燃用高硫煤脱硫添加剂在烟气脱硫装置中的应用

陆瑞源

(广东珠海金湾发电有限公司，广东 珠海519060)

0 引言

目前我国部分湿法脱硫装置在设计和运行方面存在一些问题，使其无法达到相应的性能指标(脱硫率、排放浓度等)，主要有:设计的燃料含硫量没有裕度;运行中含硫量偏高及波动大;厂用电率高、物耗量大［1～2］。近年来部分电厂应用脱硫添加剂来维持脱硫效率或者节能降耗［3～4］。本文在某600 MW 机组脱硫装置上进行燃用高硫煤时的脱硫添加剂试验，考察脱硫添加剂对燃用高硫煤时脱硫装置主要性能参数的影响，分析脱硫添加剂应用的主要经济性体现，评价脱硫添加剂对脱硫设备的安全性。

1 脱硫装置概况

某厂2 台600 MW 机组锅炉烟气脱硫工艺是石灰石/石膏，脱硫技术支持方是奥地利AE，脱硫系统主要配置为1 炉1 塔，喷淋空塔，设3 台浆液循环泵，石灰石湿磨制浆，二级石膏脱水，设GGH 和增压风机。主要设计参数:燃煤硫含量设计值为0.63%，原烟气SO2含量设计值为1 354 mg/Nm3(干，6%)，烟气量为215 万Nm3/h，脱硫率为90%。

2 脱硫添加剂对燃用高硫煤时脱硫装置主要性能参数的影响

试验工况:负荷600 MW，燃煤硫含量约0.9%，对应FGD 入口SO2浓度约为2 000 ±200 mg/Nm3(干，6%)。在满足当地环保要求(脱硫效率90%及净烟气SO2浓度400 mg/m3的排放标准)前提下，考察脱硫添加剂对燃用高硫煤时脱硫装置主要性能参数的影响，结果见表1，使用脱硫添加剂前后脱硫副产品石膏成分对比见表2。

2.1 脱硫效率

由表1 中可见:(1)工况1-4 和2-3 机组负荷和入口SO2浓度基本一致的情况下，使用脱硫添加剂后脱硫率从87.46%提高至91.54%，提高了4.12%［5］。(2)使用脱硫添加剂后的工况，可满足燃煤硫分超出设计值30%的脱硫效率及净烟气SO2排放标准的要求。

2.2 石膏品质

由表2 可见:(1)在使用脱硫添加剂后石膏中CaCO3从18.36% 降至16.99%，钙硫比从1.468 降至1.407，说明脱硫添加剂加速了石灰石的溶解，较大程度地提高了石灰石活性及其利用率。(2)石膏中CaCO3含量减少，导致石膏中的CaSO4·2H2O 含量增加，石膏纯度相应提高［6～7］。(3)在试验工况下，使用脱硫添加剂后脱硫石膏中CaSO3·1/2H2O 含量低于0.1%，石膏含水率没有明显变化。

表1 使用脱硫添加剂前后脱硫装置性能参数

表2 使用脱硫添加剂前后副产品石膏主要成分

2.3 pH 值

由表1 中2-1 至2-5 可见，使用脱硫添加剂后，pH 从5.75 降至5.45，总体呈下降趋势，脱硫添加剂对燃用高硫煤时脱硫装置吸收塔浆液pH起到缓冲作用，使得浆液 pH 值变化更加平稳［8～9］。

2.4 液气比

使用脱硫添加剂前，在设计工况(机组满负荷、入口SO2浓度为1 354 mg/m3)1-1，1-2 下，pH 值在5.5 ～5.7 可满足脱硫效率90%，在锅炉燃用高硫煤的情况下，本脱硫装置在使用脱硫添加剂后脱硫效率提高不多，不具备停运浆液循环泵降低系统能耗的条件，液气比基本不变。

3 燃用高硫煤时脱硫装置应用脱硫添加剂时的运行要求

使用脱硫添加剂前需将吸收塔浆液品质调整到正常的范围，吸收塔浆液pH 值控制在5.5 至5.8 之间;吸收塔浆液密度控制在1 080 ～1 180 kg/m3之间;使用脱硫添加剂可以适应超出设计SO2浓度30%。因供浆系统和石膏脱水系统出力不足，为了维持吸收塔浆液pH 和密度能够维持在正常的运行范围内，脱硫装置需考虑对吸收塔供浆和石膏脱水系统进行必要的增容改造。

