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湿法脱硫装置运行维护常见故障和核查过程中关注的重点

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湿法脱硫装置运行维护、常见故障和核查过程中关注的重点引言石灰石－石膏湿法脱硫装置从设计、建造到投入稳定运行，与该装置的设计水平、设备档次和建造质量有很大关系，也与运行维护人员对脱硫系统的熟悉程度、所具备的专业技术水平和经验有很大关系。

通过一些投入运行的脱硫装置来看，脱硫装置运行的好坏与上述2个方面密切相关。

因此，在这里一方面就脱硫装置运行、维护和常见故障做一些介绍；另一方面，就脱硫装置在环保监督检查过程中关注的一些重点给予介绍。

第一部分石灰石－石膏湿法脱硫装置运行维护及常见故障第一章脱硫装置运行维护1.1 脱硫装置投运前必须具备的条件现场实物方面的要求：装置完成试验及设备验收装置环境及安全符合运行要求生产准备方面的要求：运行人员符合岗位要求工器具和资料准备（设备和运规）满足运行要求第一章脱硫装置运行维护主要设备介绍•增压风机：简称BUF，引入烟气，克服装置压力损失。

•烟气挡板：入口（原烟气）、出口（净烟气）和旁路挡板，为烟气接通和关闭而设置，其中关注的重点是旁路挡板。

•吸收塔：专门用于吸收SO2的容器，所有的化学反应均在其中完成。

• GGH：烟气换热器，主要利用原烟气的高温去加热净烟气的低温。

•浆液循环泵：让浆液和烟气充分接触的动力设备。

•氧化风机：给吸收塔提供氧化空气，以将-23SO离子氧化成-24SO。

•搅拌器：防止浆液沉淀的装置。

•除雾器：用于除去脱硫后烟气中的水雾。

•烟气分析仪：简称CEMS，监测烟气中各种污染物含量的装置。

第一章脱硫装置运行维护第一章脱硫装置运行维护喷淋塔浆液循环系统流程图第一章脱硫装置运行维护•塔型为圆形•浆液从塔上部向下喷•浆液与烟气一次接触反应•循环泵为单元制：一台泵对应一层喷淋层喷淋塔外形图第一章脱硫装置的运行维护1.2 脱硫装置的停运及启动1.2.1脱硫装置的停运1、短时停运（一天以内）2、短期停运（一周以内）3、长期停运（一周以上）按工艺要求、进行顺序停运：BUF 风机吸收塔浆液循环泵氧化风机石灰石浆液泵脱水系统1.2.2 脱硫装置的启动启动顺序：氧化石灰石吸收塔浆 BUF脱水机废水泵风机浆液泵液循环泵风机1.3 脱硫装置的运行调节1.3.1烟气系统BUF风机开度调节1.3.2吸收塔系统液位和PH值调节1.3.3石灰石浆液箱浓度和液位调节1.3.4石膏脱水系统滤饼厚度和石膏质量调节1.4 脱硫装置运行中的记录1）锅炉主要负荷和烟温参数；2）FGD进出口SO2浓度、粉尘和O2含量；3）氧化空气流量(风机电流)；4）BUF风机和循环泵电流；5）吸收塔内浆液pH值和密度；6）石灰石浆液供给流量和密度；这些记录有助于了解装置运行的实际情况第二章脱硫装置常见故障2.1 腐蚀和磨损对FGD装置的影响2.1.1腐蚀和磨损产生的部位容易发生腐蚀的部位：吸收塔、净烟道和吸收塔入口烟道容易发生磨损的部位：吸收塔、浆液管道、泵壳和叶轮2.1.2腐蚀和磨损产生的原因腐蚀原因：氯离子、硫酸根（亚）离子的存在，从防腐层薄弱点开始，慢慢腐蚀；低温腐蚀和电化学腐蚀。

磨损原因：粉尘和SiO2含量超标当然，腐蚀和磨损是相互的，腐蚀之后有磨损；磨损之后有腐蚀。

第二章脱硫装置常见故障2.1.3防腐蚀采取的措施：片进行防腐2、橡胶内衬进行防腐3、耐腐蚀的合金材料（C276或1.4529）4、非金属FRP材料进行防腐吸收塔壁被腐蚀穿第二章脱硫装置常见故障2.1.4各种防腐材料的优缺点大多数吸收塔采用玻璃树脂鳞片进行防腐，也有采用橡胶材料进行防腐。

玻璃树脂鳞片：抗渗透能力强，易修复，附着力强，机械强度大，表面硬度高，施工速度快，但耐磨性稍差。

橡胶内衬：耐磨性好，有良好的弹性和松弛应力，但易老化、施工速度慢、粘接强度大。

合金材料（C276和1.4529)：抗腐蚀性超强，但价格昂贵，一般在吸收塔入口干湿界面贴衬使用比较多。

FRP材料：耐腐蚀，但不抗高温。

鳞片防腐施工质量控制要点：材料选择喷砂除锈极为重要材料比例严格控制喷涂的全面性和厚薄均匀性喷涂过程中的温度和湿度控制烟道防腐层脱落2.1.5粉尘和SiO2含量超标的磨损影响粉尘和SiO2含超常的主要原因。

