国电投脱硫技能培训

湿法烟气脱硫装置

运行优化与常见故障分析主讲：岳春妹Contents脱硫系统工艺流程脱硫化学监督脱硫装置常见故障分析脱硫增效剂的应用一、脱硫系统工艺流程典型的石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺流程在石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺中，吸收塔浆液通过喷嘴雾化喷入吸收塔，浆液分散成细小的液滴并覆盖吸收塔的整个断面。这些液滴与塔内烟气逆流接触，发生传质与吸收反应，烟气中的SO2、SO3、HCl及HF与浆液中的石灰石发生反应，其中SO2吸收产物的氧化、中和反应在吸收塔底部的氧化区完成并最终形成石膏。为了维持吸收塔浆液pH值的恒定并减少石灰石耗量，石灰石被连续加入吸收塔，同时吸收塔内的浆液被搅拌器、氧化空气和吸收塔循环泵不停地搅动，以加快石灰石在浆液中的均布和溶解。当吸收塔浆液浓度达到一定值时，经石膏浆液泵排出后输送至脱水系统进行真空脱水处理。1.1湿法烟气脱硫的基本原理

1）吸收反应

烟气与喷嘴喷出的循环浆液在吸收塔内进行有效接触，循环浆液吸收大部分SO2：

SO2(g)+H2O→H2SO3H2SO3→H++HSO3

-

HSO3-→H++SO32-1.2吸收塔内主要化学过程2）中和反应脱硫浆液被引入吸收塔内中和氢离子，使循环浆液保持一定的pH值，中和后的浆液在吸收塔内再循环，中和反应如下：

CaCO3+H++HSO3-→Ca2++SO32-+H2O+CO2↑SO32-+H+→HSO3-1.2吸收塔内主要化学过程3）氧化反应一部分亚硫酸盐在吸收塔喷淋区被烟气中的氧所氧化，其他的亚硫酸盐在反应池中被氧化空气完全氧化，反应如下：

HSO3-+1/2O2→H++SO42-SO32-+

1/2O2→SO42-1.2吸收塔内主要化学过程4）结晶析出生成硫酸盐之后，吸收SO2的反应进入最后阶段，即生成固态盐类结晶——石膏，并从溶液中析出：Ca2++SO42-

+2H2O→CaSO4·2H2O如果吸收产物亚硫酸盐氧化不充分，还会发生如下副反应：Ca2++SO32-

+1/2H2O→CaSO3·1/2H2O

1.2吸收塔内主要化学过程二、脱硫化学监督石膏成分分析石灰石成分和粒度分析浆液参数分析

石膏成分分析：目前大多委托实业公司销售，根据买方要求，一般只对含水率进行分析，其次分析Cl－含量；石膏成分分析不仅是产品销售的需要，更是为指导运行提供重要参数，应该对石膏成分进行全分析，各成分能分别说明问题：含水率、CaSO3·1/2H2O、CaCO3、CaSO4·2H2O、H2O、F、Cl－等

石灰石成分和粒度分析：某些厂外购石灰石粉，由于没有很好控制石灰石品质，导致吸收塔积沙严重，喷嘴、循环泵叶轮、搅拌器、管道等磨损严重，不得不停机清理；应对石灰石如下参数进行分析：粒度（过筛率）有效成分（CaO）、其它成分（MgO、SiO2、SO3等）反应活性

浆液参数分析：由于pH计和密度计易出故障，长期运行准确率也下降，应定期手工测量pH和浆液密度，对在线表计进行标定校正；更进一步地，最好对浆液成分也进行分析：滤液：SO42-、SO32-、Ca、Mg、Cl、F、Al等固相：CaSO3·1/2H2O、CaCO3、CaSO4·2H2O、SiO2及酸不溶物等以上数据可供运行人员调整运行参数做指导。Ca2+与[SO4]2-构成双层结构，H2O分布于双层之间，形成了Ca2+和[SO4]2-组成的离子结合层与水分子层交替的一种层状结构，结合层与水分子层与{010}平面平行。石膏的（110）晶面由Ca2+和SO42-组成，吸附强烈，所以金属阳离子大多吸附在（110）晶面上。

