石膏脱水不干原因分析.docx

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石膏脱水不干原因分析

石灰石/石膏湿法脱硫

的运行调整及系统问题处理

马俊峰

（河北大唐国际王滩发电有限责任公司　河北唐山063611）

摘要：

本文叙述、分析、总结了河北大唐王滩发电有限责任公司，在脱硫系统调试及正常运行工作中所遇到的问题，结合自己的工作体会提出了合理运行的调整方法，对其它电厂脱硫运行工作有一定参考借鉴作用。

关键词：

石灰石/石膏湿法脱硫工艺原理；脱硫运行调试；系统问题处理。

引言

随着全球经济的高速发展和工业化的不断推进，大气中二氧化硫排放量与日俱增，造成降水pH值下降，局部地方甚至形成酸雨，对人体健康和大气环境带来很大影响。

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完善，新建及扩建电厂必须安装投运脱硫装置。

1概述

目前，燃煤电厂应用最广泛的是石灰石/石膏湿法脱硫。

石灰石/石膏湿法脱硫的机理是将烟气引入吸收塔，其中的二氧化硫与吸收塔中喷淋的石灰石浆液（主要成分是CaCO3）在流动（根据工艺可分为顺流、逆流、混合流）中反应，生成半水亚硫酸钙（CaSO3•1/2H2O），再被氧化风机鼓入的空气强制氧化成二水硫酸钙（CaSO4•2H2O）晶体，从吸收塔排出的石膏经水力旋流浓缩（50%）和真空脱水，使其含水量小于10%，由皮带机堆入石膏库中。

脱硫后的烟气除雾器除去雾滴后，经烟囱排入大气。

2设计条件

脱硫装置与发电机组单元匹配，#1、2FGD按锅炉100%全烟气量设计，脱硫效率95%以上。

2.1主要工艺参数

项目

单位

数值

FGD装置烟气处理量（BMCR）

Nm3/h（湿态）

2376054

FGD装置入口烟气SO2浓度（设计煤种）

mg/Nm3（干态，6%O2）

4458

FGD装置出口烟气SO2浓度（设计煤种）

mg/Nm3（干态，6%O2）

167

FGD装置入口烟气粉尘浓度

mg/Nm3（干态，6%O2）

100

FGD装置入口烟气温度

℃

123.5

FGD装置出口烟气温度

℃

48.84

FGD装置设计钙硫比

／

1.02

FGD装置石灰石消耗量

t/h

60.616

FGD装置工艺水消耗量

t/h

437.644

FGD装置废水量

t/h

16.927

设计脱硫效率

％

95

二水石膏产量

t/h

108.66

CaCO3

%

≥92

CaO

%

≥50

SiO2

%

2.05

MgO

%

≤1

粒径

Mm

≤0.045

3石灰石/石膏法脱硫工艺原理

锅炉引风机排出的原烟气由增压风机增压后经吸收塔下部进入脱吸收塔。

新鲜的石灰石不断的加入吸收塔，吸收塔内的循环浆液从上部若干个喷嘴中涌出与塔内逆流而上原烟气充分接触，进行气/液接触反应脱除烟气中的SO2。

脱硫后含有饱和水的静烟气的带有大量水珠，在流经格栅状除雾器时被除去，最后静烟气经烟道进入烟囱外排大气。

脱硫的性能通过自动控制系统对PH值和石膏浆液浓度进行调节，实现自动控制。

吸收塔底部浆液池中的浆液由外置的氧化风机供给均匀分布的氧化空气，再由配合搅拌器不停地搅拌使亚硫酸根氧化成石膏。

在吸收塔内产生的石膏由浆液由石膏排出泵抽出，送到第一级水力旋流器浓缩，在水力旋流器底流的石膏含固率在50％左右，水力旋流器溢流出的液体中含有1～3％的固体，其中大部分是未反应的石灰石，这部分浆液将被送回至吸收塔，以提高石灰石的利用率．第一级水利旋流器的溢流被抽送到第二级水力旋流器，将其底流含有10％的石膏浆液再次回收利用。

