干法脱硫效率低、脱硫塔湿壁和塌床的原因分析
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。
脱硫塔在运行中存在的问题解析
脱硫塔在运行中存在的问题解析随着环保形式的日益严峻，如何保证脱硫塔的安全稳定运行显得越来越重要。
脱硫剂湿法消化、循环流化床一半干法脱硫工艺具有投资少、运行费用低等优点，那么，我们在日常使用时，脱硫塔会出现哪些运行问题呢？下面，除尘设备小编分享：1.脱硫塔粘结；该工艺采用双流体喷枪实现向塔内喷入消石灰浆液及冷却水。
由于喷枪角度及位置不合理、脱硫塔人口烟气温度过高导致喷水量过大等原因，造成脱硫塔内壁粘结。
粘结最厚处达3m左右，严重影响了脱硫塔内的气流分布及烟气流速，造成脱硫效率急剧降低。
粘结物脱落还会造成喷枪砸弯、脱硫塔底部锥斗堵塞等一系列问题，不利于脱硫的稳定运行。
2.返灰循环量不足；由于匹配增压风机能力偏小、烧结机漏风率过大等原因，造成脱硫塔文丘里下部压力过低，限制了返灰的循环量，且经常性发生塌床，返灰不能实现高倍率循环，造成资源浪费的同时，塌床易造成扬尘污染。
3.浆液泵磨损严重；设计浆液泵为扬程100m、流量15m／h，而实际脱硫塔喷浆位置与浆液泵的实际高度差为30m左右，浆液泵扬程严重不匹配，造成浆液泵及管道内部压力偏高，浆液泵壳体及叶轮磨损严重。
4.空压机故障频繁；此脱硫系统设置2台30m空压机提供所需压缩空气。
由于存在运行环境较差、厂房设置标高不足影响散热等问题，经常出现因排气温度过高、进口空滤堵塞等问题造成故障停机。
5.更换浆液回流阀影响达标排放；喷人脱硫塔的浆液流量通过回流管路控制，由于浆液的长期冲刷，浆液回流阀需定期补焊或更换。
在处理浆液回流阀时，需停浆液泵停止喷浆，造成出口短时间超标排放。
6.消化器板结；制浆系统消化器在长期制浆后内壁易造成Ca(OH)板结，如清理不及时易造成消化器卡死，影响脱硫系统的稳定运行。
且消化器排浆管道角度偏小，浆液流速过慢造成管道沉积，影响消化器的制浆量。
7.除尘器放灰路由不合理；除尘器放灰设置2台支刮板并入1台主刮板，然后经斗式提升机至中间灰仓，如主刮板机出现故障，则除尘器无法放灰，返灰缺失势必影响脱硫系统的达标排放。
循环流化床脱硫工艺运行中常见问题浅析
烟气 接触 ，就会造 成 局部 灰 的湿度 过 大 ，发生 塌床 现 象 。另外 ，设计 时所 给的设计烟气量与实 际的烟气 量相
（ ）湿 壁 造 成 堵 塞 １
在循环流化床脱硫工艺运行 过程 中 ，经常会发生湿
０平 差 很大 的话 ，也有造成 塌床的可能 。 目前 为了能在负荷 壁现象 ，而且 目前还无 法解决 。如河北某钢 厂４ ０ 米
（ ）关于破碎 的 问题 １
首先 ，在脱硫过程 中 ，床层是其脱硫反应及 物料 循
的ｓ ， Ｏ 等酸性 气体充 分接触 ，进行 脱硫化 学反应 ，生成 环 区域处也是所谓 的产物破碎 区域 ，而此部位也是 喷雾
亚硫酸钙 与硫 酸钙 ，从而完成脱 硫过程 。反应后 的大 量 区域 ，由于喷雾造成脱硫剂及循环物料处 于湿 润状 态 ，
４ ！ ８ ｌ
．． 碎 的 目的 ，而在 脱硫塔 内气流 的方 向是 同向的 ，向上 的 ２Ｉ２ 产 生原 因分 析
气 流只是 将石灰和循环物料托起 ，其能量是不足 以将脱 硫 生成物外壳磨 掉的。
（ ）关 于停 留 时 间 的 问题 ２
（ ）塔体结构 因素 １
湿壁与塔体结构 、气 流场及 温度 场密切相关 。但要 系统 、准确地测定脱硫塔 内流场及 温度 场几 乎是不可能
