烟气进脱硫塔压力变化很大是什么原因
影响烟气脱硫塔脱硫效果的几大因素
影响烟气脱硫塔脱硫效果的几大因素【摘要】脱硫系统的效率是一个很关键的性能指标，关系着脱硫系统的安装质量以及运行操作水平的高低，是制约机组并网发电的重要因素，同时也是环保参数考核的重要指标。
通过多年来的运行操作及维护经验，结合莱城发电厂脱硫系统设备运行状况以及其它因素对脱硫效率的影响，通过环保参数的运行管理、实例等形式，阐述了各种异常现象发生时的解决方法，，以便从事脱硫系统检修及运行工作的专业技术人员借鉴，提高脱硫系统效率，实现国家节能减排目标。
【关键词】脱硫效率原因分析问题解决1莱城电厂脱硫系统整体概述莱城电厂四台300MW机组采用石灰石-石膏的湿法烟气脱硫工艺，分别为一炉一塔设计（图1脱硫系统工艺流程）。
通过环保系统超低排放改造，现已达到二氧化硫排放浓度低于35mg/Nm3、烟尘排放浓度低于5mg/Nm3、NOx排放浓度小于50g/Nm3、脱硫效率不低于99％。
自投运以来，脱硫设施效率超过99.0%、脱硫效率保持在99%以上。
运行中的4套全烟气量处理的湿式石灰石－石膏湿法烟气脱硫装置，运行稳定。
系统全烟气量脱硫时，脱硫后烟气温度不低于80℃。
校核煤种工况下确保FGD装置排放的SO2浓度不超标；当FGD入口烟气SO2浓度比设计煤种增加25%时仍能安全稳定运行。
整套系统于2008年12月底完成安装调试，现通过技改，已经拆除了增压风机、旁路挡板及GGH系统，新增加了二级吸收塔及湿式除尘系统。
吸收塔系统是影响脱硫效率的核心部件，自下而上可分为氧化结晶区、吸收区、除雾区三个主要的功能区。
烟气通过吸收塔入口从浆液池上部进入吸收区。
在吸收塔内，热烟气自下而上与浆液（三层喷淋层）接触发生化学吸收反应，并被冷却。
该浆液由各喷淋层多个喷嘴层喷出。
浆液（含硫酸钙、亚硫酸钙、未反应的碳酸钙、惰性物质、飞灰和各种溶质）从烟气中吸收硫的氧化物（S0X）以及其它酸性物质。
在液箱中，硫的氧化物（S0X）与碳酸钙反应，形成亚硫酸钙。
烟气氨法脱硫运行中的主要问题及改进措施
烟气氨法脱硫运行中的主要问题及改进措施摘要：氨法湿法脱硫技术的发展期，技术还不够成熟，运行初期出现了脱硫液处理不当、管道的堵塞等诸多问题。
通过在工艺设备操作过程中的不断摸索，进行了烟气氨法脱硫技改工程及工艺调整优化，取得了很好的效果，是公司的环保实施运行水平得到很大提升。
关键词：烟气氨法脱硫工艺；技改工程；存在问题；改进措施一、烟气氨法脱硫技术优势（一）技术优势在氨法脱硫工艺中，氨的活性高，与烟气反应速度快。
其液气比低于常规液体脱硫工艺，因此脱硫容易，不需要系统施加过大压力。
如果安装并配备了蒸汽加热器，则整体系统的总设计阻力不得超过1.2kPa。
氨水作为氨法脱硫中应用的脱硫剂，具有较高的反应活性和化学反应速率。
它完成反应的时间短，要求低，不受原始烟气浓度的限制，也不被烟气流速影响。
氨法脱硫控制系统采用与PLC单元控制系统相同的分散控制系统。
目前，整体脱硫作业发展了较长时间，技术水平较高，基本能实现自动化运作，智能化控制反应过程中的重要控制点。
如果设备发生故障，控制系统能够及时发出警报，提醒工作人员及时进行处理，提升整体反应作业的安全性。
由于氨法脱硫反应涉及物质多为液体和气体，生成的反应物也大多溶于水，反应过程中不容易产生堵塞和淤积等现象，也不容易导致设备磨损，自动控制影响因素少，方便建立自动化控制系统。
（二）环境效益目前我国全面强调环保工作的重要性，不论各个地区，环保部门已逐步提出按期完成锅炉烟气处理设备现代化改造的要求，能够确保极低的SO2排放。
氨法脱硫技术基本上不产生废气、废水和废渣，基本不会造成二次污染。
氨法脱硫最终废气排放量较低，也不生成二氧化碳气体。
如果二氧化硫质量浓度达到极低排放水平，即10~20mg/时,对大气污染较小,不存在二次污染现象。
氨法脱硫同时可以做到无废水排放，氨法脱硫产生的废水可返回脱硫塔作为工艺用水回收，基本不需要进行排放，减少对水资源浪费和污染二、烟气氨法脱硫技改工程建设存在的问题及改进措施（一）脱硫液的处理问题以及相应的改进措施当前各个工业企业所实际采用的锅炉烟气氨法脱硫技术主要是采用必要的脱硫液来在生产工作当中循环往复地实现针对烟气当中含有的二氧化硫气体进行吸收，一般情况下脱硫循环液当中含有的化学成分非常复杂，主要包括有灰尘、氯离子、硫酸铵以及亚硫酸铵等化学成分。
脱硫吸收塔溢流、虹吸现象分析及预控
脱硫吸收塔溢流、虹吸现象分析及预控在石灰石-石膏湿法脱硫工艺中，经常会出现吸收塔溢流管冒浆、冒泡等现象。
通常溢流出来的浆液进入吸收塔区排水地坑后，再经由地坑泵打回吸收塔重复使用，不会造成其它后果。
但当吸收塔浆液溢流量较大，溢流管来不及排放时，就会引发浆液倒灌、喷淋效率下降等各种事故，影响脱硫系统正常达标运行，严重时会通过吸收塔入口烟道进入增压风机或引风机本体，造成事故扩大，严重影响设备安全、污染厂区环境。
一、脱硫吸收塔溢流原因分析1、吸收塔溢流产生机理要想减少或避免吸收塔溢流、虹吸，就需要了解泡沫产生的机理和吸收塔内介质的工作状态与环境。
