厂商 ：廊坊市廊青环保工程技术有限公司
河北 廊坊- 主营产品：
- 高效环保除雾器
- 除雾器
- 除沫器
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商品详细描述
我国的能源构成以煤炭为主，其消费量占一次能源总消费量的70％左右，这种局面在今后相当长的时间内不会改变。火电厂以煤作为主要燃料进行发电，煤直接燃烧释放出大量SO2，造成大气环境污染，且随着装机容量的递增，SO2的排放量也在不断增加。加强环境保护工作是我国实施可持续发展战略的重要保证。所以，加大火电厂SO2的控制力度 就显得非常紧迫和必要。SO2的控制途径有三个：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫、燃烧后脱硫即烟气脱硫（FGD），目前烟气脱硫被认为是控制SO2最行之有效的途径。烟气脱硫主要为干法／半干法和湿法。
2．烟气脱硫的基本原理
化学原理：
烟气中的SO2 实质上是酸性的，可以通过与适当的碱性物质反应从烟气中脱除SO2。烟道气脱最常用的碱性物质是石灰石(碳酸钙)、生石灰(氧化钙，Cao)和熟石灰(氢氧化钙)。石灰石产量丰富，因而相对便宜，生石灰和熟石灰都是由石灰石通过加热来制取。有时也用碳酸纳(纯碱)、碳酸镁和氨等其它碱性物质。
所用的碱性物质与烟道气中的SO2发生反应，产生了一种亚硫酸盐和硫酸盐的混合物(根据所用的碱性物质不同，这些盐可能是钙盐、钠盐、镁盐或铵盐)。亚硫酸盐和硫酸盐间的比率取决于工艺条件，在某些工艺中，所有亚硫酸盐都转化成了硫酸盐。
SO2与碱性物质间的反应或在碱溶液中发生(湿法烟道气脱硫技术)，或在固体碱性物质的湿润表面发生(干法或半干法烟道气脱硫技术)。
在湿法烟气脱硫系统中，碱性物质(通常是碱溶液，更多情况是碱的浆液)与烟道气在喷雾塔中相遇。烟道气中SO2溶解在水中，形成一种稀酸溶液，然后与溶解在水中的碱性物质发生中和反应。反应生成的亚硫酸盐和硫酸盐从水溶液中析出，析出情况取决于溶液中存在的不同盐的相对溶解性。例如，硫酸钙的溶解性相对较差，因而易于析出。硫酸纳和硫酸铵的溶解性则好得多。
在干法和半干法烟道气脱硫系统中，固体碱性吸收剂或使烟气穿过碱性吸收剂床喷入烟道气流中，使其与烟道气相接触。无论哪种情况，SO2都是与固体碱性物质直接反应，生成相应的亚硫酸盐和硫酸盐。为了使这种反应能够进行，固体碱性物质必须是十分疏松或相当细碎。在半干法烟道气脱硫系统中，水被加入到烟道气中，以在碱性物质颗粒物表面形成一层液膜，SO2溶入液膜，加速了与固体碱性物质的反应。
3 目前已开发应用的烟气脱硫技术
3.1湿法烟气脱硫技术
所谓湿法烟气脱硫，特点是脱硫系统位于烟道的末端、除尘器之后，脱硫过程的反应温度低于露点，所以脱硫后的烟气需要再加热才能排出。由于是气液反应，其脱硫反应速度快、效率高、脱硫剂利用率高，如用石灰做脱硫剂时，当Ca／S=1时，即可达到90%的脱硫率，适合大型燃煤电站的烟气脱硫。但是，湿法烟气脱硫存在废水处理问题，初投资大，运行费用也较高。
3.1.1石灰石/石灰抛弃法
以石灰石或石灰的浆液作脱硫剂，在吸收塔内对SO2烟气喷淋洗涤，使烟气中的SO2反应生成CaCO3和CaSO4，这个反应关键是Ca2+的形成。石灰石系统Ca2+的产生与H+的浓度和CaCO3的存在有关；而在石灰系统中，Ca2+的生产与CaO的存在有关。石灰石系统的最佳操作PH值为5.8—6.2，而石灰系统的最佳PH值约为8。
石灰石／石灰抛弃法的主要装置由脱硫剂的制备装置、吸收塔和脱硫后废弃物处理装置组成。其关键性的设备是吸收塔。对于石灰石／石灰抛弃法，结垢与堵塞是最大问题，主要原因在于：溶液或浆液中的水分蒸发而使固体沉积：氢氧化钙或碳酸钙沉积或结晶析出；反应产物亚硫酸钙或硫酸钙的结晶析出等。所以吸收洗涤塔应具有持液量大、气液间相对速度高、气液接触面大、内部构件少、阻力小等特点。洗涤塔主要有固定填充式、转盘式、湍流塔、文丘里洗涤塔和道尔型洗涤塔等，它们各有优缺点，脱硫效率高的往往操作的可靠性最差。脱硫后固体废弃物的处理也是石灰石／石灰抛弃法的一个很大的问题，目前主要有回填法和不渗透地存储法，都需要占用很大的土地面积。由于以上的缺点，石灰石／石灰抛弃法已被石灰石／石膏法所取代。
3.1.2石灰石/石膏法
该技术与抛弃法的区别在于向吸收塔的浆液中鼓入空气，强制使CaSO3都氧化为CaSO4(石膏），脱硫的副产品为石膏。同时鼓入空气产生了更为均匀的浆液，易于达到90 %的脱硫率，并且易于控制结垢与堵塞。由于石灰石价格便宜，并易于运输与保存，因而自8 0年代以来石灰石已经成为石膏法的主要脱硫剂。当今国内外选择火电厂烟气脱硫设备时，石灰石／石膏强制氧化系统成为优先选择的湿法烟气脱硫工艺。
石灰石／石膏法的主要优点是：适用的煤种范围广、脱硫效率高（有的装置Ca/S=1时，脱硫效率大于90%）、吸收剂利用率高（可大于90％）、设备运转率高（可达90％以上） 、工作的可靠性高（目前最成熟的烟气脱硫工艺）、脱硫剂—石灰石来源丰富且廉价。但是石灰石/石膏法的缺点也是比较明显的：初期投资费用太高、运行费用高、占地面积大、 系统管理操作复杂、磨损腐蚀现象较为严重、副产物—石膏很难处理（由于销路问题只能堆放）、废水较难处理。
