石灰石—石膏脱硫系统的危险源分析和环境因素分析
石灰石—石膏湿法脱硫故障分析之“石膏雨”分析
石灰石—石膏湿法脱硫故障分析之“石膏雨”分析目前，大部分火电厂烟气脱硫系统采纳石灰石—石膏湿法脱硫工艺，烟气中夹带的石膏浆液随烟气排放落到地面，对周边环境带来污染，这种现象就称为“石膏雨”。
特殊是在如今取消气—气换热器（GGH）装置状况下，“石膏雨”现象尤为明显。
因此，充分的分析“石膏雨”产生的缘由并提前预防和改进设计是特别有必要的。
1、“石膏雨”现象成因分析1.1、烟气通过脱硫后温度较低进入汲取塔的烟气通过脱硫后，温度降低，在无烟气再热措施下，排烟温度较低，烟气自烟囱口排出后不能有效地抬升、集中到大气中，很快凝聚成小液滴落下，形成“石膏雨”。
特殊是当地气温较低、气压较低或在阴霾天气的时间段，“石膏雨”更易形成。
1.2、烟气通过除雾器时流速过高烟气流速过高，其夹带石膏浆液力量增加，除雾器除雾效果降低，随烟气排出烟囱的石膏浆液量增多，更易形成“石膏雨”。
因此，将烟气流速掌握在一个最优的范围内是尤为重要的。
1.3、除雾器入口烟气分布不均烟气经脱硫后，通过除雾器时分布不均，致使局部除雾器消失堵塞现象，烟气流淌的通道变小，流速加快，夹带石膏浆液力量进一步加强，更易形成“石膏雨”现象。
除以上成因以外，除雾器的除雾效果，原烟气中的烟尘颗粒物含量，汲取塔的设计，装置的运行操作等都会影响到烟气中的浆液夹带量，从而影响到“石膏雨”的形成。
2、“石膏雨”的应对对策2.1、设计时选择合适的烟气流速汲取塔设计烟气流速一般为3.5~4.0m/s左右，除雾器中烟气流速稍高于塔内流速。
塔内烟气流速应当综合多方面因素，设计合适的流速，才能避开“石膏雨”。
2.2、设计时选择合适的液气比液气比（L/G）是指单位时间内循环浆液量与烟气的体积比，是保证脱硫效率的关键指标之一。
汲取塔的液气比一般掌握在10~15L/m3，足够的液气比是保证脱硫效率的前提，但液气比不能设计过高，过高的液气比会使烟气中夹带的石膏浆液量增加，同时会增加除雾器的负荷，更易形成“石膏雨”。
电厂脱硫系统中的安全隐患分析
电厂脱硫系统中的安全隐患分析近年来，随着环境保护意识的增强，电厂脱硫系统的重要性也日益凸显。
然而，在脱硫系统运行过程中，存在一些安全隐患，这些隐患若不得到及时的分析和解决，将给工作人员的生命安全和电厂设备的正常运行带来极大风险。
本文旨在对电厂脱硫系统中的安全隐患进行分析，并提出相应的解决方案。
首先，电厂脱硫系统中的化学品泄漏是一个常见的安全隐患。
电厂脱硫系统使用的化学品如石灰石、石膏和氧化剂等，若在运输、储存或使用过程中发生泄漏，可能导致破坏设备、腐蚀管道，甚至威胁到人身安全。
为了解决这一问题，电厂应定期对化学品进行检查和维护，确保容器的完整性，及时更换老化设备，并严格遵循相关的安全操作规程，确保员工正确佩戴个人防护装备。
其次，电厂脱硫系统中的高温液体和高压气体是另一个重要的安全隐患。
在脱硫过程中，产生的脱硫废水温度较高，若不妥善处理，可能引发爆炸或烫伤事故。
此外，脱硫系统中的高压气体在泄漏时也具有一定的危险性。
为了预防这些事故的发生，电厂应采取适当的措施，如安装安全阀和压力传感器，建立高温液体和高压气体的泄漏监控系统，提前发现问题并采取相应的紧急处理措施。
另外，电厂脱硫系统中的设备老化和缺乏有效维护也是安全隐患的主要来源。
脱硫系统中的设备如输送带、泵站、搅拌器等经过长时间的使用，会出现磨损、裂缝和漏水等问题，给系统的正常运行带来风险。
为了防止设备老化引发的事故，电厂应对设备进行定期检查和维护，及时更换老化或损坏的部件，并制定全面的维护计划，确保设备处于良好的工作状态。
此外，电厂脱硫系统中的工作环境也是一个重要的安全隐患。
脱硫系统通常位于电厂的辅助设施区域，周围环境存在的煤尘、高温和有毒气体对工作人员的健康构成威胁。
因此，电厂应加强对工作环境的监测，采取必要的通风和防护措施，确保工作人员的安全。
最后，电厂脱硫系统中的操作不当也可能导致安全隐患。
由于脱硫系统的复杂性，工作人员在操作过程中可能会存在误操作、忽视安全操作规程等问题，进而引发事故。
【精品】4湿式石灰石石膏法脱硫基本原理与影响因素
根据Matteson和Conklin等人的研究，亚硫酸盐的氧 化除受pH值的影响外，还受到诸如锰、铁、镁这些具有 催化作用的金属离子的影响，这些离子的存在，加速了 HSO3-的氧化速率。这些微量浓度的金属离子主要是通过 吸收剂引入的，烟气也会将这些离子带入到洗涤悬浮液中。 形成硫酸盐之后，俘获SO2的反应进入最终阶段，即 生成固态盐类结晶，并从溶液中析出。在本工艺生成的是 硫酸钙，从溶液中析出成为石膏CaSO4· 2H2O。 Ca2++ SO42－+2H2O CaSO4· 2H2O↓
上式表示的溶液成分与溶液的pH值有关，图1-4表示 了这种关系。
从图中可以看出，在pH值 为7.2时，溶液中存在亚硫 酸根和亚硫酸氢根离子； 而pH值为5以下时，只存 在亚硫酸氢根离子。 当pH值继续下降到4.5以 下时，随着pH值的降低， SO2水化物的比例逐渐增 大，与物理溶解SO2建立 平衡。 在本工艺中，吸收液的pH 值基本上在5~6之间，所 以进入水中的SO2主要以 亚硫酸氢根离子HSO3－的 形式存在。
二是在吸收液中加入化学活性物质，比如加入CaCO3。
由Henry定律可知，由于活性反应物的加入，使得SO2 的自由分子在液相中的浓度比用纯水吸收时大为降低，从 而使SO2的平衡分压大大降低。这样，在总压P一定的情况 下，会大大提高溶解的推动力，使吸收速率加快。
①SO2的吸收 SO2进入液相，首先发生如下一系列反应： SO2+H2O H++ HSO3H2SO3 2H++ SO32-
运行中应尽量采用纯度高的石灰石，易于控制灰浆的 pH值，保证系统的脱硫效率和运行安全稳定性。 石灰石中Mg、Al等杂质对提高脱硫效率虽有有利的一面， 但是更不利的是，当吸收塔pH值降至5.1时，烟气中的氟离 子与铝离子化合成氟铝复合体，形成包膜覆盖在石灰石颗粒 表面。镁离子的存在对包膜的形成有很强的促进作用。这种 包膜的包裹引起石灰石的活性降低，也就降低了石灰石的利 用率。 另一方面，杂质碳酸镁、氧化铁、氧化铝均为酸易溶物， 它们进入吸收塔浆液体系后均能生成易溶的镁、铁、铝盐类。 由于浆液的循环，这些盐类将会富集起来，浆液中大量增加 的非钙离子，将弱化碳酸钙在溶解体系中的溶解和电离。所 以，石灰石这些杂质含量较高，会影响脱硫效果。
