湿法脱硫工艺对燃煤电厂烟气中SO2去除效率的影响因素分析

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。

影响湿法烟气脱硫效率的因素分析摘要：近年来，影响湿法烟气脱硫效率的因素得到了业内的广泛关注，研究其相关课题有着重要意义。

本文首先对相关内容做了概述，并结合相关实践经验，分别从运行参数的影响，以及入口烟气参数的影响等多个角度与方面，就影响湿法烟气脱硫效率的因素展开了研究，阐述了个人的看法与认识，望有助于湿法烟气脱硫相关工作的实践与开展。

关键词：湿法；烟气脱硫；效率；影响因素1前言作为一项要求较高的实践性工作，湿法烟气脱硫的特殊性不言而喻。

该项课题的研究，将会更好地提升对湿法烟气脱硫效率影响因素的分析与掌控力度，从而通过合理化的措施与途径，进一步优化湿法烟气脱硫工作的最终整体效果。

2石灰石-石膏湿法脱硫工艺过程某电厂烟气脱硫工艺系统主要有7个子系统：石灰石制浆系统、烟气系统、SO2吸收系统、石膏脱水及储运系统、排空系统、工艺水系统和压缩空气系统组成。

2.1石灰石制浆系统该系统主要功能是将满足粒度要求的石灰石块卸入石灰石仓和制备脱硫所需的石灰石浆液。

2.2烟气系统该系统主要功能是将锅炉原烟气经过气气换热器（GGH）换热降温后引入吸收塔，将脱硫后的净烟气经过GGH换热升温后引入烟囱排放。

2.3SO2吸收系统该系统主要功能将引入的锅炉原烟气在喷雾吸收塔内通过吸收塔浆液的喷雾洗涤去除大量的SO2，脱硫反应生成的脱硫产物在吸收塔浆池中被通入的氧化空气强制反应生成硫酸钙并在浆池中结晶生成二水石膏。

石膏浆液通过石膏浆液排除泵送入石膏脱水系统，吸收塔脱硫率在设计煤种BMCR工况下可达95%以上。

2.4石膏脱水及储运系统该系统主要功能将由石膏浆液排除泵的浆液进行脱水以制成所需品质的石膏。

吸收塔内的石膏浆液通过石膏浆液排出泵送入石膏浆液旋流站浓缩，浓缩后的石膏浆液（含固量约为700gL）全部送入石膏浆液缓冲箱，再由石膏浆液输送泵送至真空皮带脱水机进行脱水。

脱水后表面含水率小于10%的石膏由皮带输送机送入石膏储存间存放待运。

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。

浅谈湿法脱硫技术问题及脱硫效率湿法脱硫技术是指利用液态吸收剂对烟气中的二氧化硫进行吸收，并通过化学反应将其转化为硫酸盐的一种脱硫方法。

在大气污染治理中，湿法脱硫技术被广泛应用于燃煤发电厂、钢铁厂等工业领域，以减少二氧化硫对环境的污染。

湿法脱硫技术在应用过程中也存在着一些问题，特别是脱硫效率的稳定性和提高脱硫效率的技术难题。

湿法脱硫技术的脱硫效率问题是影响其应用效果的重要因素之一。

脱硫效率受到多种因素的影响，如烟气中二氧化硫的浓度、温度、湿度、吸收剂的种类和浓度、吸收塔的结构和操作条件等。

二氧化硫的浓度是影响脱硫效率的主要参数之一，通常情况下，烟气中二氧化硫浓度越高，脱硫效率也越高。

但是在实际应用中，烟气中的二氧化硫浓度并不是固定不变的，而是受到燃料成分、燃烧工艺等因素的影响，因此湿法脱硫技术需要保持稳定的脱硫效率，才能够有效地达到治理大气污染的目的。

