燃煤电厂湿法脱硫技术分析与研究
湿法脱硫存在的主要问题与技术探讨
湿法脱硫存在的主要问题与技术探讨摘要：经济的发展，城市化进程的加快，人们对电能的需求也逐渐增加。
在我国现代化建设阶段，燃煤电厂发挥着重要作用，也是国民经济的支柱性产业之一。
燃煤电厂的生产运作有效地满足了广大群体日常生活、生产中对电力的需求，对我国经济发展进步起到推动型作用。
燃煤发电阶段形成废水、废气等污染物，其中废水的类型较多，脱硫废水便是其中的典范。
化学沉淀是处理脱硫废水的常用方法，尽管其费用支出较少，但经该工艺处理后的污水，很难保证整体达标，污水内含盐量偏高，若未经处理直接排放很可能导致二次污染。
湿法脱硫废水零排放处理能解除如上问题，具有能耗低、环保等诸多优势。
本文就湿法脱硫存在的主要问题与技术展开探讨。
关键词：脱硫系统；问题；技术探讨；经验分享；经济运行；节能与减排引言随着环保形势的日益严格，以及《国务院关于印发水污染防治行动计划的通知》发布与执行，燃煤电厂脱硫废水零排放也成为关注重点。
脱硫废水零排放工艺是指将脱硫废水进行预处理后对废水进行采用蒸发、结晶等方法进行深度处理，达到废水零排放的目的。
1燃煤电厂脱硫废水的来源及特点在燃煤电厂，烟气污染物主要包括了二氧化硫、硫化物、氯化物、氟化物、重金属离子和烟尘等，为了防止硫化物的污染，要对含硫烟气进行脱硫处理。
按工艺特点目前主要可分湿法、半干法和干法3种烟气脱硫技术，中国烟气脱硫技术和其应用比例如图1所示，大部分燃煤电厂采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺。
湿法脱硫工艺为避免系统内污染物富集，须排放一部分废水以维持系统内污染物浓度，这部分废水主要含有大量悬浮物、过饱和的亚硫酸盐、硫酸盐以及重金属等污染物。
脱硫废水水质特点及其可能危害影响见表1。
图1中国烟气脱硫技术与其应用占比表1脱硫废水水质特点及可能危害影响2湿法脱硫存在的主要问题某公司2×330MW机组采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置，每台机组对应一座脱硫塔，烟气系统不设GGH和旁路烟道，增压风机与引风机合并设置，脱硫系统压降通过引风机克服，两台机组共用一座210m高内衬钛钢烟囱，每台机组脱硫设施原设计配置三台脱硫浆液循环泵，原脱硫设施设计脱硫出口二氧化硫排放浓度200mg/Nm3以下，为了进一步满足日益严格的污染物排放标准，2015年，通过对脱硫设施实施提效改造，目前，每座脱硫塔配置五台脱硫浆液循环泵，设计脱硫效率98.99%，在脱硫设施出口新增湿式除尘器，经过改造后，净烟气二氧化硫排放浓度达到35mg/Nm3以下，满足超低排放指标要求。
脱硫分析报告
脱硫分析报告1. 背景介绍脱硫是指对燃煤电厂等工业生产过程中排放的含硫气体进行处理，使之达到环保排放标准。
通过脱硫处理，可有效降低二氧化硫的排放量，减少空气污染。
2. 脱硫技术概述常见的脱硫技术包括湿法脱硫和干法脱硫两种。
2.1 湿法脱硫湿法脱硫是将燃煤后产生的烟气与脱硫剂进行接触反应，将二氧化硫转化为硫酸溶液，从而达到脱硫的目的。
常见的湿法脱硫工艺包括石膏法、海水脱硫法等。
2.2 干法脱硫干法脱硫是通过化学反应或物理作用，将燃烧过程中产生的二氧化硫吸附或转化为其他无害物质，实现脱硫的目的。
这种脱硫技术不需要额外添加脱硫剂，操作简便，但处理效率较低。
常见的干法脱硫技术包括活性炭吸附法、浮选法等。
3. 实验过程及结果分析本次脱硫实验采用湿法脱硫技术进行脱硫处理，具体步骤如下：1.准备实验设备和试剂：脱硫反应器、喷嘴、脱硫剂等实验设备和试剂材料。
2.通过燃烧煤炭产生脱硫气体，将脱硫气体导入脱硫反应器。
3.同时向脱硫反应器中喷洒脱硫剂，与脱硫气体进行反应。
4.将反应后的产物收集，进行分析和测试。
经过实验处理后，我们对脱硫后的产物进行了分析和测试。