晶面的生长速率对比为：（110）面>（010）面。Ca2+{110}2.1石膏晶体的结晶形貌项

目单

位样品1样品2表面水%8.1215.54CaSO4·2H2O%93.1895.66CaCO3%2.891.37CaSO3·1/2H2O%0.030.01脱硫石膏晶体粒径分析粒度区间样品1样品2＜15um5.45%9.39%15～200.48%39.85%20～3031.72%36.97%30～4018.81%2.99%40～5026.31%4.77%50～6013.72%2.63%60～803.51%0.44%70～800.00%1.48%＞800.00%1.48%表1石膏颗粒分布区间

a）石膏样品1b）石膏样品2浆液pH、浆液氧化程度金属离子粉尘、杂质、残留碳酸钙浆液过饱和度浆液密度及固体物停留时间工况频繁变化2.2石膏品质影响因素分析pH值对亚硫酸钙的溶解度也有较大的影响，氧化不充分且pH值低时，溶液中含有大量的亚硫酸盐，此时如果石灰石表面有一层pH较高的膜，形成的亚硫酸钙结晶会使石灰石钝化，活性降低。浆液pH一般运行pH值不宜低于5.0。提高pH值，脱硫效率增大，石膏纯度下降。当pH值超过5.7后不仅脱硫效率提高不多，未反应石灰石却增加较多，石膏纯度明显下降。若pH值低于5以下时，亚硫酸钙将以亚硫酸氢钙的形式为主，pH值骤然增加时，亚硫酸氢钙转化成亚硫酸钙，急速结晶导致结垢。表2脱硫石膏样品中游离水含量与CaSO3·1/2H2O含量 单位：%样品编号12345678游离水11.2523.3811.4212.311.269.1714.617.88CaSO3·1/2H2O0.0120.0230.0180.0240.0350.0200.1300.0037样品编号910111213141516游离水10.188.428.756.486.6514.219.939.01CaSO3·1/2H2O0.0500.00970.00690.00820.00850.0230.0160.02716份样品中CaSO3·1/2H2O含量在0.0037%～0.13%之间变化，平均含量为0.026%。浆液氧化程度CaSO3·1/2H2O的含量与石膏游离水含量没有明显的相关性，即低含量的亚硫酸钙不会影响脱硫石膏的脱水性能，比较明显的是#8和#9样品。金属离子镁盐但是镁盐的这一特性随浆液pH值的变化而变化，在低pH时，大多数已溶解的SO2以HSO3-的形式存在于液相中，而HSO3-不能中和H+。因此，镁盐增效剂更多的应用于石灰基工艺中，在石灰石基工艺中应用较少。因为石灰基运行的pH较高（6.5～7.5），而石灰石基运行的pH较低（5.0～6.0）。在有Ca2+存在的情况下，由于CaSO3的溶解度较低，浆液中SO32-含量较低。如果向浆液中加入可溶性镁盐，形成了MgSO3，而MgSO3的溶解度约为CaSO3的630倍，因而能明显提高浆液因SO32-带来的碱度，减少脱硫效率对石灰石溶解的依赖。表3表面能、成核速率与粒径分布对比项目表面能（mJ/m2）成核速率（个/cm3·s）粒径<20um比例没有Mg存在8.3971.8×102823.0%1%MgO存在8.0574.8×102839.7%金属离子镁盐金属离子铝盐（一）Al的来源、危害Al主要来源于烟气中的飞灰，可溶解的Al与浆液中的F-浓度达到一定条件时，会形成胶状絮凝物氟化铝络合物（AlFx），包裹在石灰石颗粒表面，抑制石灰石的溶解，降低其反应活性，即所谓的“封闭”石灰石。特征就是尽管加入过量的石灰石浆液，pH值仍呈下降趋势，使pH值失去控制，脱硫效率也随之下降。出现封闭现象后，石膏纯度也会下降。实际测试发现，出现这种情况时吸收塔浆液中Al3+含量通常超过8mg/kg~15mg/kg。（二）浓度控制电厂可以建立自己的Al3+、F-临界浓度示警值，以便及时采取措施。当出现石灰石被“封闭”的迹象时，应立即加大废水排放量，严格控制pH值，出现“封闭”而无法用常规手段恢复时，要添加NaOH或其他强碱以使pH迅速回升打破氟化铝络合物。表416份脱硫石膏样品中游离水含量与CaCO3含量编号12345678游离水（%）7.9815.185.2410.559.4210.7615.5110.85CaCO3（%）2.073.0911.823.114.951.570.671.13编号910111213141516游离水（%）11.0217.486.6511.877.6912.389.818.12CaCO3（%）1.351.681.382.458.740.885.752.89残留碳酸钙CaCO3的含量与石膏游离水含量没有明显的相关性，即在此范围内不会影响烟气脱硫石膏的游离水含量。综上，未完全反应的石灰石不会对石膏脱水性能产生太大影响，但会降低石膏纯度，并且吸收剂利用率低，经济性差。表5碳酸钙含量与钙硫比的对应关系碳酸钙+碳酸镁含量%0.5%1.0%1.5%2.0%3%4%5%Ca/S>1.009>1.017>1.026>1.035>1.053>1.072>1.091为了保证吸收剂利用率在95%以上，通常控制Ca/S在1.05以下，先进的脱硫系统Ca/S一般在1.01～1.03之间。Ca/S1.011.021.031.041.051.061.071.08吸收剂利用率%99.098.097.196.295.294.393.592.6表6碳酸钙含量与钙硫比的对应关系残留碳酸钙表76份脱硫石膏样品中游离水含量与CaCO3含量编号123456游离水（%）10.7615.5110.8511.0217.4810.38CaCO3含量（%）1.570.671.131.351.681.28这几组石膏样品中碳酸钙对石膏脱水性能没有直接影响，最为明显的是#1、#2样品。粉尘粉尘SiO2、Al2O3的含量与石膏含水率有直接相关性。因为石膏中的SiO2、Al2O3主要来自粉尘，其次是石灰石，在石灰石品位正常的情况下，石灰石源的SiO2、Al2O3贡献较少，故可认为硅、铝来源于粉尘的比例更大。经电除尘处理后的烟气中飞灰颗粒度很小，进入浆液系统后，覆盖在石膏晶体和石灰石颗粒的表面，对石灰石的溶解和石膏晶体的长大产生阻碍作用，因而对石膏晶体成长造成不利影响，导致石膏的脱水性能下降。其次细小飞灰颗粒带入石膏，降低了颗粒粒径，聚晶（颗粒）现象增加，也是导致石膏脱水性能降低的原因之一。粉尘浆液过饱和度