在吸收塔内，介质状态并不是单纯以液体形式存在，是液体和气体的混合体。
这就为泡沫形成提供了条件（在石灰石-石膏湿法脱硫工艺中，为了强制氧化生成石膏，氧化风管需深深的埋入浆液内部）。
泡沫正是由于混合体而生成，泡沫是气体分散在液体中的分散体系，其中液体所占体积分数很小，泡沫占很大体积，气体被连续的液膜分开，形成大小不等的气泡。
泡沫的产生是由于气体分散于液体中形成气液的分散体，在泡沫形成的过程中，气液界面会急剧增加，其增加值为液体表面张力与体系增加后气液界面的面积乘积，应等于外界对体系所做的功。
若液体的表面张力越小，则气液界面的面积就越大，泡沫的体积也就越大，这说明此液体很容易起泡。
当不溶性气体被液体包围时，形成一种极薄的吸附膜，由于表面张力的作用，膜收缩为球状形成泡沫，在液体的浮力作用下汽泡上升到液面，当大量的气泡聚集在表面时，就形成了泡沫层。
吸收塔浆液中的气体与浆液连续充分地接触（氧化风的作用），由于气体是分散相（不连续相），浆液是分散介质（连续相），气体与浆液的密度相差很大，所以在浆液中泡沫很快上升到浆液表面，此时如浆液的表面张力小，浆液中的气体就冲破浆液面聚集成泡沫。
泡沫密度、比重都明显低于塔内浆液。
富集后的泡沫会在浆液表面形成泡沫层。
由于泡沫层非常轻，极易受烟气流向和风压的影响而运动。
脱硫系统一般日常故障原因及处理
石灰石
浆液密度异常。
1、浆液密度计堵塞或故障。
2、制浆系统工艺水量或下料量不适当。
3、称重皮带给料机故障，给料异常。
4、石灰石浆液旋流器旋流子磨损严重。
5、磨机筒体内钢球过少。
1、检查并校验密度计。
2、调整制浆系统工艺水流量和下料量。
3、检修称重皮带给料机。
4、更换石灰石浆液旋流器旋流子。
2、pH计冲洗水阀泄漏。
3、pH计供浆量不足。
4、pH电极老化。
5、表计本身不准确。
1、退出pH计运行，对供浆管道冲洗疏通。
2、查明原因，更换冲洗水阀。
3、检查阀门状态，调整至正常供浆量。
4、更换pH电极。
5、用标准pH定位液重新标定校准。
pH计指示异常的处理：
1)PH值高/低报警。
2)PH值无显示。
1、石灰石浆液细度不合格。
2、吸收塔浆液pH不合格。
3、石膏厚度不合格。
1)调整制浆系统运行参数，使石灰石浆液细度达到大于95%通过（250目）的合格值；
2)严格控制浆液pH为5.3～5.8；
3)调整石膏排出泵和真空脱水机变频器，调节石膏旋流器入口压力，使石膏厚度保持在25～30mm。
一、二级脱水系统故障
4)联系检修调整跑偏皮带；
5)联系检修检查纠偏装置行程开关。
石膏旋流器异常：
1)旋流器底流密度变小。
2)真空皮带脱水机来料含水量增大，石膏较湿，真空泵电流增大、真空度增大。
3)石膏脱水效果变差。
1)旋流子投入数目太少。
2)旋流器积垢，管道堵塞，或破裂。
3)进口压力太低。
4)旋流器或管路泄漏严重。
5)石膏浆液品质不良。
关于脱硫塔阻力大的检查方案
关于脱硫系统阻力的检查方案
我车间脱硫工段自2008年2月份正式运行以来，脱硫塔阻力缓慢上涨。
目前脱硫塔阻力约3000Pa，A塔阻力分别约1800Pa，B塔阻力约1200Pa。
经车间认真分析造成脱硫塔阻力上涨的原因主要有以下几个方面。
1、脱硫液悬浮物较多，沉积在填料表面。
堵塞了煤气的通道。
2、脱硫塔气液分布器被硫膏堵塞，造成塔阻升高。
为解决塔阻问题，车间结合相关专家并咨询同类企业。
盛隆、建滔均因塔阻问题更换过脱硫塔内的填料。
定州旭阳出现过分布器堵塞造成堵塔的事故。
为此车间制订以下检查方案：
1、在不停车的情况下，检查是否气液分布器堵塞。
若气液分布器堵塞，则在分布器处会出现部分积液。
脱硫液温度约40℃，入塔煤气温度约30℃，较脱硫液温度低。
故可以利用红外线测温枪对脱硫液分布器附近进行检测。
若分布器处温度明显高于填料部分的温度，则可判定分布器由于堵塞造成一定程度的积液。
2、在甲醇检修期间煤气通过交通阀，脱硫液停止喷洒后将脱硫塔人孔拆卸。
每一层的底部可看见填料的情况。
若填料上有严重硫颗粒附着，则需更换填料。
在每一层填料上部人孔可见气液分布器，若气液分布器的升气孔被填料碎片或硫膏等杂物堵塞，则需要进人对升气孔进行清理。
目前车间在甲醇正常生产，脱硫不停车的情况下采取的措施：
1、严格控制再生塔液位，确保再生塔顶部硫膏不向脱硫塔
溢流。
防止硫膏堵塞脱硫塔。
脱硫塔后煤气含氧升高的原因与控制
脱硫塔后煤气含氧升高的原因与控制首山焦化一厂采用的是HPF后脱硫工艺，脱硫后的煤气作为10万t/a甲醇生产原料气。
甲醇工艺对原料气中的氧含量要求比较严格，因为氧可使精脱硫一级加氢转化塔内的铁目催化剂升温，一般煤气含氧量每升高0.1%，可使煤气温度升高16℃，铁钼催化剂温度升高后则会失去活性。
在生产中要想保证甲醇生产的正常平稳运行，不仅要保证吸收塔后煤气含H2S不超标，而且还要控制煤气的含氧量不能过高(o2≤0.5%)。
脱硫工段自2009年8月底投产后，在此期间煤气含氧经常出现不稳定，个别时候，吸收塔进出口煤气含氧量相差甚至高达1.5倍以上（进口煤气含氧量在0.4%左右）。
