HZY-1脱硫添加剂在燃煤电厂湿法脱硫系统中的探究试验

2019-06-14王强

综合智慧能源 2019年5期

王强

(中国大唐集团科学技术研究院有限公司华中电力试验研究院，郑州 450000)

0 引言

目前国内燃煤机组脱硫系统普遍采用的是石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术。脱硫系统在确保环保达标(SO2平均排放质量浓度≤35 mg/m3(标态，干基，6%O2))的基础上[1-2]，将提高系统运行的稳定性、经济性作为未来燃煤电厂环保运行关注的焦点，而其中一个方法就是使用脱硫添加剂[3]。将脱硫添加剂作为一种类似活性剂的物质加入脱硫塔浆液中，一方面可以有效地强化气、液相传质[4]，促进CaCO3的溶解和利用，从而提高脱硫效率；另一方面能减缓脱硫设备的结垢和堵塞、减轻磨损、缓冲浆液pH值波动[5]，对提高脱硫工艺运行的可靠性和经济性有很大帮助[6]。

1 系统概述

大唐林州热电有限责任公司(以下简称林州热电)#2机组为350 MW超临界发电机组，其脱硫工程采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，无烟气换热器(GGH)、一炉一塔处理全部烟气量。2016年对#2机组进行了超低排放改造：在吸收塔喷淋层下增加烟气均流装置，对吸收塔及各喷淋系统进行设计改造，喷淋层和喷嘴全部更换；在吸收塔5层喷淋层的适当位置设置4层烟气分布环板，防止烟气走旁路；脱硫系统配置5台浆液循环泵，额定功率分别为489，533，574，620，664 kW。脱硫系统超低排放改造设计参数见表1。

表1 脱硫系统超低排放改造后主要设计参数Tab.1 Main design parameters of desulfurization system after ultra-low emission reform

2 试验内容

本次脱硫添加剂探究试验采用HZY-1高效脱硫添加剂。HZY-1的主要成分为复合多元酸的有机酸，主要作用是加快气膜和液膜的传质过程，提高反应速率[7]。试验分4个阶段进行：(1)添加前准备阶段；(2)添加过程；(3)添加量摸底试验；(4)添加后石膏及脱硫废水化学需氧量(COD)的化验。

2.1 前期准备

林州热电#2机组近期负荷、煤质较稳定，具备较好脱硫添加剂探究试验的条件。

#2机组在满足环保部门要求的条件下，为了经济运行，一般将脱硫系统出口SO2质量浓度维持在25～28 mg/m3(标态，干基，6%O2)。此时为低pH值(4.6～4.8)运行模式，运行4台浆液循环泵，2A，2B，2C，2D。

为确保机组的达标排放及脱硫添加剂的顺利添加,运行人员对脱硫系统进行了2 h的调整，调整后脱硫浆液pH值为5.43，运行3台浆液循环泵(2A，2C，2D)，试验前分散控制系统(DCS)表盘上脱硫浆液密度、进/出口SO2质量浓度分别为1 198.0 kg/m3，3 641.5/24.9 mg/m3(以下无特殊说明情况下均为实测值)。

2.2 添加过程

(1)2018-10-23 T 14:58,在脱硫系统地坑中添加HZY-1高效脱硫添加剂20桶(12.5 kg/桶，共计250 kg)，15:22再次加入添加剂10桶，第1次共加入添加剂30桶。

观察出口SO2质量浓度变化情况，此时pH值为5.44，进/出口SO2质量浓度为3 506.0/16.6 mg/m3。因为添加剂剂量较小，对出口SO2质量浓度影响不太明显。

(2)15:40加入脱硫添加剂10桶，此时浆液中的脱硫添加剂质量浓度约为250 mg/L，出口SO2的质量浓度随着添加剂剂量的增加而降低。16:15，浆液pH值为5.40，脱硫系统进/出口SO2质量浓度为3 620.0/12.3 mg/m3。

通过对比发现，添加剂添加后#2机组脱硫塔在pH值保持不变的情况下出口SO2质量浓度明显降低。

(3)考虑到脱硫废水排放和浆液携带，添加剂的质量浓度会逐渐降低，16:20开始再次加入添加剂10桶，此时浆液中的脱硫添加剂质量浓度约为300 mg/L，出口SO2质量浓度虽逐步降低，但降低速度不再明显，而脱硫塔脱硫效率的稳定性逐渐增强。17:00，pH值为5.41，进/出口SO2质量浓度分别为3 707.0/11.2 mg/m3。整个添加剂添加过程中，数据变化如图1所示。

2.3 添加剂添加量的摸底试验

2.3.1 第1次摸底试验

通过约3 d的运行，2018年10月26日#2机组脱硫系统出口SO2质量浓度比刚加入添加剂时略有上升。09:25—10:00再次向脱硫塔地坑内加入10桶添加剂，加入添加剂前后数据见表2。

