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
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
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。
湿法脱硫常见故障
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、Al2O3、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。
湿法烟气脱硫装置运行普遍存在的问题及对策
湿法烟气脱硫装置运行普遍存在的问题及对策湿法烟气脱硫装置运行普遍存在的问题及对策石灰石-石膏湿法工艺是我国目前烟气脱硫装置的主流工艺。
根据统计分析结果，截止2007年底，投运或已签订合同的烟气脱硫工程，其工艺技术仍以石灰石-石膏湿法为主，占90%以上。
如不作特别说明，本文中提到的湿法烟气脱硫装置均指石灰石-石膏湿法烟气脱硫装置。
由于某些原因，我国湿法烟气脱硫装置的投运率一直偏低。
2008年第一季度投入运行的脱硫装置容量约1亿千瓦，占烟气脱硫设施装机总容量的37%。
而在投运的装置中，又由于各种因素导致装置运行中出现较多问题，部分问题甚至影响到系统的安全、稳定运行，导致系统退出或间断运行，不能实现真正意义上的投运。
在当前日益严峻的环保形势下，国家加强了环保执法力度，加大烟气脱硫设施运行在线监管和就地检测，脱硫装置的运行问题与环保监管之间的矛盾将显得更加突出，如何保证脱硫装置的安全稳定运行是脱硫行业目前亟待解决的重要课题。
1系统设计目前国内烟气脱硫工程的建设一般采取由脱硫公司进行EPC总承包的形式，设计是整个工程的源头，也是保证装置能安全、稳定运行最重要的环节。
任何设计失误、考虑不周或系统参数选择不当都将影响系统的安全可靠运行。
1.1氧化系统目前有石膏脱水系统的脱硫装置普遍采用强制氧化的方式，将石膏浆液内的亚硫酸钙氧化成硫酸钙，亚硫酸盐氧化程度是湿法脱硫装置强制氧化工艺重要的控制参数。
一个设计良好的脱硫系统，强制氧化程度应接近100%部分脱硫装置氧化装置设计不合理，氧化空气分布不均匀，或由于过于侧重降低投资成本而将氧化风机容量和氧化区的体积设计得偏小，导致装置内会发生大量结垢、垢块堵塞喷嘴、卡住蝶阀、堵塞小口径管道或结垢使流道面积减小的现象。
这些将引起故障频发、事故停机或降低出力。
此外，亚硫酸钙氧化不充分还将影响脱硫效率、石灰石利用率和石膏品质等系统性能，会导致石膏品质下降、脱水机不能正常工作等一系列问题，影响系统的安全稳定运行。
浅谈火电厂湿法脱硫系统检修要点
浅谈火电厂湿法脱硫系统检修要点发布时间：2023-02-24T05:29:22.343Z 来源：《中国科技信息》2022年10月19期作者：聂钰洁[导读] 湿法脱硫系统作为现代发电厂中很重要的一部分聂钰洁贵州西能电力建设有限公司贵州贵阳 550081摘要：湿法脱硫系统作为现代发电厂中很重要的一部分，而且也是发电中主要用到的机械设备，如果这种设备出现故障，就会对电力正常生产造成不利影响。
