Ⅰ 脫硫除塵器BTC_T故障怎樣排除
1.工藝水中斷處理
（1）故障現象
1、工藝水壓力低報警信號發出。
2、生產現場各處用水中斷。
3、相關漿液箱液位下降。
4、真空皮帶脫水機及真空泵跳閘。
（2）產生原因分析
1、運行工藝水泵故障，備用水泵聯動不成功。
2、工藝水泵出口門關閉。
3、工藝水箱液位太低，工藝水泵跳閘。
4、工藝水管破裂。
（3）處理方法
1、確認真空皮帶脫水機及真空泵聯動正常
2、停止石膏排出泵運行。
3、立即停止給料，並停止濾液水泵運行。
4、查明工藝水中斷原因，及時匯報值長及分場，盡快恢復供水。
5、根據沖洗水箱、濾餅沖洗水箱液位情況，停止相應泵運行。
6、在處理過程中，密切監視吸收塔溫度、液位及石灰石漿液箱液位變化情況，必要時按短時停機規定處理。
2.脫硫增壓機故障
（1）故障現象
1、"脫硫增壓風機跳閘"聲光報警發出。
2、脫硫增壓風機指示燈紅燈熄，黃燈亮，電機停止轉動。
3、脫硫旁路擋板、吸收塔通風擋板自動開啟，進出口煙氣擋板自動關閉。
4、若給漿系統投自動時，連鎖停止給漿。
（2）產生原因分析
1、事故按鈕按下。
2、脫硫增壓風機失電。
3、吸收塔再循環泵全停。
4、脫硫裝置壓損過大或進出口煙氣擋板開啟不到位。
5、增壓風機軸承溫度過高。
6、電機軸承溫度過高。
7、電機線圈溫度過高。
8、風機軸承振動過大。
9、電氣故障(過負荷、過流保護、差動保護動作)。
10、增壓風機發生喘振。
11、熱煙氣中含塵量過大。
12、鍋爐負荷過低。
（3）處理方法
1、確認脫硫旁路擋板、吸收塔通風擋板自動開啟，進出口煙氣擋板自動關閉，若連鎖不良應手動處理。
2、檢查增壓風機跳閘原因，若屬連鎖動作造成，應待系統恢復正常後，方可重新啟動。
3、若屬風機設備故障造成，應及時匯報值長及分場，聯系檢修人員處理。在故障未查實處理完畢之前，嚴禁重新啟動風機。
4、若短時間內不能恢復運行，按短時停機的規定處理
3.吸收塔再循環泵全停
（1）故障現象
1、"再循環泵跳閘"聲光報警信號發出。
2、再循環泵指示燈紅燈熄、綠燈亮，電機停止轉動。
3、連鎖開啟旁路擋板、排煙擋板，停運增壓風機，關閉兩台機組脫硫進出口煙氣擋板。
（2）產生原因分析
1、6KV電源中斷。
2、吸收塔液位過低。
3、吸收塔液位控制迴路故障
（3）處理方法
1、確認連鎖動作正常。確認兩台機組脫硫旁路擋板、吸收塔通風擋板自動開啟，增壓風機跳閘；兩台機組進出口煙氣擋板自動關閉，若增壓風機未跳閘、擋板動作不良，應手動處理。
2、查明再循環泵跳閘原因，並按相關規定處理。
3、及時匯報值長及分場，必要時通知相關檢修人員處理。
4、若短時間內不能恢復運行，按短時停機的有關規定處理。
5、視吸收塔內煙溫情況，開啟除霧器沖洗水，以防止吸收塔襯膠及除霧器損壞。
4.6KV電源中斷
（1）故障現象
1、6KV母線電壓消失，聲光報警信號發出，CRT報警；
2、運行中的脫硫設備跳閘，對應母線所帶的6KV電機停運；
3、該段所帶對應的380V母線將失電，對應的380V負荷失電跳閘。
（2）產生原因分析
1、6KV母線故障；
2、機組發電機跳閘，備用電源未能投入；
3、脫硫變故障備用電源未能投入。
（3）處理方法
1、確認脫硫聯鎖跳閘動作是否完成，若各煙道擋板動作不良應立即將自動切為手動操作。
2、確認USP段、直流系統供電正常，工作電源開關和備用電源開關在斷開位置，並斷開各負荷開關；
3、聯系值長及電氣維修人員，查明故障原因恢復供電；
4、若給料系統聯鎖未動作時，應手動停止給料；
5、注意監視煙氣系統內各溫度的變化，必要時應手動開啟除霧器沖洗水門；
6、將增壓風機調節擋板關至最小位置，做好重新啟動脫硫裝置的准備；
7、若6KV電源短時間不能恢復，按停機相關規定，並盡快將管道和泵體內的漿液排出以免沉積；
8、若造成380V電源中斷，按相應規定處理。
5.380V電源中斷
（1）故障現象
1、380V電源中斷"聲學報警信號發出；
2、380V電壓指示到零，低壓電機跳閘；
3、工作照明跳閘，事故照明投入；
（2）產生原因分析
1、相應的6KV母線故障；
2、脫硫低壓跳閘；
3、380V母線故障。
（3）處理方法
1、若屬6KV電源故障引起，按短時停機處理；
