脱硫使用效率表

焦化厂

2017年度焦炉烟气脱硫设施效率情况汇总表

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 H2SO3 SO3 + 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。由于浆液和烟气在吸收区的接触时间非常短（仅有数秒），浆液中的CaCO3仅能中和部分已氧化的H2SO4和 H2SO3。在此区域内，浆液中的CaCO3只有很少部分参与了化学反应，因此液滴的pH值随着下落急剧下降，其吸收能力也随之减弱。由于在吸收区域内上部pH较高，浆液中HSO3-浓度低，易产生CaSO3·1/2H2O，随着浆液的下落，接触的SO2溶浓度越来越高，使浆液pH值下降较快，此时CaSO3·1/2H2O可转化成Ca（HSO）2。 2、氧化区内的反应过程： 氧化区是指从吸收塔液面至氧化风管道下方约200mm至300mm处，该区域内的主要反应是： H+ + HSO3- +1/2O2 2H+ + SO42- CaCO3+2H+ Ca2++ H2O+CO2 Ca2+ + SO42-+2H2O CaSO4·2H2O 过量氧化空气均匀地喷入氧化区的下部，将在吸收区形成的未被氧化的HSO3-几乎全部氧化成H+和SO42-，此氧化反应的最佳pH值约为4至4.5，氧化反应产生的H2SO4是强酸，能迅速中和浆液中剩余的CaCO3，生成溶解状态的CaSO4，随着CaSO4的不断生成，当Ca2+、SO42-浓度达到一定的过饱和度时，结晶析出CaSO4·2H2O即石膏。 当吸收塔内浆液缓慢通过氧化区时，浆液中过剩的CaCO3含量也逐渐减少，当浆液到达氧化区底

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。一般控制钙硫比在1.02~1.05之间。 10.氯离子含量 氯在系统中主要以氯化钙形式存在，去除困难，影响脱硫效率，但是必须到达一定程度才能显示出来，主要是干扰了离子间的反应。

(效率管理)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。

湿法脱硫效率低的原因分析

湿法脱硫效率低的原因分析 作为湿法脱硫中最常见的一种方式，石灰石-石膏湿法烟气脱硫的优点十分突出，但是在工艺流程方面仍存在着很多问题。烟气入口参数问题、吸收塔内吸收液问题、氧化空气量的多少以及除雾器的工作效率等等都对湿法脱硫的效率有着巨大的影响。然而这些因素又都环环相扣，因此只有综合考虑各方面因素，总结出完美的方案去解决这些问题，才能提高脱硫效率，为人类社会做出一份贡献。 标签：湿法脱硫；脱硫效率；导致原因 1 概述 二氧化硫是主要的大气污染物之一，而燃煤供电是它的主要来源。石灰石-石膏湿法烟气脱硫由于其技术成熟，运行稳定且成本相对低廉而占据了世界75%的脱硫市场。石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺复杂，化学反应步骤较多，对反应条件要求较高，因此协调各方面因素改进脱硫工艺从而提高脱硫效率势在必行。 2 石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺概述 石灰石-石膏湿法烟气脱硫是湿法脱硫最常见的方法。它的脱硫吸收剂以石灰或石灰石为原料，将石灰石仔细研磨成粉后与水混合搅拌制成吸收剂浆液，当使用石灰作为吸收剂原料时，石灰粉经过消化处理后与水混合制成吸收劑浆液。吸收浆液与烟气在吸收塔中接触混合，烟气中的二氧化硫在有空气参与的状态下借助氧气的氧化作用与吸收浆液中的碳酸钙进行化学反应从而被脱除，最终得到石膏。来自于锅炉等燃煤设备的烟气经过除尘作用后在引风机的推动下进入吸收塔，吸收塔是一个空间喷淋结构，为了保证反应的充分进行，让烟气与吸收浆液有更大的接触面积，在这一部分烟气与吸收浆液逆向接触，如此一来吸收塔既有吸收功能又有氧化功能，上半部分为吸收区，下半部分为氧化区。系统一般装有3-5台循环泵保证吸收浆液的流动，每台循环泵对应一层喷淋层。当系统负荷较小的时候，为了保持较高的液气比可以停运1-2层喷淋层，从而达到最理想的脱硫效果。吸收区上部设置有二级除雾器，除雾器出口烟气中的小液珠不超过75毫克每标准立方米。浆液吸收二氧化硫后进入循环氧化区，在这一区域内，亚硫酸钙被空气中的氧气氧化成石膏晶体。与此同时，由吸收剂制备系统向吸收氧化系统提供新鲜的石灰石浆液，填补所需要的碳酸钙成分，使吸收浆液保持一定的pH值。含有石膏晶体的浆液达到一定密度后排放到副产品收集系统，经过脱水得到石膏。 3 吸收塔内的化学反应 4 影响石灰石-石膏湿法脱硫效率低的因素分析 4.1 烟气入口参数问题

