石灰石湿法烟气脱硫效率与节能运行的分析
石灰石湿法烟气脱硫效率与经济运行的分析
石灰石湿法烟气脱硫效率与经济运行的分析摘要：石灰石湿法烟气脱硫（FGD）是一种比较成熟、脱硫效率较高的脱硫技术。
分析了脱硫效率与经济运行之间的影响关系，讨论了提高脱硫效率和降低成本的几个主要途径。
关键词湿法烟气脱硫，效率，经济运行Abstract: wet limestone flue gas desulfurization (FGD) is a more mature, desulfurization efficiency high desulfurization technology. Analyzes the desulfurization efficiency and economic operation of the influence between discuss the relations between improve desulfurized efficiency and lower the cost of several main way.Key words wet flue gas desulfurization, efficiency, economic operation中图分类号：TU74文献标识码：A 文章编号：1 湿法烟气脱硫工艺的现状及其带来的新问题石灰石湿法烟气脱硫（FGD）是利用石灰石浆液作吸收剂，吸收烟气中的SO2，经过一系列的化学反应，最后生成石膏。
世界发达国家20世纪80年代开始进入第2代石灰石湿法工艺，在吸收塔内实现了烟气预冷却及SO2吸收、氧化、结晶的烟气入口氧化空气一体化。
吸收塔内的反应、传递也极为复杂，主要的化学反应为：CaCO3+SO2+1/2O2+2H2O=CaSO4·2H2O+CO2据统计湿法脱硫占世界安装烟气脱硫的机组总容量的85％，其中石灰石法占36.7％，其他湿法脱硫技术约占48.3％。
在我国，所有投运和在建脱硫工艺技术中，石灰石一石膏湿法烟气脱硫工艺技术占90％以上。
影响湿法烟气脱硫效率的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三、影响石灰石一石膏烟气湿法脱硫效率的主要因素分析脱硫效率是指，脱硫系统脱除的二氧化硫含量与原烟气中二氧化硫含量的比值。
影响脱硫效率的主要因素有：1、通过脱硫系统的烟气量及原烟气中S02的含量。
在脱硫系统设备运行方式一定，运行工况稳定，无其它影响因素时，当处理烟气量及原烟气中S02的含量升高时, 脱硫效率将下降。
因为人口S02的增加，能很快的消耗循环浆液中可提供的碱量，造成浆液液滴吸收S02的能力减弱。
2、通过脱硫系统烟气的性质。
1）烟气中所含的灰尘。
因灰尘中带入的A13+与烟气气体中带入的F-形成的络化物到达一定浓度时，会吸附在CaC03 固体颗粒的表面，“封闭”了CaC03的活性，严重减缓了CaC03 的溶解速度，造成脱硫效率的降低。
2）烟气中的HC1。
当烟气通过脱硫吸收塔时，烟气中的HC1几乎全部溶于吸收浆液中，因C1-比S042-的活性高（盐酸比硫酸酸性更强），更易与CaC03发生反应，生成溶于水的CaC12,从而使浆液中Ca2+的浓度增大，由于同离子效应，其将抑制CaC03的溶解速度，会造成脱硫效率的降低。
同时，由于离子强度和溶液黏度的增大，浆液中离子的扩散速度变慢，致使浆液液滴中有较高的S032-,从而降低了S02向循环浆液中的传质速度，也会造成脱硫效率的降低。
3、循环浆液的pH值。
脱硫系统中，循环浆液的pH值是运行人员控制的主要参数之一，浆液的P H值对脱硫效率的影响最明显。
提高浆液的pH 值就是增加循环浆液中未溶解的石灰石的总量，当循环浆液液滴在吸收塔内下落过程中吸收S02碱度降低后, 液滴中有较多的吸收剂可供溶解，保证循环浆液能够随时具有吸收S02的能力。
同时，提高浆液的pH值就意味着增加了可溶性碱物质的浓度，提高了浆液中和吸收S02的后产生的H+的作用。
因此，提高pH值就可直接提高脱硫系统的脱硫效率。
但是，浆液的pH值也不是越高越好，虽然脱硫效率随pH 值的升高而升高，但当pH值到达一定数值后，再提高pH 值对脱硫效率的影响并不大，因为过高的pH值会使浆液中石灰石的溶解速率急剧下降，同时过高的pH值会造成石灰石量的浪费，并且使石膏含CaC03的量增大，严重降低了石膏的品质。
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 H2SO3SO3 + 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。
石灰石对湿法脱硫效率影响的研究
石灰石对湿法脱硫效率影响的研究赵青涛、蒋兟、苏元元摘要：石灰石作为石灰石-石膏湿法脱硫的吸收剂，对烟气脱硫的过程和效率起着最为直接的影响，本文通过对石灰石的成分、粒径、微观结构、操作条件等研究，提出选用优质石灰石以优化脱硫操作，借鉴国内外石灰石活性判别标准，结合生产实际优化系统性能，建立石灰石样品数据库，为实际烟气治理过程中提升石灰石活性以及提高脱硫效率提供依据和指导。
关键词：石灰石、湿法脱硫、活性引言湿法脱硫通常将石灰石破碎磨细成粉状，与水混合搅拌制成吸收浆液，在吸收塔内吸收浆液与烟气充分接触，烟气中的二氧化硫被浆液吸收并经鼓入的空气氧化，最终生成石膏可用于生产建材产品和水泥缓凝剂[1]。
由于石灰石资源丰富、价廉易得，石灰石-石膏法烟气脱硫工艺是当今燃煤锅炉应用最为广泛的湿式烟气脱硫技术[2]。
使用单位在生产运行过程中往往缺乏对石灰石的活性的了解，导致无法调整至最佳的脱硫效率。
