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。
2.3 浆液循环泵及脉冲悬浮泵入口滤网堵塞
由于吸收塔浆液都来源于石灰石，而石灰石的来源中夹杂着少量的树根、木屑等杂物，这些杂物不能磨机磨碎，跟随浆液进入吸收塔，这些飘浮在浆液中的木屑及杂物会承受浆液循环泵及脉冲悬浮泵强大的吸力，粒径较大的木屑杂物就会被吸附在其入口滤网上堵塞滤网孔，久之，滤网孔将会越堵越多，以致不能满足设备出力，甚至会导致滤网（玻璃钢制滤网）被该泵强大的吸附力拉破，被损坏的滤网碎片会被吸入泵体通过浆液管道，一些不规则的碎片会损伤管道内衬胶，导致管道漏浆，再则，较大的滤网碎片被吸入管道后不能通过脉冲悬浮管道喷嘴，造成其堵塞。
2.4 脉冲悬浮管喷嘴堵塞
脉冲悬浮管喷嘴的堵塞，将会严重影响整个吸收塔的的运行情况，使得底部浆液不能充分搅匀，导致底部浆液沉积一系列的问题，沉积的浆液在达到一定高度后会影响浆液循环泵的出力，压断脉冲悬浮管道，甚至氧化风管，负面影响显而易见。如果脉冲悬浮管喷嘴的堵塞已经达到不能继续工作的状态，必须要及时更换这部分，才能保证循环泵处于正常工作的状态。
2.5循环泵叶轮及泵壳磨损对吸收塔参数影响出现的故障
脱硫系统工作时，在浆液的循环泵中，因为利用的介质是石灰石浆液，另外浆液在PH值上存在较大的波动，在所难免地造成浆液的循环泵磨损。循环泵内的浆液高速流动，势必会对泵的壳体产生一些冲刷磨损，造成循环泵壳体壁变得比以前薄很多，严重的情况会造成壳体被磨穿。循环泵的壳体变得很薄之后，通过叶轮的作用下，循环泵内的浆液增加了回流的流量，在总量计量上，浆液循环量减少，这时压头则达不到规定高度，处于较差的吸收状态，出力定值达不到要求，不符合定制值，吸收塔出现了参数异常的问题，脱硫工作效率逐渐下降。
浆液循环泵叶轮和泵壳体被磨损相当严重，这时存在于浆液循环泵中的电流变得越来越小，降低了出力，循环量逐渐减少。在出现这种情况时，必须要将运行的系统转换成停止运行的状态，使用特殊工艺处理循环泵的叶轮和循环泵的壳体，防止再次出现磨损的问题，在防止磨损措施实施后，需要做适当的养护处理，然后才能再次投入运行。如果叶轮磨损已经达到不能继续工作的状态，必须要及时更换这部分，才能保证循环泵内的浆液有一个正常的循环量。
3、吸收塔系统受到运行调节参数的影响
3.1受到吸收塔中循环浆液pH值的影响
当脱硫系统处于运行状态的时候，运行控制人员主要应该对循环浆液pH值进行控制，这是控制参数中非常主要的部分，pH值这一因素能够让脱硫系统工作效率受到影响。如果pH数值不是特别高，溶解亚硫酸盐则处于急剧上升状态，
当硫酸盐的溶解度不会继续上升，并出现下降时，就会产生大量石膏并且在较短的时间析出，形成硬垢，这个期间SO2被浆液吸收将有一定的阻力。经过对实践经验的总结和分析，发现想要比较直接地将脱硫系统工作效率有明显提升，可以使用提升循环液所具有的PH值。虽然说过低的PH能够让石膏品质有所提升，但是却不能确保脱硫系统在脫硫工作时的工作效率。可是也不能单单考虑PH值的过低情况，还应该考虑PH值存在过高的情况，这个期间将会造成浪费了大量的石灰和石粉，石膏品质不能得到保证，循环浆液密度被进一步加大，对设备造成一定影响，使其磨损情况加剧。想要让这两方面都处于最佳合理状态，可以让PH值出处于5.2到6.0之间，这是经过考证后，定出的合理范围。
3.2受到吸收塔中液位高度的影响
