脱硫效率下降的原因分析

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关于脱硫吸收塔脱硫效率低的原因分析

（作者单位：大唐环境产业集团股份有限公司特许经营分公司）关于脱硫吸收塔脱硫效率低的原因分析◎康宁大唐巩义发电有限责任公司1号机组为660MW 超超临界燃煤机组，烟气脱硫装置采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺（以下简称FGD ），在设计煤种、锅炉BMCR 工况、处理100%烟气量条件下保证脱硫装置入口SO 2浓度≤4098mg/m 3（标态、干基、6%O 2）时，脱硫装置出口SO 2浓度≤35mg/m 3（标态、干基、6%O 2），脱硫效率≥99.15%。

自2020年3月5号启机以来，出现脱硫效率偏低的状况，相比以往，相同的工况和入口SO 2浓度下，需要多开两台浆液循环泵，使脱硫系统运行成本显著增加，同时影响机组带高负荷运行。

由于机组仍在运行中，主要从以下方面进行检查分析：（1）二氧化硫在线测量仪表（CEMS ）检查，具体表现为在线测量仪表失真会使测量结果不真实，不能准确反映烟道内SO 2浓度值，导致脱硫效率偏离正常值。

检查结果发现在线仪表实测净烟气中SO 2含量为27mg/m 3，折算后上传至国家环保中心的数值为29.6mg/m 3，现场实际测量发现净烟气中SO 2含量为14mg/m 3，折算后为15.5mg/m 3，偏差14.1mg/m 3，误差较大。

（2）石灰石品质化验分析，石灰石化验结果如下：CaO 含量为52.91%，MgO 含量为0.45%，满足石灰石CaO 含量≥50.4%，MgO 含量≤1.2%的要求。

（3）湿磨机碾磨后石灰石浆液化验分析，石灰石浆液中石灰石粒径较大（过筛率31.34%，325目），远小于90%通过325目筛的设计要求。

石灰石粒径越大，其表面积越小，吸收速率越慢，浆液活性降低。

（4）液气比/气液流场对1号机脱硫效率影响分析。

5台浆液循环泵运行电流和出口压力与2019年12月份工况对比如下：循环泵电流和出口压力均出现了不同程度的变化，电流下降则证明输送至喷淋层的浆液流量下降，吸收塔的Ca/S 和液气比均有所下降。

脱硫问题

半水煤气脱硫存在的问题、原因分析及措施1.脱硫工段存在的主要问题1.1脱硫效率低1.2脱硫辅料消耗高(特别是碱耗高）1.3脱硫塔堵塔1.4副盐高（NaCNS、Na2S2O3、Na2SO4）1.5脱硫中悬浮硫含量高2.原因分析2.1脱硫效率低的原因：2.1.1脱硫液成分不合格，碱含量低、脱硫催化剂加入量不够、催化剂效率低。

2.1.2脱硫液中悬浮硫高、副盐高。

2.1.3脱硫设备偏小，或脱硫设备设计不合理，如：液气比不够，喷淋密度不够。

2.1.4脱硫塔堵塔，液体偏流，液体分布不均。

2.2堵塔的原因：2.2.1脱硫液中悬浮硫高（堵塔的主要原因之一）2.2.2脱硫液中副盐高（堵塔的主要原因）2.2.3操作不当，循环量偏小，液体偏流，填料层局部形成干区，慢慢由于硫泡沫、副盐或煤气中的杂质而结住，并逐渐扩大了板结面积。

2.3脱硫辅料消耗高，特别是碱耗高的原因：2.3.1脱硫液温度控制太低，再生时间短，或者自吸空气量小造成NaHCO3/Na2CO3比太高。

(正常情况下NaHCO3/Na2CO3比小于6）2.3.2副盐增长太快。

2.3.3煤气中焦油、苯、酚类含量高，造成飞泡冒槽。

2.3.4跑、冒、滴、漏。

2.4悬浮硫高的原因2.4.1再生温度高，硫颗粒不易聚结，难浮选。

2.4.2再生吸入空气量太小，得不到再生，或者空气量太大，再生槽内脱硫液翻滚，碰撞，硫泡沫破碎难浮选。

2.4.3泡沫层的厚度太薄或者太厚。

2.5副盐高的原因2.5.1.脱硫温度高，脱硫液温度达到45℃，副盐生成快，50℃以上副盐会急剧上升。

（这是副盐高的主要原因之一）2.5.2高温熔硫时，硫与碱反应迅速（这是副盐高的主要原因），这同时也是碱耗高的原因。

2.5.3溶液中悬浮硫高也是副反应发生的原因之一，而且反应速度会随硫颗粒的细小、颗粒数量的增加以及脱硫液温度的升高而加快。

2.5.4脱硫液中溶解氧过高，接触时间过长，副盐会增加（这个同时要满足温度过高，PH>9），这个发生的可能性不大，正常再生槽吹风强度是60m3/m2.h，我们目前为56m3/m2.h。

