脱硫系统运行中常见问题及处理

脱硫系统运行中常见问题及处理

吸收塔溢流问题：

1吸收塔溢流现象

调试及运行中吸收塔会发生浆液溢流现象，而且此现象很普遍。溢流现象不是连续的，而且有一定的规律性，表面现象来看，很不好解释。例如我公司#5吸收塔溢流管线标高为11150mm，溢流排水管线位置13110mm，上面呼吸孔标高为14000mm。

系统停运时液位正常，运行中液位显示10000mm时溢流口开始间歇性溢流，并从呼吸孔排出泡沫。对液位计、溢流口几何高度进行校验，没有发现问题。当液位降低到8.5米左右，烟气会从塔体溢流口冒出，造成浆液从呼吸孔喷出。

2原因分析

DCS显示的液位是根据差压变送器测得的差压与吸收塔内浆液密度计算得来的值，而不是吸收塔内真实液位。由于循环泵、氧化风机的运行，而且水中杂质(有机物，盐类等)、氧量较大，而引起浆液中含有大量气泡、或泡沫，从而造成吸收塔内浆液的不均匀性，由于浆液密度表计取样来自吸收塔底部，底部浆液密度大于氧化区上部浆液密度，造成仪表显示偏低。

我公司脱硫用水采自机组循环水排污水，水质较差，有机物较高可达30～40，CL-含量超过1100mg/l。此时吸收塔内液位超过了表计显示液位，此时塔内液位已经达到了溢流口的高度，再加上脉冲扰动、氧化空气鼓入、浆液的喷淋等因素的综合影响而引起的液位波动，并且浆液液面随时发生变化，导致吸收塔间歇性溢流。

3处理方案

3.1确定合理液位

调试期间确定合理的运行液位，根据现场运行条件，人为降低运行控制液位计显示液位，使塔内实际液位仅高于塔体溢流口高度，防止烟气泄露。修正吸收塔浆液密度来提高液位计显示液位，控制液位在塔体溢流口至溢流排水口标高之间。

3.2加入消泡剂

尽管确定液位仅高于塔体溢流口高度，也难免吸收塔浆液泡沫从呼吸孔冒出。根据实际运行情况来看，吸收塔内泡沫会高于实际液位表面2—5米。防止吸收塔溢流及喷沫现象的有效手段是加入消泡剂。加入消泡剂的量按系统废水量计算：(废水处理量设计值)×24h×

10g/m3=Xkg/h，如实际运行约3m3/h废水量，每天约加入0.72kg/d就可起到消泡作用。同时按照运行情况连续排出废水，控制浆液中的盐分，避免大量泡沫的形成。

3.3核算氧化空气用量

核算氧化空气用量，避免浆液中有太多过剩空气，富余的空气都以气泡的形式从氧化区底部溢至浆液的表面，从而造成浆液动态液位的虚假，也导致吸收塔浆液泡沫的增加。

3.4吸收塔补水控制

正常运行情况下吸收塔补水手段主要是通过除雾器冲洗，再有是搅拌器和浆液泵、循环泵等的机封冷却水及一些浆液管路的冲洗水。运行要确保除雾器冲洗水量按照规程进行，防止除雾器结垢，尽量降低机封冷却水量满足泵和搅拌器运行需要，严格控制浆液管线的冲洗水量，冲洗出水澄清就要停运，防止过多水量进入吸收塔。除雾器的冲洗水也是消除泡沫的有效手段，水喷淋可减少泡沫积累，所以除雾器冲洗要在保证液位前提下多次少量。或者在呼吸孔加装喷水打散泡沫，防止泡沫溢出。

3.5废水量控制

吸收塔内要及时排出废水，降低浆液中的盐分，减少浆液泡沫。

结垢问题：

1结垢问题也是脱硫系统的常见问题

结垢后常常造成设备通流面积减小、堵塞，甚至发生沉积量过大造成设备坍塌等重大事故。常发生结垢堵塞的部位：除雾器、吸收塔烟气入口段水平烟道、旋流器、浆液管道、浆液箱及地坑、吸收塔、泵入口管线等。而且GGH堵塞也是脱硫运行中常常发生的问题。

由于石灰石浆液、石膏浆液密度较大，容易发生沉积，会造成浆液管线，及箱罐中浆液的沉积，造成堵塞。我厂石灰石浆液再循环箱、事故浆液箱、石膏管线、石灰石旋流器、废水处理管线均发生过堵塞现象，某电厂除雾器发生结垢造成了除雾器坍塌。GGH堵塞常常发生积灰堵塞，尤其是电除尘器不能正常运行的机组，当吸收塔液位过高时，浆液或者泡沫倒灌入GGH造成堵塞现象也时有发生。GGH也经常会发生堵塞现象造成GGH差压增大，系统阻力增加。另外，石灰石湿式磨进料口堵塞问题在运行中也经常会发生。

2原因分析

2.1、FGD系统中的结垢，发生在吸收塔入口干湿交界处及进口水平烟道十分明显。高温烟气中的灰分在遇到喷淋液的阻力后，与喷淋的石膏浆液一起堆积在入口，越积越多，造成水平烟道膨胀节排水的堵塞，从而使烟道膨胀节漏水现象发生。其主要成分是灰分和CaSO4。

FGD系统中的石膏垢是由于石膏浆液中的CaSO4过饱和度α大于或等于1.4时，溶液中的CaSO4就会在吸收塔内各组件表面析出结晶形成石膏垢。

石膏过饱和度

上式中[Ca2+][SO42-]分别为溶液中Ca2+、SO42-离子的浓度(mol/L);Ksp为CaSO4•2H2O 的浓度积(mol2/L2)。过饱和度α越大，结垢形成的速度就越快，仅当α<1.4时才能不结垢。要使α<1.4，需适当地设计吸收塔内石膏浆液浓度、液气比和提高氧化率。一般情况下，认为液气比越小，α越高，使α<1.4的最低液气比为11。石膏浆液浓度与α的关系亦是如此，浓度越低，α越大。所以控制吸收塔内浆液浓度是十分关键的。

吸收塔壁面及循环泵入口、石膏泵入口滤网的两侧常会积石膏垢，吸收塔壁面在浆液层下会均匀地结了一层松散的垢层，可以很容易的剥落下来。另外，在上层除雾器的叶片上，由于冲洗不能完全彻底，都有明显的浆液黏积现象，主要是吸收塔液位泡沫和冲洗不当造成的。在吸收塔底沉积现象较严重，在循环泵入口，石膏沉积也较严重。浆液管道设计时已考虑自身循环和放尽坡度，停运后的放尽和冲洗是运行要高度重视的问题，例如石膏排出泵、石灰石浆液循环泵等一运一备设备，尤其要高度重视停备设备入口管线的冲洗排空。

2.2当浆液中亚硫酸钙浓度偏高时就会与硫酸钙同时结晶析出，形成这两种物质的混合结晶[Ca(SO3)x•(SO4)x•1/2H2O]，即CSS垢(CalciumSulfateandSulfite)，CSS在吸收塔内各组件表面逐渐长大形成片状的垢层，这种垢在氧化风量不足时会发生。除雾器上往往会形成这种垢。由于烟气携带大量的浆液液滴会在除雾器上析出，如果未及时冲洗，往往会造成除雾器结垢。

2.3吸收液浆液低pH值时，亚硫酸盐溶解度急剧上升，硫酸盐溶解度略有下降，会有石膏在很短时间内产生并析出，产生硬垢。而高pH值亚硫酸盐溶解度降低，会引起亚硫酸盐析出，产生软垢。

2.4石灰石浆液容易沉积，沉积的垢不同于石膏垢，主要成分是碳酸钙垢。主要是石灰石的细小颗粒沉积。尤其是石灰石浆液再循环箱，石灰石颗粒不均匀，大小差别很大，大的颗粒容易在底部沉积。

2.5、GGH结垢的一个原因是原烟气灰含量大，因为如果FGD入口烟气中灰浓度过大，会造成GGH结垢堵塞。对于电除尘器不能正常运行的机组，常常会发生。对于电除尘器正常运行情况下，发生此类结垢很少。另一个原因是来自除雾器的问题。