2、若為380V單段故障，應檢查故障原因及設備動作情況，並斷開該段電源開關及各負荷開關，及時匯報；
3、當380V電源全部中斷，且電源在8小時內不能恢復，應利用備用設備將所有泵、管道的漿液排盡並及時沖洗；
4、電氣保護動作引起的電源嚴禁盲目強行送電。
Ⅱ 環保部布袋除塵器是否充許設置旁通閥
不允許設置。
為了加強對火電企業脫硫設施鍋爐布袋除塵器運行過程的監管，提高脫硫設施運行效率，2010年6月，國家環境保護部下發了《關於火電企業脫硫設施旁路煙道擋板實施鉛封的通知》(環辦[2010]91號)文件。按照要求，2010年9月底浙江省內火電廠均實施了對脫硫旁路擋板的首次鉛封。一年多來，電廠應對鉛封採取了系列措施，現就鉛封後實際旁路開啟情況及逐步過渡取消旁路的對策進行分析和討論。
1、 應對鉛封採取的措施
1.1 修改旁路開啟保護邏輯
鉛封要求下發之初，浙江省內火電廠均積極響應，經過各集團組織論證以及採納各技術單位給予的提議參考，首先對旁路開啟的保護邏輯進行了修改。在常見的旁路擋板保護聯鎖中，有四個聯鎖是所有火電廠一致選擇保留的，它們是增壓風機入口壓力超限開旁路、GGH停轉開旁路、多台循環泵跳閘開旁路以及增壓風機跳閘開旁路。這四項聯鎖的保留主要基於對脫硫設備的保護以及對煙道、擋板 安全性的考慮。對於機組MFT開旁路以及機組RB開旁路這2項聯鎖，絕大部分電廠也選擇了保留，部分取消了MFT信號直接觸發開旁路。大部分廠取消了進口煙塵 濃度高於定值、運行中煙溫偏低開啟旁路，小部分改成了報警;油槍的投運聯鎖部分被取消，部分改成人工判斷可投撤;進口溫度高於定值部分廠考慮到煙氣超溫的情況可能發生仍保留投入，部分廠則改成了報警;進出口擋板開信號消失的聯鎖也類似，電廠也酌情進行保留或改成報警。
在修改旁路開啟保護邏輯時，除了對聯鎖進行了是否保留的選擇，對於聯鎖的觸發條件也進行了修改，主要為增加延時(如超溫、失速，信號消失等)和對定值放寬(如壓力、溫度、振動條件值等)。最典型的就是增壓風機入口壓力超限保護的定值，在分析脫硫廠家的設計參數和各爐煙道、擋板實際運行中的情況後，普遍對正負限定值都予以了放寬，從後續實際運行效果看，沒有產生不利影響，這些修改還是比較謹慎和合理的。
1.2 調整旁路擋板試驗和GGH離線沖洗周期
為保證旁路擋板可靠開啟，作為檢查手段，旁路擋板定期活動試驗一直是作為一個常規工作而開展的，一般會1-2月進行一次，鉛封後近一半的廠已不進行旁路擋板周期試驗，主要利用機組調停或停運時開展這項工作。調研中發現個別廠旁路擋板存在密封片易變形的問題，由於無法掌控變形是否會對開啟帶來影響，因此取消定期試驗，會帶來一定的風險。在有GGH裝置的電廠，當GGH壓差上升到一定允許限值，在線高壓水沖洗也不能緩解時，就需要停運脫硫，進行離線高壓水沖洗，頻次高的廠可能1個月會清洗2-3次。在鉛封實施後，旁路開啟受限， 而且環保部門不再允許將旁路擋板定期試驗時間計為免責時間，因此對這兩個開旁路的頻次，電廠也進行了控制。目前，部分廠已能做到與機組檢修同步，這得益於設備本身選型較好，或近年經過了改造。投運較早的GGH普遍離線頻次較高，平均2月1次，對擋板開啟次數和投用率的影響較大。
1.3 設備改造和優化
設備的可靠性直接關繫到脫硫系統的正常運行，在向取消旁路過渡中，對設備系統的改造和優化是一個必不可少的環節。改造和優化措施主要有：
(1)GGH換熱元件改成大通道防堵型;GGH吹灰器改造，增加吹掃空壓機，盡可能延長定期離線沖洗的周期，做到與機組檢修同步。檢修時化學清洗換熱元件，有部分換熱元件可備用。
(2)因增壓風機前負壓波動多次開擋板較多的廠，通過燃燒工況調整，修改前饋、後饋系數，對煙道、擋板承壓重新核算，放寬了定值 。
(3)增壓風機入口擋板增加為2台執行機構，加雨棚;增大擋板執行機構的力距;更換所有油管路的軟管;液壓油管換成可靠型號防漏;增壓風機停運後輪轂及葉片上加強清灰，保證風機振動正常;漿液循環泵減速箱冷卻採用內部蛇形管加潤滑油外置冷卻器閉式冷卻水，保證冷卻效果好。