通过对生产工艺、设备改进后，经生产试用，吸收塔进出口含氧量基本保持不变，满足了生产工艺要求。
1 HPF脱硫工艺焦炉煤气进入吸收塔，与塔顶喷洒下来的吸收液逆流接触，其中所含的H2S被脱硫剂吸收（脱硫液是在稀碳酸钠溶液中添加载氧体溶液配制成的），煤气从塔顶排出。
吸收了H2S的溶液从循环槽（又称为反应槽）用泵送入再生塔底部，同时由再生塔底部鼓入空气，用空气进行氧化再生，并析出单质硫。
大量的硫泡沫在再生塔内生成，浮于塔顶扩大部分。
由此利用位差自流入硫泡沫槽，经澄清分层，清液返回循环槽，硫泡沫放至过滤机进行过滤，成为硫膏，硫膏经处理制得硫磺产品。
具体的HPF脱硫工艺如图1所示。
1—吸收塔；2—循环槽；3—再生塔图1 脱硫过程示意图2 影响煤气含氧量升高的原因2.1 工艺原因原来HPF脱硫工艺大多处理能力比较小，大部分再生塔在塔体外部设有液位调节装置，从再生塔出来的循环液，首先进入液位调节器，经过液位调节后，塔内的液体一般会比出口高700～1000mm，循环液中的硫泡沫在再生塔内直接分离脱除,然后再进入吸收塔。
我公司的再生塔处理能力较大（处理煤气量4.5～5.0万m3/h），如果设计液位调节器，调节器体积比较大，不便于液位调节器和安装。
在设计中，没有设置液位调节器，再生液直接从再生塔出口通过U形管道进入吸收塔，再生塔的液位高低全靠人工去调节。
脱硫塔后煤气含氧升高的原因与控制doc
脱硫塔后煤气含氧升高的原因与控制首山焦化一厂采用的是HP F后脱硫工艺，脱硫后的煤气作为10万t/a甲醇生产原料气。
甲醇工艺对原料气中的氧含量要求比较严格，因为氧可使精脱硫一级加氢转化塔内的铁目催化剂升温，一般煤气含氧量每升高0.1%，可使煤气温度升高16℃，铁钼催化剂温度升高后则会失去活性。
在生产中要想保证甲醇生产的正常平稳运行，不仅要保证吸收塔后煤气含H2S不超标，而且还要控制煤气的含氧量不能过高(o2≤0.5%)。
脱硫工段自2009年8月底投产后，在此期间煤气含氧经常出现不稳定，个别时候，吸收塔进出口煤气含氧量相差甚至高达1.5倍以上（进口煤气含氧量在0.4%左右）。
通过对生产工艺、设备改进后，经生产试用，吸收塔进出口含氧量基本保持不变，满足了生产工艺要求。
1HPF脱硫工艺焦炉煤气进入吸收塔，与塔顶喷洒下来的吸收液逆流接触，其中所含的H2S被脱硫剂吸收（脱硫液是在稀碳酸钠溶液中添加载氧体溶液配制成的），煤气从塔顶排出。
吸收了H2S的溶液从循环槽（又称为反应槽）用泵送入再生塔底部，同时由再生塔底部鼓入空气，用空气进行氧化再生，并析出单质硫。
大量的硫泡沫在再生塔内生成，浮于塔顶扩大部分。
由此利用位差自流入硫泡沫槽，经澄清分层，清液返回循环槽，硫泡沫放至过滤机进行过滤，成为硫膏，硫膏经处理制得硫磺产品。
具体的HPF脱硫工艺如图1所示。
1—吸收塔；2—循环槽；3—再生塔图1 脱硫过程示意图2影响煤气含氧量升高的原因2.1 工艺原因原来HPF脱硫工艺大多处理能力比较小，大部分再生塔在塔体外部设有液位调节装臵，从再生塔出来的循环液，首先进入液位调节器，经过液位调节后，塔内的液体一般会比出口高700～1000mm，循环液中的硫泡沫在再生塔内直接分离脱除,然后再进入吸收塔。
我公司的再生塔处理能力较大（处理煤气量 4.5～5.0万m3/h），如果设计液位调节器，调节器体积比较大，不便于液位调节器和安装。
在设计中，没有设臵液位调节器，再生液直接从再生塔出口通过U形管道进入吸收塔，再生塔的液位高低全靠人工去调节。
烟气脱硫装置常见故障原因及处理措施
烟气脱硫装置常见故障原因及处理措施烟气脱硫装置常见的故障、原因、及处理措施一、事故处理的一般原则：1、发生事故时，运行人员应根据综合参数的变化及设备异常现象，正确推断和处理处理事故，防止事故扩大，限制事故范围或消除事故的根本原因；在保证设备安全的前提下迅速恢复脱硫装置组成运行，满足机组脱硫的需要。
在机组确已不具备运行条件或继续运行对人身、设备有直接危害时，应停运脱硫装置。
2、运行人员应视恢复所需时间的长短使FGD装置进入短时停运、短期停运或长期停运状态。
在处理过程中应首先考虑重新浆液在管道内堵塞以及在汲取塔、箱、罐、池及泵体内沉积的可能性，尽快排放这些管道和容器中的浆液，并用工艺水冲洗干净。
3、在电源故障情况下，应尽快恢复电源，启动各搅拌器和冲洗水泵、工艺水泵、增压风机电机的润滑油泵和液压油泵、增压风机及密封风机。
如果8小时内不能恢复供电，泵、管道、容器内的浆液必须排出，并用工艺水冲洗干净。
4、事故处理结束后运行人员应实事求是地记录事故发生的时间、现象、及所采取的措施等，对事故现象的特征、经过及采取的措施认真分析、总结经验教训。
5、发生下列情况之一时，运行人员要紧急停运脱硫装置：5.1 增压风机故障；5.2 GGH停止转动；5.3 汲取塔循环泵全停；5.4 烟气温度超出同意范围；5.5 原烟气挡板未开；5.6 净烟气挡板未开；5.7 6kv电源中断；5.8 锅炉发出灭火信号；5.9 锅炉投油或电除尘故障。