脱硫系统典型故障分析及处理

2、改进措施及运行控制要点从上面的分析看出，影响FGD系统脱硫率的因素很多，这些因素叉相互关联，以下提出了改进FGD系统脱硫效率的一些原则措施，供参考。
2.1 FGD系统的设计是关键。根据具体工程来选定合适的设计和运行参数是每个FGD系统供应商在工程系统设计初期所必须面对的重要课题。特别是设计煤种的问题。太高造价大，低了风险大。特别是目前国内煤炭品质不一，供需矛盾突出，造成很多电厂燃烧煤种严重超出设计值，脱硫系统无法长期稳定运行，同时对脱硫系统造成严重的危害。
1.2 影响泵磨损的因素磨损速度主要取决于材质和泵的转速、输送介质的密度。泵与系统的合理设计、选用耐磨材料、减少进人泵内的空气量、调整好吸人侧护板与叶轮之间的间隙是减少汽蚀、磨损，提高寿命的关键措施。针对石膏系统的生产流程，改变设备的运行工况，即降低浆液泵输送介质的密度，可大大地延长设备的寿命。
脱硫系统典型故障
分析及处理
江苏峰峰鸿运环保科技发展有限公司
脱硫系统典型故障分析及处理
主内容：一、脱硫效率低；二、除雾器结垢堵塞；三、石膏品质差；四、浆液泵的腐蚀与磨损；五、机械密封损坏；六、吸收塔浆液起泡；七、吸收塔“中毒”；
脱硫系统典型故障分析及处理一、脱硫效率低
一、脱硫效率低
三、石膏品质差
（6）保证吸收塔浆液的充分氧化，定期化验，使塔内浆液的成分在设计范围内。
（7）对石膏浆液旋流器应定期进行清洗维护，定期检验底流密度，发现偏离正常值时及时查明原因并作相应处理。
（8）对石膏皮带脱水机、真空泵等设备应定期进行清洗维护，保证设备的效率，滤布和真空系统是重点检查维护对象。加强对石膏滤饼的冲洗。
五、机械密封损坏
3、机械密封泄露原因分析离心泵在运转中突然泄漏，少数是因正常磨损或己达到使用寿命，而大多数是由于工况变化较大或操作、维护不当引起的。主要原因有

脱硫效率、PH值、浆液浓度的调整

脱硫效率、PH值、浆液浓度的调整
脱硫效率一般维持在95%以上，给浆量按设定的脱硫效率及PH值投入自动运行，若自动调节跟踪不上或调节装置故障，应及时解手动运行。

当脱硫效率下降时首先要分析何原因导致脱硫率降低：
1）烟气中SO2含量上升：在维持吸收塔浆液PH值4-6范围内补石灰石浆液，若效率还是降低，则应启动备用浆液循环泵增加液气比。

2）PH值低导致脱硫效率不达标：加大石灰石供给量维持PH值，保证脱硫效率。

3）液气比不合理：根据机组的负荷变化，调节浆液循环泵的运行台数，正常时三台浆液循环泵可维持1000MW负荷，必要时可以启动第四台浆液循环泵。

4）浆液循环泵出力不足（有可能为滤网或喷嘴堵塞）：高负荷时应启动备用浆液循环泵维持脱硫率，负荷低时，在维持脱硫效率的同时降低浆液PH值运行（酸性环境可以减小结垢量）。