(4)循環泵入口濾網換型，增大通流量，降低泵氣蝕;泵出口大小頭防腐換成不銹鋼;吸收塔噴淋層增加耐磨板，中隔板位置焊接合金板;噴淋管經常損壞部位加裝不銹鋼護套，吸收塔連接短管加裝內套管。噴淋加裝監測，噴淋層加厚，除霧器加裝支撐，噴嘴更換，死區加裝沖洗;吸收塔出口增設疏水槽、管，減少水汽對尾部煙道的腐蝕和GGH的結垢;襯膠補後易脫落，加強修補質量過程式控制制;對除霧器沖洗邏輯進行修改，增加一級除霧器的沖洗頻次。確保投用率前提下，定期對吸收塔內部進行清理。
(5)煙風道的鱗片易起泡，需經常檢查，並加強修補質量過程式控制制;對煙囪腐蝕進行監控，機組停運時，對煙囪防腐要及時進行評估、修補。
(6)廢水處理系統擴容;三聯箱增設旁路;制漿系統增設補水管;工藝水管改成襯膠;在線pH計、密度計換型，改母管上測量，保證檢測的准確性;採用熔斷法在線處理電除塵陰極螺旋線故障，故障頻發電場檢修時成批更換極線，保證電場的正常投運。
2、鉛封以來旁路開啟統計及分析
我們選取了2010年11月-2011年9月這段鉛封後時間，對省內14個廠旁路開啟的次數和原因進行了歸類。統計，並與2009年11月-2010年9月進行了對比。在這兩組對照時間中，鉛封前全省總計開旁路436次，而鉛封後為318次，開啟次數明顯下降，說明了鉛封這一環保的強制力，確定起到了限制旁路開啟的作用。有9個廠開啟次數明顯下降，部分幅度較大，呈現上升的有4個廠，幅度不太大。
而造成開啟的原因中鉛封前達19項，鉛封後少了5項，這少的5項分別為氧化風系統故障，進出口擋板故障，入口煙溫異常，電網外部線路故障以及低壓脫硫變跳閘。
鉛封前開啟原因佔比合計超過80%，且位列前五位的原因依次為：GGH故障或離線清洗、增壓風機入口風壓波動、增壓風機故障、機組RB或低壓荷、鍋爐MFT;而鉛封後，原因佔比合計超過80%的仍是這五個，排名上增壓風機入負壓波動變成列最後，其他依次不變。
3、 旁路開啟受限目前帶來的影響
從浙江省內各電廠對旁路開啟邏輯的修改可以看出，由於對大部分重要聯鎖予以了保留，目前電廠在旁路開啟上還是屬於「該開則開」 的階段，環保部門總體還是持理解態度。因而旁路開啟受限或取消可能帶來的影響大部分沒有付諸表現，也就是說，目前尚未出現因脫硫設備檢修而被迫停運主機的情況;而鍋爐MFT、機組RB、入口煙溫高時旁路也都開啟，由此帶來的煙風系統失穩以及吸收塔內部部件損壞風險暫不存在;入口煙溫低，發生不多，持續時間短，今年煤種硫分普遍不是很高，脫硫設備鍋爐布袋除塵器系統容量尚能緩沖，因此對這兩種情況，各電廠基本能做到不開啟旁路。
在鍋爐啟停階段，浙江省內電廠電除塵器投用中，有3個電廠較早，基本點火後就投用電除塵器;大部分電廠還是按照電除塵入口溫度要求逐步投運電場，其後一般在50%機組負荷時投運脫硫。浙江省內4*600MW機組(無GGH)從2010年下半年開始就脫硫投運按要求進行旁路取消 的前期准備和方案認證，並把2011年作為一個過渡期，給予電廠每台爐全年12h作為旁路可開啟時間，這其中包括了擋板定期試驗，機組度網期間擋板異常開啟時間。針對這一要求，目前電廠採用電除塵投運與鍋爐點火同步，脫硫投運與機組並網(10MW)同步的方式。為了減少運 行期間異常，進行制漿、氧化，廢水處理、事故漿液貯存能力的增容，盡量結合機組檢修安排脫硫系統缺陷設備的維修，同時開始逐步取消增壓風機。機組異常停機時，盡量採用滑參數運行方式，直到脫硫與鍋爐同步停運。在這種方式下，到目前為此，今年電廠僅因處理1號增壓風機液壓油管漏油開過1次旁路，每月脫硫投用率都接近100%。
該電廠目前的運行方式已是浙江省內相對較好的做法，觀其效果，影響還是存在的。首先是低溫腐蝕風險。機組剛並網時煙氣溫度還不高，此時脫硫投入，出口煙溫必是偏低的。查閱歷史曲線發現機組剛並網時(10MW)電廠脫硫出口煙溫 一般在30度左右，等機組負荷上升，出口煙溫上升到45度以上(正常脫硫出口煙溫)往往需要2h左右，這期間脫硫後設施煙道就處於低溫高濕腐蝕風險，而該電廠為兩爐合用一內筒煙囪、兩爐啟停使該煙囪腐蝕風險進一步加大。在機組檢修時，對煙囪防腐層進行修補已成為一項定期工作。升爐期間盡管有電除塵投 用，但它對煤粉的去除效果較差，未燃盡碳，包括有時點火不好仍需投油時的油滴仍不可避免地進入到漿液，據電廠反映，採用這一運行方式後，吸收塔漿液起泡發黑(有溢流)較常見，有時還導致盲區，需加大廢水排放。如果史採取加大廢水排放的措施，啟、停爐1次造成的對 漿液的影響，需半個月左右才能完全自然置換，對石膏脫水和品質有一定影響。如果機組啟停頻次較多時，石膏脫水系統的稀釋緩沖能力下降、則危害更大。