第二级水力旋流器的溢流为废水，抽出废水的目的是为了限制浆液中氯离子及粉煤灰的含量．第二级水力旋流器的底流经石膏供浆泵送往真空带脱水，形成含水＜10％的石膏滤饼由传送皮带送往石膏储存库或运走。

脱硫的化学过程发生以下反应：

1、SO2+H2O→H2SO3吸收

2、CaCO3+H2SO3→CaSO3＋CO2+H2O中和

3、CaSO3+1/2O2→CaSO4氧化

4、CaSO3+1/2H2O→CaSO31/2H2O结晶

5、CaSO4+2H2O→CaSO4×2H2O结晶

6、CaSO3+H2SO3→Ca（HSO3）2PH控制

4旁路挡板开启条件下影响脱硫效果的主要因素

（一）循环浆液泵启动台数的调整：

吸收浆液由4台再循环泵（最少两台泵运行）从塔底部吸出，分别打入不同高度。

吸收浆液在压力的作用下通过支母管上的喷嘴向上喷射，浆液在塔顶部区域散开后形成不同高度复盖整个吸收塔断面的喷淋洗涤区。

原烟气从吸收塔下部进入，上升过程中在洗涤区域与自然下落的石灰石浆液全面充分接触、反复洗涤烟气，（图一）从而完成对烟气中SO2的洗涤溶解和石灰石浆液的化学反应。

为此通过调节喷淋高度即减少或增加吸收塔循环泵运行台数，就可实现对脱硫效率调整，实现节能运行（图二）。

静烟气

原烟气

图1柱体深颜色的代表烟气，相对较浅两颜色分别代表高低不同两浆液循环泵浆液喷淋高度

静烟气

原烟气

图2柱体颜色深浅分别代表不同负荷开启循环泵台数

（二）增压风机动叶角度的调整：

脱硫运行中根据锅炉负荷以及烟气含硫量的大小，即时调整增压风机动叶角度是提高脱硫效率的主要手段。

由于目前脱硫系统设备运行的稳定性不是很好，关旁路投入脱硫系统后发电厂对机组运行的稳定性也不放心，担心脱硫系统运行出现故障时可能造成机组停运。

所以大部分机组脱硫调试期间及运行时开旁路挡板运行，防止脱硫系统突然出现故障时，对锅炉炉膛负压产生影响，造成机组跳闸。

但这种运行方式会对脱硫系统运行产生一定影响，增压风机动叶调节风量是根据增压风机入口风压、脱硫效率、锅炉负荷等信号进行自动调节，开旁路后由于烟气流向发生一些变化而造成这些反馈信号可能不准，不得已只能手动调节。

脱硫开旁路系统运行时烟风系统运行会造成以下二种不正常的情况：

第一种情况，锅炉的烟气有一部分原烟气走脱硫系统的旁路烟道，脱硫系统进行部分原烟气脱硫，烟气脱硫流向如图1所示。

其特征是增压风机入口烟温与电除尘器出口烟温相差无几，静烟道出口烟温相对较高。

图1

第二种情况；锅炉的原烟气全部走脱硫烟气系统，但有一部分净烟气回流，又进入脱硫增压风机（如图2所示）。

这种情况由于净烟气回流增压风机，增加增压风机负荷，并且由于净道烟气温度温度低（50℃左右），使进入增压风机的烟气含湿量增大、烟气温度降低。

进而使增压风机入口温度下降，如果调整不及时就会达到85℃风机跳闸保护条件而退出脱硫运行。

图2

根据以上这两种情况，我们以静烟气SO2含量＜400mg/Nm3国标为准进行增压风机动叶角度调整。

如发生第一种情况，锅炉烟气没有100％通过脱硫系统，有一部分通过旁路烟道，则增压风机入口温度应在110～130℃（与锅炉负荷有关）左右即与电除尘出口温度差不多，这样我们可调节增压风机动叶的开度，观察增压风机流量，使增压风机入口原烟气温度略有下降，低于点除尘器出口烟温，尽量使其烟气100％通过脱硫系统。

