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，

必将造成浆液流量减少，浆液循环泵出力降低，浆液喷淋扩散半径减小，吸收塔内浆液喷淋不均，泵壳发热等现象，形成“烟气走廊”的机率大为增加，因而降低脱硫系统效率。莱城电厂3号脱硫系统停机后检查堵塞物成分，均是石灰石颗粒、SiO2、树脂鳞片、亚硫酸钙结垢物等。

解决方案：浆液循环泵出口喷头及母管堵塞，应利用停机机会进行彻底清理疏通，并建立检查清理档案，计划性停机检修，以保证可靠性在正常范围。另外循环泵停止时，应进行冲洗，尽可能将母管及喷头处浆液及异物冲洗干净，防止结块堵塞。

2.3吸收塔内浆液品质的影响

莱城电厂在3号脱硫系统大修过程中，在吸收塔底部清理出了部分树脂脱落物、SiO2以及石灰石中含的杂质等。系统正常运行过程中也出现过电除尘出口烟尘浓度超标的情况。烟气中粉尘含量持续超过设计允许量，将使脱硫率大为下降，管道内部逐渐沉淀堵塞。

另外，烟尘及飞灰呈碱性，当其进入浆液后，浆液pH值将升高。由于运行中pH值控制不再通过Ca/S计算，而是只用pH值反馈控制，相应减少了石灰石浆液量，但粉尘不会被消耗掉，因此造成虚假pH值升高，脱硫效率反而下降。

解决方案：为防止浆液循环泵出口母管及喷头堵塞，除停机后清理杂质异物外，应采取长期有效的治理方案。莱城电厂在本次3号脱硫系统大修过程中，在浆液循环泵入口管加装不锈钢滤网，阻挡了树脂脱落物、SiO2以及石灰石中含的杂质进入循环系统，效果良好，明显降低了喷淋系统出口母管及喷头清理周期，提高了吸收塔系统的运行可靠性。

为防止吸收塔入口粉尘浓度过高，正常运行中，应加强电除尘运行参数的监视，在粉尘浓度超过设计值时，应查明原因设法消除，超标时间较长且不能恢复正常数值时，应申请停止脱硫系统。

3运行调节参数对对吸收塔系统的影响

3.1循环浆液的pH值

脱硫系统运行中，循环浆液的pH值是运行人员控制的主要参数之一，也是影响脱硫系统效率的主要因素。当pH值较低，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大量产生并析出，产生硬垢，阻碍浆液对SO2的吸收。

从实际运行经验得出，提高循环浆液的pH值可直接提高脱硫系统的脱硫效率。pH值过低，能提高石膏的品质，但不能保证脱硫效率；而pH值过高，会造成石灰石粉的浪费，降低了石膏的品质，增加了循环浆液的密度，加大了对设备的磨损。为保证脱硫系统脱硫效率，pH值在5.2～6.0是经过考证的合理范围。

3.2吸收塔液位影响

我厂吸收塔液位规程规定正常运行在12m，吸收塔液位越高，循环泵入口浆液静压头越高，循环泵抽取的浆液量越多，母管压力越高，喷淋高度越高，浆液在塔内停留时间长，与气体接触的时间延长，接触界面增加，气体穿越气膜/液膜界面机会多，吸收效果更佳。同时液位高，氧化区高度增加，氧化反应充分，确保吸收塔系统稳定运行。

3.3外因及其他因素的对吸收塔系统的影响

进入脱硫系统的原烟气、净烟气SO2的含量对脱硫效率影响较大，当吸收塔入口烟气SO2含量异常升高时，因脱硫系统处理能力有限，脱硫效率将下降，反之，静烟气浓度降低，脱硫效率将逐渐升高。因为，随着入口SO2含量的逐渐增加，能很快打破吸收塔内化学反应的平衡，造成浆液中液滴吸收SO2的能力减弱，在最大量补充石灰石浆液的情况下，pH值仍不能维持，脱硫效率不能维持在正常范围。此时应设法排除外因的影响，保证脱硫吸收塔各参数运行正常。

4结语

在实际运行中影响脱硫系统的原因比较复杂，通过长时间的运行总结，找出影响脱硫吸收塔系统运行的因素，并进行归纳总结，提出解决方案并实施，设法使脱硫投运率和脱硫效率达到设计要求，确保烟气达标排放。