脱硫工艺过程中石膏的结晶溶出需要形成较稳定的过饱和液，维持一定的过饱和度才能保证其结晶过程。但是过高的过饱和度会引起石膏晶体爆发成核而导致晶体粒径过细，并产生结垢。为维持适度的过饱和度，要求石膏浆液在浆池内停留足够的时间，这样有利于石膏晶体的生长，防止结垢。

浆液过饱和度评价方法及其对石膏品质的影响详见下节。固体物停留时间

指吸收塔浆液池最大容积与单位时间排出石膏量之比。浆池容积与石膏排出时间决定了浆液在吸收塔形成晶体及停留的总时间。浆池容积大，石膏排出时间长，亚硫酸盐更易氧化，有利于石膏晶体长大。但石膏排出时间过长，会增大循环泵对己有晶体的破坏。石膏浆液密度浆液pH值和密度一定时，浆液固体物中CaCO3与CaSO4·2H2O有一定的质量比，此时生产的石膏纯度相对稳定。当浆液密度下降时，浆液中CaSO4·2H2O含量较低，石膏副产品中的CaCO3含量将增大，会导致浆液内石膏结晶困难及皮带机脱水困难，使石膏品质下降，且石灰石耗量增加。而且密度过低会影响旋流器工作，使出口浆液含固率达不到要求，影响石膏脱水效果。相反，提高浆液密度则使浆液的固体含量升高，有利提高石膏副产品的品位，而且延长了石膏结晶和晶体长大的时间，大颗粒的石膏更容易脱水；而且固体物浓度高的浆液中CaCO3总量也较高，浆液的缓冲容量大，有利于提高脱硫效率。因此，提高塔内石膏浆液的密度，可提高脱硫效率，有效降低石膏的含水率，改善石膏脱水性能。但是需要考虑高浓度浆液的磨损作用。故在实际运行中通常并不以提高浆液密度作为提高石膏副产品质量的手段，保持浆液密度的稳定将有助于稳定石膏副产品质量。通常石灰石基浆液含固量通常是15wt%～20wt%，也有的高达20wt%~30wt%。

