脱硫增效剂在湿法FGD系统的应用与比较

2013-09-21于峥

电力科技与环保 2013年6期

于峥

(广州珠江电力有限公司，广东广州 511457)

0 引言

采用烟气脱硫装置控制燃煤电厂SO2排放已成为社会共识，目前80%以上的燃煤电厂都应用石灰石—石膏湿法脱硫技术。尽管该技术工艺成熟，脱硫效率高［1］，但也存在着初期投资大，运行费用高，脱硫效率不稳定，石膏品质较差，设备结垢腐蚀等问题;随着“十二五”提出实施世界上最为严格排放标准的新要求和《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223－2011)的颁布，增加了燃煤电厂污染物减排工作的压力。为了确保脱硫系统长期稳定运行，对大多数运行的石灰石—石膏湿法脱硫工艺提出了技术改造要求，在对原有脱硫设备不进行增容改造的前提下，应用脱硫增效剂来满足脱硫系统的设计脱硫效率是目前脱硫的研究方向［2］。

在脱硫过程中，石灰石与SO2的反应速度受控于CaCO3的溶解速度［3］，由于双模效应，阻碍了Ca-CO3在水中的溶解。研究表明［4－5］，通过添加脱硫增效剂可增加液相碱度，改善石灰石浆液与SO2的化学反应与传质过程条件，促进石灰石粉颗粒的溶解并提高反应活性，缓冲浆液pH值的下降，加快浆液与SO2的反应速度，加速硫酸根离子的结晶速度，强化其脱硫过程，提高脱硫效率。

2012年7月，某电厂对3、4号机组2×300MW石灰石—石膏湿法烟气脱硫装置(2号吸收塔)进行添加脱硫增效剂试验，分别使用A、B、C三种(A为广州唯普电力科技有限公司自行研发的WP5201型、B为深圳维尔杰机械有限公司代理英国宝莱尔公司的POLYTE505型、C为长沙宏富环保技术有限公司代理美国克朗普顿公司的GS－CH系列)脱硫增效剂，在同等工况条件下对添加增效剂前、后的脱硫效率、钙硫比、石膏品质和停运1台浆液循环泵的电能消耗等指标进行比较，检验使用三种增效剂的在FGD系统中的应用效果，并进行经济性评价［6］，为今后系统节能优化运行提供可靠的技术支持。

1 试验过程

1.1 系统简介

某电厂3、4号炉脱硫系统采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺全烟气进行脱硫，采用两炉一塔系统，设增压风机和旁路烟道;3、4号脱硫公用系统包括干粉混水制浆、石膏脱水系统、废水处理系统、物料输送系统(石膏和石灰石输送)及工艺水系统、电控系统等。满负荷工况下正常运行时，设计煤种硫分为0.8%，对应的吸收塔入口SO2浓度约为1600mg/m3，3台浆液循环泵同时运行情况下设计脱硫效率不小于93%。

1.2 试验依据和标准

试验依据:该电厂脱硫装置设计技术资料和脱硫运行规程，3、4号炉脱硫系统运行与环保化验数据，三家脱硫增效剂公司技术资料;试验标准:《脱硫石膏分析》(VGB－M701e)，《石膏化学分析方法》(GB/T 5484－2000)。

1.3 试验工况安排

在脱硫系统稳定运行条件下，加入增效剂，记录脱硫率变化情况;停浆液循环泵或改变补浆量，记录脱硫率变化情况，每种脱硫增效剂计划试验周期为4天。第一天加药量为850kg，其后3天每天的加药量均为150kg。完成上次试验后，间隔10天以上才进行下次试验。

1.4 试验结果

从试验结果看，分别加入3种脱硫增效剂后，系统脱硫效率均有不同程度的提高，表明增效剂有效促进了还原剂与SO2的反应;停A浆液循环泵期间，添加宝莱尔POLYTE505型增效剂出现脱硫效率下降趋势。正常运行负荷范围内，初次投加、停泵(试验条件下A循环泵停泵时间约16h)和继续按0.1%质量浓度投加增效剂的脱硫效率曲线变化见图1、图2和图3。

图1 初次投加后脱硫效率变化曲线

图2 停A浆液循环泵后脱硫效率变化曲线

图3 继续投加后脱硫效率变化曲线

2 试验分析

2.1 运行状况分析

在相同工况条件安排下添加三种增效剂的运行效果见表1。试验期间，每天对石膏浆液及石膏进行取样分析，结果见表2。

表1 增效剂添加前后的运行效果

从表1、表2可以看出，在机组负荷和入口SO2浓度波动不大的情况下，使用增效剂后脱硫效率从95.15% ～96.49%上升到 96.14% ～98.04% 之间，最大提高约2.21%;停运A浆液循环泵，脱硫效率仍然保持在96.43% ～97.27%之间;在使用脱硫增效剂后钙硫比从未使用药剂显著降低，最高下降至2.64;经查未加入增效剂前实验室历史分析数据，二期脱硫石膏浆液中CaCO3质量分数平均值5%(合格值为＜3%);石膏产品中平均值3.65%(合格值为＜1.5%)，吸收塔中添加 A、B、C 增效剂后，试验时段内石膏浆液中CaCO3质量分数分别为1.55%、3.01%及1.39%;石膏产品中CaCO3质量分数分别为 1.30%、1.86%及 1.45%。