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、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号机组少降低0. 1 %，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