在一般厂家中，对于吸收塔的液位有着一定的规程规定，通常在12m，液位越高的吸收塔，其在循环泵的入口处存在的浆液静压力则会越高，通过循环泵，去抽取越多的浆液，造成过高压力在母管上，喷淋的高度则会更高，塔内存有浆液时间过长，就会延长同气体接触的时间，增加了接触面积，这样的状态下，就会大大增加气体从气膜或者液膜界面的可能性，有着更良好的吸收效果。另外，液位较高，就能使得氧化区增加了高度，形成充分的氧化反应，在一定程度上保证吸收塔能够运行稳定。
3.3吸收塔系统受到外因或者其他因素的影响
原烟气和净烟气会通过一些渠道进入到脱硫系统中，这两种烟气中含有一定量的SO2，这样的含量会让脱硫系统工作效率受到一定的影响，假设说，处在进入到吸收塔进口时的烟气中的SO2含量突然升高的情况下，由于此种系统具有处理特殊情况的能力有限，就会使得脱硫的效率逐渐下降。如果说，处在进入到吸收塔进口时的烟气中的SO2含量突然下降的情况下，由此种系统具有处理特殊情况的能力有限，就会使得脱硫的效率逐渐上升回来。
探究这种问题产生的原因，入口中烟气中逐渐升高的的SO2含量，导致吸收塔内原有的化学反应平衡状态被打破，这种情况会使得浆液的液滴本身具有的针对SO2的吸收能力逐渐减弱，在加上石灰石液浆被大量的补充，但是依然不能维持PH的值，系统工作的脱硫工作效率没能保持在正常的范围内。针对这种情况，需要想办法将外在因素排除掉，减少外在因素的影响，保障脱硫吸收塔的工作能在正常参数下运行。
4、结论
脱硫装置投入使用后反映出来的问题，在这里也只是冰山一角，诸多问题等待我们分析解决，比如制浆系统、废水系统、脱水系统、GGH以及浆液管道、阀门等等，都不同程度暴露出一些棘手的问题，希望大家能共同交流，携手共进，努力打造电力绿色环保工程，为火电环保事业献一份力。
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
石灰石-石膏湿法脱硫常见设备故障及对策探讨 高小春①、卢练响②、安鸿③、王森④ 粤电台山发电( 省台山市529228) 摘要：石灰石-石膏湿法脱硫为现在国多数电厂选用的脱硫方式。随着各个电厂脱硫系统的逐步投运，系统和设备也逐步暴露出一些共性的问题。本篇基于台山电厂1-5号机组脱硫系统设备调试和投产后出现的问题，对故障原因和解决方法进行简单探讨。 关键词：湿法脱硫；设备故障；对策 1.引言 台电一期5台600MW机组烟气脱硫系统采用的是日本千代田CT－121型石灰石－石膏湿法脱硫系统,吸收塔采用的是鼓泡式吸收塔。1、2号机组是由日本荏原公司负责设计，主要设备基本进口。3-5号机组是由博奇公司引进荏原公司技术设计，除增压风机和吸收塔搅拌机外，大部分设备为国产或国合资企业生产。脱硫系统主要分为烟风系统、吸收塔系统、石膏脱水系统、石灰石浆液制备系统、脱硫废水处理系统、工艺水系统、压缩空气系统、紧急浆液系统八个部分。3-5号机组脱硫与1、2号机组脱硫区别主要在于3-5号机组脱硫取消了GGH，采用湿烟囱设计。本文就我厂脱硫系统安装、调试及运行中出现的具有代表性的问题进行分析，并针对这些问题提出治理方案。 2.浆液泵 2.1 存在问题 石灰石-石膏湿法脱硫中浆液泵磨损是常见问题。部分金属衬的浆液泵，包含日本WARMAN生产的浆液泵磨损严重。而这些磨损主要是发生在石膏浆液排出泵、石灰石浆液泵、石灰石浆液循环泵、流量返回泵这些浆液浓度大、转速高的泵上。磨损部位主要是叶轮、泵衬等通流部件，磨损部位呈蜂窝状。耐磨部件使用寿命一般不超过6个月，最短3个月就发生泵壳磨损泄漏。导致泵耐磨部件更换频繁，设备投运率低，维护成本高。 