1成分钙法脱硫剂中主要有效成分是CaCO3，通常要求脱硫剂内CaCO3的含量应大于90%。
常见的石灰石矿有方解石、白云石、大理石等。
方解石中CaCO3含量较高，相对活性较大，较为适宜。
白云石（MgCO3·CaCO3）中杂质较多，大大降低石灰石的溶解，通常其溶解速度比方解石低3~10倍[3]。
当脱硫剂中MgCO3含量过高时，容易产生大量可溶的MgSO4，减少SO2气相扩散的化学反应推动力，将严重影响脱硫活性。
笔者建议脱硫剂中MgCO3的含量不可超过5%。
脱硫剂中的可溶性铝极易与浆液中的氟离子极易形成AlFx络合物，包覆在石灰石颗粒表面的周围，造成活性的降低，在实际生产运行中会出现即使加入过量的石灰石浆液，pH值依然呈下降趋势的现象，浆液大量起沫，脱硫剂中铝含量越低越好，以保证浆液中的Al3+浓度小于10mg/L。
可溶性铁也具有类似的“包覆”效应，尹连庆[4]认为氧化铁本身具有团聚的现象，少量氧化铁的存在对脱硫影响不大，但其含量高于5%时，对石灰石活性降低明显。
石灰石-石膏湿法脱硫效率分析
石灰石-石膏湿法脱硫效率分析关键词：湿法脱硫脱硫工艺脱硫废水针对脱硫运行中可能造成脱硫效率低的各种原因，提出具体分析和解决办法。
1.脱硫效率低的原因和解决方法1.1吸收剂的pH值脱硫反应的基础是溶液中H+的生成，只有H+的存在才促进了Ca2+的生成，因此，吸收速率主要取决于溶液的pH值。
因此湿式脱硫工艺的应用中控制合适的pH值和保持pH值的稳定是保证脱硫效率的关键。
PH值为6.0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，但二氧化硫的吸收受到抑制，脱硫效率大幅度降低；当pH值为4.5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。
为此，除热工班组定期校验PH表计外，化验室每周定点化验吸收塔浆液PH值，供运行人员和热工人员作参考。
所以最为合适的PH 值应维持在5.4。
1.2液气比及浆液循环量液气比增大，表明气液接触机率增加，脱硫率增大。
但二氧化硫与浆液液有一个气液平衡，液气比超过一定值后，脱硫率将不再增加。
初始的石灰石浆液喷淋下来后与烟气接触，SO2等气体与石灰石浆液的反应并不完全，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。
若脱硫吸收塔浆液循环泵出口的部分喷嘴堵塞，喷淋效果就会较差；脱硫系统停运后，就需要通过吸收塔检查孔对吸收塔喷淋层进行喷淋检查，查看喷嘴堵塞情况是否严重；若吸收浆液循环泵内部腐蚀或磨损严重，运行压力不足，均会导致脱硫效率下降。
故每次机组停运检修时，都需安排人员对喷淋层喷嘴进行逐个检查，并根据浆液循环泵运行周期定期更换腐蚀和磨损的部件。
吸收塔浆液循环泵叶轮磨损程度很大，而吸收塔浆液循环泵叶轮的使用寿命为8000小时左右，所以吸收塔浆液循环泵叶轮应定期进行修复。
1.3烟气与吸收剂接触时间烟气自进入吸收塔后，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。
石灰石湿法烟气脱硫过程的优化分析
石灰石湿法烟气脱硫过程的优化分析湿法烟气脱硫是一个复杂的化学、物理反应过程，包括二氧化硫吸收、石灰石溶解、石膏结晶等几个阶段，反应物、温度、pH、停留时间等条件都影响反应的进行，脱硫化学反应工艺的调整就是对这些反应条件进行优化控制。
1.确保反应原料的品质参与脱硫反应的物质除了原烟气外，还有脱硫荆石灰石和工艺水，它们直接影响反应，或与其它物质协同作用。
脱硫剂石灰石的特性主要体现在颗粒度和反应活性两个方面，一般的石灰石粉细度要求90%以上通过250目，某电厂在磨机投运初期，石灰石粉细度经常达不到这一要求，导致石灰石利用率低，石膏中CaCO3含量经常大于3%，经过对磨机的运行调整，细度得到改善，对浆液pH的调控能力增强。
石膏中CaCO3含量也渐趋正常.石灰石活性是一个容易被忽视的指标，用反应速率来衡量，即pH在5.5的条件下，石灰石转化分数达到80%的时间，时间越短越有利于反应，从近几年的实际测试结果看，当反应速率超过20000s时，石灰石中Ca2+的溶解就会受影响，将导致石灰石利用率下降。
我们通过对石灰石品质的跟踪分析，发现石灰石活性不佳时，通知电厂及时更换石灰石原料，以确保合格的石灰石粉参与脱硫反应。
脱硫工艺水进入吸收塔后被蒸发浓缩.高浓度的无机离子会影响石灰石的溶解和脱硫反应，因此必须对脱硫工艺水质进行严格控制，特别是电导率、COD、SS等指标。
某电厂为了节约水耗，进行废水回收利用，将电厂处理后的生活污水补充至脱硫工艺水池，经过一系列的实验室静态和动态试验，要求处理后生活污水的电导率低于500us/cm.水量小于800m3/d。
另一电厂将处理过的渣水与原水混合作为脱硫工艺水，要求渣水处理系统的出水Ca2+浓度控制在700mg/L以内，Cl-<1200mg/L，浊度<20NTU，这样才不会对吸收塔浆液的成份、pH的自动控制和石青品质产生不良影响。
2.合理控侧桨液pH吸收塔浆液pH控制是石灰石一石膏湿法脱硫反应的核心，它受机组负荷、原烟气SO2浓度、脱硫效率控制值、石灰石品质等条件的影响。
石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统运行优化分析
泵 ）２ 、 套烟气系统 ， 整套脱硫系统中吸收剂制备、 石 膏 脱水 以及 工 艺 水 系统 为 全 厂 公 用 。６ｋ 设 备 有 Ｖ