石灰石—石膏湿法 烟气脱硫工艺影响因素
石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺的影响因素分析摘要：本文主要讲述了工业石灰石—石膏湿法低浓度二氧化硫烟气脱硫工艺的影响因素分析，通过对石灰石—石膏法分析开辟了新运用前景。
0前言二氧化硫是主要大气污染物之一，严重影响环境，威胁人们的生活健康。
削减二氧化硫的排放量，保护大气环境质量，是目前及未来相当长时间内我国环境保护的重要课题之一。
目前，国内外处理低浓度SO2烟气的方法有许多，钙法是采用石灰石水或石灰石乳洗涤含二氧化硫的烟气，技术成熟，生产成本低，但吸收速率慢、吸收能力小、装置运行周期短。
针对传统脱硫方法存在的缺陷，本文阐述了主要钙法在处理低浓度二氧化硫烟气脱硫工艺的影响因素分析，这些影响因素分析解决资源合理利用问题。
获得了良好的社会效益和经济效益。
1常用湿法烟气脱硫技术介绍1.1石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺原理该法是将石灰石粉磨成小于250目的细粉，配成料浆作SO2吸收剂。
在吸收塔中，烟气与石灰石浆并流而下，烟气中的SO2与石灰石发生化学反应生成亚硫酸钙和硫酸钙，在吸收塔低槽内鼓入大量空气，使亚硫酸钙氧化成硫酸钙，结晶分离得副产品石膏。
因此过程主要分为吸收和氧化两个步骤：（1）SO2的吸收石灰石料降在吸收塔内生成石膏降，主要反应如下：CaCO3+SO2+1/2H2O=CaSO3·1/2H2O+CO2CaSO3·1/2H2O +SO2+1/2H2O=Ca（HSO3）2（2）亚硫酸钙氧化由于烟气中含有O2，因此在吸收过程中会有氧化副反应发生。
在氧化过程中，主要是将吸收过程中所生成的CaSO3·1/2H2O氧化生成CaSO4·2H2O。
2CaSO3·1/2H2O+ O2+3H2O =2CaSO4·2H2O由于在吸收过程中生成了部分Ca（HSO3）2，在氧化过程中，亚硫酸氢钙也被氧化，分解出少量的SO2：Ca（HSO3）2+1/2O2+ H2O=CaSO4·2H2O+ SO2亚硫酸钙氧化时，其离子反应可表达为：CaSO3·1/2H2O+H+ Ca2++ HSO3—+1/2H2OHSO3—+1/2O2 SO42—+H+Ca2++ SO42—+2H2O CaSO4·2H2O由以上反应可见，氧化反应必须有H+存在，浆液的PH值在6以上时，反应就不能进行。
电厂脱硫工程的环境风险及应对策略
电厂脱硫工程的环境风险及应对策略随着工业化和城市化的快速发展，电力需求也日益增长。
然而，传统燃煤电厂带来的大量二氧化硫（SO2）排放对环境和人类健康造成了严重威胁。
为了解决这一问题，电厂脱硫工程被引入，但其实施过程中仍存在着一些环境风险。
本文将对电厂脱硫工程的环境风险进行探讨，并提出应对策略。
首先，电厂脱硫工程的建设和运营过程中可能会产生一系列环境风险。
首要的环境风险是化学物质泄漏。
脱硫装置使用的脱硫剂（如石灰石或石膏）可能因储存或输送过程中的事故而泄漏，对土壤和水体造成污染。
其次，脱硫剂灰渣的产生也是一个潜在的环境风险。
这些灰渣中含有重金属等有害物质，在处理和处置过程中可能对环境产生负面影响。
另外，电厂脱硫工程中的能源消耗将导致额外的温室气体排放，增加温室效应和气候变化的风险。
面对这些环境风险，制定有效的应对策略至关重要。
首先，在电厂脱硫工程的设计和建设阶段，应充分考虑环境风险，并采取相应的措施来减少风险。
例如，在脱硫设备的选型过程中，应优先选择无毒、无害的脱硫剂。
此外，建设阶段应加强施工管理，确保没有泄漏事件发生。
其次，对于脱硫剂的储存和输送，应设立严格的管理制度，避免意外泄漏。
在处理和处置脱硫剂灰渣时，应采取合理的处理方式，如进行资源化利用或安全填埋，以最大程度减少对环境的负面影响。
此外，为了减少电厂脱硫工程对温室气体排放的贡献，需要引入可再生能源和能源效率提升措施。
通过推广风能、太阳能等清洁能源，可以减少对传统燃煤电厂的依赖，并降低温室气体的排放量。
此外，电厂可以通过改进燃烧设备和优化运行管理来提高燃煤电厂的能源利用效率，进一步减少CO2排放。
在应对电厂脱硫工程的环境风险时，政府监管和社会参与也是至关重要的。
政府应制定严格的法规和标准，对电厂脱硫工程的实施进行监督和管理。
同时，政府还应加大对环境监测和风险评估的投入，确保电厂脱硫工程的环境效益。
社会公众应参与环境决策的制定过程，发挥监督作用，提倡绿色发展理念，促进电力行业的可持续发展。
石灰石-石膏湿法脱硫工艺原理及存在的技术问题和处理方法
阐述了石灰石－石膏湿法脱硫工艺原理及存在的技术问题和处理方法，并对影响脱硫效率的主要因素进行了探讨。
当前脱硫技术在新建、扩建、或改建的大型燃煤工矿企业，特别是燃煤电厂正得到广泛的推广应用，而石灰石－石膏湿法脱硫是技术最成熟、适合我国国情且国内应用最多的高效脱硫工艺，但在实际应用中如果不能针对具体情况正确处理结垢、堵塞、腐蚀等的技术问题，将达不到预期的脱硫效果。
本文就该法的工艺原理、实践中存在的技术问题、处理方法及影响脱硫效率的主要因素做如下简要探讨。
1. 石灰石－石膏湿法脱硫工艺及脱硫原理从电除尘器出来的烟气通过增压风机BUF进入换热器GGH，烟气被冷却后进入吸收塔Abs，并与石灰石浆液相混合。
浆液中的部分水份蒸发掉，烟气进一步冷却。
烟气经循环石灰石稀浆的洗涤，可将烟气中95%以上的硫脱除。
同时还能将烟气中近100%的氯化氢除去。
在吸收器的顶部，烟道气穿过除雾器Me，除去悬浮水滴。
离开吸收塔以后，在进入烟囱之前，烟气再次穿过换热器，进行升温。
吸收塔出口温度一般为50-70℃，这主要取决于燃烧的燃料类型。
烟囱的最低气体温度常常按国家排放标准规定下来。
在我国，有GGH 的脱硫，烟囱的最低气温一般是80℃，无GGH 的脱硫，其温度在50℃左右。