2.2 原因分析 1、泵材质问题：材质选择上偏重了泵衬对氯离子腐蚀的抵抗能力，但是降低了对浆液冲刷和汽蚀的抵抗能力。泵材质偏软，经过金属检验硬度为260 HBW左右，耐浆液冲刷能力一般。 2、浆液中硬质颗粒超标：石灰石中的SiO2、Al2O 3、Fe2O3这三种硬杂质含量一般都有严格要求，如果超标，将加剧磨损。 3、汽蚀：浆液泵入口堵塞，造成汽蚀。在运行中能够发现泵入口膨胀节被抽扁的情况，这就说明入口有堵塞，入口阻力增加，从而造成汽蚀，加剧了通流部件的汽蚀损坏。 4、泵转速太高，加剧了磨损：特别是石灰石浆液循环泵，本身输送介质颗粒浓度就很 . 学习.资料.
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 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。
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 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；
干气脱硫塔常见问题分析 摘要：醇胺法脱硫工艺诞生于20世纪30年代，在天然气、炼厂气以及氨工业合成气等领域的气体净化中得以广泛应用，绝大多数使用N-甲基二乙醇胺即 （MDEA）溶液用于脱除工艺气体中CO 2、H 2 S等酸性气体杂质,因具有较高的处理 能力、较低的反应热和腐蚀性以及溶液稳定等特点,已经得到广泛的应用。 关键词：干气脱硫塔；常见问题；分析 国内许多脱硫装置均采用MDEA法，其典型的工艺流程见图1。但是MDEA脱硫工艺中存在MDEA溶液容易发泡和积液的问题，这将导致雾沫夹带严重，使溶液损耗增加、系统处理能力严重下降、净化气硫化氢含量超标等一系列问题,不仅影响装置正常运行,而且还会造成严重的经济损失,因此,必须引起够的重视。 图1 干气脱硫工艺流程图 干气经分液后进入吸收塔的底部，由下而上与胺液逆流通过吸收塔。吸收后的气体经分液后即为净化干气送出装置。脱除H 2 S后的富液与再生塔底流出的贫液换热，然后经富液闪蒸罐内蒸出轻烃后，进入再生塔。再生塔底由重沸器供给所需要的热量，热源由0.3MPa的饱和蒸汽提供，再生后的贫胺液经过换热重新返回到脱硫塔中进行反应。
1. 干气脱硫原理 S含量的干气中脱除酸性气体的工艺。 MDEA脱硫装置是一个从高H 2 MDEA的基本组成为：N-甲基二乙醇胺（MDEA）、水、活化剂，将这混合物称之为 活化的MDEA溶液，是一种无色透明或者轻微黄色的粘性液体。MDEA脱硫是一个 S反应方程式 化学过程，并且是可逆反应，因而温度对反应影响较大，其吸收H 2 为： MDEA是一种弱碱，碱性随温度升高而减弱。在38℃可吸收干气中的硫化氢，加热到125℃又可以将硫化氢释放出来，并且自身再得到再生。 1. 干气脱硫效果差原因 导致干气脱硫效果差的原因主要与反应温度、胺液进料流量、塔顶压力有关系。在正常生产过程中，反应温度和塔顶压力波动较小，而进料流量却因为发泡 和积液的关系，往往导致其进料量要降低。 气泡是一定体积的气体被液体包围所形成的多相不均匀系统。发泡是造成溶 剂损失的重要原因之一，造成胺液发泡原因很复杂，影响发泡的主要原因有： 等；活性炭中逐渐粉 (1)管线上的钢渣和碳钢设备的腐蚀产物FeS、Fe(OH) 3 化的细粉；软化水中的不溶性杂质。这些固体颗粒聚集在气泡的液膜中,增加了 表面粘度和液膜中液体流动的阻力,减缓液膜的排液,从而增加了气泡的稳定性, 其中,FeS颗粒对泡沫性能的影响最大。 (2) 泵和阀门的润滑油以及原料气中夹带的润滑油和可能含有的C 以上烃类。 4这些表面活性剂进入系统后,会明显降低溶液的表面张力而引起发泡。 (3) MDEA与系统中的氧或酸性杂质如甲醇反应能生成一系列难再生的酸盐。
