脱硫增效剂_长沙天瑞能源科技有限公司

产品简介 product brief introduction

TR-Ⅱ型系列脱硫增效剂为长沙天瑞能源科技有限公司吸收引进美国新泽西州立大学化学专家Gaojie Hu教授专业研究成果，针对石灰石湿法脱硫系统中不同脱硫吸收塔塔型、不同煤种开发的系列复合增效剂，并申请了国家专利保护（专利号：201210232907.1）。
在制浆、脱水公用系统满足要求前提下，煤质硫份超出设计值30%范围内使用脱硫增效剂，可明显改善脱硫系统的化学反应与传质过程，能促进CaCO3的溶解，缓冲浆液的pH值，促进SO2的水合及解离，显著提高脱硫反应中SO2吸收的速度及效率，实现SO2达标排放，不需要对脱硫系统进行设备扩容改造，项目投资小，见效快。

1、物理特性

产品名称	TR-Ⅱ型脱硫增效剂
性状描述	白色粉末状晶体，溶于水，无毒，不含重金属
主要成分	高分子羧基类与无机物质，活性剂，促结晶剂
pH 值（0.1%溶于水）	5.2-5.6
包装	25kg/袋，40kg/桶（根据用户需求封装）
储存	存放于阴凉、干燥、通风的库房，常温保存
注意事项	避免直接和眼睛、皮肤接触

2、产品样品图

3、石灰石湿法烟气脱硫化学反应机理

4、产品作用机理
1）提高石灰石反应活性，促进石灰石溶解
实验证明脱硫增效剂可将石灰石消溶时间缩短40%以上。
石灰石样品消溶速率对比表（pH值5.2-5.6，温度47-50℃）

工况	无增效剂	TR-Ⅱ型脱硫增效剂
石灰石消溶10%所需时间(min)	3.0	1.8
石灰石消溶20%所需时间(min)	4.5	2.5
石灰石消溶30%所需时间(min)	9.0	5.1
石灰石消溶40%所需时间(min)	16.0	10.2
石灰石消溶50%所需时间(min)	33.2	19.7
石灰石消溶60%所需时间(min)	58.3	34.2

2）促进SO2吸收
脱硫增效剂中含较多的碱性基团。含有总碱性基团（如羟基）的量越多，SO2的溶解速率越快。
SO2+H2O+ SO32-→2HSO3 ………………………………………（1）
凡是碱性比HSO3 更强的碱性物质均可促进SO2的溶解吸收。
SO2+HCO3-→CO2+HSO3 ………………………………………（2）
SO2+OH- → HSO3 ………………………………………………（3）
3）加速CaSO3氧化
吸收塔内亚硫酸钙氧化，主要通过氧化风机向吸收塔喷入过量的氧气，并加强搅拌使氧气与浆液充分混合接触来提高氧化效果。一旦烟气中SO2浓度突然大幅度升高时，亚硫酸钙生成量定会大幅增加，此时亚硫酸钙氧化不充分，硫酸钙结晶亦不能快速平衡，导致石膏中亚硫酸钙超标，硫酸钙结晶晶粒变小，导致石膏脱水困难，严重时可导致浆液恶化，需重新更换石膏晶种。脱硫增效剂采用无机催化氧化机理，设计非重金属催化氧化剂，催化氧气与亚硫酸钙的氧化速率，提高氧化效果。
4）促进CaSO4结晶，防止结垢与堵塞。
脱硫增效剂吸附在脱硫生成物CaSO4和CaSO3等晶体颗粒的表面上，阻碍了有成垢可能的微晶粒子间的相互连接碰撞，起到分散作用。加之脱硫增效剂可降低石灰石浆液表面张力，使临界晶核半径减小，加速了脱硫反应浆液中CaSO4•2H2O的结晶析出，从而使浆液中未结晶的CaSO4处于非饱和状态，阻碍硬垢的生成，能缓解除雾器、GGH等下游设备的堵塞，确保设备能长期稳定运行。