因此文章先阐述了湿法脱硫系统开展日常维修的重要性，然后具体分析发电厂湿法脱硫系统当中经常出现的故障问题，并对其提出有效检修对策，以便能进一步推动发电厂正常运转，以免湿法脱硫系统现故障问题而对发电厂日常生产工作造成影响。
关键词：电厂设备；湿法脱硫系统；故障；检修在发电厂中，湿法脱硫系统组有着非常重要的作用，这种设备的安全稳定运转对发电厂能否正常运行起到关键性作用。
湿法脱硫系统组是一项非常复杂的结构。
这种设备在比较特殊的环境下运转，其长期运转会受到很多因素影响，而且运转期间的故障问题很难避免。
而湿法脱硫系统经常出现故障问题，就会造成这种设备运转工作终止，降低整个发电厂的经济效益。
1对湿法脱硫系统开展日常维修的重要性如今对我国用电需求方面特征和能源结构进行解析可以得知，湿法脱硫系统在一定程度上会对发电厂安全稳定生产工作造成影响，因此将湿法脱硫系统日常维修养护工作做好有着非常重要的作用。
在湿法脱硫系统运转过程中，如果发生油故障，而且没有第一时间对这种故障问题进行修理，就会产生非常大的影响，除了会对发电厂的正常生产造成影响以外，还会对人们生产生活造成很大威胁。
所以说湿法脱硫系统在发电厂当中很重要，因此要加强对其日常维护工作，为发电厂生产过程中的安全和正常供电提供一定保障，而且还要主动引进技术和综合素养非常高的维修人才，加大对这些人才的培养力度，确保湿法脱硫系统能够稳定运转。
其次，维修人员还要不断总结相关工作经验，对湿法脱硫系统维修技术进行创新，使这项设备得到有效维护。
湿法脱硫系统运行中存在的问题分析及处理建议
２ 脱 硫 系统 异 常原 因分 析
２ １ 脱 硫 系统 入 口烟 尘 浓度 ．
检修发 现 １ 机组 电除 尘器 ２ ３电场部 分收 尘 号 、 区存 在虚接 短路情 况 ， 造成二 次参数 较低 ， 本上 处 基
异 常 的原 因 。
ｓ ｏ ｓ ｔ ａ ｉ ｈ ｃ ｎ ｅ ｔａ ｉ ｎ ｏ ｎ ｅ ｌ ｅ ｄ ｓ ，ｆ ａ ｔ ｒ ｆ ｈ ｗｅ ｈ ｔｈ ｇ ｏ ｃ ｎ ｒ ｔ ｆｉ ｌｔｆｕ ｕ ｔ ｒ ｃ ｕ ｅｏ ｏ
ａｒ ｌｎｃ ｕｎｒ ａ ｏ ｂ ｅ ｃ ｔ ｏ ｆｓｕｒ ｙ ｐ ｒ ｍ ｅ ｅ ｓ， ｎｄ ｈｉ ｉ ａ ｅ， ｅ ｓ ｎａ ｌ ｏｎ ｒ ｌｏ ｌ ｒ ａ ａ ｔ ｒ ａ ｇｈ ｆｕ ｓｖｏ ｕ ｅ ｗ ｅ ｅｔ ｅ ｒ ａ ｏ ａ ｉｇ ａ ｎｏ ｍ ａ ｅ ａ ｉ ｌｅ ｇａ ｌ ｍ ｒ ｈ ｅ ｓ ｎｓｃ ｕｓｎ ｂ ｒ ｌｏｐ ｒ ｔｏｎ ｏ ｙ ｔｍ ． ｎ ｕ ｅ ｔｏｎｓｆ ｔｅ ｕｎｎｎｇ ｔ ｆ ｓ ｓ ｅ Ａ ｄ ｓ ｇｇ ｓ ｉ ｏｒｂｅ ｔ ｒ ｒ ｉ ｈｅ ＦＧＤ ｙ — ｓ ｓ ｔ ｍ ｎ ｔ ｏｗ ｅ ａ ｒ ｌｏ ｐ ｏ ｓ ｄ ｅ ｉ ｈｅ ｐ ｒｐｌｎｔａ ｅ ａ ｓ ｒ ｐｏ ｅ ．
ｍａ ｓ ｏ ｓ ｔ ｂｅ ｒ ａ ｅ ｉ ＦＧＤ ａｒ ａ ａ ｙ ｅ ｔ ｅ ｔ ｄ ｎ ｅ ｎ ｌ ｚ ｄ．Ａ ｎａｙｓｓ ｅ ｕ ｔ ｌ ｉ ｒ ｓ ｌｓ
脱硫脱硝除尘装置运行维护常见故障
电晕线肥大
对放电极线和芒刺齿（针）尖上的积灰应振打清除 干净，避免因被飞灰包裹而形成放电极线肥大或芒 刺齿（针）尖结瘤，致使电晕放电能力削弱，电晕 电流减小，导致除尘效率下降。
