脱硫效率低的原因分析
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。
脱硫效率影响因素及运行控制措施
影响湿法烟气脱硫效率的因素及运行控制措施前言目前我厂两台600MW及两台1000MW燃煤发电机组所采用的石灰石——石膏湿法烟气脱硫系统运行情况良好，基本能够保持系统安全稳定运行，并且脱硫效率在95%以上。
但是，有两套脱硫系统也出现了几次烟气脱硫效率大幅波动的现象，脱脱效率由95%逐渐降到72%。
经过对吸收系统的调节，脱硫效率又逐步提高到95%。
脱硫效率的不稳定，会造成我厂烟气SO2排放量增加，不能达到节能环保要求。
本文将从脱硫系统烟气SO2的吸收反应原理出发，找出影响脱硫效率的主要因素，并制定运行控制措施，以保证我厂烟气脱硫系统的稳定、高效运行。
一、脱硫系统整体概述邹县发电厂三、四期工程两台600MW及两台1000MW燃煤发电机组，其烟气脱硫系统共设置四套石灰石——石膏湿法烟气脱硫装置，采用一炉一塔，每套脱硫装置的烟气处理能力为每台锅炉100%BMCR工况时的烟气量，其脱硫效率按不小于95%设计。
石灰石——石膏湿法烟气脱硫，脱硫剂为石灰石与水配置的悬浮浆液，在吸收塔内烟气中的SO2与石灰石反应后生成亚硫酸钙，并就地强制氧化为石膏，石膏经二级脱水处理作为副产品外售。
烟气系统流程：烟气从锅炉烟道引出，温度约126℃，由增压风机升压后，送至烟气换热器与吸收塔出口的净烟气换热，原烟气温度降至约90℃，随即进入吸收塔，与来自脱硫吸收塔上部喷淋层（三期3层、四期4层）的石灰石浆液逆流接触，进行脱硫吸收反应，在此，烟气被冷却、饱和，烟气中的SO2被吸收。
脱硫后的净烟气经吸收塔顶部的两级除雾器除去携带的液滴后至烟气换热器进行加热，温度由43℃上升至约80℃后，通过烟囱排放至大气。
二、脱硫吸收塔内SO2的吸收过程烟气中SO2在吸收塔内的吸收反应过程可分为三个区域，即吸收区、氧化区、中和区。
1、吸收区内的反应过程：烟气从吸收塔下侧进入与喷淋浆液逆流接触，由于吸收塔内充分的气/液接触，在气-液界面上发生了传质过程，烟气中气态的SO2、SO3等溶解并转变为相应的酸性化合物：SO2 + H2O H2SO3SO3 + H2O H2SO4烟气中的SO2溶入吸收浆液的过程几乎全部发生在吸收区内，在该区域内仅有部分HSO3-被烟气中的O2氧化成H2SO4。
脱硫系统典型故障分析及处理
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。
石灰石-石膏湿法脱硫效率分析
石灰石-石膏湿法脱硫效率分析关键词：湿法脱硫脱硫工艺脱硫废水针对脱硫运行中可能造成脱硫效率低的各种原因，提出具体分析和解决办法。
1.脱硫效率低的原因和解决方法1.1吸收剂的pH值脱硫反应的基础是溶液中H+的生成，只有H+的存在才促进了Ca2+的生成，因此，吸收速率主要取决于溶液的pH值。
因此湿式脱硫工艺的应用中控制合适的pH值和保持pH值的稳定是保证脱硫效率的关键。
PH值为6.0时，二氧化硫吸收效果最佳，但此时易发生结垢，堵塞现象。
而低的pH值有利于亚硫酸钙的氧化，石灰石溶解度增加，但二氧化硫的吸收受到抑制，脱硫效率大幅度降低；当pH值为4.5时，二氧化硫的吸收几乎无法进行，且吸收液呈酸性，对设备也有腐蚀。
为此，除热工班组定期校验PH表计外，化验室每周定点化验吸收塔浆液PH值，供运行人员和热工人员作参考。
所以最为合适的PH 值应维持在5.4。
1.2液气比及浆液循环量液气比增大，表明气液接触机率增加，脱硫率增大。
但二氧化硫与浆液液有一个气液平衡，液气比超过一定值后，脱硫率将不再增加。
初始的石灰石浆液喷淋下来后与烟气接触，SO2等气体与石灰石浆液的反应并不完全，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，从而提高了脱硫效率。
若脱硫吸收塔浆液循环泵出口的部分喷嘴堵塞，喷淋效果就会较差；脱硫系统停运后，就需要通过吸收塔检查孔对吸收塔喷淋层进行喷淋检查，查看喷嘴堵塞情况是否严重；若吸收浆液循环泵内部腐蚀或磨损严重，运行压力不足，均会导致脱硫效率下降。
故每次机组停运检修时，都需安排人员对喷淋层喷嘴进行逐个检查，并根据浆液循环泵运行周期定期更换腐蚀和磨损的部件。