粉尘主要来自烟气。

SiO2主要来自：烟气石灰石管道被磨穿第二章脱硫装置常见故障2.2 主要设备故障及原因分析2.2.1增压风机故障原因之一：因系统联锁原因跳闸故障原因之二：因风机本体组成部件原因跳闸（轴承温度高、润滑油压低、振动故障、揣振、失速和冷却风机故障等）第二章脱硫装置常见故障增压风机叶片变形第二章脱硫装置常见故障2.2.2烟气换热器（GGH）主要是本体故障原因居多：积灰堵塞而导致机械卡塞和电机故障吹扫方式：压缩空气、蒸汽和高压冲洗水第二章脱硫装置常见故障GGH积灰照片第二章脱硫装置常见故障2.2.3循环泵故障原因之一：系统联锁原因故障吸收塔液位、滤网堵塞等故障原因之二：本体故障原因造成（轴承、叶轮、温度、冷却水等）第二章脱硫装置常见故障环泵入口滤网堵塞第二章脱硫装置常见故障循环泵叶轮磨损严重2.2.4氧化风机主要是设备本体故障居多：温度、轴承、润滑油、冷却水和电气故障氧化风机噪音是脱硫装置中最大的噪音污染源：转速过高等造成。

氧化风机叶轮轴损坏2.2.5搅拌器最多的故障是叶片在设计制造过程中没有很好消除应力、对叶片工作环境的低频处理。

第二章脱硫装置常见故障2.3 吸收塔内部件故障及原因分析2.3.1喷淋层、喷嘴故障及判断方法1、故障现象（1）喷淋层喷嘴堵塞（2）喷淋层喷嘴脱落或损坏（3）喷淋层冲刷第二章脱硫装置常见故障2、故障判断依据：a）循环泵出口压力及电流b）吸收塔pH值及浆液密度c）脱硫装置出口SO2浓度及脱硫效率d）喷淋层管道外壁冲刷第二章脱硫装置常见故障喷嘴堵塞照片第二章脱硫装置常见故障喷嘴堵塞照片第二章脱硫装置常见故障3、故障处理方法（1）喷淋层喷嘴堵塞：清理（2）喷淋层喷嘴损坏或脱落：更换喷淋层对大梁和塔壁的冲刷：喷嘴覆盖角度原因造成。

喷淋层大梁被冲刷第二章脱硫装置常见故障被动处理措施：裹主动处理措施：优化设计，提高喷淋管自身的强度以减少支撑梁的截面甚至取消支撑梁。

喷淋层增设PP板第二章脱硫装置常见故障2.3.2除雾器堵塞故障1、除雾器堵塞原因（1）除雾器冲洗时间间隔太长（2）除雾器冲洗水量不够（3）除雾器冲洗水压低，造成冲洗效果差除雾器堵塞除雾器坍塌2.4 主机对FGD的影响脱硫系统作为火电厂重要的组成部分，无论在哪种情况下，脱硫装置的运行都不能对主机运行产生任何影响，烟道压力、挡板状态是主机和脱硫运行监控的重点，当主机与脱硫发生冲突后，脱硫装置服从主机需要。

2.5 其它原因对FGD的影响2.5.1建设工期对FGD质量的影响脱硫EPC工程的建设，工期从过去22~24个月被严重压缩到12～16个月。

原因:电厂对配套脱硫装置不重视；迫于环保压力而仓促上脱硫装置，合理工期得不到保证，进度严重压缩。

影响:设计质量得不到保证设备质量得不到保证施工质量得不到保证最后运行得不到保证第二章脱硫装置常见故障某电厂烟道严重腐蚀，工期过短，防腐质量得不到保证第二章脱硫装置常见故障2.5.2煤质变化的影响煤质变化（热值、灰分和硫分）所引起SO2和粉尘浓度对FGD运行有着重大影响。

SO2浓度超过设计极限值后，脱硫装置无法全烟气脱硫；一般通过SO2设计排放总量反算需要脱出的烟气量来考核装置是否达到设计要求。

粉尘超标后，加剧对系统的磨损；对吸收的化学反应造成影响，造成石膏品质下降。

第二章脱硫装置常见故障某电厂2002年第一次招标时燃煤参数；2005年第二次招标时燃煤参数煤质分析 Car 成分 59.95 65.71 50.7227.0±3 20.0 32.85 Qnet kJ/kg 21465±1256 24668 20940/167482.29 2.29 4.5 设计煤种 校核煤种设计及校核煤种AarSar上述数据对比可知：硫分差别巨大：第一次含硫量为 2.29；第二次含硫量为4.5。