脱硫效率的稳定性是湿法脱硫技术需要重点解决的问题之一。

在实际应用过程中，湿法脱硫技术存在着脱硫效率波动大、难以维持稳定的问题。

这主要是由于烟气中二氧化硫浓度的波动、吸收剂的循环和补充不足等原因所导致的。

为了提高湿法脱硫技术的脱硫效率和稳定性，需要从吸收剂的选用、循环循环和控制系统等方面进行技术改进和优化。

针对上述问题，可以通过以下途径来提高湿法脱硫技术的脱硫效率和稳定性：1. 吸收剂的优化选择。

不同种类的吸收剂对二氧化硫的吸收效果有所不同，钙基、钠基、氨基等不同种类的吸收剂在不同的工况下都有其适用性。

在实际应用中，需要根据燃料成分、燃烧工艺和烟气特性选择合适的吸收剂，并注意吸收剂的浓度和循环方式。

2. 脱硫系统的优化设计。

合理设计和选用脱硫系统的各项设备和管路，优化系统结构，减少对脱硫效率的影响，同时根据实际情况选择合适的控制策略，确保系统稳定运行。

3. 提高操作管理水平。

加强现场操作人员的培训和管理，确保脱硫系统的正常运行，及时发现、处理系统运行中的异常情况，保持系统的稳定工作状态。

浅谈湿法脱硫技术问题及脱硫效率
湿法脱硫技术是一种常用的烟气脱硫方法，广泛应用于燃煤电厂、工业锅炉等领域。

这种技术通过在烟气中喷入碱性吸收剂，使二氧化硫与吸收剂反应生成硫酸盐，从而达到
脱硫的目的。

在实际运行过程中，湿法脱硫技术还存在一些问题，限制了其脱硫效率的提高。

湿法脱硫技术的脱硫效率受到烟气温度的影响。

较高的烟气温度会降低吸收剂与二氧
化硫的接触效率，从而降低脱硫效率。

在设计湿法脱硫装置时，需要考虑降低烟气温度，
提高脱硫效率。

湿法脱硫技术对烟气流速也有一定的要求。

过高的烟气流速会导致吸收剂不够充分地
与二氧化硫接触，造成脱硫效率低下。

需要在湿法脱硫装置中设置合适的流速控制装置，
确保烟气流速在适宜的范围内。

湿法脱硫技术还存在着吸收剂的损耗问题。

在脱硫过程中，由于吸收剂与二氧化硫反
应生成硫酸盐，从而损耗了吸收剂。

这就需要考虑对吸收剂的补给和循环利用，以减少成
本和环境影响。

湿法脱硫技术还存在一些其他问题，如氧化剂的选择、反应温度的控制等。

合适的氧
化剂选择可以提高脱硫效率，而反应温度的控制可以保证反应的正常进行。

在实际应用中，需要对这些问题进行充分的研究和优化。

影响燃煤电厂湿法烟气脱硫效率的主要因素发布时间：2021-09-10T02:34:34.561Z 来源：《科学与技术》2021年第5月13期作者：樊瑞民[导读] 近年来，酸雨天气频现，环境污染问题愈发严峻樊瑞民大唐环境产业集团股份有限公司安阳项目部河南安阳 455000摘要：近年来，酸雨天气频现，环境污染问题愈发严峻，燃煤发电厂排放的烟气含有的SO2是形成酸雨等灾害天气的主要因素。

而电厂的烟道气中含硫量较高，产生的SO2超过了国家和地方规定的排放标准，加剧酸雨的形成，加剧对环境的危害，因此通过高效烟气脱硫技术控制火电厂的SO2排放对于改善我国的大气环境质量有着十分重要的意义。

石灰石—石膏法脱硫工艺是世界上应用最广泛的一种脱硫技术，目前燃煤火力发电厂采用的烟气脱硫装置约90%采用此工艺。

关键词：湿法;烟气脱硫效率;影响因素引言：石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术是目前世界上应用最为广泛、工艺最为成熟、适应能力最强的火力发电机组烟气脱硫技术。

该文主要介绍湿法烟气脱硫技术,通过阐述了电厂对湿法烟气脱硫的工艺过程,重点描述了影响湿法烟气脱硫效率的主要因素,对实际脱硫系统的优化运行及提高脱硫效率有一定的指导意义。

1湿法石灰石脱硫技术工艺概述燃煤电厂当中使用湿法石灰石技术进行脱硫的时一般情况下时采用两套FGD系统，然后为了确保两套系统的稳定运行会设置有一套公用的石灰石浆液制备系统以及会用到的脱水系统。

燃煤电厂在进行燃煤生产的时候时通过锅炉的引风机将产生的气体从锅炉当中引入到FDG系统当中，经过一系列的脱硫装置完成气体的脱离处理，经过处理之后的气体会随着烟囱进行排放。

在整个脱硫系统当中选择的主要的原料就石灰石，石灰石通过湿法的磨制会变成一定浓度的浆液传送到氧化装置的吸收塔当中，然后于气体产生的副产品会经由沉淀以及脱水处理之后变为可以利用的石膏。

2湿法石灰石烟气脱硫技术的应用原理随着我国各行各业不断的发展，一些生产会出现对环境造成一定程度的污染情况，针对这种情况的出现，我国对一些企业在环保方面提出了更高的要求。

湿法烟气脱硫装置效率低的原因及措施
1 湿法烟气脱硫装置效率低的原因
湿法烟气脱硫装置由烟气进口、湿床、反应器、出口等组成，主
要用于处理灰渣烟气中的SO2及Mile等有毒气体，其成功率直接影响
到烟气处理后的环境质量。

