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湿法烟气脱硫存在的问题及解决办法
湿法烟气脱硫存在的问题及解决办法摘要：我国是世界上最大的煤炭消费国，煤炭占一次能源消费总量的70%左右。
随着经济的迅猛发展，电力需求日益增加，煤炭消耗量亦迅速攀升，连续多年二氧化硫年排放量居世界首位。
二氧化硫形成的酸雨覆盖了40%以上的国土面积，全国50%以上的城市遭受酸雨的影响，严重危害人类生存环境。
因此，必须结合我国国情，加快烟气脱硫技术设备国产化的步伐。
本文主要阐述了湿法烟气脱硫存在的问题及解决办法。
关键词：烟气脱硫存在问题解决办法目前，我国已把解决烟气脱硫问题纳入国家大政方针并成为治理火电行业和化工行业首要解决的问题。
我国虽从20世纪60年代初开始研究火电厂烟气脱硫技术，但由于技术、经济等多方面的原因，至今还不完全具备200MW以上机组烟气脱硫的设计和设备成套能力。
随着我国环境保护法律、法规和标准的日趋严格及执法力度的加大，在未来10年内，至少有40GW以上火电装机容量需安装烟气脱硫装置，显然，这个任务太艰巨，所需的资金很庞大。
因此，必须结合我国国情，加快烟气脱硫技术设备国产化的步伐。
烟气脱硫技术是控制SO2和酸雨危害最有效的手段之一，按工艺特点主要分为湿法烟气脱硫、干法烟气脱硫和半干法烟气脱硫。
其中，湿法脱硫是采用液体吸收剂洗涤SO2烟气以脱除SO2。
常用方法为石灰/石灰石吸收法、钠碱法、铝法、催化氧化还原法等，湿法烟气脱硫技术以其脱硫效率高、适应范围广、钙硫比低、技术成熟、副产物石膏可做商品出售等优点成为世界上占统治地位的烟气脱硫方法。
本文仅就湿法烟气脱硫技术中的富液及烟气处理作一介绍。
1富液的处理用于烟气脱硫的化学吸收操作，不仅要达到脱硫的要求，满足国家及地区环境法规的要求，还必须对洗后SO2的富液（含有烟尘、硫酸盐、亚硫酸盐等废液）进行合理的处理，既要不浪费资源，又要不造成二次污染。
合理处理废液，往往是湿法烟气脱硫技术成败的关键因素之一。
因此，吸收法烟气脱硫工艺过程设计，需要同时考虑SO2吸收及富液合理的处理。
湿法脱硫吸收塔系统运行常见问题研究
湿法脱硫吸收塔系统运行常见问题研究发布时间：2021-03-25T05:40:05.523Z 来源：《河南电力》2020年9期作者：孙鹏[导读] 1.1液侧堵塞。
湿法脱硫吸收塔的液体密度和高度测量的液压管也是一种斜插进行吸收塔的一种管带，一般会伴有洗水装置，一般情况下是不会堵塞的。
如果吸收塔在运行出现问题，而且又没能及时的清理的时候就会出现堵塞现象。
（江苏德义通环保科技有限公司）摘要：湿法脱硫吸收塔系统能否正常的进行运行是非常重要的，对企业整个脱硫系统的稳定性、可靠性和安全运行有着非常重要的作用。
脱硫系统中的关键就是怎样对湿法脱硫吸收塔系统运行中的装置进行检测，查看其是否存在问题或者是否具有可能造成问题的因素，如果湿法脱硫吸收塔系统在运行的过程中存在很大的问题，那么会对企业以及操作人员造成很大的威胁。
基于此，本文主要对湿法脱硫吸收塔系统运行中比较常见的问题进行分析研究，并提出了一定的相关解决对策，希望可以为湿法脱硫吸收塔系统健康运行提供一定的参考依据，以供相关从业人员参考与借鉴。
关键词：湿法脱硫；吸收塔；系统运行；问题研究1常见问题1.1液侧堵塞。
湿法脱硫吸收塔的液体密度和高度测量的液压管也是一种斜插进行吸收塔的一种管带，一般会伴有洗水装置，一般情况下是不会堵塞的。
如果吸收塔在运行出现问题，而且又没能及时的清理的时候就会出现堵塞现象。
如果液侧采压管道堵塞之后，液体的高度就会显示紊乱，因此液体的密度也就不能很好的进行把控。
1.2气侧堵塞。
排出的烟气中一般会含有粉末和石膏微粒，如果压缩空气装置的吹气时间过长，就可能出现管道堵塞的现象。
如果管道堵塞之后不能及时的进行清理，对密度的检测不会造成影响，但是当排出的烟气压力过低的时候，计算出来的实际液体高度就会比平时的要低很多。
一般情况下，排出烟气的压力变化范围在几百Pa之间，对液体的影响比较小，基本上可以忽略不计。
1.3压缩空气装置漏气。
压缩空气装置的空气一般会沿着管道进入原烟道，但是在进行工作的时候，整个管道的气体压力就会上升，尽管对检测的密度不会造成一定的影响，但是计算的出来的液体高度可能会低于实际的液体高度。
国内外主流湿法烟气脱硫工艺流程及常见故障处理！
国内外主流湿法烟气脱硫工艺流程及常见故障处理！目前烟气脱硫技术种类达几十种，按脱硫过程是否加水和脱硫产物的干湿形态，烟气脱硫分为：湿法、半干法、干法三大类脱硫工艺。