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

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

烟气脱硫系统吸收塔壁结晶问题分析及控制

脱硫吸收塔壁结晶问题分析及控制措施 一、造成吸收塔结晶主要原因分析 1、石膏浆液质量浓度大 如果石膏浆液质量浓度和质量分数较高，容易造成石膏浆液过饱和度大，使石膏在塔壁表面沉积下来，致使晶体形成。 2、燃煤硫份过高 正常运行中，脱硫吸收塔的液气比是相对固定的，设计燃煤硫份1.2%，当燃煤硫份大于设计值，其液气比无法调整，只能加大石灰石浆液投入量，提高石灰石浆液浓度，引起吸收塔浆液的石膏饱和度过临界值，产生严重的结垢现象。 3、吸收塔PH值大 较低的PH值值有利于亚硫酸钙的氧化、提高石灰石利用率，但不利于二氧化硫的吸收，脱硫效率较低。当PH＜4时，二氧化硫的吸收几乎无法进行，一般将PH值控制在5.4-5.5为宜（或5.2-5.6）。PH 值越高，越有利于二氧化硫的吸收，但较高的PH值会限制石灰石的溶解和亚硫酸钙的氧化，生成的石膏水分大，还会降低石灰石的利用率，易发生结垢。北骄热电运行过程PH长时间故障，化验结果中，很多数据达到5.9-6.5，相对于低PH值易出现结垢沉积。 4、氟的硬化作用 5、石膏的自密实倾向 石膏本身沉积物有自密实倾向，形成的沉积物相对硬。

二、控制吸收塔结晶措施 除从设计、设备选型等方面考虑外，氟化物质量浓度的大、小是由燃煤和石灰石决定的，在燃煤品种和石灰石不变的情况下，运行过程中可从以下几方面预防结晶。 1、控制石膏浆液的质量浓度 控制较低的浆液质量浓度是降低结垢的有效措施，运行中控制吸收塔石膏浆液浓度在1110-1160kg/m3之间。 2、燃煤硫份高 3、控制吸收塔PH值 将吸收塔PH值控制在5.2-5.6之间，并尽可能避免运行中PH值的快速变化。 4、控制吸收塔液气比 运行中适当的增大液气比也是系统结垢、堵塞的重要技术措施。根据机组负荷和燃煤硫份，及时启动备用浆液循环泵，当机组负荷大于220MW时启动第三台浆液循环泵运行；当燃煤硫份大于3900mg/m3时，要保证三台浆液循环泵运行。 4、控制氧化风量 确保氧化空气系统运行正常，使氧化反应趋于完全，控制亚硫酸钙的氧化率在95%以上，保持浆液中有足够密度的石膏晶种。 5、控制脱硫入口粉尘含量 保证电除尘器运行正常，脱硫入口粉尘浓度小于50mg/m3时。