二次扬尘：
定义：二次扬尘是粉尘沉积在收尘极表面 后，又重新返回气流，降低了除尘效率。 原因：气流直接对粉尘的冲刷，以及在清 灰振打的粉尘重新进入气流。
烟气浊度符合排放要求 浊度仪、效率测定 电气参数合理 伏安特性曲线位置形状正常 设备能耗不过高 无故障 正常的伏安特性曲线 起晕电压较低，火花电压较高，工作条件越好； 相同的电压下，电晕电流越大，除尘效率越高
反电晕
反电晕：沉积在收尘极板表面上高比电阻粉尘 层产生的局 部放电现象 反电晕产生条件 :（1）高比电阻粉尘（>5×1010Ω-cm） （2）电除尘器二次电压较高 （3）收尘极上沉积粉尘达到一定厚度 反电晕产生后果 :二次电流增大，电压降低，引起二次扬 尘。
气氨供应压力不足
环境温度 长期过低
原因
切换至其它液氨储罐
处理
启动液氮泵 检查压力调节阀，必要时调 整设定值
氨泄漏事故处理
操作人员快速用水对准氨泄漏点喷淋，使氨溶解 于水，以减少氨气蔓延。 泄漏部位上游有阀门的，应立即关闭阀门，切断 来源。 当罐体开裂尺寸较大而无法止漏时，如条件可能 则迅速将该罐内液氮导入空罐或其他储罐中。 实施操作的人员必须经过专门培训，并配备专门 的防护工具，作业时必须严格执行防火、防静电、 防中毒等安全技术规定。 佩戴防毒面具、空气呼吸器，穿全密封阻燃防化 服。
火花放电：
1.当发生电晕放电后，电压继续升高，则在两极间一 个狭窄的气体通道被击穿，极间产生一个接一个火花 闪络和劈啪声。 2.特点：电压突降，电流突增
湿法脱硫操作中常见的问题与对策
（ ） ℃ （ ） ℃
升 ，Ｈ Ｓ吸收 效 率 下 降 。另 一 方 面 ， 当 ＡＤＡ溶 液 的 Ｐ 值 在 ８６ ８９范 围 内 ， 收 Ｈ Ｓ的 操 作 就 有 Ｈ ．— ． 吸
一
定 的液 膜 阻 力 ， ｐ 值较 低 时液 膜 阻力 有 增 加 当 Ｈ
的 趋 势 。因 此 当 溶 液 温 度 偏 高 时 虽 然 能 降低 液 膜 的 阻 力 ，但 是 溶 液 中 的 副 反 应 增 加 ，单 耗 明显 上 升 。 以 ２ ０１年 我 公 司 数 据 （ １ 为例 。 ０ 表 ）
１ ０
２ ． ８４ ３ １ ６．
ｌ １
２． ５１ ３ ． ３４
１ ２
２ ． ６７ ３ ． ２０
煤 气 温 度 １ ９ 溶 液 温 度
１
３１２ ３ ． ． ２６ ３ ５ ３． ６． ４１
３ ４ ２．
３２脱硫 单 耗 的控 制 ．
收 煤 气 中 Ｈ Ｓ的 关 键 ； 且 我 公 司 是 煤 气 调 幅 厂 ， 煤气 产 量变 化 较 大 ，煤 气 中 的 Ｈ Ｓ含量 可 达 ３ ／ ｇｍ３
稀碱 液 在 Ｐ 值 为 ８５ ９ １范 围 内吸 收煤 气 中 的 Ｈ． ，并 在碱 液 中析 出硫 Ｈ ．— ． Ｓ
ＮａＣＯ３ ２ ＋Ｈ２ Ｓ＝Ｎａ Ｓ＋Ｎａ ｉ ｒ ＨＣＯ３ （） １
（） ２ ２ ｒＳ＋４ ＶＯ， Ｎａ ｉ Ｎａ ＋Ｈ， Ｎａ Ｏ。 Ｎａ Ｏ＝ Ｖ ＋４ ＯＨ＋２ Ｉ Ｓ
２一 ０
油 煤 气 ——
商 冷 塔
１ 流 程