影响脱硫效率的因素(2020年整理).doc

浅析影响脱硫效率的因素 近年来，大气质量变差，随着人们对良好环境的渴望，国家对环保的要求越来越严格。许多火电厂已建和正建脱硫装置（FGD），进一步净化烟气，使其达到排放标准。国内大部分采用了石灰石-石膏湿法脱硫。对2×50MW机组烟气脱硫（FGD）装置脱硫效率的几项参数进行研究分析，查找出影响土力学的几个主要因素，并提出解决措施，使之达到最优的脱硫效率。 石灰石-石膏湿法脱硫的基本原理：烟气经过电除尘后由增压风机送入吸收塔内。烟气中的SO2与吸收塔喷淋层喷下的石灰石浆液发生反应生成HSO3-，反应如下：SO2+H2O→H2SO3，H2SO3→H++HSO3-。其中部分HSO3-在喷淋区被烟气中的氧所氧化，其它的HSO3-在反应池中被氧化空气完全氧化，反应如下：HSO3- +1 O2→HSO4-，HSO4-→H++SO42-。吸收塔内浆液被 2 引入吸收塔内中和氢离子，使浆液保持一定的PH值。中和后的浆液在吸收塔内循环。反应如下：Ca2++CO32-+2H++SO42-+H2O→CaSO4·2H2O+CO2↑，2H++CO32-→H2O+CO2↑。脱硫后的烟气经吸收塔顶部的除雾器去除水分后，被净化的烟气经烟囱排向大气中，生成的石膏副产品留作他用。从此可以看出，浆液的PH值、烟气的性质、吸收剂的质量、液气比、等是影响脱硫效率的主要因素。

○1吸收塔浆液的PH值。PH值是影响脱硫效率、脱硫产物成分的关键参数。PH值太高，说明脱硫剂用量大于反应所需量，造成脱硫剂的利用率降低。当PH值＞6时，虽然SO2的吸收好，但是Ca2+浓度减小，影响Ca2+析出，同时也容易使设备堵塞和结垢。而PH值太低，则影响脱硫效率，不能使烟气中SO2的含量达到预期的效果。当PH值＜4时，几乎就不吸收SO2。所以必须在运行中监测好PH值，及时加减脱硫剂，保证脱硫效率的同时，也提高脱硫剂的利用率和脱硫产物的品质。一般PH值控制在5~6之间。 ○2烟气性质的影响。进入脱硫塔的烟气，其浓度、含尘量、流速都对脱硫效率有一定的影响。相同条件下，烟气中的SO2浓度越高，脱硫效率越低，相反，若SO2浓度越低，脱硫效率越高。在其他条件相同时，烟气温度越高，脱硫效率下降。烟气含尘量越高，SO2吸收效果越差。原烟气中的飞灰在一定程度上阻碍了Ca2+和脱硫剂的接触，飞灰中的一些重金属抑制Ca2+与HSO3-反应，降低了脱硫效率。脱硫塔内烟气流动速度影响了烟气和脱硫浆液的接触时间，流速越快，接触时间短。在相同条件下，脱硫效率就可能低，同时，烟气流速也影响烟气中携带的水含量，烟气流速越高，烟气中携带的浆滴越多。 ○3脱硫剂的细度和纯度。脱硫剂越细其表面积越小，越有利于脱硫效率的提高，石灰石粒度要求90%通过325目筛。

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。

影响脱硫效率的因素

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～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。另外，石灰石中过高的杂质如Si02等虽不参加反应，但会增加循环泵、旋流子等设备的磨损。 所以，石灰石的颗粒度大小会影响其溶解，进而影响脱硫效率。 再者就是温度的影响，进塔烟温越低，越有利于SO。的吸收，降低烟温，S02平衡分压随之降低，有助于提高吸附剂的脱硫效率。但进塔烟温过低会使H2SO。与CaCO。或Ca(OH)2的反应速率降低，使设备庞大。所以，温度的适合也是影响脱硫效率的一个重要因素。