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，

脱硫吸收塔常见故障分析

脱硫吸收塔常见故障分析 1、引言 随着社会的进步、科学的发展，人们在吃饱穿暖的同时，开始考虑到了自己的生存环境，理所当然，环保成为全球人民最关注的话题。 作为对环境污染“做出巨大贡献”的火电企业，也被首先纳入了环保监测的重点行业，烟气脱硫工程应运而生。然而，如何保证脱硫系统的正常运行，更是成为我们电力工人深思的问题…… 吸收塔是湿法脱硫的核心系统，不仅是烟气脱硫的地方，而且是发生化学反应以维持系统持续脱硫能力的地方，它包含了如除雾器、喷淋管、氧化风管、脉冲管道等重要设备。吸收塔系统的稳定运行对整个湿法脱硫是至关重要的。 2、吸收塔系统常见故障分析 2.1 除雾器结垢堵塞 除雾器结垢是脱硫吸收塔主要的故障之一，其结垢后会直接导致除雾器通流量降低甚至彻底堵塞，从而引起除雾器压差增加而降低脱硫出力，或直接抬翻除雾器让烟气径直通过，这种没有通过除雾器的烟气含水含浆量较重，在通过烟道和GGH时会导致GGH堵塞或烟道积水积浆严重，降低烟道流通面积。 从原理上分析，除雾器结垢的主要成分是由于Ca2SO4过饱和形成的，结垢形成的原因是叶片上附着的溶液中Ca22+和SO42-离子过饱和，因此维持除雾器定期冲洗是直接避免形成离子饱和的办法，除雾器设计时都考虑到，利用除雾器冲洗水补充吸收塔蒸发水，但这个条件取决于煤的含硫量以及石灰石的品质问题，，如果煤的含硫量于设计值接近，而且石灰石品质较好，吸收塔的PH值稳定，液位得以保持，除雾器的定期冲洗得以保证，但如果煤的含硫量超过设计值或石灰石品质较差，即会造成吸收塔PH值持续下降趋势持，导致石灰石浆液的补充量增加，引起吸收塔的液位居高不下，除雾器冲洗即不能正常进行，就会形成离子饱和而导致除雾器结垢。 2.2 吸收塔喷淋层区域冲刷漏浆 吸收塔喷淋层区域漏浆，应该是个普遍想象，其造成原因主要是由于喷淋管道对吸收塔塔壁长期持久的冲刷以及磨损，尤其是采用了玻璃鳞片涂层防腐的吸收塔，其不具备耐磨性能。当然，吸收塔浆液密度过高，同样会加剧其磨损程度。 在通过对我厂#3机组大修中吸收塔塔壁磨损情况的观察，发现应该可以通过改变喷淋管的喷嘴方向应该可以降低喷淋浆液对塔壁的冲刷，也对磨损较为严重的几个位置喷嘴进行了改造，并在喷淋层进行了石英砂耐磨涂层施工。

电厂脱硫系统主要设备故障分析及处理措施

电厂脱硫系统主要设备故障分析及处理 措施 摘要：针对电厂脱硫系统的主要设备故障如真空皮带脱水机及浆液循环泵叶轮脱落等，从故障解决方案、原因分析、以及采取的防范措施。 关键词：脱硫设备故障分析防范措施 概述我厂#5机组采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，无GGH，采用常规的一炉 一塔方案，设计入口SO 2浓度2122mg/Nm3（标干，6%O 2 ），出口SO 2 浓度基本能实 现90mg/Nm3。吸收塔直径为15.30m，浆池容积为1875m3，喷淋层为3层，流量均 为8700 m3/h。 石灰石浆液制备系统采用外购石灰石，由三期湿式磨机系统进行制浆，石灰 石浆液制备系统为电厂一、二期4×320MW及三期2×630MW共6台炉公用。 石膏脱水系统为4×320MW +2×630MW六炉公用，包括三套石膏旋流系统、 三台真空皮带脱水机、三台真空泵、三台滤液分离系统、一套滤布冲洗水箱和冲 洗水泵系统。 每个吸收塔设置两台石膏排出泵，一运一备。每个吸收塔设置4台浆液搅拌器。共设两台除雾器冲洗水泵，一运一备。每台按100%BMCR工况的用水量设计。 2017年4月完成超低排放改造工作，改造后脱硫入口按照2122mg/Nm3(标干，6%O2），脱硫出口按照SO2不大于28mg/Nm3(标干，6%O2），固体颗粒物浓度按 照小于8mg/Nm3(标干，6%O2），吸收塔出口雾滴浓度按照小于20mg/Nm3设计。 改造采用原塔增高工艺，对原吸收塔进行改造，烟气入口与第一层喷淋层间加装 塔内烟气均流装置，塔内共设四层喷淋层。新增2台大流量的浆液循环泵 （10000 m³/h），利旧2台浆液循环泵，改造后共4台浆液循环泵（流量分别为

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S02,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（Fluegasdesulfurization，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器

