600MW燃煤机组新型高效脱硫吸收剂的提效试验研究

600MW燃煤机组新型高效脱硫吸收剂的提效试验研究

李永卫

广东大唐国际潮州发电有限责任公司,广东潮州 515700

摘要：某电厂600MW机组采用了目前我国燃煤电厂应用最为广泛的石灰石/石膏湿法烟气脱硫（FGD）工艺，但FGD吸收塔超低排放改造后因液气比L/G太小，处理能力未能到达设计要求。为此采用了一种新型高效脱硫吸收剂进行试验，结果表明新型高效脱硫吸收剂的加入可快速提高FGD系统的脱硫效率,是吸收塔目前处理能力的1.3倍，即原烟气SO2浓度由1540mg/m3提高到近2000mg/m3，这样可以提高FGD系统的脱硫能力，增加了电厂燃煤采购的灵活性，值得推广应用。

关键词：石灰石/石膏湿法脱硫；新型高效脱硫吸收剂；脱硫效率

Test of a New High Desulfurization Efficiency Absorbent in a 600MW Coal-fired Unit

Abstract: Limestone/Gypsum Wet Flue Gas Desulfurization（FGD） process is used in a 600MW Coal-fired  Unit, after ultra-low emission retrofitting,the absorber cann’t meet the design requirements due to the low Liquid-gas ratio.To solve this problem, a new high desulfurization  efficiency absorbent is tested，the results show that the new desulfurizer can improve the efficiency of FGD system significantly,the absorber can treat 1.3 times SO2 concentration in raw gas from 1540mg/m3 to 2000mg/m3.This can improve the ability of desulfurization of FGD system，thus improve  the  flexibility of coal fuel purchasing and can be extended.

Keywords:limestone/gypsum wet flue gas desulfurization（FGD）；new high desulfurization  efficiency absorbent；desulfurization efficiency.

近十年来，我国先后颁布实施《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223—2011)、《大气污染防治计划》(2013年9月)等一系列日趋严格的环保政策，2015年12月环境保护部、国家发展和改革委员会、国家能源局又联合印发了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》的通知（环发〔2015〕164号），将东部地区原计划 2020 年前完成的超低排放改造任务提前至 2017 年前总体完成。为此某电厂2台600MW燃煤机组FGD系统在2018年2月全部完成了超低排放改造，但改造没有达到预期目标，电厂只有燃用低硫煤或限负荷来满足环保要求，这给电厂燃煤采购及运行人员带来极大的压力，也严重影响了电厂的经济效益。为此该电厂在2号FGD系统上采用了一种新型高效脱硫吸收剂进行提效试验，以提高现有FGD系统燃煤含硫的适应能力，缓解电厂燃煤采购的压力。

1.FGD系统现状

FGD系统采用石灰石/石膏湿法脱硫工艺，锅炉来的全部烟气经引风机直接进入吸收塔，烟气自下向上流动，烟气中的SO2被自上而下的5层循环喷淋的浆液吸收生成CaSO3，并在吸收塔反应池中被鼓入的氧化空气氧化而生成石膏CaSO4•2H2O。脱去SO2的烟气经除雾器除去烟气中携带的浆液雾滴后，直接经烟囱排入大气。FGD系统原设计入口烟气量1840364m3/h（标态，干基），入口SO2浓度为1540mg/m3（标态，干基，6%O2，下同），设计脱硫效率95%。为满足超低排放要求，2018年2月进行改造，增加了D、E2台循环泵和喷淋层，改造设计入口SO2浓度为2200mg/m3，脱硫效率不小于98.64%，出口SO2浓度不大于30mg/m3。改造后吸收塔Φ15m×41.5m，碳钢+鳞片防腐，浆液池容积1866m3（最大），5层喷淋层，对应5台循环泵A/B/C/D/E的流量均为6452m3/h，扬程分别为：24.8m/22.8m/20.8m/26.8m/28.8m。超低改造后多年的实际运行表明，在600MW负荷、全部循环泵开启时，FGD入口SO

2浓度在1540mg/m3以下时可以满足超低排放要求，这远没有达到改造目标。分析的主要原因是改造后液气比L/G只有15.3L/m3，明显比类似的吸收塔小很多。为此给电厂燃煤采购带来很大限制，当入炉煤含硫稍高时机组便只能限负荷来满足环保要求。