温度 的控 制埘脱硫效 率至关重要 。在改 良ＡＤ Ａ 法 脱 硫 中 ，煤 气 温 度 偏 高 ，煤 气 中 的饱 和 水 汽 会 冷 凝 至 循 环 液 中 ，破 坏 溶 液 的水 平 衡 而影 响硫 化 氢 的 吸 收 ；煤 气 温 度 偏 低 ，根 据 文 献 报 道 ， 在 一 定 Ｐ 值 的溶 液 中 改 良ＡＤＡ溶 液吸 收 气 体 中 的 Ｈ Ｈ Ｓ 是 气 膜 控 制 ，也 就 是 说 煤 气 温 度 低 ， 气膜 阻 力 上
脱硫装置检修过程中出现的主要问题及对策
脱硫装置检修过程中出现的主要问题及对策在目前严峻的环保形势下，脱硫装置作为电厂的主要环保设施，其安全稳运行直接影响环保指标的完成情况。
文章的主要内容为针对某石灰石-石膏湿法脱硫装置运行中出现的如吸收塔上层搅拌器叶片脱落、埋刮板机堵料断轴、PH计频繁损坏堵塞测量不准确等主要问题，结合实际情况进行了针对性改造，逐步提高了脱硫装置的可靠性。
标签：搅拌器；埋刮板机；烟道；PH计1 项目概况该烟气脱硫工程采用北京国电龙源环保工程有限公司设计建造的石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺（以下简称FGD）装置；1#、2#脱硫装置分别于2012年4月29日、2012年9月4日随主机同步通过168小时试运行。
2 脱硫系统工艺简述该脱硫系统采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺。
吸收塔采用单回路四层喷淋，二级除雾器，脱硫剂为石灰石（CaCO3）。
主要化学反应如下：CaCO3+SO2+H2O→CaSO3·H2O+CO2CaSO3·H2O+1/2O2+2H2O→CaSO4·2H2O+H2O工艺流程如图1所示。
3 脱硫系统运行过程中出现的主要问题在三年的运行过程中，设备运行中常出现的问题主要有：吸收塔上层搅拌器叶片脱落、埋刮板机堵料断轴、烟道严重积灰、PH计频繁损坏堵塞测量不准确等，这一系列问题严重影响脱硫系统的稳定性和整体经济性。
4 原因分析及改进方法4.1 吸收塔上层搅拌器叶片脱落（1）搅拌器参数。
搅拌器采用皮带传动，正常运行电流52-62A。
搅拌器安装高度：上层搅拌器轴中心距塔底高度为7.7m。
（2）原因分析。
通过平时观察及和厂家交流沟通发现原因主要有以下几点：a.搅拌器运行控制逻辑条件与设备设计不符；上层搅拌器允许启动液位8.5m，联锁启动液位8.6m，联锁跳闸液位8.4m。
b.上层搅拌器地脚支撑强度不够造成晃动大。
c.搅拌器叶片为单螺栓固定，运行过程中摆动容易造成螺栓松动脱开。
（3）处理改进方法。
浅谈火电厂湿法脱硫系统检修要点
浅谈火电厂湿法脱硫系统检修要点摘要：湿法脱硫技术虽已成功应用于电厂烟气脱硫系统，但其运行中会出现很多问题。
文章简要概述了火电厂湿法脱硫系统检修要点,从湿法脱硫系统的原理、脱硫过程中经常遇到的问题以及检修注意事项等方面展开讨论,对于今后火电厂湿法脱硫系统的检修能够起到促进作用。
关键词：火电厂；湿法脱硫；检修前言：目前，我国绝大多数燃煤电厂基本上都实现了脱硫技术的应用。
根据电厂脱硫技术的分类，可以划分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫。
