脱硫效率低的原因分析.docx
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脱硫效率低的原因分析
脱硫效率低的原因分析
一、脱硫添加剂的试验阻碍
添加剂的试验目的：
促进石灰石的溶解和SO2的吸取，增加溶液的反应活性，总反应速度得到提高。
添加剂具有分散作用，能够增强石灰石的表面活性，增加石灰石的分散性，降低其沉降速度，增大有效传质面积，减少设备的结垢。
4月22日－4月24日进行的脱硫添加剂提高脱硫效率试验，其中添加剂的要紧成分：
复合硫质催化剂、CP活性剂、含羧基类盐。
复合硫质催化剂的作用：
缓冲作用，促进SO2吸取和CaCO3溶解。
CP活性剂：
增加浆液反应活性，提高总反应速率。
含羧基类盐：
促进SO2的溶解。
试验过程：
4月23日向1号JBR地坑注入1.2吨添加剂，搅拌平均后23日8时按照试验要求进行参数调整，10：
30差不多到位，效率91.4%、负荷500MW以上、PH值4.9—5.0之间，10：
40开始开用地坑泵加药，打入吸取塔，23号加药后至25号期间负荷在300MW以上效率最高上至97.8%，PH值在23号加药有降低现象，后调整至5.0—5.2，24号上午调至5.3，下午调回；于24号上午补充添加剂至地坑15袋，9时开始打入吸取塔，24号下午参数开始有运行人员自行把握。
数据分析：
1、在同等条件下（负荷500MW，ph值5.0—5.1，入口1200mg/nm3左右，JBR液位在100mm以下），与添加前效率起始值91.4%比较，可认为提高3%--4%的。
23日11：
00—12：
00，93.8%；
14：
00—16：
00，94%；
19：
00—20：
00，95.5%；
2、1#系统在使用添加剂后，系统效率提升有改善，之前效率差不多在95%以下，现在可轻松坚持在96%以上。
结论及建议：
1、脱硫添加剂有提效作用，但由于机组目前运行状况较好，燃煤含硫量较低，添加前效率运行在94%左右，致使添加剂提效作用成效缩水（添加剂的最好使用成效是含硫量超设计值30%以内）。
2、再做试验前，应储存适量的超设计值含硫量的燃煤，如在0.8%—1.2%之间，确实使系统的脱硫效率降下来，再使用添加剂，成效会更好。
2.1入口SO2浓度与负荷因素
2.1.1入口SO2浓度
依照双膜理论，入口SO2浓度的升高，使烟气中的SO2分压增大，降低了气相传质阻力，有利于SO2吸取，但在SO2浓度增大的同时吸取浆液的碱性并未随之增大，这就使得吸取反应的增强因子减小。
但后一种作用的阻碍更为明显，这两种作用的综合结果使得传质单元数减小从而降低了脱硫效率。
2.1.2针对04月07日-04月16日1号机脱硫效率低进行分析：
2018.4.09-10报表
时刻
1#机负荷
（MW）
脱硫效率
﹪
FGD入口含硫量
mg/Nm3
FGD入口粉尘
mg/Nm3
PH值
石膏浓度
（wt﹪）
石灰石浆液浓度（wt﹪）
石灰石浆液流量
m3/h
01：
57
378..843
94.192
1184.000
139.836
5.025
18.990
10.125
18.848
03：
57
373.660
94.446
1183.500
136.195
5.180
18.939
10.959
19.525
05：
57
349.510
95.159
1173.250
134.645
5.186
18.672
11.703
17.520
07：
57
350.560
94.948
1189.250
135.632
5.217
18.954
12.513
18.040
09：
57
455.350
94.299
1410.000
135.541
5.382
19.068
11.589
30.452
11：
57
552.440
92.257
1430.250
130.500
4.849
13.692
11.436
34.704
13：
57
347.550
95.340
1281.500
132.280
4.784
13.661
11.338
18.164
15：
57
404.390
94.408
1371.750
130.276
4.963
13.569
9.819
27.560
17：
57
456.190
445.
93.477
1287.250
120.200
4.650
13.772
9.954
26.276
19：
57
450.880
94.284
1205.250
.