6、出现火灾事故时，运行人员应根据情况按以下措施处理：6.1 运行人员在现场发现有设备或其他物品着火时，马上报警，查实火情。
6.2 正确推断灭火工作是否具有危险性，按照安全规程的规定，根据火灾的地点及性质，正确使用灭火器材，迅速灭火，必要时应停止设备或母线的工作电源和操纵电源。
6.3 灭火工作结束后，运行人员应对各部分设备进行检查，对设备的受损情况进行确认。
二、烟气脱硫装置常见的故障、原因、及处理措施FGD装置的各种故障存在共性，但更多的是由于设计、制造、安装及维护水平的差异而表现出不同的特点。
1000MW机组烟气脱硝效率波动大原因分析及处理
1000MW机组烟气脱硝效率波动大原因分析及处理摘要：分析了某新建1 000 MW机组烟气脱硝系统试运期间，出现脱硝效率波动大的原因，通过重新调整减压阀、优化氨气流量调节阀控制参数和修改氨气流量控制逻辑等措施，使脱硝效率稳定，减少氨气逃逸量，确保系统安全稳定运行。
关键词：烟气脱硝；效率；减压阀；逻辑优化Abstract : an analysis of a new1000 MW flue gas denitration system during commissioning, emergence of denitration efficiency fluctuation causes, through the readjustment of pressure reducing valve, optimization of ammonia flow regulating valve to control and modify the parameters of ammonia flow control logic and other measures, the denitration efficiency and stability, to reduce the ammonia escape, ensure safe and stable operation of the system.Key words: flue gas denitration; efficiency; relief valve; logic optimization中途分类号：F626.111 文献标识码：A 文章编码：惠州平海发电厂一期2×1 000 MW工程的烟气脱硝系统由上海电气石川岛电站环保工程有限公司提供。
该系统采用选择性催化还原法脱硝方案，设计脱硝效率保证大于50%。
SCR脱硝技术是一个燃烧后NOx控制工艺，整个过程包括将还原剂氨（NH3）喷入烟气中，再通过一个含有专用催化剂的反应器，在催化剂的作用下，氨气同NOx发生化学反应，转化成无害的氮（N2）和水蒸气（H2O）。
湿法烟气脱硫GGH压差高问题探讨及对策
湿法烟气脱硫GGH压差高问题探讨及对策摘要：大唐淮北发电厂五期脱硫GGH换热器的结垢、堵塞现象已严重影响了脱硫系统的经济安全运行。
通过对GGH清洗和更改运行方式，可以有效的减轻GGH压差现象的发生。
本文对GGH压差高做出了详细分析，制定了改造措施。
通过系统的分析和改造措施，力求提高脱硫的经济性和安全性，达到国家的环保要求。
关键词：湿法烟气压缩空气GGH 结垢1引言大唐淮北发电厂五期技改1×670t/h锅炉配置一套全烟气量处理的石灰石—石膏湿法烟气脱硫装置。
在湿法脱硫工艺环节，经过吸收塔洗涤后的烟气温度在47℃左右，烟气温度比较低，如果不装设烟气换热器（gas-gas-heater,GGH），会在烟囱冒出白烟，不利于烟气散开，影响环境。
一般都会在脱硫中设置烟气换热器（gas-gas-heater,GGH）来将烟气的温度升高，排放到大气中。
大唐淮北发电厂烟气换热器（gas-gas-heater,GGH）是采用29.5GVN435型号的回转式烟气换热器，换热面积17835m2，GGH配有JETBLOWER类型吹灰器以及高压冲洗水系统、低压冲洗水系统。
2脱硫设备运行中GGH差压高的问题和相应对策2.1脱硫GGH最初运行时，两端压差为200Pa-300Pa左右，每天保证每班吹扫一次，每次45分钟，吹扫压力0.5Mpa。
用高压冲洗水清扫，持续时间大约4小时，压差上升缓慢，设备正常运行。
但自2011年以来，GGH投运一个月两侧差压就上升到1000Pa左右，增压风机电流上升到150A。
高压水冲洗改为每周一次，增加冲洗次数，冲洗后压差下降到600-800Pa。
但48小时后压差又继续升高，再用高压水冲洗效果就不是很好，并且压差较以往上升的要快，达到1000Pa左右。
后来发展到压差只增不减，高压水冲洗已没有明显效果。
严重时，因GGH 压差高，增压风机无法有效克服系统阻力，导致高负荷期间经常性地出现减负荷的方式，来保证脱硫系统的安全运行，随着脱硫GGH正常运行时间越来越短，已直接影响机组经济运行和环保指标。
脱硫塔阻力上升解决方法
脱硫塔阻力上升解决方案编制王中亢审核审批河南晋开集团1.直接2.3.（1）填料上，形成塔阻力上升，产生塔堵。