的气～ 固混合物从 脱硫塔顶部排 出 ，进入除尘器 内 ，脱 而湿的物料是不能破碎 的 （ 湿式破碎 除外 ）；其次 ，物 除 的固体颗粒在 控制 阀的调节作 用下 ，通过 固体循环 系 料 的破碎是靠碰撞 、冲击 、剪切 、剥离 等机械 运动来 实
统 ，返 回脱硫塔 继续参与脱硫 反应 ，反应器 内循环灰 的 现的 ，仅靠脱硫塔 内气流 的一点 能量来磨掉 反应物的外
浅谈脱硫效率低原因分析和解决措施
脱硫反应分为五大类：1、气相SO2被液相吸收；2、吸收剂的溶解；3、吸收剂的中和；4、氧化反应；5、结晶析出。
上述5个步骤是同时进行、相互影响的。
在机组稳定运行的状态下，上述5个步骤应处于一个相对平衡的状态。
但是当机组工况调整或有其它原因时，需要重新建立起平衡；否则，会造成脱硫效率低，如果控制不当会造成净烟气SO2超标。
反之，如果运行人员控制得当的话，不仅会有效地保障脱硫高效率，而且会降低电耗和节省石灰石；浆液品质好同时夜也有利于石膏脱水。
.吸收塔系统主要设备介绍..1.1吸收塔介绍吸收塔是发生吸收和氧化反应的主要设备。
吸收塔的主要功能是吸收原烟气中的SO2、SO3、HF、HCL和粉尘，并使得最终产物通过脱水系统变为合格的石膏晶体。
浆池上液面至喷淋层之间为吸收区；而氧化反应则主要发生在浆池内。
吸收区发生的主要化学反应：当然，在吸收区内也有CaCO3参与的化学反应，但只有很少部分的CaCO3参与了反应。
氧化区发生的主要化学反应：我厂脱硫吸收塔直径13.2m，高度47.77m（超改后）；在机组超低排放改造时，将吸收塔溢流管提升0.5m；按照原《规程》中，吸收塔正常液位为7.05m~8.05m，可计算超低改造后吸收塔最高液位应为8.55m；但实际中加之吸收塔浆池中浆液易产生泡沫，吸收塔液位往往在8.4m左右就会开始溢流（曾做过试验）。
1.2吸收塔浆液循环泵主要参数介绍吸收塔浆液循环泵主要参数（表一）2.1吸收塔液位的控制根据我厂《规程》中规定：吸收塔浆液在浆池内停留时间不低于4min，且吸收塔内液气比不小于10.62L/m3，并结合上述吸收塔系统主要设备参数信息，可先假设，吸收塔液位高度为h；吸收塔内每小时浆液循环量为V；且，可知机组在高负荷（300MW左右）下，原烟气流量约为120万m3/h。
以下计算均按照机组高负荷运行工况下来计算。
可得出以下计算结果：吸收塔内浆液容积 = 3.14 ×（13.2/2）2×h = 136.8h机组负荷较高时，循环泵基本运行方式有：原有浆液循环泵三台运行（循环泵ABC）、原有任意两台浆液循环泵+新加循环泵运行方式（循环泵ABC中任意两台+循环泵D）、循环泵四台全部运行（循环泵ABCD）。
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
脱硫系统一般日常故障原因及处理
石灰石
浆液密度异常。
1、浆液密度计堵塞或故障。
2、制浆系统工艺水量或下料量不适当。
3、称重皮带给料机故障，给料异常。
4、石灰石浆液旋流器旋流子磨损严重。
5、磨机筒体内钢球过少。
1、检查并校验密度计。
2、调整制浆系统工艺水流量和下料量。
3、检修称重皮带给料机。
4、更换石灰石浆液旋流器旋流子。
2、pH计冲洗水阀泄漏。
3、pH计供浆量不足。
4、pH电极老化。
5、表计本身不准确。
1、退出pH计运行，对供浆管道冲洗疏通。
2、查明原因，更换冲洗水阀。
3、检查阀门状态，调整至正常供浆量。
4、更换pH电极。
5、用标准pH定位液重新标定校准。
pH计指示异常的处理：
1)PH值高/低报警。
2)PH值无显示。