脱硫 增 压风 机 、 液 循 环 泵 和 氧化 风 机 。 系统 主 要 浆
统性能考核试验情况介绍柳州 发 电有 限责任公 司 （ 以下 简称柳 电） Ｇ Ｆ Ｄ系 统运 行 费用 的构 成 ， 根 据 并 柳 电 ２台锅炉 的运 行 工 况 对 Ｆ Ｄ 系统 运 行 方 式进 Ｇ
稳燃 负荷 （ ×６ ％Ｂ Ｒ） １台机 组满负荷 （ × １ ０ ＭＣ 、 １ １０ ＭＣ ）２台机 组均最低 稳燃负荷 （ ×６ ％ ０ ％Ｂ Ｒ 、 ２ ０ Ｂ Ｒ 和 ２台机组满负荷（ ×１０ ＭＣ 运行 ４ ＭＣ ） ２ ０ ％Ｂ Ｒ）
种方 式 。 由于柳 电湿法 脱硫 系 统是 ２台锅炉 共 用 １
中图分类号 ： Ｋ １ ． ； ７ １ ３ 文献标识码 ： 文章编 号 ：６ １ ３ ０ ２ ０ ）４ ０ ３ ５ Ｔ ４ １ ５Ｘ ０ ． Ｂ １ ７ —８ ８ （０ ７ ０ —０ ５ —０
１ 引言
石灰 石一 石 膏湿 法 烟 气 脱 硫 技 术 （ 称 Ｆ 简 ＧＤ） 是火 电厂应 用最 普 遍 的烟 气 脱 硫 技术 ， 其特 点 是 技 术非 常成 熟 ， 行可 靠 ， 运 脱硫 效 率 可 达 ９ ％以上 ； ５ 但 缺点 是 投 资 费 用 高 ， 占地 面 积 较 大 ， 行 费 用 高 。 运 Ｆ Ｄ系统 主要 运行 费用 包 括 ： 、 、 硫 剂石 灰 石 Ｇ 电 水 脱 及运 行人员 费 用 ， 中主要是 系统 电耗 ， 用 电量 占 其 其 机组 发 电量 的 １３ 以上 。本 文 结 合 柳 电 Ｆ Ｄ 系 ．％ Ｇ
７８３２ ０（ ｇｌ ／ ×１５ｍ ／）实际烟气中 ｓ ２ ７ ａ ｏ 浓度（ ３ｈ ｍ ／）
石灰石一石膏湿法烟气脱硫系统运行中节能问题
石灰石一石膏湿法烟气脱硫系统运行中节能问题1优化运行方式(1)吸收塔浆液循环泵是脱硫系统耗电功率巨大的6kV设备之一，可以通过尽量减少浆液循环泵的投运时间和投运台数来实现节约厂用电。
在满负荷的状态下才全部投运3台浆液循环泵。
在正常运行过程中，也可以视系统负荷的实际情况，相应减少浆液循环泵的投运台数。
通过加强脱硫运行管理.在确保脱硫设施投运率不低于95%,综合投运率不低于90%、脱硫效率不低于95%, SO2排址不超过200mg/m，的前提下，使脱硫系统在最佳经济工况下稳定运行。
(2)由于净 烟气的复杂性，GGH经常出现堵灰或较为严重的结垢现象。
结垢会引起能耗增加，如果结垢严重可能造成增压风机喘振。
GGH结垢后、烟气通流面积减小，阻力增大。
换热面结垢后表面粗糙度增大，也使阻力增大。
因此在FGD系统加装GGH装置，GG H的设计本身应布丑有合理的冲洗装置，从而解决大部分的堵灰、结垢问题。
在一般情况下，采用过热蒸汽吹扫或压缩空气进行吹扫，能消除一般情况下所形成的GGH 堵灰。
GGH还要设计在异常情况下形成严重堵灰时的清理方式— 高压水冲洗装置或乙炔弱爆炸吹扫。
通过严格控制GGH的差压来达到节能效益。
(3)控制好石灰石的品质。
石灰石进料品质差会造成石膏含水超标。
浆液中存在很多不溶的杂质，必然使石音纯度降低，正常杂质应控制在5%以下。
同时在发现球磨机电流有下降趋势时及时检查或加装钢球，利于节能。
在制备石灰石浆液时.如果投运1台湿磨机系统即可满足供浆要求，就要避免2台湿磨机同时运行;而且在制浆过程中，湿磨机应该尽可能地带满负荷运行，保证最高制浆效率，等到石灰石浆液箱达到最高液位时，就把湿磨机停下来备用。
膏脱水过程中，在投运I套石膏脱水系统即可满足出石膏要求的情况下，尽量不要投运2套脱水系统。
在出石膏的过程中，也要尽量多出石膏，等到石膏密度下降到一定低值(一般将石音排出浓度控制在1110 ^-1080kg/m'之间，如果浓度过低容易把部分石灰石同石膏排出，同时影响石膏的品质)就把脱水系统停下来以节约厂用电。
石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统运行分析
石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统运行分析张东平;潘效军;李乾军【摘要】为了使脱硫系统能以更经济、节能的方式运行,对烟气脱硫系统中吸收塔、浆液循环泵、气-气加热器(gas-gas heater,GGH)、增压风机、除雾器等重要设施的运行状况进行了分析,同时从脱硫剂耗量、电耗、水耗等方面对系统运行状况进行了详细的评价.认为:脱硫系统阻力主要源于吸收塔、GGH和烟道;系统电耗主要源于烟气系统、SO2吸收系统.提出了应提高液气比、控制装置入口SO2的质量浓度、吸收塔浆液pH值取5.4～5.6、增加GGH净烟气出口温度等优化运行建议.【期刊名称】《广东电力》【年(卷),期】2010(023)002【总页数】4页(P23-26)【关键词】烟气脱硫;节能;吸收塔;优化运行【作者】张东平;潘效军;李乾军【作者单位】南京工程学院,环境工程系,江苏,南京211167;南京工程学院,环境工程系,江苏,南京211167;南京工程学院,环境工程系,江苏,南京211167【正文语种】中文【中图分类】X701.3至2008年底,我国火电厂烟气脱硫装机容量超过379 GW,约占煤电装机总容量的66%。
作为连接锅炉与烟囱的烟气脱硫装置,其运行质量对于确保主要污染物排放总量控制目标的实现,保证锅炉的稳定、安全运行具有重要意义[1-5]。
石灰石-石膏湿法烟气脱硫(flue gas desulphurization,FGD)工艺效率高、可靠性好、吸收剂价廉易得、副产物便于利用,是目前我国应用最多的技术,其典型工艺流程如图1所示[6]。
