1號機組脫硫系統效率低的報告分析
一、脫硫新增劑的試驗影響
新增劑的試驗目的：促進石灰石的溶解和so2的吸收，增加溶液的反應活性，總反應速度得到提高。新增劑具有分散作用，可以增強石灰石的表面活性，增加石灰石的分散性，降低其沉降速度，增大有效傳質面積，減少裝置的結垢。
4月22日－4月24日進行的脫硫新增劑提高脫硫效率試驗，其中新增劑的主要成分：復合硫質催化劑、cp活性劑、含羧基類鹽。復合硫質催化劑的作用：
緩衝作用，促進so2吸收和caco3溶解。cp活性劑：增加漿液反應活性，提高總反應速率。
含羧基類鹽：促進so2的溶解。
試驗過程：4月23日向1號jbr地坑注入1.2噸新增劑，攪拌均勻後23日8時按照試驗要求進行引數調整，10：
30基本到位，效率91.4%、負荷500mw以上、ph值4.9—5.
0之間，10：40開始開用地坑幫浦加藥，打入吸收塔，23號加藥後至25號期間負荷在300mw以上效率最高上至97.8%，ph值在23號加藥有降低現象，後調整至5.
0—5.2，24號上午調至5.3，下午調回；於24號上午補充新增劑至地坑15袋，9時開始打入吸收塔，24號下午引數開始有執行人員自行掌握。
資料分析：
1、在同等條件下（負荷500mw，ph值5.0—5.1，入口1200mg/nm3左右，jbr液位在100mm以下），與新增前效率起始值91.4%比較，可認為提高3%--4%的。
23日11：00—12：00，93.8%；
14：00—16：00，94%；
19：00—20：00，95.5%；
2、1#系統在使用新增劑後，系統效率提公升有改善，之前效率基本在95%以下，現在可輕鬆維持在96%以上。
結論及建議：
1、脫硫新增劑有提效作用，但由於機組目前執行狀況較好，燃煤含硫量較低，新增前效率執行在94%左右，致使新增劑提效作用效果縮水(新增劑的最好使用效果是含硫量超設計值30%以內)。
2、再做試驗前，應儲存適量的超設計值含硫量的燃煤，如在0.8%—1.2%之間，確實使系統的脫硫效率降下來，再使用新增劑，效果會更好。
2.1入口so2濃度與負荷因素
2.1.1入口so2濃度
根據雙膜理論，入口so2濃度的公升高，使煙氣中的so2分壓增大，降低了氣相傳質阻力，有利於so2吸收，但在so2濃度增大的同時吸收漿液的鹼性並未隨之增大，這就使得吸收反應的增強因子減小。但後一種作用的影響更為明顯，這兩種作用的綜合結果使得傳質單元數減小從而降低了脫硫效率。
2.1.2針對04月07日-04月16日1號機脫硫效率低進行分析：
2009.4.09-10報表
從上圖中紅色區域我們可以看到，在公升負荷期間fgd入口含硫量逐漸增大脫硫效率降低，必然要提高ph值來維持脫硫效率，此時進入jbr的石灰石漿液量及石膏漿液濃度隨之增加，然而脫硫效率並為提高，ph值接近5.4後石灰石漿液的利用率反而會降低脫硫效果也不明顯，脫硫效率下降到了最低點，經調整此時ph值為4.8，但是石灰石漿液供給量還在逐漸增加，因為石灰石漿液量與脫硫系統入口煙氣流量和進口煙氣so2含量進行前饋控制，與jbr的ph值進行反饋控制。
在機組降負荷（上圖中藍色區域）達到脫硫效率，但是fgd入口含硫量還是偏高。
上圖中粉紅色區域為一組再次公升負荷引數，經調整ph值後脫硫效率仍然達不到，且石灰石漿液濃度降低。
上圖中海綠色區域也是一組公升負荷引數，在沒有什麼調整的情況下能夠達到脫硫效率，跟前兩次公升負荷不同的是fgd入口含硫量不高，但是石灰石漿液隨著流量的增加漿液密度在下降。
上圖中褐色同樣還是一組公升負荷引數，這時的fgd入口含流量增加，調整ph值脫硫效率沒有達到要求，石灰石漿液濃度隨流量的增加而降低。
為什麼脫硫系統在機組滿負荷的情況下脫硫效率很難達標：由於台電1、2脫硫系統設計煤含硫量為0.7％，當含硫量增加，帶給脫硫執行有兩個最大的問題：
一是石灰石製漿、石膏脫水出力能否滿足，二是脫硫效率能否維持在95％以上。
入爐煤含硫量與so2濃度對應表
根據上表所示我們可以計算出9號到10號之間s中的含硫量，在這兩天中fgd的入口含硫量平均值為1131.325
s平均增長0.1所對應的so2:
1661-830 x0.1=166.26（mg/nm3）
1.0-0.5
s=1131.325-830 x 0.1+0.5=0.68123
166.26
計算得出9號到10號之間s中的含硫量0.68123接近1、2脫硫系統設計煤含硫量0.7％將近達到了飽和狀態，、所以脫硫效率一直低的原因。
2.1.2石灰石不足的原因
通過鈣硫摩爾比方程式粗略計算：
s caco3 caso4
32 100136
2.5xy
x＝（2.5×100×0.95）/32=7.
