一种脱硫增效剂在吸收塔中应用试验研究

一种脱硫增效剂在吸收塔中应用试验研究

胡治平张海军何欣

陕西国华锦界能源有限责任公司719319

摘要：陕西国华锦界能源有限责任公司（以下简称：锦界电厂）4×600MW机组在实施完环保升级改造后随着负荷率的升高需要运行全部浆液循环泵，此时如发生异常事件将会对环保指标造成影响。基于国华锦界电厂脱硫现状，为了降低环保设备运行风险、增加设备可靠性，国华锦界电厂为寻求更安全、经济、可靠的提高脱硫效率的试剂，因此开展相关试验，考察增效剂性能。

关键词：脱硫效率增效剂试验

1、背景

锦界电厂装机容量为4×600MW，在设计煤种100%BMCR工况、年平均气象条件下，烟气量为2200000Nm3/h(标态,干基,6%Ｏ2)。该机组设计四套与锅炉相配套的“石灰石-石膏”湿法烟气脱硫FGD(fluegasdesulfurization)系统(以下简称：湿法脱硫或FGD)，为一炉一塔配置，采用单塔单循环运行方式。设计煤种入口烟气SO2含量为910mg/Nm3(标态,干基,6%Ｏ2)，设计煤种出口烟气SO2含量为35mg/Nm3(标态,干基,6%Ｏ2)。脱硫剂为石灰石(主要成分为CaCO3)，脱硫效率不小于96.2%，脱硫装置的可利用率为100%。

锦界电厂为落实国家《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》（发改委能源【2014】2093号）和国家电投火电〔2015〕169号《关于印发国家电力投资集团公司“十三五”燃煤电厂超低排放改造方案的通知》的精神，以及上级公司绿色发电计划，已经实现燃气轮机组排放限值的要求(烟尘浓度5mg/Nm3，SO2浓度35mg/Nm3，NOx浓度50mg/Nm3)（以下简称“超低排放”标准）。

FGD系统入/出口烟气设计参数如下表：

FGD系统入出口烟气设计参数表

2、脱硫系统设备现状

锦界电厂四台机组长期处于大负荷运行，现有的“石灰石-石膏”湿法烟气脱硫(FGD)工艺系统（以下简称：FGD）已经实施了“超低排放”改造。目前个别机组FGD实际处理能力已经达到或超出了其设计处理能力，在满负荷阶段需要所有的循环泵运行才能保证环保指标不超限，给运行带来较大的环保压力和风险。

另一方面，锦界电厂四台机组吸收塔仅有3层“喷淋层”。如果按照99%的系统脱硫效率考虑：理论讲每层“喷淋层”将分担接近33%脱硫效率。即启停一层浆液循环泵对出口排放影响是巨大的。

3、试验过程

3.1试验方案

根据现场情况和药剂性能，拟在锦界电厂四台机组吸收塔开展试验，重点考察：

3.1.1通过使用脱硫增效剂，降低净烟气SO2排放浓度；

3.1.2通过使用脱硫增效剂，达到减少供浆量从而进一步降低浆液pH值的目的。进而实现提高氧化空气的利用率，使石膏中含水率降低、石粉含量降低、降低浆液密度，达到全面优化现有脱硫系统使其稳定运行地目的。

3.1.3通过使用脱硫增效剂，在现有设施基础上，尝试停运浆液循环泵、降低浆液pH值、降低浆液密度、等等，全面实现优化现有脱硫系统，让系统更加稳定运行，同时也达到节能降耗的目的。

3.2试验过程

首次试验于7月24日在#1机组FGD进行，试验期限为5天。通过首次添加后发现#1机组FGD系统石膏排出泵几乎24小时不间断排石膏。且石膏脱水后，滤液不能完全返回#1吸收塔。而且，#1吸收塔地坑来水很慢，导致脱硫增效剂进入的没有流失的快。导致#1机组FGD系统使用脱硫增效剂后脱硫效率不理想。

