烟气脱硫添加剂(脱硫增效剂应用及效果分析)

Posted 2023-06-02

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烟气脱硫添加剂(脱硫增效剂应用及效果分析)

摘要：通过添加脱硫增效剂，提高脱硫效率，降低SO2排放浓度，在满足环保达标排放的前提下，进一步优化脱硫运行方式，减少浆液循环泵运行数量，达到节省脱硫运行费用的目的，实现节能减排目标。文章对脱硫增效应用及效果进行了分析。

　　关键词：脱硫效率；增效剂；达标排放；节能环保；含硫率

　　1 概述

　　大唐湘潭发电公司2×600MW烟气脱硫工程采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统，其原烟气SO2设计值2166mg/Nm3，校核值2890.72mg/Nm3。排放标准：出口SO2?舛任?200mg/Nm3。

　　因电厂燃煤煤质不稳，入炉煤含硫大幅波动，脱硫压力较大，在燃用高含硫煤时，有造成机组减负荷和环保超标排放的风险。为响应国家环保和节能减排的要求，满足国家和地方环保要求。同时当含硫不高的情况下，降低脱硫能耗水平，达到节能减排目的。脱硫增效剂产品适用于大型燃煤电厂的石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术，有提高脱硫效率和降低出口SO2浓度的效果。基于此，大唐湘潭发电公司拟采用脱硫增效剂产品，解决现场难题。同时出于对电厂现场情况复杂性考虑，要求在脱硫现场进行增效剂应用试验，以检验试验效果并做经济性分析。

　　2 添加脱硫增效剂条件及要求

　　2.1 添加脱硫增效剂应具备的基本条件

（1）石灰石粉品质稳定，主要指标达到设计要求：纯度≥90%、石灰石粉粒径≤250目（90%通过率）；

（2）试验期间，电除尘器高/低压设备运行正常，电场全部投入，运行参数调整至最佳状态，达到设计除尘效率；（3）石灰石浆液浓度符合脱硫系统设计要求；

（4）脱硫系统主要设备稳定运行，如烟风系统、吸收塔系统、石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统、废水排放系统等；

（5）试验前脱硫主要参数应达到稳定，如吸收塔浆液pH值（5.4～5.7）等；

（6）脱硫系统DCS系统上所有主要监测仪表应显示正常，试验前热控仪表进行必要的检查和标定工作，CEMS和就地各监测仪表进行标定；

（7）试验前控制吸收塔浆液密度在设计范围（1080～1100kg/m3）内。

　　2.2 脱硫增效剂添加试验工况及入口含硫控制要求

　　脱硫增效剂添加试验工况及入口含硫控制要求如表1所示。

　　3 脱硫增效剂添加试验步骤

　　3.1 脱硫增效剂添加前运行数据采集

（1）记录脱硫增效剂添加前10～15天的运行数据记录表，最好包括各个负荷段工况；

（2）选择性进行停浆试验，即先将系统控制在稳定状态（最好为满负荷情况下），然后停止供浆，记录24小时内运行数据。若在24小时内系统脱硫效率急剧降低，即恢复供浆；

（3）停泵试验（脱硫效率较高时可进行试验），即先将系统控制在稳定状态，然后停止一台浆液循环泵，记录24小时内的运行数据。

　　3.2 初次投加脱硫增效剂

（1）保持脱硫装置的稳定运行，使各参数保持稳定（煤种、负荷、pH值等）；

（2）保持吸收塔液位正常范围内，如果出现液位不稳定的状态，建议投加消泡剂；

（3）脱水系统和废水排放正常使用，保持吸收塔浆液CL-在20000ppm以内；

（4）石膏浆液的pH值控制在5.4以上，电除尘的效率在控制范围内；

（5）向集水坑内加入1000kg脱硫增效剂，通过地坑泵打入吸收塔内，地坑搅拌器保持开启，确保药剂的溶解和扩散均匀。控制吸收塔内增效剂浓度在400～800mg/L范围内；（6）初次加药24小时后，进行停泵试验，即先将系统控制在稳定状态（最好为满负荷情况下），然后停一台浆液循环泵，保持脱硫效率和出口SO2排放浓度符合国家和地方排放标准。记录24小时内运行数据，若在24小时内系统脱硫效率急剧降低，即恢复启泵。

