Polymetron9135 PH,ORP测量系统和测量系统价格
Polymetron9135 PH ，ORP 测量系统和测量系统价格
Polymetron9135 PH/ORP 测量系统 标题：Polymetron9135 PH/ORP 测量系统
特点： 通用型变送器，可用于复合电极，pH 电极，
锑电极和氧化还原电极 具有专门的温度补偿功能，
测量循环自诊断校准方法的多种选择 应用： 监控超
纯水中pH/ORP 性能： 测量范围：0-14pH ，分辨率
0.01pH/1mV ，重复性+0.02pH/1mV 温度显示范围：
-20-200℃，分辨率：0.01ph/1mV ，重复性 +0.02pH/1mV 通讯方式：RS485，
Profibus,JBUS/MODBUS,014-20mA pH 测量系统可配置
8362型号超纯水pH 测量电极，ORP 测量系统 配置
8351型ORP 电极...
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ORBISPHERE
K1100冷光法溶
解氧传感器 标题：ORBISPHERE K1100冷光法溶解氧传感器
电厂中的溶解氧监测 ORBISPHERE K1100光学传感器
与ORBISPHERE 410控制器结合在一起使用，为电厂
的溶解氧监测提供了一种新方法。ORBISPHERE 传感器
通过让每位化学专家都能放心的方式，成为了溶解氧
测量的行业标准。全新的ORBISPHERE K1100延续了
这个传统，并具有优异的操作和成本优势。
(1)光学技术避免了使用膜和电解液，将维
护工作量降到了最少。 (2)响应迅速，每年校准一次。 (3)对于ppb 级的溶解氧测量，测量准确，可以有效进行过程控制。 光学技术避免
了使用膜和电解液。 没有膜和电解液意味着传感器
的准确度不会受到过程变化的影响，例如流量的变
化。维护和运行成本的都显著降低。传感器的设计可
以确保传感器坚固耐用，可以延长使用寿命并优化所
有者的总成本。 ...
厂家：上海政泓 市场价格： 优惠价格：百度搜索联系 Orbisphere3650标题：Orbisphere3650EX 油液溶氧分析系统
特点： 测量在危险区域的氧气或氢气的浓度 对于精
确的测量不需要预热 重量轻，防水，非常坚固耐用
的分析仪(ATEX 认证.) 不需要预热时间能达到精确厂家：上海政泓 市场价格： 优惠价格：百度搜索联系
EX 油液溶氧分析
系统 地测量数据存储功能，可下载至 电脑分析IP67/NEMA4, 全不锈钢外壳 专利的电化学传感器
应用： 测量在危险区域的氧气或氢气的浓度 性能：
电源：两节2号镍镉或碱性电池；总电压：2.4-3V. 电
池寿命：连续使用可达40小时；信号偏移：小于0.5%；
数字接口：RS232；温度测量范围：-5℃-100℃； 测
量范围：根据溶解氧膜片的选型确定。 重量轻，防
水，非常坚固耐用的分析仪 (ATEX 认证)。...
Orbisphere G1100微量溶解
氧分析仪 标题：Orbisphere G1100微量溶解氧分析仪
操作 ORBISPHEREG1100传感器的工作原理是荧光法。
蓝光激发荧光物质，红色的 荧光被检测。氧气的存
在会改变红色的荧光的衰减时间。使用合适的校准曲
线， 衰减时间可以被换算成氧气的分压值。
ORBISPHEREG1100测量系统由用户界面、流通池、传
感器和校准样品组成。安 装简单快速，无需特别准
备工作。即插即用型的传感器可以立刻开始测量。 校准 由于设计和生产过程都非常精细，传感器仅需要调节零点。调节零点只需要将荧光点 曝露在高纯氮气中即可。这种气相校准的优点是可以使用经过认证
的、痕量的气体标 准。如果普通的量程为
0-600μgkg-1，您仅需要每三个月校准一次。标准
的校准气体 瓶（1L ，34bars ）可以满足三年内每月
一次的校准气量。 校准程序可以手动运行，或者是
通过...