對於運行中投油槍是否需開旁路的處理，各電廠有所不同。有一半電廠在投油負荷下均開啟擋板，另一半電廠在投油負荷下均開啟擋板，另一半則基本做到不開。為了減少影響，電廠一方面盡量與高度溝通，爭取負荷能穩定在投油負荷以上，即不投油;另一方面即使投油也盡量少股幾支油槍，並採用間斷投用方式。目前看來，投油對脫硫漿液影響主要表現為漿液起泡溢流(部分電廠定期加入消泡劑)，漿液表面有些發黑，但對塔內漿液反應、脫水和石膏品質基本沒有較大影響。
4、取消旁路的對策
目前大部分2011年閃投運的脫硫裝置都採用有旁路設計，而環保部門最近已提出2012年起即將把取消脫硫旁路提上議程。從以上浙江省內電廠脫硫開旁路的現狀看，短時內完全取消旁路難度和壓力甚大。因為目前還缺少老機組旁路無聲封堵後成熟和完善的運行經驗。一旦取消或臨時封堵旁路煙道，則脫硫裝置與主機將成為一個串聯系統而必須同步啟停，因此，必須充分考慮無旁運行時的特殊性，提出有針對性的應對策略，同時進行改造和優化，才能提高無旁路爐及脫硫系統的運行可靠性。
4.1 評估脫硫設施現狀
建議在現有脫硫設施脈沖除塵器取消旁路前進行全面謹慎的評估。評估的內容應包括煤質波動、脫硫設備可靠性、機組運行可靠性、旁路開啟的統計分析等多個方面。通過評估可找出制約電廠旁路取消的主要因素以及權重，這樣根據優先次序，在過渡期內逐步開展改造、增容和優化，使旁路開啟水平能逐步趨近於取消。也可對取消旁路的實施廠進行優先排序：沒有GGH且取消增壓風機運行的機組，是可以首先進行取消旁路的實施對象;其次是沒有GGH的機組，由於沒有該高阻力設施，對引風機擴容，從而取消增壓風機實施相對容易;GGH和增壓風機均有的機組 實施也最困難。當GGH壓差能長期控制在一個較穩定的水平，可以結合脫硝改造，考慮對引風機擴容，從而取消增壓風機。
4.2 燃料品質是首要保證
煤質是首要因素，需要通過統計分析，將最差煤種的情況納入考慮。其中灰分、硫分是主要因素，前者影響電除塵器的除塵效果，後者影響整個系統可脫硫容量，此外煤質造成點火的難易會影響微油、等離子點火的效果，燃燒不好造成鍋爐不能正常運行帶來諸如MFT影響。因而如取消旁路運行，對煤種的品質和穩定性要求必然提高，低硫煤的采購以及高低硫煤摻燒仍是從源頭保證脫硫系統正常運行的首要工作，還有在鍋爐冷態啟動階段盡可能燃用揮發分高的煤種作為啟動煤種，不但有利於縮短鍋爐的啟動過程，也降低了因點火困難、消耗大量的烯 油給脫硫裝置帶來的一系列影響。
4.3 鍋爐運行和脫硫運行對策
在電除塵器運行過程中，為了減輕未燃盡油污碳粒對吸收塔漿液系統的污染，在鍋爐點火啟動前尤其是冷態啟動前，電除塵器的灰斗加熱、絕緣支柱套管加熱及放電極絕緣室加熱最好能提前24h投入，確保電除塵器和干除灰系統投入運行且吸收塔循環泵啟動投入後再點火起爐。在鍋爐點火啟動階段，為防止部分未燃盡油污和碳粒隨煙氣經過電除塵器時發生二次燃燒，應控制電除塵器各電場的二次電壓在起暈電壓和閃絡電壓之間，並適當限制二次電流值。運行過程中密切監測電除塵器出口的煙塵濃度，必要時可考慮實施電袋除塵器或布袋除塵器的改造,其中良好運用除塵器布袋和除塵器骨架以進一步提高除塵效率。
為了防止脫硫吸收塔入口煙氣超溫，保護吸收塔內部構件、襯膠或鱗片襯里，除霧器應設置事故噴淋減溫裝置，並確保噴淋減溫裝置能夠可靠投入。在脫硫裝置運行期間，應密切監測脫硫系統的主要運行參數及吸收塔出、入口溫度的變化。在鍋爐停爐階段，也應待進入吸收塔進、出口煙溫降至耐溫極限以下並確保安全時方可停運所有循環泵。對於事故噴淋系統，在日常運行過程中加強設備維護，對高位水箱設立自動補水，並經常確認水位，系統電源接入保安電源，定期開展噴淋試驗以確保其能及時動作也是非常重要的。
在鍋爐調整和脫硫調整時，應保證鍋爐燃燒的穩定性，控制空預器漏風，確保煙氣參數不嚴重偏離設計條件。在鍋爐點火啟動階段、低負荷投油助燃階段或煤種含硫量驟升階段，密切監視脫硫系統運行參數，加大對吸收塔漿液品質的化驗分析，一旦出現吸收塔大量溢流起泡、pH值無法有效提升和穩定、漿液品質惡化、石膏脫水困難等狀況，可採取置換漿液的方式消除影響。嚴格監控脫硫系統的運行條件，加強對吸收劑、工藝水和蒸汽等品質的監控，提高在線儀表的可靠性和穩定性，加強脫硫系統的化學監督工作並制定為制度的形式，定期定時對脫硫系統各介質的化學分析，在鍋爐冷態啟動投油助燃或低負荷投油穩燃階段，密切關注和分析吸收塔漿液的含油量，為漿液置換、除霧器噴淋沖洗提供科學的參考依據。