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
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
循环氢脱硫塔运行中存在问题及解决措 施 赵芳芳 摘要：中国石化塔河炼化公司2#汽柴油加氢装置循环氢脱硫塔自2020年2 月以来多次发生冲塔，循环氢压缩机入口分液罐频繁带液，通过采取开循环氢脱 硫塔副线控制循环氢压缩机入口分液罐液位，提高贫液循环量冲洗脱硫塔塔盘的 方法降低循环氢脱硫塔差压问题，但效果不明显；采用除盐水水洗循环氢脱硫塔 的方法，循环氢脱硫塔压差下降，脱硫塔副线全关恢复正常操作。 关键词：循环氢脱硫塔；压差高；除盐水；水洗 随着原油的劣质化，汽柴油加氢装置的循环氢硫化氢含量越来越高，一方面 阻碍加氢脱硫反应的进行，另一方面会加剧相关设备、管线的腐蚀速度。为此， 一般汽柴油加氢装置都设有循环氢脱硫塔，控制循环氢中硫化氢含量在0.01～ 0.1%。若循环氢脱硫塔出现异常，会造成脱硫效果变差，无法满足循环氢的工艺 指标要求，同时可造成循环机入口管线带液，影响循环氢压缩机的安全运行。面 对循环氢脱硫塔存在的问题，分析其出现的原因，制定解决措施对于汽柴油加氢 装置的长周期运行至关重要。 1 装置简述 中国石化塔河炼化公司2#汽柴油加氢装置140×104t/a于2009年4月开工 建设，2010年8月中交，2010年10月一次性开车成功，生产国Ⅲ柴油。2015年 6月油品质量升级改造，生产满足国Ⅴ标准的柴油。改造前加工规模140×104t/a，改造后的实际加工量为167.5×104t/a，装置年开工8400小时。原料包括焦化汽
油、焦化柴油和直馏柴油，经过加氢脱硫、脱氮、烯烃饱和、芳烃饱和等，生产满足GB19147-2016质量标准的精制柴油产品和稳定汽油，其中要求柴油总S含量小于10μg/g。装置由反应部分(包括新氢压缩机，循环氢压缩机和循环氢脱硫部分)、分馏部分和公用工程部分组成。 2 工艺原理及流程简述 2.1 工艺原理 循环氢脱硫过程采用30％～40％的甲基二乙醇胺水溶液脱除循环氢中的硫化 氢和少量二氧化碳。MDEA[CH 3N(CH 2 CH 2 OH) 2 ]是一种弱有机碱，其碱性随着温度的升 高而降低，在较低的温度下能吸收循环氢中的硫化氢，生成硫化物和酸性硫化物，吸收二氧化碳，生成碳酸盐和酸式碳酸盐。吸收塔内进行的反应是气体体积缩小 的放热反应，要求低温高压。溶剂再生塔的反应是气体体积扩大的反应，要求高 温低压，当温度升至105℃或再高时，乙醇胺失去碱性，生成的盐类物质发生分解，硫化氢和二氧化碳从“富液”中解吸出来，胺液变为“贫液”经换热冷却， 再度利用。 硫化氢脱除反应： 2 R 2NH ＋ H 2 S ＝ (R 2 NH 2 ) 2 S (R 2NH 2 ) 2 S ＋ H 2 S ＝ 2 R 2 NH 2 HS 二氧化碳脱除反应： 2 R 2NH ＋ H 2 O ＋ CO 2 ＝ (R 2 NH 2 ) 2 CO 3 (R 2NH 2 ) 2 CO 3 ＋ H 2 O ＋ CO 2 ＝ 2 R 2 NH 2 HCO 3 上述反应均为可逆反应，在较低温度下(20～40℃)都向右进行吸收，在较高 温度(105℃以上)都向左进行(解吸)[1]。这就是H 2S及CO 2 可以常温下被胺液吸收， 高温则解吸的原理。 2.2流程简述
