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
1号机组脱硫系统效率低的报告分析
一、脱硫添加剂的试验影响
添加剂的试验目的：
促进石灰石的溶解和SO2的吸收，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，可以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，其中添加剂的主要成分：
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吸收和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，搅拌均匀后23日8时按照试验要求进行参数调整，10：
30基本到位，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，打入吸收塔，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时开始打入吸收塔，24号下午参数开始有运行人员自行掌握。
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，之前效率基本在95%以下，现在可轻松维持在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效果缩水（添加剂的最好使用效果是含硫量超设计值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，效果会更好。
2.1入口SO2浓度与负荷因素
2.1.1入口SO2浓度
根据双膜理论，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吸收，但在SO2浓度增大的同时吸收浆液的碱性并未随之增大，这就使得吸收反应的增强因子减小。
但后一种作用的影响更为明显，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：
2009.4.09-10报表
时间
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可以看到，在升负荷期间FGD入口含硫量逐渐增大脱硫效率降低，必然要提高PH值来维持脱硫效率，此时进入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效果也不明显，脱硫效率下降到了最低点，经调整此时PH值为4.8，但是石灰石浆液供给量还在逐渐增加，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含量进行前馈控制，与JBR的pH值进行反馈控制。
在机组降负荷（上图中蓝色区域）达到脱硫效率，但是FGD入口含硫量还是偏高。
上图中粉红色区域为一组再次升负荷参数，经调整PH值后脱硫效率仍然达不到，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况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，但是石灰石浆液随着流量的增加浆液密度在下降。
上图中褐色同样还是一组升负荷参数，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。
为什么脱硫系统在机组满负荷的情况下脱硫效率很难达标：
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，二是脱硫效率能否维持在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
根据上表所示我们可以计算出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
计算得出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，、所以脱硫效率一直低的原因。
2.1.2石灰石不足的原因
通过钙硫摩尔比方程式粗略计算：
SCaCO3CaSO4
32100136
－＝－＝－
2.5xy