而燃烧后脱硫根据工艺不同，又分为干法脱硫、半干法脱硫和湿法脱硫。
其中，湿法脱硫技术是目前应用最广泛的电厂脱硫技术，占脱硫总装机容量的80%以上。
湿法脱硫系统位于烟道末端、除尘器之后，脱硫过程中的反应温度低于露点温度，所以是气液反应，其脱硫的反应速度快，效率高，操作比较简单，是一项很成熟的技术。
然而，湿法脱硫技术面临的问题也有很多，如管壁腐蚀、废水处理、结垢堵塞等等。
造成这些问题的原因有很多种，有物理的也有化学的。
这些问题若不得到及时有效解决会影响设备的运行并会因此而增加脱硫费用和成本。
为此，日常检修时要抓住要点，有针对性地预防不良问题的二次出现。
一、湿法脱硫系统原理简述湿法脱硫技术根据吸收剂的不同可分为石灰石/石膏法、氨法、双碱法、金属氧化物法等。
下面主要介绍石灰石/石膏法湿法脱硫工艺流程，总结起来包括：吸收剂的制备和补充；吸收剂浆液喷淋；吸收塔内雾滴与烟气接触混合；再生池浆液还原碱；石膏脱水；具体过程是：石灰石先经过磨碎，然后将磨碎的石灰石粉末与水混合成浆液，接着石灰石浆液在吸收塔内与烟气混合接触，烟气中的二氧化硫与石灰石浆液中的碳酸钙以及送入的空气进行物理、化学反应，生成硫酸钙即石膏，进而脱去烟气中的硫成分。
经过脱硫的烟气经过除雾器驱除其带出的液滴，并经过换热器加热升温后进入烟囱排向外界。
产生的石膏经过脱水以后可回收利用。
在脱硫过程中，为了提高对二氧化硫的吸收率，吸收塔（脱硫塔）应该满足几方面的要求：要保证烟气中的二氧化硫与石灰石浆液充分接触吸收；吸收塔内结构应尽可能简单，降低烟气在吸收塔内的流动阻力；尽量降低结垢，减少产生二次污染的发生。
湿法烟气脱硫装置运行及改造中的问题和解决措施
湿法烟气脱硫装置运行及改造中的问题和解决措施摘要：脱硫塔如果在实际的运行过程中出现了仪表参数缺失，或者通过读取出口二氧化硫检测仪表数字来等PH值调整，都会对脱硫塔本身带来巨大的副作用。
而且脱硫塔在实际运行过程中经常会在烟气的进出口处产生大量的结垢现象，对脱硫塔本身的正常运行也产生了巨大的影响。
在当前环保生产整治力度不断加大的前提下，如何有效缓解烟气的进出口位置的结垢，并对其具体产生结垢的原因进行深入分析成为了一项急需解决的问题。
【关键词】脱硫塔；结垢；运行；冲洗引言目前我国对工业生产过程中的环保要求力度越来越严格，而且对工业生产过程中各项污染物排放指标做出了详细的规定。
目前在世界工业生产领域湿法脱硫技术的应用非常广泛，在多年发展过程中也逐渐趋于成熟。
但是在实践应用的时候仍然不可避免的会出现多种问题。
本文主要就湿法脱硫装置在实际应用过程中存在的问题及改进之后产生的异常状况进行了探讨。
1 改造前脱硫塔运行状况某企业脱硫塔在投产初期二氧化硫的设计入口浓度达到3000mg/Nm³，该装置在生产作业过程中主要使用的脱硫剂为石灰粉与水的混合物，整个装置主要是利用316L不锈钢材质制作，设计了双层s型的除雾器，设备增加，主要采取的是湍流增压方式，并充分利用脉冲悬浮式扰动以及三层喷淋方式，生产过程中二氧化硫的吸收主要是利用逆向洗涤的方式来实现。