FGD系统提效常用的应对措施包括[1-6]：1）改造吸收塔，通过优化吸收塔设计，提高吸收塔液气比( 增设喷淋层、提高浆液循环泵流量) 或者采取增强气液传质措施( 增设托盘持液层、湍流层、聚气环等)，可大幅提高吸收塔的脱硫效率，满足超低排放要求；或采用串联塔等，该方式响应快但投资大、工期长、能耗高。2）加入脱硫增效剂，如有机酸等，该方式采用人工添加，应急速度慢，虽能够一定程度上提高脱硫效率，但存在缺点是成本高、增加废水COD，造成二次污染，对石膏质量有不利影响等。目前电厂也使用脱硫增效剂来应急，可提高约10%的脱硫能力。后经多次调研，电厂采用了一种新型高效脱硫吸收剂来进行提效试验，并取得了成功。

2.新型高效脱硫吸收剂

新型高效脱硫吸收剂为钙基吸收剂，主要成分为超细的Ca(OH)2，它由钙基为基材，部分碱性金属和碳酸根离子为附材，多种功能性成分激活改性、达到强碱性能，高效吸收SO2。主要指标为：外观：乳白色液状，含固：25%±1%；酸不溶物≤0.3%；pH值≥13。新型脱硫吸收剂和石灰石吸收SO2总的反应式分别为:

，

，

可见Ca(OH)2 和石灰石吸收SO2的反应基本类同，副产品也一样，这样新型吸收剂的加入对现有石灰石/石膏湿法FGD系统的运行不会产生不利影响。

新型脱硫吸收剂Ca(OH)2是强碱性的，粒径相对比较集中，主要集中在200nm附近，与常规的石灰石粉相比（90%粒径小于44μm），二者粒径尺寸上相差200倍多，因此新型脱硫吸收剂具有更大的比表面积、溶解度更高、反应活性更高。SO2是酸性氧化物，所以二者相遇会发生强烈的、非可逆的酸碱中和反应，其反应速度远远高于石灰石与 SO2之间发生的弱酸、弱碱盐的系列反应。总的说，石灰石基FGD主要是液膜控制过程，CaCO3的溶解速度控制了吸收过程的总速率；石灰基FGD属于气膜控制过程，吸收过程的总传质速率主要取决于气膜的扩散速率，因此相同条件下，Ca(OH)2吸收剂的脱硫效率要明显高于石灰石浆液[7-8]，在钢厂烟气脱硫系统中也得到部分应用[9-10]，但在电力行业应用极少。由于全部用Ca(OH)2来取代原石灰石吸收剂，脱硫成本太高（每吨Ca(OH)2的价格大约是石灰石粉的4～5倍），因此试验采用部分新型脱硫吸收剂来替代石灰石浆液，加入新型脱硫吸收剂后相应地减少原石灰石浆液供给流量，控制吸收塔浆液pH值波动不超过0.2。

3  FGD系统提效试验过程及结果

试验过程中，新型高效脱硫吸收剂由试验测试车运输至电厂，经测试车上的输送系统泵送至循环泵A、E入口进入吸收塔进行脱硫。主要进行了停循环泵试验和高硫煤试验。

3.1 满负荷下停泵试验

2022年4月13日9:30，机组负荷607MW，FGD入口SO2浓度在1420mg/m3左右，开始加入新型高效脱硫吸收剂，原液与水按1:3～3.5比例稀释，流量约15m3/h。此时吸收塔未补充石灰石浆液，pH最低下降到5.43。9:43，在净烟气SO2浓度低到13.0mg/m3以下时，停运D循环泵运行，停泵后出口SO2浓度最高升到33mg/m3，9:59开始石灰石浆液补入，出口SO2浓度最后稳定在20～33mg/m3之间，平均约27mg/m3。10:47，在上述停运D循环泵工况下，逐渐加大了新型脱硫剂的量，出口SO2浓度立即下降，最低在13mg/m3以下，图5.2-5为全过程机组负荷，原烟气/净烟气SO2浓度等变化曲线。