如发生第二种情况，净烟气产生回流，增压风机入口烟温低于电除尘出口温度即可，这样我们可调小增压风机动叶角度，减少增压风机的流量提高增压风机入口烟温保持在120℃左右。

（三）浆液PH值大小调整：

PH值调节是提高脱硫效率可靠保证，如果低于设计值5.5脱硫效率将难于保证，特别是PH值低于5时脱硫效率下降尤为明显；其次PH值对石膏回收管道的腐蚀、磨损坏也不可忽视。

PH值维持较低值运行时，回收浆液显酸性有强烈的腐蚀性，特别是PH在4.5以下时尤为明显；PH≥6时，石膏浆液富含石灰石浆液对管道磨损加剧。

本厂由于在线PH表故障一段时间内手工测PH值，时效性差、准确率低造成PH忽高忽低很难维持正常水平，致使浆液管道频繁泄漏焊补甚至更换管道。

所以PH值应维持在一定范围内，根据有关资料以及实践观察PH值维持在5.3～5.6较佳。

（四）石灰石浆液密度调节：

石灰石浆液密度调整石灰石浆液必须满足一定的密度要求。

密度过高易造成石灰石浆液泵及管道磨损堵塞，对石灰石浆液箱搅拌器和衬胶也极为不利。

密度过低可能出现吸收塔给浆调节阀门全开，但石灰石量仍满足不了维持吸收塔PH需求的情况。

脱硫设计一般要求石灰石浆液密度为1200～1250kg/m3，对应浓度一般为30%左右。

石灰石浆液密度调节可采用自动和手动2种方法。

自动调节是通过给料机功能组启动实现的。

当浆液密度小于1180kg/m3时给料机自动开启向石灰石浆液罐供粉，至道密度提高到1250kg/m3时给料机自动停止。

手动调节是通通过调节浆液罐水位或将给料机打到手动位置随机给料来实现的。

实际运行操作过程中密度掌握在1200kg/m3为宜，否则就会出现管道堵塞或管道过度磨损泄露情况发生.

（五）旋流器的调整：

旋流器主要是调整入口压力，调整方法主要是通过调节投入旋流子个数方法实现，须注意其闸阀应全关或全开，不宜处于中间位置。

若处于中间位置，会大大增加闸阀的磨损及此处的堵塞。

旋流器入口压力应在一个合理范围（参考厂家给定值）。

否则，太高会导致石膏浆液密度降不下来，旋流子磨损破裂；太低也会使石膏脱水困难。

（六）吸收塔水平衡调节：

在脱硫运行中，吸收塔的水平衡是一个很重要的因素，如果在运行中掌握不好水平衡会造成一些设备的不正常停运和吸收塔的溢流等情况。

吸收塔运行中常见的是浆液的溢流，其主要原应是压力液位计的不准确造成的，其次是浆液在溢流管道处形成成虹吸现或浆液里泡沫较多起停设备所致。

针对压力液位计不准现象，运行中应尽量避免高液位运行；其次是经常用水冲洗检查、校验密度计。

在发现掖位计不准确时，应及时找检修人员维修，保持其准确性，从而避免液位计出现较大偏差。

对于第二种情况，则采用在溢流管最高点加装对大气的排放直管来破坏虹吸现象的产生或采用向吸收塔内浆液加入除泡剂方法里来解决，消除溢流现象的发生。

需要特别指出的是泡沫多时，启动第三台浆液循环泵以及停止氧化风机运行时极易造成浆液溢流。

（七）在线表的调整：

在脱硫运行工作中在线仪表是脱硫运行调整工作的风向标，其准确与否直接关系到脱硫效率，关系到烟气可否达标排放。

在日常的脱硫运行中经常出现同等工况下两个脱硫吸收塔的效率相差较多问题。

经过观察发现在停运烟气脱硫系统的情况下，静烟气出口的SO2含量大于原烟气精确SO2含量1200mg/Nm3，最终确认是由于烟气测量CEMS系统数据失真所致的，其根本原因是零点漂移造成。