该装置在实际运行过程中针对PH 计、液位计、二氧化硫检测仪等相关仪表并没有进行完善的维护，导致设备在实际运行过程中并没有实现对Ph值的准确控制，而且针对入口位置的二氧化硫浓度也并没有进行严格的监测，保证整个设备生产作业过程中都是通过测量出口位置的二氧化硫浓度来实现对整个装置PH值的有效控制，并以此数值来实现对入口处二氧化硫浓度的分析。
在这种状况下，设备在实际运行过程中操作人员的操作行为相对比较困难，而且在当前国家不断加大环保生产力度的情况下，一旦在生产作业过程中出现了严重的二氧化硫超标现象，就很可能会导致出现无法预估的后果。
浅析燃煤电厂湿法脱硫装置机泵常见故障检维修及日常维护注意事项
浅析燃煤电厂湿法脱硫装置机泵常见故障检维修及日常维护注意事项
发表时间：2018-08-10T15:50:44.953Z 来源：《科技中国》2018年5期作者：王一鸣
[导读] 【摘要】简要分析了燃煤电厂石灰石——石膏湿法脱硫装置主要机泵日常较为常见的故障原因，给出相应的解决办法，并在检维修过程及平时维护中注意的相关问题，从而降低机泵故障率、减少维修成本。
【摘要】简要分析了燃煤电厂石灰石——石膏湿法脱硫装置主要机泵日常较为常见的故障原因，给出相应的解决办法，并在检维修过程及平时维护中注意的相关问题，从而降低机泵故障率、减少维修成本。
【关键词】湿法脱硫机泵常见故障检维修日常维护
一、湿法脱硫技术简介
燃煤电厂石灰石——石膏湿法脱硫工艺是目前烟气脱硫应用最广泛、技术最成熟的二氧化硫脱除技术之一，该法是以石灰石浆液为脱硫吸收剂，通过喷淋的方式使之与锅炉烟气充分接触，并对烟气进行清洗，使烟气中的二氧化硫在氧化风的作用下与石灰石浆液充分反应，生成石膏，达到脱除二氧化硫的目的。
该工艺脱硫吸收装置主要机泵有浆液循环泵、石膏排出泵、石灰石浆液输送泵、排水坑泵以及PH计泵等。
二、主要设备简介及检维修重点查看项目
浆液循环泵主要作用是将石灰石浆液向脱硫塔喷淋层循环供应，使浆液能与锅炉烟气接触反应，循环不断。
循环泵过流部件的使用环境很恶劣，既有复杂的腐蚀环境，又有固体颗粒带来的磨损。
目前应用在叶轮、轴套以及蜗壳上的材料多为合金材料，主要有双相钢、陶瓷复合、高铬铸铁等，材料牌号多为1.4593、Poly SiC、A49、CD4MCu、2605、Cr30等。
叶轮使用寿命一般为两年。
火电厂湿法脱硫系统检修的要点分析
火电厂湿法脱硫系统检修的要点分析摘要：为了保障人类赖以生存的环境，降低火电厂对周边环境的影响，湿法脱硫系统成为火电厂生产工作中重要的一环。
但是，由于湿法脱硫系统在长时间使用的过程中，经常会出现一些问题，进而导致该系统运行效率下降，甚至导致该系统整体出现停摆情况，使得该系统原本应用在火电厂生产工作中的意义消失，因此有关人员应当做好相应的检修工作。
本文便是以此为立足点，对火电厂湿法脱硫系统检修要点进行分析。
关键词：火电厂；湿法脱硫系统；检修要点引言：火电厂为我国的电力事业做出了很大贡献，但是不可否认，火电厂在进行日常的生产工作时，会产生不少有害物质，这些有害物质对周边环境以及大自然来说，造成了极为不良的影响，最常见的一种现象就是酸雨。
基于这种情况，相关工作人员在火电厂湿法脱硫系统运行的进程中，应当定时定期展开检修工作，第一时间发现并排除其中存在的问题，借此保障该系统的稳定性。
一、火电厂湿法脱硫系统常见的问题（一）管壁腐蚀在火电厂湿法脱硫系统当中，管壁腐蚀属于发生概率最高，且影响最大的问题。