综上，浆液密度要适中，过低，晶体不易长大。过大，则晶体会被循环泵破坏，还会直接增大浆液系统磨损和转机出力，危及系统安全。建议石膏浆液浓度控制在15wt%～20wt%之间，各电厂还可根据自身FGD装置特点自行调整。石膏浆液密度的影响在脱硫系统运行控制中，为促进石膏晶粒的生长，需要控制适当的pH值和浆液密度。运行中浆液pH对石膏纯度有最明显、最直接的影响，pH值对CaSO4晶体生长行为的影响主要是通过影响杂质的活性和体系内各物质的溶解度实现的，合理设定pH值是提高石膏质量的重要保证。另外，浆液密度波动直接影响石膏结晶总表面积的大小。结晶总表面积较大时，为石膏结晶提供了生长基础，有利于晶体不断长大，而不是产生新的石膏晶体，使石膏晶体颗粒多，粒径小。浆液pH值和密度一定时，浆液固体物中CaCO3与CaSO4·2H2O有一定的质量比，此时生产的石膏纯度也相对稳定。运行经验表明，在脱硫系统的运行状态和各项参数均稳定的情况下，吸收塔浆液的固体粒径成规律分布，若系统工况频繁变化会导致石膏粒径分布发生较大改变，粒径变小从而降低石膏脱水率，使石膏品质乃至整个系统运行受到严重影响。工况频繁变化温度T浓度Cb线b’线稳定区介稳区不稳定区EDC

BAa线过饱和度与结晶的关系2.2脱硫浆液过饱和度评价方法表8几家电厂的浆液过饱和比编号电厂1电厂2电厂3电厂4电厂5电厂6电厂7过饱和比1.271.351.041.201.481.381.16过饱和度与结晶的关系资料显示，当浆液中CaSO4·2H2O的过饱和比超过1.3～1.4时，将会使石膏细化并产生石膏硬垢。使循环浆液吸收的SO2量不超过10mmol/L，是防止石膏过饱和度超过1.4的一项重要措施。吸收塔内应有足够的浆液体积，以保证循环浆液在吸收塔内有适当的停留时间，这有利于降低石膏的过饱和度。石灰石基工艺的浆液循环停留时间一般为3.5min～7min，典型的为5min左右，这样就可以保证浆液在一个循环周期内完成氧化、中和和沉淀析出反应，也有利于CaCO3的溶解和提高石灰石的利用率。但是脱硫工艺改进后，在保证氧化效率和吸收剂利用率的前提下，很多供货商的FGD为了降低投资，节省占地，优化设计，浆液停留时间的设计值一般只有3.8min～4min。停留时间过短会影响石膏晶体析出，进而影响石膏晶形，导致石膏颗粒较细。表9脱硫浆液主要离子浓度控制参考范围 单位：mg/L质量参数电厂1电厂2电厂3电厂4平均水平控制范围CODCr245265295216260300Cl3614381520792540—<10000F25.3931.7323.4521.03—<30K49.6054.153.1224.2732.64<100Na389.9428.6160.4145.4231.3<500Ca116512081366969.61306<1500Mg650.3729.97501408637.4<800Fe5.414.050.0401.99—Si66.4075.3642.0153.3558.56—Al6.750.762.152.043.31<5Mn77.6590.4837.31.6656.23<100SO42-24852476237962982682<3000Ni0.460.480.380.090.51<1.0Cr0.040.030.020.050.17<1.5Zn0.681.090.321.650.76<2.02.3脱硫浆液健康评价方法表10烟气脱硫石膏质量控制及建议控制指标质量参数计量单位电厂1电厂2电厂3电厂4平均水平控制指标pH1%水溶液6.246.156.196.356.435～9游离水H2O%按重量9.1715.6311.1713.2310.65<15CaSO4·2H2O%按重量95.6494.9197.3697.1992.20>90CaCO3+MgCO3%按重量2.911.100.560.813.11<3.0CaSO3·1/2H2O%按重量0.020.020.01700.023<0.50氯化物Cl%按重量0.00670.07410.02400.03500.0471<0.02氟化物F%按重量0.00250.01510.00910.00910.0071<0.02水可溶性镁盐MgO%按重量0.210.0760.0700.050.28<0.10SiO2%按重量0.531.380.250.313.52—Al2O3%按重量0.290.550.150.151.34—Fe2O3%按重量0.180.240.120.150.19—K2O%按重量0.030.040.0140.0140.03—评价实例表11某电厂脱硫浆液液相检测结果 单位：mg/L项目CODCrClFKNaCaMgFe检测结果250281127.1924.95156.71179628.10.11控制范围30010000301005001500800—项目SiAlMnSO4NiCrZn检测结果54.591.8233.6122420.640.070.49控制范围—5—30001.01.52.0项目pH表面水CaSO4·2H2OCaCO3CaSO3·1/2H2OCl脱水石膏6.2110.1697.971.110.010.0097浆液固相——96.911.050.01—控制指标5～9<15>90<3.0<0.5<0.02项目FMgOSiO2Al2O3Fe2O3K2O脱水石膏0.00560.08000.250.140.100.01浆液固相—0.08000.450.230.150.02控制指标<0.02<0.1<2.5<0.30<0.15<0.06表12某电厂脱硫浆液固相/副产品石膏检测结果 单位：%三、脱硫装置常见故障分析入口实际烟气参数偏离设计参数吸收剂石灰石品质对脱硫装置的影响除雾器结垢堵塞

