脱硫效率低的原因分析

11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。22.1入口SO2浓度与负荷因素2.1.1入口SO2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。2.1.2针对04月07日-04月16日1号机脱硫效率低进行分析：2009.4.09-10报表时间1#机负荷（MW）脱硫效率﹪FGD入口含硫量mg/Nm3FGD入口粉尘mg/Nm3PH值石膏浓度(wt﹪)石灰石浆液浓度(wt﹪)石灰石浆液流量m3/h01：57378..84394.1921184.000139.8365.02518.99010.12518.84803：57373.66094.4461183.500136.1955.18018.93910.95919.52505：57349.51095.1591173.250134.6455.18618.67211.70317.52007：57350.56094.9481189.250135.6325.21718.95412.51318.04009：57455.35094.2991410.000135.5415.38219.06811.58930.45211：57552.44092.2571430.250130.5004.84913.69211.43634.70413：57347.55095.3401281.500132.2804.78413.66111.33818.16415：57404.39094.4081371.750130.2764.96313.5699.81927.56017：57456.190445.93.4771287.250120.2004.65013.7729.95426.27619：57450.88094.2841205.250.129.0654.70913.66210.11322.88021：57400.54094.8061182.250130.0774.61813.53910.64720.40423：57376.53094.3721149.500131.2254.52213.83912.76513.55201：57294.63094.8091002.500130.6384.70813.16113.59012.12003：57303.31095.665956.750132.1994.65312.92413.58712.65605：57301.23096.229832.250129.8664.63812.76513.76410.90807：57300.30095.490853.250128.4684.59312.66613.2849.79609：57377.86095.878985.250148.8974.66412.94512.87313.30011：57493.08095.4511098.250149.0884.89212.89411.52626.40813：57326.48095.4541024.250136.1394.58212.77410.68015.35615：57403.06095.1081105.000134.9584.58712.7269.53421.51617：57449.12094.9391251.7.50132.7105.03512.9909.03629.00419：57450.94094.2161223.500133.8794.82012.71710.59321.564321：57396.13095.3431083.750133.3214.95012.61512.21619.596最大值522440962291430.250149.0885.28719.06813.59034.704最小值29463092.257832.250128.4684.52212.6159.0369.796平均值408.53594.2431131.325138.7784.91515.84111.31322.25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S(含硫量)%0.50.71.01.2SO2（mg/Nm3）830116216611993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SO2:1661-830x0.1=166.26（mg/Nm3）1.0-0.54S=1131.325-830x0.1+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。2.1.2石灰石不足的原因通过钙硫摩尔比方程式粗略计算：SCaCO3CaSO432100136－＝－＝－2.5xyx＝（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8.4t/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％。2.1.3负荷因素：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2.2.1吸收塔浆液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KG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：SO2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，5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2.2.2当PH计不准的情况下PH值设定过高,脱硫反应中间产物亚硫酸钙和亚硫酸氢钙的溶解度减少，氧化反应严重受阻，最终使脱硫无法进行。吸收塔浆液中的碳酸钙过剩，致使石膏品质降低，另一方面长期维持就容易造成石灰石的过量,石灰石过量以后,一方面即浪费了石灰石不经济,另一方面过量的石灰石在吸收塔内部无法反应掉，反而从一定程度上阻碍了脱硫反应中间产物亚硫酸钙和亚硫酸氢钙的溶解度，导致氧化反应严重受阻,不但影响了脱硫效率,还造成吸收塔含固量的升高,容易造成结垢和石膏纯度的降低。2.2.3就我厂脱硫设备来讲，吸收塔有大、小液位之分，而我们通常以设定小液位来进行控制，从上面1号脱硫系统与2号脱硫系统DCS数据比较提到的小液位其实就是间接加深了下降管的深度，使烟气更好的和浆液进行反应，从而在未提高PH值的前提下提高了脱硫效率。在液位保持恒定时，FGD系统的脱硫率随着煤的含硫量的降低而升高。2.3液气比（L/G）与烟气流速因素2.3.1液气比是与流经吸收塔的单位体积的烟气量相对应的浆液喷淋量。液气比对脱硫6效率的高低有着重要的影响。这是因为，在吸收塔的设计中，循环浆液量的大小决定了SO2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