脱硫系统异常事故处置方案 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。 （2）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
（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180℃时，采取喷水降温措施时；烟温升高超过180℃，关原烟气当板，脱硫系统紧急停运。 （2）吸收塔塔底落灰增多，堵塞入口烟道：提高系统烟气流速；开启塔底排灰输送机紧急排料；提高吸收塔出口
石灰石-石膏湿法脱硫吸收塔系统故障及 处理 摘要：随着我国重工业的不断发展，许多企业都开始使用燃煤锅炉，在燃煤 锅炉使用的过程中，产生了许多的有毒气体，不仅会造成严重的环境污染，使大 量的有毒气体飘散到空中，同时也会极大的危害到人们的身体健康。目前，我国 的火力发电站以及类似的大型设备常用燃煤锅炉设备，因此，如何解决燃煤锅炉 的烟气是大型发电站需要考虑的重点问题。 关键词：燃煤锅炉；烟气治理；脱硫脱硝技术；探究 1燃煤锅炉烟气组成及危害 燃煤锅炉在使用过程中，煤炭会发生两种反应：一种是完全燃烧，会产生大 量的二氧化碳和少量的二氧化硫；另一种是不完全燃烧，会产生一氧化碳、二氧 化硫以及二氧化氮等。每种烟气组成都是有害气体，如果不经过有效的处理就直 接排放，会造成严重的大气污染，影响人体健康。燃煤锅炉烟气中的二氧化硫和 二氧化氮是危害最大的两种有害气体，在大气中积聚会形成酸雨，并且随着雨水 进入土壤中，导致土壤出现酸化，破坏土壤原有的平衡，导致农作物减产。另外，酸雨对河流和生活水源造成的影响也不容忽视，会导致水质酸性化，影响水生植 物生长。 2工艺简介 烟气脱硫吸收剂石灰石(CaC03)通过吸收剂制备系统完成制粉、制浆，达到 一定浓度的石灰石浆液被送至吸收塔内，而后通过浆液循环泵将浆液送至吸收塔 上部的螺旋浆液喷淋装置，使浆液形成雾状并由上而下对烟气洗涤和脱硫。锅炉 烟气经电除尘器除尘处理后，含尘量小于30mg/m3，通过引风机升压后进入喷淋 吸收塔，并与吸收塔内的循环石灰石-石膏浆液形成逆流相混合，烟气中的主要 酸性气体二氧化硫经循环石灰石浆液洗涤，这样就将烟气中99%以上的二氧化硫
吸收塔系统事故异常处理指导书 1、吸收塔浆液循环泵跳闸 1.1现象： DCS画面报警“浆液循环泵跳闸”，电流回零，图表变黄闪烁并发出声光报警。 1.2危险点： 脱硫效率降低，出口SO2排放超标 1.3原因： 1)吸收塔液位＜5米 2)循环泵电机线圈温度＞135℃； 3)电机轴承温度＞90℃； 4)循环泵轴承温度＞90℃； 5)循环泵运行，进口电动阀无开信号，延时10秒； 6)循环泵运行，冲洗电动阀无关信号 7)循环泵运行，排放电动阀无关信号 8)热工测点跳变。 9)电气故障。 1.4处理方法： 1)浆液循环泵跳闸后，检查脱硫效率是否下降。如脱硫效率下降，再启动一台 浆液循环泵运行。 2)三台浆液循环泵运行时，立即检查循环泵跳闸原因，由于误动原因，尽快恢 复，提高脱硫效率。 3)切换备用浆液循环泵运行。 4)检查热工信号、测点是否正常，有无跳变现象。 5)检查6KV开关，电气保护有无动作。 6)需要停运处理，及时排空、冲洗管道并汇报值长及专业，通知检修人员处理。 2、石膏浆液排出泵故障 2.1现象： 1)石膏排出泵故障停运时，发出报警信号；