41t/h（按照95％脫硫濾計算，並且是按照石灰石純度為100％來計算，所以當石灰石純度再降低時，製漿系統更不能供給足夠的石灰石漿液。）
設計中：單台球磨機的製漿量為8.4 t/h，共2臺球磨機。
通過反推法：計算出石灰石製漿系統最大出力連續執行，並且石灰石純度為100％時條件下，脫硫率按照95％計算，所能容許的最大含硫量為1.1318％，實際我們石灰石純度不足60％，這算後所能容許的最大含硫量為為6.
7％。2.1.3負荷因素：
隨著機組公升降負荷時，帶入的熱量增大，導致吸收塔整體漿液溫度上公升，從而影響so2也石灰石的化學反響。其次機組負荷上公升機組的煙氣量也將隨之變化，脫硫系統的容納煙氣量是一定的，當機組滿負荷時，這時煙氣量達到最大值，那麼這是煙氣在系統裡停留的時間也是最短的，這也是為什麼機組滿負荷脫硫效率為什麼較低的原因之一。
2.2吸收塔漿液位與ph值
2.2.1吸收塔漿液ph值
漿液的ph值是石灰石濕法煙氣脫硫工藝中的重要執行引數。漿液ph值公升高，降低了液相的傳質阻力，將隨之增大，進而kg和ntu也隨之增大，有利於so2的吸收。
還可以從煙氣中so2與吸收塔漿液接觸後發生的一系列化學反應中可以看出：
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-
沉澱: ca2+ + so42- + 2h2o = caso4·2h2o
高ph的漿液環境有利於so2的吸收，而低ph則有助於ca2＋的析出，二者互相對立，因此選擇一合適的ph值對煙氣脫硫反應至關重要。在一定範圍內隨著吸收塔漿液ph的公升高，脫硫率一般也呈上公升趨勢，因為高ph意味著漿液中存在有較多的caco3，對脫硫當然有益，理論上ph＞6後脫硫率不會繼續公升高，反而降低，原因是隨著h＋濃度的降低，ca2＋的析出越來越困難，顯然此時so2與脫硫劑的反應不徹底，既浪費了石灰石，又降低了石膏的品質。ph下調時，caso4·2h2o含量又回公升，caco3用量也隨之降低。
因此，漿液ph值既不能太高又不能太低。因此，選擇合適的ph值，對fgd系統的良好執行有著重要的意義。一般認為吸收塔ph值選擇在4.
0～5.5為宜，避免ph值＞5。漿液的ph值和脫硫效率的關係如圖1所示：
圖1.漿液成分隨ph值的變化曲線
2.2.2當 ph計不准的情況下ph值設定過高,脫硫反應中間產物亞硫酸鈣和亞硫酸氫鈣的溶解度減少，氧化反應嚴重受阻，最終使脫硫無法進行。
吸收塔漿液中的碳酸鈣過剩，致使石膏品質降低，另一方面長期維持就容易造成石灰石的過量,石灰石過量以後, 一方面即浪費了石灰石不經濟,另一方面過量的石灰石在吸收塔內部無法反應掉，反而從一定程度上阻礙了脫硫反應中間產物亞硫酸鈣和亞硫酸氫鈣的溶解度，導致氧化反應嚴重受阻,不但影響了脫硫效率,還造成吸收塔含固量的公升高,容易造成結垢和石膏純度的降低。
2.2.3就我廠脫硫裝置來講，吸收塔有大、小液位之分，而我們通常以設定小液位來進行控制，從上面1號脫硫系統與2號脫硫系統dcs資料比較提到的小液位其實就是間接加深了下降管的深度，使煙氣更好的和漿液進行反應，從而在未提高ph值的前提下提高了脫硫效率。
在液位保持恆定時，fgd系統的脫硫率隨著煤的含硫量的降低而公升高。
2.3液氣比（l/g）與煙氣流速因素
2.3.1液氣比是與流經吸收塔的單位體積的煙氣量相對應的漿液噴淋量。
液氣比對脫硫效率的高低有著重要的影響。這是因為，在吸收塔的設計中，迴圈漿液量的大小決定了so2吸收表面積的大小。在其它引數恆定的情況下，提高液氣比相當於增大了吸收塔內的漿液噴淋密度從而增大了氣液傳質表面積；同時，提高液氣比也增大了可用於吸收so2的漿液的鹼度使增大，因此傳質單元數也隨之增大，提高了脫硫效率。
液氣比增大，代表氣液接觸機率增加，脫硫率增大。但二氧化硫與吸收液有乙個氣液平衡，液氣比超過一定值後，脫硫率將不在增加。新鮮的石灰石漿液噴淋下來後與煙氣接觸後，so2等氣體與石灰石的反應並不完全，需要不斷地迴圈反應，增加漿液的迴圈量，也就加大了caco3與so2的接觸反應機會，從而提高了so2的去除率。
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