干法脱硫效率低、脱硫塔湿壁和塌床的原因分析

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”。

石灰石-石膏湿法脱硫效率低的原因分析

石灰石-石膏湿法脱硫效率低的原因分析 华电新疆发电有限公司红雁池电厂倪春旭、赵振龙 [摘要]阐述了华电红雁池电厂石灰石－石膏湿法脱硫效率低的原因及处理方法。 [关键词]湿法脱硫；脱硫效率；原因 1 前言 华电红雁池电厂脱硫系统属机组脱硫技改工程，4台200MW机组烟气脱硫工程采用两炉一塔设计，#1、#2炉共用一号吸收塔，#3、#4炉共用二号吸收塔，采用石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺，进行全烟气脱硫，副产物为二水石膏。石膏脱水系统、工艺水系统、事故浆液箱、控制室等为两套脱硫系统公用，不设GGH，每套脱硫装置设2台增压风机，烟气系统设有旁路烟道。吸收剂制备系统采用成品石灰石粉直接装入石灰石粉仓，并在下部的石灰石浆液箱中制成一定浓度石灰石浆液直接输入吸收塔内。 2 脱硫效率下降的现象 华电红雁池电厂脱硫系统由华电工程公司承建，#1烟气脱硫装置于2009年8月168小时试运行结束，脱硫效率在95%以上，自 2010年3月#1脱硫效率开始逐渐下降至90%以下，现场实际的现象是：脱硫效率降低，1-2浆液循环泵出口压力上升、电流下降，#1吸收塔氧化空气管压力下降、氧化空气量上升，石膏浆液碳酸钙、亚硫酸钙超标。 3 脱硫效率下降的因素 3.1 吸收浆液的pH值 pH值＝6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，却使二氧化硫的吸收受到抑制，脱硫效率大大降低，当pH＝4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。我厂通过性能试验调试最佳运行pH 在5.2-5.8之间。 3.2 液气比及浆液循环量 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。 3.3 烟气与脱硫剂接触时间 烟气自气－气加热器进入吸收塔后，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。因此长期投运对应高位喷淋盘的循环泵，有利于烟气和脱硫剂充分反应，相应的脱硫率也高。 3.4 石灰石粒度及纯度 石灰石颗粒越细，其表面积越大，反应越充分，吸收速率越快，石灰石的利用率越高。一般要求为：

(完整word版)脱硫系统问题分析及处理方式

脱硫系统问题分析及处理方式 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S02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、GGHtt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FGDX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。 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。由于除雾器材料多数为PP,强度一般较小， 在粘结的石膏垢达到其承受极限的时候，就会造成除雾器坍塌事故。 沉积在除雾器表面的浆液中所含的物质是引起结垢的原因。如果这些污垢不能得到及时的冲洗，就会在除雾器叶片上沉积，进而造成除雾器堵塞。 结垢主要分为两种类型： （1）湿-干垢： 多数除雾器结垢都是这种类型。因烟气携带浆液的雾滴被除雾器折板捕捉后，在环境温度，粘性力和重力的作用下，固体物质与水分逐渐分离，堆积形成结垢。这类垢较为松软，通过简单的机械清理以及水冲洗方式即可得到清除。 （2）结晶垢： 少数情况下，由于雾滴中含有少量亚硫酸钙和未反应完全的石灰石，会继续进行与塔内类似的各种化学反应，反应物也会粘结在除雾器表面造成结垢，这些垢较为坚硬，形成后不易冲洗。

脱硫效率低的原因及措施

一．改进FGD系统脱硫效率的一些原则措施 1)优化设计。合理确定脱硫装置的设计和运行参数 2)做好机组和除尘设备的运行,保证进人脱硫装置的烟气 参数在设计范围内 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)严格控制脱硫装置的运行参数 6)做好FGD系统的运行维护、检修、化验等管理工作 二影响石灰石—石膏湿法烟气脱硫效率的主要因素 (1)烟气温度的影响 进入吸收塔烟气温度越低,越利于ＳＯ2气体溶于浆液,形成ＨＳＯ-3,即:低温有利于吸收,高温有利于解吸。 (2)烟气中ＳＯ2浓度的影响 在钙硫摩尔比一定时,当烟气中ＳＯ2浓度很低时,由于吸收塔出口ＳＯ2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ＳＯ2浓度的增加,脱硫效率随之提高,但当烟气中ＳＯ2浓度高于某一极限值时,脱硫效率会随着烟气中ＳＯ2浓度的增加而下降。 (3)烟气中氧浓度的影响Ｏ2参与烟气脱硫的化学过程,使ＨＳＯ-3氧化为ＳＯ2-4,随着烟气中Ｏ2含量的增加,ＣａＳＯ4〃2Ｈ2Ｏ的形成加快,脱硫效率也呈上升趋势。 (4)烟气含尘浓度的影响 原烟气中的飞灰在一定程度上阻碍了ＳＯ2与脱硫剂的接触,降低了石灰石中Ｃａ2+的溶解速率,同时飞灰中不断溶出的一些重金属会抑制Ｃａ2+与ＨＳＯ-3的反应,降低脱硫效率。一般要求ＦＧＤ入口粉尘含量小于200ｍｇ/Ｎｍ3 (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,石灰石的利用率越高,一般要求小于44μｍ的物料过筛率达90%以上。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,一般要求石灰石中ＣａＣＯ3的含量大于90%。 (6)浆液ｐＨ值的影响 (7)液气比Ｌ/Ｇ的影响液气比增大,代表气液接触机率增加,脱硫效率提高,但二氧化硫与吸收液有一个气液平衡状态,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,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,从而提高了脱硫效率。 (8)烟气与脱硫剂接触时间的影响 烟气进入吸收塔后,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。因此,长期投运对应高位喷淋层的浆液循环泵,有利于烟气和脱硫剂充分反应,相应的脱硫效率也高。 (9)钙硫比Ｃａ/Ｓ的影响 在保持液气比Ｌ/Ｇ不变的情况下,钙硫比Ｃａ/Ｓ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。一般控制钙硫比Ｃａ/Ｓ在1.02～1.05之间。 (10)Cl-含量 氯在系统中主要以氯化钙形式存在,去除困难,影响脱硫效率,后续处理工艺复杂,运行中一般控制系统中Cl-含量在20 000ｍｇ/Ｌ以内,根据现场实际运行经验建议控制15000mg/g以下。