1、石灰石浆液细度不合格。
2、吸收塔浆液pH不合格。
3、石膏厚度不合格。
1)调整制浆系统运行参数，使石灰石浆液细度达到大于95%通过（250目）的合格值；
2)严格控制浆液pH为5.3～5.8；
3)调整石膏排出泵和真空脱水机变频器，调节石膏旋流器入口压力，使石膏厚度保持在25～30mm。
一、二级脱水系统故障
4)联系检修调整跑偏皮带；
5)联系检修检查纠偏装置行程开关。
石膏旋流器异常：
1)旋流器底流密度变小。
2)真空皮带脱水机来料含水量增大，石膏较湿，真空泵电流增大、真空度增大。
3)石膏脱水效果变差。
1)旋流子投入数目太少。
2)旋流器积垢，管道堵塞，或破裂。
3)进口压力太低。
4)旋流器或管路泄漏严重。
5)石膏浆液品质不良。
固定床干法脱硫效果主要影响因素
固定床干法脱硫效果主要影响因素摘要：目前国内烟气脱硫工艺主要分为湿法脱硫工艺、半干法脱硫工艺和干法脱硫工艺。
在干法脱硫工艺中固定床干法脱硫具有适应温度范围广、装置简单、建设运营成本低、能耗低、无水污染、副产物可资源化等优势收到市场认可。
在焦化、钢铁、水泥、建材等非电行业的烟气治理中得到了广泛的应用。
在脱硫的实际运行中，固定床干法脱硫的脱硫效率主要受到反应温度、脱硫剂成分、流场布置、烟气中的粉尘浓度、含湿度、混合停留时间等因素的影响，本文结合实际运营项目的运行情况和理论依据，通过综合比较、总结了实际运行的规律并分析了在项目工程中影响固定床干法脱硫效率的主要因素。
关键词：固定床干法脱硫、干法脱硫、运行温度、流场分析、脱硫工艺1引言二氧化硫是原料中的硫份在燃烧过程中生产的主要污染物之一，也是我国现影响面较广的一种气态污染物。
SO2是一种无色但有强烈刺激性气味的气体，对人体的呼吸器官有着强烈的毒害作用，亦可通过皮肤接触、消化道进入人体而造成危害。
如果SO2遇到水蒸气，形成硫酸雾，就可以长期滞留在空气中，毒性比单纯SO2大10倍左右。
近年来，随着我国经济发展的速度加快，二氧化硫的排放量也逐年增多。
现市场主要的脱硫工艺分为湿法脱硫、半干法脱硫和干法脱硫。
干法脱硫工艺具有：系统简单；稳定；无水、酸等副产物的处理问题且不影响原系统烟温等优势，越来越多的烟气脱硫（如高炉热风炉烟气脱硫）选用的干法脱硫中的固定床干法脱硫技术。
通过分析其脱硫效率的影响因素有助于在反应过程中更好提高脱硫反应效率。
2固定床干法脱硫工艺介绍国内固定床干法脱硫早在2003年前后开始有院校团队关注研究。
随着排放要求的深化与泛化，在低硫、低尘、宽温段、中低规模烟气脱硫中的应用优势日益凸显，市场应用大约从2018年开始爆发式增长。
在热风炉、加热炉、燃气锅炉、焦炉、干熄焦、收尘烟气等烟气脱硫中均已有应用。
固定床干法脱硫是一种用以实现气固相反应过程或液固相反应过程的反应，脱硫效率达95%以上，脱硫过程中压降在2.0kPa左右，基本没有降温。
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。
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
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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
脱硫塔喷淋层塌落原因分析
8号脱硫塔喷淋层塌落原因分析一、异常情况说明：2012年7月7日8号脱硫系统脱硫效率突然下降到60%左右，运行人员将8号脱硫系统退出运行后，我班组人员打开浆液喷淋层人孔门进行检查，检查发现上、中层喷淋层浆液主管道由浆液进口处至中间大梁处塌落，部分支管道及浆液喷嘴管道散落在托盘上。