测试结果显示，二氧化硫的排放浓度显著下降，达到了环保排放标准。
4. 脱硫效果评价脱硫效果的评价可以从以下几个方面进行考虑：4.1 二氧化硫去除率二氧化硫去除率是衡量脱硫效果的重要指标之一。
根据实验结果，我们计算出二氧化硫去除率为90%，说明脱硫效果良好。
4.2 脱硫处理成本脱硫处理成本包括设备设施投资、能耗成本、脱硫剂使用成本等。
通过综合评估各项成本指标，可以判断脱硫技术的经济性和可行性。
4.3 环境影响评估脱硫处理过程中会产生一定的废水和废气，对环境产生一定的影响。
评估脱硫技术对环境的影响程度，可以从污染物排放、资源利用和生态环境恢复等方面考虑。
5. 结论根据实验结果和分析，本次脱硫处理的效果良好，二氧化硫排放浓度显著下降。
脱硫技术在燃煤电厂等工业领域具有广泛的应用前景，也是保护环境、实现可持续发展的重要措施之一。
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。
干法、半干法与湿法脱硫技术的性能比较分析
干法、半干法与湿法脱硫技术的性能比较分析概述:脱硫技术是用于去除燃烧尾气中二氧化硫（SO2）的一种方法。
干法脱硫、半干法脱硫和湿法脱硫是常见的脱硫技术，它们在原理和性能方面有所不同。
本文将比较分析这三种脱硫技术的性能。
干法脱硫:干法脱硫是一种将固体吸附剂喷射到燃烧尾气中，通过吸附和反应去除SO2的方法。
其主要原理是固体吸附剂与气相中的SO2发生化学反应，将其转化为硫酸盐物质。
干法脱硫的优点是工艺简单，适用于高温燃烧尾气，但由于吸附剂的成本较高，脱硫效率相对较低。
半干法脱硫:半干法脱硫是干法脱硫和湿法脱硫的结合体，在固体吸附剂中添加一定比例的水分。
这种方法可以克服干法脱硫的脱硫效率低的问题，并能适用于不同尾气温度条件下的脱硫。
半干法脱硫相比于干法脱硫的优点是脱硫效率提高，同时工艺相对简单，但仍存在着固体湿度的控制问题。
湿法脱硫:湿法脱硫是通过喷射液态吸收剂，将燃烧尾气中的SO2吸收起来，形成硫酸盐溶液的方法。
这种方法可以达到较高的脱硫效率，适用于不同的燃烧尾气温度和湿度条件。
湿法脱硫的优点是脱硫效果好，可以将SO2的排放量降至很低水平，但同时也存在着液态吸收剂的消耗和废液处理的问题。
比较分析:在脱硫效率方面，湿法脱硫优于干法脱硫和半干法脱硫。
湿法脱硫可以达到90%以上的脱硫效果，而干法脱硫和半干法脱硫则在70%左右。
然而，湿法脱硫的成本相对较高，液态吸收剂的消耗和废液处理需要较大的投入。
在工艺简单性方面，干法脱硫是最简单的方法，其次是半干法脱硫，湿法脱硫的工艺相对复杂。
干法脱硫适用于高温尾气处理，半干法脱硫适用于不同温度条件下的处理，湿法脱硫适用于不同温度和湿度条件下的处理。
结论:根据对干法脱硫、半干法脱硫和湿法脱硫的性能比较分析，可以得出以下结论：- 干法脱硫适用于高温燃烧尾气，工艺简单但脱硫效率相对较低。
- 半干法脱硫兼具干法脱硫和湿法脱硫的优点，脱硫效率较高且工艺相对简单。
- 湿法脱硫脱硫效率最高，但成本较高，液态吸收剂消耗和废液处理需要考虑。
低碳经济环境下的燃煤电厂脱硫脱硝除尘技术
低碳经济环境下的燃煤电厂脱硫脱硝除尘技术摘要：燃煤电厂生产经营中，会产生很多的排放物，继而导致污染问题的产生。
空气污染的主要来源之一是氮氧化物、硫氧化物，而烟气脱硫脱硝技术是应用于多氮氧化物、硫氧化物生成化工工业的一项锅炉烟气净化技术，故应用该技术对环境空气净化益处颇多。
关键词：燃煤电厂；脱硫脱硝；除尘技术一、燃煤电厂脱硫脱硝除尘的意义燃煤电厂运用的传统发电技能，会产生大量的硫化物或硝化物，这对大气产生了严峻的污染效应。
燃煤电厂是我国能源消耗大户及污染物排放主要贡献者。
目前，随着我国对节能减排工作的不断深入，燃煤电厂的煤炭燃烧排放监督已愈发严格。
因而，在电厂中合理的运用烟气脱硫脱硝技能，才干完成节能环保等方针。
