摘要：湿法烟气脱硫（Wet Flue Gas Desulfurizat ion，WFGD）是火力发电厂应用最广、技术最成熟的烟气脱硫工艺。湿法脱硫工艺投资成本、运行能耗高，特别是近年来随煤电价格的增长及超低排放标准的推行，对火电企业经营及脱硫系统能耗控制造成严重影响。脱硫增效剂是一种专用于湿法脱硫工艺，能显著提高脱硫效率，降低运行能耗，本文就脱硫增效剂在超低排放标准机组的应用情况进行节能分析。
关键词：湿法脱硫；超低排；增效剂；节能
1.引言
石灰石一石膏湿法烟气脱硫由于技术成熟、脱硫效率高，一直在燃煤电厂脱硫技术中占主导位置，但也存在运行成本高（约占发电成本的10%~20%）、对煤种适应差、容易结垢等问题。特别是近年来随《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）、《节能减排“十二五规划”》及《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》的发布，超洁净排放时代到来，二氧化硫排放标准达到燃气机组的要求，给燃煤火电机组带来前所未有的经济、环保压力。
CN-918脱硫增效剂专用于湿法脱硫工艺，可以增加石灰石的溶解度，降低液相吸收阻力，从而提高浆液碱度，进一步促进SO2的气液相传质，同时还可以起到缓冲剂的作用，减轻pH值的波动，抑制气液界面上因SO2溶解而导致pH值的降低，克服SO2的气相阻力，提高脱硫剂石灰石的利用率和脱硫效率，并且还能加速反应过程的溶解、防止设备结垢和堵塞、减轻磨损，大幅度提高脱硫系统的经济性及可靠性。
2 脱硫增效剂的应用情况
2.1机组及脱硫系统简介
宜昌电厂装机容量为2×350MW超超临界机组，采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，一炉一塔布置。吸收塔共配备5台循环浆液泵，额定功率分别是：560 kw（A）、630kw（B）、710kw（C）、710kw（D）、800kw（E）。塔池容积约2703m3，浆液PH通常控制在5.2～5.8，浆液密度约1094～1174kg/m3，净烟气SO2浓度要求小于35 mg/Nm3。
2.2加药试验
本次试验于2018年8月31日至9月5日实施，试验项目：
三台浆液循环泵切两台试验（8月31日-9月4日）
两台浆液循环泵切单台试验（9月5日）
1）试验主要步骤
维持加药前后运行工况的相对稳定
◇ 采集加药前工况条件主要运行参数；
◇ 基础投加及补加；
◇ 采集加药后主要运行参数；
◇ 根据实际运行工况采集运行数据。
2）试验期内加药量
3）试验期脱硫系统运行工况
8月30日脱硫系统运行工况（加药前）
8月30日#1机组平均负荷291MW，平均供热流量137t/h；FGD入口SO2最高2525mg/m3、最低1576 mg/m3、平均1894 mg/m3，吸收塔PH 5.34-5.7；平均供浆流量16.6m3/h；1B/1E两台浆液循环泵运行，FGD出口SO2平均浓度26 mg/m3；指标参数均在正常控制范围内。
8月30日#1脱硫系统运行稳定，各项参数、性能指标均在正常控制范围内。
8月31日00：00-14：35脱硫系统运行工况（加药前）
8月31日10：00开始投加药剂，加药前运行工况：#1机组平均负荷274MW，平均供热流量124t/h；FGD入口SO2最高2965mg/m3、最低2318 mg/m3、平均2607 mg/m3，吸收塔PH 5.2-5.7；平均供浆流量16.9m3/h；1A/1B/1E三台浆液循环泵运行，FGD出口SO2平均浓度22mg/m3。
8月31日14：35-24：00脱硫系统运行工况（10：00加药，14：35后出现药剂作用）
8月31日10：00开始投加药剂，14：35后药剂作用明显，系统运行工况：#1机组平均负荷248MW，平均供热流量124t/h；FGD入口SO2最高3287mg/m3、最低2570 mg/m3、平均2890 mg/m3，吸收塔PH 5.21-5.61；平均供浆流量27m3/h；1D/1E两台浆液循环泵运行，FGD出口SO2平均浓度27 mg/m3。
加药后#1脱硫系统性能明显提高，在平均负荷248MW、供热量124t/h、入口SO2浓度2890 mg/m3的情况下实现1D/1E两台浆液循环泵稳定运行，达到节省一台浆液循环泵运行的目的。
吸收塔供浆流量存在一定程度的提高。
9月1日脱硫系统运行工况（持续补加药剂）