湿法脱硫技术较为成熟，效率高，操作简单。
1湿法脱硫的优点湿法烟气脱硫技术为气液反应，反应速度快，脱硫效率高，一般均高于90％，技术成熟，适用面广。
湿法脱硫技术比较成熟，生产运行安全可靠，在众多的脱硫技术中，始终占据主导地位，占脱硫总装机容量的80％以上。
2湿法脱硫的缺点生成物是液体或淤渣，较难处理，设备腐蚀性严重，洗涤后烟气需再热，能耗高，占地面积大，投资和运行费用高。
系统复杂、设备庞大、耗水量大、一次性投资高，一般适用于大型电厂。
3工艺流程（1）石灰石／石灰-石膏法：原理：是利用石灰石或石灰浆液吸收烟气中的SO2，生成亚硫酸钙，经分离的亚硫酸钙（CaSO3）可以抛弃，也可以氧化为硫酸钙（CaSO4），以石膏形式回收。
是目前世界上技术最成熟、运行状况最稳定的脱硫工艺，脱硫效率达到90％以上。
目前传统的石灰石/石灰—石膏法烟气脱硫工艺在现在的中国市场应用是比较广泛的，其采用钙基脱硫剂吸收二氧化硫后生成的亚硫酸钙、硫酸钙，由于其溶解度较小，极易在脱硫塔内及管道内形成结垢、堵塞现象。
对比石灰石法脱硫技术，双碱法烟气脱硫技术则克服了石灰石—石灰法容易结垢的缺点。
（2）间接石灰石-石膏法:常见的间接石灰石-石膏法有：钠碱双碱法、碱性硫酸铝法和稀硫酸吸收法等。
原理：钠碱、碱性氧化铝(Al2O3·nH2O)或稀硫酸（H2SO4）吸收SO2，生成的吸收液与石灰石反应而得以再生，并生成石膏。
该法操作简单，二次污染少，无结垢和堵塞问题，脱硫效率高，但是生成的石膏产品质量较差。
（3）柠檬吸收法工艺及原理原理：柠檬酸(H3C6H5O7·H2O)溶液具有较好的缓冲性能，当SO2气体通过柠檬酸盐液体时，烟气中的SO2与水中H发生反应生成H2SO3络合物,SO2吸收率在99％以上。
湿法脱硫控制存在的问题及解决方案
湿法脱硫控制存在的问题及解决方案石灰石-石膏湿法脱硫系统采用价廉易得的石灰石作脱硫吸收剂，石灰石磨细成粉状后与水混合搅拌成石灰石浆液。
在吸收塔内，石灰石浆液与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的CaCO3以及进入的氧气进行化学反应被脱除，吸收塔内的石灰石浆液与SO2反应生成石膏浆液，石膏浆液经脱水后制成石膏。
脱硫后的烟气经除雾器除去带出的细小液滴，再经换热器加热升温后排入烟囱。
石灰石-石膏湿法脱硫工艺系统主要包括：烟气系统、吸收氧化系统、浆液制备系统、石膏脱水系统、排放系统等。
1 石灰石-石膏湿法脱硫基本工艺流程锅炉烟气经除尘设备除尘后，通过增压风机、气-气换热器(gas-gas heater， GGH)降温后进入吸收塔。
在吸收塔内向上流动的烟气被向下流动的循环浆液以逆流方式洗涤。
循环浆液首先通过浆液循环泵向上输送到喷淋层，再通过喷淋层内设置的喷嘴喷射到吸收塔中，以脱除烟气中的SO2、SO3、HCl和HF等酸性物质，反应生成的副产物被导入的空气氧化，生成最终产物)))石膏(CaSO4.2H2O)，同时消耗作为吸收剂的石灰石。
在吸收塔中，石灰石浆液与SO2反应生成石膏浆液，这部分石膏浆液通过石膏浆液排出泵排出，进入石膏脱水系统。
脱水系统主要包括石膏水力旋流器、浆液分配器和真空皮带脱水机。
经过净化处理的烟气流经两级除雾器除雾，将清洁烟气中所携带的浆液雾滴除去。
同时按特定程序不时地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46～55e，再通过GGH(或其它加热设备)将烟气加热到80e以上，以提高烟气的抬升高度和扩散能力。
最后，洁净的烟气通过烟囱排向大气.2 FGD主保护存在的问题及解决方案2.1 非增压风机跳闸引起的FGD主保护动作2.1.1 主保护动作条件主保护动作条件为：a) GGH故障;b)锅炉2台引风机跳闸(运行信号消失);c)3台循环泵都停运，没有延时;d) FGD入口温度高于180e;e)任一原烟气入口挡板未全开;f)净烟气出口挡板未全开;g)增压风机运行时，增压风机出口挡板未全开;h)增压风机入口压力p\114kPa或p\-114kPa。
火电厂烟气湿法脱硫系统存在的问题与处理措施
火电厂烟气湿法脱硫系统存在的问题与处理措施摘要：烟气湿法脱硫由于是气液反应，其具有脱硫反应速度快、效率高、脱硫添加剂利用率高等优点，因此被广泛的应用于电厂脱硫系统。