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。

火电厂脱硫吸收塔失火事故的原因分析及对策

火电厂脱硫吸收塔失火事故的原因分析 及对策 摘要：据不完全统计，仅 2017 年火力发电厂脱硫塔改造过程中就发生6 起火灾事故。每次损失都在数百万元，可谓是损失惨重。因此，如何有效避免火灾事故，是大家比较关心的问题。本文是结合超低排放改造实际，提出了防火关键措施。 关键词：脱硫塔；防火；关键措施 引言 国内大型燃煤火电厂自20世纪80年代开始，陆续引进国外石灰-石膏湿法脱硫系统FGD，对锅炉烟气中烟尘、二氧化硫和氮氧化物污染进行治理，以满足环境保护要求。正是电力工业引进消化湿法脱硫技术和装备，加之国产烟气治理脱硫系统的推广应用，其他行业开始了工业锅炉大气污染物治理的标准制定和实施，及烟气脱硫FGD系统应用。 一、脱硫塔结构 某火力发电厂装机2×480t/h 超高压、再热、单汽包自然循环循环流化床锅炉，采用石灰石 - 石膏湿法烟气脱硫工艺技术、一炉一塔的配置方式，吸收塔采用逆流喷淋空塔。本次超低排放改造在原有的炉外脱硫系统上进行，且不得影响原有设备的性能。 二、火电厂脱硫吸收塔失火事故的原因分析 2.1系统内部存在易燃材料 针对火电厂火灾事故的分析，多是由于系统内部的防腐层、喷淋层、喷嘴和除雾器中存在易燃材料如玻璃鳞片胶泥、乙烯基树脂、酮类固化剂、苯乙烯稀释

剂、有机树脂、防腐衬胶衬、PP管道等，这些材料均为易燃物品，因此，FGD系统是具有重大火灾隐患的设备，需要按照防火规范进行严格管理。在系统建设、运行、维修等过程中，需要按照防火规范要求进行操作，否则，违规操作及疏于管理，或者安全生产规章制度流于形式，这些都是火电行业脱硫系统火灾事故持续产生的原因。此类火灾事故教训，必须引起采用湿法烟气脱硫系统的其他行业的重视。由于脱硫塔内玻璃钢、树脂防腐内衬等易燃材料的存在，以及烟气介质热能着火源的特殊性，烧结砖企业脱硫系统中已经开始出现了火灾事故，且有逐年增加的趋势，对于此类火灾，砖厂的预防措施薄弱，甚至出现空白，因此，火电厂火灾教训值得烧结砖企业吸取，高度警惕。 2.2电源设计缺陷 现阶段，影响火电厂锅炉灭火保护装置可靠性的主要因素是电源设计缺陷。目前，在火电厂锅炉保护装置中，采取的主要供电方案为双路供电。火焰检测系统中，供电电源为母线制直流电源，在输入端主要采取两路电源方案，即保安电源 UPS 和直流电源 DC。然而，在实践应用中，相关设计方案未能实现，未能进行解耦设计，不利于火焰检测装置应用稳定性。日常运行中，容易出现单个火焰检测装置接地故障问题，虽然有独立运行的断路器进行保护，但是，由于采取直流电源供电，使得故障信息未能及时识别，断路器未出现跳闸。相关问题出现也会造成母线电源对地电位降低。实践过程中，由于电源设计存在缺陷，使得火焰检测装置中数据值未能显示，造成显示故障。相关问题倘若未能及时处理，会影响灭火保护装置应用可靠性。 2.3 采用不符合防火要求的玻璃钢材料 对于脱硫系统、湿电除尘器及玻璃钢屋面瓦等材料，烧结砖企业不应采用最低价中标的采购方式，否则，劣质、耐受温度低的防腐材料、管道、屋面瓦在生产过程中，随着工作环境条件的变化，防腐材料和玻璃钢的性能降低，也埋下了火灾的隐患。 2.4灭火装置设计