采用石灰石／石膏法的烟气脱硫工艺在我国应用较广泛，比较典型的是重庆珞璜电厂。该厂2×360MW机组1990年引进日本三菱公司的两套石灰石/石膏法FGD系统，93年全部建成投运。其脱硫工艺主要技术参数为：脱硫效率大于95%，进口烟气SO2浓度10010mg/Nm3，石灰石年消耗量约130kt，副产品石膏纯度不低于90%，年产量约400kt，目前只有少量出售，大部分堆放在灰场。
石灰石／石膏脱硫工艺是一套非常完善的系统，它包括烟气换热系统、吸收塔脱硫系统、脱硫剂浆液制备系统、石膏脱水系统和废水处理系统。系统非常完善和相对复杂也是湿法脱硫工艺一次性投资相对较高的原因，上述脱硫系统的四个大的分系统，只有吸收塔脱硫系统和脱硫剂浆液制备系统是脱硫必不可少的；而烟气换热系统、石膏脱水系统和废水处理系统则可根据各个工程的具体情况简化或取消。国外也有类似的实践，对于不需要回收石膏副产品的电厂，石膏脱水系统和废水处理系统可以不设，直接将石膏浆液打入堆储场地。湿法脱硫工艺简化能使其投资不同程度地降低。根据初步测算，湿法脱硫工艺简化以后，投资最大幅度可降低50％左右，绝对投资可降至简易脱硫工艺的水平，并可进一步提高湿法脱硫工艺的综合经济效益。
液柱喷射烟气脱硫除尘集成技术是清华大学科研成功的烟气湿法脱硫新技术。该技术具有如下特点：脱硫效率高；初投资成本低；运行费用低；系统阻力低；脱硫产物为石膏，易于处理；脱硫剂适应性好；燃煤含硫量适应性好。
液柱喷射烟气脱硫除尘集成系统主要由脱硫反应塔、脱硫剂制备系统、脱硫剂产物处理系统、控制系统和烟道系统组成，其中液柱喷射脱硫反应塔（也可以利用水膜除尘器改造）其核心装置。如下图所示，烟气从脱硫反应塔的下部切向进入，在反应塔内上升的过程中与脱硫剂循环液相接触，烟气中SO2与脱硫剂发生反应，将SO2除去，纯净烟气从反应塔顶部排出。脱硫剂循环液由布置在脱硫反应塔下部的喷嘴向上喷射，在上部散开，落下，在这喷上落下的过程中，形成高效率的气液接触而促进了烟气中的SO2的去除，同时进一步提高除尘效率。
液柱喷射烟气脱硫装置的费用大约占电厂总投资的6％。其所能达到的技术经济指标是：脱硫率达85％以上，脱硫剂的利用率90%以上，除尘效率达95％以上；运行成本低，脱 硫成本约0.45元/公斤二氧化硫。脱硫产物主要是CaSO4，可以用作建筑材料和盐碱地的改造。该技术适用范围很广，适用于各种规模的烟气量，各种燃煤锅炉从35t/h到300MW都能适用，而且对煤的适应性很好，高、中、低硫煤都能适用。该技术还非常适用于老厂的改造。
通常，除雾器多设在吸收塔的顶部。若吸收塔出口不设置除雾器，这不仅造成SO2的二次污染，同时对烟囱的腐蚀也相当严重。所以在脱硫塔顶部净化后烟气的出口应设有除雾器，通常为二级除雾器，安装在塔的圆筒顶部或塔出口的弯道后的平直烟道上。后者允许烟气流速高于前者。对于除雾器应设置冲洗水，间歇冲洗除雾器。净化除雾后烟气中残余的水分一般不得超过100mg/m3，更不允许超过200mg/m3，否则含沾污和腐蚀GGH、烟道和风机。
1主要性能参数 (1)除雾性能 除雾性能可用除雾效率来表示。除雾效率指除雾器在单位时间内捕集到的液滴质量与进入除雾器液滴质量的比值。除雾效率是考核除雾器性能的关键指标。影响除雾效率的因素很多，主要包括：烟气流速、通过除雾器断面气流分布的均匀性、叶片结构、叶片之间的距离及除雾器布置形式等。 对于脱硫来说，目前用于衡量除雾性能的参数主要是除雾后烟气中的雾滴含量。一般要求，通过除雾器后雾滴含量一个冲洗周期内的平均值小于75mg/Nm3。该处的雾滴是指雾滴粒径大于15μm的雾滴，烟气为标准干烟气。其取样距离为离除雾器距离1-2m的范围内。 目前国内尚无脱硫系统除雾器性能测试标准,连州电厂根据美国AE公司提供的资料采用以下方法:
I在除雾器出口烟道上用烟气采样仪采集烟气,记录采样时间,同步测量烟气流速、标准干烟气量、烟温、烟气含湿量、烟气含氧量等。 II在除雾器出口,用带加热采样管和尘分离器的标准除尘设备对气体进行等速采样。采样体积为5m3,采样后用超纯水对采样管和采样设备进行反复冲洗,洗液倒入250ml容量瓶中定容。混匀后用EDTA法测定Mg2 含量。 III用稀释的高氯酸和超纯水对采样后的微纤维过滤器进行反复冲洗,洗液用慢速厚型定性层析滤纸过滤到250ml容量瓶中,定容。混匀后用EDTA法测定Mg2 含量。另取1个新的微纤维过滤器作空白样。 IV用烟尘采样仪测定吸收塔进口烟尘浓度,然后计算除雾器出口液滴质量浓度。
(2)压力降 压力降指烟气通过除雾器通道时所产生的压力损失，系统压力降越大，能耗就越高。除雾系统压降的大小主要与烟气流速、叶片结构、叶片间距及烟气带水负荷等因素有关。当除雾器叶片上结垢严重时系统压力降会明显提高，所以通过监测压力降的变化有助把握系统的状行状态，及时发现问题，并进行处理。 湿法脱硫系统除雾器的压力降一般要求小于200Pa。
2 除雾器的特性参数 (1)除雾器临界分离粒径dcr 波形板除雾器利用液滴的惯性力进行分离，在一定的气流流速下，粒径大的液滴惯性力大，易于分离，当液滴粒径小到一定程度时，除雾器对液滴失去了分离能力。除雾器临界分离粒径是指除雾器在一定气流流速下能被完全分离的最小液滴粒径。除雾器临界分离粒径越小，表示除雾器除雾能力越强。 应用于湿法脱硫系统屋脊式除雾器，其除雾器临界分离粒径在20-30μm。