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氧检测仪 标题：Orbisphere410在线溶解氧/臭氧检测仪
特点： 高精度和快速的响应时间代表高效及可靠性
过程监控 彩色触摸屏和强大的内置软件提高了人机
对话的容易性和 操作简单性 强大的数据储存功能和软件加密保护功能，报警功能 ppb 至ppm 宽的测量范围 选择不同的电极可进行O2/O3的测量 应用： 制药工业中监控水中溶解性气体O2/O3 性能： 良好的
分辨率0.1ppb 高精度+1ppb 快速响应时间7.2S 可进
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烟气脱硫系统节能优化措施
烟气脱硫系统节能优化措施 1背景 根据国家发展改革委、环境保护部等“关于印发《煤电节能减排升级 与改造行动计划(2014—2020年)》的通知”(发改能源［2014］2093号)中明确了燃煤电厂节能减排主要参考技术。其中，针对现役机组节 能部分提出了脱硫系统运行优化，预计可以降低供电煤耗约0.5g/kWh。本文主要对现有脱硫运行优化措施进行简单的描述。 2节约设备运行电耗 因为旋转设备较多，脱硫系统的厂用电率占整个机组运行电耗的1%以上，降低脱硫系统的运行电耗，可以有效的降低机组的运行费用。在 脱硫系统中，浆液循环泵的电机功率约在1000kW左右、氧化风机的电 机功率约在600kW左右，石膏脱水系统中的真空泵的电机功率也超过200kW，均为高压电机(6kV或者10kV)，想降低脱硫系统的运行成本， 必须有效降低高压大电机的运行电耗。 2．1引增合一改造目前新建机组均不在单独设置增压风机。处于安全及经济性考虑，有增压风机的在役机组大多进行了引增合一改造，改 造增压风机后，针对600MW机组而言，可有效降低厂用电率0.05%以上。 2．2降低浆液循环泵的运行电耗(1)在现役机组进行脱硫系统改造时，有条件时可以通过对吸收塔的塔型进行优化，调整石灰石浆液的pH值、脱硫系统的钙硫比等数值，或者通过调整塔内的烟气流速参数，使浆 液循环泵的运行功率达到最低值。如果设置烟气换热器后，吸收塔入 口的烟气温度会大大降低，烟气的体积流量也会随之降低。在液气比 等参数不变的情况下，浆液循环泵的流量可以相对应的减少，泵的耗 电量可以随之降低。(2)合理的选取系统的设计阻力，使浆液循环泵的 扬程降低，可以减少泵的耗电量。例如适当加大浆液循环管的管径， 使系统的流速降低，一是可以在停泵时避免损坏滤网，同时又减少系 统的水力损失。(3)根据机组的实际情况来调整泵的运行方式。受上网
火电厂石灰石——石膏湿法脱硫系统优化运行的策略改进 张海军
火电厂石灰石——石膏湿法脱硫系统优化运行的策略改进张海军 发表时间：2017-11-07T19:35:38.157Z 来源：《基层建设》2017年第19期作者：张海军 [导读] 摘要：石灰石—石膏湿法脱硫是一种历史较为悠久的脱硫工艺，在实际生产中，为了能够降低生产成本、提升生产效率，做好其运行策略的优化十分关键。 神华陕西国华锦界能源有限责任公司 719300 摘要：石灰石—石膏湿法脱硫是一种历史较为悠久的脱硫工艺，在实际生产中，为了能够降低生产成本、提升生产效率，做好其运行策略的优化十分关键。在本文中，将就火电厂石灰石——石膏湿法脱硫系统优化运行的策略改进进行一定的研究。 关键词：火电厂；石灰石——石膏湿法脱硫系统；优化；策略改进； 1 引言 在火电厂运行中，脱硫是非常重要的一项工作内容。