除雾器带水，使得GGH传热元件表面变湿容易粘灰。烟气中携带的大量液滴夹杂着石膏颗粒很容易在换热元件上淤积并结垢，吹灰器很难予以清除。除雾器带水的原因：设计和选型不当，除雾器平面上烟气分布不均匀，过高和过低的烟气流速都会使浆液从除雾器带出，除雾器带水的另外一个原因就是冲洗不及时。

如果运行中除雾器运行不正常会造成除雾器结垢，局部除雾器区域流速过大，浆液会被带出到GGH，造成GGH堵塞。GGH堵塞后往往反映到增压风机震动增加。“液气比”过大会造成烟气带水增加1，增加GGH工作负担。

2.6吹灰器吹灰及冲洗不正常，导致GGH堵塞。GGH正常运行的情况下，总有烟气携带的石膏浆液结晶沉积在GGH换热元件上，如果吹灰器不正常，会导致换热元件堵塞，压差升高。

2.7非正常运行工况也是GGH堵塞的原因之一。吸收塔液位过高运行，烟气中携带浆液较多，而且液位高时使泡沫或浆液灌入原烟道，这是运行中的脱硫系统GGH堵塞的常见原因。

3处理方案

3.1严格按照规程操作，控制浆液管线冲洗，防止石膏、石灰石浆液沉积。

3.2合理控制吸收塔浆液浓度在正常范围之内，防止塔内浆液浓度过高。合理控制浆液PH值，防止浆液PH的急剧变化，导致浆液成分的不稳定性，避免CaSO3、CaSO4成分急剧变化。

3.3加强定期工作管理。尤其是除雾器冲洗，设备停运后的冲洗工作。

3.4控制吸收塔液位在低位运行。

球磨机堵料问题：

1湿式球磨机运行中常会发生进料口堵塞问题

湿式球磨机进料口采用斜弯头形式，上部有进水及返浆管线。计量皮带给料机浆粒径20—30mm的石灰石送入斜弯头，进入给料机。运行过程中发现湿式球磨机给料口发生堵塞现象。堵塞后处理是很困难的。

2原因分析

2.1石灰石原因

石灰石中杂物会造成球磨机进料口堵塞;石灰石中常有塑料麻绳等，会导致下料口堵塞;石灰石给料量的增加过快会导致下料口堵塞，石料量突然增加由于出口变小，会拥堵在磨机进料口造成堵塞;石灰石不均匀性会增加堵料的机会;计量皮带给料量超出磨机出力，磨机中石料消耗不了造成石灰石进料口的堆积，是造成磨机进料口堵塞的常见原因;石灰石来料中的石灰石粉尘过多会造成磨机进料口堵塞。

由于下料管上结有石灰石旋流器回液管，会在磨机入口产生水汽，石灰石粉尘遇到水汽会粘附在下料口管壁上，时间长了就会影响下料发生堵塞现象。

2.2启停磨机及计量皮带顺序不当也是造成球磨机进料口堵塞的原因之一

磨机的启动顺序应该是先将磨机运转正常后，再启动计量皮带。停磨顺序要求先将计量皮带停运后，确保没有石灰石进入磨机后，才可停运球磨机。如果磨机停运后，计量皮带未及时停运，磨机进料口肯定堵塞。一些非正常情况下磨机的停运要十分注意。由于某个条件需要联锁保护跳闸球磨机，要先跳计量皮带，要确保计量皮带停运后，磨机停运。

3处理方案

3.1保证石灰石颗粒的均匀性，不能太大或者太小，石灰石粉尘不能太多，严格按照磨机设计参数选择石灰石料。

3.2运行中避免计量皮带给料量大于磨机的最大出力。

3.3运行中避免计量皮带处理的骤增，增加负荷要平稳缓慢。

3.4严格按照磨机启停顺序操作;连锁跳磨机前先跳闸计量皮带，延时一两秒钟再停运磨机。

石膏脱水困难：

1脱硫石膏经过脱水之后的石膏含水率高于10%(12%以上)

真空皮带脱水效果差，常导致石膏下料斗侧壁石膏堆积，甚至堵塞。沉积在下料斗侧壁上的石膏不规则地落到石膏皮带上造成石膏皮带跑偏。

2原因分析

2.1一种可能的原因是原烟气中的飞灰含量影响，粉煤灰的粒径要比结晶石膏的粒径小得多，在真空皮带机上脱水时，细颗粒的粉煤灰很快通过石膏颗粒之间的间隙到达滤布表面，把滤布的细孔堵死，皮带上的真空度不能提高。

2.2FGD废水排放过少造成石膏脱水困难。由于旋流器顶流排出的废水中含的细颗粒的比例高，因此加大废水排量可以减少浆液中细颗粒的比例。

2.3真空度问题。真空度太低会造成石膏脱水困难。真空度低的原因很多，比如浆液分配器分配不均，造成真空度低、真空泵水密封不好水量不足、真空泵管线泵体结垢、真空罐下降管水封效果不好等原因。

3处理方案

3.1对除尘器进行改造降低入口烟气的粉尘浓度。

3.2加大废水排放量，由于旋流器顶流排出的废水中含的细颗粒的比例高，因此加大废水排量可以减少浆液中细颗粒的比例。

3.3严格真空泵运行管理，保证真空度，如果有结垢现象，可对真空泵系统进行清洗。

脱硫系统对于我们来说是新的一个专业，随着脱硫系统的运行，还会有许多问题会发生，我们将在不断学习中掌握，还要通过问题的处理积累经验教训，不断提高自身技术水平。

脱硫吸收塔系统常见故障分析及处理

脱硫吸收塔系统常见故障分析及处理 在电力系统中，脱硫吸收塔扮演着十分重要的角色，其在运行过程中如果出现了故障将会严重影响到电力系统的正常生产和运行，因此，对于脱硫吸收塔可能存在的问题需要我们及时的进行分析和研究，并找到解决的方案。本文主要就脱硫吸收塔系统中常见的故障原因进行了分析和研究，并提出了相应的解决对策，希望通过本次研究对更好的促进脱硫吸收塔常见故障的解决有一定的帮助。 标签：脱硫吸收塔常见故障解决对策 脱硫吸收塔系统在保障电力安全生产和环境保护工作中起到了至关重要的作用，而且在运行过程中不同温度和环境的作用下，会严重影响到系统正常的工作流程，进而导致各种系统故障出现，因此，做好对脱硫系统运行过程中各种缺陷、故障的检修和维护工作就显得十分重要了。 一、脱硫吸收塔系统中循环泵叶轮以及泵壳出现磨损故障 1.故障原因分析 在脱硫吸收系统在运行过程中，由于系统中主要的介质是石灰石浆液，外加浆液的酸碱度变化程度很大，因此，在系统运行过程中，浆液循环泵的叶轮磨损是在所难免的。在系统运行过程中，浆液会在泵内高速运转，产生的冲击力会对泵壳产生一定的冲击，最终将会导致泵壳的磨损。这种情况持续进行下去就会逐步造成泵壳壁的磨损，严重时还会出现磨穿的现象，给系统安全运行造成严重的影响。当泵壳的厚度变薄之后，经过叶轮对其做功后，浆液会出现回流的现象，这就导致了浆液在系统中的循环总量降低，循环液的液压就会减小，达不到设计的高度，导致系统的吸收效果减弱，出力达不到额定的数值，最终导致了脱硫吸收塔系统的各个参数出现异常情况，使得整个系统的脱硫效率持续降低。 2.解决对策 当系统中浆液循环泵叶轮以及泵壳出现了严重的磨损之后，系统中相应的参数就会出现循环泵电流减小，整个浆液系统的出力就会下降，整个浆液的循环量会随之持续降低。当系统出现这种情况之后，应该及时的将系统停止运行，对该系统中的泵叶轮以及泵壳进行特殊的工业防磨处理。当这项工作处理完毕之后，就可以再次使系统投入运行。而当系统中叶轮出现严重的磨损之后，应该根据设备在系统中的运行时间长短，综合考虑各项经济效益，及时的更换成全新的叶轮，从而保证系统能够正常的循环，保持正常的浆液循环量。 二、脱硫吸收塔系统中循环泵出口喷头以及母管出现堵塞故障 1.故障原因分析