提高檢修水平，在日常的運行實踐中，應加強脫硫系統和設備的檢修維護和管理水平，並形成嚴格的管理制度，充分重視脫硫系統的各個缺陷和故障點，發現問題必須及時分析和處理，避免形成隱患，必要時將脫硫系統關鍵設備包括煙囪納入主設備的維護和管理范疇。重點關注管道容器系統和旋轉元件的沖刷磨損和腐蝕問題、GGH和除霧器的結垢堵塞問題以及尾部煙道和煙囪的腐蝕滲漏問題，對脫硫系統真正做到逢停必檢，達到防患於未然。
4.4 與環保部門溝通
火電廠脫硫裝置取消旁路，如果倉促上馬，恐怕會給電廠生產運行帶來一定的影響，各發電集團和電廠有必要與各級環保部門積極溝通，通過分析讓其了解目前企業的旁路開啟現狀和取消旁路的影響，爭取合理的過渡期限，完成必要的改造和優化，使取消旁路能安全的、可靠的實施。
Ⅲ 銀川易態環保YT膜在電廠脫白中的應用優勢
首先，我們先了解YT膜脫白是什麼樣的工藝；YT膜技術，從空預器的熱二次風中抽出320℃左右的部分氣體，利用YT膜除塵器的高溫高精度性能進行除塵，將除塵後的熱空氣送入煙囪入口或煙囪的入口管與脫硫後的濕煙氣進行混合以升溫除濕脫白。
了解了之後我們可以看出，YT膜技術主要是利用其高精度高耐溫的特性，可以不用額外利用其它升溫的設備直接抽原煙氣，利用原煙氣的高溫進行對煙囪的煙氣加熱，使其變為干煙氣從而達到消除白色煙羽的效果。
所以總結後YT膜技術有以下優點：
1.高精度除塵完全可以保證煙氣的超低排放要求。
2.不需要增加低溫煙氣設備，不會加大系統的腐蝕可能。
3. 通過抽氣量多少可以准確控制排煙溫度以適應環境溫度的變化。
4.佔地面積小可靈活布置，尤其利於改造項目。
5.投資省運行費用低。
6. 操作控制簡單。
7.施工周期短對生產影響小
而較之目前傳統的GGH/MGGH等脫白工藝有明顯的優勢：
1.技術先進，流程短，系統可靠。
2.較GGH/MGGH形式來說不需要增加廢水回收池及水處理設備。
3.原煙氣系統上不新增佔地，無需換熱元件等其他消耗電能裝置。
4.不產生二次污染，濾袋可回收利用。
5.實現穩定的超低排放，可以小於5mg/Nm3
6.較GGH/MGGH形式出現問題需要檢修維護時無需停機，不影響 機組正常運行。
Ⅳ 銅保護劑和黃銅鈍化液的工藝原理是一樣的嗎
鈍化處理是化學清洗中最後一個工藝步驟，是關鍵一步，其目的是為了材料的防腐蝕。如鍋爐經酸洗、水沖洗、漂洗後，金屬表面很清潔，非常活化，很容易遭受腐蝕，所以必須立即進行鈍化處理，使清洗後的金屬表面生成保護膜，減緩腐蝕。在自動控制領域，還有一種專用名稱「通道鈍化」。在故障安全系統（F-SYSTEM)中如果->F-I/O檢測到故障，則將受影響的通道或所有通道切換至->安全狀態，即該F-I/O的通道被鈍化。鈍化處理的技術原理：金屬經氧化性介質處理後，其腐蝕速度比原來未處理前有顯著下降的現象稱金屬的鈍化。其鈍化機理主要可用薄膜理論來解釋，即認為鈍化是由於金屬與氧化性介質作用，作用時在金屬表面生成一種非常薄的、緻密的、覆蓋性能良好的、能堅固地附在金屬表面上的鈍化膜。這層膜成獨立相存在，通常是氧和金屬的化合物。它起著把金屬與腐蝕介質完全隔開的作用，防止金屬與腐蝕介質直接接觸，從而使金屬基本停止溶解形成鈍態達到防止腐蝕的效果。鈍化處理是化學清洗中最後一個工藝步驟，是關鍵一步，其目的是為了材料的防腐蝕。如鍋爐經酸洗、水沖洗、漂洗後，金屬表面很清潔，非常活化，很容易遭受腐蝕，所以必須立即進行鈍化處理，使清洗後的金屬表面生成保護膜，減緩腐蝕，希望對你有所幫助
Ⅳ 目前脫硫脫硝的方法有哪些，分別是什麼
脫硫脫硝的方法，總結了六種：
1）活性炭法
該工藝主體設備是一個類似於超吸附塔的活性炭流化床吸附器，在吸附器內，煙氣中的SO2被氧化成SO3並溶於水中，產生稀硫酸氣溶膠，隨後由活性炭吸附。向吸附塔內注入氨，氨與NOx在活性炭催化還原作用下生成N2，吸附有SO2的活性炭可進入脫附器中加熱再生。
