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2.1.1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/h01：57 378..843 94.192 1184.000 139.836 5.0218.990 10.125 18.848 03：57 373.660 94.446 1183.500 136.195 5.1818.939 10.959 19.525 05：57 349.510 95.159 1173.250 134.645 5.1818.672 11.703 17.520 07：57 350.560 94.948 1189.250 135.632 5.2118.954 12.513 18.040 09：57 455.350 94.299 1410.000 135.541 5.3819.068 11.589 30.452 11：57 552.440 92.257 1430.250 130.500 4.8413.692 11.436 34.704 13：57 347.550 95.340 1281.500 132.280 4.7813.661 11.338 18.164 15：57 404.390 94.408 1371.750 130.276 4.9613.569 9.819 27.560 17：57 456.190 93.477 1287.250 120.200 4.6513.772 9.954 26.276 19：57 450.880 94.284 1205.250 129.065 4.7013.662 10.113 22.880 21：57 400.540 94.806 1182.250 130.077 4.6113.539 10.647 20.404 23：57 376.530 94.372 1149.500 131.225 4.5213.839 12.765 13.552 01：57 294.630 94.809 1002.500 130.638 4.7013.161 13.590 12.120 03：57 303.310 95.665 956.750 132.199 4.6512.924 13.587 12.656 05：57 301.230 96.229 832.250 129.866 4.6312.765 13.764 10.908 07：57 300.300 95.490 853.250 128.468 4.5912.666 13.284 9.796 09：57 377.860 95.878 985.250 148.897 4.6612.945 12.873 13.300 11：57 493.080 95.451 1098.250 149.088 4.8912.894 11.526 26.408 13：57 326.480 95.454 1024.250 136.139 4.5812.774 10.680 15.356 15：57 403.060 95.108 1105.000 134.958 4.5812.726 9.534 21.516 17：57 449.120 94.939 1251.7.5132.710 5.0312.990 9.036 29.004 19：57 450.940 94.216 1223.500 133.879 4.8212.717 10.593 21.564 21：57 396.130 95.343 1083.750 133.321 4.9512.615 12.216 19.596 最大522440 96229 1430.250 149.088 5.2819.068 13.590 34.704 最小294630 92.257 832.250 128.468 4.5212.615 9.036 9.796 平均408.535 94.243 1131.325 138.778 4.9115.841 11.313 22.25 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)% 0.5 0.7 1.0 1.2SO2（mg/Nm3）830 1162 1661 1993 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SO2:1661-830 x0.1=166.26（mg/Nm3）1.0-0.5S=1131.325-830 x 0.1+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：S CaCO3 CaSO432 100 136－＝－＝－2.5 x yx＝（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8.4 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 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。