不仅烟气测量系统如此，在线密度计也是如此，经常失真不得已经常手测校准，条件许可时可用水冲洗校正（水的密度是1000kg/m3）。

在线表的准确性一般与安装工艺、工作环境、使用维护有关，其中对脱硫率影响最大的是烟气含尘量及烟气含量的增加。

同时不可否认的是定期校验工作也是非常重要的工作，是表记准确性的可靠保障。

在实际运行工作中根据烟气测量CEMS系统显示的脱硫效率、烟气SO2含量要经常手动调整（旁路运行是一种特殊运行方式没有自动调整程序）增压风机动叶角度，来实现烟气的达标排放。

（八）石膏浆液密度调整：

石膏浆液密度直接关系到能否旋流出石膏的问题，密度石膏生成效果不好，不能旋流否则真空皮带机拖不出水；密度大时，会造成吸收塔内浆液石膏含量高得不到及时排出而影响脱硫效果，且加剧系统设备磨损。

任何情况下，石灰石浆液的密度最好不要超过1300kg/m3，超过此限系统磨损、堵塞现象明显加剧。

（九）真空皮带机的调整

正常运行中最常见的是石膏浆液不能脱水，其原因有滤布冲洗水嘴部分堵塞，造成透气性差；旋流器浓缩效果差，固含物不够；石灰石粉颗粒度和碳酸钙含量不够，石膏生成不好等。

偶尔也有因不满足脱硫投运条件造成的，如锅炉烧油运行、原烟气烟尘含量超标。

为此运行中要根据运行分析确认原因，采取对应措施加以解决。

摘要:

湖南湘潭发电有限责任公司安装四套石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置，脱除四台机组（锅炉）产生的SO2。

其中2×300MW机组锅炉型号为：

HG-1025/18.2-WM10（哈尔滨锅炉厂生产）；2×600MW超临界机组锅炉型号为：

DG1900...

湖南湘潭发电有限责任公司安装四套石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置，脱除四台机组（锅炉）产生的SO2。

其中2×300MW机组锅炉型号为：

HG-1025/18.2-WM10（哈尔滨锅炉厂生产）；2×600MW超临界机组锅炉型号为：

DG1900/25.4-Ⅱ1型（东方锅炉厂生产）。

一期2×300MW机组脱硫由上海龙净环保科技工程有限工程承建，采用德国鲁奇LLAG技术，设有四层喷淋；二期2×600MW机组脱硫由大唐环境科技工程有限公司承建，采用奥地利AEE技术，设有三层喷淋。

为了节约资金，四台脱硫共用三台（50%容量）真空皮带脱水机。

第一台脱硫（300MW机组）自2005年4月开始整体调试，第四台脱硫（600MW机组）11月13日通过168小时试运。

石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺中，用石灰石浆液作为吸收剂，石灰石、石膏混合浆液在吸收塔内对烟气进行逆流洗佃烟气中的SO2与溶解的石灰石中Ca2+反应，在浆液中生成半水亚硫酸钙（CaSO3o·1/2H2O），再被氧化风机鼓入的空气将其强制氧化生成二水硫酸钙（CaSO4·2H2O）结晶体。

石膏排出泵将吸收塔内的浆液抽出，送往水力旋流器进行粒径/密度分级，细颗粒/稀的溢流返回制浆系统制浆;较粗颗粒/浓缩的底流送往石膏浆液箱，通过石膏泵排至三台真空皮带机进行石膏脱水。