2）SNOx（WSA-SNOx）法
WSA-SNOx法是濕式洗滌並脫除NOx技術。在該工藝中煙氣首先經過SCR反應器，NOx在催化劑作用下被氨氣還原為N2，隨後煙氣進入改質器中，SO2在此被固相催化劑氧化為SO3，SO3經過煙氣再熱器GGH後進入WSA冷凝器被水吸收轉化為硫酸。
3）NOxSO法
在電除塵器下游設置流化床吸收塔，用硫酸鈉浸漬過的γ－Al2O3圓球作為吸收劑，吸收劑吸收NOx、SO2後，在高溫下用還原性氣體（CO、CH4等）進行還原，生成H2S和N2。
4）高能粒子射線法
高能粒子射線法包括電子束（EBA）工藝和等離子體工藝，原理是利用高能粒子（離子）將煙氣中的部分分子電離，形成活性自由基和自由電子等，氧化煙氣中的NOx。這種技術不僅能去除煙氣中的NOx和SO2，還能同時去除重金屬等物質。
5）濕式FGD加金屬螯合物法
仲兆平等發明了噴射鼓泡法用煙氣脫硫脫硝吸收液，包括石灰或石灰石漿液、占石灰或石灰石漿液0.05%～0.5%（質量分數）的水溶性有機酸和占石灰或石灰石漿液0.03%～0.3%（質量分數）的鐵系或銅系金屬螯合物。
6）氯酸氧化法
由於氯酸的強氧化性，採用含有氯酸的氧化吸收液可以同時脫硫脫硝，脫硫率可達98%，脫硝率達95%以上，還可以脫除有毒的微量金屬元素。除了採用氯酸脫硫脫硝外，採用NaClO3/NaOH同時脫除SO2和NOx也獲得較好的效果。
Ⅵ 脫硫系統中硫的物料平衡怎麼算啊 求高手解答 急急急！！！
濕法脫硫系統物料平衡
一、 計算基礎數據
（） 待處理煙氣
煙氣量：1234496Nm3/h（wet）、1176998 Nm3/h（dry）
煙氣溫度：114℃
煙氣中SO2濃度：3600mg/Nm3
煙氣組成：
組 分 分子量 Vol% mg/Nm3
SO2 64.06 0.113 3600（6%O2）
O2 32 7.56(dry)
H2O 18.02 4.66
CO2 44.01 12.28(dry)
N2 28.02 80.01(dry)
飛灰 200
石灰石濃度：96.05%
二、 平衡計算
（1）原煙氣組成計算
組 分 Vol%(wet) mg/Nm3 kg/h Kmol/h
SO2 0.108 3226（7.56%O2） 3797 59.33
O2 7.208 127116 3972.38
H2O 4.66 46214 2564.59
CO2 11.708 283909 6452.48
N2 76.283 1177145 42042.89
飛灰 200（dry） 235
合計 1638416 55091.67
平均分子量 （0.108×64.06+7.208×32+4.66×18.02+11.708×44.01+76.283×28.02）/100=29.74
平均密度 1.327kg/m3
（2）煙氣量計算
1、①→②（增壓風機出口 → GGH出口）：
取GGH的泄漏率為0.5%，則GGH出口總煙氣量為1234496 Nm3/h×（1-0.5%）=1228324Nm3/h=1629634kg/h
泄漏後煙氣組分不變，但其質量分別減少了0.5%，見下表。
溫度為70℃。
組 分 Vol%(wet) mg/Nm3 kg/h Kmol/h
SO2 0.108 3226（7.56%O2） 3778 59.03
O2 7.208 126480 3952.52
H2O 4.66 45983 2551.78
CO2 11.708 282489 6420.22
N2 76.283 1171259 41832.68
飛灰 200 234
合計 1630224 54816.21
2、⑥→⑦（氧化空氣）：
假設脫硫塔設計脫硫率為95.7%，即脫硫塔出口二氧化硫流量為3778×（1-95.7%）=163 kg/h，二氧化硫脫除量=（3778-163）/64.06=56.43kmol/h。
取O/S=4
需空氣量=56.43×4/2/0.21=537.14kmol/h×28.86（空氣分子量）=15499.60kg/h，約12000Nm3/h。
其中氧氣量為537.14 kmol/h×0.21=112.80 kmol/h×32=3609.58kg/h
