烟气脱硫增效剂-催化剂

烟气脱硫增效剂-燃煤脱硫剂

脱硫增效剂

产品背景

脱硫增效剂，又称脱硫添加剂、脱硫催化剂。使用高分子物质为主要原料，经物化加工，激化或物化改性，应用*强化改性后与其它无机高分子材料充分混合，具有稳定结构和性能的新型催化氧化烟气脱硫添加剂，其主要成份大部分为高分子催化剂，与SO2有很强的反应活性，由于烟气脱硫添加剂的稳定性很好，*符合脱硫过程的要求。

石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺具有技术成熟、脱硫效率高、吸收剂来源广、价格低廉、副产品可利用等特点，是燃煤电厂应用的烟气脱硫技术法。当前，我国石灰石湿法脱硫系统存在的主要问题是：运行能耗高；设备结垢磨损严重，系统可靠性低；对煤质硫份的适应性差，难以达到设计出力要求。随着《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）的颁布实施，许多电厂将被迫进行脱硫设备的增容改造，一台600MW机组脱硫装置的增容改造需耗时3个月以上，耗资千万元，给电厂带来了极大地经济压力。在保持原有脱硫系统设备不变的条件下，利用脱硫增效剂进行脱硫系统的“化学增容改造”*达到进行设备增容改造的效果。伴随国家对污染源监管力度的加大，发电企业社会责任感的增强，保持烟气脱硫系统的可靠运行、达标排放已成为国家和企业的共识。随着脱硫过程中化学药剂增效技术的引进吸收，脱硫增效剂在我国越来越多电厂的湿法脱硫系统中得到了应用，由于其具有使用效果明显、使用方便、经济性好的优点，使得这一产品受到广泛关注和青睐。调查显示，超过70%的燃煤电厂正在使用或有意向使用脱硫增效剂，用于改善系统运行。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zui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，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及特点：

外观：白色晶体粉末

密度：1.3±0.05g/cm3

包装：25KG、40KG规格，高密闭包装袋

贮放：应置于干燥、阴凉处保存

保质：性能稳定，保质期2年

性质：无毒、无害

烟气脱硫增效剂-燃煤脱硫剂

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。

1 表面活化剂：改变固液界面湿润性，提高界面传质效率；

2 反应催化剂：降低反应能，提高反应速度；

3 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。

脱硫增效剂的应用效果：

脱硫添加剂对石灰石活性的影响

为了研究脱硫添加剂对石灰石活性的影响作用，特进行了使用脱硫添加剂和未使用脱硫添加剂的石灰石活性对比试验，试验采用电力行业标准DL/T 943-2005《烟气湿法脱硫用石灰石粉反应速率的测定》的测试方法。试验在热工院石灰石活性试验台上进行。未使用脱硫添加剂时石灰石样品的半消溶时间为32.3min，加入脱硫添加剂后石灰石样品的半消溶时间为14.9min，缩短石灰石的半消溶时间约54%，石灰石活性得以大幅提升。

由上图可以得出石灰石样品在pH值5.50，温度为50℃时的溶解速率如表1所示。

表1石灰石溶解速率对比表

脱硫添加剂的使用方法：

脱硫添加剂加入方法：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。

建议建立脱硫添加剂本底浓度时从吸收塔地坑加入，脱硫添加剂经过地坑搅拌器搅拌溶解均匀后通过地坑泵直接打入吸收塔内；

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进行相应的调整。

后续添加量仅考虑出石膏带水、脱硫废水排放、烟气携带水等步骤的损失和自身的衰减情况作酌量补充。

使用脱硫添加剂对脱硫运行的要求

使用脱硫添加剂前需要将吸收塔浆液品质调整到正常的范围，吸收塔浆液pH值控制在5.0~5.8之间，吸收塔浆液密度控制在1120~1180kg/m3之间，因使用脱硫添加剂可以适应超出设计SO2浓度约20%~30%，因此对供浆系统和石膏排出系统出力不足的脱硫装置，为了保持吸收塔浆液pH值和密度能够维持在正常的运行范围内，需考虑对吸收塔供浆和石膏排出系统进行必要的增容改造。