其中，石灰石—石膏湿法脱硫是我国很多电厂经常使用道的一种方式，但在实际应用当中，还存在着一定的问题，如运行稳定性差以及经济水平较差等，对此，即需要在原有基础上积极做好改进，保障脱硫效果。 2 石灰石—石膏湿法脱硫特点 该技术的特点有：第一，脱硫效率高。就目前来说，该方式在实际脱硫工作中已经具有了较高的完成效率，其完成率在95%左右。但在以该方式脱硫处理时，在完成脱硫后，二氧化碳依然具有较低的浓度，在处理后烟气当中的含尘量大幅度减少。在较大规模机械设备运行中，通过该技术的应用即能够对大幅度对二氧化硫含量进行降低，以此提升电厂与地区总量控制效率；第二，可靠性高。在以该方式生产时，其将具有98%以上的投运率。在我国，大部分电厂都在生产当中对该技术进行应用，可以说该技术在我国具有着较长的发展以及应用历史。该种情况的存在，则使得该技术在我国具有着较为成熟的使用水平，且在技术使用经验方面十分丰富，在脱硫设备实际应用中，也并不会影响导火电厂锅炉的正常运行。而当大机组实际脱硫工艺开展中，其使用寿命相对较长，且部分厂家在实际技术应用时也将获得较好的投资效益；第三，实用性较强。石灰石—石膏湿法脱硫技术具有着较强的实用性。在以该方式开展烟气脱硫处理时，并没有对具体煤种具有较高的要求，即无论是含硫量在1%以下的低硫煤还是含硫量在3%以上的高硫煤，都能够以该方式进行烟气脱硫处理，该种情况的存在，也正是该技术对不同类型煤种良好适应性的表现；第四，资金投入较大。在该技术当中，其需要较多的资金投入，火电厂要想应用该技术进行脱硫处理，即需要通过大量资金的投入用于生产区域面积以及设备购入等。以电厂在使用石灰石—石膏湿法脱硫技术时，需要相对较大物力以及财力的支持。火电厂要想使用该技术，即需要对较多该方面的困难进行良好的克服；第五，副产品利用性强。在石灰石—石膏湿法脱硫技术应用中，将产生一种称之为二水石膏的副产品。该类副产品能够应用在水泥缓凝剂以及建设材料生产当中，以此获得较好的应用价值。可以说，对于脱硫副产品的合理、充分运用，对于火电厂的经济效益将具有积极的作用，在对电厂运行效率进行提升的基础上帮助火电厂实现脱硫副产品处理费用的节约，对于火电厂的可持续运行具有着较好的促进作用；第六，进步效率高。近年来，我国电厂在以该技术实际应用时水平已经较为成熟，无论在技术进步程度还是研究方面度已经达到了较高的应用水平。如在脱硫工艺实际处理时，其已经能够将吸收、氧化以及冷却这几个步骤进行合并处理，在技术不断创新、改进过程中，即能够对该技术实际使用当中存在的问题进行较好的解决。 3 优化策略 3.1 强化技术研究 在以该方式生产当中，pH值是非常关键的一项因素，当pH值过高时，对氧化硫的吸收将具有有利作用，而当pH值较低时，则能够加快石灰石的融解速度。对此，在实际该技术当中即需要能够做好最佳pH值的选择，在最大程度加大传质速率的基础上对脱硫速率以及利用率进行保证，避免生产当中结垢问题的发生。在实际pH值设置中，如4-6是合理范围，则可以在生产当中将其设置在一个较小的区间当中，如5.45-5.6之间，在将脱离效率在一个合理范围当中控制的基础上便于脱硫工艺运行参数的协调稳定，进一步降低脱硫盲区发生概率。同时，在吸收塔浆液当中pH值控制在该区间当中，则能够使脱硫石膏在脱水处理后在品质方面具有了较好的表现，在帮助脱水皮带机器稳定运行的基础上对设备发生的损害进行减少。 3.2 改造应用设备 对技术的应用环境进行创新同样是一项关键内容。在很多火电厂中，其无论是在施工现场建筑质量方面还是脱硫设计方面都存在着不足情况，部分火电厂在对脱硫工艺实际应用时也将出现一定不是很恰当的处理措施。其中，脱硫系统换热器在运行当中更是有较大的几率发生结垢情况，吸收塔、机械密封会出现防腐问题，浆液泵过流部位存在较大程度磨损等，为了避免这部分情况的发生，在石灰石—石膏湿法脱硫方式实际应用时即需要对相关设备的优化引起重视。在对气与气换热器设备开展优化处理时，即需要做好气体种类以及机械设备温度情况的掌握，保证设备在运行当中其内部温度在80℃以内，并做好烟气当中灰尘以及酸性物质的控制优化，避免出现烟气在设备表面附着情况。换热器在实际运行中，当发生结垢现象后，机械内部则将具有更大的压力差值，并因此对换热器的工作效率产生影响。