5）氧化风量不足导致浆液内亚硫酸盐浓度较高，启动备用氧化风机增加氧化风量，适量加大氧化风增湿水降低喷嘴结垢堵塞。

6）烟气含尘量：电除尘严格按专业要求运行方式运行，若FGD入口含尘量增加，汇报专业、值长，调整电除尘的运行方式。

7）石膏浆液浓度不合理：严格执行专业下发的措施，石膏浆液浓度大于14%启动脱水，石膏浆液浓度小于10%停运脱水。

8) 石膏浆液中杂质过多：严格执行专业下发废水排放措施，脱水系统启动后必须排放废水，且排放量要大于14t/h。

9)若是烟气的进出SO2含量测点不准确导致，应及时联系热控人员校验。

脱硫效率影响因素和措施一览

1.结合大小修，对浆液循环泵进行定检，检查叶轮的磨损情况，检修后进行出力试验，保证检修质量。 2.停机后对破损的浆液循环泵入口滤网进行修复 3.定期进行循泵的反冲洗
氧化风机
出力
氧化风不足，将造成浆液氧化 1、滤网没有备品，清洁度不够，亚硫酸钙升高，不利于欠佳；2、氧化风设计出力脱硫偏小原烟气流量高于设计值，流速快，气液接触反应等效时间缩短，脱硫效率降低进入吸收塔的烟气温度越低， SO2越易于溶于浆液，效率越旁路挡板密封不严，漏烟气，造成混合烟气SO2偏高，效率降低
1.拟多调查几家石灰石矿点，找到质量好，供货稳定的单位； 2.严格执行石灰石入厂检查和采制化制度 1.严格执行石灰石入厂检查和采制化制度 1.筛余量降低到5％以下
PH值
实际控制在5.5～5.9，高硫根据设备实际情况，燃烧符合煤时甚至接近于6.0，稍偏设计要求的煤种，控制浆液PH 高。其原因主要是为了提高值在5.5～5.7的范围效率所致
浆液循环泵出力
2
设备方面
1.除＃1C泵外，均还未进行过解体检修，泵的叶轮可能因磨损等原因造成出力不同程度下降（＃1C浆液循环泵浆液循环泵出力下降，脱硫效电流较以前降低5～6A，＃率将大大降低 2C泵出力也有所下降） 2.浆液循环泵入口滤网破损严重，其碎片可能造行方面
1.CaCO3含量过高，PH值将升高，有利于提高效率，但溶解度降低，造成浪费，且易结垢碳酸钙 CaCO3<3% 基本正常、堵塞； 2.含量过低，与SO2反应的脱硫剂减少，效率下降。 Cl-含量偏高，易与Ca2+反应，氯离子 Cl <0.01％不利于SO2吸收，脱硫效率下基本正常降
脱硫效率影响因素和措施一览表

脱硫常见问题及解决方案大起底

一、脱硫效率低1.脱硫效率低的原因分析：（1）设计因素设计是基础，包括L/G、烟气流速、浆液停留时间、氧化空气量、喷淋层设计等。

应该说，目前国内脱硫设计已经非常成熟，而且都是程序化，各家脱硫公司设计大同小异。

（2）烟气因素其次考虑烟气方面，包括烟气量、入口SO2浓度、入口烟尘含量、烟气含氧量、烟气中的其他成分等。

是否超出设计值。

（3）脱硫吸收剂石灰石的纯度、活性等，石灰石中的其他成分，包括SiO2、镁、铝、铁等。

特别是白云石等惰性物质。

（4）运行控制因素运行中吸收塔浆液的控制，起到关键因素。

包括吸收塔PH值控制、吸收塔浆液浓度、吸收塔浆液过饱和度、循环浆液量、Ca/S、氧化风量、废水排放量、杂质等。

（5）水水的因素相对较小，主要是水的来源以及成分。

（7）其他因素包括旁路状态、GGH泄露等。

2.改进措施及运行控制要点从上面的分析看出，影响FGD系统脱硫率的因素很多，这些因素叉相互关联，以下提出了改进FGD系统脱硫效率的一些原则措施，供参考。

（1）FGD系统的设计是关键。

根据具体工程来选定合适的设计和运行参数是每个FGD系统供应商在工程系统设计初期所必须面对的重要课题。

特别是设计煤种的问题。

太高造价大，低了风险大。

特别是目前国内煤炭品质不一，供需矛盾突出，造成很多电厂燃烧煤种严重超出设计值，脱硫系统无法长期稳定运行，同时对脱硫系统造成严重的危害。

（2）控制好锅炉的燃烧和电除尘器的运行，使进入FGD系统的烟气参数在设计范围内。

必须从脱硫的源头着手，方能解决问题。

（3）选择高品位、活性好的石灰石作为吸收剂。

（4）保证FGD工艺水水质。

（5）合理使用添加剂。

（6）根据具体情况，调整好FGD各系统的运行控制参数。

特别是PH值、浆液浓度、CL/Mg 离子等。

（7）做好FGD系统的运行维护、检修、管理等工作。

二、除雾器结垢堵塞1.除雾器结垢堵塞的原因分析经过脱硫后的净烟气中含有大量的固体物质，在经过除雾器时多数以浆液的形式被捕捉下来，粘结在除雾器表面上，如果得不到及时的冲洗，会迅速沉积下来，逐渐失去水分而成为石膏垢。