但由于发展时间较短，基础结构不完善，仍存在诸多问题有待解决，本文将从烟气湿法脱硫技术出发，重点研究系统存在的石膏脱水及白烟问题，希望为解决该问题提供借鉴。
关键词：烟气湿法脱硫系统；石膏脱水；白烟现象引言随着国家对环保政策的不断加强，电厂作为电力供给的主要企业，但同时存在排放量超标等问题，因此企业必须予以重视。
在电厂的生产运行中，均会产生大量的CO2，而CO2的不合理排放和利用，将会对生态环境造成破坏，为解决该问题，相关机构发明了湿法脱硫技术，改善了CO2问题，但同时由于该技术过量应用，使系统逐渐出现问题，诸如石膏脱水以及烟气问题，故研究此项课题，具有十分重要的意义。
一、烟气湿法脱硫系统简述为解决该系统存在的问题，应了解该系统的技术工艺以及操作原理，脱硫技术发展至今，其工艺早已近千种，但如今得到广泛应用的主要分为三种，干法，半干法以及湿法脱硫。
湿法脱硫的主要工作流程通常是待经加热器净化的湿烟气温度自然降低到正常水平，在吸收装置内部，遇含有碳酸钙的物质充分反映完成后，待其自然溶解后，流经吸收装置，使其自动分离，通过顶部的加热器，完成释放；当该装置的脱硫率超过90%时，烟气含尘量较平时低，在煤环境下融合度更高，获得的资源更加丰富，有利于溶解物再生利用，因此，此项工艺逐渐取代了其他工艺，得到了大量应用，与此同时，对少部分锅炉系统，一般不运用此类工艺，含钠及海水吸收剂的脱硫工艺通常是首选，因为其剂中含有的H2CO3能和亚硫酸酐产生良好的反应，且不会产生有毒性再生物，该系统在运作效率以及投入产出比例上具备大量的优势，但因海水多分布在沿海一带，导致内陆地区海水调运成本高，无法大面积实施，无法避免地理位置限制，所以不能得到全国范围内的应用[1]。
二、烟气湿法脱硫系统存在的问题及解决措施（一）石膏脱硫问题及解决措施烟气湿法脱硫系统内部存在问题诸多，石膏脱硫问题显著，遂以此作为重点研究对象。
水泥窑湿法脱硫常见问题分析及对策
1 前言关键词：湿法脱硫，脱硫技术，水泥窑湿法脱硫水泥窑湿法脱硫沿用火电厂石灰石-石膏法脱硫技术，脱硫剂采用增湿塔或余热锅炉灰，降低了运行成本。
目前，已投运水泥窑湿法脱硫技术的水泥厂在运行过程中存在浆液制备故障、浆液中毒、浆液脱水困难及石膏雨问题，本文阐述了上述问题的解决方案。
2 背景GB4915-2013《水泥工业大气污染物排放标准》规定，2015年7月1日起，现有水泥窑及窑磨一体机SO₂最高允许排放浓度为200mg/Nm³，2014年3月1日起新建水泥窑及窑磨一体机SO₂最高允许排放浓度为200mg/Nm³，重点地区将根据国务院环境保护行政主管部门或省级人民政府决定执行100mg/Nm³更严格的标准。
水泥厂SO₂来自原料和燃料，主要是由原料和燃料中的无机硫与有机硫氧化反应生成。
目前，我国许多水泥熟料生产企业SO₂减排任务十分严峻，每年SO₂排污费用高达几百万元，水泥厂烟气脱硫迫在眉睫，水泥窑湿法脱硫可有效解决窑尾烟气SO₂排放超标的问题。
3 水泥窑湿法脱硫技术水泥窑湿法脱硫技术是沿用火电厂石灰石-石膏法脱硫技术，水泥窑湿法脱硫可利用水泥熟料企业生产过程中的增湿塔或余热锅炉灰作为脱硫剂，可降低成本，水泥窑湿法脱硫技术目前已有部分水泥厂正式投产使用。
脱硫过程：增湿塔或余热锅炉灰制成浆液后输送到吸收塔；吸收塔内浆液经循环泵送到喷淋装置喷淋；烟气在吸收塔中与喷淋的石灰石浆液接触，除掉烟气中的SO₂，脱硫后的净烟气经除雾器除去液滴后，进入烟囱排放；吸收塔内吸收SO₂后生成的亚硫酸钙，经氧化处理生成硫酸钙，从吸收塔内排出的硫酸钙经旋流分离(浓缩)、真空脱水后回收利用。
4 水泥窑湿法脱硫常见问题及分析4.1 浆液制备故障浆液制备是水泥窑湿法脱硫技术关键的一步，制浆不及时或制浆出现故障将影响烟气中SO₂的脱除。
水泥窑湿法脱硫制浆故障一般是从拉链机无法取到增湿塔或余热锅炉灰，导致没有足够的窑灰进行制浆。
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。
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。
火电厂石灰石-石膏湿法脱硫常见故障分析
火电厂石灰石-石膏湿法脱硫常见故障分析近些年来绿色节能环保出现在国家政策中，为了有效的降低对生态环境的污染，最大程度上提高资源的利用率，全球范围内在烟气脱硫方面展开研究，研发出石灰石-石膏湿法脱硫技术。
文章分析了石灰石-石膏湿法脱硫系统的热工仪表和执行机构常见故障，提出在日常检修和维护方面必须结合脱硫系统的具体工况、参数、位置等进行逻辑分析，由故障报警的直接反馈点到间接可能情况进行分级检查。