大部分脱硫烟道都配备有旁路挡板（正常情况下处于关闭状态）。
在紧急情况下或启动时，旁路挡板打开，以使烟道气绕过二氧化硫脱除装置，直接排入烟囱。
石灰石—石膏稀浆从吸收塔沉淀槽中泵入安装在塔顶部的喷嘴集管中。
在石灰石—石膏稀浆沿喷雾塔下落过程中它与上升的烟气接触。
烟气中的SO2溶入水溶液中，并被其中的碱性物质中和，从而使烟气中的硫脱除。
石灰石中的碳酸钙与二氧化硫和氧（空气中的氧）发生反应，并最终生成石膏，这些石膏在沉淀槽中从溶液中析出。
石膏稀浆由吸收塔沉淀槽中抽出，经浓缩、脱水和洗涤后先储存起来，然后再从当地运走。
2．脱硫系统的结垢、堵塞与解决办法2. 1结垢、堵塞机理1)石膏终产物浓度超过了浆液的吸收极限，石膏就会以晶体的形式开始沉积，当相对饱和浓度达到一定值时，石膏晶体将在悬浮液中已有的石膏晶体表面进行生长，当饱和度达到更高值时，就会形成晶核，同时，晶体也会在其它各种物体表面上生长，导致吸收塔内壁结垢。
电厂脱硫过程中的关键风险源分析
电厂脱硫过程中的关键风险源分析概述：电厂是我们现代工业社会中重要的能源供应基地，但同时也是环境污染的主要来源之一。
为了减少电厂燃煤过程中产生的大气污染物，脱硫过程被广泛应用。
然而，电厂脱硫过程中存在一些关键的风险源，如果不加以妥善管理与控制，不仅可能影响厂内的运行安全，也可能对周围环境造成不可逆转的影响。
风险源分析：1. 原材料供应不稳定：在电厂脱硫过程中，常用的脱硫剂是石灰石或石膏。
然而，石灰石或石膏的原材料供应具有一定的不稳定性，而且质量也存在差异。
如果原材料供应不稳定，可能会导致脱硫效果下降，甚至无法正常进行脱硫，增加大气污染物排放量。
解决方法：1. 建立稳定的原材料供应链，与供应商签订长期合作协议，确保原材料的供应量和质量的稳定性。
2. 对原材料进行严格的质检，确保脱硫剂的质量符合预期标准。
2. 废水处理风险：电厂脱硫过程中会产生大量废水，其中含有高浓度的重金属离子和硫酸盐等污染物。
如果废水处理不当，可能会对水环境造成污染，甚至威胁人类健康。
解决方法：1. 建立完善的废水处理系统，包括预处理、中水再生和最终排放等环节。
2. 引入先进的废水处理技术，如反渗透、离子交换等，高效去除废水中的污染物。
3. 定期监测废水处理系统的运行状况，确保各项指标符合环保要求。
3. SO2排放控制不当：电厂脱硫过程中的一部分产物是二氧化硫（SO2），如果SO2排放控制不当，可能会对周围的大气环境产生严重的污染。
解决方法：1. 采用高效的烟气脱硫设备，如湿式脱硫、干式脱硫等，确保二氧化硫的去除率达到预期标准。
2. 定期对脱硫设备进行维护与检修，确保其正常运行，避免漏气和堵塞等问题。
4. 燃煤灰处理风险：电厂燃煤过程中产生的灰渣中含有一定的重金属和有机物污染物，如果灰渣处理不当，可能会对土壤和水环境造成严重的污染。
解决方法：1. 建立完善的灰渣处理系统，包括灰渣的收集、中和处理、资源化利用等环节。
2. 严格控制灰渣的堆放和运输，避免二次污染的发生。
火电厂燃煤烟气石灰石—石膏湿法脱硫影响因素分析
火电厂燃煤烟气石灰石—石膏湿法脱硫影响因素分析摘要：火力发电厂是我国电力工业的主体，其燃烧产生的大量碳黑及有毒气体对空气造成了极大的污染，为此，应根据可持续发展的要求，对现有的大型火力发电厂配套的烟气脱硫体系进行改进。
石灰石—石膏湿法脱硫技术是火电厂燃煤烟气脱硫中使用最多的一种技术，技术比较成熟，可靠性和稳定性都很好，而且脱硫效率很高、使用费用也比较低，脱硫后的副产物还可以被循环使用。
但在实际应用过程中，多种内外因素都会对该技术的脱硫效果产生影响。
基于此，本文对脱硫效率的影响因素进行了分析，以期为脱硫系统的优化操作、降低成本、提升效率提供一个可靠的依据。
关键词：火电厂；燃煤烟气；湿法脱硫；影响因素引言目前已有三种湿法脱硫工艺，即氧化镁、钠钙双碱、石灰石—石膏等，采用最多的是石灰石—石膏湿法脱硫，具有技术相对成熟、操作稳定、运行稳定、煤种适应能力好、使用费用低廉、副产物可循环使用等优点，其脱硫效率可达到98%以上。
石灰石—石膏湿法脱硫技术是一种比较复杂的技术，在发电厂的实际操作过程中，由于多种内部和外部因素的影响，会导致脱硫效率的下降，要想获得最好的脱硫效果，就需要对影响脱硫效果的关键因素有一个清晰的认识。
一、石灰石—石膏湿法影响脱硫的主要因素（一）设计因素第一是液体和气体的比例。
是指与通过吸收塔的每单位烟气量相当的浆液喷射量，一般用lm3（标准态）的湿烟气进行再循环所需要的浆液升数来表示。
在其它操作条件相同的条件下，增大液气比例，就等于增大了烟气与石灰浆的接触面积，从而提高了脱硫效果。
但是，如果一味地加大液气比，将会导致浆液循环泵的消耗加大，同时也会导致出烟烟气的水分含量和烟气的温度下降，从而对烟气的排放不利，所以必须适当地将液气比控制在13-16之间。
第二，烟气速度对脱硫效果也有一定的影响。
当吸收塔中烟流速度增大时，气液两相湍动增大，烟流与液滴之间的液膜厚度减小，从而强化了传质效果。
通过提高烟气流速、减小喷雾液滴的下落速率、提高单位容积液体含水率和扩大传质面积，提高了脱硫效果。
电厂脱硫过程中的潜在风险与防控策略分析
电厂脱硫过程中的潜在风险与防控策略分析概述：电厂脱硫作为大气污染防治的重要手段之一，在减少二氧化硫的排放方面起着至关重要的作用。
然而，在电厂脱硫过程中也存在一些潜在的风险，例如化学物品带来的危害、水处理问题、设备故障等。
为了保障脱硫过程的安全和高效，需要对这些潜在风险进行分析并制定相应的防控策略。
一、化学物品带来的潜在风险在电厂脱硫中，常用的化学物品包括石灰石、石膏、氧化钙等。
由于一些化学物品具有腐蚀性、刺激性和毒性，其使用和存储过程中引发的潜在风险需要引起重视。
首先，化学物品的不当使用可能导致人员健康受到威胁。
例如，在操作过程中，如果工作人员没有佩戴好个人防护装备或接触到化学物品的浓度过高，可能会导致皮肤灼伤、眼睛刺痛等问题。
因此，为了防止这些风险，必须严格遵守操作规程，使用个人防护装备，并确保工作区域的通风状况良好。
其次，化学物品的储存和处理也存在一定的安全隐患。
大量的化学物品的储存需要综合考虑其特性，选择合适的储存设备和场所，以防止其泄漏或发生事故。