9月1日补加药剂100kg，系统运行工况：#1机组平均负荷284MW，平均供热流量93.3t/h；FGD入口SO2最高3456mg/m3、最低2182mg/m3、平均2627mg/m3，吸收塔PH 5.0-5.7；平均供浆流量24m3/h；浆液循环泵在2-3台之间台切换运行，FGD出口SO2平均浓度22mg/m3。
补加药剂后，负荷在300MW以上、供热流量达到100t/h、入口SO2浓度≥2700mg/m3的前提下，需至少维持3台浆液循环泵运行。
10：06添加药剂，10：15-19：15 机组平均负荷300MW、平均供热流量104t/h、入口SO2浓度≯2500mg/m3的前提下，可实现1D/1E两台浆液循环泵运行。
9月2日脱硫系统运行工况（持续补加药剂）
9月2日因前期加入脱硫增效剂加速反应，导致吸收塔浆液密度异常升高，脱水机从00：50运行至23：20未补加药剂，系统运行工况：#1机组平均负荷307MW，平均供热流量59t/h；FGD入口SO2最高3045mg/m3、最低1848mg/m3、平均2540mg/m3，吸收塔PH 4.9-5.5；平均供浆流量21m3/h；浆液循环泵在2-3台之间台切换运行，FGD出口SO2平均浓度20.46mg/m3。
首次使用脱硫增效剂，经验及预控措施不及时，脱水机运行时间与加药时间安排不合理，导致2日未进行药剂补加。
10：30后平均负荷321MW、平均供热流量31t/h、入口SO2浓度≯2400mg/m3的前提下，1D/1E两台浆液循环泵运行。药剂作用较之前减弱，但总体脱硫系统性能优于试验前。
9月3日脱硫系统运行工况（持续补加药剂）
9月3日补加药剂250kg，脱硫系统运行工况：#1机组平均负荷303MW，平均供热流量47t/h；FGD入口SO2最高2847mg/m3、最低1786mg/m3、平均2337mg/m3，吸收塔PH5.2-5.6；平均供浆流量15.48m3/h；浆液循环泵在2-3台之间台切换运行，FGD出口SO2平均浓度21.7mg/m3。
00：00-11：00平均负荷296MW、未接带供热、入口SO2浓度≯2500mg/m3的前提下，1D/1E两台浆液循环泵运行。
11：15-13：15平均负荷319MW、未接带供热、入口SO2浓度＞2700mg/m3的前提下，三台浆液循环泵运行。
15：00-16：40 平均负荷307MW，接带供热99t/h，FGD入口SO2浓度2400mg/m3，1A/1B/1D三台浆液循环泵运行，出口SO2平均浓度10mg/m3。药剂作用衰退，虽不能降至两台泵运行，但出口SO2浓度明显下降。
9月4日脱硫系统运行工况（持续补加药剂）
9月4日补加药剂400kg，脱硫系统运行工况：#1机组平均负荷307MW，平均供热流量76.6t/h；FGD入口SO2最高2875mg/m3、最低1222mg/m3、平均2203mg/m3，吸收塔PH 5.1-5.8；平均供浆流量21.54m3/h；浆液循环泵在2-3台之间台切换运行，FGD出口SO2平均浓度21.7mg/m3。
00：00-06：20平均负荷317MW、未接带供热、入口SO2浓度≯2500mg/m3的前提下，1D/1E两台浆液循环泵运行。
06：20-14：00平均负荷301MW、平均供热76t/h、入口SO2浓度＞2600mg/m3的前提下，三台浆液循环泵运行。
9月5日脱硫系统运行工况（持续补加药剂，双泵切单泵试验）
9月5日补加药剂475kg，脱硫系统运行工况：#1机组平均负荷279MW，平均供热流量53.4t/h；FGD入口SO2最高2446mg/m3、最低1041mg/m3、平均1772mg/m3，吸收塔PH 4.9-5.9；平均供浆流量19.83m3/h；浆液循环泵基本保持在2台运行，FGD出口SO2平均浓度19.8mg/m3。
16：45 调整配煤惨烧比例，FGD入口SO2浓度降至1464mg/m3，负荷307MW、供热90t/h、出口SO2浓度4.43mg/m3，1A/1D两台浆液循环泵运行，尝试停运1A浆液循环泵后，出口SO2飙升至高限，且无回头趋势，立即恢复浆液循环泵至正常运行方式。
17：40 调整配煤惨烧比例，FGD入口SO2浓度降至1328mg/m3，负荷291MW、供热109t/h、出口SO2浓度2.37mg/m3，1B/1D两台浆液循环泵运行，尝试停运1B浆液循环泵后，出口SO2飙升至高限，且无回头趋势，立即恢复浆液循环泵至正常运行方式。
通过两次尝试，加入增效剂后入口SO2浓度≮1300mg/m3，机组负荷（将供热折算成电量）＞300MW无法实现单泵运行，但降低SO2排放浓度效果明显，1A/1B运行时基本可控制在10mg/m3以内。
3 脱硫增效剂应用效果分析
3.1 脱硫效率