导致这种情况的主要原因是该系统在火电厂生产工作当中，需要与空气环境中的二氧化碳进行直接触碰，而且，二氧化碳与空气接触之后，会发生氧化，最终形成三氧化碳。
与此同时，当三氧化碳形成之后，其与水进行接触，就会反应为硫酸雾滴，而湿法脱硫系统长时间处于工作状态，硫酸雾滴就会不停地累加，等该雾滴积攒到一定程度之后，就会出现自流等情况，进而对湿法脱硫系统管道壁造成严重腐蚀。
除此之外，在火电厂湿法脱硫系统运行进程当中，石膏法使用频率比较高，但是由于石膏浆液中存在亚硫酸物质，该物质的腐蚀性比较强，如果亚硫酸与管道壁发生直接接触，那么就会导致湿法脱硫系统出现严重管道壁腐蚀情况。
（二）结垢堵塞在火力发电厂生产工作当中，湿法脱硫系统经常会出现突然停止运行等情况，给火电厂生产工作造成了不小的麻烦与负担。
而导致该系统突然停止运行的主要原因，就是因为该系统内部发生了结垢堵塞。
湿式氧化法脱硫生产中常见的几个重要问题及分析
湿式氧化法脱硫生产中常见的几个重要问题及分析0 前言以固定床间歇造气生产合成氨醇的化肥企业，其生产环节中的脱硫工艺常采用湿式氧化法脱硫，并辅以干法脱硫作为精脱（如活性炭脱硫剂等），而其中的湿式氧化法脱硫多以栲胶脱硫为主，近几年也配入了一定量的钛菁钴脱硫剂。
但是随着煤气中H2S浓度的不断提高（由原来的每立方煤气中几百毫克涨至几千毫克甚至更高），实际生产中也出现了许多问题，造成生产波动，现根据生产经验，列举关键性几点问题并予以原因分析：1 脱硫效率较低，不能保证出口H2S达标该种情况较为常见，导致生产不能正常运行，甚至被动地减量生产，其主要原因应从以下几方面来考虑（假设脱硫系统的各个设备设计满足生产要求）：（1）先查一下脱硫液成分是否达到生产要求，如果成分较低，考虑把成分提到正常生产要求。
这种情况经常出现在H2S突然涨高时，溶液成分较低而不能保证出口H2S达标，尤其是正常生产煤气中H2S 较低，突然改烧高硫煤时容易发生此类情况。
（2）还是关于脱硫液方面，虽然各项主要成分例如栲胶、钒、碱度等都合格，但还是脱硫率较低，这就要考虑溶液中悬浮硫等其它物质是不是太多了。
例如硫泡沫长时间不能正常溢流出来，造成溶液中悬浮硫含量较多，这一点很重要，因为在我知道的一些企业就出现过该种情况。
经大量提取硫泡沫后，系统也就很快恢复正常，硫化氢达到了工艺要求。
（3）脱硫塔自身内部出现了问题。
前面已经假设塔器等设备正常，那就排除了塔负荷大、液体分布器分布不均匀等问题了，但是有一点不能排除，那就是塔内填料的类型及数量的问题，其实也就是填料的比表面积问题。
在我所在的企业就曾出现过此种情况，当把格栅填料更换为散装填料时，脱硫率大大提高，其主要原因就是填料的表面积增大，气液接触时间长，脱硫效率高的缘故。
但是当我们因为怕堵塔而少装了一部分填料后，脱硫率也随之相应降低（但填料数量绝对在设计要求范围之内）。
（4）脱硫液的循环量是否发生了变化而影响到脱硫效率。
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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。