技术优势 technological superiority

1、提高脱硫效率
1）降低出口SO2排放浓度

针对电厂脱硫SO2排放超标情况，使用TR-Ⅱ型脱硫增效剂后，在吸收塔入口SO2浓度不变的情况下，可降低吸收塔出口SO2排放浓度30-50%，减少脱硫排污费用与环保处罚，减少因SO2排放超标引起的停机风险。

使用脱硫增效剂环保效益分析表

序号	项目	单位	300MW	600MW	备注
1	使用后SO₂排放浓度降低值	mg/Nm³	100	100
2	每年减少SO₂排放量	吨	1000	2000	按年运行5000小时算
3	每年减少SO2排放费用	万元	31.5	63	按630元/吨计算
4	避免SO₂超标排放处罚费用	万元	100	100	按5000元/时处罚
5	避免SO₂超标排放停机损失	万元	50	80	只算停一次直接损失
6	减少的总费用	万元	181.5	243

2）提高脱硫处理能力

在脱硫系统不增容的条件下，使用TR-Ⅱ型脱硫增效剂后，一般可提高吸收塔入口SO2浓度1000-2000mg/Nm3，即可适当提高锅炉燃煤硫份，原煤采购价可降低5-20元/吨，年降低燃料采购成本上千万元。

类别	项目	单位	300MW	600MW	备注
1	年消耗原煤量	万吨	75	150
2	煤硫份提高后煤价降低值	元/吨	12	12	视电煤供应形势而定
3	燃料成本降低值	万元	900	1800

2、降低脱硫系统电耗
根据燃煤实际硫份与系统设计值对比分析，若运行3台以上浆液循环泵，出口SO2浓度不超标情况下使用TR-Ⅱ型脱硫增效剂，至少能停一台循环泵运行，且保持出口SO2浓度与使用增效剂前基本相当。
同时由于停运一台循环泵，减少了一层喷淋，吸收塔阻力可降低200-250Pa，风机运行功率可降低150-250kW。
使用增效剂效益分析（停一台浆液循环泵）

类别	项目	单位	300MW	600MW	备注
增效剂使用量	增效剂日用量	吨	0.10	0.18	依工况±20%调整
	脱硫系统年运行时间	小时	5000	5000	按机组年运行时间
	脱硫增效剂年用量	吨	20.8	37.5	日用量*运行时间
节电效益	1、停浆液循环泵节电				按停一台泵考虑
	1）循环泵额定功率	kW	600	1000	循环泵的铭牌功率
	2）循环泵实耗功率	kW	510	850	按额定功率85%计算
	3）循环泵年运行时间	小时	5000	5000	/
	4）停一台泵年节电量	万kWh	255	425	运行时间*实耗功率
	2、风机节电量				引风机与增压风机
	1）停泵后阻力减少量	Pa	200	250	单层喷淋层压损
	2）风机功率降低值	kW	160	200	风阻力功率测算值
	3）风机年节电量	万kWh	96	120	降低功率*运行时间
	3、节电总功率	kW	670	1050
	4、年总节电量	万kWh	335	525	循环泵与风机总节电量
	5、年节电费用	万元	144	226	上网电价按0.43元/kWh
成本分析	使用增资剂盈亏平衡点	万元/吨	6.9	6.0	年节电费用/增效剂年使用量
说明：以一炉一塔脱硫系统、设计入口SO₂浓度4500mg/Nm³为例进行效益分析

3、性能环比

比较项目	传统脱硫增效剂	TR-Ⅱ型脱硫增效剂
药剂配方	配方无针对性，千篇一律	评估系统，针对性优化设计配方
pH值	pH值3～4，长期使用易加剧系统设备腐蚀	pH值5.0-5.6，与脱硫浆液最佳pH值一致，无影响
功效	单纯提高脱硫效率，导致亚硫酸钙超标，脱水困难等问题	功效全面，提高脱硫效率，促进亚硫酸钙氧化及硫酸钙结晶
防止结垢	防止除雾器及GGH结垢无效果	能缓解除雾器及GGH结垢，减少烟囱飘“石膏雨”
浆液起泡	起泡，导致液位运行控制问题	不会因为添加增效剂导致浆液起泡
服务技能	代理商代理产品，无专业研发工程师提供技术服务	专业研发工程师技术服务，通过问题诊断、评估，解决脱硫系统难题