(2)除雾器临界烟气流速 在一定烟速范围内，除雾器对液滴分离能力随烟气流速增大而提高，但当烟气流速超过一定流速后除雾能力下降，这一临界烟气流速称为除雾器临界烟气流速。临界点的出现，是由于产生了雾沫的二次夹带所致，即分离下来的雾沫，再次被气流带走，其原因大致是：①撞在叶片上的液滴由于自身动量过大而破裂、飞溅；②气流冲刷叶片表面上的液膜，将其卷起、带走。因此，为达到一定的除雾效果，必须控制流速在一合适范围：最高速度不能超过临界气速；最低速度要确保能达到所要求的最低除雾效率。
3 除雾器的主要设计参数 (1)烟气流速 通过除雾器断面的烟气流速过高或过低都不利于除雾器的正常运行，烟气流速过高易造成烟气二次带水，从而降低除雾效率，同时流速高系统阻力大，能耗高。通过除雾器断面的流速过低，不利于气液分离，同样不利于提高除雾效率。此外设计的流速低，吸收塔断面尺寸就会加大，投资也随之增加。设计烟气流速应接近于临界流速。根据不同除雾器叶片结构及布置形式，设计流速一般选定在3.5～5.5m/s之间。
2)除雾器叶片间距 叶片间距的大小，对除雾器除雾效率有很大影响。随着叶片间距的增大除雾效率降低。板间距离的增大，使得颗粒在通道中的流通面积变大，同时气流的速度方向变化趋于平缓，而使得颗粒对气流的跟随性更好，易于随着气流流出叶片通道而不被捕集，因此除雾效率降低。 除雾器叶片间距的选取对保证除雾效率，维持除雾系统稳定运行至关重要。叶片间距大，除雾效率低，烟气带水严重，易造成风机故障，导致整个系统非正常停运。叶片间距选取过小，除加大能耗外，冲洗的效果也有所下降，叶片上易结垢、堵塞，最终也会造成系统停运。叶片间距根据系统烟气特征(流速、SO2含量、带水负荷、粉尘浓度等)、吸收剂利用率、叶片结构等综合因素进行选取。叶片间距一般设计在20~95mm。目前脱硫系统中最常用的除雾器叶片间距大多在30~50mm。
(3)除雾器的级数 级数的增加，除雾效率增大，而压力损失也随之增大。除雾器的设计要以提高除雾效率和降低阻力损失为宗旨。因此，单纯地追求除雾效率而增加级数，却忽视了气流阻力损失的增加，其结果将使能量的损耗显著增加。现在的WFGD系统采用两级除雾系统。
(4)除雾器冲洗水压 除雾器水压一般根据冲洗喷嘴的特征及喷嘴与除雾器之间的距离等因素确定(喷嘴与除雾器之间距离一般≤lm)，冲洗水压低时，冲洗效果差。冲洗水压过高则易增加烟气带水，同时降低叶片使用寿命。一般情况下，第二级除雾器之间，每级除雾器正面(正对气流方向)与背面的冲洗压力都不相同，第1级除雾器的冲洗水压高于第2级除雾器，除雾器正面的水压应控制在2.5×l05Pa以内，除雾器背面的冲洗水压应>1.0×105Pa，具体的数值需根据工程的实际情况确定。
(5)除雾器冲洗水量 选择除雾器冲水量除了需满足除雾器自身的要求外，还需考虑系统水平衡的要求，有些条件下需采用大水量短时间冲洗，有时则采用小水量长时间冲洗，具体冲水量需由工况条件确定，一般情况下除雾器断面上瞬时冲洗耗水量约为1~4m3/h。
(6)冲洗覆盖率 冲洗覆盖率是指冲洗水对除雾器断面的覆盖程度。 式中：—冲洗覆盖率，； n—为喷嘴数量，个； h—为冲洗喷嘴距除雾器表面的垂直距离，m； a—为喷射扩散角 A—为除雾器有效通流面积，m2； 根据不同工况条件，冲洗覆盖率一般可以选在100％~300％之间。
(7)除雾器冲洗周期 冲洗周期是指除雾器每次冲洗的时间间隔。由于除雾器冲洗期间会导致烟气带水量加大(一般为不冲洗时的3~5倍)。所以冲洗不宜过于频繁，但也不能间隔太长，否则易产生结垢现象，除雾器的冲洗周期主要根据烟气特征及吸收剂确定，一般以不超过2h为宜。
除雾器性能可用除雾效率来表示,除雾效率指除雾器在单位时间内捕集到的液滴质量与进入除雾器液滴质量的比值。除雾效率是考核除雾器性能的关键指标。影响除雾效率的因素很多，主要包括：烟气流速、通过除雾器断面气流分布的均匀性、叶片结构及叶片之间的距离及除雾器布置等。运行中，除雾器叶片出现堵塞，烟气通流面积减小，流速增加，造成除雾器差压增大。另外，高流速烟气还会将大量浆液带入GGH，造成GGH换热元件堵塞，影响烟气换热，造成净烟气温度下降，使吸收塔尾部烟道及设备腐蚀速度加快。
除雾器差压是指烟气通过除雾器通道时所产生的压力损失，系统差压越大，能耗就越高。除雾系统差压的大小主要与烟气流速、叶片结构、叶片间距及烟气带水负荷等因素有关。当除雾器叶片上结垢严重时系统差压会明显提高，大唐发电厂#3号吸收塔除雾器差压最高时达314Pa（除雾器的差压一般要求小于200Pa），后来差压有所下降，分析是加强除雾器冲洗的结果，但停炉后检查除雾器，才发现除雾器片部分坍塌造成差压下降，除雾器叶片大部分已基本堵死。
除雾器除雾效果较差，净烟气带水量大，烟囱入口水平烟道排水管排水量大，造成净烟道、GGH及低泄漏风机腐蚀非常严重， 组织检修人员清理恢复，耗资大，施工风险大。因此，在运行中发现净烟道排水管排水量增大，吸收塔除雾器差压超过150 Pa时，应积极采取措施，加强除雾器冲洗，以免造成除雾器叶片大部分堵塞，给检修工作带来了困难及给系统的安全运行造成威胁。
采用波形板除雾器，波形板除雾器利用液滴的惯性力进行分离，在一定的气流流速下，粒径大的液滴惯性力大，易于分离，当液滴粒径小到一定程度时，除雾器对液滴失去了分离能力。除雾器临界分离粒径是指除雾器在一定气流流速下能被完全分离的最小液滴粒径。除雾器临界分离粒径越小，表示除雾器除雾能力越强。在一定烟速范围内，除雾器对液滴分离能力随烟气流速增大而提高，但当烟气流速超过一定流速后除雾能力下降。因此，为达到一定的除雾效果，必须控制流速在一合适范围：最高速度不能超过临界烟气流速；最低速度要确保能达到所要求的最低除雾效率。