脱硫CEMS系统常见故障及处理方法手册

脱硫C E M S系统常见故障及处理 方法手册(总3页) --本页仅作为文档封面，使用时请直接删除即可-- --内页可以根据需求调整合适字体及大小--

脱硫CEMS系统常见故障及处理方法手册 一、脱硫CEMS仪表系统概况 单台机组脱硫CEMS系统共分为三个部分：FGD入口烟烟气测量回路，烟囱入口烟气测量回路，烟囱烟气测量回路。相应的共有三块分析仪表，均为ABB-EL3020型。 其中，FGD入口烟气测量数据有：SO2，O2含量，烟气温度，流速流量，压力，烟尘浓度。烟囱入口测量的数据有：SO2，NO，O2含量，烟气温度，流速流量，压力，烟尘浓度，湿度。烟囱测量数据类型同烟囱入口。 二、运行中常见故障及原因分析 1、烟气分析仪表 ①故障现象：SO2测量偏低，O2偏高 原因：CEMS取样装置在真空泵之前存在漏气环节，部位有：a、取样探头处接头及管路b、反吹压缩空气管路c、蠕动泵d、真空泵，截至目前为止已检查出的常见部位为蠕动泵及真空泵，主要是由于⑴蠕动泵管因长期接触溶有SO2的水失去弹性，蠕动泵压不紧泵管，空气被真空泵强大的吸力倒吸进管路中⑵蠕动泵管接头松或者是被反吹的压缩空气将接头蹦开，导致空气漏入系统⑶真空泵的膜片破损，或者是活塞处结晶，入口烟气孔堵死，导致空气漏入系统。 处理方法：检查系统中各个接头并复紧；检查蠕动泵情况或更换蠕动泵泵管等。

②故障现象：SO2、O2及NOX测量值变化慢，并且会持续下降，样气流量无法调整 原因：CEMS取样系统不通畅，故障部位有：a、取样探头处接头及管路b、排空管路。截至目前为止已检查出的常见部位为取样探头后取样管堵塞和仪表排空管路堵塞，主要是由于⑴粉尘进入样气管路，造成样气流通不畅，流量最终会降至零⑵排空管路中有水珠堵塞，排气不畅，导致仪表测量的样气滞留在测量池内，仪表测量不到连续的样气，其测量值就会不变，时间长了甚至会出现持续下降。 处理方法：现场拆除取样探头清理、吹堵等。 ③故障现象：O2正常，SO2、NO偏低。 原因：1、样气流量偏低。 2、采样管线拌热温度低。 处理方法：1、将样气流量调大至左右，如果流量不能调高，首先排查反吹截止阀是否堵塞，如果正常；再排查真空泵出力是否正常，如果正常；则说明采样管路或取样探头处堵塞，需要立即清理。 2、检查采样管线拌热和就地取样探头加热电源是否正常投入，曾发生过取样探头加热电源开关跳闸，检查无异常后重新合闸后采样管线拌热温度正常后，CEMS仪表参数正常。 ④故障现象：O2接近空气中的氧含量或长时间高于12%，SO2和NO接近于0。 原因：1、仪表正在反吹。 2、上述现象多于10分钟时，则说明净处理管路严重漏气。

脱硫系统运行中常见问题及处理

脱硫系统运行中常见问题及处理 吸收塔溢流问题： 1吸收塔溢流现象 调试及运行中吸收塔会发生浆液溢流现象，而且此现象很普遍。溢流现象不是连续的，而且有一定的规律性，表面现象来看，很不好解释。例如我公司#5吸收塔溢流管线标高为11150mm，溢流排水管线位置13110mm，上面呼吸孔标高为14000mm。 系统停运时液位正常，运行中液位显示10000mm时溢流口开始间歇性溢流，并从呼吸孔排出泡沫。对液位计、溢流口几何高度进行校验，没有发现问题。当液位降低到8.5米左右，烟气会从塔体溢流口冒出，造成浆液从呼吸孔喷出。 2原因分析 DCS显示的液位是根据差压变送器测得的差压与吸收塔内浆液密度计算得来的值，而不是吸收塔内真实液位。由于循环泵、氧化风机的运行，而且水中杂质(有机物，盐类等)、氧量较大，而引起浆液中含有大量气泡、或泡沫，从而造成吸收塔内浆液的不均匀性，由于浆液密度表计取样来自吸收塔底部，底部浆液密度大于氧化区上部浆液密度，造成仪表显示偏低。 我公司脱硫用水采自机组循环水排污水，水质较差，有机物较高可达30～40，CL-含量超过1100mg/l。此时吸收塔内液位超过了表计显示液位，此时塔内液位已经达到了溢流口的高度，再加上脉冲扰动、氧化空气鼓入、浆液的喷淋等因素的综合影响而引起的液位波动，并且浆液液面随时发生变化，导致吸收塔间歇性溢流。 3处理方案 3.1确定合理液位 调试期间确定合理的运行液位，根据现场运行条件，人为降低运行控制液位计显示液位，使塔内实际液位仅高于塔体溢流口高度，防止烟气泄露。修正吸收塔浆液密度来提高液位计显示液位，控制液位在塔体溢流口至溢流排水口标高之间。 3.2加入消泡剂 尽管确定液位仅高于塔体溢流口高度，也难免吸收塔浆液泡沫从呼吸孔冒出。根据实际运行情况来看，吸收塔内泡沫会高于实际液位表面2—5米。防止吸收塔溢流及喷沫现象的有效手段是加入消泡剂。加入消泡剂的量按系统废水量计算：(废水处理量设计值)×24h× 10g/m3=Xkg/h，如实际运行约3m3/h废水量，每天约加入0.72kg/d就可起到消泡作用。同时按照运行情况连续排出废水，控制浆液中的盐分，避免大量泡沫的形成。 3.3核算氧化空气用量

脱硫CEMS常见故障及处理方法

脱硫CEMS常见故障及处理方法 2.1 分析仪显示SO2、NOX数值偏低，O2显示偏高 分析仪预处理系统有漏气，检查漏点处理。可能原因是采样管路、连接接头、过滤器、冷凝器、蠕动泵管等密封不严，可将所有接头螺帽拧紧；将针阀顺时针旋到底（关死旁路），堵死截止阀上端的进气口，如果浮子流量计小球到最低，且仪表出现报警说明柜内各装置密封良好，则对采样系统进行漏点检查，若流量计有读数测对分析柜内系统进行检查。 2.2 分析仪流量计读数显式过低 正常情况下流量计读数显示在1.0-1.2ml之间，调整旁路针型阀读数指示能否正常，若读数低，检查取样泵是否工作常，分析柜内管路、滤芯及采样探杆、探头滤芯是否堵塞。 2.3 SO2读数自动吹扫后显示过低或过高，经过十几分钟左右恢复正常。 （1）通常U23分析仪表出厂设置自动吹扫周期为6小时，吹扫时间为360S。采样探头加热温度在140°C左右，探杆长度1.5米，正常测量过程中，探杆在烟道的位置，探杆中的水以液态形式存在，与SO2反应消耗一部分，吹扫过程中将探杆中的水分吹走，使得SO2显示偏高，经过十几分钟后水分重新聚集在探杆内，读数逐渐恢复正常。建议将探杆探头改为带加热装置，阻止探杆中的水分与SO2反应。 （2）自动吹扫过程中，如果吹扫用的压缩空气带有水、油等杂志，吹扫完毕，加热管线温度还立刻恢复的设定温度（出厂设定在140°C），采用管线中压缩空气中的水以液态形式存在，与SO2反应造成读数偏低。带伴热管线温度升高水变为气态不再与SO2反应，读数显示正常。处理方法，将压缩空气气源改造，气源从脱硫压缩空气出口改为主厂房压缩空气母管处引入，并在脱硫CEMS吹扫用气中加装一套空气净化装置，保证气源品质合格。 2.4 分析柜故障指示灯亮，PAS-DAS系统中显示故障报警 （1）气体分析仪发故障报警导致分析柜故障灯亮。分析仪故障时，液晶屏右缘显示“F”（故障），故障信息会被记录在日志中，在输入模式中用菜单路径“分析仪状态-状态-日志/故障”可调用故障信息。根据提示的信息选择响应的处理程序。表1 为常见故障信息、故障的起因以及故障排除措施的总结表。 （2）制冷机故障导致分析柜故障灯亮。正常情况下制冷剂工作温度在2°C-5°C之间，当温度过高或过低时，预热管线除水系统不能正常工作，管路中的水分与烟气反应行程酸性液体，对分析仪造成损害。建议检查制冷剂电源接线是否松动，制冷机设备是否损坏。 （3）伴热管线加热温度偏差大或者采样探头导致分析柜故障灯亮。出厂时设定伴热管线及探头加热温度在140°C左右，超出范围故障报警；建议检查探管线伴热及探头加热空开电源是否正常，检查探管线伴热热电阻探头是否在伴热管线内接触正常。