循环流化床锅炉炉内脱硫系统存在问题及优化脱硫方案
循环流化床锅炉炉内脱硫系统存在问题及优化脱硫方案 来源：北极星电力网作者：张全胜马玉川虞晓林2009-07-06 16:40:58 | 字号:大中小 [摘要] 通过对大中小型循环流化床锅炉的脱硫石灰石输送系统设计及运行情况分析，提出循环流化床锅炉实际脱硫过程中存在的诸多问题及技术因素和经济因素，指出了循环流化床锅炉烟气可以达标排放的更可靠、更实用、更经济的优化脱硫方案。 [关键词] 循环流化床锅炉脱硫固化剂优化脱硫 0 前言 循环流化床锅炉具有效率高、燃料适应性广、负荷调节灵活、环保性能好等优点，近年来发展非常迅速，技术日趋成熟。随着我国对环保要求越来越高，环保电价政策的出台，国内一些拥有循环流化床锅炉的电厂正在抓紧改造或新加脱硫装置。 近几年，一些采用循环流化床锅炉的电厂还是被环保部门坚决要求进行锅炉尾部烟气脱硫，主要原因就是CFB锅炉炉内脱硫的效率令人怀疑。传统的粗糟的炉内脱硫系统设计及设备制造使脱硫效率低下，同时脱硫固化剂的消耗量却非常可观，即使采用廉价的石灰石脱硫也使发电成本显著增加。加之出现了锅炉灰渣的综合利用受到脱硫固化剂品种的影响，有的电厂只能将灰渣当做废品的废品抛弃掉。 更可靠、更实用、更经济的CFB锅炉炉内脱硫系统优化设计方案的重点是强化系统防堵设计、合理布置炉膛接口、选择合适脱硫固化剂，能够保证循环流化床锅炉烟气脱硫效率90%以上，烟气能够
达标排放，灰渣能够综合利用。下文中按习惯称呼的石灰石（粉）实际上泛制指脱硫固化剂（粉）。 1 循环流化床锅炉炉内烟气脱硫特点 循环流化床（CFB）锅炉炉内稳定的870℃左右的温度场使其本身具有了炉内烟气脱硫条件，炉外的脱硫装置实际上就是石灰石的制粉、存储及输送系统，并科学经济实用地选择脱硫固化剂。 一般电厂大多是外购满足要求的石灰石粉，由密封罐车运至电厂内，通过设置于密封罐车上的气力卸料系统将石灰石粉卸至石灰石粉储仓。在石灰石粉储仓底部，安装有气力输送系统，将石灰石粉通过管道输送至炉膛进行SO2吸收反应。 循环流化床脱硫的石灰石最佳颗粒度一般为0.2～1.5mm，平均粒径一般控制在0.1～0.5mm范围。石灰石粒度大时其反应表面小，使钙的利用率降低；石灰石粒径过细，则因现在常用的旋风分离器只能分离出大于0.075mm的颗粒，小于0.075mm的颗粒不能再返回炉膛而降低了利用率（还会影响到灰的综合利用）。循环流化床锅炉与其分离和返料系统组成外循环回路保证了细颗粒（0.5～0.075mm 的CaC2O3、CaO、CaS2O4等）随炉灰一起的不断循环，这样SO2易扩散到脱硫剂核心，其反应面积增大，从而提高了循环流化床锅炉中石灰石的利用率。0.5～1.5mm粒径的颗粒则在循环流化床锅炉内进行内循环，被上升气流携带上升一定高度后沿炉膛四面墙贴壁流下又落入流化床。循环流化床锅炉运行时较经济的Ca/S比一般在 1.5～ 2.5之间。
脱硫水系统优化方案
