脱硫效率低的原因分析
关于脱硫吸收塔脱硫效率低的原因分析
（作者单位：大唐环境产业集团股份有限公司特许经营分公司）关于脱硫吸收塔脱硫效率低的原因分析◎康宁大唐巩义发电有限责任公司1号机组为660MW 超超临界燃煤机组，烟气脱硫装置采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺（以下简称FGD ），在设计煤种、锅炉BMCR 工况、处理100%烟气量条件下保证脱硫装置入口SO 2浓度≤4098mg/m 3（标态、干基、6%O 2）时，脱硫装置出口SO 2浓度≤35mg/m 3（标态、干基、6%O 2），脱硫效率≥99.15%。
自2020年3月5号启机以来，出现脱硫效率偏低的状况，相比以往，相同的工况和入口SO 2浓度下，需要多开两台浆液循环泵，使脱硫系统运行成本显著增加，同时影响机组带高负荷运行。
由于机组仍在运行中，主要从以下方面进行检查分析：（1）二氧化硫在线测量仪表（CEMS ）检查，具体表现为在线测量仪表失真会使测量结果不真实，不能准确反映烟道内SO 2浓度值，导致脱硫效率偏离正常值。
检查结果发现在线仪表实测净烟气中SO 2含量为27mg/m 3，折算后上传至国家环保中心的数值为29.6mg/m 3，现场实际测量发现净烟气中SO 2含量为14mg/m 3，折算后为15.5mg/m 3，偏差14.1mg/m 3，误差较大。
（2）石灰石品质化验分析，石灰石化验结果如下：CaO 含量为52.91%，MgO 含量为0.45%，满足石灰石CaO 含量≥50.4%，MgO 含量≤1.2%的要求。
（3）湿磨机碾磨后石灰石浆液化验分析，石灰石浆液中石灰石粒径较大（过筛率31.34%，325目），远小于90%通过325目筛的设计要求。
石灰石粒径越大，其表面积越小，吸收速率越慢，浆液活性降低。
（4）液气比/气液流场对1号机脱硫效率影响分析。
5台浆液循环泵运行电流和出口压力与2019年12月份工况对比如下：循环泵电流和出口压力均出现了不同程度的变化，电流下降则证明输送至喷淋层的浆液流量下降，吸收塔的Ca/S 和液气比均有所下降。
脱硫问题
半水煤气脱硫存在的问题、原因分析及措施1.脱硫工段存在的主要问题1.1脱硫效率低1.2脱硫辅料消耗高(特别是碱耗高）1.3脱硫塔堵塔1.4副盐高（NaCNS、Na2S2O3、Na2SO4）1.5脱硫中悬浮硫含量高2.原因分析2.1脱硫效率低的原因：2.1.1脱硫液成分不合格，碱含量低、脱硫催化剂加入量不够、催化剂效率低。
2.1.2脱硫液中悬浮硫高、副盐高。
2.1.3脱硫设备偏小，或脱硫设备设计不合理，如：液气比不够，喷淋密度不够。
2.1.4脱硫塔堵塔，液体偏流，液体分布不均。
2.2堵塔的原因：2.2.1脱硫液中悬浮硫高（堵塔的主要原因之一）2.2.2脱硫液中副盐高（堵塔的主要原因）2.2.3操作不当，循环量偏小，液体偏流，填料层局部形成干区，慢慢由于硫泡沫、副盐或煤气中的杂质而结住，并逐渐扩大了板结面积。
2.3脱硫辅料消耗高，特别是碱耗高的原因：2.3.1脱硫液温度控制太低，再生时间短，或者自吸空气量小造成NaHCO3/Na2CO3比太高。
(正常情况下NaHCO3/Na2CO3比小于6）2.3.2副盐增长太快。
2.3.3煤气中焦油、苯、酚类含量高，造成飞泡冒槽。
2.3.4跑、冒、滴、漏。
2.4悬浮硫高的原因2.4.1再生温度高，硫颗粒不易聚结，难浮选。
2.4.2再生吸入空气量太小，得不到再生，或者空气量太大，再生槽内脱硫液翻滚，碰撞，硫泡沫破碎难浮选。
2.4.3泡沫层的厚度太薄或者太厚。
2.5副盐高的原因2.5.1.脱硫温度高，脱硫液温度达到45℃，副盐生成快，50℃以上副盐会急剧上升。
（这是副盐高的主要原因之一）2.5.2高温熔硫时，硫与碱反应迅速（这是副盐高的主要原因），这同时也是碱耗高的原因。
2.5.3溶液中悬浮硫高也是副反应发生的原因之一，而且反应速度会随硫颗粒的细小、颗粒数量的增加以及脱硫液温度的升高而加快。
2.5.4脱硫液中溶解氧过高，接触时间过长，副盐会增加（这个同时要满足温度过高，PH>9），这个发生的可能性不大，正常再生槽吹风强度是60m3/m2.h，我们目前为56m3/m2.h。
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。
脱硫系统典型故障分析及处理
2.1 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。
1.2 影响泵磨损的因素 磨损速度主要取决于材质和泵的转速、输送介质的密度。 泵与系统的合理设计、选用耐磨材料、减少进人泵内的空 气量、调整好吸人侧护板与叶轮之间的间隙是减少汽蚀、 磨损，提高寿命的关键措施。针对石膏系统的生产流程， 改变设备的运行工况，即降低浆液泵输送介质的密度，可 大大地延长设备的寿命。