氮氣量為537.14 kmol/h×0.79=424.34 kmol/h×28.02=11890.02kg/h。
氧化空氣進口溫度為20℃，進塔溫度為80℃。
3、②→③（GGH出口→脫硫塔出口）：
煙氣蒸發水量計算：
1）假設煙氣進塔溫度為70℃，在塔內得到充分換熱，出口溫度為40℃。由物性數據及煙氣中的組分，可計算出進口煙氣的比熱約為0.2536kcal/kg.℃，Cp（40℃）=0.2520 kcal/kg.℃。
Cp煙氣=（0.2536+0.2520）/2=0.2528 kcal/kg.℃
氧化空氣進口溫度為80℃，其比熱約為0.2452 kcal/kg.℃，Cp（40℃）=0.2430kcal/kg.℃。
Cp空氣=（0.2452+0.2430）/2=0.2441 kcal/kg.℃
Cp水（20~40℃）=1.0kcal/kg.℃
r水（20）=586kcal/kg
r水（40）=575kcal/kg
煙氣蒸發水量=[0.2528×（70-40）×1630224+0.2441×15491.12×（80-40）]/[1.0×（40-20）+（586+575）/2]=20841kg/h=1156.55kmol/h
水蒸汽含量=（2551.78+1156.55）/（54816.21+1156.55）=6.63%
40℃水蒸汽飽和蒸汽壓=0.00737MPa。
煙氣總壓102000Pa。
40℃煙氣飽和水蒸汽含量=0.00737/0.102=7.23%
根據以上計算，假設溫度下煙氣蒸發水量及原煙氣含水量之和小於40℃煙氣飽和水蒸汽含量。因此，實際出口溫度小於40℃。
2）假設出口溫度為35℃
煙氣蒸發水量=[0.2528×（70-35）×1630224+0.2441×15491.12×（80-35）]/[1.0×（40-20）+（586+575）/2]=24296.6kg/h=1348.31kmol/h
水蒸汽含量=（2551.78+1348.31）/（54816.21+1348.31）=6.94%
35℃水蒸汽飽和蒸汽壓=0.00562MPa。
35℃煙氣飽和水蒸汽含量=0.00562/0.102=5.51%
根據以上計算，假設溫度下煙氣蒸發水量及原煙氣含水量之和大於35℃煙氣飽和水蒸汽含量。
因此，實際出口溫度大於35℃，取38.5℃，則煙氣蒸發水量為1213.82kmol/h×18.02=21873kg/h，其水蒸汽含量=（2551.78+1213.82）/（54816.21+1213.82）=6.72%
38.5℃水蒸汽飽和蒸汽壓=0.00684MPa。
38.5℃煙氣飽和水蒸汽含量=0.00684/0.102=6.71%
根據上述計算結果可知，脫硫塔出口溫度為38.5℃。
3）反應產生的二氧化碳量
GCO2= 44.01×56.43kmol/h=2483.48kg/h
4）煙氣中夾帶水量
按煙氣總質量的0.005計，夾帶量=1630224kg/h × 0.005=8151.12kg/h
5）脫硫塔出口煙氣組分
組 分 Vol%(wet) kg/h Kmol/h
SO2 0.004 163 2.54
O2 7.088 126480+3609.58×3/4=129187 4037.10
H2O 7.405 45983+21873+8151.12=76007 4217.93
CO2 11.638 282489+2483.48=284972 6475.18
N2 74.134 1171259+11890.02=1183149 42225.16
飛灰 234×（1-75%）=58.5
合計 1673374 56957.91
總煙氣量 1275857Nm3/h
4、③→④（脫硫塔出口→GGH出口）：
在此過程中新增了原煙氣泄漏的0.5%煙氣。
組 分 Vol%(wet) kg/h Kmol/h
SO2 0.005 163+3797×0.5%=182 2.84
O2 7.088 129187+127116×0.5%=129823 4056.96
H2O 7.392 76007+46214×0.5%=76238 4230.75
CO2 11.370 284972+283909×0.5%=286392 6507.42