烟气脱硫装置常见故障、原因及处理措施

烟气脱硫装置常见的故障、原因、及处理措施 一、事故处理的一般原则： 1、发生事故时，运行人员应根据综合参数的变化及设备异常现象，正确判断和处理处理事故，防止事故扩大，限制事故范围或消除事 故的根本原因；在保证设备安全的前提下迅速恢复脱硫装置组成运行，满足机组脱硫的需要。在机组确已不具备运行条件或继续运行 对人身、设备有直接危害时，应停运脱硫装置。 2、运行人员应视恢复所需时间的长短使FGD装置进入短时停运、 短期停运或长期停运状态。在处理过程中应首先考虑重新浆液在管 道内堵塞以及在吸收塔、箱、罐、池及泵体内沉积的可能性，尽快 排放这些管道和容器中的浆液，并用工艺水冲洗干净。 3、在电源故障情况下，应尽快恢复电源，启动各搅拌器和冲洗水泵、工艺水泵、增压风机电机的润滑油泵和液压油泵、增压风机及密封 风机。如果8小时内不能恢复供电，泵、管道、容器内的浆液必须 排出，并用工艺水冲洗干净。 4、事故处理结束后运行人员应实事求是地记录事故发生的时间、现象、及所采取的措施等，对事故现象的特征、经过及采取的措施认 真分析、总结经验教训。 5、发生下列情况之一时，运行人员要紧急停运脱硫装置： 5.1增压风机故障； 5.2GGH停止转动； 5.3吸收塔循环泵全停；

5.4烟气温度超出允许范围； 5.5原烟气挡板未开； 5.6净烟气挡板未开； 5.76kv电源中断； 5.8锅炉发出灭火信号； 5.9锅炉投油或电除尘故障。 6、出现火灾事故时，运行人员应根据情况按以下措施处理： 6.1运行人员在现场发现有设备或其他物品着火时，立即报警，查 实火情。 6.2正确判断灭火工作是否具有危险性，按照安全规程的规定，根 据火灾的地点及性质，正确使用灭火器材，迅速灭火，必要时应停止设备或母线的工作电源和控制电源。 6.3灭火工作结束后，运行人员应对各部分设备进行检查，对设备 的受损情况进行确认。 二、烟气脱硫装置常见的故障、原因、及处理措施 FGD装置的各种故障存在共性，但更多的是由于设计、制造、安装及维护水平的差异而表现出不同的特点。因此应结合现 场具体情况，作详细判断分析和处理。 一、烟气系统 1、增压风机故障 现象： 1)DCS画面显示增压风机已停止，“增压风机跳闸”报警信号

脱硫常见问题及解决方案汇总

脱硫常见问题及解决方案汇总 脱硫常见问题及解决方案汇总如下： 一、脱硫效率低 1.脱硫效率低的原因分析： (1)设计因素 设计是基础，包括L/G、烟气流速、浆液停留时间、氧化空气量、喷淋层设计等。应该说，目前国内脱硫设计已经非常成熟，而且都是程序化，各家脱硫公司设计大同小异。 (2)烟气因素 其次考虑烟气方面，包括烟气量、入口SO2浓度、入口烟尘含量、烟气含氧量、烟气中的其他成分等。是否超出设计值。 (3)脱硫吸收剂 石灰石的纯度、活性等，石灰石中的其他成分，包括SiO2、镁、铝、铁等。特别是白云石等惰性物质。 (4)运行控制因素 运行中吸收塔浆液的控制，起到关键因素。包括吸收塔PH值控制、吸收塔浆液浓度、吸收塔浆液过饱和度、循环浆液量、Ca/S、氧化风量、废水排放量、杂质等。 (5)水 水的因素相对较小，主要是水的来源以及成分。 (7)其他因素 包括旁路状态、GGH泄露等。 2.改进措施及运行控制要点 从上面的分析看出，影响FGD系统脱硫率的因素很多，这些因素叉相互关联，以下提出了改进FGD系统脱硫效率的一些原则措施，供参考。 (1)FGD系统的设计是关键。 根据具体工程来选定合适的设计和运行参数是每个FGD系统供应商在工程系统设计初期所必须面对的重要课题。特别是设计煤种的问题。太高造价大，低了风险大。 特别是目前国内煤炭品质不一，供需矛盾突出，造成很多电厂燃烧煤种严重

超出设计值，脱硫系统无法长期稳定运行，同时对脱硫系统造成严重的危害。 (2)控制好锅炉的燃烧和电除尘器的运行，使进入FGD系统的烟气参数在设计范围内。必须从脱硫的源头着手，方能解决问题。 (3)选择高品位、活性好的石灰石作为吸收剂。 (4)保证FGD工艺水水质。 (5)合理使用添加剂。 (6)根据具体情况，调整好FGD各系统的运行控制参数。特别是PH值、浆液浓度、CL/Mg离子等。 (7)做好FGD系统的运行维护、检修、管理等工作。 二、除雾器结垢堵塞 1.除雾器结垢堵塞的原因分析 经过脱硫后的净烟气中含有大量的固体物质，在经过除雾器时多数以浆液的形式被捕捉下来，粘结在除雾器表面上，如果得不到及时的冲洗，会迅速沉积下来，逐渐失去水分而成为石膏垢。由于除雾器材料多数为PP，强度一般较小，在粘结的石膏垢达到其承受极限的时候，就会造成除雾器坍塌事故。 沉积在除雾器表面的浆液中所含的物质是引起结垢的原因。如果这些污垢不能得到及时的冲洗，就会在除雾器叶片上沉积，进而造成除雾器堵塞。 结垢主要分为两种类型： (1)湿-干垢： 多数除雾器结垢都是这种类型。因烟气携带浆液的雾滴被除雾器折板捕捉后，在环境温度,粘性力和重力的作用下，固体物质与水分逐渐分离，堆积形成结垢。这类垢较为松软，通过简单的机械清理以及水冲洗方式即可得到清除。 (2)结晶垢： 少数情况下，由于雾滴中含有少量亚硫酸钙和未反应完全的石灰石，会继续进行与塔内类似的各种化学反应，反应物也会粘结在除雾器表面造成结垢，这些垢较为坚硬，形成后不易冲洗。 2.防止除雾器堵塞的措施 由于除雾器的功能就是捕捉烟气携带的雾滴，因此形成湿-干类型的垢属于正常现象，脱硫系统都设计有冲洗装置将沉积的石膏垢定期及时冲洗掉，防止其堆积。 正常运行期间，应按照设备厂家要求的冲洗水流量和冲洗频率进行冲洗，可防止结垢物堆积，同时防止发生堵塞和坍塌事故。

