效剂 掺烧高硫煤 节能 　　火力发电是现代社会电力发展的主力军，煤炭在火力发电中有着广泛的应用，在我国能源结构中起着举足轻重的作用，但是燃煤带来的SO2的大量排放，严重污染了环境。在提出建设和谐社会、发展循环经济的大背景下，我们把更多的目光放在环境保护方面，对煤炭的含硫量进行了严格的限制。 　　为响应国家对环境保护的要求，电厂具有完整的烟气脱硫工艺及设备，目前大部分火电厂采用的是石灰石-石膏湿法烟气脱硫（WFGD）工艺。石灰石-石膏湿法烟气脱硫（WFGD）工艺具有技术成熟、脱硫效率高、吸收剂来源丰富并且价格低廉、副产品可利用的优点。但目前我国火力发电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置的运行普遍存在能耗和运行成本高、对煤种硫份的适应能力差、吸收塔后续设备堵塞结垢现象严重、设备磨损严重等问题。目前我国环保部门对电厂燃煤含硫量控制严格，锅炉燃煤含硫量基本不超过0.8mg/m3.这直接导致了电厂燃煤成本大幅提高，煤炭市场供应两极分化，严重失衡。导致煤炭市场不稳定，众多电厂长期亏损。电厂能在保证环保达标的情况下掺烧一部分高硫煤会给电厂带来不菲的经济价值，会给低迷的煤炭市场注入一针强心剂。徐州华鑫电厂使用脱硫催化剂后，分别对脱硫系统进行节能试验和掺烧高硫煤试验，整个试验非常完满。 　　2 徐州华鑫发电有限公司对脱硫增效剂的应用 　　2.1徐州华鑫发电有限公司情况简介 　　徐州华鑫发电厂进行脱硫增效剂试验机组为2*330MW，此系统采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统。脱硫系统主要由烟气系统、吸收塔系统、石灰石浆液制备系统、石膏浆液脱水系统、废水处理系统等组成。吸收塔系统共五台浆液循环泵（A：800kw、B：450kw、C：450kw、D：800kw、E：900kw）。实际负荷为200-300MW，入口SO2浓度为1000-2000mg/m3，目前机组执行SO2排放浓度为35mg/m3以下。 　　目前燃煤含硫量存在波动，当燃煤含硫量较大时，脱硫系统的运行压力较大。目前脱硫系统为A、E两台循环泵运行，在节省系统电耗，降低厂用电率方面还有一定的潜力。为了使脱硫系统能更好的稳定运行，同时降低运行成本，达到节能省电的目的，拟采用脱硫增效剂进行节能试验。脱硫增效剂适用于大型燃煤电厂的石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术，提高脱硫效率和石灰石利用率的效果明显，且加药量小。根据电厂运行具体情况，电厂决定对#1机组进行脱硫增效试验。 　　2.3 加药效果分析 　　2.3.1加药前浆液循环泵运行情况 　　加药前浆液循环泵运行 　　由上表可以看出 　　1、在硫份1200mg/Nm3以下300MW负荷时PH值5.7-5.8，可以运行AB浆液循环泵；在硫份1400 mg/Nm3以下240MW负荷时PH值6.1，运行吃力，建议切至两台大泵运行。 　　2、负荷在250MW上下，入口硫份在2000 mg/Nm3左右时，若想满足排放标准需要运行三台泵。 　　2.3.2 初次投加效果 　　此次试验为#1机组试验，初次加药效果如下：（详细数据见附件） 　　从上表的数据可以看出：加药后运行一大一小两台泵负荷在220MW上下、入口SO2浓度在1600mg/Nm3--1700mg/Nm3，pH在5.20―5.70之间时，脱硫效率能维持在99.2%左右；出口SO2浓度降低40-50%，脱硫增效剂减排效果非常明显。 　　2.3.3 加药后提高燃煤硫份试验 　　加药后，选取锅炉负荷、入口SO2浓度均大于加药前的工况数据进行对比，考察加药后运行1台大功率与1台小功率浆液循环泵，出口SO2浓度和脱硫率的变化情况。 　　由上表可以看出，负荷在300MW上下，入口SO2浓度为3000mg/Nm3左右时，加药后1台大功率与1台小功率浆液循环泵运行，脱硫效率基本维持在99%以上，出口SO2浓度可有效控制在30mg/Nm2以内。 　　（A/C浆液循环泵运行，原烟气硫份2200mg/m3，负荷320MW时#1脱硫PH值在5.8以下，排口SO2在28mg/m3以下，运行各项参数在正常范围内，可以运行。） 　　加药后1台大功率与1台小功率浆液循环泵运行效果非常显著，硫份较高时（入口SO2浓度为3200mg/Nm3左