图1  停D循环泵试验前后时净烟气SO2浓度等变化

Fig.1  Change of SO2 emission concentration before/after stopping a circulating pump

3.2 高硫煤试验

在上述停循环泵试验成功的基础上，开始由低到高地提高原烟气SO2浓度进行试验，3个工况原烟气SO2浓度设定在1700mg/m3、1850mg/m3、1950mg/m3左右。

   4月14日上午9:21，机组负荷600MW，全部循环泵运行，FGD入口SO2浓度升高到1600mg/m3以上，单凭原石灰石浆液已不能满足环保排放要求了，于是开始加入新型脱硫剂，原液与水按1:3比例稀释，流量约15m3/h。石灰石浆液供给按电厂平时习惯，控制净烟气SO2浓度达到超低排放要求。加入新型吸收剂后约3min，净烟气SO2浓度迅速降低，停止石灰石浆液供给后，由于新型吸收剂总流量不足以满足脱硫需求，吸收塔pH值开始逐渐下降，净烟气SO2浓度开始上升，此过程中原烟气SO2浓度最高到1730mg/m3。11:20，机组开始降负荷，本工况试验结束，试验全过程见图2所示，从图2可以看到，由于依靠原石灰石浆液阀全开全关来控制，出口SO

2浓度波动很大，有15mg/m3以上的波动，石灰石浆液及时补入时，出口SO2浓度下降，反之就上升，但完全可控在35mg/m3以下的超低排放要求，吸收塔pH值的变化在0.2以内。

   4月14日下午14:21，机组负荷608MW，全部循环泵运行，FGD入口SO2浓度升高到1606mg/m3以上，单凭原石灰石浆液已不能满足环保排放要求了，净烟气SO2浓度开始超标（>35mg/m3），于是开始加入新型脱硫剂，原液与水按1:3比例稀释，流量约15m3/h。由于中午机组负荷低，且石灰石浆液供给电动门有漏，因此吸收塔浆液pH至最高升到6.33。石灰石浆液供给按电厂平时习惯，控制净烟气SO2浓度达到超低排放要求。14:36，机组负荷600MW，全部循环泵运行，FGD入口SO2浓度首次升高到1800mg/m3以上，由于新型吸收剂一直加入，净烟气SO2浓度始终可控制地满足环保要求，见图2。

15:09加大了新型脱硫剂补入，15:02～15:12补充石灰石浆液10min，此后一直到16:20再次补浆，整个时间段均由新型脱硫吸收剂来维持脱硫效果，在此过程，吸收塔pH值由5.92慢慢下降到5.84，变化不到0.1。

16:30，机组开始降负荷，由于FGD入口SO2浓度一直较高，因此新型脱硫吸收剂一直到16:42才停止补给。该原烟气SO2浓度在1800mg/m3以上工况全过程机组负荷、原烟气/净烟气SO2浓度等参数见图2所示，原烟气SO2浓度最大在1861mg/m3，净烟气SO2浓度排放浓度稳定在20～30mg/m3之间。

图2  原SO2浓度1700～1850mg/m3全过程净烟气SO2浓度等的变化

Fig.2  Change of SO2 emission concentration during the process of adding new absorbent(raw gas SO2 concentration 1700～1850mg/m3)

4月15日上午8:38，机组负荷502MW，全部循环泵运行，FGD入口SO2浓度升高到1600mg/m3以上，为控制净烟气SO2浓度不超标，开始加入新型脱硫剂，净烟气SO2浓度低到13mg/m3以下，此后石灰石浆液供给按电厂平时习惯，控制净烟气SO2浓度达到超低排放要求。

随着负荷的升高，原烟气SO2浓度也逐渐升高，10:36，机组负荷606MW，SO2浓度首次达到1900mg/m3以上，之后原烟气SO2浓度一直维持在1900mg/m3以上，最高达到1983mg/m3。11：20，机组开始降负荷，11:35停止加入新型吸收剂。满负荷下原烟气SO2浓度在1900mg/m3以上持续时间约1.7h，试验全过程见图3所示，净烟气SO2浓度稳定在20～30mg/m3内。