燃煤电厂是我国节能减排的重要控制点，为此我国环保规划中明确地提出“二氧化硫、氮氧化物”的减排方针，在此局势背景下，不仅推动了我国电厂脱硫脱硝工程的迅速开展，一起也极大地促进了电厂烟气脱硫脱硝监测分析技能的开展从而为我国电力职业可继续运作开展提供确保。
随着环境问题在全球范围内越来越突出，世界各国纷纷加大了环境管理的力度。
我国也连续制定并出台了一系列法律法规、规划、技能政策。
1.燃煤电厂的主要污染问题燃煤电厂烟尘、二氧化硫、氮氧化物等污染物大量产生，带来的环境问题日益严重，要求必须加强对脱硫、脱硝、除尘、控制重金属汞排放防治，实现可持续发展。
1.烟尘。
我国火电厂燃煤锅炉烟气烟尘技术经历了由初级到高级的发展过程，从现阶段点差除尘器的应用情况来看，燃煤电厂的除尘技术主要有电除尘、袋式除尘和改造后的电袋合一除尘。
目前，电除尘仍是我国电力主流除尘工艺。
当前大多数燃煤电厂煤种复杂、混烧劣质煤情况突出，烟尘工况条件较为恶劣，而电除尘器对烟尘特性较为敏感，煤质变化等原因均会降低除尘效率。
2.粉尘污染。
火力发电厂的发电会产生大量粉尘，进入大气后会危害人眼和呼吸道，直接危害人的身体健康。
比如很多粉尘中都含有大量焦油，人吸入粉尘后容易引发支气管炎甚至肺癌。
燃煤电厂各种干法半干法湿法脱硫技术及优缺点汇总
燃煤电厂各种干法、半干法、湿法脱硫技术及优缺点汇总目前，湿法烟气脱硫技术最为成熟，已得到大规模工业化应用，但由于投资成本高还需对工艺和设备开展优化；干法烟气脱硫技术不存在腐蚀和结露等问题，但脱硫率远低于湿法脱硫技术，一般单想电厂都不会选用，须进一步开发基于新脱硫原理的干法脱硫工艺；半干法脱硫技术脱硫率高，但不适合大容量燃烧设备。
不同的工况选择最符合的脱硫方法才会得到最大的经济效益，接下来根据电厂脱硫技术的选择原则来分析各种工艺的优缺点、适用条件。
电厂脱硫技术的选择原则：1、脱硫技术相对成熟，脱硫效率高，能到达环保控制要求，已经得到推广与应用。
2、脱硫成本比较经济合理，包括前期投资和后期运营。
3、脱硫所产生的副产品是否好处理，最好不造成二次污染，或者具有可回收利用价值。
4、对发电燃煤煤质不受影响，及对硫含量适用范围广。
5、脱硫剂的能够长期的供给，且价格要低廉一、干法脱硫干法脱硫工艺工艺用于电厂烟气脱硫始于20世纪80年代初。
传统的干法脱硫工艺主要有干法喷钙脱硫工艺、荷电干法吸收剂喷射脱硫法、电子束照射法、吸附法等。
传统的干法脱硫技术有工艺简单投资少，设备简占地面积小且不存在腐蚀和结露，副产品是固态无二次污染等优点，在缺水地区优势明显。
但是脱硫效率很低，一般脱硫效率只能到达70%左右，难以满足排放要求。
干法喷钙脱硫工艺工艺介绍磨细的石灰石粉通过气力方式喷人锅炉炉膛中温度为900〜1250。
C的区域在炉内发生的化学反应包括石灰石的分解和煨烧，S02和SO3与生成的Cao之间的反应。
颗粒状的反应产物与飞灰的混合物被烟气流带人活化塔中；剩余的CaO与水反应，在活化塔内生成Ca(OH)2,而Ca(OH)2很快与S02反应生成CaSo3,其中部分CaSO3被氧化成CaSo4；脱硫产物呈干粉状，大部分与飞灰一起被电除尘器收集下来，其余的从活化塔底部分离出来从电除尘器和活化塔底部收集到的部分飞灰通过再循环返回活化塔中。
燃煤电厂湿法脱硫废水中汞的处理研究进展
燃煤电厂湿法脱硫废水中汞的处理研究进展张鹏;赵毅【摘要】Based on the research literature at home and abroad, the adsorption method, micro electrolysis-coagulation precipitation, chemical precipitation of mercury removal in wastewater were discussed, aiming at desulfurization in coal-fired power plant waste water