x＝（2.5×100×0.95）/32=7.41t/h（按照95％脱硫滤计算，并且是按照石灰石纯度为100％来计算，所以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：
计算出石灰石制浆系统最大出力连续运行，并且石灰石纯度为100％时条件下，脱硫率按照95％计算，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，导致吸收塔整体浆液温度上升，从而影响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间也是最短的，这也是为什么机组满负荷脱硫效率为什么较低的原因之一。
2.2吸收塔浆液位与PH值
2.2.1吸收塔浆液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的吸收。
还可以从烟气中SO2与吸收塔浆液接触后发生的一系列化学反应中可以看出：
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的吸收，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。
在一定范围内随着吸收塔浆液PH的升高，脱硫率一般也呈上升趋势，因为高PH意味着浆液中存在有较多的CaCO3，对脱硫当然有益，理论上PH＞6后脱硫率不会继续升高，反而降低，原因是随着H＋浓度的降低，Ca2＋的析出越来越困难，显然此时SO2与脱硫剂的反应不彻底，既浪费了石灰石，又降低了石膏的品质。
PH下调时，CaSO4·2H2O含量又回升，CaCO3用量也随之降低。
因此，浆液PH值既不能太高又不能太低。
因此，选择合适的PH值，对FGD系统的良好运行有着重要的意义。
一般认为吸收塔PH值选择在4.0～5.5为宜，避免PH值＞5。
浆液的pH值和脱硫效率的关系如图1所示：
图1.浆液成分随PH值的变化曲线
2.2.2当PH计不准的情况下PH值设定过高,脱硫反应中间产物亚硫酸钙和亚硫酸氢钙的溶解度减少，氧化反应严重受阻，最终使脱硫无法进行。
吸收塔浆液中的碳酸钙过剩，致使石膏品质降低，另一方面长期维持就容易造成石灰石的过量,石灰石过量以后,一方面即浪费了石灰石不经济,另一方面过量的石灰石在吸收塔内部无法反应掉，反而从一定程度上阻碍了脱硫反应中间产物亚硫酸钙和亚硫酸氢钙的溶解度，导致氧化反应严重受阻,不但影响了脱硫效率,还造成吸收塔含固量的升高,容易造成结垢和石膏纯度的降低。
2.2.3就我厂脱硫设备来讲，吸收塔有大、小液位之分，而我们通常以设定小液位来进行控制，从上面1号脱硫系统与2号脱硫系统DCS数据比较提到的小液位其实就是间接加深了下降管的深度，使烟气更好的和浆液进行反应，从而在未提高PH值的前提下提高了脱硫效率。
在液位保持恒定时，FGD系统的脱硫率随着煤的含硫量的降低而升高。
2.3液气比（L/G）与烟气流速因素
2.3.1液气比是与流经吸收塔的单位体积的烟气量相对应的浆液喷淋量。
液气比对脱硫效率的高低有着重要的影响。
这是因为，在吸收塔的设计中，循环浆液量的大小决定了SO2吸收表面积的大小。
在其它参数恒定的情况下，提高液气比相当于增大了吸收塔内的浆液喷淋密度从而增大了气液传质表面积；同时，提高液气比也增大了可用于吸收SO2的浆液的碱度使
增大，因此传质单元数也随之增大，提高了脱硫效率。
液气比增大，代表气液接触机率增加，脱硫率增大。
但二氧化硫与吸收液有一个气液平衡，液气比超过一定值后，脱硫率将不在增加。
新鲜的石灰石浆液喷淋下来后与烟气接触后，SO2等气体与石灰石的反应并不完全，需要不断地循环反应，增加浆液的循环量，也就加大了CaCO3与SO2的接触反应机会，从而提高了SO2的去除率。
胡满银等在文献中建立了湿法脱硫系统脱硫效率的数学模型，并给出了脱硫效率
和液气比L/G之间的关系式：
其中，
L——石灰石浆液喷淋量，L/s；
G——处理烟气量，m3/s；
L/G——液气比，L/m3；
a——吸收速率系数，定义为吸收液中SO2浓度增量占烟气内SO2浓度的比值。
该式是液气比的理论计算方法，实际液气比的计算中还要考虑吸收塔型式、运行经济性等因素的影响。
文献中给出了液气比与脱硫效率的关系曲线，如图2所示。
图2液气比
由图可以看出，在风速一定的情况下，随着液气比的升高，脱硫效率也随之升高。
但曲线的斜率也不断变小。