GGH结垢堵塞喷淋层和喷嘴的堵塞

FGD系统的磨损与腐蚀循环泵叶轮磨损与气蚀吸收塔起泡和溢流石膏中亚硫酸盐浓度高在线表计测量不准确脱硫率低的原因及解决办法当入口SO2浓度超出设计裕度时，会带来以下问题：—供浆：吸收剂制备系统达到最大出力也无法满足系统的需要，吸收塔pH无法稳定；—喷淋量、氧化空气量、浆池无法改变，脱硫效率下降，吸收塔氧化效果下降，石膏中亚硫酸盐含量显著上升；—排浆：吸收塔浆液密度显著上升，石膏排出泵最大出力无法降低吸收塔浆液密度，系统内部设备磨损加剧；—石膏产量显著增加，真空皮带脱水机最大出力也无法处理；石膏脱水困难，石膏品质下降。3.1入口实际烟气参数偏离设计参数

烟尘浓度的增加，对脱硫系统会产生严重的影响：—增加管道和设备的沾污、堵塞和磨损；—导致吸收塔浆液中重金属离子增加，浆液品质恶化，引起石灰石的“封闭效应”，石灰石溶解度下降，脱硫效率下降的同时石灰石利用率下降；—导致石膏中的杂质上升，石膏品质(颜色、纯度)下降；石膏中的超细颗粒增加，堵塞滤布，脱水困难；—浆液中引起泡沫表面张力上升的重金属离子含量增加，引起吸收塔虚假液位，严重时引起吸收塔起泡、溢流。3.1入口实际烟气参数偏离设计参数

当石灰石浆液中的石灰石颗粒粒径不合要求时，大颗粒石灰石比表面积小，溶解速率大大减缓，即使加大给浆流量也无法显著提高和稳定pH值，从而引起脱硫效率下降；当石灰石颗粒粒径不合要求时，由于吸收塔浆液的停留时间是有限的，造成石灰石利用率下降，石膏中残留过多的未充分溶解反应的石灰石；石灰石颗粒粒径变粗还会导致大量石灰石颗粒在吸收塔底部的沉积，造成循环泵叶轮、喷嘴等设备的磨损和堵塞；石灰石活性。3.2吸收剂石灰石品质对脱硫装置的影响

3.3除雾器结垢堵塞

故障分析：在二级除雾器出口并未设置冲洗；除雾器本体设计：叶片间距过小，叶片倒钩、沟槽等复杂结构；除雾器冲洗系统设计：阀门内漏不能冲洗且破坏水平衡，阀门开关时间过快造成冲洗水管因水击而断裂，独立的除雾器冲洗水泵；除雾器冲洗水质：Ca2+很高、或来自真空皮带脱水机的滤液水；吸收塔喷淋层的设计和浆液特性：浆液雾滴尺寸、高pH值、高浓度；烟气流场均匀性：二次带水，一般要求不超过平均流速的15%；入口粉尘含量：影响石膏品质，飞灰与残余的SO3、SO2形成硅酸盐硬垢，飞灰本身的Al2O3、SiO2也会形成硬垢；运行原因：除尘效果、冲洗水质、冲洗程序、维修改进等。3.3除雾器结垢堵塞

3.4GGH结垢堵塞

故障分析：—净烟气携带浆液的沉积结垢引起的堵塞：净烟气中的浆液＋原烟气中的粉尘，干湿混合、冷热交替，形成硬垢；改善喷淋和提高除雾器效果；高pH值、高密度更甚；—飞灰含量：提高除尘效果；—GGH吹扫或冲洗不正常：吹扫周期长、时间短、气/汽源参数不满足要求、频繁使用高压水可短时间降低GGH压差但带入大量水分；—设计不合理：如GGH换热原件高度相对较高、间距较小；—其它原因：如泡沫引起的虚假液位，造成泡沫从塔入口倒流入GGH；或循泵长时间启动而FGD未通烟，液滴飘向入口烟道甚至GGH。3.4GGH结垢堵塞