treatment of the existing process conditions, chelating precipitation to remove mercury ion was put forward, and the characteristics and research status of new heavy metal chelating agent were studied. The DTCR, as a new type of heavy metal chelating agent to remove mercury ions, has the highest efficiency and other heavy metal ions for DTCR removal of mercury ions minimal impact.%基于国内外研究文献，简要论述了吸附法、微电解-混凝沉淀法、化学沉淀法在废水中汞离子的去除中的应用，针对燃煤电厂脱硫废水处理现有的工艺条件，提出螯合沉淀法去除其中的汞离子，并列举出了新的重金属螯合剂的特点及其研究现状。
其中DTCR作为新型的重金属螯合剂去除汞离子等重金属离子不但具有最高的效率而且其他离子对于DTCR去除汞离子影响最小。
石灰石(石灰)湿法脱硫技术
石灰石（石灰）湿法脱硫技术湿法脱硫中所应用的脱硫系统位于烟道的末端，脱硫过程中的反应温度低于露点，因此，脱硫后的烟气需要进行加热处理才能排出。
由于脱硫过程中的反应类型为气液反应，其脱硫效率和所用脱硫添加剂的使用效率均较高，因此，在许多大型燃煤电站中都已建成使用。
一、石灰石（石灰）湿法脱硫技术概述根据最新的技术统计资料显示，到目前为止投入使用的脱硫技术种类已经超过200种，在形式多样的脱硫技术中，湿法脱硫技术是应用范围最广、脱硫效率最高的一种应用技术，占脱硫设备总装机量的80%以上，始终占据着脱硫技术领域的主导地位。
石灰石（石灰）湿法脱硫技术作为最成熟的一种脱硫技术，其脱硫效率可到90%以上，成为效果最显著的脱硫方法。
石灰石（石灰）湿法脱硫技术经过几十年的发展，已被应用于600MW 烟气单塔的烟气处理系统中，脱硫剂的利用效率基本稳定在95%以上，反应过程所消耗的电能不足电厂出力的1.5%，与十多年前的脱硫系统相比，在脱硫成本轻微上升的条件下脱硫效果却得到了质的飞跃。
二、石灰石（石灰）湿法脱硫技术的应用原理（一）工艺流程石灰石（石灰）湿法脱硫技术的基本过程是：烟气经锅炉排出后进入除尘器，之后进入脱硫塔，脱硫塔内的石灰石浆液与烟气中的SO2进行气液反应，生成CaCO3和CaCO4。
在反应之后的浆液中充入氧气，可将CaCO3氧化成CaCO4和石膏，石膏经脱水处理后可作为脱硫反应的副产品被回收利用。
工业实践中采用最多的脱硫塔方式是单塔，在单塔中可完成脱硫反应的全过程，脱硫成本和运行费用也更低。
（二）反应过程烟气中的SO2在脱硫塔内的反应过程可用下面两个方程表示，其中，第二个反应过程中生产的CaSO3会被烟气中的氧气氧化生成CaSO4，形成副产品被回收利用。
SO2+CaCO3—CaSO3+CO2 石灰石浆液（1）SO2+Ca（OH）2—CaSO3+H2O 石灰浆液（2）（三）脱硫效率脱硫效率受到诸多因素的影响，其中，脱硫塔中的pH值对脱硫效率会产生较大的影响。
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燃煤电厂湿法脱硫技术分析与研究
发表时间：2019-03-27T11:19:39.597Z 来源：《基层建设》2018年第35期作者：李博
[导读] 摘要：我国作为世界上燃煤发电机组最多的国家，在环保要求越来越严格的今天，加强电厂SO2等排放控制刻不容缓，随着高效、安全、稳定的石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术的应用，为电厂SO2的减排提供了保障。