为了验证投加脱硫增效剂的效果，记录投加脱硫增效剂前后工况条件、及脱硫泵的运行状态，FGD入口烟气SO2浓度及出口烟气SO2浓度及脱硫效率等相关参数，计算提高脱硫效率的比例。
2018年8月31日平均脱硫效率为 98.84%（加药前，启三台泵）
2018年8月31日平均脱硫效率为 99.37%（加药后，启两台泵）
2018年9月1日平均脱硫效率为 99.21%
2018年9月2日平均脱硫效率为 99.18%
2018年9月3日平均脱硫效率为 99.25%
2018年9月4日平均脱硫效率为 99.05%
2018年9月5日平均脱硫效率为 99.14%
通过数据比对，可以看出在入口烟气SO2浓度为2500~2800mg/Nm3时，加药前开三台泵的平均脱硫效率为98.84%，在加药后开两台泵的平均脱硫效率在99.05%~99.37%之间，脱硫效率有提高，证明投加脱硫增效剂有提高脱硫效率的效果。
3.2 运行工况分析
投加脱硫增效剂的目的一是为了提高脱硫效率，二是为了减少浆液循环泵运行数量、降低运行成本，故现场调整运行工况做了临界比对试验（即三台泵切换到两台泵临界点的试验）。
试验结果表明：在确保达标排放的前提下，平均负荷330MW（含供热折算）、平均入口烟气SO2浓度2500mg/Nm3左右时，加入脱硫增效剂后，PH值≮5.3可实现由1A/1B/1D泵切换成1D/1E两台泵稳定运行，两台泵SO2极限可控浓度2800mg/Nm3。当PH值降到5.1左右时，需要启动三台泵运行，而把PH值重新提高到5.3时，又可以恢复到两台泵运行。
试验期间连续高负荷、高硫份连续运行，浆液密度较平常上升速率快、幅度高，脱水排石膏时间相应的延长，在9月2日脱水排石膏24小时后，脱硫系统中大部分的增效剂也随着石膏排出，不能够维持增效剂在系统的中的有效浓度，因此9月3日到9月5日加大药剂的投加量。
9月5日做双泵切单泵试验，加入增效剂后入口SO2浓度≮1300mg/m3，机组负荷（将供热折算成电量）＞300MW无法实现单泵运行，但降低SO2排放浓度效果明显，1A/1B运行时基本可控制在10mg/m3以内。
3.3 经济效益分析
试验期平均负荷330MW（含供热折算），平均入口烟气SO2浓度2500mg/Nm3为本次试验临界点，此时加入药剂可从3泵切2泵（D/E），不加药剂则需运行3台泵（A/B/D），节能功耗390kW。
A浆液循环泵日耗电量1.17万kW.h、B浆液循环泵日耗电量1.26万kW.h、D浆液循环泵日耗电量1.44万kW.h、E浆液循环泵日耗电量1.62万kW.h。
节电费用=（1.17+1.26+1.44）*10000*0.42-（1.44+1.62）*10000*0.42=3402元/天
药剂费用=12000*0.245=2940元/天
日节约运行成本约462元，按每年运行300天计算，单台机组年可节约运行成本约14万元。
3.4 其他经济性分析
1）通过添加脱硫增效剂，提高脱硫效率，大幅度降低出口SO2排放浓度，达到了超超低排放要求，同时也减少企业排污税的缴纳。
2）提高脱硫系统裕量，使机组可适应高负荷工况及更高的燃煤硫份。
3）脱硫增效剂在一定程度上起到ph缓冲作用，有效的降低吸收塔浆液ph，加快了石灰石的溶解，减少石灰石的消耗，提高石灰石粉利用率。
4）基于脱硫增效剂有ph缓冲剂的作用，加快了石灰石的溶解，降低石膏中亚硫酸钙及碳酸钙含量，提高脱水石膏品质。
5）通过添加脱硫增效剂，可降低吸收塔浆液中二水硫酸钙的过饱和度，缓解了系统结垢、磨损，延长系统设备使用寿命。
4 结束语
为了达到机组超洁净排放标准，湿法脱硫系统多采用高ph及增启浆液循环泵的运行方式，不仅增加运行成本，长此以往还将造成浆液品质受损，发生浆液中毒、石膏脱水困难以及系统结垢、堵塞加剧等问题，严重影响脱硫系统安全稳定运行。而脱硫增效剂技术的应用，不仅能促进石灰石的溶解、提高石灰石的活性，减少浆液循环泵的运行数量，还起到ph缓冲剂的作用，避免系统长时间高ph运行，从而提高系统运行的可靠性和稳定性。
参考文献：
[1]曾庭华，杨华等，廖永进，郭斌.湿法烟气脱硫系统的调试、试验及运行［M］.1版.北京：中国电力出版社，2008
[2]陶莉，周艳明，李国永.脱硫添加剂在烟气系统故障处理中的应用［J］.湖南电力2010（5）
作者简介：
赵阳阳 华润电力（宜昌）有限公司 发电部灰硫运行专工
论文作者:赵阳阳
论文发表刊物:《电力设备》2018年第28期
论文发表时间:2019/3/12
标签：浆液论文; 增效剂论文; 平均论文; 浓度论文; 工况论文; 药剂论文; 吸收塔论文; 《电力设备》2018年第28期论文;