3.3 最高负荷高硫试验

   4月15日下午15:38，机组负荷升到630MW，全部循环泵运行，FGD入口SO2浓度在1900mg/m3以上，为控制净烟气SO2浓度不超标，加大了新型脱硫剂流量，净烟气SO2浓度最低到20mg/m3以下，整个过程持续约50min。期间FGD入口SO2浓度最大在1953.8mg/m3以上，见图5.7-4、净烟气SO2浓度稳定在20～30mg/m3之间。

16:28开始降负荷，16:35负荷606MW，FGD入口SO2浓度1993mg/m3，净烟气SO2浓度24.1mg/m3，新型脱硫剂在17:39全部用完，至此试验全部结束。

图3  高负荷原SO2浓度1900mg/m3以上全过程净烟气SO2浓度等的变化

Fig.3  Change of SO2 emission concentration under high unit load and raw gas SO2 concentration above 1900mg/m3

3.4 试验结果分析

（1）高效脱硫吸收剂的燃煤含硫适应性分析

    在满负荷时，高效脱硫吸收剂的试验效果汇总于表1中，由结果可知，与单纯用石灰石浆液脱硫相比，加入高效脱硫吸收剂可大大提高锅炉燃煤适应性。在满负荷下加入高效脱硫吸收剂28%左右时，原烟气中SO2浓度到达1993mg/m3时，烟囱中SO2排放浓度可控制在20～30mg/m3之间，完全达到超低排放要求，此时原烟气中SO2浓度是目前吸收塔处理能力1540mg/m3的1.3倍！

表1  高效脱硫吸收剂的试验结果汇总

与其他电厂的试验结果相比，新型高效脱硫吸收剂的占比偏大，主要原是电厂2号FGD吸收塔的石灰石浆液供给方式与众不同，新型高效脱硫吸收剂的潜力还未充分发挥出来。2号FGD吸收塔石灰石浆液的补充根据吸收塔浆液的pH值自动进行控制，其阀门为全开全关型。pH的自动控制比较单一，它仅由加入的石灰石浆液量来控制，当pH值低于某设定值如5.6时，石灰石浆液电动阀全开；当pH值低于某设定值如5.8时，电动阀全关，这样pH值在某一范围内有规律地波动。这种控制方式的优点是简单可靠，对于我国早期SO2排放浓度要求不高的情况下是很实用的。然而其缺点是会造成净烟气SO2排放浓度的较大波动，在电厂日常运行及高效新型脱硫吸收剂试验过程中，机组负荷、原烟气SO2浓度稳定的情况下，这种加浆方式造成净烟气SO2排放浓度的波动达到了15mg/m3以上。目前我国火电厂都是超低排放，SO2排放浓度小于35mg/m3,实际电厂运行要求更低，因此这种波动给运行人员带来很大压力，净烟气SO2排放浓度容易超标，特别是在机组升负荷过程、燃煤含硫变化大时更易超标。本次试验采用的新型高效脱硫吸收剂主要成分为超细的纳米级Ca（OH）2，与石灰石浆液相比，具有碱度高，吸收SO2反应快速彻底，加入吸收塔3min后净烟气SO2排放浓度就明显开始下降，因此用于控制净烟气SO2排放超标是最有效的一种手段。正常运行时以石灰石浆液为主要脱硫剂，应连续加入吸收塔，新型高效脱硫吸收剂作为补充，可以保证净烟气SO2排放浓度平稳、波动小，这是新型高效脱硫吸收剂的最佳运行方式。

（2）高效脱硫吸收剂的节能分析

    试验表明，与单纯用石灰石浆液脱硫相比，在600MW满负荷、入口SO2浓度1540mg/m3时加入高效脱硫吸收剂可停运一台D循环泵（运行电流57.7A，这样循环泵节电约：6×57.7×1.732×0.8=480kW）。同时吸收塔阻力降低约200Pa，锅炉引风机的出力也相应会减小,停D泵后引风机A/B电流平均降低约8A，这样引风机节电约71kW。两者合计节电551kW。按发电煤耗290克/kWh（标煤）来计算，年运行5000h，这样每年1台锅炉可节约标煤：551×290×10-6×5000=799t，2台机组可节约1598t标煤。