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摘要：我国作为世界上燃煤发电机组最多的国家，在环保要求越来越严格的今天，加强电厂SO2等排放控制刻不容缓，随着高效、安全、稳定的石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术的应用，为电厂SO2的减排提供了保障。
通过对石灰石-石膏湿法脱硫的工艺原理、脱硫技术的研究分析。
关键词：燃煤电厂；湿法脱硫；技术分析
当前，燃煤电厂的脱硫工艺和脱硫技术主要分为三类：燃烧前脱硫——原煤净化、燃烧中脱硫——流化床燃烧和炉内喷吸收剂、燃烧后脱硫——烟气脱硫。
在电厂领域，脱硫应用最广的技术的是石灰石—石膏湿法脱硫，该工艺适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，脱硫效率可达到95%以上。
一、石灰石石膏法湿法脱硫技术
其中，FGD技术中的湿法-石灰石石膏法脱硫技术，由于其脱硫效率高，吸收剂利用率高，对煤种的适应性好，吸收剂来源广、价格低，工艺成熟，可用率高，脱硫副产物便于综合利用等优点，成为国内大部分电厂采用的脱硫技术。
该技术以石灰石浆液为吸收剂，在吸收塔中与烟气反应，与烟气中的二氧化硫反应，最终生成副产物石膏。
一套典型石灰石石膏法脱硫装置一般由烟气系统，二氧化硫吸收系统，吸收剂制备与供给系统，石膏脱水系统，工艺水工业水系统，排放系统等组成。
由于环保标准日益提高，国家对电厂排放烟气中的二氧化硫总量的限值越来越低，这对脱硫装置的提出了更多要求。
很多情况下要求脱硫装置的脱硫效率达到97.5%甚至99%以上。
传统的石灰石石膏法脱硫为单机循环，即烟气通过吸收塔与循环浆液进行一次接触。
当需要提高脱硫效率时，通常的措施为增加浆液与烟气的接触时间以及增大喷淋量，然而当系统的脱硫效率增加97.5%以上或者使用很高含硫量的煤种时，单级循环的脱硫系统随着效率的逐渐增加变得越来越不经济和不稳定。
二、石灰石-石膏湿法脱硫工艺的主要系统及设备
石灰石-石膏湿法脱硫工艺系统主要包括：烟气系统、SO2吸收系统、吸收剂制备系统、石膏脱水系统、工艺水系统、废水处理系统、电气及自动控制系统。
主要设备包括：引风机、烟气挡板门、回转式换热器（GGH）、吸收塔、除雾器、喷淋管、氧化风机、循环浆泵、石灰石破碎机、湿式球磨机、石灰石浆液旋流器、石膏浆液旋流器、真空皮带脱水机、石膏炒制及制板设备等。
锅炉排出的烟气经电除尘器（ESP）除尘处理后，经引风机进入与烟囱相连的水平烟道，通过引风机升压后进入吸收塔，烟气在吸收塔内脱硫净化，经除雾器除去雾滴后，经烟囱排入大气环境。
吸收塔系统是整个FGD的核心部分，SO2、SO3、HF和HCl在吸收塔内被脱除和氧化，石膏也在吸收塔内结晶和生成。
吸收塔为空塔结构，通过对浆液浓度、pH值进行优化，以减少压力损失，降低引风机电耗。
三、基于石灰石石膏法脱硫的双循环脱硫技术
1、双循环工艺介绍
与传统的单级循环灰石石膏法脱硫技术不同的是，双循环技术中，烟气经过两个不同的循环过程和石灰石反应后得到净化：
Quench循环（一级循环）
Absorber循环（二级循环）
每个循环回路有不同的化学反应过程，固体浓度，固体类型和pH值：
Quench循环pH值=4.5-5.3
Absorber循环pH值=5.8-6.4
氧化空气被鼓入到Quench循环，在较低的pH值下，有利于氧化过程。
氧化空气同时也被鼓入到Absorber循环，以避免结垢。
石膏浆液只从pH值较低的一级循环排出，能得到较高品质的石膏。
双循环工艺根据循环反应的吸收塔数量的不同分为双塔双循环和单塔双循环工艺两种，后者两次循环均在一个吸收塔内完成，二级循环的浆液通过塔中的托盘收集，送入塔外另设的AFT浆池中，再通过AFT循环泵打入吸收塔完成循环。
2、双循环工艺的优点
