1000MW机组塔式炉脱硫增效剂的应用

表3是6号机组加药后的后续运行数据。可以看到，通过每天向系统内添加增效剂，截止到18日系统依旧可以通过运行2/3两台浆液循环泵即可保证出口SO2浓度达标排放，药剂的持续性很强，可持续降低系统运行的能耗，节约厂用电。

表36号机组加药后续运行数据

1.3.4极限试验效果

6号机组加药极限试验运行数据见表4。

表46号机组加药极限试验运行数据

当入口SO2浓度达到2500mg/m3以上时，6号脱硫系统依然可以在运行3台浆液循环泵的情况下，维持出口SO2浓度小于100mg/m3。当入口SO2浓度低于2500mg/m3时，运行2台浆液循环泵就可以维持出口SO2浓度小于100mg/m3。由此可见，添加脱硫增效剂后，6号脱硫系统可以适应更高硫份的煤种，为电厂适应高硫分煤种以及灵活环保掺烧带来更多的选择。同时还可以降低购煤成本，为电厂带来更多的收益。

2应用脱硫增效剂的经济效益分析

2.1停泵节能经济效益

从停泵节能效果分析可知，系统运行状况与加药前相比可停运1～2台循环泵，且加药后系统净烟气SO2浓度、脱硫效率与加药前相比基本不变。

通过分析可以看出，加药后大大提高了系统的处理能力，在相同的工况下，未加药的5号脱硫系统需要运行4台循环泵，而加药的6号脱硫系统仅需要运行2台循环泵便可达到排放要求，且出口SO2浓度相差不大。加药后大大提高了系统的处理能力，可以长期停运一到两台循环泵。

图1是8月份1～17日6号机组发电耗电率数据，从图中可以看到，在8月11日系统加完增效剂后，系统耗电率明显下降，最低只有0.53，比加药前平均降低0.2，节约的电量主要是加药后停泵节约与增压风机节约的能耗。

图1机组发电耗电率

每天脱硫系统停运浆液循环泵节约电量(按停1台泵节电110A计算)，系统加药停泵后节约电量为23319(kW˙h);每天增压风机节约电量(2台增压风机电流下降约定俗28A)5936(kW˙h)，每天脱硫系统节电量29255(kW˙h)。上网电价按照0.42元/(kW˙h)计算，则脱硫系统每天可以节约费用12287元，扣除日加药成本约3000元，每天净节省成本9200元效果显著。

2.2其他经济效益

(1)通过添加脱硫增效剂，提高了脱硫系统的脱硫效率，减少SO2排放量，满足了达标排放要求。加药后，通过合理调配循环泵运行，可以完全避免超标情况发生。

(2)通过添加脱硫增效剂可以提高系统裕量，使系统适应缓冲能力更强，当其他条件(如煤质、机组负荷等)存在波动时，系统依然可以高效稳定运行，增强了运行控制能力。

(3)从数据可知，加药后系统整体pH与加药前相比下降了0.2左右，节约了石灰石的消耗。并且，脱硫增效剂有增强石灰石溶解的作用，加入增效剂后可以提高石灰石利用率。脱硫增效剂可增强脱硫塔浆液氧化效果，对石膏的脱水率有提升，可提高石膏的品质。

(4)脱硫增效剂具有减少系统腐蚀结垢的作用，在一定程度上能够改善或缓解系统结垢的问题，提高设备备用系数和减少循环泵系统的检修、维护工作量。

3结语

在石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺中，在石灰石浆液中添加脱硫增效剂，能有效提高石灰石的活性、促进石灰石的溶解，在脱硫吸收塔中，烟气中SO2脱除率及钙转化率显著提高，在提升脱硫效率的同时，提高了石灰石CaCO3的吸收利用率。

由于脱硫增效剂减缓pH值的波动，减少了浆液补充调整的操作频次，提高了供浆流量均衡性，从而提高系统运行的可靠性和稳定性，有效降低了脱硫运行费用。试验证明，应用脱硫增效剂还可以提高运行操作的灵活性，拓展燃煤硫分的适应范围，这样既降低了投资成本和运行费用，也确保了SO2达标排放，实现企业经济效益和社会效益双丰收。

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