脱硫效率影响因素及运行控制措施
脱硫系统运行优化措施
脱硫系统运行优化措施引言脱硫系统是处理燃煤电厂烟气中二氧化硫（SO2）的关键设备，其运行效果直接影响到环境保护和发电效益。
为了提高脱硫系统的运行效率，减少二氧化硫的排放，需要采取一系列优化措施。
本文将介绍几种常见的脱硫系统运行优化措施，包括操作优化、设备维护和管理措施。
操作优化1. 确定合适的石灰石添加量在脱硫过程中，石灰石是常用的脱硫剂。
合适的石灰石添加量可以确保脱硫效果的最大化。
通过系统监测和实时调整，确定合适的石灰石添加量，使得脱硫剂的利用率达到最高。
2. 控制脱硫塔内循环液流量脱硫塔内的循环液对于脱硫效果至关重要。
适当控制循环液流量可以确保脱硫剂和污染物的充分接触，提高脱硫效率。
通过调整循环液泵的转速或阀门的开度，控制循环液流量，达到最佳的脱硫效果。
3. 优化反应器温度反应器温度是脱硫过程中影响反应速率的重要因素。
适当提高反应器温度可以加快脱硫反应速率，提高脱硫效果。
然而，过高的温度可能导致脱硫剂的降解和设备的损坏。
因此，需要根据煤质和脱硫塔的实际情况，确定合适的反应器温度。
设备维护1. 定期清洗除尘器脱硫系统中的除尘器起到了去除烟气中颗粒物的重要作用。
定期清洗除尘器可以确保其正常运行，避免堵塞和漏风的问题。
清洗除尘器时，应该使用合适的清洗剂，避免对设备造成腐蚀或损伤。
2. 维护喷嘴和搅拌器脱硫系统中的喷嘴和搅拌器对循环液的均匀分布和颗粒物的悬浮起着重要作用。
定期检查和维护喷嘴和搅拌器，确保其正常工作。
如果出现堵塞或损坏，应及时更换或修复。
3. 检查管道和阀门脱硫系统中的管道和阀门的正常运行对脱硫效果至关重要。
定期检查管道和阀门，发现问题及时修复或更换，避免漏气或漏液的情况发生。
管理措施1. 建立严格的操作规程对脱硫系统的操作者进行培训，并建立严格的操作规程。
操作人员应按照规程进行操作，保证系统的正常运行。
同时，应加强对操作人员的监督和管理，及时发现并纠正操作不当的问题。
2. 制定系统监测计划建立完善的系统监测计划，对脱硫系统的运行状况进行实时监测。
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。
燃煤电厂影响脱硫效果的成因分析及对策
燃煤电厂影响脱硫效果的成因分析及对策摘要：近年来，随着现代工业的飞速发展，环境污染问题受到人们的普遍关注，环境保护愈来愈受到各级政府的高度重视，环境治理的力度也在不断加大，废气、废水、固体废弃物环保排放标准不断提高。
在大气治理中，燃煤电厂排放的烟气被认为是雾霾产生的主要原因，烟气的超净排放是各级环保部门监管的重点，燃煤电厂烟气中二氧化硫、氮氧化物、粉尘等污染物必须实现达标排放。
关键词：燃煤电厂；脱硫效果；因素引言：燃煤烟气排放一直以来都是大气污染的一个主要来源，尤其是烟气中的SO2会对大气造成严重污染，导致酸雨的形成，对建筑物和植物产生腐蚀，甚至还可能威胁到人的身体健康。
我国是燃煤大国，且每年有一半以上的煤用于燃煤电厂和锅炉，全国80%的电力资源来源于火力发电，即通过煤燃烧产生的热能转化为电能。
据相关文献，2015年至今，我国每年SO2排放量达到7142.38t，其中燃煤电厂的排放量占据1/3左右。
因此，开发廉价、高效的脱硫工艺显得尤为重要。
1燃煤电厂影响脱硫效率的因素1.1锅炉烟气二氧化硫含量影响根据设计，燃煤含硫率小于1.1%，进入脱硫塔烟气中的SO2浓度≤3104mg/Nm3。
在设计范围内，可通过调节浆液循环泵的运行方式，调节石灰石浆液的循环量；调节氧化风机的开度调整氧化风量，达到最佳脱硫效果。
如果超过此上限，即使加大浆液循环量喷淋，加强除雾器冲洗，仍有可能排放超标，加大运行参数控制难度和风险。
烟气二氧化硫的浓度与燃煤硫份含量成正比，关系如公式（1），与锅炉燃烧工况有一定关系。