脱硫效率浅析

脱硫效率浅析 #3、4炉脱硫效率影响因素浅析 前不久班级组织学习了省发改委与省环保厅联合下发了《关于进一步加强燃煤发电机组脱硫设施运行管理的通知》，通知中明确规定发电企业脱硫设施年投运率在90%以上的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款；年投运率在80％－90％的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并处1倍罚款；投运率低于80％的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并处5倍罚款。通知中还明确规定日平均脱硫效率低于90%的，该时段不计入脱硫设施的投运时间，其对应机组运行时间仍参与投运率的统计考核。为此脱硫设施投入率及日平均脱硫效率均必须大于90%，才能减少年度脱硫电价的扣减，由此可见脱硫运行工作任重而道远。 针对此通知精神，我们运行人员首先应该明白脱硫运行生产过程中哪些因素关系到脱硫投运率及脱硫效率，才能有效地控制、调整运行方式，兼顾脱硫效率、安全、经济等因素。 下面结合我厂#3、4炉脱硫投运后的实际运行生产经验和相关文献资料，按照对脱硫效率影响大小列出以下几方面因素进行分析。 1、入口原烟气二氧化硫量高低（重要因素）：脱硫运行原理简单说就是用石灰石去除烟气中的二氧化硫成分，减少对空气的污染。#3、4炉入口原烟气二氧化硫量设计最大值为4422mg/Nm3，一般运行时小于3000mg/Nm3。由于机组煤质波动大，入口原烟气二氧化硫最高值与最低值有时相差4倍左右。若入口原烟气含硫量大于3000mg/Nm3时，为了保证脱硫效率合格，则应结合实际情况增加一台循环浆液泵运行，此时处理高硫份所消耗的脱硫经济成本自然有所提高。 2、吸收塔PH值控制（主要因素）：从二氧化硫的吸收来讲，高的pH值有利于二氧化硫的吸收，但亚硫酸钙的氧化和石灰石的溶解受到严重抑制，产品中出现大量难以脱水的亚硫酸钙，石灰石颗粒，石灰石的利用率下降，运行成本提高，石膏综合利用难以实现，并且易发生结垢，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，按一定比例鼓入空气，亚硫酸钙几乎可以全部得到就地氧化，石灰石的利用率也有提高，原料成本降低，石膏的品质得到保证。但低的pH值使二氧化硫的吸收受到抑制，脱硫效率大大降低。总结脱硫运行经验认为PH 值控制在5.8-6.2为宜，并采用自动供浆方式设定值为6.2，不应有大幅波动，力求保证PH值相对稳定。 3、循环浆液泵组合方式决定液气比：液气比是指与流经吸收塔单位体积烟气量相对应的浆液喷淋量。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，脱硫率将不再增加并且增加了耗能。目前#3、4炉脱硫运行的三台循环浆液泵中#2泵脱硫效率最高、其次为#3、#1泵最小。实际运行过程中应根据入口原烟气含硫量及脱硫效率等指标综合考虑启、停循环浆液泵。当处理低硫份烟气时#2循环浆液泵基本能满足脱硫效率的要求。但当处理高硫份烟气时可考虑两台循环浆液泵并列运行方式。 4、负荷、风量影响：当负荷上升，锅炉风量增加，烟气量也增加，有时相当于低负荷时的1-1.5倍左右，脱硫效率一定程度地下降。 5、烟气互串影响：我厂#3、4炉脱硫烟气排放共同一根烟囱，由于烟气互串，两台机组运行时

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。

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。一般控制钙硫比在 1.02~1.05之间。 10. 氯离子含量 氯在系统中主要以氯化钙形式存在，去除困难，影响脱硫效率，但是必须到达一定程度 才能显示出来，主要是干扰了离子间的反应。