脱水后的石膏含水率一般控制在10%（重量％）以下（称为达标）－这就是一般可销售的脱硫副产品。

含水率过高，对石膏的储存及加工都会造成一定的困难，且直接影响石膏的商业应用价值，为此，必须加以控制。

近期负责石膏销售的部门反映，石膏中含水率高，有时超过20%，水泥厂不能利用。

为查找原因，我仔细观察过近段时间的运行情况，根据运行参数分析，应存在如下两个方面的原因。

1、真空皮带机滤布堵塞

真空脱水皮带系统气水分离箱的真空直观地反映了皮带机的真空（设当地大气压为0bar）。

调试阶段，石膏含水率约为8%时，真空为-0.500bar，近段时间，石膏含水率达到15%～20%时，真空高达-0.680bar。

真空再升高，石膏含水率将继续增大。

皮带机的真空升高，也就是说滤水通过滤布的压降增艰说明滤布堵塞，脱水不畅。

实际上是石膏浆液中细小颗粒比例升高，阻塞了皮带机滤布的滤水通道，使浆液中的水不容易从滤布孔隙分离出来从而使真空增加。

湘潭电厂由于石膏托运不及时，一直只有#1皮带可以较为正常运行，所以#1真空皮带机的滤布中含有的杂质最多，堵塞最为严重。

2、废水排放一直不正常，量少

脱硫浆液系统中的杂质主要是由烟气中飞灰和石灰石中杂质组成。

这些杂质一般不参加反应。

杂质量可间接从监测Cl-浓度反映出来。

我没有手段监测浆液中Cl-的含量，从每周不到一次的废水排放来看，湘潭电厂脱硫浆液中的Cl-已经相当高了。

为此我从另一个方面进行了观察，就是从皮带机上的石膏滤饼表面颜色间接了解，吸收塔内杂质含量高时，石膏饼表面被一层呈深褐色物质覆盖如图1、2。

这层物质手感很粘，且很快会析出水份，这是因为杂质大多为烟气中的飞灰，质量相对较轻，当石膏浆液流入皮带机滤布上时，较轻的杂质漂浮在浆液的上部，而杂质颗粒较石膏颗粒细且粘性大，水份不易脱除。

而且杂质也会夹杂在石膏结晶之间，堵塞了游离水在结晶之间的通道，使石膏脱水变得困难。

另外，调试阶段石膏为黄色，目前石膏已经变成了褐色，也可以说明石膏中杂质在增加。

脱硫石膏含水率超标控制措施

1、废水系统检查消缺，加大和保持废水的正常排放

为了保证脱硫系统内反应正常进行及石膏的质量，废水排放系统必须正常投入运行，保证废水定量排放，以降低吸收脱硫系统内Cl-浓度及杂质含量，保证塔内化学反应的正常进行及晶体的生成和长大。

系统内CI-浓度应控制在mg/l以下，并尽量维持低运行值。

因为浆液中的CI-对设备具有较强的腐蚀性，低CI-浓度可延缓设备腐蚀，提高设备的使用寿命。

2、加大石膏销售、外运力度，确保三台皮带均可正常运行

目前只有#1皮带可以正常运行，没有备用，如果其余两条皮带可以备用，检修可以及时处理#1皮带存在的缺陷，清理滤布冲洗管道和喷嘴，就可以减少滤布堵塞，延长滤布的使用寿命。

3、控制石膏旋流器入口压力参数，保证浆液的浓缩及颗粒分离效果

运行监测发现石膏旋流底流固体含量低于40—45%范围时，及时检查旋流器运行情况，发现堵塞及时清理。

必须保证石膏旋流器入口压力参数在设计范围内。

压力越低浆液的浓缩及颗粒分离效果就越差。

防止由于堵塞和参数不当引起的石膏浆液密度、固体含量的降低，影响石膏的脱水。

4、加强运行管理、制定定期分析制度

制定由运行、检修、化学、仪表维护等人员参加的对FGD化学分析表单定期分析制度，掌握系统设备的运行状况，将不正常状态及时修正。

5、加强热控仪表的维护

脱硫系统的CEMS、密度计、PH计是脱硫运行最重要的参数，脱硫系统的脱硫率、石灰石浆液给量、石膏的结晶情况、是否可以脱水等均无法判断。

加强对这些表计的维护，将有利于石膏含水率的控制，更有利于延长系统的运行寿命。

6、加强对运行参数的监测分析

运行人员要加强对运行参数的监测分析，发现不正常时应查找原因，及时调整、处理。

结论：

石膏含水率高的原因有许多，如锅炉尾气烟尘高、石灰石粉含杂质高、脱硫系统PH值偏高，石膏中石灰石含量超标、氧化空气不足，导致亚硫酸钙含量偏高、脱水皮带滤布堵塞、脱水皮带的料层厚度和皮带速度控制不当等。