2)石膏旋流站进口压力指示为0。 2.2原因： 1)泵保护停； 2)真空泵或真空皮带机跳闸。 2.3处理方法： 1)应确认备用泵已经启动，联系检修前来处理； 2)若两台石膏浆液泵都发生故障停运，同时吸收塔内浆液密度超过1200Kg/m3 时，汇报值长，退出FGD运行。 3、吸收塔浆液溢流 3.1现象： 1）浆液溢出塔体； 2）吸收塔地坑液位上涨速度快 3.2原因： 1）液位计不准； 2）吸收塔内浆液泡沫太多，循环量增大时就会溢流 3.3处理方法： 1）停一台或两台循环泵； 2）立即将地坑泵切换到去事故浆液箱； 3）添加消泡剂； 4）校准液位计 3.4预防措施： 1）加强石灰石质量监督管理； 2）脱硫废水不回吸收塔； 3）电除尘效果保持良好； 4）主机投油时，退出脱硫运行； 5）定期添加消泡剂。 4、浆液循环泵出口管或出口膨胀节破裂 4.1现象： 1)在现场破裂部位，向外大量喷浆液；
脱硫吸收塔失火的原因分析及防范对策 LT
火电厂脱硫吸收塔失火事故的原因分析及对策 1前言 近几年来，全国大、中型火力发电厂按照国家的要求，新、老机组建设脱硫装置和系统。在脱硫工程建设过程中，吸收塔筒壁内需要进行防腐衬胶，衬胶施工使用的丁基胶水是极易挥发、燃点很低的物质，胶板也是易燃物质，如有疏漏，就会发生火灾。据不完全统计，全国已发生了脱硫吸收塔失火事故20多起。既造成了重大经济损失，又延误了脱硫工程的工期。2吸收塔失火事故的原因分析 2.1 工程管理人员思想上不重视，管理上不到位 在吸收塔进行防腐衬胶之前，项目公司、监理部以及施工单位的管理人员对衬胶防火工
作的重要性认识不足，思想上不重视，麻痹大意，没有召开专题安全会议，没有明确各自的安全责任，没有制定防止火灾事故的安全措施。 2.2 没有对施工人员进行安全技术交底和防火安全教育 项目公司、施工单位安全监察人员和技术人员没有对施工人员进行安全技术交底和防火安全教育，施工人员防火安全意识淡薄，没有掌握防火安全技术，不知道衬胶施工为什么要防火，怎样才能防火。 2.3 衬胶施工区域没有实行全封闭式隔离 吸收塔周边5m范围，没有实行严密的全封闭式隔离。周围有动火工作，没有采取有效隔离措施，致使明火与丁基胶水的挥发气体接触造成火灾。 2.4作业人员或其他施工人员吸烟
消缺检修的焊工，安全思想不牢，责任心不强，消缺工作完工后，没有将电焊机的电源断开，电焊机发热或者一次电源接头外露意外短路，造成吸收塔周围易燃物品起火，从而引发吸收塔内胶板燃烧。 3吸收塔衬胶的防火措施 3.1 加强安全管理，提高防火意识 （1）吸收塔防腐衬胶施工队伍进入施工现场之前，应与项目公司安监部签订安全协议，明确各自的安全责任。 （2）项目公司应召开吸收塔防腐衬胶的防火安全专题会议，审定防腐衬胶防止火灾事故的方案及安全措施，将防火责任落实到单位、到部门、到人员。 （3）项目公司安监部安监员、监理部监理工
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； 5.2 GGH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； 5.7 6kv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