指出迅速准确地找到故障并及时排除，才能最大程度地减少损失。
标签：火电厂;烟气;脱硫;故障1导言火电厂在生产过程中，锅炉燃烧产生的烟气含二氧化硫、氮氧化物和粉尘等污染物，对周边环境和人体健康产生了很大的影响。
因此在日常检修和维护方面必须结合具体工况、参数、位置等进行逻辑分析，才能迅速准确地找到故障原因，及时排除故障。
2石灰石-石膏烟气脱硫工作原理原烟气从吸收塔下侧进入吸收塔自下而上流动，脱硫吸收剂石灰石浆液经浆液循环泵送至喷淋层经喷嘴雾化后自上而下流动，吸收剂液滴与烟气发生逆流接触，烟气中的SO2及部分SO3、HCl、HF等与浆液中的CaCO3发生化学反应生成CaSO3和少量CaCl2、CaF2后，落入吸收塔底部浆液池，再与氧化风机鼓入的空气中的O2反应生成CaSO4和CO2，并最终生成石膏CaSO4·2H2O经石膏排浆泵排出，CO2随烟气排除，从而达到烟气脱硫目的，主要化学反应方程式为2CaCO3+H2O+2SO2=2CaSO3·1/2H2O+2CO2↑和2CaSO3·1/2H2O+O2+3H2O=2CaSO4·2H2O。
（化学方程式中有些数字是下角标）3火电厂石灰石-石膏湿法系统运行常见故障3.1阀门卡涩故障报警阀门的卡涩分为“假卡”和“真卡”两种状态。
“假卡”的表现形式是：运行操作画面显示故障报警不可操作，但用手动方式旋转几圈后，阀门又可以服从主控操作。
产生原因为：3.1.1阀门关力矩设定过大，开限位设定过于滞后，关闭过紧或开力矩动作出现卡涩。
脱硫技术—（经验交流）湿法脱硫运行问题探讨
脱硫技术—（经验交流）湿法脱硫运行问题探讨堵塔、副盐、腐蚀是湿法脱硫装置运行普遍存在的三大难题，制约着生产连续稳定运行，三者相互影响，相互促进，最终导致问题发生。
一、堵塔堵塔分为两种形成模式，一是硫堵，二是盐堵。
硫堵的成因就是因溶液中的悬浮硫较高，脱硫溶液中的悬浮硫在脱硫塔内流动过程中粘附于填料层，长时间积累，极易造成硫堵。
原因一：前工序煤气较脏，洗涤、除尘、除焦效果差，煤气中夹带的粉尘、颗粒物等杂质较多，进入脱硫塔后，部分滞留在填料层，部分进入溶液系统，影响溶液再生，硫泡沫不易浮选，造成贫液中悬浮硫较高。
原因二：脱硫塔喷淋密度较小，无法达到35-50m3/（m2*h）正常控制范围，溶液循环量小，分布不均匀，易使塔内填料形成干区，气液接触不好，时间一长，就会形成局部堵塞，气液偏流，塔阻上升，造成塔堵。
原因三：再生调节控制不好，其一是再生空气量较大，泡沫层翻腾厉害呗空气打碎，硫泡沫浮选不出来，造成返混，进入贫液中，进而悬浮硫高；其二是对再生槽液位的控制，若液位控制过低，硫泡沫层过厚，硫泡沫未能及时溢出进入贫液中。
盐堵的成因是溶液中的NaCNS、Na2S2O3、Na2SO4三类副盐造成堵塔。
副盐的生成与煤气中的杂质有关，例如焦炉气中的HCN较多，生成的NaCNS就较多，但因NaCNS本身溶解度较大，溶液温度在35-42℃时，溶解度为170左右，此类盐不易造成盐堵，但若在富氧条件下，极易生成Na2SO4，溶解度仅为48，像Na2S2O3溶解度为105，NaHCO3溶解度则为12。
溶液中各组份溶解度的大小是关乎着盐堵成份的重要理论依据。
影响副盐的形成还与溶液的温度、催化剂的氧化能力及再生调节有关，具体见副盐形成介绍。
若是硫堵，可采用加大溶液循环量和减小煤气量方式，或溶液中添加清塔催化剂，也可降低脱硫塔阻力，还有加强溶液置换，提高溶液洁净度。
二、副盐溶液中主要有NaCNS、Na2S2O3、Na2SO4三种副盐，以下副盐的反应形成方式：2NaHS+2O2=Na2S2O3+H2O （1）Na2CO3+2HCN=2NaCN+H2O+CO2 （2）NaCN+S=NaCNS （3）2NaHS+2HCN+O2=2NaCNS+2H2O （4）2Na2S2O3+02=2Na2SO4+2S （5）2NaCNS+5O2=Na2SO4+ 2CO2+SO2+N2 （6）从以上的反应形成看，NaCNS副盐生成只与原料气中含有的HCN有关，此类副盐含量不可控制。
工业锅炉湿式脱硫除尘装置运行中易出现的问题和原因
工业锅炉湿式脱硫除尘装置运行中易出现的问题和原因1. 概述工业锅炉湿式脱硫除尘装置是一种常用的环保设备，用于去除工业锅炉排放中的二氧化硫和颗粒物。
然而，在运行过程中，该装置可能会遇到一些问题，影响其正常运行效果。
本文将详细介绍工业锅炉湿式脱硫除尘装置运行中易出现的问题和原因。