本文只是根据湘潭电厂的具体情况进行针对性的分析，查找出湘潭电厂脱硫运行存在的问题，希望对指导脱硫运行能起到一定的指导作用。

江苏华电扬州发电有限公司四套脱硫装置自商业化运行以来，积累了一定的运行与管理经验，本文为使脱硫工艺更经济、简便、可靠，保证可持续的安全、节能发展，结合脱硫设备在实际运行中暴露的一些问题，进行肤浅的探讨分析，寻求合理的运行与维护方式。

关键词：

脱硫运行、浆液、吸收塔、优化

江苏华电扬州发电有限公司四套脱硫装置均采用石灰石—石膏湿法简易烟气脱硫，分别由日本国川崎重工业株式会社、中国华电工程、江苏苏源环保股份有限公司设计、购置配套、安装的总承包项目，我公司脱硫技术规范脱硫效率大于95%，钙硫比1.03。

制粉采用二套干式磨制系统，经石灰石浆液箱配置成30%浓度的合格浆液，以保证脱硫系统吸收剂的供应。

石灰石浆液经过化学反应产生含水量小于10%、含氯离子小于100ppm、纯度大于90%的成品石膏。

1.运行中问题

1.1吸收塔系统原因分析

1.1.1吸收塔入口积垢

脱硫随机组停运检修期间，在对吸收塔入口检查时都发现有大量的石膏结垢，同时部分浆液进入GGH，将低部冲洗水密封水槽堵死，严重时造成GGH换热面的堵塞。

在处理结垢的同时，分析认为有两种可能，一是烟气在吸收塔内与石灰石浆液洗涤过程中产生大量的泡沫接触引起，由于吸收塔入口标高8.3米，塔内浆液液位7.8米，泡沫带有部分石膏浆液溅到烟道，造成入口积灰。

二是脱硫系统在启动过程中，增压风机程序控制未启动，烟气入口挡板门未打开，还没有烟气进入脱硫反应塔时，循环浆液泵就过早启动，形成不了烟气和浆液的干湿界面，同时脱硫系统停止过程中循环浆液泵停止程序是在增压风机、进出口烟气挡板门操作结束后，根据脱硫效率一方面将吸收塔的运行液位设定值降至7米以下运行，另一方面启动脱硫系统过程中首先运行一台循环浆液泵，待系统正常后根据烟气量再启动备用循环泵，停止时根据增压风机的导叶开度、烟气流量、入口SO2含量，停止一台或二台循环浆液泵运行，缩短吸收塔内由于没有烟气接触浆液所循环的时间，同时调整吸收塔入口冲洗水的运行方式，经过多年时间运行，检查吸收塔烟道入口没有发现严重积垢。

1.1.2机械密封环损坏

浆液含固量较高的脱硫泵运行中几乎都出现机械密封环损坏，而且外方提供的备品价格昂贵，无法适应长期运行要求，分析认为一是设备在运行中没有加以控制浆液介质的密度，二是启动和停止过程中操作不规范，特别离心式脱硫泵一般安装在浆罐的低部，压力大，浆液含固体沉积在密封环压簧处，机械密封环材质比较脆，转动时挤压摩擦容易损坏。

我们采取了加装密封环冲洗水、延长冲洗时间和启动前注水方法，效果有明显改善。

同时将进口备品配件逐步改为国产化，降低成本以达到节能要求。

1.1.3除雾器冲洗门泄漏

除雾器冲洗门设计为气动门，运行中由于调整频繁，经常发生漏泄或膜片损坏造成除雾器冲洗程序停止，曾经有过5只阀门同时泄漏，造成吸收塔液位一时无法控制，为了保证系统的正常运行，除将部分冲洗阀更换外，还要求运行人员适当关小除雾器冲洗管道上的手动阀，控制一定的流量和压力，缩短除雾器冲洗简短时间，情况有所好转，但是对除雾器材质结灰的冲洗能力可能会受影响。