影响脱硫效率因素范文

影响脱硫效率因素引言随着环境保护意识的提高，脱硫技术在燃煤电厂等工业领域中得到了广泛的应用。

脱硫技术通过去除燃烧过程中产生的二氧化硫，减少大气污染物的排放，对保护环境和改善空气质量起到了重要的作用。

然而，脱硫效率的高低直接影响着脱硫设备的运行效果和降低排放浓度的能力。

本文将探讨影响脱硫效率的因素，并分析其原因和对策。

1. 煤质煤质是影响脱硫效率的重要因素之一。

不同种类的煤炭在硫分含量和硫化物形态上存在差异，因此脱硫效率也会受到不同程度的影响。

以下是与煤质相关的几个关键因素：1.1 硫分含量硫分含量是影响脱硫效率的关键指标之一。

煤炭中的硫分主要以有机硫和无机硫的形式存在，其中有机硫含量较低，较容易脱除，而无机硫含量较高，难以脱除。

因此，煤炭硫分含量越高，脱硫效率越低。

1.2 硫化物形态煤炭中的硫化物形态也会对脱硫效率产生影响。

硫化物主要以有机硫和无机硫的形式存在，有机硫主要为有机硫酸盐和有机硫醇等形式，而无机硫主要为硫酸盐和硫化物的形式。

研究表明，有机硫酸盐相对于硫化物来说更容易被脱除，因此，煤炭中有机硫的含量越高，脱硫效率也就越高。

2. 脱硫剂脱硫剂是脱硫设备中的关键因素之一，不同的脱硫剂对脱硫效率会有不同的影响。

以下是几种常见的脱硫剂及其特点：2.1 石灰石石灰石是一种常用的脱硫剂，其主要成分是氧化钙。

石灰石脱硫工艺是利用氧化钙与二氧化硫进行反应，生成硫酸钙，从而达到脱硫的目的。

石灰石脱硫剂具有脱硫效率高、工艺简单等优点，但其脱硫效率受到反应温度、氧化钙含量、反应时间等因素的影响。

2.2 石膏石膏是石灰石脱硫后产生的副产物，也是一种常使用的脱硫剂。

石膏主要由硫酸钙组成，可以用于生产建材、化肥等。

然而，石膏脱硫效率较低，其主要原因是石膏颗粒较大，不易与二氧化硫进行充分接触，从而影响脱硫效果。

2.3 活性炭活性炭是一种具有良好吸附性能的脱硫剂。

由于活性炭具有大孔径、高比表面积等特点，能够有效地吸附二氧化硫，并将其转化为硫酸盐。

影响因素分析

影响因素分析从以上氧化风机对循环泵电流运行趋势的影响和其它因素对脱硫效率的影响的历史数据绘制成的表格可以得出，氧化空气是引起循环泵电流波动范围较大的主要原因。

浆液密度、吸收塔液位、吸收塔浆液pH值、负荷以及煤质含硫量对脱硫效率均有较大影响。

但影响脱硫效率的因素不限于上述因素，还包括浆液喷嘴垂直度，浆液喷射高度、浆液喷嘴间距、覆盖率、烟气温度、烟气流速、循环泵出力等因素。

1.1发电机功率影响负荷增加，脱硫效率短时上升，但随后逐渐减小。

这是因为负荷增加，增加的烟气量因吸收塔行程，进出口烟气量还未达到平衡，出口SO2总量低于进口SO2总量。

随着时间推移，吸收塔出口SO2总量逐渐增加，入口SO2总量保持不变，脱硫效率逐渐减小。

同时，入口SO2总量增加，浆液中的SO2量越来越多，如果吸收塔浆液容量足够，溶于浆液中的SO2量将达到一个稳定值。

如果吸收塔浆液容量不足，溶于浆液中的SO2量达到饱和溶解度，不再吸收，未被吸收的SO2量从吸收塔出口排走。

负荷增加，烟气量增加，烟气在吸收塔内的流速增加，在塔内停留的时间变短，烟气与浆液的接触时间缩短，传质不充分，吸收塔出口SO2量增加，脱硫效率呈下降趋势，最终达到一个稳定状态。