脱硫设备的安全性评价：

脱硫添加剂在纯水中基本呈中性。其溶解度很高，能在吸收塔浆液中瞬间溶解，对吸收塔浆液的pH扰动很小。添加剂溶解到吸收塔浆液中以后，大幅提高了石灰石的活性，提高了氧化空气利用率，从而达到保证脱硫效率的前提下可以降低液气比降低脱硫运行成本的目的，并在实际煤质超出设计值约30%的情况下达到环保要求的排放标准。为了检验脱硫添加剂对脱硫设备的安全性影响，西安热工研究院有限公司在实验室进行了衬胶和鳞片等材质的挂片进行了高浓度脱硫添加剂溶液环境中的浸泡试验（浸泡溶液环境是脱硫添加剂浓度约1000、10000和50000ppm，水浴温度约为50℃），浸泡8个月未发现上述挂片有任何腐蚀、老化或脱落现象。因脱硫添加剂在吸收塔中的本底浓度不高于2000ppm，其含量远远低于浸泡试验的添加剂浓度， 在液相环境中，脱硫添加剂不沉淀不挥发，在吸收塔浆液中促进石灰石的溶解和氧化效果。脱硫设备中能够直接接触到脱硫添加剂的部分主要有：吸收塔内壁、石膏浆液循环泵叶轮及管道、石膏排出泵、吸收塔地坑内壁、地坑泵、吸收塔浆液搅拌器、除雾器、净烟道内壁以及烟囱内壁等。在添加剂的高浓度浸泡试验中可以看出，对高于实际运行添加剂浓度约50倍的添加剂溶液中浸泡8月的衬胶和鳞片无任何腐蚀或脱落现象，在实际的浆液环境中，低浓度的添加剂溶液对吸收塔内壁的衬胶或玻璃鳞片无任何腐蚀作用。

脱硫增效剂的使用方法：

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： *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。

脱硫增效剂使用量：

一般加入量为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：一是用量，二是补充用量。

用量即指在系统中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1000PPM，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1000PPM计算，添加量为：

2411×1000/1000=2.411（吨）

补充量每天在投加100-150kg

脱硫增效剂660MW机组应用情况表

产品作用效果：

①　提高脱硫效率，无需进行设备扩容改造

提高二氧化硫气液传质速率，强化对二氧化硫的吸收而提高脱硫率。在气液界面处催化剂能够结合SO2溶解产生的大量H +离子，使H +离子从液膜传递到液相主体，浆液pH也不会因SO2的溶解而下降过快，同时气相阻力减小，促进SO2吸收。

②　节能降耗(省厂用电)

脱硫装置的入口二氧化硫浓度在设计值范围内的前提下,一是可停运部分吸收塔浆液循环泵，相对降低系统所需液气比，降低脱硫系统厂用电率，从而有效减少脱硫运行费用和脱硫维护检修费用；二是可以节省制浆系统球磨机能耗，有效提高粗颗粒石灰石（250目）的利用率，基本实现与（325目）粒径石灰石相同的脱硫效率。

③　减少石灰石用量

提高脱硫剂的利用率，从而减少其用量，催化剂可以提高石灰石在液相中的溶解度，强化石灰石溶解。在固液界面处，催化剂能提供有利于CaCO3溶解的酸性环境，减小液相阻力，促进石灰石的溶解。

④　提高燃煤调整和脱硫运行、备用的灵活性

由于SO2的溶解度和固体CaCO3的溶解都有限，脱硫催化剂的加入则提供了碱性基团，增强了液膜传质因子，不仅可以促进CaCO3的溶解和提高其解离速率，减少了液相阻力，浆液pH也不会因SO2的溶解而下降过快，使用脱硫催化剂时，脱硫系统可在较低pH值下运行，增加主机燃煤调整和脱硫系统运行灵活性和稳定性；

⑤　增加石灰石的分散性，减少设备的结垢。

催化剂中的活性成份可以提高石灰石的表面活性，增加石灰石的分散性，降低其沉降速度，减少设备的结垢堵塞。

⑥　提高氧化效率，减少亚硫酸根含量，提高真空皮带机脱水效率。

催化剂可降低石灰石浆液表面张力，使临界晶核半径减小，强化HSO3-的氧化使CaSO4和CaSO3易析出石膏，CaSO4等处于非饱和状态，阻碍了化学硬垢的生成。确保设备长期运行阻碍结垢。

⑦停运部分吸收塔浆液循环泵，相对降低系统所需液气比，同时也可以减小系统阻力，减少能耗