（3）高效脱硫吸收剂的CO2减排分析

    石灰石脱硫时会产生CO2，而高效脱硫吸收剂不会产生CO2。以满负荷、入口SO2浓度1540mg/m3时为例，石灰石消耗量约为5.362t/h（90%纯度），添加15wt%高效脱硫吸收剂,电厂2台炉1年中减排的CO2量为：2×（5.362×90%）×15%×44/100×5000=3186t。

    另外，根据“广东省企业（单位）二氧化碳排放信息报告指南2021”，因节能间接减少的CO2排放量为：2×6.379t/（万kWh）×551kW×5000h=3515t。

    这样2台机组每年可减少CO2排放量约：3186+3515=6701t。

(4）高效脱硫吸收剂对石膏品质的影响分析

    由于高效脱硫吸收剂的主要成分是Ca(OH)2，吸收SO2完全，理论上生成石膏的品质比石灰石浆液更好。试验期间吸收塔的成分分析见表2，石膏的成分分析见表3，由于电厂脱水机前的石膏浆液缓冲罐是1、2号吸收塔共用的，因此这里石膏成分不仅仅是2号吸收塔的，数据供参考。

表2  试验前后2号吸收塔浆液的成分分析

表3  试验前后石膏的成分分析

    从化验结果看，加入高效脱硫吸收剂前后吸收塔成分、石膏纯度没有明显的差别，主要原因可能是试验时间不长、石膏品质与负荷、皮带机运行时间、吸收塔pH值及运行人员的操作习惯等诸多因素相关。总的看，高效脱硫吸收剂的加入对石膏的品质没有产生明显的影响。另外脱硫废水日常成分化验结果液表明高效脱硫吸收剂的加入未见有异常。

4  结论

（1）与单纯用石灰石浆液脱硫相比，加入高效脱硫吸收剂可增加脱硫最大出力、拓宽脱硫系统对高硫份煤种的适应能力，利于燃煤采购及节约燃煤成本。在600MW满负荷下加入高效脱硫吸收剂28%左右时，原烟气中SO2浓度最大到达1993mg/m3，是目前处理能力1540mg/m3的1.3倍，烟囱中SO2排放浓度可控制在20～30mg/m3之间，完全达到超低排放要求。在机组最大负荷630MW、全部循环泵运行，FGD入口SO2浓度在1900mg/m3以上，最大在1953.8mg/m3时，通过加大新型高效吸收剂的量，净烟气SO2浓度也可稳定在20～29mg/m3之间。

（2）高效脱硫吸收剂使用后增加了对出口SO2排放浓度的调节手段，实现工况优化。试验表明加入高效脱硫吸收剂后3min左右就对出口SO2浓度的降低有明显作用，这可以减少升负荷阶段、含硫突变时、以及吸收塔浆液“中毒”时等出口SO2浓度的超标时间，减少运行人员的压力。

（3）高效脱硫吸收剂使用后有一定的节能效果。600MW负荷下添加高效脱硫吸收剂后与原先采用石灰石浆液脱硫相比，至少可减少1台浆液循环泵的运行，降低了脱硫装置的阻力，引风机能耗也明显下降，起到了节能效果。同时提高了浆液循环系统设备备用系数，降低了浆液循环泵停运后对达标排放的影响，避免因环保超标排放问题造成机组限负荷。

（4）高效脱硫吸收剂使用后可大大减轻了现有石灰石湿磨制浆系统运行压力；可以减少磨机运行时间，降低磨机磨损及备品备件更换周期，节约生产成本一定的生产成本。

（5）试验期间，高效脱硫吸收剂的加入没有对石膏的品质和废水产生明显的影响。

（6）根据高效吸收剂的成分和加入位置分析，不会对相关设备产生额外的腐蚀或磨损。

（7）高效脱硫吸收剂的加入可减少CO2的排放。

   电厂FGD 吸收塔内石灰石浆液加入方式有待于进一步优化，要实现石灰石浆液的连续供给，避免目前石灰石浆液供给阀全开、全关造成净烟气SO2排放浓度的大幅波动，减少运行人员的环保压力。可以预测，经过石灰石浆液的供给方式的优化，可以进一步挖掘新型高效脱硫吸收剂的脱硫潜力。

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