除雾器水压一般根据冲洗喷嘴的特征及喷嘴与除雾器之间的距离等因素确定，冲洗水压低时，冲洗效果差。冲洗水压过高则易增加烟气带水，同时降低叶片使用寿命。一般情况下，第二级除雾器之间，每级除雾器正面与背面的冲洗压力都不相同，第1级除雾器的冲洗水压高于第2级除雾器，除雾器正面的水压应控制在2.5×l05Pa以内，除雾器背面的冲洗水压应>1.0×105Pa，具体的数值需根据运行的实际情况确定。选择除雾器冲水量除了需满足除雾器自身的要求外，还需考虑系统水平衡的要求，有些条件下需采用大水量短时间冲洗，有时则采用小水量长时间冲洗，具体冲水量需由工况条件确定，一般情况下除雾器断面上瞬时冲洗耗水量约为1~4 m3/h。
根据不同工况条件，冲洗覆盖率一般可以选在100％~300％之间。冲洗周期是指除雾器每次冲洗的时间间隔。由于除雾器冲洗期间会导致烟气带水量加大，另外，冲洗过于频繁，吸收塔液位也不好控制。所以冲洗不宜过于频繁，但也不能间隔太长，否则易产生结垢现象，除雾器的冲洗周期主要根据烟气特征及吸收剂确定，一般以不超过2小时为宜。
除雾器差压在冲洗后不降反升是什么原因?
１、烟气中灰尘含量高，除雾器冲洗不干净；
２、除雾器水量不足，对除雾器冲洗不充分；冲洗水硬度高，导致结垢！
３、部分向下冲洗的喷嘴堵塞，需要ＦＧＤ停运时进行清理；
４、检查冲洗水门的开度和流量。
除雾器的冲洗主要考不是压力，而是流量，把积淀在除雾器上的积灰“带”下来，以达到目的。所说的除雾器压差大是在冲洗后测得的还是冲洗时测得的，如果是冲洗时测得的那应该很正常，压损大了自然所测的压差必定大，如果是冲洗后测得的那得分析你们冲洗管的布置和冲洗的程序，在设计冲洗的程序时是插入吸收塔内的三层独立冲洗水管轮流冲洗，而不是几层或一层同时一块冲。冲洗当然是一个喷嘴、一个喷嘴的开启冲洗！若群冲的话，总流量大了，单个喷嘴的流量以及总压力不能达到保证！而且同时吸收塔的水位也比较难控制！若冲洗压力不够或水量小，导致冲洗不通，反而使得流道更狭小。
除雾器的堵塞和许多因素有关，例如： 1、烟气中粉尘含量过高。 2、除雾器设计流速较小。 3、没有及时冲洗。 4、冲洗喷嘴的布置，冲洗强度不够。等等。
除雾器的原因除雾器的选型不合理。当设计存在偏差，实际烟气流速过高时，除雾器无法达到额定的除雾效果，导致烟气夹带雾沫过多，从除雾器出来的雾沫夹带过量残余的石膏微小粒子使GGH发生堵塞
除雾器冲洗装置的设计、布置和冲洗程序不合理。
除雾器断面上流速分布不均。
冲洗水压力、流量不足。 除雾器局部堵塞，造成流速升高。
我也添加一些别的原因： 1、设计方面的原因，吸收塔设计高度不够，导致除雾器除雾效果差，浆液随烟气带出，造成GGH堵塞； 2、对于老厂改造增加的脱硫系统，由于除尘效果不好造成GGH堵塞； 3、由于吹灰器选择参数不合理，造成在机组低负荷吹扫效果好，而到了高负荷区域，则由于烟气流量增大，流速增加，不但达不到吹扫的效果，还会加速GGH的堵塞（主要是回转式的GGH）。另外，脱硫设计容量过小，以及锅炉燃烧煤种的变化带来烟气量增大导致的流速过快。
石灰石—石膏湿法脱硫石灰石盲区浅谈
石灰石盲区：
现象：原烟气SO2总量不变时增加CaCO3浆液而PH值持续降低，脱硫效率下降。
危害：脱硫效率下降达不到预期脱硫效果，污染环境；PH值降低，加剧吸收塔内部腐蚀；过量的CaCO3浆液造成原材料浪费。
原因：
1、FGD进口SO2浓度突变引起石灰石盲区；
基本机理：由于烟气量或FGD进口原烟气SO2浓度突变，造成吸收塔内反应加剧，CaCO3含量减少，PH值下降，此时若石灰石供浆流量自动投入为保证脱硫效率则自动增加石灰石供浆量以提高吸收塔的PH值，但由于反应加剧吸收塔浆液中的CaSO3?1/2H2O含量大量增加，若此时不增加氧量使CaSO3?1/2H2O迅速反应成CaSO4?2H2O，则由于CaSO3?1/2H2O可溶解性强先溶于水中，而CaCO3溶解较慢，过饱和后形成固体沉积，这种现象称为“石灰石盲区”。
2、吸收塔浆液密度高没有及时外排，浆液中的CaSO4?2H2O饱和会抑制CaCO3溶解反应；
3、电除尘后粉尘含量高或重金属成分高，在吸收塔浆液内形成一个稳定的化合物，附着在石灰石颗粒表面，影响石灰石颗粒的溶解反应，导致石灰石浆液对PH值的调解无效；
4、氧化不充分引起亚硫酸盐致盲；
5、工艺水水质差，系统中的氯离子浓度高，石灰石粉品质差，引起吸收塔浆液发生石灰石盲区。
处理：
1、若石灰石盲区发生，首先不考虑脱硫效率，暂停石灰石浆液的加入，待PH值下降至4.0左右，人工计算石灰石浆液的加入量，使PH值逐步上升，脱硫效率缓慢回升；
2、增开一台氧化风机运行；
3、若原烟气SO2含量高引起石灰石盲区，申请机组负荷降低，减少SO2量；
4、向吸收塔内补充新鲜的石灰石浆液和工艺水，一边外排吸收塔浆液或排至事故浆液箱进行置换；
5、若FGD的粉尘浓度高，调整电除尘振打方式；
6、若氯离子含量高，加强废水排放，降低吸收塔中的氯离子含量和重金属含量。
2．烟气脱硫的基本原理
化学原理：
烟气中的SO2 实质上是酸性的，可以通过与适当的碱性物质反应从烟气中脱除SO2。烟道气脱最常用的碱性物质是石灰石(碳酸钙)、生石灰(氧化钙，Cao)和熟石灰(氢氧化钙)。石灰石产量丰富，因而相对便宜，生石灰和熟石灰都是由石灰石通过加热来制取。有时也用碳酸纳(纯碱)、碳酸镁和氨等其它碱性物质。