吸收塔浆液循环泵叶轮磨损程度很大，而吸收塔浆液循环泵叶轮的使用寿命为8000小时左右，所以吸收塔浆液循环泵叶轮应定期进行修复。
1.3烟气与吸收剂接触时间烟气自进入吸收塔后，自下而上流动，与喷淋而下的石灰石浆液雾滴接触反应，接触时间越长，反应进行得越完全。
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。
脱硫效率低的原因及处理
脱硫效率低的原因及处理
脱硫效率低的原因可能有以下几点：
硫化物浓度低：当烟气中的硫化物浓度很低时，脱硫剂与硫化物的接触机会就会减少，从而影响脱硫效率。
烟气湿度高：当烟气的湿度很高时，会导致脱硫剂的液态浓度降低，从而影响它与硫化物反应的速度。
烟气中的灰分和粉尘等杂质：当烟气中含有大量的灰分和粉尘时，会与脱硫剂产生竞争反应，降低脱硫效率。
操作不当：可能是脱硫反应器参数设置不合适，或脱硫剂添加量不足等因素，都会导致脱硫效率低。
提高脱硫效率的处理方法：
优化脱硫工艺，合理调整反应器参数，确保其正常运转。
提高脱硫剂浓度，增加与污染物接触的机会。
控制烟气湿度，降低其对脱硫效率的影响。
减少烟气中的灰分和粉尘等杂质的含量，提高脱硫剂与污染物的接触率。
合理加大脱硫剂的投加量，确保脱硫剂在反应器中充分溶解，提高反应有效性。
石灰石-石膏湿法脱硫效率低的原因分析及预防措施
石灰石-石膏湿法脱硫效率低的原因分析及预防措施作者：高磊来源：《科学与财富》2020年第29期摘要：针对石灰石-石膏湿法脱硫系统效率偏低的现象，对黄陵某电厂2×300MW循环流化床机组湿法脱硫系统运行状态进行了分析，同时针对性的提出了相应的预防措施，对脱硫系统运行状态进行了调整，取得了较好的效果。
关键词：湿法脱硫;脱硫效率;运行分析;运行调整引言石灰石—石膏湿法脱硫是普遍应用于我国火力发电厂的烟气脱硫系统。
近年来国家环保要求不断提高，烟气污染物能否达标排放直接影响到一个发电厂的经济效益，各發电企业对烟气脱硫设备设施越来越重视。
但石灰石—石膏湿法脱硫系统在长期运行中难免出现这样那样的问题，造成脱硫效率下降，严重者会直接造成机组降负荷运行，带来巨大的经济损失。
本文对黄陵某电厂石灰石—石膏湿法脱硫系统的运行状态进行了针对性的分析，解析了脱硫系统效率低的原因，并提出了运行调整的方式，取得了较好的效果，可作为今后脱硫系统运行状态分析、调整的经验、依据。
一、脱硫系统运行概况黄陵某电厂2×300MW循环流化床机组采用石灰石—石膏湿法脱硫系统，一炉一塔单元式布置，吸收塔塔型为喷淋空塔，由上至下布置两级屋脊式除雾器、一级管式除雾器、三层喷淋层、一层合金托盘，吸收塔配置三台浆液循环泵，脱硫浆液采用强制氧化方式，属于典型的石灰石—石膏湿法脱硫系统。
以黄陵某电厂#2机组为例，吸收塔入口SO2浓度为724mg/Nm3，出口SO2浓度为61mg/Nm3，吸收塔脱硫效率为91.55%，吸收塔液位6.8m，浆液pH值为5.5，浆液密度为896.87kg/m3，浆液氯离子浓度为50000mg/L，其余设备运行正常。
从运行参数来看，吸收塔的脱硫效率偏低（设计值为大于95%），浆液氯离子浓度较高（正常运行要求低于20000mg/L）。
另外，脱硫吸收塔入口粉尘浓度偏高。
去除不合理的数据，机组负荷与吸收塔出入口SO2浓度曲线来看，随着机组负荷的升高，吸收塔入口SO2浓度急剧提升，吸收塔效率也随之下降，如图中取值所示，锅炉负荷274.91MW时，吸收塔入口SO2浓度为891.14 mg/Nm3，出口SO2浓度为92.98 mg/Nm3，脱硫效率仅为89.5%，较设计值低了5%左右，此时SO2排放浓度超标。
湿法烟气脱硫装置效率低的原因及措施
湿法烟气脱硫装置效率低的原因及措施
1 湿法烟气脱硫装置效率低的原因
湿法烟气脱硫装置由烟气进口、湿床、反应器、出口等组成，主
要用于处理灰渣烟气中的SO2及Mile等有毒气体，其成功率直接影响
到烟气处理后的环境质量。
但是，湿法烟气脱硫装置不能满足烟气脱
硫标准，导致效率低。
主要原因如下：
（1）烟气过量：不正确的烟气进口压力设置将导致进口烟气过量，灰渣强度增加，损坏湿床内表面，影响反应器降解效率。
（2）湿床表面受损：长期高温作用下，湿床内部会形成熔化的烟尘。