二、原因分析：经认真分析，我专业认为此次事故的发生原因为上层喷淋层主管道中间部分连接管道首先发生脱落（管道连接处的玻璃丝布缠绕不合格造成，不合格的因素有粘合剂是否符合要求，玻璃丝布缠绕厚度是否符合要求，缠绕玻璃丝布时施工工艺是否符合要求），然后脱开的两部分主管道一段从中间梁上脱落砸在中层浆液管道上，一段从进口处拉裂砸在中层浆液管道上，造成中层浆液管道同样从浆液进口处至中间大梁处塌落。
在对管道外部的玻璃丝布缠绕的防腐层清理过程中，我专业发现外部玻璃丝布防腐层用专用工具剥离时，很轻易的出现大面积剥落，可以推断，在粘合剂的选用上没有达到要求。
在对浆液喷淋层的检查中，我专业还发现主管道、各支管道、各浆液喷嘴管道壁厚及管径全部没有达到技术协议要求的总厚度。
锅炉专业本体班2012年7月13日附件：2号炉A级检修低温空预器检修记录2号炉低温空预器1号角箱割除损坏的空域器管165根；2号角箱割除损坏的空域器管100根;3号角箱割除损坏的空域器管407根;4号角箱割除损坏的空域器管736根,共计1403根。
1号角更换损坏的空域器管0根；2号角更换损坏的空域器管0根;3号角更换损坏的空域器管331根;4号角更换损坏的空域器管695根,共计更换新管1026根。
由于没有过多的备品，致使377根腐蚀严重的空域器管未进行更换，部位主要在风道两侧第一、二排，使用堵头将上下孔洞严密封堵，其中1号角封堵损坏的空域器管165根；2号角割除封堵的空域器管100根;3号角封堵损坏的空域器管76根;4号角封堵损坏的空域器管41根,共计377根。
脱硫装置脱硫效率较低的原因分析.
当前影响两套脱硫装置脱硫效率的原因分析近期我厂两套脱硫装置脱硫效率较低，在89%附近波动，不考虑当前1号GGH压差较大和2号机组所带负荷较大分别致使1、2号脱硫装置脱硫效率较低这一影响因素，参考近期化验室对我厂石灰石浆液、吸收塔浆液和石膏化验结果，结合相关运行情况分析如下：一、近期脱硫化验结果：1、2010年12月化验石灰石细度未达到设计要求，最近测量我厂石灰石浆液细度为325目通过率为36%，远小于设计值90%，说明石灰石浆液细度不合格，粒径较粗。
2、2010年12月份对石灰石活性进行三次化验：由上表可看出近期使用石灰石综合活性较差，反应需时间较长。
3、12月份以来，化验室化验两吸收塔浆液PH值如下表：从上表可看出2010年12月份吸收塔浆液PH值长期保持较高，一般都在5.7以上（实验室手测值较准确）。
4、近期几次石膏化验结果如下：从上表可看出近期我厂石膏中CaCO3百分含量（%）非常小，约为设计指标的1/5，集团公司控制指标的1/10，应该说吸收塔浆液中的石灰石反应非常完全，不存在过剩的问题，这从近期石膏脱水效果非常好也可得到验证。
二、运行分析1、由石灰石细度较粗、石灰石活性较差和吸收塔浆液PH值长期保持较高的化验结果进行正向运行逻辑推理，在12月份大负荷下长期保持高PH值运行，吸收塔浆液中未反应CaCO3应该较多，其脱水石膏中CaCO3百分含量（%）必然较高。
在此运行工况下，根据几年来的运行经验，吸收塔除雾器堵塞情况应较快，除雾器压差上升应较快。
2、实际运行情况是化验结果中石膏中CaCO3百分含量（%）很小，石膏脱水效果很好，半水硫酸钙的含量也很小，吸收塔浆液氧化效果很好，并且两吸收塔除雾器压差上升不明显，堵塞情况基本得到控制。
我们对以上两条分析结论进行综合对比，发现根据初始化验条件结合脱硫运行机理推导出的结论，与实际最终的化验及运行结果相互矛盾。