为此,本文选取江苏太仓港环保发电有限公司2×135 MW机组石灰石-石膏湿法脱硫装置为研究对象,对装置运行性能和物料平衡进行分析,并研究脱硫设施的优化问题,以达到节能减排的目的。
1 烟气脱硫装置运行性能1.1 吸收塔运行分析吸收塔为烟气脱硫系统的核心,其压降约为系统总压降的50%,与烟气流量基本呈线性关系,烟气流量越大,吸收塔运行压降也越大。
浙江省火电厂石灰石湿法烟气脱硫装置运行分析
有 １ １套 系 统 须 执 行 ９ ％ 的脱 硫 考 核 效 率 ，其 余 ５
均 要 求 ９ ％～ ２ ０ ９ ％。 这些 电 厂 ２ ０ ０ ９年 间燃 用 的煤
省内 ｌ ９个 主 力 燃 煤 电厂 中 已投 运 石 灰 石 湿 法 脱
硫装置 ３ ２套 。近 年 来 。为 了 提 高 脱 硫 装 置 的投 用
ｔ ｅｍ ｌ ｏ ｅ ｐａｔ ｉ Ｚ ｅ ａ ｇｐｏｉｃ． ｏ ｅｅ， ｏ ｅｐａｔ ｈ ｖ ｅｐｏ ｌ ｓｉ ｏ ｉ ｂｏｐｉ ｈ ｔ ｒ ａ ｐｗ ｒ ｌ ｓ ｎ ｈｊ ｎ ｒｖ ｅ Ｈ ｗ ｖｒ ｓｍ ｌ ｓ ａｅｔ ｒｂｅ ｖｌ ｎ ａ ｓｒｔ ｎ ｅｈ ｎ ｉ ｎ ｎ ｈ ｍ ｎ ｖｇ ｏ
种 基 本 稳 定 ，其 中 ４个 电厂 燃 用 煤 种 的平 均硫 份 接 近 或 超 过 １ ，３个 厂 在 ０５ ％ ．％左 右 ，其 它 都 在 ０７ ０８ ％之 间 。历 史 曲线 表 明 ， 部 分 厂 烟 道 ．％～ ． ５ 大
率 和 效 率 ，浙 江 省 内火 电厂 进 行 了 多项 设 备 改 造
Ｌ ａ — ｕ ｎ，ＪＮ Ｄｏ ｇ ｃ ｕ Ｅ Ｙｕ ｎｙ ａ Ｉ ｎ －ｈ ｎ，Ｚ ＨＡＮＧ Ｙａ ｎ，Ｃ Ａ０ ｈ— ｏ ｇ Ｚ ｉ ｎ ｙ （ ｈ ｊ ｎ ｌｃｒ ｏ ｅ ｅｔ ｎ ｓ ａｃ ｎ ｔ ｔ，Ｈａ ｇｈ ｕ ３ ０ １ Ｚ ｅｉ ｇＥ ｅ ｔｃＰ ｗ ｒ ｓ ａ ｄＲｅｅ ｒｈＩｓｉ ｅ ａ ｉ Ｔ ｕ ｎ ｚ ｏ １ ０ ４，Ｃ术 成 熟 、高 效 的 脱 硫 方 法 ， 目前 已 全 面 应 用 于 燃 煤 电 厂 ，成 为 我 国 电力
行 业 减 排 Ｓ 的主 要 手 段 。截 至 ２ ０ Ｏ ０ ９年 底 ，浙 江
石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统运行分析
ｏ ． ｆ ５ ４～ ５ ６ ｆ ｒａ ｓ ｒ ｅ ｌ ｒ ｙ ｎ ｎ ａ ｃｎ ｈ ｅ ｕ ｐ ｕ ｉｅ ｌ ｅ ｇ ｓｏ ｔ ｔｔ ｍｐ ｒ ｔ ｒ ｆ ＧＧＨ． ． ｏ ｂ ｏ ｂ ｒｓｕ ｒ ，ａ ｄ ｅ ｈ ｎ ｉ ｇ ｔ ｅ ｄ ｓ ｌ ｈ ｒｚ ｄ ｆｕ ａ ｕ ｌ ｅ ｅ ａ ｕ ｅ ｏ ｅ
摘 要 ：为 了使 脱 硫 系 统 能 以 更 经 济 、 节 能 的 方 式 运 行 ， 对 烟 气 脱 硫 系统 中 吸 收 塔 、 浆 液 循 环 泵 、 气 一气 加 热 器 （ ａ—ａ ｅｔｒ ｇ ｓ ｓ ａｅ ，ＧＧＨ） ｇ ｈ 、增 压 风 机 、 除 雾 器 等 重要 设 施 的 运 行 状 况 进 行 了 分 析 ， 同 时 从 脱 硫 剂 耗 量 、 电耗 、 水 耗 等 方 面 对 系统 运 行 状 况进 行 了详 细 的 评 价 。认 为 ：脱 硫 系统 阻 力 主要 源 于吸 收 塔 、ＧＧＨ 和 烟 道 ； 系统 电耗 主 要 源 于 烟 气 系统 、Ｓ 吸 收 系统 。提 出 了 应 提 高 液 气 比 、控 制 装 置 入 １ Ｓ １的 质 量 浓 度 、吸 收 塔 浆 液 ｐ 值 取 ： ０ ２ Ｈ ５４ ５ ６ 增加 ＧＧＨ 净 烟 气 出 口温 度 等 优 化 运 行 建 议 。 ．～ ．、 关 键 词 ：烟 气脱 硫 ； 节能 ；吸 收塔 ；优 化 运 行 中 图 分 类 号 ：Ｘ７ １ ３ ０ ． 文 献 标 志 码 ：Ａ 文 章 编 号 ：１０ —９ Ｘ（ Ｏ ０ ０ —０ ３０ ０ ７２ Ｏ ２ １ ）２０ ２ —４
石灰石-石膏湿法烟气脱硫效率的影响因素与分析
科 技 视 界
科技・ 探索・ 争鸣
石灰石 一石膏湿法烟气脱硫效率的 影响 因素与分析
任 志 华 沈炳 耘 王苏 琛 （ 内蒙古 工业大 学 能 源与 动 力工程 学 院 ， 内蒙 古 呼和 浩特 ０ １ ０ ０ ５ １ ）
效率 ， 建议 ｐ Ｈ值 取 ５ ． ５左右 ， 在 保 证 一 定 的脱 硫 效 率 的前 提 下 可 以尽 量采 用较 小 的 液 气 比 。
【 关键词 】 脱硫效率 ； 脱硫塔 ； 液 气比
当烟气 ｓ ０ 浓度较低 ， 由于吸收塔 出口的烟气 ｓ ０ 浓度不会低于 其平 衡浓度 ， 脱硫效率不会很 高。当烟气 Ｓ Ｏ ： 浓度逐渐升高 ， ｓ ０ 通过 燃煤过程 中的二氧化硫排放造成严重的大气污染 ． 控制 电力行业 浆液表面向液滴 内部扩散 ， 反应速度加快 ， 脱硫效率提高。若烟气 ｓ ０ 二氧化硫排放是实现全国二氧化硫削减 目标的关键。近两年 ， 国家采 浓度继续增大 ． 受浆液吸收能力的限制 ． 脱硫效率将会 下降。 取一系列措施 ， 大力 推进火 电厂 烟气脱硫工程建设 ， 取得 了举世瞩 目 从图 １ 可 以看 出 ． 在３ ３ ５ ０ — ３ ９ ５ ０ ｍｇ ／ Ｎｍ ３ 范围 内． 随着 Ｓ ０ 浓度增
溶解 ： Ｃ ａ Ｃ Ｏ ３ （ ｓ ） ＋ Ｈ ＿ ＋ Ｃ ａ Ｈ Ｃ Ｏ ３ 一
中和 ： Ｈ Ｃ Ｏ ３ ＿ ＋ Ｈ ＋ ｃ Ｏ ２ （ ｇ ） ＋ Ｈ２ ０ 氧化 ： Ｈ Ｓ ０ ３ － ＋ １ ／ ２ ０ ２ － － ＋ Ｓ Ｏ３ ａ － ＋ Ｈ