另外气体中H2S和CO2的含量高，在脱硫塔内生成的单质悬浮S多，半水煤气中CO2的含量高，极易在塔的局部造成NaCHO3等盐的过饱和而结晶析出。
（2）溶液循环量不够，循环量小，形成脱硫液进塔压力下降，喷淋密度降低；喷淋密度小时，溶液在塔内停留时间过长，不能及时带走析硫反应析出的硫，同时溶液在填料表面形不成足够厚的液体膜，部分填料表面只形成浸润，气液接触不好，脱硫效率下降，时间一长，就会形成局部堵塞，气液偏流，塔阻上升，造成塔堵。
（3）脱硫系统设备存在问题；一是脱硫塔内填料的选择不当，脱硫塔气液分布器、再分布器及除沫器结构不合理或安装出现偏差。
例如脱硫塔在检修时，不仅要把塔内填料扒出来清洗，还要将堵塞在除沫器和驼峰板的两驼峰之间的碎填料和积硫及时清理出去；二是溶液再生设备有问题；溶液再生好，（4）,4.（1）（2）（3）严格控制工艺指标。
1.加强溶液再生和熔硫的工艺控制，努力减少副反应；2.加强脱硫液、熔硫清夜的沉淀和过滤，努力去除杂质（需再增加一台板框式过滤器），净化脱硫液；3.脱硫液温度一般控制在38—42度，夏季再生温度不能超过45度，冬季不能低于30度；（4）更换设备。
若填料有破碎，需清理并更换；若溶液脏，应增大过滤频次或增设一台板框式过滤器；若溶液再生系统的设计不合理，需重新设计直至再生后的脱硫液组分满足工艺要求。
若脱硫塔生产能力不足，可在脱硫塔前再加一脱硫塔，分为一脱塔、二脱塔等。
（5）及时掌握前工序生产情况，适时、适当调节溶液组分和溶液循环量，强化再生操作，尽最大努力消除前工序异常对系统的影响。
5.。
脱硫塔压差增加的原因分析及解决措施
喷水 压 力达０ ． ３ — ０ ． ４ ＭＰ ａ ，流 量３ ０ ｍ ／ ｈ 时才可 能将 焦 油 等污 物 冲 掉 。否 则纱 网上 的这 些 污物 将 堵 塞 纱
网，造 成 系 统 压 差增 加 。根 据 脱硫 塔 的设 计 ，塔 高３ ０ ｍ，塔 内填料 高度 １ ９ ｍ，塔径 ５ ． ５ ｍ，单 塔进 气 ５ ０ ０ ０ ０ ｍ ／ ｈ ，实 际进气 量只 有３ ５ ０ ０ ０ ． ４ ０ ０ ０ ０ ｍ ／ ｈ ，不
２ 操作方法对系统 的影响及解决措施
２ ． １ 加 药量 的控制
（ １ ） 纯碱 加 入量 是 由出 口硫 化氢 含量 低于 ５ ０ ｍｇ ／ Ｌ 决定 的 。如 果 纯碱 加入 量过 大 ，根据 物 质 守衡 原
则 ，这 些物 质 一 定 会 存在 于溶 液 中 ，不 仅 如此 ，
一
１ ． ２旋 流板 捕雾 器在 塔 出 口处有 一层 纱 网 ，网前 有 根 冲 洗 管 ， 管 上有 几 个 孔 做 为 喷 眼用 来 冲 洗 挂
在 网上 的 焦 油等 污物 。这 些 ４ ， ： ｆ Ｌ 只有 安 上 喷 头 ，
作者简 介 ：史东瑜 （ １ ９ ７ ３ 一）。女，吉林吉林人，本科学历，
７ ２ ． ■ 安全密封
石 ２ 油 和 化 工 设 备
０ １ ３ 年第 １ ６ 卷
脱硫塔压差增加的原因分析及解决措施
史东瑜
Hale Waihona Puke （ 吉林成大弘晟能源有 限公司 ，吉林 桦甸 １ ３ ２ ４ ０ ０ ）
［ 摘
要］本 文对运行 中的脱硫 塔压 差增加 过快 的原 因从设备结构和操作方法上进行 了分析 ，提 出了相应 的解 决措施 。
净化-12-常压脱硫塔阻力增大的原因及处理对策
常压脱硫塔阻力增大的原因及处理对策郑 伟山东省·兖矿鲁南化肥厂摘 要：阐述了我厂常压脱硫系统的运行情况，对常压脱硫塔阻力上升的原因进行了认真分析，采取相应措施后问题较好地得到解决，并针对常压脱硫系统存在的问题指出下一步的改造方向。
关键词：常压脱硫、栲胶、夹带、反喷1 概况我厂老系统为适应提高产能后净化脱硫的需要和解决压缩机活门焦油堵塞严重等原因，2001年在造气洗气塔出口和气柜之间增设了一套半水煤气常压栲胶脱硫装置，2008年7月对常脱塔前分离器、泡沫槽和喷射再生槽进行了整体更换，增设了气体副线，对常脱塔溶液分布器进行了改造，运行半年后暴露出常脱塔阻力上升明显的问题。
经分析原因、采取相应措施后，问题得以解决，现总结如下。
图1 半水煤气常压脱硫流程1.1 工艺流程简述1）半水煤气流程。
来自造气的半水煤气经洗气塔、煤气总管进入常脱塔前分离器，分离水分后进入常脱塔下部，与塔内填料段喷淋下来的碱性栲胶溶液逆流接触，其中大部分硫化氢被溶液吸收，脱硫后的半水煤气一路从塔上部引出，经上部分离空间除掉夹带的液滴，进入常脱塔后分离器；一路从新配气体副线出来进入常脱塔后分离器，与塔顶出来气体汇合后进入气柜。
2）碱性栲胶溶液流程。
脱硫贫液泵抽贫液槽内的贫液，打至常脱塔顶部喷淋而下，与半水煤气在塔内逆向流动，在塔内填料表面气液两相接触，完成吸收硫化氢的过程，脱硫富液积存塔底，进入富液槽。
再经富液泵送往喷射再生槽（液体射流，经过喷射器自吸空气），在喷射器内完成脱硫富液的再生过程，脱硫贫液再由贫液泵打往常脱塔循环使用。
喷射再生槽上层浮硫层的硫泡沫溢流至泡沫槽，经泡沫泵送往熔硫釜连续熔硫，熔硫后回液进喷射再生槽。