这说明，液气比超过一定程度后，脱硫效率将不会有显著提高。
在实际工程应用中，提高液气比将使浆液循环泵的流量增大，进而增加设备的投资和能耗。
此外，高液气比还会使吸收塔内的压降增大，增加风机能耗，因此增压风机失速也是不得不考虑的因素。
2.3.2在其它参数恒定的情况下，提高烟气流速可以增强气液两相的湍动，减薄烟气与吸收浆液之间的膜厚度，增强气液传质。
另外，增大烟气流速将使喷淋液滴的下降速度相对降低，使单位体积内持液量增大，增大了吸收段的传质面积从而增大了传质单元数，提高了脱硫效率，但在吸收塔中提高烟气流速反而减少了浆液和烟气的接触时间。
在实际工程应用中，烟气冷却器烟气流速的增加可以减小吸收塔的横截面积，降低其体积从而降低工程造价，还可以降低循环泵的能耗。
但是，烟气流速的增大也可能造成溢液和烟气带水而增加除雾器的负担。
此外，烟气流速的选择还必须考虑吸收塔的型式。
对于FGD系统中所采用的主流塔型逆流喷淋塔来说，通常采用的烟气流速为3～5m/s。
2.4氧量
2.4.1O2参与烟气脱硫过程中是个非常重要的因素，它主要是将使HSO3－氧化为SO42－，避免HSO3－过多而阻碍CaSO4·2H2O生成。
2.4.2氧量在脱硫系统中主要影响氧化和脱硫效率计算时氧量的折算。
O2参与烟气脱硫的化学过程，使HSO3－氧化为SO42－，为保障大部分的HSO3-成功氧化为SO42－就要保障足够的氧化空气流量，那么就要投入足够的风机运行。
下面我们从脱硫效率的计算公式来看看影响。
脱硫效率的计算公式：
C6%=C实际×（ａ/1.4）；ａ＝21/（21-O2）
脱硫效率ηso2=（C入口含硫量6％-C出口含硫量6％）/C入口含硫量6％×100％
21为额定烟气量下标准氧量，O2为FGD进出口烟气实际含氧量
通过ａ＝21/（21-O2）公式计算出ａ值
C6%进口或出口除去6％氧量的硫值
C实际实际烟气中SO2，C入口含硫量6％就是C实际入口含硫×（ａ/1.4）；
C出口含硫量6％计算同上
ａ＝21/（21-O2），这时的O2为入口氧量，计算出口时同理，最后计算效率时用进口-出口比上进口×100％就可以了，此公式为除去含氧量的计算公式，脱硫效率一般计算方法和除尘效率基本一致，都是进口减出口再比上进口×100％。
脱硫率随着脱硫入口二氧化硫含量的增加而降低，入口二氧化硫含量增加，即处理的二氧化硫将会增多，所以氧化风机空气流量应控制在11000-12000Nm3/h。
如图3含氧量与脱硫效率的关系曲线。
图3含氧量与脱硫效率的关系曲线
在上面的可以看出，脱硫效率的计算不但与进出口硫有关，还与进出口氧的含量有关，氧含量监测的准确性直接影响到脱硫效率的真实性，如果发现脱硫效率显示不正常，在对仪表进行分析时，除了对进出口硫进行分析外，还要对进出口氧进行分析，一般来说，在正常运行情况下，脱硫出口氧含量是稍略大于进口氧含量的，因为脱硫反应公式中所需SO2与02的比值是2：
1，一般不会出现进口氧大于入口氧的情况，如果出现这种情况，应及时检查氧化风机的风量和入口硫的变化情况，确定这些参数都没问题后，再联系仪表检修人员校表。
2.5原烟气中的粉尘和石膏浆液过饱和度的闭塞影响
2.5.1原烟气中粉尘浓度的影响
在运行中因电除尘部分故障除尘效率不佳，造成脱硫入口粉尘浓度的增加,从而会降低脱硫效率，烟尘中含有的一些HF进入吸收塔与水接触，CaSO3中Ca2+与F-发生反应生成CaF2，同时，飞灰中的铝离子溶解进吸收塔浆液中，生成ALFn，产生絮状包裹物，从而使9得SO2的吸收无法进行（有些文献称次为石膏闭塞或石膏中毒）。
即使投入等摩尔的CaSO3，也无法与SO2反应，从而导致钙的供给量不足，吸收塔浆液PH值降低，脱硫效率下降，另外，大量的粉尘会沾污GGH传热面，使传热效率降低。
此外，粉尘进入吸收浆液系统，增加了管道的磨损，并使副产品的品质大大下降，同时粉尘吸附在增压风机上将增大风机出力，吸附在GGH上致使GGH堵塞，容易出现上文所提到的增压风机失速现象，使脱硫运行不稳定从而直接影响到脱硫效率和脱硫系统投运率。
2.5.2石膏浆液过饱和度的影响
石灰石浆液吸收SO2后生成CaSO3和CaSO4，在循环操作中，饱和或过饱和的溶液会在设备表面结垢引起堵塞，故吸收液应维持在饱和程度以下。
由于CaSO3和CaSO4的溶解度随温度变化不大，而且两者都能强烈发生过饱和。