脱硫水系统优化方案 脱硫水系统自2009年投运以来，经过7年的长期运行。管道磨损及腐蚀严重漏泄较多，特别是二厂工艺水系统各管路存在设计不合理，冬季防冻措施难以落实。 三厂水系统优化建议： 1、对于三厂脱硫工业水母管（2号吸收塔东侧的死区）进行拆除。 2、对于三厂脱硫工艺水母管（2号吸收塔东侧的死区）进行拆除。 3、在脱硫1号吸收塔搅拌器冲洗水支管与1号吸收塔工艺水母管连接处加装截门。（冬季防冻期且不使用时关闭截门，开启A搅拌器处的放水门防冻。） 4、在脱硫1号吸收塔供浆管冲洗水支管与1号吸收塔工艺水母连接处加装截门，门后加装放水门。（冬季防冻期且不使用时关闭截门，开启放水门防冻。） 5、在脱硫2号吸收塔搅拌器冲洗水支管与2号吸收塔工艺水母管连接处加装截门，在A搅拌器的工艺水支管处加装放水门。（冬季防冻期且不使用时关闭截门，开启A搅拌器处的放水门防冻。） 6、在脱硫2号吸收塔供浆管冲洗水支管与工艺水母管（脱硫2号吸收塔）连接处加装截门，门后加装放水门。（冬季防冻期且不使用时关闭截门，开启放水门防冻。） 7、对于脱硫1、2号塔工艺水及工业水去事故喷淋的管路加装电
伴热。 工艺楼水系统优化建议： 1、利用湿磨机检修期间对两台湿磨机再循环泵机封水管进行更换。（建议更换成无缝管） 2、利用脱水皮带机检修期间对两台脱水皮带机的滤布冲洗水母管进行更换。（建议更换成无缝不锈钢管） 二厂水系统优化建议： 1、自10号塔工艺水引一路接至二厂石膏浆液箱冲洗水总门后（供石膏排出泵机封水及冲洗水使用）。原因说明：目前二厂石膏浆液箱冲洗水使用9号吸收塔工艺水。9号吸收塔停运后，为保证10号吸收塔脱水必须保证9号塔工艺水系统运行，运行方式薄弱。改造后即使9号吸收塔停运，也可以停运9号塔工艺水系统。 2、在脱硫9、10号塔工艺水母管处加装截门，门后加装放水门。（在二厂脱硫浆液循环泵房内穿墙处）。原因说明：目前工艺水系统泄漏（或更换阀门）后，运行隔离系统十分困难。既要保证浆液循环泵机封水又要保证检修管路内无水，所采取的方法只有在保证浆液循环泵机封水的情况下，适当降压。改造后只需要关闭此阀门，就可以隔离吸收塔工艺水母管及去各分支管截门，方便系统隔离。 3、在脱硫9号吸收塔供浆管冲洗水管与9号吸收塔工艺水母连接处加装截门，门后加装放水门。（冬季防冻期关闭截门，开启放水门防冻。）此供浆管冲洗水管也需要整体更换成无缝管，并将整个管路整体外移15至20厘米（方便管路检修工作）。
脱硫系统优化运行探讨
脱硫系统优化运行探讨 对600MW机组脱硫系统运行优化进行技术总结，通过优化脱硫设备运行方式，实现节能与减排的双赢。 标签：600MW机组；脱硫系统；运行优化；节能 TB 石灰石-石膏湿法脱硫是各大电厂普遍采用的一种脱硫技术，但设备主要以国产为主，普遍存在设备运行可靠性低、经济性较差等问题。特别是大容量的600MW机组脱硫系统，由于设备和原料的原因，造成运行人员在操作中往往遇到很多困难，造成实际运行状况不容乐观。为了改善脱硫运行的可靠性、优化运行操作，在确保湿法脱硫机组高效稳定运行的同时有效降低耗电量，实现节能与减排双赢，现对金堂电厂一期2×600MW燃煤机组脱硫系统运行方式进行分析，优化脱硫设备的运行方式。 1 烟气系统 （1）增压风机的运行调整主要通过减小烟气系统阻力（如GGH、除雾器的吹扫、冲洗等）方式来实现。FGD入口压力的改变对增压风机的电功率影响较大，对引风机的影响相对较小。系统运行中，应合理的设置增压风机的动叶开度，FGD入口压力正常设定在-0.15～-0.2kPa，不得高于-0.3kPa。 （2）保证GGH和除雾器表面的清洁不仅可以减小烟风阻力，减小增压风机能耗。运行人员应坚持GGH和除雾器冲洗的定期制度，保证蒸汽吹扫压力在1.4MPa，除雾器的冲洗水母管压力在0.3MPa。