3.5喷淋层和喷嘴的堵塞

故障分析：—循环泵故障而长久不运行，会造成停运喷淋管石膏浆液漏入沉积，最后堵塞喷嘴及喷淋管；—运行中一些杂物进入喷嘴也会造成喷嘴的逐步堵塞。应对措施：—循环泵入口宜增加滤网；—备用的循环泵不能停运太久；—FGD停机检修时，应逐个检查喷嘴的堵塞情况；—在FGD运行时，若发现循泵出口压力升高，可怀疑为出口管道或喷嘴堵塞；反之，可怀疑为喷嘴磨损使出口加大，或循环泵叶轮磨损。3.5喷淋层和喷嘴的堵塞

管道被磨穿3.6FGD系统的磨损与腐蚀

烟道腐蚀3.6FGD系统的磨损与腐蚀

吸收塔壁腐蚀3.6FGD系统的磨损与腐蚀

故障分析：—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、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、叶轮、管道—腐蚀和磨损产生的原因腐蚀原因：氯离子、（亚）硫酸根离子的存在，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、浆液密度大、杂质腐蚀和磨损是相互的，磨损之后有腐蚀，腐蚀之后有磨损。3.6FGD系统的磨损与腐蚀

循环泵叶轮气蚀3.7循环泵叶轮磨损与气蚀

循环泵叶轮磨损3.7循环泵叶轮磨损与气蚀

应对措施：—注重叶轮及过流件的材质选择；—在加强浆液系统精细化控制：提高除尘器效率；严格控制来厂石灰石料的纯度和杂质含量；严格控制浆液密度和含固量，保证吸收塔浆液的正常脱水，降低浆液中颗粒物对叶轮的冲刷磨损；—在循环泵入口管道和氧化风管的布置上，避免对循环泵入口浆液流场形成干扰而出现循环泵入口浆液补充不及时发生严重的气蚀现象。3.7循环泵叶轮磨损与气蚀

吸收塔溢流3.8吸收塔起泡和溢流

故障分析：—由于锅炉起炉点火阶段投油助燃导致烟气中含有未完全燃烧的油污；—煤种灰分高，电除尘器运行效果差，进入脱硫装置原烟气中的粉尘含量高；—脱硫吸收剂石灰石品质差，杂质含量高；—脱硫用工艺水水质差，重金属及杂质含量超标，无法满足要求；—脱硫废水处理系统无法正常投运，废水排放量不足，导致吸收塔浆液中的Cl离子和有机物富集程度越来越高。—泡沫引起的“虚假液位”实际上是超出显示液位值较多的，再加上氧化空气鼓入、浆液的喷淋等因素的综合影响而引起的液位波动，从而可能会导致液位超过溢流口高度造成溢流现象的发生。3.8吸收塔起泡和溢流

应对措施：在运行中出现溢流现象以后，当前可用的手段大致有：1、降低吸收塔浆液静态液位；2、停用一台浆液循环泵，以减弱液面的波动；3、加消泡剂。当然这些手段都是治标不治本的方法，是以牺牲运行性能来抑制溢流现象的出现，而且增加了运行成本。根本的途径是从造成起泡现象的源头上进行控制，保证脱硫剂，工艺水品质，控制进入吸收塔烟气参数。另外一点是要注意液位计的安装位置，正确的液位计变送器位置应该在烟气进口一侧。因为由于原烟气烟道在运行时会对液面产生压力，造成吸收塔两面的液位有高差，进口侧要偏高。3.8吸收塔起泡和溢流

危害分析：—亚硫酸盐不稳定，易分解；—石膏脱水困难。故障分析：—氧化风量（特别是煤质变化后）；—氧化风管布置方式，氧化风利用率；—浆液循环时间、浆液停留时间（浆池大小）；—浆液pH值，较低pH值有利于亚硫酸盐的氧化。3.9石膏中亚硫酸盐浓度高

pH计：—主要的安装方式有浸入式、流经式和插入式三种；—运行过程中pH计常见的问题是由于浆液流速高对电极的冲刷和磨损；—由于磨损和长时间使用电极失效；—吸收塔浆液长期维持高pH值运行带来的电极顶端结垢；—由于管道设计不合理或过多支管浆液流速过低导致的测量支管和测量筒堵塞等。3.10在线表计测量不准确