　　3.3 二次投加及日常投加

（1）根据初次投加反应情况及现场条件继续试验，可考虑停泵或煤质变化（参入部分高硫煤）试验；

（2）二次的投加时间和加入量根据系统参数结合现场一次投加后运行情况而定，建议投加量为80～120kg/天。

　　4 脱硫增效剂添加试验过程注意事项

（1）应根据试验时间长短和试验台数，准备足够数据的脱硫增效剂；

（2）向吸收塔地坑加药时应缓慢加入，确保药品充分搅拌均匀。每次地泵运行时吸收塔最好打至最低液位、确保药液全部进入吸收塔；

（3）为达到最佳运行效果，加药时间采取每8小时一次，将24小时的加药量分开即可；

（4）加入脱硫添加剂后脱硫效率可能明显上升，易发生吸收塔石膏浆液pH值降低的情况，要求运行人员在添加剂加入前维持较高的运行pH值（5.4～5.7）。试验时通过控制吸收塔补浆量调整pH值。

　　5 使用脱硫增效剂初步结论

（1）系统在添加脱硫增效剂后，提高脱硫效率明显，从而提高系统处理SO2的能力，可实现停用一台浆液循环泵的目的。根据试验结果来看，负荷在600MW以上，原烟气SO2浓度小于3000mg/Nm3，加药后停一台浆液循环泵可基本维持净烟气SO2浓度小于120mg/Nm3；负荷在500MW左右，原烟气SO2浓度小于3400mg/Nm3，加药后停一台浆液循环泵可维持净烟气SO2浓度小于150mg/Nm3；

（2）系统在添加脱硫增效剂后，系统可以在低pH（设计值的下限）值下运行，同时还可以降低出口SO2的排放浓度；（3）因添加脱硫增效剂后提高了效率，停用了一台的浆液循环泵，可以提高设备备用系数；

（4）当实际使用的煤种硫含量高于设计值时，通过使用添加剂，以保证达到环保要求，而不必对脱硫系统进行增容改造，以实现在原有设备上提高脱硫容量和目的；

（5）系统在添加脱硫增效剂后，可以减少循环泵系统的检修、维护工作量；

（6）停运一台浆液循环泵情况下，短时间内原烟气超过4000mg/Nm3，脱硫效率仍能维持较高水平，说明加药后系统缓冲能力得到大大增强，降低了系统日常运行维护的难度。　　

6 脱硫增效剂投加后效益分析

　　节约厂用电：在燃煤硫分不高的情况下，可停用一台浆液循环泵，并保证脱硫效率和排放均达到环保要求。目前运行的3台浆液循环泵的功率分别为1000kW、1150kW、1250kW，以停用一台小泵为例：

　　6.1 使用脱硫增效剂停泵节约费用

　　（1）停一台浆液循环泵节省费用：1.732×93A×6kV×0.9×720h×0.5元/kWh≈31.31万元/月；（2）石灰石粉平均耗量为6500吨/月，石灰石粉利用率提高1.5%，节省石灰石粉费用为：100吨×155元/吨=1.55万元/月。

　　6.2 添加脱硫增效剂药品费用

　　（1）日常添加费用：120kg/天×20元/kg×30天≈7.2万元；（2）初始量添加费用（维持3个月）：1000/3×20=0.67万元。

　　6.3 使用增效剂后的经济效益

　　使用增效剂后，单机脱硫每月净节省费用为25万元，经济效益明显。

　　6.4 添加脱硫增效剂带来的其他有益方面

　　（1）减少浆液循环泵的维护费用：由于停用了浆液循环泵，减少了泵的磨损和备品备件的消耗，检修维护费用也相应降低，同时也增加了泵的备用，提高了设备的可靠性；

（2）减少排污费：当实际使用的煤种硫含量远高于设计值，而系统无法满足环保要求时，通过使用添加剂，提高脱硫效率，以保证达到环保要求；

（3）提高高硫煤掺烧比例：通过增效剂的使用提高了系统裕量，从而可以使脱硫系统适应更高含硫量的燃煤，这样可以适当提高高低硫煤的掺烧比例。据调查，同区域高低硫煤的差价约在20～25元之间，此项费用如统计到全年，效益将会很可观；

（4）提高石灰石的利用率和石膏品?|：通过添加增效剂可以使系统在较低pH值下稳定运行，不仅可以提高石灰石利用率和石膏品质，同时还可以减缓钙的结垢、堵塞速率，提高系统的可靠性；

（5）通过添加脱硫增效剂，可以提高系统裕量，使系统适应缓冲能力更强，当其他条件（如煤质、烟温、机组负荷等）存在波动时，系统依然可以高效稳定运行，增强了运行控制能力和系统稳定性；

（6）通过添加脱硫增效剂，可以作为满足新的国家排放标准和脱硫增容改造的辅助手段，实现环保达标排放。