脱硫CEMS系统运行的常见故障及维护

脱硫 CEMS系统运行的常见故障及维护 摘要:本文重点讲述了CEMS系统运行中出现的常见问题,并结合维护工作中 的故障进行总结,依照故障情况提出解决方案从而取得良好效果。 关键词:脱硫CEMS系统；故障；维护 随着人们环保意识逐渐增强,酸雨问题的解决受到专家们的重视程度越来越高。众所周知，大气中形成酸雨的SO2主要成分来自煤的燃烧,电厂燃煤占燃煤 总量的50%以上,电厂的脱硫对环保起到举足轻重的作用。脱硫CEMS是监控脱硫 运行工况的“眼睛”,正常运行中的CEMS数据是环保部门进行排污申报、总量控制、排污费征收等环境管理的重要依据。脱硫装置运行可靠的情况下,CEMS数据 是否正常准确直接关系到企业能否拿到脱硫电价,与企业的效益休戚相关。综上 所述，CEMS运行的可靠性准确性对电厂、对社会都非常重要。 1CEMS系统组成 CEMS全名叫做烟气排放连续监测系统。CEMS系统主要包括颗粒物监测子系 统(烟尘浓度)、气态污染物(SO2、NOx)监测子系统、烟气排放参数测量子系统 (烟气温度、压力、流量、湿度、O2)、数据采集传输与处理系统等[1]。 2CEMS系统常见故障及维护方法 （1）流量计流量偏低 流量计流量降低最大可能是采样管道堵塞、采样泵有杂质、分析仪出口堵塞、就地采样器堵塞，当然也不排除流量计本身未打开的可能。先从最简单的开始， 检查流量计是否正常打开，如果都正常的，则检查采样泵。如果是采样泵内有杂质，可导致采样泵入口吸气压力降低，出口排气压力降低。则需更换采样泵。 如果正常后需要检查采样泵后管线，从采样泵出口至分析仪入口之间的管路 设备（包括过滤器、电磁阀、机柜流量计），看有无堵塞；如果正常检查则采样

湿法脱硫系统设备常见故障处理方法及预控措施

湿法脱硫系统设备常见故障处理 方法及预控措施

***** 一、脱硫系统概述 1、湿法脱硫工艺流程 石灰石——石膏湿法脱硫工艺系统主要有：烟气系统、吸收氧化系统、浆液制备系统、石膏脱水系统、排放系统组成。其基本工艺流程如下： 锅炉烟气经电除尘器除尘后，经过引风机、引风机出口烟道、吸收塔入口烟道，进入吸收塔。在吸收 塔内烟气自下向上流动，被向下流动 的循环浆液以逆流方式洗涤。循环浆 液自吸收塔底部由浆液循环泵向上 输送至吸收塔喷淋层，每个浆液循环 泵与其各自的喷淋层相连接（共4 层），由塔内设置的布液管道及喷嘴 雾化后分散成细小的液滴均匀喷射 到吸收塔整个断面，使气体和液体得 以充分接触洗涤脱除烟气中的SO2、 SO3、HCL和HF。与此同时，吸收

SO2（SO3）后的浆液在吸收塔内“强制氧化工艺”的处理下被导入的空气强制氧化为石膏（CaSO4•2H2O），并消耗作为吸收剂的石灰石。石灰石与二氧化硫反应，经强制氧化生成的石膏，通过石膏排出泵排出吸收塔，进入石膏脱水系统。脱水系统主要包括石膏水力旋流器（一级脱水设备）和真空皮带脱水机（二级脱水设备），最终形成湿度小于10%的石膏副产品。 经过净化处理的烟气流经两级除雾器除雾，在此处将清洁烟气中所携带的浆液雾滴去除。同时按程序用工艺水对除雾器进行冲洗。进行除雾器冲洗有两个目的，一是防止除雾器堵塞，二是冲洗水同时作为补充水，稳定吸收塔液位。 在吸收塔出口，烟气一般被冷却到46~55℃左右，洁净的烟气通过烟道进入烟囱排向大气。 2、脱硫过程主反应： 1．SO2 + H2O → H2SO3 吸收 2．CaCO3 + H2SO3 → CaSO3 + CO2 + H2O 中和 3．CaSO3 + 1/2 O2 → CaSO4 氧化 4．CaSO3 + 1/2 H2O → CaSO3•1/2H2O 结晶 5．CaSO4 + 2H2O → CaSO4•2H2O 结晶 6．CaSO3 + H2SO3 → Ca(HSO3)2 pH控制 吸收塔中的pH值通过注入石灰石浆液进行调节与控制，一般pH值在5.5~6.2之间。

脱硫装置故障及事故处理

脱硫装置故障及事故处理 一、脱硫装置故障处理 脱硫装置是用来减少燃煤电厂排放的二氧化硫含量的重要设备。然而，由于设备老化、操作失误、设备维护不善等原因，脱硫装置可能会发生故障。下面将介绍脱硫装置故障处理的一般步骤。 1.紧急响应 一旦发现脱硫装置出现故障，必须立即进行紧急响应。操作人员应立 即停止脱硫装置运行，并通知相关人员进行后续处理。 2.故障诊断 停止运行后，操作人员需要进行故障诊断，找出故障原因。诊断可能 涉及设备检查、数据分析、设备测试等工作。对于一些常见的故障原因， 操作人员可以参考设备说明书或经验进行快速判断。 3.故障修复 修复故障时，需要根据故障原因采取相应的措施。这可能包括更换损 坏的部件、修理设备、重新校准设备等。需要注意的是，修复过程中必须 按照操作规程进行，确保操作人员的安全。 4.系统测试 故障修复后，必须进行系统测试以确保设备能够正常运行。测试应该 包括设备测试、性能测试、安全测试等。如果测试结果满足要求，脱硫装 置可以重新投入运行。 二、脱硫装置事故处理

脱硫装置事故是指在脱硫装置运行过程中发生的严重故障，可能导致人员伤亡、设备损坏或环境污染等后果。下面将介绍脱硫装置事故处理的一般步骤。 1.紧急响应 一旦发生脱硫装置事故，必须立即进行紧急响应。操作人员应立即切断事故源，保护人员生命安全，并通知相关部门和人员。 2.事故调查 事故调查是为了确定事故原因和责任。调查工作应由专业人员进行，可能需要收集事故现场的证据、记录相关人员的口述、分析事故录像等。调查结果应当得出一个准确的结论，以确定相关责任人。 3.事故处理 根据事故调查结果，对责任人进行相应的处罚或纠正措施。同时，还需要进行设备修复和事故现场的清理工作。对于严重的事故，还可能需要进行环境治理和公众安抚等工作。 4.事故总结 事故处理完成后，需要进行事故总结。总结工作应包括对事故原因的分析、事故处理的评估以及防止类似事故再次发生的建议。总结报告应提交给相关部门并保留备查。 结论 在脱硫装置运行过程中，故障和事故是难以避免的。因此，我们必须做好相关的故障处理和事故处理工作。通过及时响应、快速诊断、专业修复和彻底调查，可以最大程度地减少损失，并防止类似情况再次发生。同

脱硫装置故障及事故处理

脱硫装置故障及事故处理 脱硫装置是一种重要的环保设备，用于去除燃煤电厂产生的废气中的硫化物。然而，脱硫装置也会面临一些故障和事故，这会对环境和人们的生活造成严重影响。因此，对脱硫装置的故障和事故进行及时处理至关重要。 脱硫装置的故障可能涉及设备的机械故障、设备的损坏、流程的异常以及操作人员的错误等。首先，机械故障是比较常见的问题，比如设备的零部件损坏、设备的运行不稳定等。其次，脱硫装置的损坏可能是由于过高或过低的温度、浓度或压力造成的。流程异常也可能导致脱硫效果不佳或者脱硫装置无法正常运行。最后，操作人员的错误也是引起故障的一个重要原因。 当脱硫装置出现故障时，需要采取及时的措施进行处理。首先，必须立即停止脱硫装置的运行，以防止更严重的后果。然后，需要对故障设备进行检查和维修，以恢复脱硫装置的正常运行。如果是机械故障，可以通过更换损坏的零部件或整个设备来修复。如果是流程异常，可以通过调整操作参数来恢复正常。对于操作人员的错误，需要进行培训和教育，以防止类似的错误再次发生。 另外，脱硫装置的故障可能导致事故的发生，这可能对环境和人们的生活造成更严重的影响。因此，在事故处理方面，必须采取更加严格的措施。首先，当事故发生时，要立即启动应急预案，组织人员进行疏散和救援工作。同时，要进行事故现场的封锁和隔离，以防止事故扩大和进一步危害环境。其次，要对事故的原因进行调查和分析，以便采取针对性的措施，防止类似事故再次发生。