脱硫系统典型故障
分析及处理
江苏峰峰鸿运环保科技发展有限公司
脱硫系统典型故障分析及处理
主内容： 一、脱硫效率低； 二、除雾器结垢堵塞； 三、石膏品质差； 四、浆液泵的腐蚀与磨损； 五、机械密封损坏； 六、吸收塔浆液起泡； 七、吸收塔“中毒”；
脱硫系统典型故障分析及处理 一、脱硫效率低
一、脱硫效率低
三、石膏品质差
（6）保证吸收塔浆液的充分氧化，定期化验，使塔内浆液 的成分在设计范围内。
（7）对石膏浆液旋流器应定期进行清洗维护，定期检验底 流密度，发现偏离正常值时及时查明原因并作相应处理。
（8）对石膏皮带脱水机、真空泵等设备应定期进行清洗维 护，保证设备的效率，滤布和真空系统是重点检查维护对 象。加强对石膏滤饼的冲洗。
五、机械密封损坏
3、机械密封泄露原因分析 离心泵在运转中突然泄漏，少数是因正常磨损或己达到使 用寿命，而大多数是由于工况变化较大或操作、维护不当 引起的。主要原因有
脱硫效率、PH值、浆液浓度的调整
脱硫效率、PH值、浆液浓度的调整
脱硫效率一般维持在95%以上，给浆量按设定的脱硫效率及PH值投入自动运行，若自动调节跟踪不上或调节装置故障，应及时解手动运行。
当脱硫效率下降时首先要分析何原因导致脱硫率降低：
1）烟气中SO2含量上升：在维持吸收塔浆液PH值4-6范围内补石灰石浆液，若效率还是降低，则应启动备用浆液循环泵增加液气比。
2）PH值低导致脱硫效率不达标：加大石灰石供给量维持PH值，保证脱硫效率。
3）液气比不合理：根据机组的负荷变化，调节浆液循环泵的运行台数，正常时三台浆液循环泵可维持1000MW负荷，必要时可以启动第四台浆液循环泵。
4）浆液循环泵出力不足（有可能为滤网或喷嘴堵塞）：高负荷时应启动备用浆液循环泵维持脱硫率，负荷低时，在维持脱硫效率的同时降低浆液PH值运行（酸性环境可以减小结垢量）。
5）氧化风量不足导致浆液内亚硫酸盐浓度较高，启动备用氧化风机增加氧化风量，适量加大氧化风增湿水降低喷嘴结垢堵塞。
6）烟气含尘量：电除尘严格按专业要求运行方式运行，若FGD入口含尘量增加，汇报专业、值长，调整电除尘的运行方式。
7）石膏浆液浓度不合理：严格执行专业下发的措施，石膏浆液浓度大于14%启动脱水，石膏浆液浓度小于10%停运脱水。
8) 石膏浆液中杂质过多：严格执行专业下发废水排放措施，脱水系统启动后必须排放废水，且排放量要大于14t/h。
9)若是烟气的进出SO2含量测点不准确导致，应及时联系热控人员校验。
脱硫常见问题及解决方案大起底
一、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SO2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、GGH泄露等。
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FGD工艺水水质。
（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。
二、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。
脱硫效率低的原因及处理
脱硫效率低的原因及处理
脱硫效率低的原因可能有以下几点：
硫化物浓度低：当烟气中的硫化物浓度很低时，脱硫剂与硫化物的接触机会就会减少，从而影响脱硫效率。
烟气湿度高：当烟气的湿度很高时，会导致脱硫剂的液态浓度降低，从而影响它与硫化物反应的速度。
烟气中的灰分和粉尘等杂质：当烟气中含有大量的灰分和粉尘时，会与脱硫剂产生竞争反应，降低脱硫效率。
操作不当：可能是脱硫反应器参数设置不合适，或脱硫剂添加量不足等因素，都会导致脱硫效率低。
提高脱硫效率的处理方法：
优化脱硫工艺，合理调整反应器参数，确保其正常运转。
提高脱硫剂浓度，增加与污染物接触的机会。
控制烟气湿度，降低其对脱硫效率的影响。
减少烟气中的灰分和粉尘等杂质的含量，提高脱硫剂与污染物的接触率。
合理加大脱硫剂的投加量，确保脱硫剂在反应器中充分溶解，提高反应有效性。
影响脱硫效率的因素
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- +1O2→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。
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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。