表1 设备一览表设备名称 规格型号 数量备注常脱塔φ5000×29570改造后溶液进口总管φ3258组支管φ108，上开φ12孔1内两层阶梯环填料76×38×2上层5ｍ，下层2m富液槽 φ6000×7000 1 贫液槽 φ6000×7000 1喷射再生槽φ9000/φ7000×10220改造后φ9500/φ7000×100001两级吸入式喷射器20支改造后两级吸入式喷射器36支泡沫槽 φ1200×3000，改造后φ2400×4000 2 内装φ32氮气盘管常脱塔前分离器 φ2000×5750，改造后φ2400×8560 1 设有自动溢流、加水、排水装置常脱塔后分离器 φ2000×5750 1 设有自动溢流、加水、排水装置脱硫液泵 12SH-6，H=90m，Q=792m3/h 4熔硫釜 TLF-1 1 工作压力0.5MPa熔硫泵 IS-50-200，H=50m，Q=50m3/h 21.2 脱硫主要设备一览表（见表1）2 常脱塔阻力上升的原因1）进塔气体质量差，气体夹带的煤灰、焦油和其它杂质等在填料表面长时间积累，形成阻力。
烟气脱硫系统阻力增大原因分析及处理措施
烟气脱硫系统阻力增大原因分析及处理措施彭宜藻;郭福明【摘要】介绍了江苏华电扬州发电有限公司在运行中相继出现了烟气脱硫系统阻力增大而影响系统性能稳定运行的问题.分析了烟气脱硫系统阻力增大对运行影响的原因,采取了相应措施后,烟气阻力减小,能耗降低.【期刊名称】《华电技术》【年(卷),期】2010(032)004【总页数】4页(P74-77)【关键词】烟气阻力增大;堵塞;脱硫装置;原因分析;措施【作者】彭宜藻;郭福明【作者单位】江苏华电扬州发电有限公司,江苏扬州,225005;江苏华电扬州发电有限公司,江苏扬州,225005【正文语种】中文【中图分类】X701.30 引言随着近年来环保要求的不断提高,各火电机组相继安装了脱硫装置,以减少锅炉燃烧后尾气中SO2的排放。
江苏华电扬州发电有限公司目前装机容量 880MW,1台220MW机组和 2台 330MW机组,每台机组均安装了脱硫装置,采用的是 1炉 1塔石灰石/石膏湿法烟气脱硫,#5机组容量 220MW,脱硫装置于 2003年1月正式投入运行,至今运行已有 6年多时间;#6、#7机组容量 330MW,脱硫装置分别于2005年11月和 2005年12月正式投运。
江苏华电扬州发电有限公司 4套脱硫系统均采用日本川崎技术,烟气脱硫系统由入口挡板门、增压风机、烟气换热器 GGH(Gas-Gas Heater)、除雾器、出口挡板门及烟气管道组成。
锅炉吸风机排出的烟气经过烟气入口挡板门后,进入脱硫增压风机升压,升压后的烟气经过 GGH原烟气侧降温,降温后的烟气从吸收塔中部进入,然后向上流动,在此过程中与向下喷淋的循环浆液接触,烟气中的 SO2被吸收,吸收塔内部设置了垂直隔板,隔板底部浸入浆液面中,上部留一段空间作为烟气通道,洗涤后的烟气流动到吸收塔上部后沿隔板另一侧向下流动,至吸收塔水平出口后进入除雾器(江苏华电扬州发电有限公司除雾器布置在吸收塔出口烟道),除去液滴后的烟气进入 GGH净烟气侧升温,最后经烟气出口挡板、烟囱排向大气。
第一讲烟气脱硫原理及影响因素
第⼀讲烟⽓脱硫原理及影响因素第⼀讲烟⽓脱硫原理及影响因素1、脱硫剂的选择脱硫剂的选择遵循下列原则：⑴吸收能⼒⾼；⑵选择性好；⑶挥发性低，⽆毒，不易燃烧，不发泡，粘度⼩，⽐热容⼩；⑷⽆腐蚀或腐蚀性⼩；⑸来源丰富，容易得到，价格便宜；⑹便于处理及操作时不易产⽣⼆次污染。
应⽤最⼴泛的有⽯灰（CaO）、氢氧化钙（Ca(OH)2）、碳酸钙（CaCO3）。
烟⽓脱硫常⽤吸收剂的性能2、⽯灰⽯/⽯膏法化学反应过程⑴主反应①⽔的离解： H2O ? H+ + OH-②SO2的吸收： SO2 (g) ? SO2 (aq)SO2 (aq) + H2O ? H+ + HSO3-HSO3-? H+ + SO32-③HSO3-的氧化 HSO3- + ?O2? H+ + SO42-H+ + SO42-? HSO4-④固体CaCO3的溶解 CaCO3 (s) ? Ca2+ + CO32-CO32- + H+? HCO3-HCO3- + H+? H2O + CO2 (aq)CO2 (aq) ? CO2 (g)⑤CaSO3和CaSO4结晶 Ca2+ + SO32- + ?H2O ? CaSO3·?H2O (s)Ca2+ + SO42- + 2H2O ? CaSO4·2H2O (s) ⑵ SO3副反应①SO3的吸收 SO3 (g) ? SO3 (aq)SO3 (aq) + H2O ? H+ + HSO4-HSO4-? H+ + SO42-②CaSO4结晶 Ca2+ + SO42- +2H2O ? CaSO4·2H2O (s) ⑶ HF的吸收①HF的吸收 HF (g) ? HF (aq)HF (aq) ? H+ + F-②CaF2结晶 Ca2+ + 2F-? CaF2 (s)⑷ HCl的吸收①HCl的吸收 HCl (g) ? HCl (aq)HCl (aq) ? H+ + Cl-②CaCl2的化合 Ca2+ + 2Cl-? CaCl2 (s) （产⽣Cl－积聚）3、氢氧化钙/⽯膏法化学反应过程（电⽯渣法）⑴主反应①⽔的离解、SO2吸收、HSO3-的氧化机理与⽯灰⽯/⽯膏法完全相同。