当湿床内的水温超过90℃时，大量烟尘会被熔解，并且堵塞湿床
内部管道，阻碍烟气的流动，影响效率。
（3）反应器失效：反应器的运行温度太高，会形成大量无机盐沉淀，堵塞湿床内换热器管道，降低湿床及反应器效率，同时有毒气体
排放不能达标。
（4）湿床洁净度不好：由于湿床内水质不好，会使湿床反应器表
面结垢，有机物沉积较多，影响湿床的运行效率。
2 湿法烟气脱硫装置提高效率的措施
（1）合理调节烟气进口压力，以免造成烟气过量、灰渣残留太多。
（2）定期清理湿床，限制温度超过90℃，以防止湿床内烟尘熔解和堵塞反应器，使清洁度保持在最佳状态，以增强气体脱除率。
（3）定期检查湿床反应器，确保温度和清洁度达标，防止因碳酸盐沉淀造成的堵塞。
（4）每月调整湿床的投加量，防止水位变化导致的效率降低。
（5）强化湿床的供水设备，保障水质的合理性，以便湿床的有效运转，保证反应器的有效运行。
以上是湿法烟气脱硫装置效率低的原因及措施，必须关注湿法烟气脱硫装置运行状况，通过合理地运维和改进设备来提高效率。
脱硫效率低原因分析及应对措施
０ ２ － １ ｌ
０ ２ － １ ４
０ ２ － ２ ｌ
０ ２ － ２ ８
２ ． 脱硫 效 率低 原 因 分 析
２ ， １ 含硫量分析 本 厂两 台 Ｉ Ｏ ０ ０ Ｍ Ｗ 机组脱硫 系统设计 参数 为 ： 设计 煤种 （ Ｓ ＝ Ｏ ． ８ ） 工况 ， Ｆ Ｇ Ｄ人 口 Ｓ Ｏ ： 含量 不超 过 １ ８ ０ ０ ｍ ｇ ／ Ｎ ｍ， ； 校核煤种 （ Ｓ ＝ ０ ． ９ ５ ） 工况 ， Ｆ Ｇ Ｄ入 口 Ｓ Ｏ ， 含量不超 过 ２ ３ ０ ０ ｍｇ ／ Ｎ ｍ ， 从 脱硫 ＯＭ画面 曲线 查 出近 段时 问内 Ｆ Ｇ Ｄ人 口 Ｓ Ｏ 含量最 大在 １ ４ ０ ０ ｍｇ ／ Ｎｍ ３ 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
２ ０ １ ４ 年０ ３ 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
３ １ ５ ６ １ ２）
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 １ ２日 ７ ： ５ ２开 始一 直 在 ９ ４ ～ ９ ５ ％左 右波 罐 车拉走 ． 动， ２月 １ ５日 １ ６ ： ５ ４以后逐步趋于正 常。 ２月 ２ ３日 １ ３ ： ０ ９效率开始在 效果 的。 ９ ４ ％左右波 动 ， ２ 月 ２ ６日 ８ ： ５ ３降至 ９ ３ ％左 右 ， ２ 月２ ７日进一 步降至
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。
浅谈湿法脱硫技术问题及脱硫效率
浅谈湿法脱硫技术问题及脱硫效率一、引言随着环境污染治理工作的不断加强和环保法律法规的不断出台，脱硫工作成为工业生产中的一个关键环节。
湿法脱硫技术是目前常见的一种脱硫方法，其通过喷射石灰石浆液或石膏浆液将烟气中的二氧化硫和氧气反应生成硫酸钙或硫酸，从而达到脱硫的效果。
在实际工程中，湿法脱硫技术也存在着一些问题，同时其脱硫效率也受到了一定的制约。
本文将对湿法脱硫技术中存在的问题进行分析，并探讨提高湿法脱硫效率的途径。
二、湿法脱硫技术存在的问题1. 脱硫副产品处理困难在湿法脱硫的过程中，石灰石浆液或石膏浆液与烟气反应生成的硫酸钙或硫酸都是有害副产品，需要进行处理和处置。
硫酸钙虽然可以作为建筑材料使用，但也需要一定的处理工艺。
硫酸的处置也需要特殊的环保设施和技术。
这给工程运行和环保治理带来了一定的经济和技术压力。
2. 能耗较高湿法脱硫通常需要使用大量的水来作为反应介质，同时还需要对排放的废水进行处理。
这就意味着湿法脱硫工艺需要大量的水资源和能源，从而造成了一定的能耗和运营成本。
3. 运维难度大湿法脱硫工艺需要不断对喷射系统、氧化气体及其它配套设备进行维护和调试，以确保其正常运行。
由于湿法脱硫工艺本身就比较复杂，导致了运维难度较大，需要专业的技术人员进行操作和管理。
4. 对脱硫剂质量要求高湿法脱硫工艺对石灰石和石膏等脱硫剂的质量要求较高，这就要求供应商提供高质量的原料，从而增加了采购成本和管理难度。