所用的碱性物质与烟道气中的SO2发生反应，产生了一种亚硫酸盐和硫酸盐的混合物(根据所用的碱性物质不同，这些盐可能是钙盐、钠盐、镁盐或铵盐)。亚硫酸盐和硫酸盐间的比率取决于工艺条件，在某些工艺中，所有亚硫酸盐都转化成了硫酸盐。
SO2与碱性物质间的反应或在碱溶液中发生(湿法烟道气脱硫技术)，或在固体碱性物质的湿润表面发生(干法或半干法烟道气脱硫技术)。
在湿法烟气脱硫系统中，碱性物质(通常是碱溶液，更多情况是碱的浆液)与烟道气在喷雾塔中相遇。烟道气中SO2溶解在水中，形成一种稀酸溶液，然后与溶解在水中的碱性物质发生中和反应。反应生成的亚硫酸盐和硫酸盐从水溶液中析出，析出情况取决于溶液中存在的不同盐的相对溶解性。例如，硫酸钙的溶解性相对较差，因而易于析出。硫酸纳和硫酸铵的溶解性则好得多。
在干法和半干法烟道气脱硫系统中，固体碱性吸收剂或使烟气穿过碱性吸收剂床喷入烟道气流中，使其与烟道气相接触。无论哪种情况，SO2都是与固体碱性物质直接反应，生成相应的亚硫酸盐和硫酸盐。为了使这种反应能够进行，固体碱性物质必须是十分疏松或相当细碎。在半干法烟道气脱硫系统中，水被加入到烟道气中，以在碱性物质颗粒物表面形成一层液膜，SO2溶入液膜，加速了与固体碱性物质的反应。
3 目前已开发应用的烟气脱硫技术
3.1湿法烟气脱硫技术
所谓湿法烟气脱硫，特点是脱硫系统位于烟道的末端、除尘器之后，脱硫过程的反应温度低于露点，所以脱硫后的烟气需要再加热才能排出。由于是气液反应，其脱硫反应速度快、效率高、脱硫剂利用率高，如用石灰做脱硫剂时，当Ca／S=1时，即可达到90%的脱硫率，适合大型燃煤电站的烟气脱硫。但是，湿法烟气脱硫存在废水处理问题，初投资大，运行费用也较高。
3.1.1石灰石/石灰抛弃法
以石灰石或石灰的浆液作脱硫剂，在吸收塔内对SO2烟气喷淋洗涤，使烟气中的SO2反应生成CaCO3和CaSO4，这个反应关键是Ca2+的形成。石灰石系统Ca2+的产生与H+的浓度和CaCO3的存在有关；而在石灰系统中，Ca2+的生产与CaO的存在有关。石灰石系统的最佳操作PH值为5.8—6.2，而石灰系统的最佳PH值约为8。
石灰石／石灰抛弃法的主要装置由脱硫剂的制备装置、吸收塔和脱硫后废弃物处理装置组成。其关键性的设备是吸收塔。对于石灰石／石灰抛弃法，结垢与堵塞是最大问题，主要原因在于：溶液或浆液中的水分蒸发而使固体沉积：氢氧化钙或碳酸钙沉积或结晶析出；反应产物亚硫酸钙或硫酸钙的结晶析出等。所以吸收洗涤塔应具有持液量大、气液间相对速度高、气液接触面大、内部构件少、阻力小等特点。洗涤塔主要有固定填充式、转盘式、湍流塔、文丘里洗涤塔和道尔型洗涤塔等，它们各有优缺点，脱硫效率高的往往操作的可靠性最差。脱硫后固体废弃物的处理也是石灰石／石灰抛弃法的一个很大的问题，目前主要有回填法和不渗透地存储法，都需要占用很大的土地面积。由于以上的缺点，石灰石／石灰抛弃法已被石灰石／石膏法所取代。
3.1.2石灰石/石膏法
该技术与抛弃法的区别在于向吸收塔的浆液中鼓入空气，强制使CaSO3都氧化为CaSO4(石膏），脱硫的副产品为石膏。同时鼓入空气产生了更为均匀的浆液，易于达到90 %的脱硫率，并且易于控制结垢与堵塞。由于石灰石价格便宜，并易于运输与保存，因而自8 0年代以来石灰石已经成为石膏法的主要脱硫剂。当今国内外选择火电厂烟气脱硫设备时，石灰石／石膏强制氧化系统成为优先选择的湿法烟气脱硫工艺。
石灰石／石膏法的主要优点是：适用的煤种范围广、脱硫效率高（有的装置Ca/S=1时，脱硫效率大于90%）、吸收剂利用率高（可大于90％）、设备运转率高（可达90％以上） 、工作的可靠性高（目前最成熟的烟气脱硫工艺）、脱硫剂—石灰石来源丰富且廉价。但是石灰石/石膏法的缺点也是比较明显的：初期投资费用太高、运行费用高、占地面积大、 系统管理操作复杂、磨损腐蚀现象较为严重、副产物—石膏很难处理（由于销路问题只能堆放）、废水较难处理。
采用石灰石／石膏法的烟气脱硫工艺在我国应用较广泛，比较典型的是重庆珞璜电厂。该厂2×360MW机组1990年引进日本三菱公司的两套石灰石/石膏法FGD系统，93年全部建成投运。其脱硫工艺主要技术参数为：脱硫效率大于95%，进口烟气SO2浓度10010mg/Nm3，石灰石年消耗量约130kt，副产品石膏纯度不低于90%，年产量约400kt，目前只有少量出售，大部分堆放在灰场。
石灰石／石膏脱硫工艺是一套非常完善的系统，它包括烟气换热系统、吸收塔脱硫系统、脱硫剂浆液制备系统、石膏脱水系统和废水处理系统。系统非常完善和相对复杂也是湿法脱硫工艺一次性投资相对较高的原因，上述脱硫系统的四个大的分系统，只有吸收塔脱硫系统和脱硫剂浆液制备系统是脱硫必不可少的；而烟气换热系统、石膏脱水系统和废水处理系统则可根据各个工程的具体情况简化或取消。国外也有类似的实践，对于不需要回收石膏副产品的电厂，石膏脱水系统和废水处理系统可以不设，直接将石膏浆液打入堆储场地。湿法脱硫工艺简化能使其投资不同程度地降低。根据初步测算，湿法脱硫工艺简化以后，投资最大幅度可降低50％左右，绝对投资可降至简易脱硫工艺的水平，并可进一步提高湿法脱硫工艺的综合经济效益。
液柱喷射烟气脱硫除尘集成技术是清华大学科研成功的烟气湿法脱硫新技术。该技术具有如下特点：脱硫效率高；初投资成本低；运行费用低；系统阻力低；脱硫产物为石膏，易于处理；脱硫剂适应性好；燃煤含硫量适应性好。