2. 问题一：脱硫效率下降2.1 问题描述脱硫效率下降是指工业锅炉湿式脱硫除尘装置在运行过程中无法有效去除二氧化硫，导致排放中二氧化硫浓度超标。
2.2 原因分析脱硫效率下降的原因可以从以下几个方面进行分析：• 2.2.1 喷射器堵塞：喷射器是脱硫装置的关键组件，用于将喷雾剂喷洒到烟气中与二氧化硫发生反应。
如果喷射器堵塞，喷雾剂无法充分与烟气接触，从而导致脱硫效果下降。
• 2.2.2 氧化器失效：氧化器用于将二氧化硫氧化成硫酸根离子，进一步增强脱硫效果。
如果氧化器失效，二氧化硫无法充分氧化，脱硫效率将受到影响。
• 2.2.3 反应器温度过低：脱硫反应需要一定的温度条件才能进行，如果反应器温度过低，脱硫反应速率将减慢，从而导致脱硫效率下降。
• 2.2.4 喷射器位置不当：喷射器的位置决定了喷雾剂与烟气的接触程度，如果喷射器位置不当，喷雾剂无法充分与烟气接触，脱硫效率将受到影响。
• 2.2.5 喷射器喷雾量不足：喷射器喷雾量的大小直接影响到喷雾剂与烟气的接触面积，如果喷射器喷雾量不足，脱硫效率将下降。
2.3 解决方案针对脱硫效率下降的问题，可以采取以下措施：• 2.3.1 定期清洗喷射器：定期对喷射器进行清洗，保持喷射器的通畅，避免堵塞。
• 2.3.2 定期检查氧化器：定期检查氧化器的工作状态，确保其正常运行，如有问题及时更换。
• 2.3.3 提高反应器温度：通过增加反应器的加热设备，提高反应器温度，促进脱硫反应的进行。
• 2.3.4 调整喷射器位置：根据实际情况调整喷射器的位置，确保喷雾剂与烟气充分接触。
• 2.3.5 增加喷射器喷雾量：根据实际情况增加喷射器的喷雾量，增加喷雾剂与烟气的接触面积。
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。
浅析湿法脱硫常见问题
图 １ 浆 液循 环 泵叶 轮 腐 蚀 和 磨 损 图
同样 Ｇ ＧＨ 在 高 浓 度 粉 尘 下 ， 容 易 造 成 Ｇ 也 ＧＨ积 灰 ， 成 系统 阻 造 力 增 大 ， 耗 增 加 ； 时 我 厂 除 雾器 效 果不 理 想造 成 烟气 带 水 ， 剧 了 能 同 加 ＧＧ 积灰 。 我 厂 多 次 出 现 积 灰 严 重 ， 统 差 压 增 加 ， 用 空 气 吹 灰 器 Ｈ 系 使 吹 扫 不 起 作 用 ， 成 Ｇ Ｈ 堵 ； 重 时导 致 Ｇ 造 Ｇ 严 ＧＨ 过 载 跳 闸 ， 及 机 组 安 危
２１ 年 ０１
第５ 期
Ｓ Ｉ Ｎ Ｅ＆Ｔ Ｃ Ｎ Ｌ Ｇ Ｎ Ｏ ＭＡ Ｉ Ｎ ＣＥ Ｃ Ｅ Ｈ Ｏ Ｏ ＹＩＦ Ｒ ＴＯ
Ｏ电力与能源 ０
科技信息
浅析湿法脱硫常见问题
王 建 军
（ 州市热 力 总公 司 郑东 新 区热 电厂 郑
【 摘
河南
郑州
４ ００ ） ５ ０ ０
要】 本文针对郑 东新 区热 电厂・ 晴况介绍 了目前火电机 组石灰石一 石 膏湿法脱硫装置普遍存在 的问题 ， 并对问
【 关键词 】 脱硫 ； 粉尘 ； 办法
０
引言 郑 东新区热 电厂两 台 ２ ０ ０ ＭＷ 热 电机组 配套 的脱硫 工程 于 ２ ０ ０９
求， 造成脱硫效率低 。
年 １ 月 建 成 投 入 使 用 ，系 统 采 用 两 炉 一 塔 石 灰 石 一 石 膏 湿 法 脱硫 工 １ 艺， 两炉合用一 台吸收塔和 Ｇ Ｈ并设置 １０ Ｇ ０ ％烟气 旁路 ； 台锅炉 各 每 配 置一 台 增 压 风 机 和 相 应 的 原 烟 道 净 烟 道 ， 以及 原 烟 道 、 烟 道 和 旁 净 路 烟道 挡 板 ， 压 风 机 安 装 在 吸 收 塔 前 ， 它 机 械设 备均 两炉 共 用 。 增 其
湿法脱硫常见故障精选文档
湿法脱硫常见故障精选文档TTMS system office room 【TTMS16H-TTMS2A-TTMS8Q8-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广东国华粤电台山发电有限公司 ( 广东省台山市529228)摘要：石灰石-石膏湿法脱硫为现在国内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。
本篇基于国华台山电厂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.引言国华台电一期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号机组是由北京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内合资企业生产。
