適應范圍：石灰石-石膏濕法脫硫系統

目前石灰石-石膏濕法脫硫工藝，存在的典型問題包括：GGH和除霧器積灰、結垢堵塞，造成增壓風機電耗上升，脫硫運行周期短；對于采用液柱噴淋塔的脫硫系統，吸收塔內末級噴淋管道及噴嘴經常發生堵塞，影響脫硫效率，為滿足煙氣SO2排放標準，被迫增開漿液循環泵，脫硫耗電率增加；脫硫廢水系統運行困難甚至無法運行，廢水處理費用高等。

在滿足SO2達標排放的前提下，通過吸收系統運行優化、煙氣系統運行優化、增壓風機與引風機串聯運行優化、公用系統（制漿、脫水等）運行優化達到脫硫系統穩定運行及節電目的。

《燃煤電廠節能降耗技術推廣應用目錄》中提出了脫硫系統運行優化措施，其它優化措施與案例還有：

1入爐煤含硫量摻配

在全年入爐煤含硫量可控的前提下，要通過精心制定摻配煤措施，保持入爐煤含硫量均勻，避免局部時段SO2排放超標；特別在高負荷時段，通過降低入爐煤含硫量，創造條件少運行漿液循環泵。

應用案例：楊柳青熱電廠針對四期脫硫系統增容改造后電耗增加和摻燒褐煤過程中SO2排放容易超標的問題，組織專業人員對脫硫設計資料中“SO2-Sar”的關系進行辨析、修正，得出符合實際情況的脫硫入口煙氣“SO2濃度-Sad/Cad”新的準則關聯式，確定最佳入爐煤硫份，提出《配煤摻燒與達標排放研究報告》，編制《配煤計算器》，制定《二氧化硫達標排放控制措施》，同時對四期脫硫系統四臺漿液循環泵運行方式進行優化組合，取得良好效果。

2原、凈煙氣CEMS測點優選比對
部分電廠使用便攜式煙氣分析儀對脫硫吸收塔進、出口SO2含量進行實測，判斷吸收塔的真實脫硫效率，分析CEMS測量準確性，及時做好CEMS測點的標定工作。同時，發現由于煙氣流場分布不均，CEMS探頭的安裝位置對脫硫效率指標有較大影響，通過試驗、比對，優選CEMS測點位置，使脫硫效率指示達到最優值，為實現達標排放和停運漿液循環泵創造了條件。

3使用脫硫添加劑
脫硫添加劑具有表面活性，催化氧化，促進SO2的直接反應，加速CaCO3的溶解，促進CaSO3迅速氧化成CaSO4，強化CaSO4的沉淀，降低液氣比，減少鈣硫比，減少水分的蒸發等作用。經許多電廠使用，證明在相同工況下，使用添加劑后能明顯提高脫硫效率。部分電廠將脫硫添加劑作為日常運行的常規控制手段，在入爐煤含硫量不超過0.8%的情況下，能做到大部分時段保持兩臺漿液循環泵運行，大大降低了脫硫廠用電率，增加上網電量所取得的效益遠超過添加劑的使用成本。

4防止GGH結垢、堵塞，降低GGH漏風

GGH積灰結垢問題目前仍沒有從根本上得到解決，是困擾脫硫系統長周期安全經濟運行的主要因素。煙氣流速對GGH堵塞有較大影響，當鍋爐存在氧量高、尾部煙道漏風率大、排煙溫度高、除塵器效果差（煙塵含量高）等情況時，煙氣容積流量和攜帶煙塵增加，流速增加造成漿液攜帶量增加，會加劇GGH堵塞。在設法降低煙氣流速、提高除塵效率的同時，還應在GGH吹灰、沖洗等方面采取措施：

1）根據GGH差壓，優化吹灰：
a.正常運行滿負荷時GGH單側差壓小于設計值，吹灰頻率為8小時一次，每次吹灰時間不少于一個來回行程。
b.正常運行滿負荷時GGH單側差壓大于1.2倍設計值，每班要及時增加1-2次吹灰。若GGH單側差壓繼續升高，要及時投入GGH蒸汽連續吹灰。
c.吹灰壓力為1.0-1.2MPa，最高蒸汽吹灰壓力不得大于1.3MPa。
2）高壓水沖洗：
a.正常運行滿負荷GGH單側差壓達到1.5倍設計值時，及時進行在線高壓水沖洗，沖洗頻率為8小時一次。高壓水沖洗時同時投入連續蒸汽吹灰，觀察GGH差壓有降低趨勢時，繼續執行以上操作。
b.高壓沖洗水壓力為10.5-12MPa（壓力低于10MPa沖洗效果不好；陽邏等電廠達到15MPa，沖洗效果較好），但不要高于15MPa，否則可能對搪瓷傳熱元件造成較大傷害。

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