陸瑞源

(廣東珠海金灣發(fā)電有限公司，廣東 珠海519060)

0 引言

目前我國部分濕法脫硫裝置在設計和運行方面存在一些問題，使其無法達到相應的性能指標(脫硫率、排放濃度等)，主要有:設計的燃料含硫量沒有裕度;運行中含硫量偏高及波動大;廠用電率高、物耗量大［1～2］。近年來部分電廠應用脫硫添加劑來維持脫硫效率或者節(jié)能降耗［3～4］。本文在某600 MW 機組脫硫裝置上進行燃用高硫煤時的脫硫添加劑試驗，考察脫硫添加劑對燃用高硫煤時脫硫裝置主要性能參數(shù)的影響，分析脫硫添加劑應用的主要經(jīng)濟性體現(xiàn)，評價脫硫添加劑對脫硫設備的安全性。

1 脫硫裝置概況

某廠2 臺600 MW 機組鍋爐煙氣脫硫工藝是石灰石/石膏，脫硫技術支持方是奧地利AE，脫硫系統(tǒng)主要配置為1 爐1 塔，噴淋空塔，設3 臺漿液循環(huán)泵，石灰石濕磨制漿，二級石膏脫水，設GGH 和增壓風機。主要設計參數(shù):燃煤硫含量設計值為0.63%，原煙氣SO2含量設計值為1 354 mg/Nm3(干，6%)，煙氣量為215 萬Nm3/h，脫硫率為90%。

2 脫硫添加劑對燃用高硫煤時脫硫裝置主要性能參數(shù)的影響

試驗工況:負荷600 MW，燃煤硫含量約0.9%，對應FGD 入口SO2濃度約為2 000 ±200 mg/Nm3(干，6%)。在滿足當?shù)丨h(huán)保要求(脫硫效率90%及凈煙氣SO2濃度400 mg/m3的排放標準)前提下，考察脫硫添加劑對燃用高硫煤時脫硫裝置主要性能參數(shù)的影響，結果見表1，使用脫硫添加劑前后脫硫副產(chǎn)品石膏成分對比見表2。

2.1 脫硫效率

由表1 中可見:(1)工況1-4 和2-3 機組負荷和入口SO2濃度基本一致的情況下，使用脫硫添加劑后脫硫率從87.46%提高至91.54%，提高了4.12%［5］。(2)使用脫硫添加劑后的工況，可滿足燃煤硫分超出設計值30%的脫硫效率及凈煙氣SO2排放標準的要求。

2.2 石膏品質(zhì)

由表2 可見:(1)在使用脫硫添加劑后石膏中CaCO3從18.36% 降至16.99%，鈣硫比從1.468 降至1.407，說明脫硫添加劑加速了石灰石的溶解，較大程度地提高了石灰石活性及其利用率。(2)石膏中CaCO3含量減少，導致石膏中的CaSO4·2H2O 含量增加，石膏純度相應提高［6～7］。(3)在試驗工況下，使用脫硫添加劑后脫硫石膏中CaSO3·1/2H2O 含量低于0.1%，石膏含水率沒有明顯變化。

表1 使用脫硫添加劑前后脫硫裝置性能參數(shù)

表2 使用脫硫添加劑前后副產(chǎn)品石膏主要成分

2.3 pH 值

由表1 中2-1 至2-5 可見，使用脫硫添加劑后，pH 從5.75 降至5.45，總體呈下降趨勢，脫硫添加劑對燃用高硫煤時脫硫裝置吸收塔漿液pH起到緩沖作用，使得漿液 pH 值變化更加平穩(wěn)［8～9］。

2.4 液氣比

使用脫硫添加劑前，在設計工況(機組滿負荷、入口SO2濃度為1 354 mg/m3)1-1，1-2 下，pH 值在5.5 ～5.7 可滿足脫硫效率90%，在鍋爐燃用高硫煤的情況下，本脫硫裝置在使用脫硫添加劑后脫硫效率提高不多，不具備停運漿液循環(huán)泵降低系統(tǒng)能耗的條件，液氣比基本不變。

3 燃用高硫煤時脫硫裝置應用脫硫添加劑時的運行要求

使用脫硫添加劑前需將吸收塔漿液品質(zhì)調(diào)整到正常的范圍，吸收塔漿液pH 值控制在5.5 至5.8 之間;吸收塔漿液密度控制在1 080 ～1 180 kg/m3之間;使用脫硫添加劑可以適應超出設計SO2濃度30%。因供漿系統(tǒng)和石膏脫水系統(tǒng)出力不足，為了維持吸收塔漿液pH 和密度能夠維持在正常的運行范圍內(nèi)，脫硫裝置需考慮對吸收塔供漿和石膏脫水系統(tǒng)進行必要的增容改造。

4 脫硫添加劑應用的經(jīng)濟性

本脫硫裝置脫硫添加劑應用的最主要目的是提高脫硫裝置的煤種適應性，當燃煤硫分含量超過設計值時，緩解吸收塔漿液pH 值的下降，保證環(huán)保要求脫硫率90%，使之對燃煤硫分要求沒那么嚴格，而經(jīng)濟性主要體現(xiàn)在煤價的節(jié)約。