液柱喷射烟气脱硫除尘集成系统主要由脱硫反应塔、脱硫剂制备系统、脱硫剂产物处理系统、控制系统和烟道系统组成，其中液柱喷射脱硫反应塔（也可以利用水膜除尘器改造）其核心装置。如下图所示，烟气从脱硫反应塔的下部切向进入，在反应塔内上升的过程中与脱硫剂循环液相接触，烟气中SO2与脱硫剂发生反应，将SO2除去，纯净烟气从反应塔顶部排出。脱硫剂循环液由布置在脱硫反应塔下部的喷嘴向上喷射，在上部散开，落下，在这喷上落下的过程中，形成高效率的气液接触而促进了烟气中的SO2的去除，同时进一步提高除尘效率。
液柱喷射烟气脱硫装置的费用大约占电厂总投资的6％。其所能达到的技术经济指标是：脱硫率达85％以上，脱硫剂的利用率90%以上，除尘效率达95％以上；运行成本低，脱 硫成本约0.45元/公斤二氧化硫。脱硫产物主要是CaSO4，可以用作建筑材料和盐碱地的改造。该技术适用范围很广，适用于各种规模的烟气量，各种燃煤锅炉从35t/h到300MW都能适用，而且对煤的适应性很好，高、中、低硫煤都能适用。该技术还非常适用于老厂的改造。
通常，除雾器多设在吸收塔的顶部。若吸收塔出口不设置除雾器，这不仅造成SO2的二次污染，同时对烟囱的腐蚀也相当严重。所以在脱硫塔顶部净化后烟气的出口应设有除雾器，通常为二级除雾器，安装在塔的圆筒顶部或塔出口的弯道后的平直烟道上。后者允许烟气流速高于前者。对于除雾器应设置冲洗水，间歇冲洗除雾器。净化除雾后烟气中残余的水分一般不得超过100mg/m3，更不允许超过200mg/m3，否则含沾污和腐蚀GGH、烟道和风机。
1主要性能参数 (1)除雾性能 除雾性能可用除雾效率来表示。除雾效率指除雾器在单位时间内捕集到的液滴质量与进入除雾器液滴质量的比值。除雾效率是考核除雾器性能的关键指标。影响除雾效率的因素很多，主要包括：烟气流速、通过除雾器断面气流分布的均匀性、叶片结构、叶片之间的距离及除雾器布置形式等。 对于脱硫来说，目前用于衡量除雾性能的参数主要是除雾后烟气中的雾滴含量。一般要求，通过除雾器后雾滴含量一个冲洗周期内的平均值小于75mg/Nm3。该处的雾滴是指雾滴粒径大于15μm的雾滴，烟气为标准干烟气。其取样距离为离除雾器距离1-2m的范围内。 目前国内尚无脱硫系统除雾器性能测试标准,连州电厂根据美国AE公司提供的资料采用以下方法:
I在除雾器出口烟道上用烟气采样仪采集烟气,记录采样时间,同步测量烟气流速、标准干烟气量、烟温、烟气含湿量、烟气含氧量等。 II在除雾器出口,用带加热采样管和尘分离器的标准除尘设备对气体进行等速采样。采样体积为5m3,采样后用超纯水对采样管和采样设备进行反复冲洗,洗液倒入250ml容量瓶中定容。混匀后用EDTA法测定Mg2 含量。 III用稀释的高氯酸和超纯水对采样后的微纤维过滤器进行反复冲洗,洗液用慢速厚型定性层析滤纸过滤到250ml容量瓶中,定容。混匀后用EDTA法测定Mg2 含量。另取1个新的微纤维过滤器作空白样。 IV用烟尘采样仪测定吸收塔进口烟尘浓度,然后计算除雾器出口液滴质量浓度。
(2)压力降 压力降指烟气通过除雾器通道时所产生的压力损失，系统压力降越大，能耗就越高。除雾系统压降的大小主要与烟气流速、叶片结构、叶片间距及烟气带水负荷等因素有关。当除雾器叶片上结垢严重时系统压力降会明显提高，所以通过监测压力降的变化有助把握系统的状行状态，及时发现问题，并进行处理。 湿法脱硫系统除雾器的压力降一般要求小于200Pa。
2 除雾器的特性参数 (1)除雾器临界分离粒径dcr 波形板除雾器利用液滴的惯性力进行分离，在一定的气流流速下，粒径大的液滴惯性力大，易于分离，当液滴粒径小到一定程度时，除雾器对液滴失去了分离能力。除雾器临界分离粒径是指除雾器在一定气流流速下能被完全分离的最小液滴粒径。除雾器临界分离粒径越小，表示除雾器除雾能力越强。 应用于湿法脱硫系统屋脊式除雾器，其除雾器临界分离粒径在20-30μm。
(2)除雾器临界烟气流速 在一定烟速范围内，除雾器对液滴分离能力随烟气流速增大而提高，但当烟气流速超过一定流速后除雾能力下降，这一临界烟气流速称为除雾器临界烟气流速。临界点的出现，是由于产生了雾沫的二次夹带所致，即分离下来的雾沫，再次被气流带走，其原因大致是：①撞在叶片上的液滴由于自身动量过大而破裂、飞溅；②气流冲刷叶片表面上的液膜，将其卷起、带走。因此，为达到一定的除雾效果，必须控制流速在一合适范围：最高速度不能超过临界气速；最低速度要确保能达到所要求的最低除雾效率。
3 除雾器的主要设计参数 (1)烟气流速 通过除雾器断面的烟气流速过高或过低都不利于除雾器的正常运行，烟气流速过高易造成烟气二次带水，从而降低除雾效率，同时流速高系统阻力大，能耗高。通过除雾器断面的流速过低，不利于气液分离，同样不利于提高除雾效率。此外设计的流速低，吸收塔断面尺寸就会加大，投资也随之增加。设计烟气流速应接近于临界流速。根据不同除雾器叶片结构及布置形式，设计流速一般选定在3.5～5.5m/s之间。