此外，对于废弃的化学物品，必须进行正确的处置，避免对环境造成污染。
针对以上风险，电厂应建立完善的化学品管理制度，包括购买、使用和储存环节的统一管理，定期对员工进行安全培训，加强监督和检查，确保化学物品的安全使用。
二、水处理问题带来的潜在风险在电厂脱硫过程中，水作为主要的处理介质和反应物从而引发了一系列的水处理问题。
这些问题包括水质污染、管道堵塞、水垢形成等。
首先，水质污染可能引起脱硫剂的变质，甚至导致脱硫效果下降。
因此，应严格控制脱硫设备进水口的水质，并采取适当的预处理措施，如过滤、沉淀等，以减少水中杂质对设备和脱硫剂的影响。
其次，由于脱硫过程中产生的废水含有高浓度的石膏、金属离子等物质，容易导致管道的堵塞和水泵的损坏。
因此，需要定期清洗和维护管道设备，并采用适当的脱水工艺，以减少废水对设备的腐蚀和损坏。
此外，由于水中钙、镁离子等物质的存在，会导致水垢的形成。
石灰石—石膏脱硫系统的危险源分析和环境因素分析
石灰石—石膏脱硫系统的危险源分析和环境因素分析根据本次脱硫系统投运的实际情况和以往的运行经验，对本次所存在的潜在风险源进行预测如下，同时也作出相应的风险预防措施。
一、风险源预测及分析1、机组引风机出口烟温出现异常，温度过高，造成FGD系统防腐材料烧毁。
2、烟气脱硫系统要求当FGD入口烟气温度大于170度时，FGD烟气旁路挡板自动打开，进出口挡板关闭，确保FGD设备的安全。
因此，FGD进出口挡板及旁路挡板存在事故风险。
3、机组负荷的变化影响。
机组负荷变化表现在烟气量变化和烟气温度的变化。
脱硫增压风机对烟气量相应进行调整来适应变化，增压风机导叶调整过于灵敏和迟滞都会影响对机组运行的稳定。
4、烟气旁路挡板。
FGD在正常运行时旁路挡板要求关闭的，保证烟气100%脱硫。
但在脱硫装置发生异常或保护时，如：增压风机失速或跳闸、烟气温度过高、FGD进出口压力过高、烟气冷却泵或浆液循环泵故障全停等，烟气旁路挡板应能快速打开，同时关闭进出口挡板，切断脱硫系统与机组的连接，保证机组的安全运行。
当挡板发生异常时或不正常操作时应制定应急措施，保证机组的正常运行。
5、增压风机功耗很大，造成启动电流太大，一般启动电流可能是工作电流的10倍以上，启动时造成6kV母线低电压，容易造成该段的设备跳闸事故。
若分段开关拒动会造成6kV失压。
根据以往经验，增压风机首次启动通常要进行2-3次才能正常，因为计算启动电流与实际有差异，通常会保守一点，经过一两次启动调整后，保护定值才能确定。
6、增压风机轴承润滑油流量以及油压应确保在正常的范围内，否则在风机启动时可能损坏风机轴承。
风机动叶或静叶调整所用的液压油应确保油压、油温及流量正常，否则造成动叶或静叶调整出现故障，引起风机失速、喘振等，损坏设备。
同时，若润滑油站或液压油站等的冷却水温度、流量出现问题，造成油温升高，可能导致增压风机报警跳闸，影响FGD和机组的安全运行。
7、增压风机在启动过程中，调整导叶可能会造成风机失速，出现喘振等现象，以及造成机组炉膛压力波动，引风机在短时间内频繁调节，容易损坏设备，甚至引起机组MFT。
影响石灰石—石膏湿法烟气脱硫系统可靠性的原因及防治对策
影响石灰石—石膏湿法烟气脱硫系统可靠性的原因及防治对策进入到新世纪以来，随着我国国民经济水平的高速发展，我国的各行各业也都取得了飞速的发展和进步，同样我国的火力发电企业也得到了快速的发展和壮大，而随着我国科学技术水平的不断进步，我国火电厂的石灰石-石膏湿法烟气脱硫也已经更加的成熟。
然而，由于石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统的子系统数量很多，因此在系统运行的过程中，当微小的子系统出现问题，就会影响到系统整体运行的可靠性，所以我们应对影响系统可靠性的各类因素进行认真的分析，并且制定出科学合理的防治对策，从而保证系统运行的可靠性和稳定性。
本文便对影响石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统可靠性的因素以及保证石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统可靠性的防治对策两个方面的内容进行了详细的分析和探析，从而详细的论述了我國火电厂石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统可靠性的相关问题。
标签：石灰石-石膏湿法；烟气脱硫系统；可靠性1 影响石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统可靠性的因素1.1 化学工艺因素对系统可靠性的影响1.1.1 亚硫酸钙氧化程度的影响。
作为系统的一个十分重要的控制参数，如果亚硫酸钙的氧化程度不够充分，那么在吸收塔内的结构部件表面就可能会形成很多黏附性较强的亚硫酸钙硬垢，从而影响系统的使用性能，降低系统的使用寿命。
通常情况下，对于低硫煤系统来说，亚硫酸钙要达到较好的氧化程度要相对容易些，而对于高硫煤的系统来说，由于反应罐直径过大或是反应罐区域的设备布置的不科学等设计因素的不合理，都会导致氧化程度不高，从而产生大量的结垢，从而堵塞喷嘴，降低了系统的管道流通面积，从而导致系统在运行的过程中经常出现故障，石灰石的利用效率以及系统的脱硫效率都受到了较大的影响。
1.1.2 除雾器冲洗水质量的影响。
要想有效的避免因冲洗水质量而引起的除雾器叶板的堵塞和结垢，从而影响系统的正常运行现象的出现，就必须确保冲洗水中的相对饱和度是不高于50%的。
通常情况下，在回收水中都是会加入一部分工业用水的，从而提高回收水中硫酸钙的相对饱和度。
石灰石—石膏湿法脱硫运行中问题及处理
石灰石—石膏湿法脱硫运行中问题及处理分析、总结了石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统运行过程中出现浆液含固量高、浆液氧化缺陷、液位不准、阀门内漏、吸收塔溢流和石膏脱水困难等问题的原因，并提出了一些改良措施。
这对脱硫系统的正常运行有一定的指导作用。