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。
部分金属内衬的浆液泵，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、泵内衬等通流部件，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。
原因分析1、泵材质问题：材质选择上偏重了泵内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。
湿法烟气脱硫装置常见故障分析和运行优化
二、 湿法烟气脱硫装置常见故障分析
除雾器结垢堵塞： 除雾器结垢堵塞：
二、 湿法烟气脱硫装置常见故障分析
除雾器结垢堵塞： 除雾器结垢堵塞：
除雾器坍塌
二、 湿法烟气脱硫装置常见故障分析
除雾器结垢堵塞： 除雾器结垢堵塞：
故障分析： 故障分析：
在二级除雾器出口并未设置冲洗； —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； 除雾器本体设计： 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 除雾器冲洗系统设计：阀门内漏不能冲洗且破坏水平衡， 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； 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； 除雾器冲洗水质： 很高、或来自真空皮带脱水机的滤液水； 除雾器冲洗水质 吸收塔喷淋层的设计和浆液特性：浆液雾滴尺寸、 pH值 高浓度； —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 流速的15%； —烟气流场均匀性：二次带水，一般要求不超过平均流速的 ； —入口粉尘含量：影响石膏品质，飞灰与残余的 3、SO2形成硅酸盐 入口粉尘含量： 入口粉尘含量 影响石膏品质，飞灰与残余的SO 硬垢，飞灰本身的Al 也会形成硬垢； 硬垢，飞灰本身的 2O3、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。 运行原因： 运行原因 除尘效果、冲洗水质、冲洗程序、维修改进等。
入口实际烟气参数偏离设计参数
当入口SO 浓度超出设计裕度时，会带来以下问题： 当入口 2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 供浆： 供浆 需要，吸收塔pH无法稳定 无法稳定； 需要，吸收塔 无法稳定； —喷淋量、氧化空气量、浆池无法改变，脱硫效率下降， 喷淋量、氧化空气量、浆池无法改变，脱硫效率下降， 喷淋量 吸收塔氧化效果下降，石膏中亚硫酸盐含量显著上升； 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 排浆：吸收塔浆液密度显著上升， 排浆 无法降低吸收塔浆液密度，系统内部设备磨损加剧； 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 石膏产量显著增加， 石膏产量显著增加 石膏脱水困难，石膏品质下降。 理；石膏脱水困难，石膏品质下降。
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湿法脱硫常见故障精选文档TTMS system office room 【TTMS16H-TTMS2A-TTMS8Q8-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广东国华粤电台山发电有限公司 ( 广东省台山市529228)摘要：石灰石-石膏湿法脱硫为现在国内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。
本篇基于国华台山电厂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.引言国华台电一期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号机组是由北京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内合资企业生产。