根據(jù)最新燃煤價格計算公式:當St，da＜0.5%，從0.8%基點起，每降低0.01%，價格增加0.4 元/t。全硫分St，da＜0.8%，以0.8%為基礎，每增加0.01%，價格增加0.2 元/t。當1.1%＜St，da≤1.6%，從0.8%基點起，每增加0.01%，價格降低0.6 元/t;當St，da＞1.6%，從0.8%基點起，每增加0.01%，價格降低1.0 元/t。

本脫硫裝置適用的是0.5% ＜St，da≤1.1%。作為估算，Mad取3.0%，Mar取11%，則相應的燃煤應用基含量大致在0.46% ＜St，da≤1.0%，St，da=0.8%大致對應于Sar=0.73%。燃煤價格隨含硫量的變化可用圖1 來表示。

圖1 燃煤的價格隨含硫量的變化

根據(jù)上述計算，連續(xù)使用添加劑時，電廠平均燃煤硫分Sar至少可增加至0.8%，短時間可以達到1.0%。以FGD 系統(tǒng)的設計含硫量Sar=0.63%為基準，在此以下不需要加入添加劑，在此以上根據(jù)Sar的大小來添加不同的添加劑含量。以每年單臺機組燃煤量160 萬t 為基數(shù)，燃煤的總價格隨含硫量的變化如圖2 所示，當機組燃用Sar的平均為0.8%的煤時，和Sar=0.63%相比，全年煤價可節(jié)省544 萬元。

圖2 每年燃煤的總價隨含硫量的變化

當電廠燃煤Sar大于0.63%時，采用添加劑，圖2 中未扣除添加劑的費用。Sar越大，需要增加的添加劑量就越多，按脫硫添加劑廠家推薦的加入方法，在Sar=1.0%時，第一次每臺機組添加1 000 kg/天，一年300 天計算，機組啟停3 次，則添加劑的耗量大概在26 t 左右，脫硫添加劑含稅單價為3.3 萬元/t，每年需新增運行成本85.8萬元，這樣當電廠燃用高硫煤時(Sar＞0.63%)，每年實際可節(jié)約的煤價大致如圖3 所示。

圖3 應用添加劑后電廠每年節(jié)約的煤價與Sar關系

由圖4 可知，連續(xù)使用添加劑時，電廠平均燃煤硫分Sar至少可增加至0.8%。以FGD 系統(tǒng)的設計含硫量Sar=0.63%為基準，在此以下不需加入添加劑，在此以上根據(jù)Sar的大小來添加不同的添加劑含量。以每年單臺機組燃煤量160 萬t 為基數(shù)，當機組燃用Sar平均為0.8% 的煤時，和Sar=0.63%相比，全年煤價可節(jié)約500 萬元，效益顯著。

圖4 應用添加劑后電廠每年節(jié)約的煤價與St，da關系

5 脫硫添加劑對脫硫設備的安全性評價

脫硫添加劑在純水中基本呈中性，其溶解度很高，能在吸收塔溶液中瞬間溶解，對吸收塔漿液的pH 值擾動很小。在液相環(huán)境中，脫硫添加劑不沉淀不揮發(fā)。脫硫設備中能夠直接接觸到脫硫添加劑的部分主要有:吸收塔內(nèi)壁、石膏漿液循環(huán)泵葉輪及管道、石膏排出泵、吸收塔攪拌器、除霧器、凈煙道內(nèi)壁及煙囪內(nèi)壁等［10］。

燃用高硫煤時脫硫裝置加入少量的脫硫添加劑即可滿足環(huán)保要求，據(jù)統(tǒng)計，其在吸收塔中的濃度不高于300 ppm，在實際的漿液環(huán)境里，低濃度的添加劑對吸收塔內(nèi)壁的襯膠或玻璃鱗片無明顯腐蝕作用，使用脫硫添加劑對脫硫設備的安全運行無不利影響。

在機組使用脫硫添加劑數(shù)月后的停機檢查可以看出，GGH 和除霧器的堵塞現(xiàn)象得到很大的改善，吸收塔內(nèi)壁、凈煙氣內(nèi)壁以及煙囪內(nèi)壁沒有點蝕的情況出現(xiàn)。脫硫系統(tǒng)運行維護情況良好。

6 結論

當燃煤硫分超出設計硫分約20% ～30%時，向吸收塔漿液中添加脫硫添加劑，可有效地提高石灰石的活性，加快氣膜和液膜之間的傳質(zhì)過程，從而顯著提高脫硫率，可達到環(huán)保要求的脫硫效率及SO2排放濃度。

本脫硫裝置脫硫添加劑應用的最主要目的是提高脫硫裝置的煤種適應性，使之對燃煤硫分要求沒那么嚴格，而經(jīng)濟性主要體現(xiàn)在煤價的節(jié)約。而且，脫硫添加劑在實際應用中對脫硫后續(xù)設備的安全運行無任何不利影響，脫硫系統(tǒng)運行維護情況得到改善。

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