350MW超临界机组电石渣-石膏湿法脱硫技术的应用分析

2.4 SO2排放对比分析

图4为调取2号炉电石渣粉掺配之前和电石渣粉掺配之后的出口SO2曲线，可以看出，电石渣粉掺配前后出口SO2曲线没有明显变化，说明使用电石渣粉浆液与石灰石粉浆液供浆对控制出口SO2的稳定性没有明显区别。

图5为使用电石渣粉作为脱硫剂时每天出口SO2最大值、最小值、平均值。可以看出，使用电石渣粉后，出口SO2运行数据基本都在超低排放要求以内，运行调整可控。

图4掺配前后SO2的排放量对比

图5电石渣粉作为脱硫剂时出口SO2排放情况统计

3电石渣在电厂应用中的经济分析

电石渣-石膏湿法脱硫工艺中，经济分析从人员消耗成本、脱硫剂原料成本以及电耗成本3方面综合展开。

1） 人员成本。

电石渣代替石灰石湿法脱硫方案不需要增加任何额外运维人员，原有配置人员可满足运行、维护需求。

2）原料成本。

吸收剂来源为电石渣的脱硫工艺，以内蒙地区某热电为例，双机运行工况。该电厂每月按完全使用石灰石粉进行湿法烟气脱硫，理论使用电石渣11608.5t；实际使用电石渣13133t，石灰石粉耗量降低至567.24t，电石渣掺比量近96%，共节约成本162.5万元/月(石灰石粉价格按190元/t计算，电石渣价格按36元/t计算)。

3）电耗成本。

内蒙地区该电厂在投运电石渣(双机)的情况下，浆液循环泵较石灰石粉脱硫可减少一台运行，以6台泵功率值为中间值的3号泵为准，如果减少一台浆液循环泵，就可降低月耗电量为886510.76kW/h。同时，投运电石渣后增加的2台电石渣溶解箱搅拌器月耗电量为10567.1kW/h，电石渣输送泵月耗电量为11862.28kW/h。综合分析，采用电石渣(双机)脱硫后，耗电量节约成本为86.41万kW/h/月，按地区上网电价为0.2829元计算，节能效益为24.44万元/月(计算过程中电石渣浆池搅拌器运行时长按24h计算；电石渣浆液输送泵运行时长按12h计算；节约电量=浆液循环泵节省电量-电石渣浆液制备系统耗电量)。从以上3项分析来看，原料消耗成本降低了162.5万元/月，电耗成本降低了24.44万元/月，综合收益为186.94万元/月，具有一定经济效益。

4电石渣-石膏湿法脱硫在电厂应用中存在的问题及解决措施

4.1电石渣反应迅速，pH值控制难度高

因电石渣粉浆液与SO2反应迅速，电石渣加入脱硫时缓冲作用较石灰石粉差，脱硫过程中容易引起pH值波动和净烟气SO2波动，需在初期投运期间掺配石灰石浆液以控制调整吸收塔pH值，后期逐步通过运行经验摸索电石渣的反应特性和浆液pH值之间的关系。以该电厂为例，全部使用电石渣进行湿法脱硫时，可保持最佳运行pH值在5.2-5.5。

4.2系统部分区域频繁堵塞

由于电石渣粉中酸不溶物比例较高，细度较低，电石渣中过量的氧化铁、碳颗粒会导致石灰石供浆系统、石膏脱水系统、废水系统堵塞停运，电石渣浆液箱搅拌器跳闸现象也时有发生。针对在各厂掺配试验期间出现的设备频繁堵塞问题，需要对相关设备进行改造，降低电石渣粉对设备的影响，同时在电石渣加工设备中增加除铁器或旋振给料筛，除去电石渣中的氧化铁，避免设备及管道磨损。最终经过设备改造后调试运行，可将电石渣浆液最佳筛分浓度控制在1120-1150kg/m3之间，并且保持旋振筛运行情况较好，能满足设备的连续运行。

4.3电石渣易结垢、结团，石膏结晶氧化控制存在难度

由于电石渣反应速度快、结晶快，因而容易发生粘壁，在运行中可能会存在一定的粘结。而在实际运行中通过控制电石渣浆液浓度在1120-1150kg/m3，可观察到电石渣浆液与石灰石浆液脱硫效率相当，并且用之全面替代石灰石浆液进行湿法脱硫时，吸收塔内反应产物的氧化和结晶均正常。

4.4安全问题及措施

由于电石渣为制造乙炔的废料，因此在储存及制浆过程中会有部分一氧化碳、乙炔、硫化氢等易燃、易爆、有毒气体，且电石渣粉属于强碱，在运输或储存过程中需要做好防止一氧化碳中毒、乙炔爆炸、强碱烧伤的防护措施。

5结论

1）电石渣-石膏湿法脱硫可以显著提高吸收塔的pH值。全部使用电石渣进行湿法脱硫时，可保持最佳运行pH值在5.2-5.5，并降低了脱硫剂的使用量。

2）与石灰石-石膏湿法脱硫相比，电石渣-石膏湿法脱硫可减少浆液循环泵运行台数，且供浆量明显降低，降低了电厂用电电耗。

3）电石渣-石膏湿法脱硫中使用电石渣粉浆液与石灰石粉浆液供浆对控制出口SO2的稳定性没有明显差异。

4）从经济学角度分析，采用电石渣-石膏湿法脱硫后原料消耗成本降低了162.5万元/月，电耗成本降低了24.44万元/月，综合收益可达到186.94万元/月。

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