通过表2可以得出，#2机组再次加入添加剂10桶后，在脱硫塔入口SO2质量浓度、浆液pH值无明显变化的情况下，出口SO2质量浓度与10月23日加入添加剂后的接近，说明这段时间内(3 d)#2机组脱硫塔浆液里添加剂的减少量约等于10月26日的添加量，即125 kg。

表2 添加添加剂前后数据对比(2018-10-26)Tab.2 Data comparison before and after adding additives (2018-10-26)

注：加药前后脱硫系统均保持2A，2C，2D浆液循环泵运行。

图1 添加剂添加过程中系统进/出口SO2质量浓度变化情况Fig.1 Changes of the SO2 mass concentration at system inlet/outlet during additive addition

2.3.2 第2次摸底试验

2018-10-30 T 13:40，#2机组脱硫塔pH值为5.30，进/出口SO2质量浓度浓度分别为3 704.0/17.0 mg/m3，相比于2018-10-23 T 17:00的数值(3 707.0/11.2 mg/m3)，脱硫系统出口SO2质量浓度明显上升。原因是排出的脱硫废水及石膏中携带有添加剂，HZY-1在浆液里的质量浓度降低。为维持脱硫系统出口SO2质量浓度，需启动2B浆液循环泵或者继续加入添加剂来提高脱硫塔浆液中添加剂的浓度。林州热电选择后者，并于2018-10-30 T 13:40加入14桶添加剂。加入后观察浆液pH值、进/出口SO2质量浓度，见表3。

表3 加入添加剂后数据(2018-10-30)Tab.3 Data after adding additives (2018-10-30)

注：加药前后脱硫系统均保持2A，2C，2D浆液循环泵运行。

通过以上2次添加剂添加量的摸底试验，要想达到10月23日添加添加剂后脱硫塔出口SO2的质量浓度(12.3 mg/m3)，添加剂(药)的添加量为45～50 kg/d。

2.4 石膏及脱硫废水COD化验

石膏中CaCO3，CaSO3·0.5H2O的质量分数及废水中COD化验结果见表4。从表4可以得出以下结论。

(1)石膏中的CaCO3质量分数从添加剂添加前的5.64%降低到添加后的3.74%(平均值)，相当于减少了石灰石的耗量。试验期间林州热电#2机组共产出石膏约为1 100 t(2018-10-23—29)，通过石膏中CaCO3质量分数的减少折算出减少消耗的石灰石量约为23 t(石灰石中CaCO3质量分数按90%计算)。

表4 试验期间石膏成分、脱硫废水COD化验结果(2018年)Tab.4 COD test results of gypsum composition and desulfurization wastewater during the test(2018)

(2)脱硫废水中COD略有上升，但对浆液品质影响很小，试验后至今，脱硫塔未发生浆液起泡现象。从以上化验结果可以看出，加入添加剂后不但可以减少石灰石的耗量，而且可以改善石膏品质。

3 添加剂加入后经济和安全评价

3.1 停1台浆液循环泵的工况

加入HZY-1脱硫添加剂后，#2机组要保持脱硫装置出口SO2质量浓度约11.0 mg/m3不变，2B浆液循环泵(533 kW)可以不运行，按照0.39元/(kW·h)的电价计算，停运2B浆液循环泵约节约电费200元/h。

3.2 脱硫用石灰石减少量

加入HZY-1脱硫添加剂后，石膏中CaCO3质量分数减少约1.9百分点，折算后2018-10-23—29约减少石灰石日消耗23 t，在#2机组180 MW负荷每天24 h运行条件下，平均节约石灰石3～4 t/d，节约石灰石成本约480元/d。

3.3 添加剂加入量的成本

按HZY-1添加剂的价格为3万元/t、#2机组年运行时间4 500 h计算，每年节省电费与减少石灰石的费用约为100万元，添加剂的使用费及人工成本费约为45万元(其中添加剂成本约24万元，人工成本费约21万元)。综合计算，加入添加剂后每年#2机组脱硫装置可节省55万元。从上述分析可以看出，使用脱硫添加剂不仅增加了脱硫装置运行的灵活性，增强了脱硫系统的适应能力，更能带来良好的经济效益。

3.4 添加剂加入后安全评价

HZY-1脱硫添加剂在纯水中基本呈弱酸性，其溶解度很高，能在吸收塔浆液中瞬间溶解，对吸收塔浆液的pH值扰动很小。在液相环境中，脱硫添加剂不沉淀不挥发[8]。在#2机组吸收塔浆液中HZY-1脱硫添加剂的质量浓度不高于300 mg/L，在实际的浆液环境里，低浓度的添加剂对吸收塔内壁的玻璃鳞片无明显腐蚀作用，使用脱硫添加剂对脱硫设备的安全运行无不利影响[9-10]。