烟气脱硫吸收塔性能分析与改进
烟气脱硫吸收塔性能分析与改进烟气脱硫吸收塔是一种应用广泛的环保设备，主要用于对烟气中的硫化物进行去除。
然而，该设备的性能受到多种因素的影响，因此需要进行分析和改进，以提高其效率和经济性。
一、烟气脱硫吸收塔的基本原理烟气脱硫吸收塔基本原理是利用氢氧化钙、氢氧化钠等碱性物质与二氧化硫进行反应，生成硫酸盐或硫酸，从而达到脱硫的目的。
在这个过程中，烟气先进入吸收塔的底部，在碱性溶液中与二氧化硫进行反应，反应后的残余烟气上升至塔顶，通过塔顶精馏器后被排放。
二、影响烟气脱硫吸收塔性能的因素1. 烟气温度和湿度烟气温度和湿度直接影响烟气中的硫化物浓度。
当空气温度和湿度升高时，烟气中的硫化物浓度也会升高，从而降低吸收塔的脱硫效率。
因此，在设计和操作吸收塔时需要注意控制烟气温度和湿度。
2. 行程时间和液气比吸收塔的脱硫效果与烟气在塔内停留时间有关，行程时间越长，脱硫效率越高。
此外，液气比也是影响脱硫效果的因素之一。
较高的液气比能够提高吸收液的接触率和反应速率，从而提高脱硫效率。
3. 碱性液体配比和浓度碱性液体在脱硫过程中起到重要作用，因此液体配比和浓度会影响脱硫效率。
一般情况下，碱性液体的浓度越高，脱硫效率也越高。
但是，如果浓度过高，会影响液气接触和反应速率，导致脱硫效率反而下降。
因此，在设备设计和操作中需要注意控制碱性液体的配比和浓度。
三、烟气脱硫吸收塔的改进1. 采用新型填料和填料结构填料是吸收塔的关键组成部分之一，它的性能和结构对脱硫效率有着至关重要的影响。
近年来，一些新型填料和填料结构被广泛应用于烟气脱硫吸收塔中，例如环形填料、立体交错填料等。
这些填料具有更高的比表面积和更好的湿润性，能够有效提高液气接触效率和脱硫效率。
2. 优化吸收液配比和浓度优化吸收液配比和浓度是提高烟气脱硫吸收塔效率的重要途径之一。
一般情况下，提高吸收液的浓度能够有效提高脱硫效率。
但是，需要针对具体的应用情况进行优化，确保碱性液体的浓度不会过高，导致反应速率下降。
氨法脱硫原烟道压力高原因分析及故障排除
氨法脱硫原烟道压力高原因分析及故障排除摘要：针对可能造成脱硫系统原烟道压力高的阻力因素进行原因分析和排查，发现集液层升气帽下方堵塞严重，造成烟道流通面积减小，引起原烟道压力高。
采取降低循环槽密度等工艺调整措施，保证了脱硫系统的安全运行。
关键词：氨法脱硫;烟气压力;硫铵密度;结晶;堵塞;陕西榆林某公司设3台480 t/h高温高压煤粉锅炉，锅炉烟气脱硫系统1开1备，均采用氨法脱硫。
脱硫系统按塔内饱和结晶工艺设计，吸收塔由浓缩段、吸收段和塔外氧化段组成，其中1层二级喷淋层、3层一级喷淋层、1层填料层、2层屋脊式除雾器，内部结构见图1。
锅炉燃烧后的烟气，经过布袋除尘器除尘后，进入2台引风机加压汇合至原烟道，通过脱硫塔进口挡板门进入吸收塔，分别经过二级喷淋层、升气帽、一级喷淋层、填料层和除雾器，在塔内进行化学反应，以脱除烟气中的二氧化硫。
干净的烟气经过净烟道及挡板门进入烟囱后排入大气。
管道及测点见图2。
1 故障经过2019年6月中旬，1#脱硫系统超低排放改造施工，脱硫系统切换至2#脱硫系统运行。
2019年11月3日，原烟道压力逐渐升高，至11月8日压力升高至3500Pa。
查找原因并调整系统运行方式后，11月10日，原烟道压力降低至2100Pa左右，随后又缓慢升高，于11月14日升高至3922Pa。
在2台锅炉负荷稳定情况下，2台引风机电流升高，1#炉引风机出口的织物膨胀节外蒙皮撕裂。
若原烟道压力继续升高，锅炉将被迫停车。
2 故障排查根据整个脱硫塔系统中烟气流向和系统可能存在的阻力点，逐项排查分析压力升高的原因。
2.1 脱硫塔原烟道烟气压力测点设计脱硫系统时，在入口CEMS中设置了压力测点(61PT01)和原烟道压力测点(61PT02)。
查看历史趋势，发现2个测点同时升高。
后经仪表专业人员就地测量，确认压力测点数值无误。
2.2 备用锅炉引风机运行11月4日，运行人员发现引风机出口挡板关闭不严，烟气倒流，造成备用锅炉布袋除尘器及输灰系统仓泵处出现凝结水,于是启动备用锅炉引风机。
烟气进脱硫塔压力变化很大是什么原因
烟气进脱硫塔压力变化很大是什么原因按照常规来设计一般情况下烟气脱硫压力变化很大的原因有以下几种。
1.烟气进口压力如果增大的话，应该是后路不畅通造成的。
可以检查下脱硫塔是不是被堵了。
(尤其是氨法脱硫，硫酸铵晶体有可能会堵塞脱硫塔的塔盘)2.也有可能是增压风机出现了故障，或者是由于增压风机长时间没有清洗。
这种状况最好是检查下风机。
(增压风机在脱硫塔中主要是用来客服脱硫系统中烟道和吸收塔内的其他的内件的压力损失的。
使得进口压力和出口的压力差能够保持平衡。