在脱硫装置的故障和事故处理中，保持守法经营原则是非常重要的。运营商需要遵守相关的环保法律法规，采取必要的措施保护环境。此外，也需要与监管部门保持紧密的合作，及时报告和处理故障和事故，以确保环境和人民的安全。 总之，脱硫装置故障和事故的处理对于保护环境和人们的生活至关重要。必须及时采取措施对故障进行修复，确保脱硫装置的正常运行。对于事故的处理，要启动应急预案，组织救援工作，进行事故调查和分析，以防止事故再次发生。同时，要遵守相关法律法规，保持守法经营，与监管部门保持紧密合作，共同推动环保工作的开展。

脱硫吸收塔系统常见故障分析及处理

脱硫吸收塔系统常见故障分析及处理 脱硫系统的发生的故障主要是吸收塔系统出现的异常工况，分析吸收塔系统浆液循环泵叶轮磨损、浆液泵出口母管堵塞、吸收塔内浆液异常等对吸收塔出口参数的影响，并提出了各种异常现象发生时的解决方法，为减少脱硫系统故障，确保烟气达标排放提供参考。 1脱硫系统概况 石灰石－石膏湿法脱硫工艺是目前较为成熟的脱硫技术。莱城电厂4台 300MW机组采用石灰石－石膏的湿法烟气脱硫工艺，一炉一塔设计。自投运以来，脱硫设施投运率超过99.0%、脱硫效率保持在95%以上。整套系统于2008年12月底完成安装调试，运行稳定。 系统全烟气量脱硫时，脱硫后烟气温度不低于80℃。校核煤种工况下确保FGD装置排放的SO2浓度不超标；当FGD入口烟气SO2浓度比设计煤种增加25%时仍能安全稳定运行。吸收塔系统是影响脱硫效率的核心部件，自下而上可分为氧化结晶区、吸收区、除雾区三个主要的功能区。 2吸收塔系统常见故障分析及解决方法 2.1循环泵叶轮及泵壳磨损对吸收塔参数的影响脱硫系统运行中，因浆液循环泵中介质为石灰石浆液，外加浆液中pH值变化较大，因此，浆液循环泵的磨损在所难免。浆液在泵内高速流动，对泵壳产生一定的冲刷磨损，造成泵壳壁厚变薄、磨穿的情况。当泵壳减薄后，经叶轮作功后的浆液回流量相应增加，浆液循环总量减小，压头理所当然达不到应有的高度，吸收效果变差，出力不能达到额定值，吸收塔参数异常，脱硫效率降低。 解决方案：当浆液循环本叶轮及泵壳磨损严重时，相应出现浆液循环泵电流减小，出力降低，将循环量减少，此时应停止运行，对该泵叶轮及泵壳进行特殊工艺防磨，当防磨工作处理且养护完毕，可在此投入运行。当叶轮磨损严重时根据运行周期可更换新叶轮，以保持正常浆液循环量。 2.2循环泵出口喷头及母管堵塞对参数的影响 吸收塔系统运行中，经常出现浆液循环泵出力降低的情况，在排除浆液循环泵磨损等情况外，应考虑浆液循环泵出口喷头及母管堵塞。一旦以上部位堵塞，

浅谈电厂锅炉脱硫脱硝系统运行存在的问题和处理措施

浅谈电厂锅炉脱硫脱硝系统运行存在的 问题和处理措施 摘要：在电厂锅炉脱硝系统的运行过程当中，出现问题的概率相对较高。所以，在对电厂锅炉烟气进行脱硫处理时，需要采取相应的技术手段，从而有效实现预定目标。而且相关电力企业还应分析电厂锅炉脱硫脱硝系统运行存在的问题，合理采取处理措施，以此来保证锅炉脱硫脱硝系统的安全稳定运行。本文针对电厂锅炉脱硫脱硝系统运行过程中存在的问题进行分析，并提出具体的处理措施，希望能够为相关工作人员起到一些参考和借鉴。 关键词：电厂锅炉；脱硫脱硝系统；问题；处理措施 在脱硫脱硝处理电厂锅炉烟气时，需要对不同工艺进行合理运用，全面优化脱硫技术，并要有效分离锅炉烟气。对于检修排空系统和氧化系统，需要采取相应的集中方式进行处理，这样一来，可以有效提升锅炉运行质量。相关电厂需要对锅炉脱硫脱硝系统运行中存在的问题加大注意，明确问题的产生原因，有针对性的采取处理措施，从而提升系统运行水平，促进我国电力企业的健康发展。 一、电厂锅炉脱硫脱硝系统运行过程中的常见问题 （一）脱硫岛水量平衡控制难度较大 在电厂锅炉脱硫脱硝系统的控制工作开展过程当中，脱硫系统容易有水量不平衡情况出现，所以想要使脱硫质量得到提升，需要在对浓缩段位液体进行控制的过程中，保证脱硫系统的水量稳定。特别是在长期脱硫处理烟气时，需要将水位高度控制在10-11m。一旦超出这一高度，则会有水流溢出情况出现，影响到正常的塔压、从整体角度进行分析，脱硫循环在不同环境下会有相应的变化发生，这也使离心泵机在运行时的脱硫水量控制难度有所增大。除此之外，在无法保持系统水量的平衡情况下，除雾器在冲洗水时往往难以控制用水量[1]。

电厂脱硫系统检修过程中存在问题及解决措施

电厂脱硫系统检修过程中存在问题及解 决措施 摘要：目前，电厂环保功能的重要环节是湿法烟气脱硫处理，系统的运行质 量直接影响到电厂的污染物排放控制，而利用停机检修的机会，降低系统故障率 是保证设备可靠运行的主要措施。基于此，本文详细探讨了电厂脱硫系统检修过 程中存在问题及解决措施。 关键词：电厂脱硫系统；检修；问题；措施 随着经济社会的不断发展，人们对生活水平的要求越来越高，用电量需求也 越来越大。煤作为发电的主要原料，将对目前的环境造成极大的污染。脱硫技术 不仅可提高原料的生产利用率，获得更多的用电量，而且可消除一些空气污染物，起到保护环境、净化空气的作用。 一、电厂脱硫系统检修概述 电厂脱硫系统作为主要发电设备，在电厂的运行中起着重要作用，做好电厂 脱硫系统的检修具有重要的现实意义。在实践中，脱硫系统检修以吸收塔为主线，按具体工作和检修流程进行。脱硫系统一般由五部分组成：吸收塔、烟道、转动 机械、废水系统、制浆系统。吸收塔检修的重点是内部石膏清理、喷淋层喷嘴及 管道的检修、防腐层的损损等；烟道检修包括烟囱内壁防腐情况、焊缝完整性、 挡板门泄漏、膨胀节泄漏等；转动机械检修主要检查搅拌器、循环泵、增压风机 等设备运行正常；废水系统的计量泵、中和箱、石膏皮带脱水机运行是否正常； 供浆系统包括给料机、浆液箱和磨机等，检查设备是否有运行故障。 二、脱硫设施的检修工艺及检修项目安排 脱硫检修主要集中在吸收塔上，检修工艺严格执行作业文件包、检修规程和 验收流程，主要分为五个部分：吸收塔、烟道、增压风机等转动机械、废水系统、