国内外使用比较多的烟气脱硫系统是石灰石一石膏湿法烟气脱硫（WetFlueGasDesulfurization，简称“WFGD”）工艺。
该工艺是世界上唯一大规模商业化应用的脱硫方法，并且技术十分成熟，运行相对可靠，脱硫效率高，对煤种适应性好，所以，被广泛应用。
我公司的4套脱硫系统都采用的是这种脱硫工艺，自20**年底投运以来，总体运行比较平稳，但是，在调试和运行过程中，也出现了很多问题，对系统运行的经济性和可靠性造成了一定的影响。
1主要问题及处理1.1循环浆液中含固量高通常情况下，吸收塔内浆液的含固量是10%～15%，最低不应低于5%.在一定范围内维持较高的浆液浓度，有利于提高脱硫效率和石膏纯度。
但是，高含固量浆液对循环泵、搅拌器、管道和阀门的磨损明显加剧。
由于调试期间密度计故障，不能很好地控制浆液密度，我公司4#吸收塔循环管线在试运行1个多月就发生了漏浆事件。
检查后发现，弯头处磨损严重。
另外，当含固量过高时，会影响亚硫酸盐的氧化。
一般来讲，当吸收塔浆液的密度大于1128kg/m3时，就会影响氧化反应；当吸收塔浆液的密度大于1200kg/m3时，明显不利于氧化反应的开展。
这在直接增加了石膏脱水的困难，同时，SO2出口浓度控制难度加大，脱硫效率明显下降。
经过现场测试，石灰石浆液密度与脱硫效率的关系如图1所示。
为了更好地控制吸收塔的浆液浓度，特采取了以下措施：①改良密度监测。
在设备运行过程中，要定期冲洗密度计，以提高其准确性，同时，还要定期取样，人工化验分析。
②调节供浆浓度。
将工艺控制参数供浆浓度从1160～1200kg/m3调整到1120～1160kg/m3后，在吸收塔液位允许的情况下，不仅能很好地控制吸收塔浆液浓度，还能减少供浆系统的磨损和堵塞现象的发生。
石灰石-石膏湿法脱硫常见运行问题分析
石灰石-石膏湿法脱硫常见运行问题分析党志国神华河北国华沧东发电有限责任公司 061113摘要：本文对石灰石-石膏湿法脱硫装置运行中的常见问题进行了分析，对问题产生的原因进行了分析总结，提出了解决方案，指导脱硫装置正常运行。
关键词：湿法脱硫；运行；问题；1引言我国自20世纪90年代开始引进FGD 技术以来，截止目前已有超过2亿Kw火力发电机组安装了烟气脱硫装置，其中绝大部分采用了石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术，这些脱硫装置建成并投运后，对降低我国大气SO2污染起到了关键作用。
近年来随着煤炭市场的变化，入厂煤的发热量和含硫量均发生了较大变化，烟气脱硫装置很难在设计工况下运行，脱硫效果欠佳，运行维护成本增大，加之受运行维护技术水平、管理水平及施工质量等原因，导致脱硫装置运行过程中出现的问题较多。
2脱硫运行常见问题2.1吸收塔溢流2.1.1溢流原因：吸收塔溢流是石灰石-石膏湿法脱硫中普遍存在的问题，我厂四台脱硫装置在投运初期均出现过溢流现象，每次溢流时液位均未到溢流口位置。
如果吸收塔溢流较为严重，将会影响增压风机的安全运行。
某厂曾因吸收塔出现大量溢流，导致增压风机叶片断裂损坏严重。
吸收塔浆液溢流的原因，初步分析是由于浆液品质降低，吸收塔浆液中含Mg元素和杂质较多，浆液循环泵运行时在浆液面产生泡沫，泡沫是产生溢流的主要原因。
吸收塔液位是靠液位高度的压力测量的，泡沫的产生不会对吸收塔液位造成影响。
2.1.2解决办法：一是定期向吸收塔内加入脱硫专用消泡剂，减少运行中泡沫的产生。
二是提高吸收塔内浆液品质，减少杂质产生，主要控制措施：⑴提高石灰石来料品质，减少携带的杂质，确保各项化学指标满足要求。
⑵提高电除尘器投入率，降低烟气中的含尘浓度。
⑶保证脱硫废水系统正常连续运行，降低和减少浆液中氯离子浓度和杂质。
⑷尽量选用低硫、低灰份，优质煤种。
⑸脱硫工艺水尽量选用水质较高的生产水，避免厂区内废水、污水等进入脱硫系统。
⑹石膏脱水启停密度控制在1100-1080kg/m3之间，在保证石膏品质的前提下，减少石膏浆液在塔内的停留时间，及时补充新鲜水质，保持物料平衡。
石灰石-石膏烟气脱硫系统运行常见问题分析
业 对社 会应 尽 的责任 。
参 考 文 献
在运行的吸收塔 内 ，烟气被石灰石浆液除去 ｓ２ ０ 生成 Ｃ Ｓ ， ａＯ ，然后 被鼓 入 的大量 空气 氧化 为 Ｃ Ｓ 在这个过程中 ， ａＯ ， 塔内氧化区浆液密度在不断 增加， 需要通过排 出浆液来维持浆液密度［ ３ １ 。同时将 含有 大量 ＣＳ ２ ２ （ ａＯ ・Ｈ０ 石膏 ） 的浆液脱 水 ， 出石 产
目前 已经取 得一 定 的效果 。 １２ 系统 内部 防腐维 护 ．
Hale Waihona Puke １ 脱硫 系统遇到的主要 问题及解 决方法
１１ 液下 泵 的转轴 弯 曲和 叶片磨 损 ．
吸收塔内部脱硫介质为石灰石浆液 ，一般控制 密度为 １ ８ ～ ５ ／。 ０ １ ０ ｇ 。石灰石具有一定 的硬度 ， ０ １ ｋｍ 这就造成 了所有的浆液在输送及搅拌过程中，无法 避免管道及各泵体 叶轮磨损【 本厂湿法脱硫系统各 １ ］ 。 浆液储存箱罐均采用低位布置且使用液下泵 ，为了
量。石灰石浆液制备罐和吸收塔的密度计采用静压 式， 容易造成浆液在压力取样管内流动不畅并堵塞 ，
造成 测 量 出现误 差 。 以 ， 所 化学 表计 的 日常 维护 及有
其 回收至其他水系统而不是 回到吸收塔内，避免出 现液位无法控制的情况 。同时应维持事故浆液箱在
低液位状态 ，以便 紧急情况下将吸收塔内浆液暂时 部分转 移 至其 中 ， 避免 造成 溢流事 故 。
靠性和经济性造成一定的影响。 出现主要的问题有 ：
石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺影响因素
石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺的影响因素分析摘要：本文主要讲述了工业石灰石—石膏湿法低浓度二氧化硫烟气脱硫工艺的影响因素分析，通过对石灰石—石膏法分析开辟了新运用前景。
0 前言二氧化硫是主要大气污染物之一，严重影响环境，威胁人们的生活健康。
削减二氧化硫的排放量，保护大气环境质量，是目前及未来相当长时间内我国环境保护的重要课题之一。