但是，湿法烟气脱硫装置不能满足烟气脱
硫标准，导致效率低。

主要原因如下：
（1）烟气过量：不正确的烟气进口压力设置将导致进口烟气过量，灰渣强度增加，损坏湿床内表面，影响反应器降解效率。

（2）湿床表面受损：长期高温作用下，湿床内部会形成熔化的烟尘。

当湿床内的水温超过90℃时，大量烟尘会被熔解，并且堵塞湿床
内部管道，阻碍烟气的流动，影响效率。

（3）反应器失效：反应器的运行温度太高，会形成大量无机盐沉淀，堵塞湿床内换热器管道，降低湿床及反应器效率，同时有毒气体
排放不能达标。

（4）湿床洁净度不好：由于湿床内水质不好，会使湿床反应器表
面结垢，有机物沉积较多，影响湿床的运行效率。

2 湿法烟气脱硫装置提高效率的措施
（1）合理调节烟气进口压力，以免造成烟气过量、灰渣残留太多。

（2）定期清理湿床，限制温度超过90℃，以防止湿床内烟尘熔解和堵塞反应器，使清洁度保持在最佳状态，以增强气体脱除率。

（3）定期检查湿床反应器，确保温度和清洁度达标，防止因碳酸盐沉淀造成的堵塞。

（4）每月调整湿床的投加量，防止水位变化导致的效率降低。

（5）强化湿床的供水设备，保障水质的合理性，以便湿床的有效运转，保证反应器的有效运行。

以上是湿法烟气脱硫装置效率低的原因及措施，必须关注湿法烟气脱硫装置运行状况，通过合理地运维和改进设备来提高效率。

燃煤电厂湿法烟气脱硫效率的主要因素摘要：脱硫废水烟道蒸发工艺是一个投资低，能耗少的零排放工艺，具有良好的创新意义，推广价值市场前景非常广阔，但是国内对这一技术的起步发展比较缓慢，还需要大量的研究来攻克尾部受热面的腐蚀问题。

所以每一种废水零排放技术都有各自的优势和缺陷，不同的电厂脱硫废水水质水量也有着很大区别，要综合考虑投资运行成本、经济社会效益，选择一条最适合的技术路线。

关键词：燃煤电厂；湿法烟气脱硫；效率由于燃烧产生的烟气中的有害物质所带来的环境污染和大气污染问题必须引起足够的关注和警惕，其中二氧化硫便是煤燃烧产生的主要污染产物。

目前，电厂中主要的控制技术分为燃烧前脱硫，燃烧中脱硫，燃烧后脱硫三种。

燃烧后脱硫是目前世界范围内广泛使用的一种控制SO2排放的技术，烟气脱硫的主要方法，有干法半干法烟气脱硫和湿法烟气脱硫。

烟气脱硫的原理是利用酸碱中和，酸性的SO2和碱发生中和反应，生成亚硫酸盐或者硫酸盐，起到去除烟气中的SO2的作用。

目前使用最多的碱性物质是石灰石、生石灰和熟石灰，也可以用氨和海水等其它碱性物质。

1湿法石灰石烟气脱硫技术概述湿法石灰石烟气脱硫技术原理是粉末状的石灰石与水混合形成石灰石浆液，以石灰石浆液为吸收剂实现对排放烟气中的二氧化硫进行吸收。

石灰石浆液具有液体的特性，与烟气之间的接触面大，且反应速度快，吸收率较高。

从实践经验来看，当钙硫比在1.1—1.25之间时，石灰石烟气脱硫技术的脱硫效率不低于98%。

湿法石灰石烟气脱硫分为两个阶段，分别是吸收和氧化。

首先石灰石浆液会吸收烟气中的二氧化硫，并生成亚硫酸钙，之后通过氧化作用生成硫酸钙。

这种处理方法的主要流程为：烟气从冷却塔进入，通过洗涤、降温以及增湿等可以将烟气中90%左右的烟尘除去，之后会进入到吸收塔内，在吸收塔内烟气与石灰石浆液接触完成脱硫，经过脱硫的烟气再次经过雾沫去除、加热器升温等最终排放到大气中去。

吸收过二氧化硫的石灰石浆液经氧化塔被压缩空气氧化，被氧化的石灰石浆液经过增稠、脱水等环节就可以得到产物——石膏。

浅谈湿法烟气脱硫效率的主要影响因素摘要：国内电能的主要产出方式是火力发电，过程中会燃烧大量的煤炭资源，而混杂在燃煤中的硫将会变成二氧化硫随烟气排出，进而对大气产生严重的污染。