负荷减少，烟气量减少，脱硫效率应有大幅上升，但事实表明，脱硫装置上升的幅度不大，在负荷230MW时，也仅能达到96%。

这一现象说明，可能是浆液中SO2溶解度达到饱和或者是塔内存在烟气走廊的现象。

1.2氧化空气影响本套脱硫装置由于塔内氧化空气布置较特殊，氧化空气喷口至塔底间距约300mm，吸收塔液位5700mm，氧化空气从喷口喷出后需要穿越高度5400mm的浆液层，这样氧化池中的浆液将会含有大量空气，浆液循环泵抽取的浆液中也因此携带大量空气，空气经循环泵压缩变成小气泡，当其到达喷淋喷嘴出口时，由于喷嘴出口背压较低，小气泡喷出后迅速膨胀，体积扩大。

扩大后的气泡与后续浆液碰撞，减小了其势能，因而液柱垂直高度降低。

影响脱硫效果的原因分析

影响脱硫效果的原因分析
一．配合煤含硫高：正常情况下炼焦配合煤含硫率应该在
0.6—0.7%之间，现焦化厂配合煤硫分达到0.9%，最高达到近
1.1%。

造成焦炉煤气中硫化氢含量高，其他焦化厂煤气中硫化
氢含量在6000㎎/m³，我厂煤气硫化氢含量检测值为11280毫克/m³。

造成在达到脱硫效率的情况下煤气中硫化氢仍然超标。

二．煤气温度高：脱硫工艺要求初冷后煤气温度低于25℃，最好能达到20℃；我厂由于系统工艺和设备限制，煤气温度控制在30℃左右，（在全国焦化行业初冷后煤气温度中处于上世纪70年代水平）严重影响脱硫效率。

三．煤气焦油含量高：由于电捕焦油器设在鼓风机后本身降低其焦油捕集率，且由于煤气温度高造成煤气中焦油含量高，与脱硫液接触后焦油包裹脱硫催化剂造成脱硫效果下降以及脱硫液失效。

四．脱硫液杂质高：由于鼓冷工序煤气处理后仍有不少的焦油、煤粉等杂质，现场区域内由于石灰窑大量石灰飘散，在脱硫液循环过程中通过罐槽特别是氧化再生过程中混入脱硫液，使其失去催化吸收效果，继而影响脱硫效果。

脱硫系统效率下降的原因分析及应对措施

—75—《装备维修技术》2021年第1期引言2018年5月26日至6月初，某火电厂#１机组脱硫吸收塔入口S02约4000mg/nm3，还可按超低标准排放；到7月初，#１脱硫处理能力只能达到3400mg/nm3左右；7月15日，500ＭＷ负荷时，处理能力不到3000mg/nm3。

脱硫处理能力下降，除影响S02的排放，脱硫塔粉尘协同处理能力也会同时下降；两项指标超标都将影响大气污染物排放的合法性。

1机组情况说明：某火电厂2×660MW 空冷机组，配套石灰石湿法脱硫系统，设计标准：按燃煤含硫量1.4%（标态、干基、6%O2 ),机组BMCR 工况下吸收塔入口S02≤3996mg/Nm3，出口S02排放浓度≤35mg/Nm3。

两台机组于2016年4-6月投产。

2引起脱硫效率下降的因素分析脱硫系统出现效率下降的问题，各主要原因分析如下：2.1吸收塔浆液起泡较为严重，浆液起泡导致浆液循环泵的输送效率下降，降低了吸收塔喷淋区的液气比，导致脱硫效率下降。

泡沫大量产生积累会对塔内流场产生影响，影响烟气的分布，最终部分烟气形成快速走廊，影响部分烟气未参与塔内吸收及反应。

浆液起泡原因分析如下：2.1.1　由于本厂设计使用城市中水做为全厂水源，脱硫系统使用的主要补水水源为工业水、辅机冷却水排水、化学高盐水，其中工业水、辅机冷却水排水均为城市中水入厂后经化学系统相关工艺后的出水，其补入脱硫系统后带入的有机物含量较江河水、地下水高，易导致吸收塔浆液出现起泡问题（此问题已与华电电科院环保专业技术人员进行了沟通，双方意见一致）。

同时，自2017年10月开始，化学高盐水开始全部进入脱硫系统回用，其含有的有机物含量及其它杂质含量较工业水提高3倍以上，补入脱硫系统后加重了吸收塔浆液的起泡问题。