5. 在特定条件下其脱硫效率较低对于一些高硫煤和高硫气体的脱硫工艺，湿法脱硫技术的脱硫效率会受到一定的限制，可能无法满足排放标准。
三、提高湿法脱硫效率的途径1. 优化反应条件可以通过调整湿法脱硫工艺的操作参数，对其进行优化，以提高脱硫效率。
在适当的温度、压力和pH值条件下进行操作，有助于促进反应的进行，增加脱硫效率。
选择高质量的石灰石和石膏等脱硫剂，提高其纯度和活性，可以增加湿法脱硫的效率。
3. 发展新型脱硫剂可以开发新型的脱硫剂，以提高湿法脱硫的效率和稳定性。
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。
300MW机组脱硫效率低的原因分析及解决方案
（ ） 种离 子质 量浓 度对 脱硫效 率 的影 响 。 ７各
１ Ｓ ｚ 影响。当 Ｓ ； ）Ｏ ＿ Ｏ一质量浓度超过一定值
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２０ ０ ８年正式 投入 运行 。
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９ ％ 以下 ， 复调 整也 不见 成效 。因此 ， ０ 反 需要 对整 个 脱 硫 系统进 行全 面检 查 和原 因分析 。
足， 脱硫 浆 液 ｐ Ｈ值 降低 。此 外 ， 尘 进入 吸 收 塔浆 粉 液 系 统 ， 加 了 设 备 的 磨 损 ， 石 膏 的 品 质 大 大 增 使
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２ 影响脱硫效率 的因素及原 因分析
在确 定 仪 表读 数 准 确 的情 况 下 ， 以下 ７个 可 有
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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。
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1131.325S平均增长0.1所对应的SO2:1661-830 x0.1=166.26（mg/Nm3）1.0-0.5S=1131.325-830 x 0.1+0.5=0.68123166.26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。
通过钙硫摩尔比方程式粗略计算：S CaCO3 CaSO432 100 136－＝－＝－2.5 x yx＝（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8.4 t/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％。
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K G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：S O2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2.3液气比（L/G）与烟气流速因素2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ϕ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η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着提高。
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2.4.1 O2参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。
HSO3－氧化为SO42－，为保障大部分的HSO3-成2参与烟气脱硫的化学过程，使功氧化为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。