4、产品使用效果图

产品使用说明
1、添加方法
将脱硫增效剂从脱硫塔地坑处加入，添加前应投入地坑搅拌器运行，确保添加的本品能充分溶解。首次添加时，应根据确定的添加量分3-4小时逐步加入，并向地坑补充一定量的工艺水，防止地坑中浆液密度过高导致地坑泵过流跳闸和管路堵塞。
2、添加量
1）初次添加：
根据浆池容积与入口SO2浓度计
算初次添加量，在脱硫塔地坑中加入，
严格控制增效剂质量浓度在要求的范围内。

2）运行中补加：
增效剂的消耗包括随固体石膏共
析、化学分解损失、浆液汽化、废水
排放的损失。增效剂原则上每天补加一次，每天补加量大致等于增效剂的消耗量，视机组容量与入口SO2浓度每天补加量为60～200kg不等。
为确保浆液中增效剂在最佳反应浓度，需保证滤液水全部或绝大部分回到增效剂使用的吸收系统。

应用效果及案例 The application effect and the case

1、湖南常德某电厂
1）、脱硫系统设计情况
2×300MW机组，脱硫系统为两炉一塔配置，设计入口SO2浓度1584mg/Nm3，配置3台浆液循环泵（900kW/800kW/800kW），氧化风配置3台罗茨风机（两用一备）。

2）、使用TR-Ⅱ脱硫增效剂前后效果对比

运行参数	未添加	添加TR-Ⅱ脱硫增效剂
机组负荷（MW）	2×300	2×300	2×300	2×300	2×300
循泵运行方式	ABC	AB	BC/AC	ABC	ABC
pH值	5.2-5.6	5.2-5.4	5.2-5.4	5.0-5.2	5.0-5.2
入口SO₂浓度(mg/ Nm³)	≈1650	≈1900	≈2000	≈2500	≈2800
出口SO₂浓度(mg/ Nm³)	≈200	≈200	≈200	≈150	≈200
石膏含水率（%）	≈15	≈12	≈12	≈12	≈12
石膏中碳酸钙含量（%）	≈3	≈2	≈2	≈2	≈2
石膏中亚硫酸钙含量（%）	≈0.3	≈0.2	≈0.2	≈0.2	≈0.2

2、案例二：大唐贵州某电厂
1）设计情况
4×600MW机组，脱硫系统为一炉一塔配置。
#1、#2机组：脱硫系统设计入口SO2浓度5600mg/ Nm3，配置4台浆液循环泵，电机功率分别为1400kW/1250kW/1120kW/1000kW，氧化风配置3台罗茨风机（两用一备）。
#3、#4机组：脱硫系统设计入口SO2浓度9200mg/ Nm3，配置6台浆液循环泵，电机功率分别为1250kW/1120kW/1000kW/1000kW/1400kW/1400kW，氧化风配置3台高压离心风机（一用两备）。
2）运行现状
来煤含硫量波动范围为1.3-3.9%，对应吸收塔入口原烟气中SO2浓度3800-11000 mg/ Nm3，脱硫效率在90-96%，与吸收塔原设计值存在偏离，偶尔有超标排放的情况，脱硫系统厂用电率较高。
3）脱硫增效剂使用效果
在入口SO2浓度满足设计要求范围内时，使用TR-Ⅱ脱硫增效剂后可以停一台浆液循环泵运行，降低脱硫系统运行电耗；
在入口SO2浓度超出设计值20%时，使用TR-Ⅱ脱硫增效剂后，出口排放仍可满足小于400 mg/ Nm3要求，提高了现有脱硫装置对燃煤硫份的适应能力。