2.1.2　机组启动过程中有未燃尽的煤粉进入吸收塔，这部分轻质杂质长期漂在吸收塔浆液上层不能去除，长期积累加重了吸收塔浆液的起泡问题。

脱硫效率低原因分析及应对措施

０２－１ｌ
０２－１４
０２－２ｌ
０２－２８
２．脱硫效率低原因分析
２，１含硫量分析本厂两台ＩＯ００ＭＷ机组脱硫系统设计参数为：设计煤种（Ｓ＝Ｏ．８）工况，ＦＧＤ人口ＳＯ：含量不超过１８００ｍｇ／Ｎｍ，；校核煤种（Ｓ＝０．９５）工况，ＦＧＤ入口ＳＯ，含量不超过２３００ｍｇ／Ｎｍ，从脱硫ＯＭ画面曲线查出近段时问内ＦＧＤ人口ＳＯ含量最大在１４００ｍｇ／Ｎｍ３左右，均在正常处理范围之内故含硫量对脱硫效率降低未造成影响。２－２液／气比分析
◇ 科技论坛◇
科技目向导
２０１４年０３期
脱硫效率低原因分析及应对措施
李春龙（神华浙江国华浙能发电有限公司浙江
【摘
宁海
３１５６１２）
要】本文详细分析了影响５号机脱硫效率的各种因素，最终找出导致５号机脱硫效率低的原因，并提出有效应对措施。．
【关键词】效率低；原因分析；应对措施
月２日和３月３日两次对５号吸收塔做溢流试验．将溢流出的浆液用１．问题简介大大降低了浆液中氯离子含量．对恢复脱硫效率是有实际５号机脱硫效率自２月１２日７：５２开始一直在９４～９５％左右波罐车拉走．动，２月１５日１６：５４以后逐步趋于正常。２月２３日１３：０９效率开始在效果的。９４％左右波动，２月２６日８：５３降至９３％左右，２月２７日进一步降至

脱硫系统PH值及脱硫率偏低的原因分析及处理

脱硫系统PH值及脱硫率偏低的原因分析及处理摘要：汕尾电厂1、2号机组脱硫系统运行一年半的时间里，主要存在PH值偏低，脱硫率经常不能达到设计值的问题。

经过运行人员与相关技术人员的不断分析原因和总结，前面所提到的问题得到了很大的改善。

关键词：脱硫 PH值脱硫率原因分析处理0 引言汕尾电厂1、2号机组脱硫系统运行一年半的时间里，整体情况良好但主要存在PH值偏低，脱硫率经常不能达到设计值的问题。

通过深入现场分析并与相关技术人员沟通，我总结主要有以下几个方面的问题：1 脱硫率不能达到设计值的问题1.1 燃煤含硫量高脱硫系统设计入口SO2浓度为1556mg/Nm3，校核煤种为2043mg/Nm3，但通过这几天的运行观察，如图1所示，脱硫系统入口SO2有相当长一段时间都在2000 mg/Nm3以上，甚至高达3476 mg/Nm3，远超过脱硫系统的处理能力，这对脱硫系统的稳定运行是不利的。

1.2 烟气量偏大脱硫系统关旁路挡板运行，在负荷为600MW时，增压风机动叶开度高达90%以上，甚至高达100%，据了解烟气量比以前大20%左右。

烟气量偏大对脱硫系统会有以下几方面的影响：1.2.1 在入口SO2浓度不变的情况下，烟气量增大，会造成实际进入脱硫系统的SO2总量大，加重脱硫系统的处理能力，甚至超过其处理能力。

1.2.2 烟气量大，烟气流速高，石灰石浆液与烟气的接触时间短，造成脱硫率偏低。

1.2.3 烟气量大，烟气流速过高，会降低除雾器效率，易造成烟气二次带水，烟气中的液滴含量高，对下游GGH的运行是不利的，会加快GGH的堵塞，进而影响脱硫系统的投运率。

1.3 石灰石品质差表1为石灰石浆液和吸收塔石膏浆液化学分析结果。

石灰石的品质远没有达到设计值，两个样品的纯度都为82.38%，低于90%的标准；MgCO3的含量分别为16.12%和12.53%，远大于小于3%的标准要求。

石灰石中MgCO3含量高时，会在吸收塔内生产大量可溶的MgSO3，减小了SO2气相扩散的化学反应推动力，阻碍SO2与CaCO3的进一步反应，严重影响石灰石化学活性。