煤质的热值差别大：第一次24668 KJ/kg ；第二次最高20940 KJ/kg ；最低只有16748 KJ/kg 。

灰分差别大：第一次20％；第二次32.85%。

含硫量发生巨大变化后，原有的脱硫装置无法正常运行， 只能进行改造，推倒重建。

第二部分核查过程中关注的重点核查过程中关注的重点1、通过CEMS数据监测对每套脱硫装置，在脱硫入口和出口分别设置一套在线烟气分析仪（CEMS）用于脱硫SO2、O2浓度等参数监测。

大部分烟气分析仪采用非色散红外线吸收法来进行测量。

1.1 CEMS安装位置1.1.1脱硫入口增压风机入口前，入口原烟气挡板后。

核查过程中关注的重点入口CEMS测量装置1.1.2脱硫出口在线烟气分析仪安装在脱硫出口烟道上，出口挡板前或烟囱入口前主烟道上，对于每炉对应一个烟囱的机组，也可安装在烟囱上。

环保监测烟气分析仪一般安装在烟囱上，距离地面高度约30～50米，用于全面监测烟气SO2排放情况。

大多数时候这两套分析仪合用为一套。

1.2 CEMS 测试数据分析通过入口二氧化硫含量和出口二氧化硫含量的对比，可以计算出脱硫装置的脱硫效率。

SO 2脱除率由下式表示（实际计算时考虑氧含量）：FGD 装置出口SO 2浓度（mg/Nm FGD 装置入口SO 2浓度（mg/Nm 3 3 ）(6%O 2)）(6%O 2) 脱硫率（％）＝(1－ )×100%其中，SO 2浓度换算为6%氧量：SO 2=SO 2×(21-6)/(21-O 2)1.3 CEMS数据传输CEMS数据将通过硬接线输出到FGD装置控制系统，经过DCS处理显示在计算机画面上，方便运行人员监控。

环保监测的数据，一般通过有线的或无线的传输方式，直接传输到环保局监控中心。

核查过程中关注的重点核查过程中关注的重点案例：某机组提供的CEMS数据表显示，从7月～11月数据为连续数据且符合排放标准要求。

但从其向环保局提出的脱硫停运申请及运行记录显示:该时间段装置每月停运次数较多，9月多达7次以上。

因机组发电未停，由此可见该CEMS数据表全部为假数据。

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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

脱硫系统运行中常见问题及处理1 引言石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺是目前较为成熟的脱硫工艺，被广泛应用于火电厂烟气净化处理系统中，我公司三四期脱硫系统陆续投入运行，在调试及运行过程中出现了一些问题，也是其它电厂经常遇到的问题。

2 吸收塔溢流问题2.1 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。

2.2 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1100 mg/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。

2.3 处理方案2.3.1 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。

2.3.2 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。

湿法脱硫系统运行中存在的问题

湿法脱硫系统运行中存在的问题

湿法脱硫系统运行中存在的问题1.湿法脱硫效率低湿法脱硫低下因素有：烟气温度、烟气含尘度、石灰石品质和纯度、硫钙比。

烟气温度的影响脱硫反应是放热反应温度升高不利于脱硫反应的进行,脱硫效率随烟气温度的升高而降低。

实际的石灰石湿法烟气脱硫系统中，通常采用装置或在吸收塔前布置喷水装置，降低吸收塔进口的烟气温度，以提高脱硫效率。

2.烟气含尘浓度的影响锅炉烟气经过高效静电除尘器后,烟气中飞灰浓度仍然很高。

一般在100~300mg/m。

经过吸收塔洗涤后，烟气中绝大部分飞灰留在了浆液中。

浆液中的飞灰在一定程度上阻碍了石灰石的消溶，降低了石灰石的消溶速率，导致浆液pH值降低脱硫效率下降同时飞灰中溶出的汞镁等离子会抑制脱硫反应进而影响脱硫效果。

如某电站由于除尘器故障导致含尘浓度很高的烟气进入脱硫塔，脱硫效率由95%降低至73%。

此外，飞灰还会降低石膏的白度和纯度，增加脱水系统管路堵塞结垢的可能性。

3.石灰石粉品质和纯度的影响石灰石中的杂质对石灰石颗粒的消溶起阻碍作用，并且杂质含量越高，这种阻碍作用越强。

此外，石灰石中的二氧化硅难以研磨，若含量高会导致研磨设备功率消耗大，系统磨损严重，杂质过高还会影响石膏的品质。

4.钙硫比的影响在保持液气比不变的情况下，钙硫比增大，注入吸收塔的吸收剂的量相应增大，引起浆液ph值上升,可增大中和反应的速率,增加反应的表面积,使二氧化硫吸收量增加，提高脱硫效率。

但是，由于石灰石的溶解度较低，其供给量的增加将导致浆液浓度的提高，会引起石灰石的过饱和凝聚，最终使反应的表面积减小，脱硫效率降低。

钙硫比一般控制在1.02-1.05之间。

山东魏桥创业集团有限公司热电厂崔志军。

湿法脱硫系统设备常见故障处理方法和预控措施

湿法脱硫系统设备常见故障处理方法和预控措施

湿法脱硫系统设备常见故障处理方法和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。

湿法脱硫系统设备常见故障处理方法和预控措施

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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。