①SO2的大范围变化有很好的适应性；尤其适用于含硫量较高的煤质或者脱硫效率要求>97％的FGD系统；②能适应烟气中二氧化硫的较大偏差和快速变化；③在Quench循环中，烟气能够得到预处理；④降低烟气中含尘量；⑤降低HCl和HF含量——有利于箱罐材质选择；⑥每个循环的控制都是独立的，并且易于优化和快速调整。
对于一些不利的运行工况，能够迅速反应：（燃料变化）（负荷变化）；
⑦在Quench循环由于pH值较低4-5，能够保证脱硫剂的溶解吸收过程，并生成高品质的石膏。
在Absorber循环由于pH值较高>6，能够保证非常高的脱硫效率和较低的液气比，大幅降低循环泵的能耗；⑧每个循环的化学反应都是独立控制的，能够允许使用品质较差的脱硫剂及粒径较大的石灰石粉；⑨石灰石输送给料系统比较简单，易于操作控制。
四、石灰石-石膏湿法脱硫技术研究
影响石灰石-石膏湿法脱硫装置运行效果的因素主要包括洗涤浆液的pH值、液气比、烟气流速和烟气温度等。
为了改善石灰石-石膏湿法脱硫装置的运行状况，有必要加强对相关技术参数的探究。
1、合理控制洗涤浆液的pH值
烟气吸收塔内的洗涤浆液pH值对二氧化硫的吸收率、脱硫设备的使用寿命、设备腐蚀程度等有着至关重要的影响，在湿法脱硫装置运行过程中，洗涤浆液的pH值不断发生变化，有必要加强对洗涤浆液pH值的控制以保证湿法脱硫装置的运行。
在湿法脱硫工程实践中，洗涤浆液的pH值通常控制在5——6范围内，pH值高能够提高二氧化硫的吸收率，但会导致生成的石膏溶液中石灰石含量偏高，造成原料浪费，pH值低能够促使石灰石的溶解，但会降低二氧化硫的吸收率，因此在实际脱硫过程中应合理控制pH值。
2、合理控制液气比
液气比是指吸收塔内单位体积的烟气量与浆液喷淋量的比值，用于确定吸收酸性气体所需的面积。
在湿法脱硫装置运行过程中，可通
过采取增大液气比的方式增大喷淋密度，以此增大烟气与浆液的接触面积，提高系统的脱硫效率，但是增大液气比会导致泵的流量过大，增大烟气的流动阻力，为了保证烟道内烟气的稳定流动，就得增大引风机的电耗，造成运行成本。
因此，在实际脱硫过程中应合理控制液气比。
3、合理控制烟气流速和烟气温度
在石灰石-石膏湿法脱硫装置的运行过程中，合理增大烟气的流速可以降低喷淋液滴的下沉速度，提高单位体积烟气内的浆液含量，增大烟气与浆液的传质接触面积，从而提高系统的脱硫效率，但若烟气流速过大，会导致雾沫含量过大，降低除雾效果，在石灰石-石膏湿法脱硫工程实践中，通常控制烟气的流速在2.6——3.5m/s范围内。
此外，当烟气温度较低时有利于提高烟气中二氧化硫的吸收率，为此，工程上通常控制脱硫烟气的温度在100℃以下以保证脱硫效率。
4、湿法脱硫技术存在问题及改善方法
4.1湿法石灰石法的结晶结构问题
当反应副产物的生成量大于反应物的时候，石灰石便不再进行吸收反应，反而会生成固体结晶吸附在管道壁面上或者，沉积在设备底部。
为了改善此类现象的发生，出现了强制氧化的工艺。
通过强制氧化的作用使副产物亚硫酸钙生成硫酸钙，从而避免发生结晶结垢的现象。
4.2溶液呈酸性所带来的腐蚀安全问题
由于反应生成液，是呈酸性的，所以难以避免会有腐蚀现象的发生。
因此，如何控制好腐蚀的进行速度，选用更好的耐腐蚀材料。
是如何将安全生产以及工艺效果结合在一起的重要一步。
总结
吸收塔入口SO2浓度越高，则双循环方案的优势越明显；而当入口浓度设计值低于2500mg/Nm3（燃煤含硫约1%），则双循环的优势将慢慢失去，如果低2000mg/Nm3，则单循环的优势反而会显现。
对于脱硫效率要求很高的脱硫系统，是双循环可靠的脱硫方法，对于FGD入口高浓度的SO2脱除，双循环是一种最有效的脱硫系统。
双循环技术非常适用于高含硫煤和高脱硫效率的改造工程。
能有效的利用原有脱硫装置，避免了重复建设和资源浪费。
参考文献
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