湿法烟气脱硫是应对这一污染问题的重要技术，在火电厂中得到了广泛应用。

在实际脱硫过程中，脱硫效率往往会受到液气比、浆液PH值、钙硫比、入口烟气温度、浆液品质以及入口烟气中各物质含量等参数的影响，火电厂需要针对这些因素对脱硫过程进行合理调控，有效提升湿法脱硫系统的工作效率。

关键词：湿法烟气脱硫；脱硫效率；影响因素分析火力发电燃烧煤炭过程中产生的大量二氧化硫气体是引发酸雨的环境污染问题的重要原因，部分火电厂所排放的烟气中所蕴含的二氧化硫浓度远超国标和地标，加剧了环境污染问题。

为此，针对烟气中二氧化硫采取的湿法脱硫技术对于火力发电行业的可持续发展具有积极意义。

湿法烟气脱硫技术被广泛应用于大多数的火力发电厂，具有脱硫效率高、副产品石膏纯度高等优势。

1湿法烟气脱硫工艺的过程分析湿法烟气脱硫系统主要包含吸收塔、制浆系统、风机以及加热器等装置，其中脱硫反应主要在吸收塔中进行。

脱硫系统的工作流程为：制作作为脱硫剂的石灰石浆液，利用浆液喷淋经过吸收塔的烟气，使浆液中的碱性物质与烟气中的二氧化硫发生反应，形成硫酸钙和亚硫酸钙等物质，进而将二氧化硫气体沉淀。

在这个过程中，氧化风机可以将化学反应所需要的氧气引入浆液之中，通过搅拌操作提升反应效率并避免出现结垢问题，确保可以高效析出石膏结晶[1]。

2湿法烟气脱硫效率的主要影响因素湿法烟气脱硫过程中涉及的反应数量和介质类型较多，装置也相对复杂，系统运行效率与吸收塔对烟气中二氧化硫气体的吸收效率存在较大关联，火电厂需要结合脱硫反应的各个环节，对相关参数进行合理调控，实现对脱硫系统运行状态的优化提升，降低系统能耗磨损的同时提升脱硫效率。

下面对主要影响因素进行详细分析：2.1液气比(L/G)影响情况分析吸收塔中所喷淋的浆液含量与烟气体积之比即为液气比，液气比越大，则浆液与烟气的接触面积越大，浆液中碳酸钙等物质与烟气中二氧化硫更容易产生接触，进而不断发生化学反应，有效提升脱硫系统的工作效率。

浅析电厂烟气湿法脱硫技术问题及脱硫效率摘要：阐述了电厂烟气湿法脱硫工艺原理及存在的技术问题和处理方法，并对影响脱硫效率的主要因素进行了探讨。

关键词：湿法脱硫；技术问题；脱硫效率0 引言由工业生产造成的二氧化硫排放约占二氧化硫总排放量的80%，而其中电力工业又是工业中的排放大户。

因此，控制二氧化硫的排放，已成为电力工业环境治理的主要任务。

为此，国家环保总局与国家质量技术监督检验检疫总局颁布了《火电厂大气污染物排放标准》。

该标准对火力发电厂烟尘、二氧化硫最高允许排放标准和排放速率进行了更加科学、更加严格的规定。

对于新建电厂采用高效烟气脱硫（flue gas desulferization--简称FGD）系统显得尤为重要。

在实际生产中，如果不能针对具体情况正确处理腐蚀、结垢、堵塞等技术问题，将达不到预期的脱硫效果。

本文就烟气湿法脱硫工艺原理及日常运行中存在的技术问题、处理方法及影响脱硫效率的主要因素做如下简要探讨。

1 石灰石－石膏湿法脱硫工艺及脱硫原理阳城电厂二期工程为2×600MW亚临界燃煤机组，同期建设的烟气脱硫工程采用由日本川崎公司研发的石灰石--石膏湿法烟气脱硫技术。

阳城电厂二期机组经电除尘器四级电场处理后出来的烟气通过增压风机（BUF）进入气—气换热器（GGH），烟气被冷却后进入喷淋式脱硫吸收塔，并与吸收塔内的石灰石浆液形成逆流相混合。

浆液中的部分水分蒸发掉，烟气进一步冷却。

烟气中的酸性气体经循环石灰石浆液洗涤，可将烟气中95%以上的硫脱除。

同时还能将烟气中几乎全部的氯化氢与氟化氢除去。

在吸收塔的侧部出口，经处理的烟气穿过两级除雾器，除去悬浮液滴。

离开吸收塔以后，在进入烟囱之前，烟气再次穿过换热器，进行升温。

吸收塔出口温度一般为40～60℃，这主要取决于燃烧的燃料类型。

烟囱的最低气体温度常常按国家排放标准规定下来。

在该电厂，通过GGH的脱硫烟气（称为净烟气）之后，进入烟囱的气温设计为80℃。