机组负荷在450MW时，GGH差压应保证在0.5kPa以下，除雾器差压应保证在0.3kPa以下；机组负荷在600MW 时，GGH差压应保证在0.65kPa以下，除雾器差压应保证在0.5kPa以下。 2 吸收塔系统 （1）当煤质发生变化，入炉煤硫份高，FGD入口烟气含硫量超过设计值3525mg/m3，运行人员应加强运行调整，当pH下降时适当加大吸收塔石灰石供浆量，增加氧化风，但供浆量不得超过50t/h，在pH值无法稳定的情况下，可借助于氢氧化钠来维持pH值。石灰石供浆量过大，石灰石耗量增加，也会导致石膏浆液密度升高，循环浆泵运行电流增大，耗电增加，石膏品质也无法保证。 （2）吸收塔浆液pH值是湿法脱硫系统反应工艺控制的核心，脱硫效率、石灰石利用率、石膏品质等主要脱硫性能指标都与此有关，运行的主要工艺控制参数如液气比、反应停留时间等也受pH的影响。
湿法烟气脱硫系统的安全性及优化(通用版)
( 安全技术 ) 单位：_________________________ 姓名：_________________________ 日期：_________________________ 精品文档 / Word文档 / 文字可改 湿法烟气脱硫系统的安全性及 优化(通用版) Technical safety means that the pursuit of technology should also include ensuring that people make mistakes
湿法烟气脱硫系统的安全性及优化(通用 版) 1、我国SO2控制技术的的研究、开发和利用 SO2控制技术的研究从20世纪初至今已有90多年的历史。自20世纪60年代起，一些工业化国家相继制定了严格的法规和标准，限制煤炭燃烧过程中SO2等污染物的排放，这一措施极大的促进了SO2控制技术的研究。进入70年代以后，SO2控制技术逐渐由实验室阶段转向应用性阶段。据美国环境署1984年统计，世界各国开发、研制、使用的脱硫控制技术已达184中，而目前的数量已超过200种。这种技术概括起来可分为三大类：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫及燃烧后脱硫（烟气脱硫FGD）。 3.1燃烧前脱硫 燃烧前脱硫技术主要包括煤炭的洗选、煤炭转化（煤气化、液
化）、水煤浆技术。 洗选煤是采用物理、化学或生物方式对锅炉使用的原煤进行清洗，将煤中的硫部分除掉，使煤得以净化并生产出不同质量、规格的产品。其中煤的物理净化技术是目前世界上应用最广泛的燃烧前脱硫技术，该法可以从原煤中除去泥土、页岩和黄硫铁矿。通过煤的粉碎，使非化学键结合的不纯物质与煤脱离，继而利用构成煤的有机物质（煤的基本微观结构）与密度教大的矿物不纯物之间相对密度的不同，或者利用两者表面湿润性、磁性、异电性的不同而将它们分离。主要方法有重力法、浮选法、重液体富集法、磁性分离法、静电分离法、凝聚法、细颗粒-重介质旋风分离法等，生产中应用最广泛的是前两种。物理方法工艺简单，投资少，操作成本低，但不能脱除煤中有机硫，对黄硫铁矿的脱除率在50%左右。 化学法脱硫多数针对煤中有机硫，主要利用不同的化学反应，包括生物化学方法，将煤中的硫转变成不同形态的硫而使之分离。目前主要的化学净化方法有BHC法（碱水液法）、Meyers法[Fe2（SO4）3]、LOL氧化法（O2/空气氧化法）、PETC法（空气氧化）、KVB（NO2
湿法脱硫系统节能降耗措施
湿法脱硫系统节能降耗措施 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。 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：