目前，国内外处理低浓度S02烟气的方法有许多，钙法是采用石灰石水或石灰石乳洗涤含二氧化硫的烟气，技术成熟，生产成本低，但吸收速率慢、吸收能力小、装置运行周期短。
针对传统脱硫方法存在的缺陷，本文阐述了主要钙法在处理低浓度二氧化硫烟气脱硫工艺的影响因素分析，这些影响因素分析解决资源合理利用问题。
获得了良好的社会效益和经济效益。
1 常用湿法烟气脱硫技术介绍1.1 石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺原理该法是将石灰石粉磨成小于250目的细粉，配成料浆作SO2吸收剂。
在吸收塔中，烟气与石灰石浆并流而下，烟气中的SO2与石灰石发生化学反应生成亚硫酸钙和硫酸钙，在吸收塔低槽内鼓入大量空气，使亚硫酸钙氧化成硫酸钙，结晶分离得副产品石膏。
因此过程主要分为吸收和氧化两个步骤：（1）SO2的吸收石灰石料降在吸收塔内生成石膏降，主要反应如下：CaCO3+SO2+1/2H2O=CaSO32H2O+CO2CaS03 1/2H2O +SO2+1/2H2O=Ca HS03 2(2)亚硫酸钙氧化由于烟气中含有02因此在吸收过程中会有氧化副反应发生。
在氧化过程中，主要是将吸收过程中所生成的CaS03 1/2H2O氧化生成CaS04 2H2O2CaSO3 1/2H2O+ O2+3H2O =2CaSO42H2O由于在吸收过程中生成了部分Ca(HS0)3 2，在氧化过程中，亚硫酸氢钙也被氧化，分解出少量的S02：Ca (HS03 2+1/202+ H2O=CaSO42H2O+ S02亚硫酸钙氧化时，其离子反应可表达为：CaS03 1/2H2O+H+ Ca2++ HSO—+1/2H2OHS03—+1/202 S042—+H+Ca2++ SO42-+2H2O CaSO42H2O由以上反应可见，氧化反应必须有H+存在，浆液的PH值在6以上时，反应就不能进行。
石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺设计常见问题分析
石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺设计常见问题分析摘要：本文对石灰石-石膏法烟气脱硫工艺设计中常见问题进行了分析，并提出了相应的解决措施，以期为烟气脱硫系统的正常高效运行提供可靠的保证。
关键词：石灰石-石膏脱硫；工艺设计；问题前言随着电力需求的不断增大和火电厂的不断建设，电厂烟气排放带来的环境污染问题成为必须要解决的难题。
国家规定火电厂建设必须要安装烟气脱硫脱硝设施、除尘装置，要采取合理的措施控制二氧化硫排放、氮氧化物排放和粉尘排放。
烟气脱硫是控制火电厂SO2污染的重要措施，在脱硫技术中，石灰石-石膏法烟气脱硫在我国火电厂大中型机组烟气脱硫改造中应用广泛。
本文对石灰石-石膏法烟气脱硫工艺设计中常见问题进行了分析，并提出了相应的解决措施，以期为烟气脱硫系统的正常高效运行提供可靠的保证。
石灰石－石膏法脱硫系统主要包括原料输送系统、吸收剂浆液配制系统、烟气系统、SO2吸收系统、石膏脱水及贮存、石膏抛弃系统。
烟气借助锅炉引风机全部引进FGD系统，未脱硫烟气通过气热交换器降温，导入吸收塔进行脱硫反应，完成脱硫后，净化过的烟气经溢流槽和两级除雾后，通过热交换器的烟气吸热侧重新加热，最后经过烟囱向上排出。
1吸收系统设计问题及处理吸收系统是脱硫工艺的核心和关键，脱硫工艺设计不仅要统筹考虑脱硫效率、脱水效果和脱硫的经济性能，还要考虑到后期运行中的维护问题。
吸收塔选择是设计的核心，脱硫系统吸收塔一般分为栅格式、鼓泡式、喷淋式、液柱塔四种型式。
不同类型的吸收塔吸收区的设计也会不同，栅格式吸收塔因为具有系统阻力大、栅格宜堵、宜结垢的缺点，已经渐渐淡出了设计舞台；鼓泡式吸收塔的系统阻较大、脱硫效率不高，应用的也相对较少；喷淋式吸收塔系统阻力小、脱硫效率高达95％以上，所以应用较多。
但需要注意的是塔的喷嘴磨损较大容易引起堵塞，需要定期检修维护，经过对喷嘴技术不断改进，降低了维护量；液柱塔不仅系统阻力小、脱硫率高，还能有效避免喷嘴堵塞和结垢问题，具有广阔的应用前景。
影响石灰石石灰—石膏脱硫效率的因素分析
影响石灰石/石灰—石膏脱硫效率的因素分析主要有：1）吸收液的pH值烟气中SO2与吸收塔浆液接触后发生如下一些化学反应：SO2＋H2O＝HSO3－＋H＋CaCO3＋H＋＝HCO3－＋Ca2＋HSO3－＋1／2O2＝SO42－＋H＋SO42－＋Ca2＋＋2H2O＝CaSO4•2H2O从以上反应历程不难发现，高pH的浆液环境有利于SO2的吸收，而低pH则有助于Ca2＋的析出，二者互相对立。
pH值＝6时，二氧化硫吸收效果最佳，但此时易发生结垢，堵塞现象。
而低的pH值有利于亚硫酸钙的氧化，石灰石溶解度增加，却使二氧化硫的吸收受到抑制，脱硫效率大大降低，当pH＝4时，二氧化硫的吸收几乎无法进行，且吸收液呈酸性，对设备也有腐蚀。
具体最合适的pH值应在调试后得出，但一般pH在4～6之间。
2）液气比及浆液循环量液气比增大，代表气液接触机率增加，脱硫率增大。
但二氧化硫与吸收液有一个气液平衡，液气比超过一定值后，脱硫率将不在增加。
新鲜的石灰石浆液喷淋下来后与烟气接触后，SO2等气体与石灰石的反应并不完全，需要不断地循环反应，增加浆液的循环量，也就加大了CaCO3与SO2的接触反应机会，从而提高了SO2的去除率。
3）烟气与脱硫剂接触时间烟气自气－气加热器进入吸收塔后，自下而上流动，与喷淋而下的石灰石浆液雾滴接触反应，接触时间越长，反应进行得越完全。
因此长期投运对应高位喷淋盘的循环泵，有利于烟气和脱硫剂充分反应，相应的脱硫率也高。
4）石灰石粒度及纯度石灰石颗粒越细，其表面积越大，反应越充分，吸收速率越快，石灰石的利用率越高。
一般要求为：90%通过325目筛或250目筛，石灰石纯度一般要求为大于90%。
5）氧化空气量O2参与烟气脱硫的化学过程，使4HSO3－氧化为SO42－，随着烟气中O2含量的增加，CaSO4•2H2O的形成加快，脱硫率也呈上升趋势。
多投运氧化风机可提高脱硫率。