ＳＯ３ ２ － ＋１ ／ ２ ０２ － － ＋ Ｓ ０４ ２ －
(整理)脱硫石灰石耗量分析
湿法脱硫系统石灰石耗量分析经过“十一五”的大力推进，烟气脱硫技术已在我国活力发电行业得到了广泛的应用，对于脱硫系统的研究也日渐深入细致，在“十二五”大力倡导节能减排的背景下，通过运行优化，实现脱硫系统的经济运行，就成了目前的一个重要研究领域I 。
石灰石是脱硫反应的吸收剂，耗量较大，是脱硫系统运行成本的主要组成部分，石灰石耗量与设计值发生较大偏差，不仅会直接造成脱硫运行成本的攀升，而且也会对吸收塔浆液品质、脱水系统运行工况等产生一定影响，因此石灰石耗量分析也就成为了石灰石．石膏脱硫系统节能优化运行的要重点研究的问题。
为了分析实际运行中石灰石耗量偏差情况，找出影响石灰石消耗量的主要因素，进而提高石灰石在脱硫反应中的利用率，降低运行成本，因此在某2×600 Mw 机组配套脱硫系统上进行了石灰石耗量分析的相关试验。
1 石灰石耗量计算理论上，石灰石中所含的有效脱硫成分，即CaCO，在脱硫反应中与烟气中的SO：按照理论钙硫比发生反应，因此理论石灰石耗量是指脱硫系统在设计Ca／S比条件下，按照脱除SO2量计算得出的所需石灰石量。
计算公式如下：M～：—Qsnd~(C—sl-Cs2)××⋯ l000000 64式中：Mcaco3——理论石灰石耗量，kg／ll；Q5 d——标干烟气量， Nm ha(6％02)； csl一一原烟气s02浓度，mg／Nm (6％02)；Cs2一一净烟气SO2浓度，mg／Nm (6％O2)；收稿日期：2012．12-10戴新(1970一)，男，高级工程师。
丰镇，012100n一一石灰石纯度，试验期间为89．4％；——设计钙硫比， 1．03。
实际脱硫反应中，由于石灰石反应活性、杂质含量等因素影响，石灰石实际耗量会与理论值存在一定偏差，通常实际石灰石消耗量是通过实际脱硫反应中投加到吸收塔内的石灰石浆液量和浆液密度计算得出，计算公式如下：M c 川式中：^ aCO3——实际石灰石耗量，kg／h； P ——石灰石密度，P =2．6 g／cm ；P ——石灰石浆液密度，g／cm ；——每小时石灰石浆液量，m ／h。
石灰石_石膏湿法烟气脱硫装置的运行分析
石灰石_石膏湿法烟气脱硫装置的运行分析石灰石石膏湿法烟气脱硫装置是一种常用的燃煤电厂烟气脱硫技术。
通过将石灰石石膏与燃煤电厂的烟气反应，将烟气中的二氧化硫（SO2）转化为石膏，实现烟气脱硫的目的。
本文将对石灰石石膏湿法烟气脱硫装置的运行进行分析。
首先，石灰石石膏湿法烟气脱硫装置主要由石膏烟气脱硫反应器、旋流器、除尘器、水泥脱硫浆液系统等组成。
石膏烟气脱硫反应器是整个脱硫装置的核心部分，其中进行了石灰石石膏与烟气的反应。
旋流器则用于分离反应后的石膏颗粒和烟气。
除尘器则用于除去脱硫后的烟气中的颗粒物。
水泥脱硫浆液系统则负责供应脱硫反应所需的水泥浆液。
其次，石灰石石膏湿法烟气脱硫装置的运行过程可以分为两个阶段：吸收阶段和氧化阶段。
在吸收阶段，石灰石石膏与烟气中的SO2反应生成硫酸钙和水，并吸收烟气中的部分颗粒物。
在氧化阶段，硫酸钙被氧化为石膏，并进一步吸收烟气中的SO2、通过这两个阶段的反应，石膏湿法烟气脱硫装置能够将烟气中的SO2去除达到国家排放标准。
运行时，石灰石石膏湿法烟气脱硫装置需要保持适当的操作参数。
首先是石灰石的使用量和石膏产量的平衡。
石灰石使用量过多会导致反应温度升高，石膏产量过多会增加系统负荷；石灰石使用量过少则无法实现脱硫效果。
其次是水泥浆液的添加量和浓度。
水泥浆液的添加量和浓度需要根据烟气中的SO2含量和处理能力来确定，过少会导致脱硫效果不理想，过多会增加水泥浆液的成本。
再次是烟气温度和压力。
烟气温度过低容易导致系统结露，烟气压力过高则会增加设备的负荷。
在运行过程中，还需要对石灰石石膏湿法烟气脱硫装置进行维护和管理。
首先是设备的检修和维护。
定期对石膏烟气脱硫反应器、旋流器、除尘器等设备进行检修和保养，确保设备的正常运行。
其次是浆液循环系统的管理。
定期检查水泥脱硫浆液的配比和浓度，及时更换老化的浆液，并保持浆液循环系统的畅通。
最后是监测和控制系统的运行。
定期对监测和控制系统进行校验和调试，确保系统的准确性和稳定性。
石灰石石灰法湿法烟气脱硫技术
化学成分，如氯化物。在酸性环境中，它们对金属（包括 不锈钢）的腐蚀性相当强。目前广泛应用的吸收塔材料是 合金C-276，其价格是常规不锈钢的15倍，为延长设备的 使用寿命，溶液中氯离子的浓度不能太高。为保证氯离子 不发生浓缩，有效地方法是在脱硫系统中根据物料平衡排 出适量的废水，以清水补充。
1.反应原理
用石灰石或者石灰浆液吸收烟气中的SO2，首先生成亚 硫酸钙：
石灰石：CaCO3+ SO2+0.5H2O→CaSO3•0.5H2O+CO↑ 石灰：CaO+ SO2+0.5H2O→CaSO3•0.5H2O
然后亚硫酸钙再被氧化为硫酸钙。
石灰石石灰法湿法烟气脱硫反应机 理比较表格
石灰石系统和石灰系统的主要区别
②结要原因，特别是硫酸钙结构坚硬、 板结，一旦结垢难以去除，影响到所有与脱硫液接触的阀 门、水泵、控制仪器和管道等。硫酸钙结垢的原因是SO42和Ca2+的离子积在局部达到过饱和。为此，在吸收塔中要 保持亚硫酸盐的氧化率在20%以下。亚硫酸盐的氧化需要 在脱硫液循环池中完成，可通过鼓氧或空气等方式进行， 形成的硫酸钙发生沉淀。从循环池返回吸收塔的脱硫液中， 还因为含有足量的硫酸钙晶体，起到了晶种的作用，因此 在后续的吸收过程中，可防止固体直接沉积在吸收塔设备