脱硫效率下降的原因分析

1. 烟气温度的影响进入吸收塔的烟气温度越低，越有利于二氧化硫气体溶于浆液，即低温有利于吸收高温有利于解析。

2. 烟气中二氧化硫浓度的影响在钙硫摩尔比一定时，当烟气中的二氧化硫浓度很低时，由于吸收塔出二氧化硫浓度不会低于其平衡浓度，所以不可能获得很高的脱硫效率。

一般情况下，随着烟气中的二氧化硫的浓度的增加，脱硫效率随之提高，但当烟气中的二氧化硫浓度高于某一极限值时，脱硫效率会随着烟气中的二氧化硫浓度的增加而下降。

3. 烟气中氧浓度的影响氧气参与烟气脱硫的化学过程，使亚硫酸根氧化为硫酸根，随着烟气中氧气含量的增加，二水硫酸钙的形成加快，脱硫效率也呈上升趋势。

4. 烟气含粉尘浓度的影响原烟气中的飞灰在一定程度上阻碍了二氧化硫与脱硫剂的接触，降低了石灰石中钙离子的溶解速率，同时飞灰中不断溶出的一些重金属会一直钙离子与亚硫酸根的反应，降低脱硫效率。

5. 石灰石粒度及纯度的影响石灰石颗粒越细，其表面积越大，反应越充分，吸收速率越快，石灰石的利用率高。

石灰石中的杂质对石灰石颗粒的消溶起阻碍作用，降低脱硫效率。

6. 浆液PH值的影响PH值越高越有利于二氧化硫的吸收，但不利于亚硫酸钙的氧化。

PH值低有利于亚硫酸钙的溶解，但是不利于二氧化硫的吸收。

一般控制PH在5.2~5.7左右。

7. 液气比L/G的影响液气比增大，代表液气接触几率增加，脱硫效率提高，但二氧化硫与吸收液有一个液气平衡状态，液气比超过一定值后，脱硫效率增加幅度减小。

新鲜的石灰石浆液喷淋下来后与烟气接触后，二氧化硫等气体与石灰石的反应不完全，需要不断的循环反应，增加浆液的循环量，也就加大了碳酸钙与二氧化硫的接触机会，从而提高了脱硫效率。

8. 烟气与脱硫剂接触时间的影响烟气进出吸收塔后，自上而下流动，与喷淋而下的石灰石浆液接触反应，接触时间越长，反应的越完全。

因此，长期投运高位的喷淋层对应的浆液循环泵，有利于二氧化硫的吸收，相应的提高脱硫效率。

9. 钙硫比CA/S的影响在保持液气比不变的情况下，钙硫比增加，即注入吸收塔内石灰石的量增加，吸收塔内浆液PH值上升，脱硫效率增加。

脱硫效率低原因分析及处理

脱硫效率低原因分析及处理摘要：脱硫效率低，通过分析比不同浆液循环泵组合运行方式，分析可能产生的原因，对存在的原因在检修期间进行针对性的检查处理。

关键词：脱硫；效率；处理1公司脱硫系统概况1.1设备概况福建大唐国际宁德发电有限责任公司4号机组为600MW燃煤机组，其中烟气脱硫装置于2006年7月通过168试运后投入运行，2016年底响应国家号召进行超低排放改造，改造后满足设计要求。

1.2设计参数宁德一期#3、#4 机组烟气脱硫装置，采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，脱硫入口SO2浓度2427mg/Nm3，超低改造后整套FGD设计脱硫效率不小于98.56%，且SO2排放浓度应小于35mg/Nm3（标态，干基，6%O2）。

吸收塔参数为φ15300mm×45200mm，浆池运行高度为10-11m，配置四台浆液循环泵，1-4号浆液循环泵对应的喷淋层高度依次升高。

吸收塔配置两台石膏排出泵，一用一备，配两台氧化风机，一用一备。

吸收塔原烟道设置合金托盘，除雾器三层屋脊式除雾器+一层管式除雾器。

2脱硫效率低原因分析自2019年7月以来，4号脱硫吸收塔效率逐步下降，针对吸收塔效率偏低的原因，在入口硫分不变、保持浆液PH，密度不变的情况下，开启不同的浆液循环泵查看出口二氧化硫下降情况，具体如下表所示：表一不同浆液循环泵组合运行出口SO浓度（mg/vm3）21242波动右左右20t ，连续供浆方式通过上表显示，在其他条件不变的情况下，改变浆液循环泵组合运行方式，吸收塔出口SO 2浓度会发生大幅改变，尤其与4号浆液循环泵组合运行时，吸收塔出口SO 2浓度最高，在实际设计中，4号浆液循环泵对应的喷淋层是最高，电流最大，喷淋效果应该最佳。