因此，为了提高脱硫效率，要严控燃煤的硫份含量和锅炉燃烧工况。
（1）———未脱硫时燃料的烟气理论SO2排放浓度，mg/m3；St，ar—燃料的收到基全硫含量百分率%；Qnet.ar—燃料的收到基低位发热量，kJ/kg。
1.2钙硫比的影响在石灰石-石膏湿法烟气脱硫中，烟气脱硫的钙硫比（Ca/S）是评价和反映FGD装置运行经济性的重要指标，它也是一个取决于石灰石浆液介质特性的操作参数。
影响脱硫效率因素范文
影响脱硫效率因素引言随着环境保护意识的提高，脱硫技术在燃煤电厂等工业领域中得到了广泛的应用。
脱硫技术通过去除燃烧过程中产生的二氧化硫，减少大气污染物的排放，对保护环境和改善空气质量起到了重要的作用。
然而，脱硫效率的高低直接影响着脱硫设备的运行效果和降低排放浓度的能力。
本文将探讨影响脱硫效率的因素，并分析其原因和对策。
1. 煤质煤质是影响脱硫效率的重要因素之一。
不同种类的煤炭在硫分含量和硫化物形态上存在差异，因此脱硫效率也会受到不同程度的影响。
以下是与煤质相关的几个关键因素：1.1 硫分含量硫分含量是影响脱硫效率的关键指标之一。
煤炭中的硫分主要以有机硫和无机硫的形式存在，其中有机硫含量较低，较容易脱除，而无机硫含量较高，难以脱除。
因此，煤炭硫分含量越高，脱硫效率越低。
1.2 硫化物形态煤炭中的硫化物形态也会对脱硫效率产生影响。
硫化物主要以有机硫和无机硫的形式存在，有机硫主要为有机硫酸盐和有机硫醇等形式，而无机硫主要为硫酸盐和硫化物的形式。
研究表明，有机硫酸盐相对于硫化物来说更容易被脱除，因此，煤炭中有机硫的含量越高，脱硫效率也就越高。
2. 脱硫剂脱硫剂是脱硫设备中的关键因素之一，不同的脱硫剂对脱硫效率会有不同的影响。
以下是几种常见的脱硫剂及其特点：2.1 石灰石石灰石是一种常用的脱硫剂，其主要成分是氧化钙。
石灰石脱硫工艺是利用氧化钙与二氧化硫进行反应，生成硫酸钙，从而达到脱硫的目的。
石灰石脱硫剂具有脱硫效率高、工艺简单等优点，但其脱硫效率受到反应温度、氧化钙含量、反应时间等因素的影响。
2.2 石膏石膏是石灰石脱硫后产生的副产物，也是一种常使用的脱硫剂。
石膏主要由硫酸钙组成，可以用于生产建材、化肥等。
然而，石膏脱硫效率较低，其主要原因是石膏颗粒较大，不易与二氧化硫进行充分接触，从而影响脱硫效果。
2.3 活性炭活性炭是一种具有良好吸附性能的脱硫剂。
由于活性炭具有大孔径、高比表面积等特点，能够有效地吸附二氧化硫，并将其转化为硫酸盐。
影响因素分析
影响因素分析从以上氧化风机对循环泵电流运行趋势的影响和其它因素对脱硫效率的影响的历史数据绘制成的表格可以得出，氧化空气是引起循环泵电流波动范围较大的主要原因。
浆液密度、吸收塔液位、吸收塔浆液pH值、负荷以及煤质含硫量对脱硫效率均有较大影响。
但影响脱硫效率的因素不限于上述因素，还包括浆液喷嘴垂直度，浆液喷射高度、浆液喷嘴间距、覆盖率、烟气温度、烟气流速、循环泵出力等因素。
1.1发电机功率影响负荷增加，脱硫效率短时上升，但随后逐渐减小。
这是因为负荷增加，增加的烟气量因吸收塔行程，进出口烟气量还未达到平衡，出口SO2总量低于进口SO2总量。
随着时间推移，吸收塔出口SO2总量逐渐增加，入口SO2总量保持不变，脱硫效率逐渐减小。
同时，入口SO2总量增加，浆液中的SO2量越来越多，如果吸收塔浆液容量足够，溶于浆液中的SO2量将达到一个稳定值。
如果吸收塔浆液容量不足，溶于浆液中的SO2量达到饱和溶解度，不再吸收，未被吸收的SO2量从吸收塔出口排走。
负荷增加，烟气量增加，烟气在吸收塔内的流速增加，在塔内停留的时间变短，烟气与浆液的接触时间缩短，传质不充分，吸收塔出口SO2量增加，脱硫效率呈下降趋势，最终达到一个稳定状态。
负荷减少，烟气量减少，脱硫效率应有大幅上升，但事实表明，脱硫装置上升的幅度不大，在负荷230MW时，也仅能达到96%。