③除雾器堵塞：在吸收塔中，雾化喷嘴并不能产生尺 寸完全均一的雾滴，雾滴的大小存在尺寸分布。较小的雾 滴会被气流所夹带，如果不进行除雾，雾滴将进入烟道， 造成烟道腐蚀和堵塞。除雾器必须保持清洁，目前使用的 除雾器有多种形式（如折流板型等），通常用高速喷嘴每 小时数次喷清水进行冲洗。
④脱硫剂的利用率：脱硫产物亚硫酸盐和硫酸盐可沉 积在脱硫剂颗粒表面，从而堵塞了这些颗粒的溶解通道。 这会造成石灰石或石灰脱硫剂来不及溶解和反应就随产物 排除，增加了脱硫剂和脱硫产物的处理费用。因此脱硫液 再循环池中的停留时间一般要达到5~10min。实际的停留 时间设计与石灰石的反应性能有关，反应性能越差，为使 之完全溶解，要求它在池内的停留时间越长。
石灰石湿法烟气脱硫影响脱硫效率的因素及最佳解决办法
石灰石湿法烟气脱硫影响脱硫效率的因素及最佳解决办法摘要：硫主要大气污染物，在工业发展中排放在空气中的二氧化硫，一大部分转化成硫酸和硫酸盐，并且长期漂浮于空中，遇到降雨会产生酸雨，对当地生态、工业生产、居民生活带来影响。
因此，本文针对石灰石湿法烟气脱硫的相关原理，以及影响脱硫效率的因素进行分析并提供相关举措，希望对提升脱硫效率有所帮助。
关键词：石灰石石膏法；烟气脱硫；脱硫效率引言在工业发展过程中需要消耗大量的能源，而煤炭在我国能源构成中始终占有重要的构成部分，煤炭在燃烧过程中会产生一氧化碳、二氧化硫、氮氧化合物、粉尘等有毒有害物质，造成严重的大气污染，破坏生态环境。
湿法脱硫技术是一种较为成熟的烟气脱硫技术，在各行业得到广泛应用，对于企业而言脱硫的效率是企业选择相关技术的重要指标，从湿法脱硫技术应用实际来看，严格遵守技术规范能够保证脱硫率达98%，但在具体应用过程中受影响因素较多，需要对影响脱硫效率的因素进行分析，探寻最佳解决办法，从而提升脱硫效率。
1石灰石湿法烟气脱硫工艺的概述1.1工艺流程石灰石浆液制备：将石灰石块磨碎，用清水将石灰石颗粒洗涤，然后加入水和一定量的添加剂，制备成脱硫吸收剂。
吸收剂供给：将制备好的吸收剂通过供浆泵打入到吸收塔内的喷淋层，使其与烟气逆流接触，完成吸收反应。
氧化空气供给：在吸收塔内，吸收剂与烟气中的SO2反应生成石膏。
为了提高反应效率，需要向吸收塔内鼓入一定量的氧化空气。
石膏处理：将吸收塔内反应生成的石膏送至脱水干燥机进行处理，最后包装出售。
在石灰石湿法烟气脱硫工艺中，吸收剂的制备、供给和氧化是关键环节，需要高效及时地补充新鲜吸收剂，以确保脱硫效率。
同时，还需要控制吸收剂的补充量，以避免吸收剂的浪费和影响脱硫副产品品质[1]。
1.2石灰石湿法烟气脱硫工艺的优缺点1.2.1优点脱硫效率高：在石灰石浆液中，90%以上的SO2可以被吸收脱除。
吸收剂利用率高：石灰石浆液中的CaCO3可以循环利用，减少吸收剂的消耗。
湿法脱硫系统节能降耗措施
湿法脱硫系统节能降耗措施目前石灰石-石膏湿法脱硫工艺，存在的典型问题包括：GGH和除雾器积灰、结垢堵塞，造成增压风机电耗上升，脱硫运行周期短；对于采用液柱喷淋塔的脱硫系统，吸收塔内末级喷淋管道及喷嘴经常发生堵塞，影响脱硫效率，为满足烟气SO2排放标准，被迫增开浆液循环泵，脱硫耗电率增加；脱硫废水系统运行困难甚至无法运行，废水处理费用高等。
在满足SO2达标排放的前提下，通过吸收系统运行优化、烟气系统运行优化、增压风机与引风机串联运行优化、公用系统（制浆、脱水等）运行优化达到脱硫系统稳定运行及节电目的。
1入炉煤含硫量掺配在全年入炉煤含硫量可控的前提下，要通过精心制定掺配煤措施，保持入炉煤含硫量均匀，避免局部时段SO2排放超标；特别在高负荷时段，通过降低入炉煤含硫量，创造条件少运行浆液循环泵。
应用案例：杨柳青热电厂针对四期脱硫系统增容改造后电耗增加和掺烧褐煤过程中SO2排放容易超标的问题，组织专业人员对脱硫设计资料中“SO2-Sar”的关系进行辨析、修正，得出符合实际情况的脱硫入口烟气“SO2浓度-Sad/Cad”新的准则关联式，确定最佳入炉煤硫份，提出《配煤掺烧与达标排放研究报告》，编制《配煤计算器》，制定《二氧化硫达标排放控制措施》，同时对四期脱硫系统四台浆液循环泵运行方式进行优化组合，取得良好效果。
2原、净烟气CEMS测点优选比对部分电厂使用便携式烟气分析仪对脱硫吸收塔进、出口SO2含量进行实测，判断吸收塔的真实脱硫效率，分析CEMS测量准确性，及时做好CEMS测点的标定工作。
同时，发现由于烟气流场分布不均，CEMS探头的安装位置对脱硫效率指标有较大影响，通过试验、比对，优选CEMS测点位置，使脱硫效率指示达到最优值，为实现达标排放和停运浆液循环泵创造了条件。
3使用脱硫添加剂脱硫添加剂具有表面活性，催化氧化，促进SO2的直接反应，加速CaCO3的溶解，促进CaSO3迅速氧化成CaSO4，强化CaSO4的沉淀，降低液气比，减少钙硫比，减少水分的蒸发等作用。
火电厂石灰石湿法脱硫技术运行优化详解
火电厂石灰石湿法脱硫技术运行优化详解针对火力发电厂所采用的脱硫技术，以石灰石湿法脱硫技术为主，对该种方法应用的优势与劣势，做了简单的论述分析，并且提出了优化石灰石湿法脱硫技术运行的措施。
从改进脱硫装置方面入手，优化装置运行，以减少资源浪费，提高脱硫效果，提高石灰石湿法脱硫技术应用的经济性，以及火力发电厂的社会效益。
火力发电厂所采取的烟气脱硫技术种类较多，包括干法脱硫、半干法脱硫、湿法脱硫。
湿法脱硫技术应用的较为广泛，该种技术所使用的原材料较为易得，即石灰石，而且成本低，具有较强的经济性。
目前我国火力发电厂所采取的石灰石湿法脱硫技术较为成熟，拥有丰富的运用经验，不过为了进一步提高火力发电的节能性，各方还在积极的探索如何优化该技术，以获取更高的效益。