制浆系统，具体包括吸收塔石膏清理、喷淋层喷嘴及喷淋管道检查清理、内部防 腐层检查修复、浆液循环管道内部衬胶检查修复、除雾器冲洗、除雾器阀门检查 处理等；烟道包括烟囱内壁防腐检查、烟道焊缝及防腐检查、烟气挡板门严密性、灵活性检查、膨胀节检查等；转动机械包括增压风机、浆液循环泵、氧化风机、 吸收塔搅拌器、真空泵等检修；废水系统包括石膏旋流器、石膏皮带脱水机、浓 缩澄清池、中和箱、压滤机或脱泥机、加药计量泵等；制供浆系统包括给料机、 磨机、浆液箱等。因此，必须保证检修验收人员的数量与水平，保证后期试运时间，所以后期必须预留足够的试运及消缺时间。 三、脱硫系统检修中吸收塔的溢流问题 1、现象。电厂脱硫系统吸收塔在检修和运行时，可能发生浆液溢流问题， 而且在实践中此现象较常见。电厂脱硫系统的溢流问题一般不是连续的，具有一 定的规律性，通过对表面现象的分析，未能很好地解释产生此问题的主要原因。 电厂脱硫系统停运时，液位正常，液位计和溢流口几何高度的测量和校验并未发 现任何问题。当液位下降到8.5m左右位置时，烟气会从电厂脱硫系统的塔体溢 流口冒出，最终造成电厂脱硫系统中浆液从其呼吸孔喷出的问题。 2、原因。电厂脱硫系统DCS显示的液位是根据系统差压变送器测得的差压 及吸收塔内浆液密度计算得来的数值，所以不是吸收塔的真实液位。由于循环泵 和氧化风机的连续运行，水中杂质和氧量较大，导致浆液中产生大量气泡或泡沫，最终导致电厂脱硫系统吸收塔浆液不均匀特性。 3、应对措施 1)确定合理的液位。电厂脱硫系统检修时确定的合理运行液位，应根据现场 运行情况人为有效降低在运行中控制液位计的显示液位数值，最终保证塔内实际 液位仅高于塔体溢流口高度，从而有效防止发生烟气泄漏问题。同时，对吸收的 塔内浆液密度进行了修正，进一步提高了液位计的显示液位，进一步控制好液位 处于塔体溢流口直到溢流排水口标高之间。 2)可加入适量消泡剂。即使确定液位高度仅高于塔体溢流口高度，吸收塔浆 液泡沫也不可避免地会从其呼吸孔中冒出。根据具体运行情况分析，电厂脱硫系

燃煤电厂脱硫设备运行中存在的问题及优化

燃煤电厂脱硫设备运行中存在的问题及优化近几年随着全民环保意识的增强和国家环保排放标准的提高，各火力发电企业纷纷进行脱硫、脱硝、除尘等环保设施升级改造，石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术是目前电厂应用最多的脱硫技术，脱硫吸收塔作为电厂脱硫系统的主要建筑结构。其内壁的防腐层、内部安装的衬胶喷淋管道、喷嘴、板式和管式除雾器等大量使用易燃材料，防腐材料多为玻璃鳞片胶泥或橡胶，在进行塔体动火、焊接作业时极容易引起火灾，与吸收塔相连的管路为衬胶管路或FRP管路( 均为易燃物)，衬胶施工使用的丁基胶水是极易挥发，燃点很低的物质，烟道防腐用的胶板也是易燃物质，稍有疏漏,就会发生火灾。据不完全统计，近几年全国已发生了脱硫吸收塔失火事故二十多起。“十一五”期间火电机组脱硫设备快速普及，但工程质量参差不齐，部分设施腐蚀、结垢以及磨损情况严重，难以胜任甚至无法持续正常运转，技改势在必行。同时，国家在“十三五”规划中对节能减排提出新的目标要求，火电厂大气二氧化硫、氮氧化物、粉尘排放浓度要达到燃气轮机排放标准，以目前的脱硫工艺而言难以满足。因此，针对脱硫设备及其运行参数做一些优化调整，以提高设备的安全性、稳定性是非常必要的。 1脱硫设备常见问题及解决方法 1.1设备腐蚀 腐蚀是脱硫设备面临的第一大问题，尤其对于石灰石-石膏湿法脱硫工艺。腐蚀是相对金属而言的，可分为以下类型： ①点蚀，即金属表面出现细微的“锈孔”，腐蚀一般为纵深方向，最终导致钢材穿透，氯离子对其的影响明显； ②缝隙腐蚀，即在金属焊接处、螺钉连接处出现细微缝隙，电解质进入形成电解池发生电化学腐蚀。 ③应力腐蚀，即在拉应力和氯离子腐蚀环境共同作用下，金属的局部出现由表及里的裂纹;④磨损腐蚀，即腐蚀性流体(烟气中的灰分、石灰石、石膏颗粒等)与金属构件以较高速度相对运动而引起的金属损伤。

电厂脱硫系统检修过程中存在问题及解决措施

电厂脱硫系统检修过程中存在问题及解决措施随着经济社会的不断发展，人们对自己生活水平要求也越来越来高，用电 量需求也越来越大。而产生电的主要原材料煤会对我们现处的环境造成很大的污染。脱硫技术不仅可以提高材料的生产利用率，获得更多的用电量，还可消除部分空气污染物，达到保护环境，净化空气的作用。 标签：脱硫系统；检修过程；解决措施 一、前言 目前，随着我国电力工业的污染物的国家环保排放标准日益严格，新建及扩建发电厂的要求必须安装脱硫装置。由于近两年电力供应紧张，新建机组迅猛增加，并且机组燃煤供应紧张，电厂燃用煤质较差，基本是输送到什么煤就烧什么煤，基本没有选择低灰份低硫煤的余地，污染相当严重，在新建机组投产的同时，要求配套的脱硫装置也相应投产，既提高材料利用率，也保护环境，减少二氧化硫等污染物的产量。 二、电厂脱硫系统的概念 将煤中的硫元素用钙基等方法固定成为固体防止燃烧时生成SO2，通过对国内外脱硫技术以及国内电力行业引进脱硫工艺试点厂情况的分析研究，目前脱硫方法一般可划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫等3类。其中燃烧后脱硫，又称烟气脱硫（Flue gas desulfurization，简称FGD），在FGD技术中，按脱硫剂的种类划分，可分为以下五种方法：以CaCO3（石灰石）为基础的钙法，以MGO为基础的镁法，以Na2SO3为基础的钠法，以NH3为基础的氨法，以有机碱为基础的有机碱法。 三、电厂脱硫系统运行中的常见问题 1.脱硫效率较低 目前，火电厂脱硫系统在进行脱硫处理时，常常难以达到火电厂正常生产的要求，这是由于多方面原因造成的。首先，很多电廠是发电机组与脱硫系统进行同时设计建造的，导致脱硫系统无法结合实际进行设计，最终的运行效率严重不足；其次，煤的种类不同，其中的含硫量也不同，一些含硫量高的煤在使用过程中会导致排放物中硫的含量较高，脱硫系统难以有效进行脱硫；另外，运行中对吸收塔浆液的控制、吸收塔PH值的控制、吸收塔浆液的浓度、氧化风量以及废水排放量等因素都会对脱硫系统的效率产生直接影响。 2.除雾器结垢 脱硫系统在运行过程中沉积在除雾器表面的浆液中所含有的物质会在除雾

脱硫装置各类异常现象及事故原因的判断及处理程序

脱硫装置各类异常现象及事故原因的判断 及处理程序 1.1旋流器运行异常及事故原因判断及处理程序 （1）底流浓度大底流呈“柱状”或呈断续“块状”排出。 原因：底流口过小；给料浆液浓度大。 处理：可以先更换较大的底流口；若底流浓度仍大，则应在满足离心机处理能力的情况下尽量多出料直至浓缩段固含量下降至正常范围为止或往浓缩段多加稀硫铵溶液降低浓缩段浓度。 （2）若底流呈“伞状”排出，但底流浓度＜生产要求浓度原因：进料浓度低。 处理：提高进料浓度。 （3）底流呈“底流夹细”排出 原因：底流口径过大、溢流管直径过小、压力过高或过低。 处理：先调整好压力，再更换一个较小规格的底流口，逐步调试到正常生产状态。 （4）溢流浓度增大或“溢流跑粗” 原因：给料浓度增大；底流口堵塞。 处理：先检测底流口是否堵塞，再检测进料浓度，并根据具体情况调整；定时检测溢流浓度及细度。 1.2离心机运行异常及事故原因判断及处理程序 （1）油气泡（第二现象：负载推料频率减低，油泵有噪音） 原因：油质量不符合要求；油温太低；油位太低；油被水、母液、液体的蒸汽、防腐油污染。 处理：更换润滑油；将润滑油位加至正常范围内。