这一现象说明，可能是浆液中SO2溶解度达到饱和或者是塔内存在烟气走廊的现象。
1.2氧化空气影响本套脱硫装置由于塔内氧化空气布置较特殊，氧化空气喷口至塔底间距约300mm，吸收塔液位5700mm，氧化空气从喷口喷出后需要穿越高度5400mm的浆液层，这样氧化池中的浆液将会含有大量空气，浆液循环泵抽取的浆液中也因此携带大量空气，空气经循环泵压缩变成小气泡，当其到达喷淋喷嘴出口时，由于喷嘴出口背压较低，小气泡喷出后迅速膨胀，体积扩大。
扩大后的气泡与后续浆液碰撞，减小了其势能，因而液柱垂直高度降低。
影响脱硫效率的因素(2020年整理).doc
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。
影响循环流化床锅炉炉内脱硫效率的因素及控制
脱 硫 的 最佳 温 度并 不 是一 个 常 数 ， 它 与 脱硫 剂 的 品种 、 粒径 、 煅 烧条件等有关 ， 一般控制在 ８ ０ ０ ％～ ９ ０ ０ ￣ Ｃ 之间 ， 低于 ７ ５ ０ ℃时 由于石 灰石反应 的条件 限制 ， 几乎不发生脱硫反应 。 温度太低时 ， 脱硫反应 变慢 ， 脱硫效率下降 ； 温度太高时， Ｃ ａ Ｓ Ｏ 将会分解 为 ｓ ０ ： ， 也会降低 脱硫效率 。此外 ， 也可能从燃烧效率 、 Ｃ Ｏ排放上考虑 ， 而选择高于 ８ ５ ０ ％的床 温 。据报 道 ， 德 国四家 循 环 流化 床 电站 锅 炉 的满 负 荷额 定 运 行 床温 都 在 ８ ５ ０ — ８ ９ ０ ｃ ｃ 范 围内 。
脱 硫 反应 过 程 ：
Ｃａ ＣＯ３ － － － － ￣ Ｃａ Ｏ＋Ｃ０２ Ｓ ＋０２ － － － ￣ Ｓ ０２ Ｃａ Ｏ＋Ｓ Ｏ２ ＋１ ／ ２０２ － － ￣ Ｃａ Ｓ０４
３影 响循 环 流化 床 锅炉 炉 内脱 硫 效 率 的 主要 因素 影 响循 环 流 化床 锅 炉 炉 内脱 硫 效 率 的 因素 比较 多 ， 主 要 由脱 硫 剂 特 性 及粒 度 、 床 层 温 度和 钙 硫 比 ， 此外 还有 物 料 流化 速度 、 循 环 倍 率 以及煤种 、 石灰石输送 系统等因素决定 。控制好这些因素就 可以 大大提高循环流化床锅炉炉内脱硫效率 。 ３ ． １脱 硫剂 的特 性 作为脱硫剂 ， 石 灰 石 主 要 有 以下 几 个 特 性 ： 反应 活性 、 化 学 组 成、 煅烧产物 Ｃ ａ Ｏ的 比表 面 积 、 孑 Ｌ 隙率 、 孔 径分 布 和 孑 Ｌ 隙结 构 等 。而 对 脱 硫影 响较 大 的是 石 灰 石反 应 活 性 。 反应 活 性 高 ， 则 在 表 面 吸收 二 氧 化 硫 的反 应 较 为容 易 。 石 灰 石反 应 活 性受 石 灰 石 的成 分 和 内部 微 观 结 构 等影 响 。 因此 要 提高 脱 硫 剂 的活 性就 应 对 其化 学 反 应性 能 进行分析， 尽可能选取高反应活性的石灰石。 ３ ． ２ 石 灰石 粒 度
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影响湿法烟气脱硫效率的因素及运行控制措施孙国柴福东张成立[摘要]从烟气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。
[关键词]影响脱硫效率因素；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。
由于浆液和烟气在吸收区的接触时间非常短（仅有数秒），浆液中的CaCO3仅能中和部分已氧化的H2SO4和 H2SO3。
在此区域内，浆液中的CaCO3只有很少部分参与了化学反应，因此液滴的pH值随着下落急剧下降，其吸收能力也随之减弱。