3.10在线表计测量不准确

密度计：—科氏力质量流量计：可测量流量，也可测量密度；但必须直接与测量浆液接触，因此流量计容易磨损、腐蚀；且长期运行后测量会存在偏差，需定期校准；由于流量计内部有振动管，使用中易堵塞。—差压式密度计：价格便宜，耐磨损耐腐蚀，安装维护非常方便。但测量精度不高，由于是间接根据差压来计算密度，容易带来二次误差。—人工测量，定期校准。3.10在线表计测量不准确

烟气流量测试表计：—烟气流量测试位置选取不当：由于许多电厂脱硫装置场地布置过于紧凑，没有足够的直管段，尤其是增压风机入口直管段过短，造成该烟道内部烟气流场存在较大不稳定性。—烟气流量测量装置未进行严格的现场测试标定，来确定出流量测量装置的流量系数，造成烟气流量数据与真实流量存在较大偏差。烟风系统压力表计：—测点位置不合理，测试数据与整个烟道截面的压力平均值偏差较大；—压力取样管路积灰、堵塞，造成压力信号无法传递到传感器；—压力传感器损坏。3.10在线表计测量不准确

3.11脱硫率低的原因及解决办法

序号影响因素具体原因解决办法1SO2测量测量不准校准SO2的测量2pH测量测量不准校准pH的测量3烟气烟气流量增大烟气中SO2浓度增大可通过液位的高低调整4浆液pHpH太低（小于5.5）检查石灰石的投入增加石灰石的投入检查石灰石的反应活性5液气比循环浆液的流量减少检查烟气冷却泵的运行数量检查烟气冷却泵的出力机组改造增加循环泵四、脱硫增效剂的应用脱硫增效剂功效介绍脱硫增效剂的应用案例脱硫增效剂的优缺点原理：促进石灰石消融，缓冲pH值的变化；除了随废水排出、液滴携带外，添加剂本身在反应中不消耗。功效：

—燃煤硫份过高时，满足效率和排放要求；

—同等情况下，提高脱硫效率5%~10%；—在不降低脱硫效率的同时，可以停一台循环泵；

—石灰石利用率提高，石膏中CaCO3下降；

—对石膏脱水暂无影响；4.1脱硫增效剂功效介绍

我国SO2排放控制标准2011年7月29日发布、2012年01月01日实施的《火电厂大气污染物排放标准》中对燃煤锅炉二氧化硫的排放限制规定分别为100mg/Nm3(新建)和200mg/Nm3(现有)。现有机组（指2012年1月1日前建成投产或通过审批的火力发电锅炉）2014年7月1日起执行本标准；新建机组2012年1月1日起执行本标准。排放浓度限值GB13223GB13223重点区域DB31/387SO2（mg/m3）200/100502004.2脱硫增效剂的应用

脱硫增效剂的应用案例1三种增效剂添加量：低浓度、中浓度、高浓度三种机组负荷：190MW、240MW、320MW预期目标：

－增效剂不同添加浓度对脱硫效率的影响；

－在不同添加浓度下，机组负荷对脱硫效率的影响；－使用增效剂后对FGD停泵后效率与电耗的影响；

－对使用增效剂而出现各种收益（受益）进行经济性分析；FGD进口SO2浓度为：低浓度添加时1095~1300mg/Nm3，平均1170mg/Nm3；中浓度添加时1103~1165mg/Nm3，平均1121mg/Nm3；高浓度添加时1141~1266mg/Nm3，平均1193mg/Nm3。

脱硫增效剂的应用案例14.2脱硫增效剂的应用

FGD运行工况稳定在：浆液pH值5.0~5.5，平均5.3；浆液密度1.12g/mL（含固量约18％）；持续补充石灰石浆，维持吸收塔浆池水位稳定。

增效剂对FGD效率的影响4.2脱硫增效剂的应用

在添加增效剂时停泵试验结果

4.2脱硫增效剂的应用

使用添加剂后浆液的变化添加前后，检测显示：1.浆液COD有较大增加。增加量与添加剂量有关。2.浆液中其他离子无明显变化。3.浆液pH值波动幅度变窄，处于正常控制区间。

状态CODcrCa2+Mg2+Si4+Al3+SO42-pH添加前200220~20021501995