脱硫增效剂说明书-OEM版

脱硫增效剂产品说明书

脱硫增效剂简介

技术背景

石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺因其技术成熟、脱硫效率高，吸收剂来源丰富，价格低廉，副产品可利用等特点而被广泛采用，成为目前燃煤电厂烟气脱硫应用最广泛的方法。由于石灰石本身的性质及工艺限制，石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺也存在着能耗、效率等等问题。

针对以上情况,我们开发了脱硫增效剂（NOFON-FGD01型），用于优化脱硫过程，提高FGD系统的脱硫性能，使其能适应各种含硫量的煤种，降低系统能量损耗，给电厂带来良好的经济和社会效益。

脱硫增效剂的主要成份

脱硫增效剂主要成份有：CaCO3表面活化剂、反应催化剂、化学隧道形成剂。

★表面活化剂：改变固液界面湿润性，提高界面传质效率；

★反应催化剂：降低反应能，提高反应速度；

★化学隧道形成剂：形成CaCO3的微球内部化学隧道，将反应从平面推向立体，进一步提高吸收剂利用效率和加快反应速度。

脱硫增效剂原理

在脱硫过程中，石灰石与硫的反应速度受控于CaCO3的溶解速度，CaCO3在水中的溶解度较小，克服或改善CaCO3在水中的溶解问题，将会对整个脱硫工艺有较大的改善提高。由于CaCO3在水中的溶解度较小，在吸收塔中大量的CaCO3是以微小颗粒状存在的，经研究发现，在这些微球表面，存在着双膜效应，严重影响了液体中硫的传质，采用针对CaCO3表面物性的活性剂和催化剂来减弱和消除双膜效应，同时配合化学隧道形成剂来渗透进入CaCO3的微球表面遍布的微孔和裂纹，制造无数的从微球体表面到内部的隧道，使得液体中硫的传质从这些微孔和裂纹顺利引入，大大加快了石灰石与硫的反应速度。

电镜照片：CaCO3 微颗粒形状

电镜照片：CaCO3 表面的固液界面

脱硫增效剂的应用效果

★提高脱硫效率

添加脱硫增效剂在一般情况下可提高烟气脱硫效率10%左右，这对一直达不到设计脱硫效率的机组是一种很好的解决办法。

★减少浆液循环强度

在不降低脱硫效率的同时，添加脱硫增效剂后可降低浆液循环强度四分之一到三分之一，降低系统的液气比，显著降低脱硫系统能耗，并能减少烟气带出水滴对减轻后级设备的结垢堵塞有一定好处。

★适应广泛的煤种

可以适应高硫份的燃煤，当燃煤含硫量超过设计工况时，通过添加脱硫增效剂，使系统能适应燃用高硫煤的运行工况，从而降低发电成本。

脱硫增效剂的使用方法

★脱硫增效剂加入方法

可在浆液循环回路的任意位置加入，根据电厂实际情况提出具体方案。推荐：首次加入系统从浆液返回管处直接加入吸收塔内；后期补充投加时可在地坑中加入。

★脱硫增效剂的用量

一般首次加入量为500-1000PPM（PPM，百万分之一），由于各厂脱硫系统各不相同，燃用煤种硫份含量不同，添加量需根据实际情况调整。由于本产品的原理是催化增效，在脱硫反应中并不消耗，产生的损耗基本是浆液水分流失造成的，后续添加量仅考虑出石膏带水等步骤的损失和自身的衰减情况作酌量补充。

脱硫增效剂的用量由两部分组成：一是首次用量，二是补充用量。

首次用量即指在系统中首次使用或者是相隔较长时间再次使用，系统内基本不再含有增效剂的成分时的添加量，建议的添加量为600PPM，具体的范围一般在500-1000PPM之间调整（也就是千分之零点五至千分之一之间）。一般把浆液池的体积当作总体积来计算，例如：一个600MW机组的脱硫塔浆液池直径为16m，浆液位高12m，它的体积为：

82×3.14×12=2411 m3

按600PPM计算，首次添加量为：

2411×0.6/1000×0.88(调整系数)=1.27（吨）

估算补充量有两个办法，一个是每天定时取样分析脱硫增效剂的含量，计算出每天所消耗的量，然后定时加入补充即可，例如第二天分析测试结果为560PPM，如果还是前例中所述的脱硫系统，这台机组的每天消耗量是：

2411×0.04/1000=0.096（吨）

即96公斤。按这样的结果，加入96公斤脱硫增效剂就可以了。还有一个较为简单的办法，就是看脱硫效果粗略的估计，先是按每天加入50公斤的添加量运行，如果脱硫效果保持原样，那就继续按这样的量维持下去，如果脱硫效率有下降，

那就按每天75公斤的量添加，相反如果脱硫效果不断上升，则可减少添加的量，以节约运行成本。

应用实例

⑴ 2010年8月～9月间，由我公司供货的脱硫增效剂分别于湖北华电A电厂及山西大唐B电厂进行了两次系统的脱硫增效剂实验。

①A电厂概况

A电厂机组（2×330MW）采用石灰石—石膏湿法烟气脱硫系统。一炉一塔单元匹配。本次实验前脱硫系统三台循环泵必须同时运行且系统PH值达到5.8以上时，系统脱硫效率在87%-93%之间波动，故能耗较高，石灰石用量大，系统设备始终处于满负荷运行。

②B电厂概况

B电厂为2×600MW直接空冷脱硫燃煤发电机组。根据现场观察及了解可知，因机组设计原因，当入口SO2浓度达到3300 mg/m3 以上时，会造成脱硫系统供浆量严重不足，脱硫效率很难稳定维持在90%以上，从而无法达到环保排放的要求。

⑵实验过程简介

1、在A电厂FGD脱硫系统加入100公斤脱硫增效剂后（使吸收塔内增效剂浓度达到500ppm）和不加前脱硫效率的对比曲线和持续作用时间.

添加增效剂500ppm浓度时脱硫率与作用时间的变化

86

8890929496980.5

4

10

24

时间（小时）

脱硫效率（%）

数据分析

FGD 入口SO2浓度在2100mg/Nm3。在维持吸收塔原脱硫效率基础上，加入200公斤脱硫增效剂（使吸收塔内增效剂浓度达到500ppm ），配合合理供浆，吸收塔脱硫效率立即快速提升；半小时后，脱硫效率即提高6%以上（对于脱硫效率小于90%的FGD 系统，加脱硫增效剂后脱硫效率或将提高10％以上）。特别是随着时间的变化，在加入500ppm 增效剂24小时后，仍能够达到较高的脱硫效率。这说明增效剂的加入，显著提高了脱硫效率，并且能够持续稳定的发挥作用达24小时以上（理论上可维持64小时）。

2、在B 电厂FGD 脱硫系统加入500ppm 脱硫增效剂后和不加前脱硫效率和循环浆液ph 值之间的对比曲线。

数据分析：

FGD 入口SO 2浓

度在3300mg/Nm 3。塔浆液PH 值对脱硫效率影响显著，随着PH 值增加，脱硫效率增大。

添加增效剂500ppm浓度时对PH值及供浆的影响0

20406080100120

4.8

5.1

5.4 5.7

6

浆液PH值

供浆量/h