一、現行脫硫裝置面臨改造
2012年1月1日起，環保部實行新的SO2排放標準，除了使用高硫煤礦區的火電廠SO2的排放濃度在400mg/m3以外，所有在役火電機組都要達到200mg/m3。十一五期間，火電企業安裝的脫硫裝置均是按環境主管部門的批復文件和現行的大氣污染排放標準的規定設計建造的，脫硫裝置使用壽命基本與機組同步，如果標準提高到200mg/m3，即使火電廠應用的是設計煤種也需要對脫硫設備進行改造。另外，對于實際含硫量為3%左右的煤，達到200mg/m3的排放要求，從技術及設備、運行管理上的要求更為嚴格。近年來受電煤質量變差，含硫量普遍升高的影響，電力企業已耗費巨資對不能達標的脫硫裝置進行了不同程度的改造，如果大幅度降低現役機組SO2排放限制，在電煤質量短期內得不到根本好轉的條件下，這些機組勢必又將開展新一輪現役機組的脫硫改造。甚至部分脫硫裝置要推倒重建。我國電煤穩定性差，大部分電廠燃煤硫份、灰分、發熱量波動大、運行值與設計參數偏差較大，嚴重影響脫硫裝置運行穩定性，從進行了火電廠脫硫工程后評估的電廠分析，約60%的電廠燃煤含硫量超出設計值，如湖南某電廠，設計硫份0.77%，實際平均硫份1.17%，zui高硫份超過5%。
二、火力發電廠燃煤鍋爐高硫煤脫硫添加劑
某電廠燃煤機組，脫硫系統設計硫份2.9%，由于某電廠及周邊地區的煤種幾乎都是高硫煤，硫份遠高于3.0%，原設計脫硫裝置在實際運行中達不到設計要求，不能達標排放（小于200mg/Nm3）。通過對脫硫系統的局部治理技改，也只能在燃用低硫煤和摻燒低硫煤的情況下，而且還需要機組降負荷運行才能勉強達標排放。由于*燃用超出設計硫份的煤，導致脫硫系統無法正常運行，隨著越來越嚴格的環保標準的實施，脫硫裝置被迫進行增容改造工作，脫硫裝置的增容改造動輒耗資數千萬，改造施工周期6—8個月，給電廠帶來*的經濟及環保壓力。目前節能減排形勢嚴峻，結合環保限期整改要求，采用LY-WS高硫煤脫硫添加劑進行試驗，以達到提高脫硫效率，實現SO2達標排放的目的。通過試驗證明，火力發電廠燃用高硫煤，采用LY-WS高硫煤脫硫添加劑，在火力發電廠燃煤鍋爐全燒脫硫塔SO2入口濃度7000mg/Nm3 -13000 mg/Nm3的高硫煤，不燒低硫煤，在發電量滿負荷、高負荷、超負荷的情況下，不用擴容，不用改造，不用投資，不用配煤摻燒，不用投加石灰，脫硫效率達到200mg/Nm3以內。實施新的SO2達標排放標準，每臺機組每年可為電廠節約數千萬元的資金。在國內尚屬*，為我國高硫煤用于燃燒發電找到一條根本的出路，拓寬了高硫煤的用煤渠道，用高硫煤不用低硫煤，可為電廠創造巨大的經濟效益，能夠完成國家下達的節能減排目標。
三、附件
    某電廠采用燃煤鍋爐高硫煤脫硫添加劑實驗數據
脫硫添加劑的試驗方法
2010年9月7日開始在#2吸收塔投加LY-WS-8型脫硫添加劑，投加位置在#2吸收塔排水池。投加后，首先對脫硫添加劑進行稀釋，然后進行攪拌均勻，用排水池泵連續打入#2吸收塔。運行人員記錄脫硫添加劑加入前、后的機組負荷、原凈煙氣二氧化硫濃度、供漿量、吸收塔漿液PH值及脫硫效率的變化情況，同時由化驗班對吸收塔漿液和石膏進行取樣分析，通過試驗數據對比分析脫硫添加劑加入后效果。試驗計劃進行三天，首日加入一次脫硫添加劑，之后每天補加一次，試驗期間，運行人員按照《脫硫運行規程》的要求正常進行操作。
下表統計了9月19日至25日的#2脫硫運行及添加劑的使用情況：
時  間 機組日平均
負荷（MW） 原煙氣平均
SO2濃度（mg/Nm3） 煙囪平均SO2
濃度（mg/Nm3） 脫硫添加劑
用量（kg）
9月19日 197.8 9410 275 /
9月20日 207.9 8699 263 /
9月21日0:00-8:00 171.3 9521 312 /
9月23日 202.3 8260 303.5 /
9月24日 216.5 6388 197 /
9月25日0:00-8:00 221.7 6030 161 /
從上表數據可以看出，在使用了脫硫添加劑的情況下均能實現SO2達標排放。9月19日-23日未經過混配煤的入爐煤硫份很高，脫硫添加劑的用量相當大，9月24日以后經過配煤，脫硫入口SO2濃度降至7000 mg/Nm3以下時，添加劑的用量就很少。由此，我們認為在目前情況下，必須采取適當的混配煤措施，控制入爐煤硫份在3.0%（即脫硫入口SO2濃度7000 mg/Nm3）以下，不僅機組負荷可以往高限帶，脫硫添加劑的用量也比較少，而且都能實現SO2達標排放。