而根据现场运行反馈来看，4号浆液循环泵出力反而是最小的。

从以上现象判断可能存在以下问题造成吸收塔效率低：2.1浆液循环泵本身原因，造成泵出力变小浆液循环泵叶轮发生磨损、磨损盘与叶轮之间的间隙过大等原因，造成浆液循环泵出力变小，影响喷淋层的喷淋效果。

湿法烟气脱硫系统效率偏低原因分析及建议

脱硫效率为９．％，脱硫装置实际运行工况下，４６在零点漂移使脱硫效率下降了３７。从计算结果可．％以得知，因净烟气中的Ｓ度较低，Ｏ浓零点漂移对脱
硫效率产生较为明显的影响。２２吸收塔浆液杂质含量较高．
Ｋｙｗｏｄｆｅｇｓｄｓｌｚｔｎ；ｆｉｉｎｙ；ｎｙｉｒｃｍｍｅｄｔｎｅｒｓ：ｕａｅｕｆｒａｉｅｆｅｃａａｌｓｓ：ｅｏｌｕｉｏｃｎａｉｏ
中图分类号：７１３Ｘ０．
文献标识码：Ｂ
表２表中测试值均为标态、基；缩空气对。干压
ＣＭＥＳ零点进行校准，扫约１ｉ吹０ｍｎ后，、烟气原净中Ｓ浓度、。ＯＯ含量基本稳定。
表２ＣＭＥＳ零点漂移校准结果
１脱硫系统主要设计参数
机、ＧＨ，理全部烟气量，置１０无Ｇ处设０％烟气旁路；
石灰石制浆系统和石膏脱水系统为４套脱硫装置所共用。运行过程中发现，号炉脱硫装置原烟气Ｓ１Ｏ浓度低于设计值，３台浆液循环泵运行，液ｐ值浆Ｈ维持在６０以上，其脱硫效率仅为９％左右，．但０本文分析了ｌ炉脱硫系统效率低的原因。号
张雪盈，雪峰董（河南电力试验研究院，河南郑州４０５）５０２

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。

影响脱硫效率的因素知多少

影响脱硫效率的因素知多少关键词：脱硫效率近年来，随着经济的发展，我国工业生产造成的二氧化硫排放量逐年递增，对环境的影响极大。

因此，控制二氧化硫的排放，已经成为电力工业环境治理的主要任务。

国家对于十二五期间的“节能减排”也作出了具体的规划。

然而，脱硫效率决定了节能减排计划的进程。

然而，分析得出，影响脱硫效率的因素很多，如吸收温度，进气S02浓度，脱硫剂品质、粒度和用量（钙硫比），浆液pH值，液气比，粉尘浓度等。

以下就其影响因素进行具体分析。

首先是浆液pH值，它可作为提高脱硫效率的调节手段。

据悉，当pH～在4～6之间变化时，CaC03的溶解速率呈线性增加，pH值为6时的速率是pH值为4时的5～10倍。

因此，为了提高S02的俘获率，浆液要尽可能地保持在较高的pH值。

但是高pH值又会增加石灰石的耗量，使得浆液中残余的石灰石增加，影响石膏的品质。

另一方面浆液的pH值又会影响HS03的氧化率，pH值在4～5之间时氧化率较高，pH值为4.5时，亚硫酸盐的氧化作用最强。

随着pH值的继续升高，HS03的氧化率逐渐下降，这将不利于吸收塔中石膏晶体的生成。

在石灰石一石膏法湿法脱硫中，pH值应控制在5．O～5.5之间较适宜。

因此在调节pH值时，必须根据每天的石膏化验结果、实际运行工况及燃煤硫分等进行合理调整，这样才能更好的调节脱硫效率。

其次是钙硫比，据悉，在诸多影响脱硫效率的因素中，钙硫比中90%比对脱硫效率的影响是最大。

但在其他影响因素一定时，钙硫比为1时的湿法烟气脱硫效率可达90%以上。

这是很重的影响因素。

再者是液气比，它是决定脱硫效率的主要参数，液化比越大气相和液相的传质系数提高利于SOz的吸收，但是停留时间减少，削减了传质速率提高对S02吸收有利的强度，因此存在最佳液气比。

这也是影响脱硫效率的因素之一。

当然，石灰石的影响也是存在的。

当出现pH值异常，可能是加入的石灰石成分变化较大引起的。

如果发现石灰石中Ca0质量分数小于50%，应对其纯度系数进行修正。