2)除雾器叶片间距 叶片间距的大小，对除雾器除雾效率有很大影响。随着叶片间距的增大除雾效率降低。板间距离的增大，使得颗粒在通道中的流通面积变大，同时气流的速度方向变化趋于平缓，而使得颗粒对气流的跟随性更好，易于随着气流流出叶片通道而不被捕集，因此除雾效率降低。 除雾器叶片间距的选取对保证除雾效率，维持除雾系统稳定运行至关重要。叶片间距大，除雾效率低，烟气带水严重，易造成风机故障，导致整个系统非正常停运。叶片间距选取过小，除加大能耗外，冲洗的效果也有所下降，叶片上易结垢、堵塞，最终也会造成系统停运。叶片间距根据系统烟气特征(流速、SO2含量、带水负荷、粉尘浓度等)、吸收剂利用率、叶片结构等综合因素进行选取。叶片间距一般设计在20~95mm。目前脱硫系统中最常用的除雾器叶片间距大多在30~50mm。
(3)除雾器的级数 级数的增加，除雾效率增大，而压力损失也随之增大。除雾器的设计要以提高除雾效率和降低阻力损失为宗旨。因此，单纯地追求除雾效率而增加级数，却忽视了气流阻力损失的增加，其结果将使能量的损耗显著增加。现在的WFGD系统采用两级除雾系统。
(4)除雾器冲洗水压 除雾器水压一般根据冲洗喷嘴的特征及喷嘴与除雾器之间的距离等因素确定(喷嘴与除雾器之间距离一般≤lm)，冲洗水压低时，冲洗效果差。冲洗水压过高则易增加烟气带水，同时降低叶片使用寿命。一般情况下，第二级除雾器之间，每级除雾器正面(正对气流方向)与背面的冲洗压力都不相同，第1级除雾器的冲洗水压高于第2级除雾器，除雾器正面的水压应控制在2.5×l05Pa以内，除雾器背面的冲洗水压应>1.0×105Pa，具体的数值需根据工程的实际情况确定。
(5)除雾器冲洗水量 选择除雾器冲水量除了需满足除雾器自身的要求外，还需考虑系统水平衡的要求，有些条件下需采用大水量短时间冲洗，有时则采用小水量长时间冲洗，具体冲水量需由工况条件确定，一般情况下除雾器断面上瞬时冲洗耗水量约为1~4m3/h。
(6)冲洗覆盖率 冲洗覆盖率是指冲洗水对除雾器断面的覆盖程度。 式中：—冲洗覆盖率，； n—为喷嘴数量，个； h—为冲洗喷嘴距除雾器表面的垂直距离，m； a—为喷射扩散角 A—为除雾器有效通流面积，m2； 根据不同工况条件，冲洗覆盖率一般可以选在100％~300％之间。
(7)除雾器冲洗周期 冲洗周期是指除雾器每次冲洗的时间间隔。由于除雾器冲洗期间会导致烟气带水量加大(一般为不冲洗时的3~5倍)。所以冲洗不宜过于频繁，但也不能间隔太长，否则易产生结垢现象，除雾器的冲洗周期主要根据烟气特征及吸收剂确定，一般以不超过2h为宜。
除雾器性能可用除雾效率来表示,除雾效率指除雾器在单位时间内捕集到的液滴质量与进入除雾器液滴质量的比值。除雾效率是考核除雾器性能的关键指标。影响除雾效率的因素很多，主要包括：烟气流速、通过除雾器断面气流分布的均匀性、叶片结构及叶片之间的距离及除雾器布置等。运行中，除雾器叶片出现堵塞，烟气通流面积减小，流速增加，造成除雾器差压增大。另外，高流速烟气还会将大量浆液带入GGH，造成GGH换热元件堵塞，影响烟气换热，造成净烟气温度下降，使吸收塔尾部烟道及设备腐蚀速度加快。
除雾器差压是指烟气通过除雾器通道时所产生的压力损失，系统差压越大，能耗就越高。除雾系统差压的大小主要与烟气流速、叶片结构、叶片间距及烟气带水负荷等因素有关。当除雾器叶片上结垢严重时系统差压会明显提高，大唐发电厂#3号吸收塔除雾器差压最高时达314Pa（除雾器的差压一般要求小于200Pa），后来差压有所下降，分析是加强除雾器冲洗的结果，但停炉后检查除雾器，才发现除雾器片部分坍塌造成差压下降，除雾器叶片大部分已基本堵死。
除雾器除雾效果较差，净烟气带水量大，烟囱入口水平烟道排水管排水量大，造成净烟道、GGH及低泄漏风机腐蚀非常严重， 组织检修人员清理恢复，耗资大，施工风险大。因此，在运行中发现净烟道排水管排水量增大，吸收塔除雾器差压超过150 Pa时，应积极采取措施，加强除雾器冲洗，以免造成除雾器叶片大部分堵塞，给检修工作带来了困难及给系统的安全运行造成威胁。
采用波形板除雾器，波形板除雾器利用液滴的惯性力进行分离，在一定的气流流速下，粒径大的液滴惯性力大，易于分离，当液滴粒径小到一定程度时，除雾器对液滴失去了分离能力。除雾器临界分离粒径是指除雾器在一定气流流速下能被完全分离的最小液滴粒径。除雾器临界分离粒径越小，表示除雾器除雾能力越强。在一定烟速范围内，除雾器对液滴分离能力随烟气流速增大而提高，但当烟气流速超过一定流速后除雾能力下降。因此，为达到一定的除雾效果，必须控制流速在一合适范围：最高速度不能超过临界烟气流速；最低速度要确保能达到所要求的最低除雾效率。
除雾器水压一般根据冲洗喷嘴的特征及喷嘴与除雾器之间的距离等因素确定，冲洗水压低时，冲洗效果差。冲洗水压过高则易增加烟气带水，同时降低叶片使用寿命。一般情况下，第二级除雾器之间，每级除雾器正面与背面的冲洗压力都不相同，第1级除雾器的冲洗水压高于第2级除雾器，除雾器正面的水压应控制在2.5×l05Pa以内，除雾器背面的冲洗水压应>1.0×105Pa，具体的数值需根据运行的实际情况确定。选择除雾器冲水量除了需满足除雾器自身的要求外，还需考虑系统水平衡的要求，有些条件下需采用大水量短时间冲洗，有时则采用小水量长时间冲洗，具体冲水量需由工况条件确定，一般情况下除雾器断面上瞬时冲洗耗水量约为1~4 m3/h。
根据不同工况条件，冲洗覆盖率一般可以选在100％~300％之间。冲洗周期是指除雾器每次冲洗的时间间隔。由于除雾器冲洗期间会导致烟气带水量加大，另外，冲洗过于频繁，吸收塔液位也不好控制。所以冲洗不宜过于频繁，但也不能间隔太长，否则易产生结垢现象，除雾器的冲洗周期主要根据烟气特征及吸收剂确定，一般以不超过2小时为宜。
除雾器差压在冲洗后不降反升是什么原因?
