湿法烟气脱硫(Wet Flue Gas Desulfurization，WFGD)是世界上大规模商业化应用的脱硫方法之一。湿法烟气脱硫工艺投资较高，运行能耗很高，并且随着国家污染物排放标准要求的提高，部分火电厂出口SO2浓度已经达不到排放要求。脱硫增效剂是一种专业应用于电厂脱硫工艺，能够提高脱硫效率的化学药剂，具有无毒、增效效果明显并且不会对系统产生不良影响的优点。某1000MW机组为提高脱硫效率并且降低脱硫工艺能耗，使用了英国宝莱尔公司生产的脱硫增效剂进行了试验，使用增效剂后脱硫效率明显提高，并且起到了显著的节能效果，增效剂的添加对浆液及石膏品质无不良副作用，而且未发现其对系统及设备有任何不良影响。
引言
我国火力发电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置的运行普遍存在能耗和运行成本高、对煤种硫分的适应能力差、吸收塔后续设备堵塞结垢现象严重、设备磨损严重等问题。脱硫装置的增容改造耗资巨大，改造施工周期约半年，给电厂带来前所未有的经济及环保压力。专用于石灰石一石膏湿法脱硫系统的增效剂具有高效、节能的效果。若能在不对原有脱硫设备进行增容改造的前提下，应用脱硫增效剂来满足脱硫系统的设计脱硫效率是一种有效的方法。
1脱硫增效剂的应用
1.1 机组情况简介
某公司2×1000MW机组配套使用上海锅炉厂生产的超超临界参数、变压运行、螺旋管圈直流锅炉。锅炉型号：SG-3044/27.46一M53X。采用单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧、平衡通风、固态排渣、露天塔式布置方式。设计煤种为神府东胜煤、校核煤种为大同煤。
该机组配套脱硫装置采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，一炉一塔。吸收塔各有4台浆液循环泵(额定功率分别为1120kW、1250kW、1400kW、1400kW)，机组吸收塔有效容积约为3300m3。目前SO2执行排放标准为：烟囱出口SO2排放浓度低于100mg/m3。目前系统整体脱硫电耗较高，且对于环保标准存在较大压力，因此在6号机组脱硫系统使用增效剂进行了试验。
1.2 加药试验
加药试验从2015年8月11日开始。8月11日初次投加药剂1400kg，药剂分两次加入到6号机组吸收塔脱硫地坑内，通过提升泵打入脱硫塔内，地坑的搅拌器保持开启，确保药剂的溶解和扩散均匀，为补充系统每天运行造成的药剂损失，后续日均加约45kg药剂，11号到18号共加药320kg。
1.3 加药效果分析
1.3.1 减排效果
表1是6号机组加药前后的减排数据。从表中可以看到，在负荷、入口浆液pH值等工况基本相同的情况下，入口SO2浓度在1198-1377mg/m3时，加药后净烟气SO2浓度由原来的平均68mg/m3下降到26mg/m3，脱硫效率由94.8%提高到97.9%提高了3.1%。从加药后烟囱出口SO2浓度的变化曲线可以看到，脱硫增效剂的使用能明显提高脱硫效率，为电厂SO2的达标排放提供了保障。
表1 6号机组加药前后减排数据
1.3.2 停泵节能效果
表2是6号机组加药前后的运行数据。从表中可以看到，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/m3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。
表2 6号机组加药前后停泵节能数据(低硫煤)
5、6号机组脱硫系统试验之前2台机组的厂用电率相差不大，试验期间电耗率6号机组较5号机组最少降低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。
1.3.3 后续运行效果
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3 6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4 6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9 200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。