6）烟尘原烟气中的飞灰在一定程度上阻碍了SO2与脱硫剂的接触，降低了石灰石中Ca2＋的溶解速率，同时飞灰中不断溶出的一些重金属会抑制Ca2＋与HSO3－的反应。
石灰石—石膏湿法脱硫二氧化硫排放影响因素分析
石灰石—石膏湿法脱硫二氧化硫排放影响因素分析二氧化硫排放是造成我国大气污染及酸雨不断加剧的主要原因，燃煤电厂二氧化硫排放量约占全国二氧化硫排放量的50%。
国家一直高度重视燃煤电厂二氧化硫排放控制。
山西大唐国际运城发电厂2×600MW机组脱硫采用石灰石-石膏湿法脱硫系统，烟气脱硫效率不低于95%。
脱硫剂为石灰石（CaCO3）与水磨制的悬浮浆液，与烟气中SO2反应后生成亚硫酸钙，并就地强制氧化为石膏（CaSO4·2H2O）。
标签：石灰石-石膏法效率二氧化硫引言采用石灰石-石膏湿法脱硫系统影响脱硫出口排放的因素很多，主要因素有：浆液pH值的影响、烟气中SO2 浓度的影响、Cl-质量浓度的影响、氧化空气量的影响、石灰石浆液的品质、纯度和粒度，浆液循环量的影响、烟气含尘浓度的影响、烟气温度的影响、吸收塔浆液密度的影响。
一、我厂石灰石-石膏湿法脱硫系统概述我厂脱硫采用一炉一塔方案，即从锅炉排出的原烟气分别进入#1、2吸收塔，烟气自下向上流動，在吸收塔洗涤区内，烟气中的SO2 被由上而下喷出的吸收剂吸收生成亚硫酸钙，并在吸收塔反应池中被鼓入的空气氧化而生成石膏（CaSO4·2H2O）。
脱硫后的净烟气在除雾器内除去烟气中携带的浆雾后通过湿烟囱排至大气。
主要化学反应为：1.烟气中的SO2被浆液吸收：SO2 + H2O → H2SO3 → H+ + HSO3-2.石灰石浆液中CaCO3 的溶解：CaCO3 + 2H+ → Ca2+ + H2O + CO23.亚硫酸钙的氧化：HSO3- +1/2O2 → H++ SO42-4.石膏结晶：Ca2+ + SO42-+ 2H2O → CaSO4·2H2O二、影响二氧化硫出口排放因素1.浆液PH值的影响二氧化硫为酸性氧化物，当浆液pH值升高时，二氧化硫的吸收速率增大，二氧化硫的排放浓度降低。
但由于在pH值在较高（大于6.2）的情况下碳酸钙的溶解速率下降，脱硫产物CaSO3·1/2H2O的溶解度很低，极易达到过饱和而结晶在塔壁和部件表面上，形成很厚的垢层，造成系统严重结垢。
石灰石石膏湿法脱硫技术存在的主要问题分析
石灰石石膏湿法脱硫技术存在的主要问题分析随着国家政策对环保要求日益严格，特别是《火电厂大气污染物排放标准》（GB-13223-2011）、“大气十条”、“节能减排十三五规划”等一系列政策性措施，在“十三五”期间，大气污染的治理将成为重中之重[1]，我国脱硫产业得到了了迅速发展。
目前，各国研究的烟气脱硫方法已超过一百种，其中真正能应用于工业生产中的只有十余种，石灰石-石膏湿法脱硫技术具有可靠性高、脱硫效率高、操作简单、成本低等特点，因此得到了国内外燃煤电厂的广泛应用。
本文主要通过对石灰石-石膏湿法脱硫技术存在的脱硫效率低、石膏脱水效率低、结垢问题的介绍，为脱硫系统运行优化，降低运行成本，提高脱硫效率提供依据。
1 石灰石-石膏湿法脱硫技术工艺流程石灰石－石膏湿法脱硫工艺采用石灰石作为SO2吸收剂，用球磨机将石灰石磨制成粉与水混合制成石灰石浆液。
烟气经除尘器后，从引风机出口排出进入吸收塔，烟气中的SO2被石灰石浆液所吸收，被净化后的烟气经除雾器除雾后离开吸收塔，由烟道进入烟囱排入大气中，同时生成可以利用的副产物石膏。
燃煤烟气湿法脱硫系统包括吸收剂制备系统、烟气系统、吸收及氧化系统、副产品脱水系统、脱硫废水处理系统、工艺水系统、压缩空气系统等子系统。
吸收塔中涉及到复杂的化学反应，具体反应方程式如下所述：SO2的吸收：SO2+H2O→H2SO3H2SO3→H++HSO3-（低pH时）H2SO3→2H++SO32-（高pH时）石灰石的溶解与中和：CaCO3（固）→CaCO3（液）CaCO3（液）→Ca2++ CO32-CO32-+ H+→HCO3-HCO3-+ H+→CO2（液）+H2O CO2（液）→CO2（气）亚硫酸盐的氧化：SO32-+H+→HSO3-HSO3-+1/2 O2→H++SO42-SO42-+H+→HSO4-Ca2++HSO3-→Ca（HSO3）2Ca2++ SO42-→CaSO4（固）石膏结晶：Ca2++SO42-+2H2O→CaSO4·2H2O（固）总反应式：SO2（气）+CaCO3（固）+1/2 O2（气）+2H2O→CaSO4·2H2O（固）+CO2（气）2 脱硫系统常见问题2.1 脱硫效率低脱硫系统效率低下主要有石灰石活性不足，石灰石杂质过高，吸收浆液pH 过低，Ca/S低，有效液气比低，石灰石浆液在吸收塔中的停留时间短，脱硫塔入口烟气温度过高，脱硫塔入口烟气含尘量大等原因[3]。
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石灰石—石膏脱硫系统的危险源分析和环境因素分析
根据本次脱硫系统投运的实际情况和以往的运行经验，对本次所存在的潜在风险源进行预测如下，同时也作出相应的风险预防措施。
一、风险源预测及分析
1、机组引风机出口烟温出现异常，温度过高，造成FGD系统防腐材料烧毁。
2、烟气脱硫系统要求当FGD入口烟气温度大于170度时，FGD烟气旁路挡板自动打开，进出口挡板关闭，确保FGD设备的安全。
因此，FGD进出口挡板及旁路挡板存在事故风险。
3、机组负荷的变化影响。
机组负荷变化表现在烟气量变化和烟气温度的变化。
脱硫增压风机对烟气量相应进行调整来适应变化，增压风机导叶调整过于灵敏和迟滞都会影响对机组运行的稳定。
4、烟气旁路挡板。
FGD在正常运行时旁路挡板要求关闭的，保证烟气100%脱硫。
但在脱硫装置发生异常或保护时，如：增压风机失速或跳闸、烟气温度过高、FGD进出口压力过高、烟气冷却泵或浆液循环泵故障全停等，烟气旁路挡板应能快速打开，同时关闭进出口挡板，切断脱硫系统与机组的连接，保证机组的安全运行。
当挡板发生异常时或不正常操作时应制定应急措施，保证机组的正常运行。
5、增压风机功耗很大，造成启动电流太大，一般启动电流可能是工作电流的10倍以上，启动时造成6kV母线低电压，容易造成该段的设备跳闸事故。
若分段开关拒动会造成6kV失压。