为了避免工艺设备造成的影响，经研究在四台机组FGD系统同时使用脱硫增效剂。四台机组脱硫系统使用脱硫增效剂试验2018年7月30日10时开始。

3.2.1试验前运行状况

为统计、分析标准一致，选取添加药剂前机组满负荷稳定运行时的数据为准。其中试验前数据为7月30日9-10时小时均值数据：

#1机组负荷602MW，FGD入口SO2浓度为795mg/Nm3，出口SO2浓度为22mg/Nm3，pH值5.46，脱硫效率97.23%，三台浆液循环泵运行。

#2机组负荷592MW，FGD入口SO2浓度为778mg/Nm3，出口SO2浓度为16mg/Nm3，pH值5.48，脱硫效率97.88%，两台浆液循环泵运行。

#3机组负荷592MW，FGD入口SO2浓度为735mg/Nm3，出口SO2浓度为9mg/Nm3，pH值5.09，脱硫效率98.74%，三台浆液循环泵运行。

#4机组负荷595MW，FGD入口SO2浓度为835mg/Nm3，出口SO2浓度为9mg/Nm3，pH值5.23，脱硫效率98.88%，三台浆液循环泵运行。

3.2.2药剂投加情况

7月30日10:00开始依次从#4机组向#1机组吸收塔集水区地坑分别添加脱硫增效剂1500kg，并逐渐把药剂打入对应吸收塔。

15：00，#1~#4机组FGD地坑泵启停三次，地坑中脱硫增效剂90%打入脱硫塔浆液池中。

7月31日10：00，向每台机FGD系统添加200kg脱硫增效剂，15：00补充添加的脱硫增效剂基本进入各吸收塔。

8月1日，根据现场试验调整四台机组试验药剂添加量，#1、#2机组脱硫系统每天添加100kg，#3、#4机组脱硫系统每天添加300kg。（四台机组脱硫系统公用一个石膏脱水系统，石膏脱水后的滤液回到滤液回收箱，再由滤液回收箱通过两根管道依次分别回到1、2号机组和3、4号机组脱硫系统浆液池，在这个过程中#1~#4号机组脱硫系统流入的滤液依次减少，这样就导致在四台机组脱硫系统同时使用时，#3，#4机组脱硫增效剂流失率大于#1，#2机组脱硫系统脱硫增效剂的流失率，#3，#4机组脱硫系统使用脱硫增效剂提效幅度降低的情况出现。）

从8月2日起只在#3、#4机组脱硫系统分别添加400kg脱硫增效剂，#3、#4机组脱硫系统石膏脱水流失的脱硫增效剂到滤液箱，补充#1、#2机组脱硫系统脱硫增效剂的流失。

8月4日，完成所有药剂添加。

3.3试验过程数据分析

（1）#1吸收塔数据分析：

试验期间吸收剂单耗与正常运行时吸收剂单耗基本一致。

4、试验结论

4.1试验期间锦界电厂4台机组运行稳定，原烟气SO2平均维持在800mg/Nm3左右，机组负荷率在97%左右，数据分析统计时间段选取每天早高峰至晚高峰阶段。

4.2#1、#2机组吸收塔试验期间运行工况保持不变，净烟气SO2较正常运行降低3-5mg/Nm3，pH值较试验前降低0.1。

4.3#3、#4机组吸收塔试验期间较正常运行时停运一台浆液循环泵，净烟气SO2较三台泵运行时升高8-10mg/Nm3，pH值较试验前增加0.2-0.3。均为两台泵运行时净烟气SO2较试验前降低6-8mg/Nm3，pH值基本一致。

4.4在试验期间各台机组吸收塔浆液密度、氯离子基本维持稳定，对其他系统、设备的影响由于试验时间短未发现异常现象。

4.5试验期间首次添加药剂后1小时后SO2有明显降低，试验结束第二天药剂作用逐步减弱。

5、参考资料：

生态环境部、发展改革委、工业和信息化部等关于《大气污染防治行动计划实施情况考核办法试行实施细则》(2014)；

国务院办公厅关于2014-2020年《能源发展战略行动计划》；

国家发展改革委、环境保护部、国家能源局关于2014-2020年《煤电节能减排升级与改造行动计划》；

《石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置性能验收试验规范》DL/T998-2006；

《水和废水监测分析方法》（第四版）中国环境科学出版社；

《空气和废气监测分析方法》（第四版）中国环境科学出版社；

《水质氯化物的测定硝酸银滴定法》GB11896-89；

《入炉煤和入炉煤粉样品的采样方法》DL/T567.2-95；

《煤中全硫的测定方法》GB/T214-1996；

作者简介：

胡治平，1982.2-高级工程师，现从事环保化学专业管理工作。