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。
部分金属内衬的浆液泵，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、泵内衬等通流部件，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。
原因分析1、泵材质问题：材质选择上偏重了泵内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。
3、汽蚀：浆液泵入口堵塞，造成汽蚀。
在运行中能够发现泵入口膨胀节被抽扁的情况，这就说明入口有堵塞，入口阻力增加，从而造成汽蚀，加剧了通流部件的汽蚀损坏。
4、泵转速太高，加剧了磨损：特别是石灰石浆液循环泵，本身输送介质颗粒浓度就很高（达到75％wt），加上泵转速也高（1760rpm），更加剧了通流部件的磨损。
而流量返回泵虽然疏通介质颗粒浓度不高，但是由于其转速高（2140rpm），通流部件磨损也照样非常严重。
5、氯离子腐蚀：一般发生在脱硫废水系统投运不正常，导致浆液中氯离子浓度过高，从而造成氯离子对泵金属材料的腐蚀加剧，在腐蚀和磨损的双重作用下，耐磨部件失效快。
处理方案1、材质耐磨性能提升：在基本保持原有耐腐蚀性能的情况下，采用硬度更高的材质。
根据使用情况表明，原有的泵内衬硬度能达到260HB，提高到420HB后，其耐磨性能能够提高3到4倍。
2、控制来料中杂质含量：要求石灰石供应单位定期对供料提供化验报告并且每两周进行一次抽检，日常巡检中观察来料颜色是否有发红或发白的颗粒。
3、调试完毕后取消泵入口的滤网，定期进行切换反冲洗，防止由于泵入口堵塞造成汽蚀。
4、改造泵，降低转速，减缓磨损。
5、保证脱硫废水的正常投运，并且定期化验塔内浆液氯离子浓度，确保不超标。
3.球磨机存在问题球磨机出口甩料、入口漏料是较普遍的问题，甩料和漏料影响球磨机出力并且造成现场卫生工作量的增加，加之排入地沟的浆液颗粒有部分又被地坑泵抽到石灰石浆液箱内，从而造成浆液浓度降低，石灰石浆液中大颗粒增加，影响塔内反应。
原因分析出口甩料问题主要原因有：1、石灰石浆液漩流器磨损或底流喷嘴选型不当，造成石灰石浆液漩流器底流过大，回流至球磨机内，造成球磨机内部液位过高，从而造成大量的浆液从出口网筛溢流出去。
2、球磨机内部钢球过多，造成运行过程中球磨机筒体内部液位高。
3、石灰石称重给料机计量不准，配水量过多，这些都容易造成配水过大或石灰石过多溢流。
入口漏料主要原因有：密封形式不好，有些采用的是填料密封，密封结构简单，加之浆液浸泡和磨损，使用寿命短，一般不超过一周就有泄漏。
处理方案对于出口甩料主要有以下一些措施：1、严格按照漩流器厂家的说明书进行调试，对漩流底流和成品浆液的流量、质量浓度进行测量。
流量可以用秒表和一个桶计时称重测量，浓度则取样由实验室测量。
根据测试的结果和在用的喷嘴尺寸，制作几个不同口径的喷嘴安装到漩流器上后进行测试，选用测试结果最接近厂家说明书要求时使用的喷嘴，然后最好再加工成陶瓷的喷嘴，这样就可以延长维护周期，一般可以使用2年以上。
2、对球磨机进行一次大修，将球磨机内钢球彻底清理出来，然后根据厂家要求的尺寸和重量进行配比添加。
钢球的筛选一般要求1年至少一次。
日常维护中按照最初的电流进行钢球添加。
3、定期对石灰石称重给料机进行称重校验，一般由地方技术监督局每年进行一次校验。
对于入口漏料主要有以下措施：可以采用两种方案，一种是采用机械密封，一种是采用锥形盘密封形式。
机械密封适用于小口径的入口管道和筒体，锥形盘密封适用于较大口径的管道和筒体。
锥形体密封盘的结合面要高于球磨机液位才能起到密封作用，并且要定期进行紧力调整和更换。
4.GGH存在问题GGH换热元件堵塞几乎成为了全国性的问题，现在国内各电厂开展了各种各样的治理研究，对于堵塞的成因及处理方案已经有所突破。
原因分析各厂的吸收塔形式、除雾器结构形式、GGH换热元件结构、GGH换热元件吹扫方式等不尽相同，但是堵塞的成因基本可以归结为以下几个方面：1、除雾器除雾性能虽能达标，但是烟气中仍有大量雾滴颗粒携带：现在招标中要求的除雾器除雾性能达标值为75mg/m3，实际运行中的测试结果也能达到这个值，但是就这些未除去的雾滴颗粒，在除雾器后的烟道、支撑及低泄漏风机叶轮上黏附的石膏情况来看，情况还是非常严重的。