（2）油温高 原因：冷却器供水中断；冷水管道阻塞；冷水出口阻塞。 处理：疏通冷却水，保证冷却水量正常供应。 （3）推料频率减低 原因：油有泡沫；溢流阀泄漏或安装太低；推料活塞间隙太大；油泵损坏；过载、加料太快、加料条件有波动 处理：发生以上情况立即联系维护部进行处理。 （4）推料停止 原因：推料轴和(或)活塞环卡住；固体排出受阻；油泵损坏；推料活塞螺栓被破坏；导向活塞损坏；溢流阀失灵。 处理：发生以上情况立即联系维护部进行处理。 （5）电机电流过大 原因：油温太低；母液排出受阻；固体排出受阻；由于溢流阀失灵油压太高。 处理：及时清理离心机并联系维护部处理。 （6）离心机振动剧烈 原因：不规则加料；筛网磨损(间隙增大)；轴承损坏；筛网背面结晶；转鼓不平衡；转鼓内有损坏零件；轴弯曲。 处理：立即停机检查，清理离心机杂物并联系维护部检修处理。 1.3 离心泵运行异常及事故原因判断及处理程序 （1）泵不打液的原因及处理 原因：吸入管或泵壳内有存气形成气缚；叶轮或进口管堵塞；叶轮脱落或损坏严重。 处理：打开排气阀排净余气；清理叶轮或疏通管道；紧固或更换叶轮。

脱硫系统异常及事故处理

脱硫系统异常及事故处理 1.1 脱硫系统事故处理的一般原则： 1.1.1 发生事故时，主值在值长的直接指挥下，领导脱硫全体人员迅速果断地按照现行规 程处理事故。 1.1.2 发生事故时，运行人员应综合参数的变化及设备异常现象，正确判断和处理事故， 限制事故发生的范围，防止事故扩大。当脱硫系统确已不具备运行条件或继续运行对人身、设备有直接危害时，应申请值长同意，停运脱硫系统。 1.1.3 运行人员应视恢复所需时间的长短使FGD进入短时停机或长期停机状态；在处理过 程中应首先考虑出现浆液在管道内沉淀堵塞、在吸收塔、箱、罐、池及泵体内沉积的可能性，尽快排放这些管道和容器中的浆液，并用工艺水冲洗干净，防止系统堵塞。 1.1.4 当脱硫系统电源故障时，应尽快恢复电源，启动各搅拌器和除雾器冲洗水泵、工艺 水泵、增压风机轴承冷却风机运行。若8小时内不能恢复供电，泵、管道、容器内的浆液必须排出，并用工艺水冲洗干净。 1.1.5 当发生本标准没有列举的事故时，运行人员应根据自己的经验与判断，主动采取对 策，迅速处理。 1.1.6 事故处理结束后，运行人员应实事求是地把事故发生的时间、现象及所采取的措施 等记录在工作记录本上，并汇报有关领导。 1.1.7 值班中发生的事故，下班后应由值长、主值召集有关人员，对事故现象的特征、经 过及采取的措施认真分析，总结经验教训。 1.2 FGD系统的严重故障、原因及处理 1.2.1 发生下列情况之一，脱硫系统增压风机跳闸，并联开旁路烟气挡板，紧急运FGD 烟气系统 1.2.1.1 原烟气进口温度＞160℃。 1.2.1.2 原烟气挡板前烟气压力高＞＋400pa延时6S。 1.2.1.3 原烟气挡板前烟气压力低＜－1000pa延时6S。

脱硫系统常见故障及处理方法

脱硫系统常见故障及处理方法 一、工艺水中断的处理 （1 ）故障现象 1、工艺水压力低报警信号发出。 2、生产现场各处用水中断。 3、相关浆液箱液位下降。 4、真空皮带脱水机及真空泵跳闸。 （2）产生原因分析 1、运行工艺水泵故障，备用水泵联动不成功。 2、工艺水泵出口门关闭。 3、工艺水箱液位太低，工艺水泵跳闸。 4、工艺水管破裂。 （3 ）处理方法 1、确认真空皮带脱水机及真空泵联动正常 2、停止石膏排出泵运行。 3、立即停止给料，并停止滤液水泵运行。 4、查明工艺水中断原因，及时汇报值长及分场，尽快恢复供水。 5、根据冲洗水箱、滤饼冲洗水箱液位情况，停止相应泵运行。 6、在处理过程中，密切监视吸收塔温度、液位及石灰石浆液箱液位变化情况，必要时按短时停机规定处理。 二、脱硫增压风机故障 （1 ）故障现象 1、"脱硫增压风机跳闸”声光报警发出。 2、脱硫增压风机指示灯红灯熄，黄灯亮，电机停止转动。 3、脱硫旁路挡板、吸收塔通风挡板自动开启，进出口烟气挡板自动关闭。 4、若给浆系统投自动时，连锁停止给浆。 （2）产生原因分析 1、事故按钮按下。 2、脱硫增压风机失电。 3、吸收塔再循环泵全停。 4、脱硫装置压损过大或进出口烟气挡板开启不到位。 5、增压风机轴承温度过高。 6、电机轴承温度过高。 7、电机线圈温度过高。 8、风机轴承振动过大。 9、电气故障（过负荷、过流保护、差动保护动作）。 10、增压风机发生喘振。

11、热烟气中含尘量过大。 12、锅炉负荷过低。 （3 ）处理方法 1、确认脱硫旁路挡板、吸收塔通风挡板自动开启，进出口烟气挡板自动关闭，若连锁不良应手动处理。 2、检查增压风机跳闸原因，若属连锁动作造成，应待系统恢复正常后，方可重新启动。 3、若属风机设备故障造成，应及时汇报值长及分场，联系检修人员处理。在故障未查实处理完毕之前，严禁重新启动风机。 4、若短时间内不能恢复运行，按短时停机的规定处理 三、吸收塔再循环泵全停 （1 ）故障现象 1、"再循环泵跳闸”声光报警信号发出。 2、再循环泵指示灯红灯熄、绿灯亮，电机停止转动。 3、连锁开启旁路挡板、排烟挡板，停运增压风机，关闭两台机组脱硫进出口烟气挡板。 （2）产生原因分析 1、6KV电源中断。 2、吸收塔液位过低。 3、吸收塔液位控制回路故障 （3 ）处理方法 1、确认连锁动作正常。确认两台机组脱硫旁路挡板、吸收塔通风挡板自动开启，增压风机 跳闸；两台机组进出口烟气挡板自动关闭，若增压风机未跳闸、挡板动作不良，应手动处理。 2、查明再循环泵跳闸原因，并按相关规定处理。 3、及时汇报值长及分场，必要时通知相关检修人员处理。 4、若短时间内不能恢复运行，按短时停机的有关规定处理。 5、视吸收塔内烟温情况，开启除雾器冲洗水，以防止吸收塔衬胶及除雾器损坏。 四、6KV电源中断 （1 ）故障现象 1、6KV母线电压消失，声光报警信号发出，CRT报警； 2、运行中的脱硫设备跳闸，对应母线所带的6KV电机停运； 3、该段所带对应的380V母线将失电，对应的380V负荷失电跳闸。 （2）产生原因分析 1、6KV母线故障； 2、机组发电机跳闸，备用电源未能投入； 3、脱硫变故障备用电源未能投入。 （3 ）处理方法 1、确认脱硫联锁跳闸动作是否完成，若各烟道挡板动作不良应立即将自动切为手动操作。 2、确认USP段、直流系统供电正常，工作电源开关和备用电源开关在断开位置，并断开各负荷开关；