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。

脱硫系统一般日常故障原因及处理

word 专业资料-可复制编辑-欢迎下载 吸收塔系统 1) SO2 浓度和 PH 值测量不许。 2) 烟气流量增大或者烟气中 SO2 浓度增 大。 3) 吸收塔浆液的 PH 值太低。 4) 循环浆液流量低。 5) 石灰石浆液品质低。 6) 粉尘含量太大，引起石灰石活性降 低。 7) 氯化物浓度过高。 1、测量值不许。 2、机组负荷高，烟气流量太大。 3、烟气中的 SO 浓度太高。 2 4、石膏排出泵管道阻塞。 5、石膏排出泵出力太小。 6、脱水石膏旋流器旋流子运行数目太 少。 7、石膏旋流器进口压力太低。 8、石膏旋流器阻塞。 1、原烟气温度高。 2、吸收塔入口烟气自动喷淋装置坏。 1、吸收塔液位计失灵或者表计误差。 2、吸收塔本体或者与之相连的管道泄漏。 3、与吸收塔连接的冲洗阀关闭不严。 4、吸收塔底部排空阀未关。 1) 密度计测量不许确。 2) 烟气流量过大。 3) SO2 入口浓度过高。 4) 石膏排出泵出力不足。 5) 石膏旋流器运行的旋流子数量太 少。 6) 石膏旋流器结垢阻塞。 7) 脱水系统出力不足。 1) 液位计异常。 2) 浆液循环管泄漏。 3) 各冲洗阀泄漏。 4) 吸收塔泄漏。 5) 吸收塔液位控制模块故障。 1) 管线阻塞。 2) 喷嘴阻塞。 1) 校准 SO 浓度和 PH 值的测量。 2 2) 增大石灰石浆液量的供给。 3) 增加石灰石浆液供入量。 4) 检查浆液循环泵的运行数量及 出力。 5) 化验石灰石的品质， 调整湿磨机 运行参数， 确保石灰石浆液品质 合格。 6) 确认电除尘工作正常。 7) 化验浆液氯化物浓度， 加强废水 排放。 1、检查、校准密度计，正确操作。 2、汇报值长， 要求调整负荷或者煤质。 3、当密度持续上升到 1180kg/m 3 再进 行浆液置换。 4、停泵后对泵入口滤网及管道进行 冲洗。 5、检查出口压力和流量，调大泵出力。 6、增加旋流子运行数目，不少于 5 根。 7、检查泵的压力并提高。 8、冲洗、疏通。 1、联系锅炉进行调整。 2、就地手动摇开阀门喷淋降温，并 联系检修人员处理故障。 1、检查并调整液位计的指示。 2、及时查找并阻塞漏点。 3、检查阀门内漏情况，更换相关内漏 阀门。 4、检查并关严吸收塔底部排空阀。 1) 校对表计。 如表计故障， 需人工 测量各浆液密度， 联系检修人员 修复。 2) 校准后尽快投入使用。 3) 降低锅炉负荷。 4) 联系值长要求燃运掺配低硫煤。 5) 检查石膏排出泵的出口压力和 流量，倒换石膏排出泵运行。 6) 增加运行的旋流子数量。 7) 冲洗、疏通石膏旋流器。 1) 检查并校正液位计。 2) 检查并修补循环管线。 3) 检查各冲洗阀，隔离泄漏阀门， 联系检修更换内漏阀。 4) 检查吸收塔及底部排污阀。 5) 更换模块。在处理缺陷的同时， 及时采取措施控制液位。 1) 清理管线。 2) 清理喷嘴。 吸收塔液位异常 的处理： 1、液位显示跳 变。 2、液位高/低报 警。 3、液位急速上升 或者下降。 吸收塔浆液循环 泵流量下降： 1) 吸收塔浆液密度 持续上涨 吸收塔浆液浓度 高 吸收塔入口烟温 高 脱硫效率低，效 率低报警 吸收塔液位异常

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；

火力发电厂脱硫工艺吸收系统及设备检修

火力发电厂脱硫工艺吸收系统及设备检 修 摘要：现在，我国的发电形式依然以火力发电为主。脱硫过程在控制火力发 电厂重要的环境污染物中起着极其重要的作用。吸收塔作为火力发电站脱硫设备 的重要组成部分，不仅有效控制了污染物的产生，还确保了火力发电设备的安全 稳定运行，也是控制脱硫能源上升的关键。本文首先分析了火力发电厂脱硫工艺 吸收系统常见的故障及其处理，提出设备检查建议，为火力发电厂设备检查提供 参考。 关键词：火力发电厂；脱硫工艺；吸收系统；设备检修 1吸收系统常见的故障及其处理 火力发电站的吸收系统在正常运行中会发生各种故障。那个处理方法不一样。脱硫吸收系统有异常时，分析故障原因，结合判断结果决定最终的处理方法。 1.1浆液循环泵故障 脱硫系统能否正常工作与整个吸收系统的后续操作有关。如果循环泵停止工作，则会妨碍吸收系统相关的一环的正常动作。这个故障的原因多是电源端子、 吸收塔液位异常、控制电路故障等。在实际操作过程中，当浆料循环泵停止时， 首先确认链条动作是否正常，明确闸门关闭的主要原因，然后根据相关故障处理 规范严格要求上级机关及时报告，通知检修员进行处理。 1.2水泵故障 通常情况下，除雾器的水泵发生故障时，CRT会自动发出警报信号，出口压 力会显示为零。清洗泵故障的原因有马达故障、事故按钮的动作、保护动作等。 这样的故障处理方法和水泵的故障处理方法相似。首先，判断预备的除雾器泵是