1、FGD概述我国电源结构主要以燃煤机组为主，此格局在短期内不会发生太大的改变，燃烧大量的煤炭，必然会造成SO2的大量排放。
我国加强对电力生产环保减排的重视，促使烟气脱硫装置被广泛的应用于火力发电厂，截刀片2010年底投入火力发电生产的烟气脱硫装置已经达到5.6亿kW。
FGD即石灰石湿法脱硫技术，也叫作钙法脱硫技术，多应用于火力发电厂与煤化工企业。
该技术的原理是使用石灰石或者石灰的浆液，来作为吸收剂，于喷淋塔内进行喷撒，将其喷撒为小液滴，时期与SO2发生化学反应，产生亚硫酸钙，利用空气作用，将其转化为石膏与废水。
FGD 工艺较为简单，可靠性与脱硫率较高，使用的范围较广，原料丰富且价格低廉，产生的物质容易堆放。
但是该种方法所占据的面积较大，而且管道容易结构，给设备与管道造成的磨损较大，首次建设的投资费用较大，脱硫石膏利用率较低，若处理不当极易产生二次污染。
2、脱硫装置优化基本原则2.1节电原则FGD技术运用，使用的脱硫装置工艺系统主要包括SO2吸收系统、烟气系统、石灰石浆液制备系统、脱水系统、贮存系统等。
仪表与控制系统主要包括DAS系统、MCS系统、SCS系统等。
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石灰石湿法烟气脱硫效率与节能运行的分析石灰石湿法烟气脱硫效率与节能运行的分析摘要：随着社会的发展和人民生活水平的提升，供热量和供热面积已经供过于求，但随之而来的环境问题逐渐凸显出来，如何贯彻落实节能减排、做好环境保护工作已成为我们面临的首要问题。
石灰石湿法烟气脱硫（FGD）是一种比较成熟、应用较普遍的脱硫技术。
文章分析了脱硫效率与节能运行之间的影响关系，讨论了提高脱硫效率和降低成本的几个主要途径。
关键词湿法烟气脱硫，效率，经济运行二氧化硫是我国环境污染的主要来源，其中火电二氧化硫排放量占我国二氧化硫排放总量的50%以上，据相关数据统计，2010年底我国电力总装机容量为9.5亿KW，火电就占了7亿KW，而瞻观我国能源结构现状和特点，火力发电仍然是未来供热、供电的主要来源。
换言之，我国二氧化硫排放量仍会呈现增长趋势。
由此可见，我国面临着严峻的环境问题，而节能减排、环境保护的落实工作难度也将会增加。
石灰石-石膏法脱硫是我国目前使用最广泛的烟气脱硫措施，随着污染物排放标准的不断提升，该方法也逐渐的优化改进。
1脱硫效率与节能运行相互影响1.1 pH值对脱硫效率的影响根据化学反应平衡计算脱硫反应方向很大程度上取决于吸收浆液的pH值， pH值越大，S02的溶解度越大，越有利于传质。
然而，Ca2+浓度随pH值的增大而减小，因此pH值的增大不利于石灰石的溶解。
实践表明，对于较高质量石膏的产生，保持浆液的pH值在4.5~5左右应该是比较理想的。
在实际生产中，为了提高石灰石的溶解度并防止吸收塔内结垢，一般将浆液pH 值控制在5~6之间，在此条件下，保证了石灰石的溶解度，又可保证脱硫效率，降低成本。
1.2钙硫比（Ca/S）对脱硫效率的影响烟气脱硫的钙硫比（Ca/S）是反映经济性的重要指标。
钙硫摩尔比是指每脱除1molSO2所需加入系统的CaCO3 摩尔数，它反应单位时间内吸收剂原料的供给量，通常以浆液中吸收剂浓度作为衡量度量，从理论上讲，钙硫摩尔比为1。
在保持浆液量不变的情况下，钙硫比增大，注入吸收塔内吸收剂的量相应增大，引起浆液pH 值上升，可增大中和反应的速率，增加反应的表面积，使SO2吸收量增加，提高脱硫效率。
但由于吸收剂的溶解度较低，其供给量的增加将导致浆液浓度的提高，会引起吸收剂的过饱和凝聚，最终使反应的表面积减少，降低中和反应速率，影响脱硫效率。
实践表明，一般吸收塔的浆液浓度选择在20%～30%为宜，钙硫比控制在在 1.02～1.05 之间。
1.3石灰石吸收剂的特性、添加剂及其对脱硫效率的影响石灰石吸收剂的准备是根据吸收塔内浆液pH值、烟气中S02含量及烟气量来调节的，高纯度的吸收剂将有利于产生优质脱硫石膏，设计要求石灰石中CaO质量分数为52％～55％，浆液中石灰石的质量分数为30％。
石灰石颗粒越小比表面积越大，颗粒的比表面积大小也是影响固体颗粒溶解速度的一个重要因素。
比表面积大则反应活性高，溶解速度快，原则上还有溶解速率对颗粒大小的依赖关系。
在实际中希望获得尽可能小的、具有较大比表面积的小粒度分布。
以强烈搅拌来加快物质从颗粒表面向液相的转移，也会加快石灰石的溶解速度。
为了尽可能提高浆液的化学反应活性，增大石灰石颗粒的比表面积是必要的。
因此，在石灰石湿法中使用的石灰石粉，其颗粒粒径大都是40—60um。
然而过高的吸收剂纯度和过细的粒度会导致吸收剂制备价格的上升，使系统运行成本增加。
添加剂大致分为有机类、无机类。
有机类主要包括如二元羧酸、己二酸、戊二酸、丁二酸等，无机类研究较多的是2价的镁粒子添加剂。
据国外研究[3]，有机酸可强化传质，促进S02、Ca(OH)2或CaCO3的溶解，并增加了传质－反应的有效面积，从而提高了总反应速率，最终提高了SO2的脱除率。
合理添加添加剂，可以在保证脱硫效率的前提下，适当调整运行工况，达到经济运行的目的。
1.4 浆液停留时间浆液停留时间是吸收塔氧化池浆液最大容积与再循环浆液量之比。
浆液在浆液池内停留时间长不仅有助于浆液中石灰石颗粒与烟气中SO2的反应，还能有足够的时间使反应生成物CaSO3被氧化为CaSO4，形成均匀的高纯度的石膏。
但是过分延长浆液停留时间会使浆液池容积增大，氧化风量和搅拌器功率增大，投资加大。
一般浆液停留时间设计在4.4min左右为宜。
1.5 吸收液的过饱和度石灰石浆液吸收SO2后生成CaSO3和CaSO4，在循环操作中，饱和或过饱和的溶液会在设备或管道表面结晶引起堵塞，故吸收液应维持在饱和度以下。
