脱硫效率低的原因分析

脱硫效率低的原因分析 Company Document number：WUUT-WUUY-WBBGB-BWYTT-1982GT

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%、负荷500MW以上、PH值—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%，PH值在23号加药有降低现象，后调整至—，24号上午调至，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—，入口1200mg/nm3左右，JBR液位在100mm以下），与添加前效率起始值%比较，可认为提高3%--4%的。

23日11：00—12：00，%；

14：00—16：00，94%；

19：00—20：00，%；

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%—%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。

入口SO2浓度与负荷因素

浓度

2

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，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％，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

S平均增长所对应的SO

2

:

1661-830 =（mg/Nm3）

x +=

计算得出9号到10号之间S中的含硫量接近1、2脱硫系统设计煤含硫量％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 CaCO

3 CaSO

4

32 100 136

－＝－＝－

x y

x＝（×100×）/32=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 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％，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％。

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。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 O

2吸收：SO

2

+ H

2

O= H

2

SO

3

→H

2

SO

3

=H+ + HSO

3

-

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CaCO

3

，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