3、案例三：大唐太原某电厂
1）设计情况
#10、#11机组为300MW机组，脱硫系统为一炉一塔配置。设计入口SO2浓度6500mg/Nm3，原设计出口SO2浓度小于400mg/ Nm3，2013年7月调整为小于200mg/ Nm3。
2）运行现状
排放标准提高后，pH值长期控制在5.8以上，直接外排的浆液中碳酸钙含量最高达30%，SO2出口浓度易超过200 mg/ Nm3。
3）脱硫增效剂使用效果
#10机组：四台循环泵运行，入口SO2浓度4800-4900mg/ Nm3时，出口SO2浓度严重超标；使用TR-Ⅱ脱硫增效剂后，脱硫效率由79.2%提高到88.5%。
#11机组：四台循环泵运行，入口SO2浓度4000-4400mg/ Nm3时，出口SO2浓度约为340mg/ Nm3；使用TR-Ⅱ脱硫增效剂后，入口SO2浓度4500mg/ Nm3左右，四台循环泵运行，出口SO2浓度持续稳定120-140mg/ Nm3之间。脱硫效率由92.2%提高到96.5%。

4、案例四：大唐湖南某电厂
1）设计情况
2×300MW机组，脱硫系统一炉一塔配置，设计入口SO2浓度2760mg/ Nm3，配置3台浆液循环泵，电机功率分别为450kW/500kW/560kW。
2）脱硫增效剂使用效果
使用脱硫增效剂前，入口SO2浓度约为3000mg/ Nm3，三台循环泵运行，出口SO2浓度220mg/ Nm3左右。若停一台浆液循环泵，出口SO2浓度超过400mg/ Nm3。
使用TR-Ⅱ脱硫增效剂后（添加350kg），入口SO2浓度约为3100mg/ Nm3，停一台循环泵（运行两台），出口SO2浓度平均在260mg/Nm3。

5、案例五：中电投东北某电厂1
1）设计情况
2×300MW机组，脱硫系统一炉一塔配置，设计入口SO2浓度2940mg/ Nm3，配置3台浆液循环泵，其功率为500kW/500kW/560kW。
2）脱硫增效剂使用效果
#1脱硫系统：加入脱硫增效剂后，三台循环泵运行条件下，脱硫效率从原来的 92% 提高到 96%以上，出口 SO2浓度维持在 36mg/Nm³以下；任意停止一套循环泵，长时间运行，脱硫效率仍能稳定维持在 94.5%～97%。
#2脱硫系统：加入脱硫增效剂后，任意停止一套循环泵，脱硫效率仍能稳定维持在 94.5%～97%。
两台炉若同时使用脱硫增效剂，脱硫系统停止循环泵每天可节约电量约2.4万kWh。同时可保证脱硫系统循环泵长期有备用，降低脱硫系统运行维护费用。

6、案例六：中电投东北某电厂2
1）设计情况
2×350MW机组，脱硫系统一炉一塔配置，配置3台浆液循环泵。
2）脱硫增效剂使用效果
为解决目前入炉煤硫份波动较大，脱硫系统出口SO2排放值有时偏高、吸收塔运行中pH值高、石膏脱水有时不正常等问题，该厂采用了TR-II型脱硫增效剂。
从使用脱硫增效剂前后运行数据对比分析看，不改变循环泵的运行方式时添加增效剂后SO2排放浓度下降了40%以上，入口SO2浓度可在现有基础上提高约28%。
从使用脱硫增效剂前后数据分析，添加后可任意停一台浆液循环泵，并降低增压风机电耗。
原设计出口SO2排放浓度为200mg/Nm3，使用脱硫增效剂后，可满足出口SO2排放浓度为100mg/Nm3的要求。

7、案例七：国电湖北某电厂
1）设计情况
4×300MW机组，脱硫系统一炉一塔配置，配置3台浆液循环泵。
2）脱硫增效剂使用效果
为解决目前入炉煤硫份波动较大，脱硫系统脱硫能力达不到设计出力，浆液循环泵长期无备用问题，该厂采用了TR-II型脱硫增效剂。
从使用脱硫增效剂前后运行数据对比分析看，不改变循环泵的运行方式时添加增效剂后入口SO2浓度可在现有基础上提高约20%。
从使用脱硫增效剂前后数据分析，添加后可任意停一台浆液循环泵，并降低增压风机电耗。
使用脱硫增效剂后，脱硫系统氧化能力增强，亚硫酸钙含量不超标。

8、效果评价报告