1.1.4吸收塔PH运行恶化

烟气中二氧化硫主要在吸收塔被CaCO3吸收，氢离子起着中和平衡的重要作用，氢离子浓度或PH值是个关键值，当吸收塔内浆液PH值过低时，吸收速度下降，导致浆液失去吸收能力。

PH值过高时，对SO2的吸收效果好。

随着CaCO3的供给量不断增加，吸收塔内的CIˉ离子、飞灰含量、镁、氟等影响石灰石吸收的化学成分增加，石灰石溶解能力开始下降，逐渐失去吸收SO2的能力，使PH值异常下降，即使长时间的补充石灰石浆液也无效，最终导致系统操作恶化，这种情况一般发生在脱水系统长时间不运行。

针对此特性，我们采取了吸收塔浆液置换方式，吸收塔正常运行液位7米，处理时将一部分浆液直接排放到事故浆液箱，同时多投几组旋流子，加大脱水机供浆流量制成石膏，当液位达到5米左右，增大吸收塔补水量，运行一段时间后PH值明显上升，各项运行参数趋于正常。

1.1.5浆液泵运行方式

脱硫离心泵、自吸泵设计运行方式为一运一备用，控制逻辑为备用泵停运冲洗结束后排

放门关闭，再次注水保养，DCS控制为自动状态，运行一段时间后发现备用泵经常堵塞，更为严重的是冬季由于泵壳里的浆液不流动造成泵体结冰、冻裂，备用泵无法正常启动，根本没有起到备用的作用。

分析认为，离心式浆液泵入口在箱罐的低部，浆液含固量高，泵停止运行后由于浆液的沉淀、凝固，短时间内根本无法冲洗干净，极有可能发生堵塞，为此，我们改变了泵投运自动控制程序，将运行泵由自动改为手动备用，即在一台泵运行时，将备用泵入口门关闭，泵体内浆液放空，冲洗干净，运行一段时间后，未再发生泵堵塞和冬季冻结现象。

1.2烟风系统原因分析

1.2.1烟气档板门密封

原、净烟气档板密封风机的运行方式为在脱硫正常运行时处在关闭状态，停运时开启，对挡板起到密封烟气的作用，但是由于该挡板受烟气腐蚀易沉积酸水，起不到密封烟气的作用，也易造成酸水倒灌到风机管道，腐蚀损坏挡板风机。

所以我们在外方的支持下，待机组检修过程中将烟气档板拆下后认真分析，认为原因是挡板门受烟气中酸水影响，稍有沉积就会造成腐蚀，决定在挡板门的低部安装疏水管道，定期进行疏水，运行几年来从未发生挡板门腐蚀卡涩、酸水倒灌现象。

1.2.2PH仪、二氧化硫分析仪等控制仪表失灵

脱硫系统的重要仪表涉及到控制的投入，在脱硫系统运行中曾发生PH仪测量数据误差大现象，无法控制石灰石浆液的供给量，只能通过运行人员每班取样送到化学部门检测运行，分析原因可能是PH长时间运行，弯管等处出现结垢，使PH仪自动冲洗效果无法保证造成。

另外烟气进出口二氧化硫分析仪（CEMS）也发生过压缩空气带水、过滤层进水堵塞、烟气测量皮管腐蚀损坏、管道结垢等问题，对正常运行及调整带来不便。

1.2.3GGH换热面的阻力

旁路挡板门关闭全烟气脱硫运行中，增压风机导叶开度98%时入口压力时常出现正压情况，GGH差压上升到1.0Kpa，对机组安全运行构成了一定的威胁。

针对这种情况，我们利用脱硫系统停运期间联系厂家，一方面对增压风机的导叶角度进行重新校核，适当增加出力，另一方面改变GGH在线吹扫运行方式、加大GGH离线大流量