难道有部分化验结果不正确？分析认为初始石灰石反应条件和最终石膏成分的化验结果都是多次规范操作的结果，出错的可能性很小，化验结果应该是可信的。
脱硫塔效率
脱硫塔效率脱硫塔的脱硫效率现在几乎可达百分之九十。
石灰石脱硫之干法：二氧化硫是热电生产过程产生的主要污染物。
根据“达标排放'和总量控制的原则以及循环流化床锅炉的特点，采用炉内石灰石脱硫的方法，使二氧化硫与氧化钙反应生成硫酸钙而成渣随炉渣一同排出。
脱硫剂采用颗粒直径≤3MM,纯度（以CaO计）51.01%的石灰石粉。
炉温控在840~900左右，脱硫效率在90%以上。
干法脱硫工艺在无液相介入，完全干燥的状态下进行，随着干法脱硫工艺的日益完善，再加上干法工艺流程简单、投资少、运行费用低等因素，干法脱硫工艺已开始在燃煤电厂推广应用。
脱硫塔脱硫效率低的原因有很多，举几个例子：1、燃用煤种的硫份高于设计煤种。
2、实际烟气量大于设计烟气量。
3、脱硫塔本身设计问题：液气比选低了;循环泵流量小了;氧化风机的风量小了；4、操作问题：脱硫塔内的粉尘多了;浆液的氯离子浓度高了;浆液的密度高了。
等等。
如何调整脱硫塔的运行，提高脱硫效率一般来说：氧化空气量可以根据石膏脱水效果来确定，如果石膏脱水效果不好，在检验其他各项指标：如CaSO4.2H2O,CaCO3,CaSO3.1∕2H2O,C1-,等在合格范围内的情况下（可通过加强化学分析控制浆液品质），一般情况下，为保证CaC03的利用和烟气中二氧化硫的吸收氧化，控制PH为5.2-5.8,如果在浆液循环泵流量较大情况下，可以调整为4.6-5.8之间，在这个范围内，浆液缓冲效果较差，要加强PH的控制，吸收塔入口烟气温度一般控制在60。
C左右，这里加强GGH的监视，如发现烟气温度异常及时判断原因，如为主机排烟温度异常，即使联系调整，如是GGH换热原件缺陷，及时联系相关部门处理，并汇报分场管理人员;液气比控制一般以满足净烟气合格为宜取低值，这点是出于对除雾器去除率及后续设备保护的考虑，液气比过高不利于脱硫系统安全稳定运行。
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。
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。
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干法脱硫效率低、脱硫塔湿壁和塌床的原因分析
吸收剂以干态进入吸收塔与烟气中的二氧化硫反应，脱硫终产物为“干态”为干法脱硫工艺。
干法脱硫工艺在运行中常见的问题主要是脱硫效率低、脱硫塔湿壁和“塌床”，分析造成这些问题的原因并对症处理十分重要。
1、影响脱硫效率的主要因素
（1）温度
温度是保证脱硫效率的首要控制手段，一般控制在65℃至75℃附近运行，达到排放标准，温度应尽可能高一些。
为方便检修，喷嘴最好备用一套，保证脱硫效率不会因停水骤降。
烟气入塔温度过高或过低，都会影响脱硫效率。
提高脱硫系统烟气入口温度可提高脱硫效率，因较高的温度允许喷入更多的水降温，反应的总表面积增加，也提高了SO2的气相扩散系数。
入塔温度过高，烟温降不到反应温度，脱硫效率难以提高；入塔温度过低，喷入雾化水量过少，脱硫反应难以进行，需喷入热水降温，提高喷水量。
入塔温度一般控制在110-135℃。
（2）生石灰的活性
消石灰的活性决定于生石灰质量。
生石灰品质高，表面积大，活性高，粒径90%以上通过1mm以下，活性度T60≤4min，可消化的有效成分多，脱硫过程中钙的有效利用率就高，对提高脱硫效率有明显效果。