由于在吸收区域内上部pH较高，浆液中HSO3-浓度低，易产生CaSO3·1/2H2O，随着浆液的下落，接触的SO2溶浓度越来越高，使浆液pH值下降较快，此时CaSO3·1/2H2O可转化成Ca（HSO）2。
2、氧化区内的反应过程：氧化区是指从吸收塔液面至氧化风管道下方约200mm至300mm处，该区域内的主要反应是：H+ + HSO3- +1/2O2 2H+ + SO42-CaCO3+2H+ Ca2++ H2O+CO2Ca2+ + SO42-+2H2O CaSO4·2H2O过量氧化空气均匀地喷入氧化区的下部，将在吸收区形成的未被氧化的HSO3-几乎全部氧化成H+和SO42-，此氧化反应的最佳pH值约为4至4.5，氧化反应产生的H2SO4是强酸，能迅速中和浆液中剩余的CaCO3，生成溶解状态的CaSO4，随着CaSO4的不断生成，当Ca2+、SO42-浓度达到一定的过饱和度时，结晶析出CaSO4·2H2O即石膏。
当吸收塔内浆液缓慢通过氧化区时，浆液中过剩的CaCO3含量也逐渐减少，当浆液到达氧化区底部时，浆液中剩余的CaCO3浓度降到最低值，从此处取浆液送去脱水系统，可获得品质较高的石膏副产品。
3、中和区的反应过程在吸收塔氧化区下部被视为中和区，进入中和区的浆液中仍有未中和的H+，向中和区加入新鲜的石灰石浆液，中和剩余的H+，提高浆液的pH值和浆液的活性，使浆液在进入下一循环过程中，能重新吸收SO2，该区域发生的主要化学反应是：CaCO3+2H+ Ca2++ H2O+CO2Ca2+ + SO42-+2H2O CaSO4·2H2O三、影响石灰石—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SO2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SO2的含量升高时，脱硫效率将下降。
因为入口SO2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SO2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Al3+与烟气气体中带入的F-形成的络化物达到一定浓度时，会吸附在CaCO3固体颗粒的表面，“封闭”了CaCO3的活性，严重减缓了CaCO3的溶解速度，造成脱硫效率的降低。
2）烟气中的HCl。
当烟气通过脱硫吸收塔时，烟气中的HCl几乎全部溶于吸收浆液中，因Cl-比SO42-的活性高（盐酸比硫酸酸性更强），更易与CaCO3发生反应，生成溶于水的CaCl2，从而使浆液中Ca2+的浓度增大，由于同离子效应，其将抑制CaCO3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SO32-，从而降低了SO2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pH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SO2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SO2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SO2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值达到一定数值后，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CaCO3的量增大，严重降低了石膏的品质。
因此pH值应控制在一个合理的范围内，目前我厂脱硫系统中循环浆液pH值控制在4.8——5.2之间，即可得到品质良好的石膏，又能保证脱硫效率不低于95%。
4、氧化空气量。
