适应范围：石灰石-石膏湿法脱硫系统

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。

《燃煤电厂节能降耗技术推广应用目录》中提出了脱硫系统运行优化措施，其它优化措施与案例还有：

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。经许多电厂使用，证明在相同工况下，使用添加剂后能明显提高脱硫效率。部分电厂将脱硫添加剂作为日常运行的常规控制手段，在入炉煤含硫量不超过0.8%的情况下，能做到大部分时段保持两台浆液循环泵运行，大大降低了脱硫厂用电率，增加上网电量所取得的效益远超过添加剂的使用成本。

4防止GGH结垢、堵塞，降低GGH漏风

GGH积灰结垢问题目前仍没有从根本上得到解决，是困扰脱硫系统长周期安全经济运行的主要因素。烟气流速对GGH堵塞有较大影响，当锅炉存在氧量高、尾部烟道漏风率大、排烟温度高、除尘器效果差（烟尘含量高）等情况时，烟气容积流量和携带烟尘增加，流速增加造成浆液携带量增加，会加剧GGH堵塞。在设法降低烟气流速、提高除尘效率的同时，还应在GGH吹灰、冲洗等方面采取措施：

1）根据GGH差压，优化吹灰：
a.正常运行满负荷时GGH单侧差压小于设计值，吹灰频率为8小时一次，每次吹灰时间不少于一个来回行程。
b.正常运行满负荷时GGH单侧差压大于1.2倍设计值，每班要及时增加1-2次吹灰。若GGH单侧差压继续升高，要及时投入GGH蒸汽连续吹灰。
c.吹灰压力为1.0-1.2MPa，最高蒸汽吹灰压力不得大于1.3MPa。
2）高压水冲洗：
a.正常运行满负荷GGH单侧差压达到1.5倍设计值时，及时进行在线高压水冲洗，冲洗频率为8小时一次。高压水冲洗时同时投入连续蒸汽吹灰，观察GGH差压有降低趋势时，继续执行以上操作。
b.高压冲洗水压力为10.5-12MPa（压力低于10MPa冲洗效果不好；阳逻等电厂达到15MPa，冲洗效果较好），但不要高于15MPa，否则可能对搪瓷传热元件造成较大伤害。

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