根据以往经验，增压风机首次启动通常要进行2-3次才能正常，因为计算启动电流与实际有差异，通常会保守一点，经过一两次启动调整后，保护定值才能确定。
6、增压风机轴承润滑油流量以及油压应确保在正常的范围内，否则在风机启动时可能损坏风机轴承。
风机动叶或静叶调整所用的液压油应确保油压、油温及流量正常，否则造成动叶或静叶调整出现故障，引起风机失速、喘振等，损坏设备。
同时，若润滑油站或液压油站等的冷却水温度、流量出现问题，造成油温升高，可能导致增压风机报警跳闸，影响FGD和机组的安全运行。
7、增压风机在启动过程中，调整导叶可能会造成风机失速，出现喘振等现象，以及造成机组炉膛压力波动，引风机在短时间内频繁调节，容易损坏设备，甚至引起机组MFT。
或者增压风机运行时调整导叶出现机械故障，不能调整动叶，也可能导致同样的问题。
8、对石膏/石灰石湿法脱硫而言，pH值的控制很重要，通过加石灰石浆液来控制PH。
若运行控制不当，导致浆液运行性能恶化，不能进行反应。
9、对采用真空滤布脱水机的石膏脱水系统，滤布易跑偏，若滤布跑偏检测设备和自校正装置不能起到应有的作用，易造成滤布撕裂，损坏设备。
10、对所有的浆液泵，在启动时确保进口门打开，出口门关闭，在泵启动后再打开出口门。
若泵启动前已打开出口门，易造成电机过载，甚至会烧毁电机绕组。
对风机启动，确保入口门已关闭，风机启动之后再开启入口门。
11、脱硫工作段失电对机组和脱硫设备的影响：当脱硫热态运行中工作段失电会造成脱硫装置的设备损坏和影响机组的正常运行。
同时，DCS的UPS电源供应正常，且当一路电源失电，能保证电源切换正确。
二、风险预防措施
1、在进行FGD烟气系统调试时，对各种连锁保护要严格进行多次测试，确保出现故障能快速稳定正确动作。
同时，定期检查烟气挡板动作，确保动作灵活，无卡塞现象，尤其是旁路挡板能快开且能保证手动操作。
操作挡板过程必须检查旁路挡板的状态，就地闭锁装置应解除。
挡板就地应有人观察挡板动作状态，随时报告挡板动作情况。
2、进行烟气系统的挡板操作前，需通知锅炉侧做好准备，注意炉膛负压的变化，尤其在做关闭旁路挡板试验时。
把旁路挡板手动开控制按钮置在CRT的烟气系统画面上，以便于随时打开旁路挡板，确保机组侧的安全运行。
3、当FGD系统开始接收烟气后，锅炉的引风机仍维持原先的运行状态（机组负荷不改变的前提下），只通过增压风机导叶的改变来调整通过FGD系统的烟气量，但增压风机导叶的调整需在保证炉膛负压正常的前提下。
4、首次启动前应把增压风机所在的6kV工作段上的负荷切换到其他工作段上，或把增压风机电源临时切换到机组的启动变上进行。
避免由于启动电流太大造成6kV低电压故障。
对增压风机导叶的调整应平缓，以免造成入口压力的大幅波动。
5、增压风机启动、运行时，现场要有人巡检，确保增压风机润滑油站、液压油站油温油压及流量正常，以及冷却水供应正常。
6、发生任何危及锅炉机组和FGD系统设备的事故或存在相应的安全隐患时，调试人员有权立即停止操作，尽快恢复正常状态。
7、当机组烟温超过额定值时，应及时关闭脱硫装置的烟气系统，打开旁路挡板，避免烟气温度升高造成相应的烟道和吸收塔系统的防腐层损坏。
8、当脱硫热态运行中工作段失电会造成烟气系统增压风机停运，旁路挡板必须快速打开，关闭烟气进出口挡板，同时浆液管道进行冲洗等相应措施。
设置的保安电源必须保证脱硫电源失电后设备的安全和机组的正常运行。
失电后所有运行的浆液泵和管道必须进行冲洗。
9、对所有系统启动前，一定要认真检查，确保满足启动条件，电气保护正常，定值整定合理且电气绝缘已测。
同时，热控逻辑连锁保护测试已完毕，并且测试正常。
10、现场要不断有人巡检，并对设备运行情况作出检测记录，发现异常应立即请示处理。
所有人员有关工作人员确保通信畅通，严格遵守《电业安全工作规程》，确保自己的人身安全。
三、FGD系统调试的设备反事故措施
1、必须建立在脱硫调试期间的工作票制度，任何在调试期间的系统消缺工作必须得到调试单位的确认，在完成相应安全措施的情况下方可进行。
2、严格操作程序，坚持执行审批制度，严禁进行未经审批的工作。
3、各项试验在进行技术交底的同时进行安全交底。
4、所有的现场调试工作必须制定相应的安全措施，调试区域设置隔离设施和明显的警告牌，无关人员不得进入调试区域。
5、电气系统与生产运行设备系统有关联的试验、操作，必须得到电厂生产部的批准和监护。
6、为防止继电器误动作，CT、PT在投入之前测量阻值以确保不开路和短路；电气设备在运行中投入保护时，在确定未动作后再投入。
7、为防止开关故障，应做好开关机械部分的调整和电气试验，确保开关投运质量，首次送电时，必须远方操作，所有人员远离开关。
8、开关操作不灵活时，严禁强行操作，查明原因处理后才能进行送电操作。
9、若发现系统的设计、制造或安装缺陷和安全隐患，在采取补救措施的同时，应尽快以书面的方式通知相关单位进行解决。
10、首次操作电动阀门前，必须进行手动检查，以防电动马达损坏。
11、在首次启动泵类设备时，必须就地实际检查其进口门的开关位置指示正确。
12、对于浆液泵类设备，每次停运后必须确认其冲洗程序正确结束。
否则应进行手动冲洗。
13、对于泵类设备，若运行时管道的阻力比单体调试时的要小时，仍需对其运行电流进行检测。
14、对于有入口滤网的泵类设备，应建议增加自动监测和保护不打空泵运行的功能。
15、对于6KV设备，调试人员必须了解其电机启动频率的要求并严格执行。
16、烟气挡板在完成单体调试后，应确认挡板的位置正确并根据实际情况采取机械、热工及电气的措施确保挡板不被误操作。
17、对于烟气挡板的操作，必须确认对FGD系统和机组设备的安全没有影响。
例如在增压风机转轴未完全定位的情况下，严禁打开FGD出口挡板；当机组运行时，在FGD循环泵未启动的情况下，严禁打开FGD进口挡板；在FGD旁路挡板未完全打开的情况下，严禁关闭FGD进出口挡板。
18、设备系统启动前，严格检查设备系统状态，有隐患或缺陷的设备必须处理完毕符合要求后再启动，设备启动后检查设备运行情况，确认良好。
19、严格控制设备系统运行参数，设备运行参数应符合厂家运行说明要求，系统参数符合设计要求，防止设备事故发生。