我厂脱硫系统采取强制氧化方式运行，若浆液池内氧化空气供量不足，或氧化空气进行吸收塔的位置距液面没有足够的深度，浆液中的亚硫酸盐含量将增加，即HSO3-浓度增大，当其相对饱和度较高时，会发生亚硫酸盐严重抑制作用（反应封闭）。
发生此种情况的现象是运行浆液的pH值下降，而加入石灰石浆液时，pH值也没有明显提高，脱硫效率下降，浆液中未反应的石灰石浓度增加。
因此运行中必须保证进入脱硫吸收塔的氧化空气量能够满足系统需求。
5、吸收系统的钙硫摩尔比（Ca/S）。
钙硫摩尔比是指每脱除1摩尔SO2所需加入系统的CaCO3摩尔数。
从理论上讲，钙硫摩尔比为1。
但是在实际运行为，保证脱硫系统运行的效率和稳定性，要保持钙硫摩尔比大于1。
因为Ca/S过低不能满足运行要求，使系统脱硫效率降低。
但是Ca/S过高，又使石膏的品质降低，浪费石灰石粉。
目前我厂脱硫系统钙硫比保持在1.03左右。
6、吸收剂石灰石的性质。
石灰石中CaCO3的含量，石灰石中CaCO3的含量若过低，含其它杂质过多，给运行带来一些问题，造成吸收剂耗量的增加，同时也使石膏的纯度下降。
吸收剂的特性不仅包括其化学成分，也包括其反应活性。
吸收剂的活性影响到吸收剂量的溶解速度和溶解度。
其活性越好，吸收SO2的能力就越强，对提高脱硫效率越有利。
石灰石粉细度的影响。
石灰石粉越细，就相对增加了石灰石溶解的表面积，其直接影响到循环浆液的运行pH值，因此，石灰石越细，对脱硫效率的提高就越有利。
另外，影响烟气脱硫效率的因素还有烟气流速，烟气流速越快，提高了浆液液滴下降时的扰动，能够促进烟气中SO2与浆液的反应速度，对提高脱硫效率越有利；循环浆液的密度对脱硫效率也有一定影响，当循环浆液的密度过高时，浆液中所含Ca2+也相对较高，影响了CaCO3的离解，同时也减小了烟气中SO2与浆液液体的接触面积。
因此循环浆液的浓度过高对提高烟气脱硫效率是无益的，在运行中，应加强对循环浆液浓度的控制。
当然，烟气通过脱硫吸收塔时，所发生的化学反应和物理传质过程是复杂的、紊乱的，其反应现象和反应过程并不局限于此，并且三个区域之内的反应也不是单一的。
四、烟气脱硫系统运行中主要控制措施1、加强对烟气含尘量的控制。
经前面分析，烟气中含尘浓度高时，会因烟气中各种惰性物质的存在造成石灰石颗粒反应闭塞，将严重制成脱硫效率的下降。
此外，烟气含尘浓度高时，还会加大循环浆液对设备和管道的磨损。
因此，在运行中，应确保烟气脱硫系统上一级设备——静电除尘器的高效运行，保证除尘效率大于99.5%，脱硫系统入口烟尘含量小于300mg/Nm3。
2、对吸收系统水质的控制。
因烟气通过脱硫吸收塔时，烟气中的HCl溶于吸收浆液中，造成浆液中Cl-含量高，造成脱硫效率的降低。
因此，应降低浆液中Cl-的含量。
Cl-主要以CaCl、MgCl、NaCl、KCl以及其它金属氯化物的形式存在。
要除去循环浆液中的Cl-，就要加强对脱硫系统废水处理的运行维护，保证循环浆液中氯离子的有效去除和排出。
3、对循环浆液pH值的控制。
循环浆液的pH值是运行人员控制烟气脱硫效率的主要参数，提高循环浆液的pH值可直接提高脱硫系统的脱硫效率。
pH值过低，能提高石膏的品质，但不能保证脱硫效率；而pH值过高，会造成石灰石粉的浪费，降低了石膏的品质，增加了循环浆液的密度，加大了对设备的磨损。
并且当循环浆液pH值大于5.7后，再提高pH值对提高脱硫效率影响并不大，一般运行控制pH值不大于6。
目前我厂脱硫系统循环浆液pH值控制在4.8～5.2之间。
4、提高液气比。
液气比是指吸收塔洗涤单位体积的烟气需要的循环浆液量。
在其它条件不变的情况下，增加吸收塔循环浆液量即增大液气比，脱硫效率随之升高。
在运行中，为保证脱硫效率，应适时增加浆液循环泵的运行台数。
5、保持吸收系统的钙硫摩尔比稳定（Ca/S）。
保证脱硫系统运行的效率和稳定性， Ca/S过低不能满足运行要求，使系统脱硫效率降低。