因为溶解的盐类在同种盐的晶体上结晶比在异类粒子上结晶要快的多，故在循环浆液中加入CaSO4·2H2O作为晶种，使CaSO4的过饱和度降低到正常水平，可以减轻因为CaSO4过饱和而引起的结垢。
亚硫酸钙晶种的作用较小，通常在脱硫系统中设计氧化风机将CaSO3氧化成CaSO4，从而不至于干扰CaSO4·2H2O的结晶并提高脱硫石膏的纯度。
此外，向吸收液中加入MgSO4等添加剂，使SO2以生成一种可溶性盐（MgSO3）的形式被吸收。
MgSO3的溶解度约为CaSO3的630倍，将使溶液中的SO
活度大大增加，这不仅可以提高SO2的吸收率，而且可以降低溶液中的Ca2＋浓度，使系统在未达饱和的状态下运行，避免了因石膏过饱和而结垢。
2.6石灰石品质和石灰石浆液的影响
石灰石原材料中CaSO3的含量和石灰石活度很重要，其次石灰石浆液颗粒越细，其表面积越大，反应越充分，吸收速率越快，石灰石的利用率越高。
反之，石灰石浆液颗粒越大，在吸收相同的的SO2时，所需的石灰石浆液也越多，吸收塔的液位也将有所上升，而起到一连串的连锁反应。
因此对此球磨机的研磨要求也越高，一般要求：
90%通过325目筛或250目筛，此外我们还要进行合理设置石灰石浆液旋流器的工作压力来进行筛选，目前1-2号机组石灰石浆液旋流器压力设定为117KPa，并要保证石灰石浆液旋流器旋流子不被堵塞，石灰石供给系统正常运行。
下表为2008-12-01球磨机入口石灰石化学分析报告
分析时间
2008-12-01
样品名称
球磨机入口石灰石
取样地点
现场取样
分析项目
CaO、MgO含量
样品名称CaO（%）MgO（%）
一二号球磨机入口石灰石 50.5 3.4
三四五号球磨机入口石灰石50.33.5
备注：
①此次化验为每周球磨机入口石灰石质量查定分析
②取样日期为2008-12-01
③标准：
CaO含量大于49％，MgO％含量小于3％。
石灰石区域地面冲洗水（脏水）也是一个不容忽视的问题，冲洗水直接冲洗到石灰石地坑里，随后被地坑泵打往石灰石浆液箱中，致使石灰石浆液密度下降，还伴随着地面上的一些木屑、草叶以及灰尘等杂质，使石灰石浆液参杂，石灰石浆液成分不纯，也是影响脱硫效率的一方面因素。
2.7烟气在浆液中接触时间
2.7.1接触时间分为浆液在吸收塔内停留时间和喷淋冷却器接触时间，浆液在吸收塔内停留时间越长将有利于浆液中的石灰石颗粒与SO2充分反应以提高脱硫剂的利用率，并使反应生成物CaSO3有足够的时间完全氧化生成CaSO4以获得粒度均匀、纯度高的脱硫石膏。
但浆液停留时间过长将会使浆液容积增大，氧化空气量和搅拌机的容量增大，将增加土建和设备费用及能耗。
此外，浆液停留时间过长，浆液循环泵和搅拌器的运行而造成的剪切力和石膏颗粒撞击和摩擦，容易使石膏晶体破碎，不利于脱水处理。
2.7.2当吸收塔中部分下降管堵塞时，如图4所示，使原烟气U1烟气流速降低，净烟气U2烟气流速增加，直接影响到了烟气在浆液中停留时间，对脱硫的的影响也是很大的。
图4吸收塔中部分下降管堵塞
2.7.3此外烟气自GGH加热器进入吸收塔后，与喷淋而下的浆液雾滴接触反应，接触时间越长，反应进行得越完全。
因此增大浆液流量和喷淋层数，有利于烟气和脱硫剂充分反应，相应的脱硫率也会提高。
2.8烟气温度
实际运行过程中，机组负荷变化较频繁，脱硫系统进口烟温也会随之波动，对脱硫率有一定的影响。
理论上进入吸收塔的烟气温度越低，越利于SO2气体溶于浆液，形成HSO3－，所以高温的原烟气先经过GGH换热器降温后再进入吸收塔与脱硫剂接触有利于SO2的吸收。
而温度过低又会影响石膏结晶的吸出，所以温度就要选择一个合适的温度，一般控制在50℃-60℃之间。
2.9搅拌器因素
吸收塔的搅拌器主要作用是防止浆液沉积结垢，使加入的石灰石浆液和氧化空气均匀的分布和吸收，同时使石膏结晶吸出的主要作用。
当搅拌器叶片磨损、电机出力不足或的其中的某个或是多个搅拌器旋转方向变化的时候就会大大影响脱硫效率。
同时我们也要顾及脱硫系统中各个溶液箱上搅拌器的正常运行，避免对脱硫效率产生影响。
2.10仪表测量不准
在脱硫系统中测量表计是运行人员和逻辑控制的眼睛，当其中的某个或的多个表计出现问题，将会使自动或是手动控制时失去其原有的意义，这也必将成为脱硫效率和事故的根本原因，这使我们不得不防，为此常采用二取或是三取点来避免问题的发生，但我们也不能不考虑当二取或是三取点同时出现错
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