129.065
4.709
13.662
10.113
22.880
21：
57
400.540
94.806
1182.250
130.077
4.618
13.539
10.647
20.404
23：
57
376.530
94.372
1149.500
131.225
4.522
13.839
12.765
13.552
01：
57
294.630
94.809
1002.500
130.638
4.708
13.161
13.590
12.120
03：
57
303.310
95.665
956.750
132.199
4.653
12.924
13.587
12.656
05：
57
301.230
96.229
832.250
129.866
4.638
12.765
13.764
10.908
07：
57
300.300
95.490
853.250
128.468
4.593
12.666
13.284
9.796
09：
57
377.860
95.878
985.250
148.897
4.664
12.945
12.873
13.300
11：
57
493.080
95.451
1098.250
149.088
4.892
12.894
11.526
26.408
13：
57
326.480
95.454
1024.250
136.139
4.582
12.774
10.680
15.356
15：
57
403.060
95.108
1105.000
134.958
4.587
12.726
9.534
21.516
17：
57
449.120
94.939
1251.7.50
132.710
5.035
12.990
9.036
29.004
19：
57
450.940
94.216
1223.500
133.879
4.820
12.717
10.593
21.564
21：
57
396.130
95.343
1083.750
133.321
4.950
12.615
12.216
19.596
最大值
522440
96229
1430.250
149.088
5.287
19.068
13.590
34.704
最小值
294630
92.257
832.250
128.468
4.522
12.615
9.036
9.796
平均值
408.535
94.243
1131.325
138.778
4.915
15.841
11.313
22.25
从上图中红色区域我们能够看到，在升负荷期间FGD入口含硫量逐步增大脱硫效率降低，必定要提高PH值来坚持脱硫效率，现在进入JBR的石灰石浆液量及石膏浆液浓度随之增加，然而脱硫效率并为提高，PH值接近5.4后石灰石浆液的利用率反而会降低脱硫成效也不明显，脱硫效率下降到了最低点，经调整现在PH值为4.8，然而石灰石浆液供给量还在逐步增加，因为石灰石浆液量与脱硫系统入口烟气流量和进口烟气SO2含量进行前馈操纵，与JBR的pH值进行反馈操纵。
在机组降负荷（上图中蓝色区域）达到脱硫效率，然而FGD入口含硫量依旧偏高。
上图中粉红色区域为一组再次升负荷参数，经调整PH值后脱硫效率仍旧达不到，且石灰石浆液浓度降低。
上图中海绿色区域也是一组升负荷参数，在没有什么调整的情形下能够达到脱硫效率，跟前两次升负荷不同的是FGD入口含硫量不高，然而石灰石浆液随着流量的增加浆液密度在下降。
上图中褐色同样依旧一组升负荷参数，这时的FGD入口含流量增加，调整PH值脱硫效率没有达到要求，石灰石浆液浓度随流量的增加而降低。
什么缘故脱硫系统在机组满负荷的情形下脱硫效率专门难达标：
由于台电1、2脱硫系统设计煤含硫量为0.7％，当含硫量增加，带给脱硫运行有两个最大的问题：
一是石灰石制浆、石膏脱水出力能否满足，二是脱硫效率能否坚持在95％以上。
入炉煤含硫量与SO2浓度对应表
S（含硫量）%
0.5
0.7
1.0
1.2
SO2（mg/Nm3）
830
1162
1661
1993
依照上表所示我们能够运算出9号到10号之间S中的含硫量，在这两天中FGD的入口含硫量平均值为1131.325
S平均增长0.1所对应的SO2:
1661-830x0.1=166.26（mg/Nm3）
1.0-0.5
S=1131.325-830x0.1+0.5=0.68123
166.26
运算得出9号到10号之间S中的含硫量0.68123接近1、2脱硫系统设计煤含硫量0.7％将近达到了饱和状态，、因此脱硫效率一直低的缘故。
2.1.2石灰石不足的缘故
通过钙硫摩尔比方程式粗略运算：
SCaCO3CaSO4
32100136
－＝－＝－
2.5xy
x＝（2.5×100×0.95）/32=7.41t/h（按照95％脱硫滤运算，同时是按照石灰石纯度为100％来运算，因此当石灰石纯度再降低时，制浆系统更不能供给足够的石灰石浆液。
）
设计中：
单台球磨机的制浆量为8.4t/h，共2台球磨机。
通过反推法：
运算出石灰石制浆系统最大出力连续运行，同时石灰石纯度为100％时条件下，脱硫率按照95％运算，所能容许的最大含硫量为1.1318％，实际我们石灰石纯度不足60％，这算后所能容许的最大含硫量为为6.7％。
2.1.3负荷因素：
随着机组升降负荷时，带入的热量增大，导致吸取塔整体浆液温度上升，从而阻碍SO2也石灰石的化学反响。
其次机组负荷上升机组的烟气量也将随之变化，脱硫系统的容纳烟气量是一定的，当机组满负荷时，这时烟气量达到最大值，那么这是烟气在系统里停留的时刻也是最短的，这也是什么缘故机组满负荷脱硫效率什么缘故较低的缘故之一。
2.2吸取塔浆液位与PH值
2.2.1吸取塔浆液pH值
浆液的pH值是石灰石湿法烟气脱硫工艺中的重要运行参数。
浆液pH值升高，降低了液相的传质阻力，
将随之增大，进而KG和NTU也随之增大，有利于SO2的吸取。
还能够从烟气中SO2与吸取塔浆液接触后发生的一系列化学反应中能够看出：
SO2吸收：
SO2+H2O=H2SO3→H2SO3=H++HSO3-
石灰石溶解：
CaCO3+H2O=Ca2++HCO3-+OH-
氧化:
HSO3-+1/2O2=H++SO42-
沉淀:
Ca2++SO42-+2H2O=CaSO4·2H2O
高PH的浆液环境有利于SO2的吸取，而低PH则有助于Ca2＋的析出，二者互相对立，因此选择一合适的PH值对烟气脱硫反应至关重要。
在一定范畴内随着吸取塔浆液PH的升高，脱硫率一样也呈上升趋势，因为高PH意味着浆液中存在有较多的CaCO3，对脱硫因此有益，理论上PH＞6后脱硫率可不能连续升高，反而降低，缘故是随着H
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