4 脱硫添加剂应用的经济性

本脱硫装置脱硫添加剂应用的最主要目的是提高脱硫装置的煤种适应性，当燃煤硫分含量超过设计值时，缓解吸收塔浆液pH 值的下降，保证环保要求脱硫率90%，使之对燃煤硫分要求没那么严格，而经济性主要体现在煤价的节约。

根据最新燃煤价格计算公式:当St，da＜0.5%，从0.8%基点起，每降低0.01%，价格增加0.4 元/t。全硫分St，da＜0.8%，以0.8%为基础，每增加0.01%，价格增加0.2 元/t。当1.1%＜St，da≤1.6%，从0.8%基点起，每增加0.01%，价格降低0.6 元/t;当St，da＞1.6%，从0.8%基点起，每增加0.01%，价格降低1.0 元/t。

本脱硫装置适用的是0.5% ＜St，da≤1.1%。作为估算，Mad取3.0%，Mar取11%，则相应的燃煤应用基含量大致在0.46% ＜St，da≤1.0%，St，da=0.8%大致对应于Sar=0.73%。燃煤价格随含硫量的变化可用图1 来表示。

图1 燃煤的价格随含硫量的变化

根据上述计算，连续使用添加剂时，电厂平均燃煤硫分Sar至少可增加至0.8%，短时间可以达到1.0%。以FGD 系统的设计含硫量Sar=0.63%为基准，在此以下不需要加入添加剂，在此以上根据Sar的大小来添加不同的添加剂含量。以每年单台机组燃煤量160 万t 为基数，燃煤的总价格随含硫量的变化如图2 所示，当机组燃用Sar的平均为0.8%的煤时，和Sar=0.63%相比，全年煤价可节省544 万元。

图2 每年燃煤的总价随含硫量的变化

当电厂燃煤Sar大于0.63%时，采用添加剂，图2 中未扣除添加剂的费用。Sar越大，需要增加的添加剂量就越多，按脱硫添加剂厂家推荐的加入方法，在Sar=1.0%时，第一次每台机组添加1 000 kg/天，一年300 天计算，机组启停3 次，则添加剂的耗量大概在26 t 左右，脱硫添加剂含税单价为3.3 万元/t，每年需新增运行成本85.8万元，这样当电厂燃用高硫煤时(Sar＞0.63%)，每年实际可节约的煤价大致如图3 所示。

图3 应用添加剂后电厂每年节约的煤价与Sar关系

由图4 可知，连续使用添加剂时，电厂平均燃煤硫分Sar至少可增加至0.8%。以FGD 系统的设计含硫量Sar=0.63%为基准，在此以下不需加入添加剂，在此以上根据Sar的大小来添加不同的添加剂含量。以每年单台机组燃煤量160 万t 为基数，当机组燃用Sar平均为0.8% 的煤时，和Sar=0.63%相比，全年煤价可节约500 万元，效益显著。

图4 应用添加剂后电厂每年节约的煤价与St，da关系

5 脱硫添加剂对脱硫设备的安全性评价

脱硫添加剂在纯水中基本呈中性，其溶解度很高，能在吸收塔溶液中瞬间溶解，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。脱硫设备中能够直接接触到脱硫添加剂的部分主要有:吸收塔内壁、石膏浆液循环泵叶轮及管道、石膏排出泵、吸收塔搅拌器、除雾器、净烟道内壁及烟囱内壁等［10］。

燃用高硫煤时脱硫装置加入少量的脱硫添加剂即可满足环保要求，据统计，其在吸收塔中的浓度不高于300 ppm，在实际的浆液环境里，低浓度的添加剂对吸收塔内壁的衬胶或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。

在机组使用脱硫添加剂数月后的停机检查可以看出，GGH 和除雾器的堵塞现象得到很大的改善，吸收塔内壁、净烟气内壁以及烟囱内壁没有点蚀的情况出现。脱硫系统运行维护情况良好。

6 结论

当燃煤硫分超出设计硫分约20% ～30%时，向吸收塔浆液中添加脱硫添加剂，可有效地提高石灰石的活性，加快气膜和液膜之间的传质过程，从而显著提高脱硫率，可达到环保要求的脱硫效率及SO2排放浓度。

本脱硫装置脱硫添加剂应用的最主要目的是提高脱硫装置的煤种适应性，使之对燃煤硫分要求没那么严格，而经济性主要体现在煤价的节约。而且，脱硫添加剂在实际应用中对脱硫后续设备的安全运行无任何不利影响，脱硫系统运行维护情况得到改善。

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