CaSO3和CaSO4溶解度随温度变化不大，但两者都能强烈发生过饱和，而且降温的难以使两者从溶液中结晶出来。
由于溶解的盐类在同一盐的晶体上结晶比在异类粒子上结晶要快得多，故在循环母液中添加CaSO4・2H2O作为品种，使CaSO4过饱和度降低至正常浓度，可以减少因CaSO4而引起的结垢。
CaSO4晶种的作用较小，通常是在脱硫系统中设置氧气槽将CaSO3氧化成CaSO4，从而不致干扰CaSO4・2H2O结晶。
1.6 烟尘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如Hg、Mg、Cd、Zn等离子会抑制Ca2+与HSO3-的反应。
试验证明，如果烟气中粉尘含量持续超过400 mg／m3(干基)，则将使脱硫效率下降1％～2％，并且石膏中CaSO4・2H2O的含量降低，白度减少，影响了品质。
总之，石灰石湿法烟气脱硫的脱硫效率受众多因素的影响。
然而，脱硫效率的增加也将显著增加脱硫的投资和运行成本，几乎呈指数关系。
当脱硫效率从30％提高到50％，成本增加1倍；脱硫效率提高到70％，成本增加4倍。
越到高脱硫效率时，则增长越厉害，过高的脱硫效率控制也引发可靠性问题。
1.1 L/g对脱硫效率的影响L/g这一指标主要通过浆液循环系统实现，而浆液循环泵是实现气液传质的动力来源，也是FGD系统中耗电量最大的设备，一般占整个FGD 系统电耗的35%~45%，因此其优化运行对于降低系统电耗意义重大。
而浆液循环泵的投入量直接影响液气比（L/g），而在一定范围内调节液气比可显著地影响吸收液温度，而吸收塔吸收液温度对脱硫效率影响较大。
首先，低温有利于传质的强化；另一方面，吸收液温度越低，SO2溶解度越大，总传质系数也增大，从这个方面看，低温也有利于传质。
另外，温度较高SO2溶解生成H2SO3后可能还会重新分解出SO2，反应不稳定，从而使脱硫效率下降。
当液气比（L/g）增大时，相当于加大了浆液雾喷淋密度，增加了气液有效接触面积，进而增大了传质单元数，提高了脱硫效率。
同时烟气与大面积吸收液相接触，热湿交换程度提高，烟气中的水蒸汽量增多，使出口烟气温度降低。
系统出口烟气温度与绝热饱和温度的差值减小，含湿量增多，饱和程度提高，总的效果也提高了脱硫效率。
若依此趋势，当液气比增大到一定程度时，热湿交换非常充分，出口烟气达到饱和，出口吸收液温度减小到一定值。
在此基础上再增加液气比，出口吸收液温度也有小幅度降低，但几乎可以忽略不计，此时的脱硫效率随液气比的变化就不大了[2]，反而因为液气比（L/g）的增加，增加能耗，加大了除雾器除湿负担。
目前，实际生产中一般控制吸收浆液的温度在50℃～60℃之间。
为了使CaSO4以石膏CaSO4·2 H2 0的形式从溶液中析出，工艺控制上要求将石膏的结晶温度控制在40～60℃之间。
（）这样，既可以保证生成合格的石膏颗粒，也避免了系统的结垢，同时也可在保证脱硫效率的情况下降低能耗。
2.石灰石湿法脱硫取消烟气热交换器(GGH)显著降低初期投资和能耗，提高脱硫效率 GGH存在系统复杂，初投资大，运行和维护费高，设备腐蚀、结垢和泄漏，是湿法脱硫系统中故障率最高的设备。
不设GGH可以提高整体脱硫工艺的可靠性，减少维护量，还可降低系统阻力约1 200 Pa和漏风率，可降低能耗和提高脱硫效率。
美国烟气脱硫大部分都不设置GGH；德国近期建设的烟气脱硫也不再安装GGH，看来是今后的发展趋势。
2.1酸露点温度是设不设GGH的重要因素普遍都认为脱硫后的烟气经过GGH加热后，烟气温度升高至80cc，可以避开酸露点温度，减轻对尾部烟道和烟囱的腐蚀。
事实证明不管有没有GGH，烟道和烟囱仍受到不同程度的腐蚀。
在一些投用烟气脱硫较早的电厂经过几年运行后检查，都发现较严重的腐蚀。
究其原因，主要是脱硫后SO2虽大量减少，但SO3减去很少，加之脱硫后烟气水分增加，当这些腐蚀性气体溶于水中，结露后就产生腐蚀烟道和烟囱的情况。
酸露点的计算受几种因素相互的影响非常复杂。
从计算可以得出，脱硫前酸露点温度在100～125℃，而脱硫后酸露点温度在90～145℃范围[4]。
所以脱硫后从计算和实测值酸露点温度都高于GGH出口烟气温度80℃，说明尾部烟道和烟囱仍会结露受到腐蚀，所以有没有GGH都应考虑烟囱防腐，取消GGH节省的投资用于建设烟囱防腐设施是合适的。
2.2不设置GGH对烟气抬升高度的影响不设置GGH，烟气温度在50℃左右，要比设置GGH低30℃，在环境湿度未达饱和的条件下不利污染物扩散；在环境湿度饱和条件下，设不设GGH，落地污染物浓度不会增加。
在前一种情况下，落地污染物浓度最多高20％左右，其中主要是NO，浓度较大，但从环境角度来看不会使环境污染加大，分项考核仍能符合国家二级标准限值。
3结语石灰石湿法烟气脱硫（FGD）技术初期投资高和运行成本高是其比较难解决的问题。
因此，积极研究有效、节省和结构简单的脱硫工艺是仍是今后的主要任务。
参考文献[2]杨飚．二氧化硫减排技术与烟气脱硫工程[M]．北京：冶金工业出版社，2004．[3] Frandsen J B w，kiil S，Jolmsson JE.Optimization of a Wet FGD Pilot Plant Using Fine Limestone and Organic Acids[J].Chemica EngineeringScimce,2001,56:3275-3287[4]赵鹏高，马国骏，王宝德，等．石灰石一石膏湿法烟气脱硫工艺不宜安装烟气再热器[J]．中网电力，2005(11)：62—65．。