否启动了。例如，当两台除雾器泵同时发生故障、停止状况时，应立即向值长报告，然后根据显影泵的实际运行情况判断，最终确定是否需要退出FDI。 1.3石灰石水泵故障 一般情况下，石灰石浆泵发生故障时，CRT会发出警报信号，输出流量会显 示为零。这个故障的主要原因是石灰石水泵的保护停止和事故抑制等。石灰石浆 泵发生异常时，立即确认备用泵是否启动，两台石灰石浆泵同时发生故障，吸收 塔内pH后一直减少。及时报告，采取相应的处理措施，继续保持吸收塔内pH， 以免给火力发电厂造成重大经济损失。考虑是否需要结束FCD。 1.4石膏排出泵故障 如果石膏排出泵发生故障，CRT同样发出故障信号，石膏旋流器的进口部的 压力显示为0。这个故障的原因，一般认为有由于石膏排出泵的事故的扭转和个 别排出泵自身的保护停止等。检查时，首先确认备用泵是否启动，同时向班长报告，积极联系检查员。如果发现2台泵同时故障停止，确认吸收塔内的浆料浓度 在15%以上，立即向值长报告后结束FCD运转。 1.5吸收塔浆液浓度高 塔浆液池内浆液浓度过高时，技术人员对出口压力、浆糊流量、密度测量仪 及锅炉负荷等进行逐次检查，启动备用泵，降低锅炉工作负荷，增加旋回器运行 数量，检查石膏排出泵的流量和出口压力适当地控制。我们清洗了石膏旋流器， 并检查了浓度测量器的实际操作状态。 2吸收系统设备的检查 为了防止脱硫系统运行中的异常，需要定期检查脱硫系统的吸收塔。吸收塔 中最重要的设备是浆料循环泵，在系统整体运行过程中可以确保吸收塔的原动力。脱硫系统中，吸收循环泵的检查重点是轴承、叶轮、油室及密封环等。检修人员 对不同部位，结合其运行特点和常见故障，需要制定科学的检修方案和检修方法。

公司脱硫系统异常事故处置方案

脫统系说辱常事故处宽方參 1事故风险分析 1.1事故类型 设备事故 1.2事故发生的区域及装置 （1）吸收塔出口温度过高：布袋除尘器。 C2）吸收塔塔底落灰增多，堵塞入口烟道：烟道。 （3）脱硫塔结块：文丘里。 1.3事故发生的可能时间、危害严重程度及其影响范围 （1）吸收塔出口温度过高危险性分析：布袋高温氧化破损，粉尘超标。 （2）吸收塔塔底落灰增多，堵塞入口烟道危险性分析：炉膛冒正，机组停运。 （3）脱硫塔结块危险性分析：脱硫系统推出运行，二氧化硫超标，导致机组停运。 1.4事故前可能出现的征兆 （1）脱硫系统入口、出口烟气温度升高。 （2）吸收塔塔底落灰增多。 1.5事故可能引发的次生、衍生事故 环境污染等危险 2应急指挥机构及职责 2.1运行人员

（1）脱硫主操：负责系统运行参数的调整，避免事故扩大。 （2）脱硫班长：指挥现场事故前期处置并汇报值长、分厂。 2.2值长 （1）启动现场处置方案，发出应急处置命令。 （2）负责联系总调申请机组停运并填写信息处置记录。 3应急处置 3.1现场处置程序 （1）发生脱硫系统异常事故时，发现人及时汇报运行当班值长及分厂。 （2）值长启动《脱硫系统异常事故处置方案》现场处置方案。 （3）分厂应急人员接到应急通知后立即赶赴现场配合现场应急处置。 （4）当班运行人员按照现场处置方案进行处置。 （5）事故处置结束后恢复正常生产运行。 （6）事故无法控制时，或发生衍生的事故时值长应启动相对应的专项应急处置预案。 3.2处置措施 （1）吸收塔出口温度过高：烟气温度已达到i8（rc时,采取喷水降温措施时；烟温升高超过i8（rc,关原烟气当板，脱硫系统紧急停运。

脱硫系统问题分析及处理方式

脱硫系统问题分析及处理方式 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。 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。