１、烟气中灰尘含量高，除雾器冲洗不干净；
２、除雾器水量不足，对除雾器冲洗不充分；冲洗水硬度高，导致结垢！
３、部分向下冲洗的喷嘴堵塞，需要ＦＧＤ停运时进行清理；
４、检查冲洗水门的开度和流量。
除雾器的冲洗主要考不是压力，而是流量，把积淀在除雾器上的积灰“带”下来，以达到目的。所说的除雾器压差大是在冲洗后测得的还是冲洗时测得的，如果是冲洗时测得的那应该很正常，压损大了自然所测的压差必定大，如果是冲洗后测得的那得分析你们冲洗管的布置和冲洗的程序，在设计冲洗的程序时是插入吸收塔内的三层独立冲洗水管轮流冲洗，而不是几层或一层同时一块冲。冲洗当然是一个喷嘴、一个喷嘴的开启冲洗！若群冲的话，总流量大了，单个喷嘴的流量以及总压力不能达到保证！而且同时吸收塔的水位也比较难控制！若冲洗压力不够或水量小，导致冲洗不通，反而使得流道更狭小。
除雾器的堵塞和许多因素有关，例如： 1、烟气中粉尘含量过高。 2、除雾器设计流速较小。 3、没有及时冲洗。 4、冲洗喷嘴的布置，冲洗强度不够。等等。
除雾器的原因除雾器的选型不合理。当设计存在偏差，实际烟气流速过高时，除雾器无法达到额定的除雾效果，导致烟气夹带雾沫过多，从除雾器出来的雾沫夹带过量残余的石膏微小粒子使GGH发生堵塞
除雾器冲洗装置的设计、布置和冲洗程序不合理。
除雾器断面上流速分布不均。
冲洗水压力、流量不足。 除雾器局部堵塞，造成流速升高。
我也添加一些别的原因： 1、设计方面的原因，吸收塔设计高度不够，导致除雾器除雾效果差，浆液随烟气带出，造成GGH堵塞； 2、对于老厂改造增加的脱硫系统，由于除尘效果不好造成GGH堵塞； 3、由于吹灰器选择参数不合理，造成在机组低负荷吹扫效果好，而到了高负荷区域，则由于烟气流量增大，流速增加，不但达不到吹扫的效果，还会加速GGH的堵塞（主要是回转式的GGH）。另外，脱硫设计容量过小，以及锅炉燃烧煤种的变化带来烟气量增大导致的流速过快。
石灰石—石膏湿法脱硫石灰石盲区浅谈
石灰石盲区：
现象：原烟气SO2总量不变时增加CaCO3浆液而PH值持续降低，脱硫效率下降。
危害：脱硫效率下降达不到预期脱硫效果，污染环境；PH值降低，加剧吸收塔内部腐蚀；过量的CaCO3浆液造成原材料浪费。
原因：
1、FGD进口SO2浓度突变引起石灰石盲区；
基本机理：由于烟气量或FGD进口原烟气SO2浓度突变，造成吸收塔内反应加剧，CaCO3含量减少，PH值下降，此时若石灰石供浆流量自动投入为保证脱硫效率则自动增加石灰石供浆量以提高吸收塔的PH值，但由于反应加剧吸收塔浆液中的CaSO3?1/2H2O含量大量增加，若此时不增加氧量使CaSO3?1/2H2O迅速反应成CaSO4?2H2O，则由于CaSO3?1/2H2O可溶解性强先溶于水中，而CaCO3溶解较慢，过饱和后形成固体沉积，这种现象称为“石灰石盲区”。
2、吸收塔浆液密度高没有及时外排，浆液中的CaSO4?2H2O饱和会抑制CaCO3溶解反应；
3、电除尘后粉尘含量高或重金属成分高，在吸收塔浆液内形成一个稳定的化合物，附着在石灰石颗粒表面，影响石灰石颗粒的溶解反应，导致石灰石浆液对PH值的调解无效；
4、氧化不充分引起亚硫酸盐致盲；
5、工艺水水质差，系统中的氯离子浓度高，石灰石粉品质差，引起吸收塔浆液发生石灰石盲区。
处理：
1、若石灰石盲区发生，首先不考虑脱硫效率，暂停石灰石浆液的加入，待PH值下降至4.0左右，人工计算石灰石浆液的加入量，使PH值逐步上升，脱硫效率缓慢回升；
2、增开一台氧化风机运行；
3、若原烟气SO2含量高引起石灰石盲区，申请机组负荷降低，减少SO2量；
4、向吸收塔内补充新鲜的石灰石浆液和工艺水，一边外排吸收塔浆液或排至事故浆液箱进行置换；
5、若FGD的粉尘浓度高，调整电除尘振打方式；
6、若氯离子含量高，加强废水排放，降低吸收塔中的氯离子含量和重金属含量。
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