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LYWS-8高硫煤专用脱硫添加剂

技术简介
一、现行脱硫装置面临改造
2012年1月1日起，国际环保部实行新的SO2排放标准，除了使用高硫煤矿区的火电厂SO2的排放浓度在400mg/m3以外，所有在役火电机组都要达到200mg/m3。十一五期间，火电企业安装的脱硫装置均是按环境主管部门的批复文件和现行的大气污染排放标准的规定设计建造的，脱硫装置使用寿命基本与机组同步，如果标准提高到200mg/m3，即使火电厂应用的是设计煤种也需要对脱硫设备进行改造。另外，对于实际含硫量为3%左右的煤，达到200mg/m3的排放要求，从技术及设备、运行管理上的要求更为严格。近年来受电煤质量变差，含硫量普遍升高的影响，电力企业已耗费巨资对不能达标的脱硫装置进行了不同程度的改造，如果大幅度降低现役机组SO2排放限制，在电煤质量短期内得不到根本好转的条件下，这些机组势必又将开展新一轮现役机组的脱硫改造。甚至部分脱硫装置要推倒重建。我国电煤稳定性差，大部分电厂燃煤硫份、灰分、发热量波动大、运行值与设计参数偏差较大，严重影响脱硫装置运行稳定性，从进行了火电厂脱硫工程后评估的电厂分析，约60%的电厂燃煤含硫量超出设计值，如湖南某电厂，设计硫份0.77%，实际平均硫份1.17%，最高硫份超过5%。
二、火力发电厂燃煤锅炉高硫煤专用脱硫添加剂
某电厂燃煤机组，脱硫系统设计硫份2.9%，由于某电厂及周边地区的煤种几乎都是高硫煤，硫份远高于3.0%，原设计脱硫装置在实际运行中达不到设计要求，不能达标排放（小于200mg/Nm3）。通过对脱硫系统的局部治理技改，也只能在燃用低硫煤和掺烧低硫煤的情况下，而且还需要机组降负荷运行才能勉强达标排放。由于长期燃用超出设计硫份的煤，导致脱硫系统无法正常运行，随着越来越严格的环保标准的实施，脱硫装置被迫进行增容改造工作，脱硫装置的增容改造动辄耗资数千万，改造施工周期6—8个月，给电厂带来前所未有的经济及环保压力。目前节能减排形势严峻，结合环保限期整改要求，采用LY-WS高硫煤专用脱硫添加剂进行试验，以达到提高脱硫效率，实现SO2达标排放的目的。通过试验证明，火力发电厂燃用高硫煤，采用LY-WS高硫煤专用脱硫添加剂，在火力发电厂燃煤锅炉全烧脱硫塔SO2入口浓度7000mg/Nm3-13000mg/Nm3的高硫煤，不烧低硫煤，在发电量满负荷、高负荷、超负荷的情况下，不用扩容，不用改造，不用投资，不用配煤掺烧，不用投加石灰，脱硫效率达到200mg/Nm3以内。实施新的SO2达标排放标准，每台机组每年可为电厂节约数千万元的资金。在国内尚属首创，为我国高硫煤用于燃烧发电找到一条根本的出路，拓宽了高硫煤的用煤渠道，用高硫煤不用低硫煤，可为电厂创造巨大的经济效益，能够完成国家下达的节能减排目标。
三、附件
某电厂采用燃煤锅炉高硫煤专用脱硫添加剂实验数据

脱硫添加剂的试验方法
2010年9月7日开始在#2吸收塔投加LY-WS-8型脱硫添加剂，投加位置在#2吸收塔排水池。投加后，首先对脱硫添加剂进行稀释，然后进行搅拌均匀，用排水池泵连续打入#2吸收塔。运行人员记录脱硫添加剂加入前、后的机组负荷、原净烟气二氧化硫浓度、供浆量、吸收塔浆液PH值及脱硫效率的变化情况，同时由化验班对吸收塔浆液和石膏进行取样分析，通过试验数据对比分析脱硫添加剂加入后效果。试验计划进行三天，首日加入一次脱硫添加剂，之后每天补加一次，试验期间，运行人员按照《脱硫运行规程》的要求正常进行操作。

附表3、#2FGD脱硫添加剂试验记录添加时间机组负荷原烟气SO2净烟气SO2烟囱SO2吸收塔PH值吸收塔补浆量吸收塔密度添加剂加入量脱硫效率备注MWmg/m3mg/m3mg/m3tkg/m3kg%加入脱硫添加剂之前

9月7日8:00162802197813485.1025.81038/89.3/9:002638975283822215.0036.81044/77.4加3t石灰10:002708365159924015.0036.81059/64.7/11:002727813153619924.9436.81065/80.5/12:00271812724318864.9936.81072/90.4/13:00271769720320475.0036.81065/85/14:002738044172021684.8836.81088/82.2/15:002728523192021544.9636.81091/81.3加2t石灰16:002748574245324024.7936.81099/77.8/17:002738627273626254.7336.81100/76.2/18:00225848623