脱硫塔烟气系统阻力最大的部位是哪?对于空塔喷淋形式的脱硫塔来讲，烟气进口、喷淋层、除雾器和脱硫塔出口等部位压力损失都较大，其中喷淋层的阻力最大。
脱硫塔有哪些主要设备?各设备的作用是什么?脱硫塔内的设备主要包括搅拌器、氧化风管、喷淋管、除雾器，另外有的设计还有导流板或者均布板等。
搅拌器位于脱硫塔底部主要是起到浆液扰动的作用，防止石膏等颗粒物沉淀;氧化风管主要是向塔内浆液池注入空气把亚硫酸盐氧化成硫酸盐，配套设备为氧化风机;喷淋管是浆液通过循环泵打至脱硫塔浆液池页面以上，通过喷嘴进行雾化、分布，从而吸收烟气中的SO2气体;除雾器主要作用是除去烟气中携带的液滴，即除水作用。
脱硫塔应用在哪些领域?在脱硫领域，脱硫塔又叫吸收塔，顾名思义就是污染物被吸收的塔器。
广义上讲，在其内部发生SO2吸收等反应的塔，都可以叫脱硫塔。
狭义上，脱硫塔是指湿法脱硫的核心装置。
对于它的应用领域，可以认为所有能产生SO2尾气的生产线都可应用。
比如火电厂，钢铁厂、烧重油的玻璃厂等等，这些在生产中因燃烧产生大量SO2的领域。
河北科翰环保制作的脱硫塔脱硫效果能达到哪种地步?脱硫烟气脱硫——除去烟气中的硫及化合物的过程，主要指烟气中的SO、SO2。
以达到环境要求。
燃烧后脱硫，又称烟气脱硫(Flue gas desulfurization，简称FGD),在FGD技术中,按脱硫剂的种类划分,可分为以下五种方法：以CaCO3(石灰石)为基础的钙法，以MgO为基础的镁法，以Na2SO3为基础的钠法，以NH3为基础的氨法，以有机碱为基础的有机碱法。
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烟气进脱硫塔压力变化很大是什么原因
按照常规来设计一般情况下烟气脱硫压力变化很大的原因有以下几种。
1.烟气进口压力如果增大的话，应该是后路不畅通造成的。
可以检查下脱硫塔是不是被堵了。
(尤其是氨法脱硫，硫酸铵晶体有可能会堵塞脱硫塔的塔盘)
2.也有可能是增压风机出现了故障，或者是由于增压风机长时间没有清洗。
这种状况最好是检查下风机。
(增压风机在脱硫塔中主要是用来客服脱硫系统中烟道和吸收塔内的其他的内件的压力损失的。
使得进口压力和出口的压力差能够保持平衡。
脱硫塔烟气系统阻力最大的部位是哪?
对于空塔喷淋形式的脱硫塔来讲，烟气进口、喷淋层、除雾器和脱硫塔出口等部位压力损失都较大，其中喷淋层的阻力最大。
脱硫塔有哪些主要设备?各设备的作用是什么?
脱硫塔内的设备主要包括搅拌器、氧化风管、喷淋管、除雾器，另外有的设计还有导流板或者均布板等。
搅拌器位于脱硫塔底部主要是起到浆液扰动的作用，防止石膏等颗粒物沉淀;氧化风管主要是向塔内浆液池注入空气把亚硫酸盐氧化成硫酸盐，配套设备为氧化风机;喷淋管是浆液通过循环泵打至脱硫塔浆液池页面以上，通过喷嘴进行雾化、分布，从而吸收烟气中的SO2气体;除雾器主要作用是除去烟气中携带的液滴，即除水作用。
脱硫塔应用在哪些领域?
在脱硫领域，脱硫塔又叫吸收塔，顾名思义就是污染物被吸收的塔器。
广义上讲，在其内部发生SO2吸收等反应的塔，都可以叫脱硫塔。
狭义上，脱硫塔是指湿法脱硫的核心装置。
对于它的应用领域，可以认为所有能产生SO2尾气的生产线都可应用。
比如火电厂，钢铁厂、烧重油的玻璃厂等等，这些在生产中因燃烧产生大量SO2的领域。
河北科翰环保制作的脱硫塔脱硫效果能达到哪种地步?
脱硫烟气脱硫——除去烟气中的硫及化合物的过程，主要指烟气中的SO、SO2。
以达到环境要求。
燃烧后脱硫，又称烟气脱硫(Flue gas desulfurization，简称FGD),在FGD技术中,按脱硫剂的种类划分,可分为以下五种方法：以CaCO3(石灰石)为基础的钙法，以MgO为基础的镁法，以Na2SO3为基础的钠法，以NH3为基础的氨法，以有机碱为基础的有机碱法。
世界上普遍使用的商业化技术是钙法，所占比例在90%以上。
按吸收剂及脱硫产物在脱硫过程中的干湿状态又可将脱硫技术分为湿法、干法和半干(半湿)法。
湿法FGD技术是用含有吸收剂的溶液或浆液在湿状态下脱硫和处理脱硫产物，该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点，但普遍存在腐蚀严重、运行维护费用高及易造成二次污染等问题。
干法FGD技术的脱硫吸收和产物处理均在干状态下进行，该法具有无污水废酸排出、设备腐蚀程度较轻，烟气在净化过程中无明显降温、净化后烟温高、利于烟囱排气扩散、二次污染少等优点，但存在脱硫效率低，反应速度较慢、设备庞大等问题。
半干法FGD技术是指脱硫剂在干燥状态下脱硫、在湿状态下再生(如水洗活性炭再生流程)，或者在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物(如喷雾干燥法)的烟气脱硫技术。
特别是在湿状态下脱硫、在干状态下处理脱硫产物的半干法，以其既有湿法脱硫反应速度快、脱硫效率高的优点，又有干法无污水废酸排出、脱硫后产物易于处理的优势而受到人们广泛的关注。
按脱硫产物的用途，可分为抛弃法和回收法两种。