【硫老师】1000MW机组塔式炉脱硫增效剂的应用

2.3.2 停泵节能效果

表2-2是#6号机组加药前后的运行数据，由表中可以看到，在负荷和入口SO2浓度等工况基本相同的情况下，入口SO2浓度在1400-1600mg/Nm3时，加药后循环泵运行2和3，与加药前相比可停运一台循环泵，并且加药后的系统净烟气SO2浓度与脱硫效率与加药前相比基本不变。入口SO2浓度在1600-2000mg/Nm3时，加药后循环泵运行2和3，与加药前相比可停运一到两台循环泵，并且加药后的系统净烟气SO2浓度与脱硫效率与加药前相比基本不变。加药后整体pH与加药前相比下降了0.2左右，节约了石灰石的消耗。

图2-2是同一公司#5、 #6机组脱硫系统电耗率趋势图，由图中可以看出，试验之前两台机组的厂用电率相差不大，试验期间电耗率#6机组较#5机组最少降低0.1%，最多可降低0.29%，也就是厂用电率可以降低0.1%-0.29%，其节能效果显著。

2.3.3 后续运行效果

表2-3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。

2.3.4 极限试验效果

当入口SO2浓度达到2500 mg/Nm3以上时，#6脱硫系统依然可以在运行三台浆液循环泵的情况下，维持出口SO2浓度小于100mg/Nm3。当入口SO2浓度低于2500 mg/Nm3时，运行两台浆液循环泵就可以维持出口SO2浓度小于100mg/Nm3。由此可见，添加脱硫增效剂后，#6脱硫系统可以适应更高硫份的煤种，有效降低了由于硫份波动带来的运行环保压力，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。

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