如果Ca(OH)2含杂质多，或消化后生成Ca(OH)2的存放时间过长，Ca(OH)2与CO2发生反应，遇水产生潮解，相应降低脱硫剂的活性，会严重影响脱硫效率。
Ca(OH)2存放时时间不得超过三天。
（3）Ca/S比
脱硫效率随Ca/S的增大而增大，提高到一定程度，脱硫效率增加趋缓，此时运行费用会大幅增加。
为保证喷粉系统正常运行，喷粉管道建议备用一条，至少应备用一台喷粉风机。
（4）SO2入口浓度
脱硫效率随入口SO2浓度的增加而下降，因SO2浓度高，气相分压大，反应速率低。
SO2入口浓度一般不超过1800mg/Nm³。
（5）压力降
压力降是最常用的控制参数，压力降越高固气比越大，Ca/S比高，参与反应的床料多，脱硫效率高。
如果太大，烟气负荷稍一波动，容易造成“塌床”。
脱硫塔压力降一般不超过1500Pa，最大不超过2000Pa。
（6）雾滴粒径
雾滴粒径是通过高效喷嘴的合理选型实现的，高压回流喷嘴和双流体喷嘴各有千秋。
雾滴粒径最低不能大于80-150µm，否则会形成滴流，增加脱硫塔湿壁的风险。
从操作稳定可靠方面考虑，建议用高压回流喷嘴。
（7）自动化水平
喷粉量、喷水量根据锅炉负荷、烟气量、入口浓度和出口浓度自动跟踪调节，保证调节不滞后，否则会影响脱硫效率。
2、导致湿壁现象主要原因
（1）烟气流场分布不均，烟气在吸收塔内呈湍流、偏流状态，水雾、脱硫灰碰到塔内壁或塔内构件很容易结块，形成块状后粘壁会越积越多，结块松散时，会造成大块脱硫灰落下，在塔外面有时能听到内部大块脱硫灰落下响声。
（2）烟气塔内反应段温度过低，低于65℃，而干燥段温度小于70℃，操作运行很难控制，稍有不慎，很容易造成湿壁。
（3）外循环灰过湿，未充分干燥的脱硫灰不断粘结成团造成湿壁。
脱硫循环灰湿度宜取2%左右，湿度越高，湿壁的机率越大。
为防止湿壁，第一次启动运行时，先对布袋除尘器进行预涂灰，脱硫塔内先喷Ca(OH)2粉后喷水；停运时，先停水后停Ca(OH)2粉。
以后启动时，先启动外循环，建立起稳定的流化床后再开始喷Ca(OH)2粉和水。
（4）喷嘴埋在流态不稳定、湿度不均匀的循环流化床层中，循环灰表面含水不均匀，且有游离状态的液滴，易造成喷嘴及喷嘴上部吸收塔渐扩段的粘结、湿壁，装置不能长期稳定运行。
（5）塔内压差过低，低于500Pa以下，烟气中的循环灰量太少，容易造成循环灰过湿，容易产生湿壁。
3、导致“塌床”的主要原因
（1）布袋除尘器下船型灰斗，主要是为循环灰进行缓冲储料，料层较高(2-3m)；输送循环灰的输送斜槽，料层较低(200mm)。
料层厚度不同，则压降不同，输送气压也就不一样，不能使用同一台罗茨风机供气。
循环灰在流化槽段更容易结团，导致大量大颗粒脱硫灰入塔，这些颗粒与循环流化床设计流速不一样，循环流化床系统床料失稳最终“塌床”。
（2）床层压降太大，超过一定值时，在烟气负荷波动较大时，如烟气量低于正常负荷70%，净烟气再循环不能及时跟踪运行，烟气速度小于流化速度容易“塌床”。
塌床发生后应及时外排，防止堵塞入口烟道。
通过以上综合分析可得：影响脱硫效率的因素主要是温度、Ca/S比、入口SO2浓度、压力降、脱硫剂品质、流场分布、雾滴粒径和自动化控制水平；脱硫塔湿壁的原因主要是烟气流场分布不均、烟气塔内反应段温度过低、塔内压差低于500Pa、塔外循环灰湿度大于3%、喷嘴产生滴流；“塌床”的主要原因是床层压降太大，烟气负荷波动较大，输灰斜槽循环灰结团。
通过分析问题产生的原因，采取有针对性的控制和预防措施，避免异常现象发生。