2、吹灰器吹扫效果不好：GGH吹灰器现在主要有压缩空气吹扫、过热蒸汽两种，同时还带有高低压水，高压水仅在差压高时投，低压水极少投用。
一些电厂设计一台吹灰器，从运行经验来看是不够的，这样容易造成冷（或热）端局部层面上堵塞。
吹扫效果差的原因主要有压缩空气压力等级底、压缩空气携带水汽多（特别是沿海电厂）、吹扫行程和步进不合理、高压水投运不及时、蒸汽疏水不良、蒸汽压力不足等。
3、GGH布置方式和本体结构的局限：烟气流场如果采用热端在上，原烟气从上至下流动，更有利于吹扫后的水分、杂质等顺烟气流向进入吸收塔前烟道，始终保持换热元件表面干燥和洁净。
并且由于GGH 转子较大，换热元件重量大，因此转子的框架一般高度较高，有些厂家设计使用了高效性换热片，片间距较小，通道阻力大，从而造成结构物一但黏附后，不易清除，吹扫介质不易吹透。
同时高效性换热片的高度较转子框架的高度要低，一般就但侧表面近，另一次既使加装了吹灰器，吹扫介质由于距离太远，吹扫能量衰减严重，吹扫效果差。
4、煤种和飞灰的影响：根据实际取样的热端结垢物分析结果认为,该类结垢物基本与水泥类似,主要成分以氧化物分析为CaO、SiO2、Al2O3、Fe2O3，而锅炉飞灰中这四类物质含量一般占到90％,同时还含有极少量水泥生产用的催化剂CaF,这些物质在GGH热端极易黏附在有少量水分的换热板上,既使是极小的飞灰排放浓度,一旦黏附就基本无法吹扫下来。
处理方案1、从设计选型阶段要做好预控：烟道的设计尽量要将GGH热端朝上；上下均要设计吹灰器，并且布置在原烟气侧；选用过热蒸汽吹扫，并且在吹灰器前设计压力调节阀，可根据吹扫效果进行调整；选用蒸汽和高压水双介质吹灰器，低压水的用处不大；选用易吹透的板型（而非高效换热型），确保吹扫通畅；GGH转子框架高度要与换热元件框架配套合理，确保上下吹灰器均能有效吹扫；空压机选用的压力等级不能低于10bar；如果是压缩空气的一定要多安装自动疏水装置，最好设计冷干机，特别是沿海电厂；如果是选用蒸汽吹扫的疏水要充分，在疏水管道上要加装温度传感器；除雾器流速设计不能太高；除雾器冲洗水管路设计压力变送器监控冲洗压力；除雾器前设计导流板，保持流场均匀。
2、对于已经投运并且在运行的机组改造方面建议从以下几个方面入手：1）对除雾器前后流场进行流速测试，根据测试结果分析流场是否均匀，若不均匀则做电脑建模流场分析，并根据分析结果改造导流板，在除雾器出口至GGH净烟气侧水平烟道上设置疏水槽和排水管，以减少进入净烟气侧水汽。
2）对吹灰系统改造：提升压缩空气压力等级；增加压缩空气管路疏水；定期检查压缩空气和高压水喷嘴口径，特别是高压水喷嘴容易磨损；若只有一台吹灰器的则建议增加一台蒸汽吹灰器，确保上下均能吹到；修改吹灰器行程逻辑，要求在外圈2米（依据GGH尺寸而定）范围内触发双倍停留吹扫时间，因为越靠外，换热元件的线速度越快，吹扫效果与离中心的距离成反比。
3）运行方面：重点关注GGH两侧差压变化趋势，每班投运一次吹灰，一般先吹下部再吹上部；关注电除尘运行情况，如果电除尘出口粉尘浓度异常则要求加强吹扫，超标则要求停运脱硫，否则会造成永久性堵塞；关注除雾器运行差压，定期进行冲洗，如果差压上升不快，可以按照一级前每班冲洗一次，一级后和二级前每天冲洗一次（适用与垂直布置的除雾器）。
另外在吸收塔PH值和浆液浓度、石灰石来料等方面也要根据各电厂实际制定相应措施。
5.脱水和废水系统存在问题脱水效果差和废水排放超标是很多电厂存在的问题。
原因分析脱水效果差原因主要有：1、旋流器未达到设计运行工况，这又与以下几个方面因素有关。
1）旋流器压力未达到要求，这个可以通过回流阀和旋流子节流阀进行调节。
2）旋流子溢流和底流喷嘴尺寸选择不恰当，当漩流器压力稳定后，对漩流器入口、漩流器底流、溢流三处进行取样化验，分析浓度情况，并根据浓度情况进行喷嘴尺寸的选择，厂家在最初都提供多种规格的喷嘴尺寸进行现场调试。
选取一组最接近设计制度喷嘴来使用。
2、废水系统投运不正常，导致系统内大量的无法结晶的细微颗粒（如SiO2和Al2O3等）无法排出，堵塞滤布，造成脱水效果差。
3、脱水机滤布尺寸选择不当，建议对吸收塔内部的石膏结晶情况进行放大镜分析，观察结晶晶体是否足够大，根据结晶情况选择适当规格的滤布。
4、脱水机系统真空未能在滤布下良好的形成，这个主要有管道漏气、管道堵塞、真空泵异常等。
废水系统不能正常投运的原因有：1、废水旋流器调试不好，废水旋流器压力不足，旋流效果差。
2、旋流子喷嘴尺寸选择不当，导致溢流和底流浆液浓度不正常。