N2 74.144 1183149+1177145×0.5%=1189035 42435.22
飛灰 58.5+235×0.5%=59.7
合計 1681730 57233.19
總煙氣量 1282023
5、④→⑤（GGH出口→煙囪進口）：
這一過程煙氣量及性質基本不變。
（3）脫硫液及石膏的平衡
CaSO4.2H2O分子量為：172.17
CaSO3.1/2H2O分子量為：129.15
CaCO3分子量為：100.09
1、脫硫劑的需求量
1） 煙氣中SO2脫除量=56.43kmol/h
2） 需純的石灰石量=56.43 kmol/h
3） 考慮到溶液循環過程中的損失，需加入的石灰石量為=（1+2%）×56.43 kmol/h=57.56kmol/h
4） 需96.05%的石灰石=57.56×100.09/0.9605=5997.96kg/h
其中：CaCO3量=5997.96×0.9605=5761.04kg/h
其中：雜質量=5997.96×0.0395=236.92kg/h
5） 如使用工業水制備30%含固量漿液需水量：
5997.96kg/h/0.3×0.7=13995.24kg/h
6）如使用2.6%含固量的脫硫反應塔塔底漿液旋流分離液制備30%含固量漿液需水量為：
設2.6%含固量旋流分離液的固體物量為X kg/h，以水平衡可列下式：
X/2.6%×（1-2.6%）=（X+5997.96）/30%×（1-30%）
X=398.40kg/h
水量=398.40/2.6%×（1-2.6%）=14924.68kg/h
需2.6%的塔底漿液旋流分離液=398.40+14924.68=15323.08kg/h
30%漿液量=14924.68/（1-30%）=21320.97kg/h
2、脫硫塔底固體量
假設干脫硫產物中CaSO4.2H2O與CaSO3.1/2H2O質量比為0.92：0.01。
其摩爾比為：(0.92/172.17):(0.01/129.15)=69.01：1
1）CaSO4.2H2O生成量=56.43 ×172.17×69.01×(69.01+1)=9576.78kg/h
2）CaSO3.1/2H2O生成量=56.43 ×129.15×1×(69.01+1)=104.10kg/h
3）產物中未反應的CaCO3量=5761.04-56.43 ×100.09=112.96kg/h
4）雜質量=236.92kg/h
5）脫除下來的飛灰量=234 ×75%=175.50kg/h
脫硫塔底固體量=G CaSO4.2H2O+G CaSO3.1/2H2O+G CaCO3+G雜質+G飛灰
=9576.78+104.10+112.96+236.92+175.50=10206.26kg/h
組 分 質量流量kg/h W%
CaSO4.2H2O 9576.78 93.83
CaSO3.1/2H2O 104.10 1.02
CaCO3 112.96 1.11
雜質 236.92 2.32
飛灰 175.50 1.72
合計 10206.26 100
3、反應產物中結晶水量
1）CaSO4.2H2O中結晶水量=9576.78/172.17×2×18.02=2004.69kg/h
2）CaSO3.1/2H2O中結晶水量=104.10/129.15×1/2×18.02=7.26kg/h
反應產物中結晶水量為2004.69 + 7.26 = 2011.95kg/h
4、除霧器沖洗水
沖洗水噴淋密度？？（一小時沖洗一次，每次5分鍾）
除霧器沖洗水=
5、脫硫反應後塔底最終排出量
物料平衡以不補充新鮮水為條件。設一級旋流器入口漿液濃度為10.8%，下出口漿液濃度為50%，上出口漿液濃度為2.6%，則可算出下出口溶液量為進口量的17.3%；設二級旋流器下出口漿液濃度為20%，上出口漿液濃度為1.3%；真空皮帶過濾機固體損失率為0.9%，石膏含固率為90%。
設塔底漿液總流量為X kg/h，排入污水處理系統總流量為Y kg/h，則可列以下平衡方程式：
Y×1.3% + X×17.3%×50%=10206.26kg/h (1) (根據設定和固體物量平衡)
真空皮帶過濾物料平衡：
可求出石膏量為17.3%X×50%×（1-0.9%）/90%=0.09525 X
溢流量為17.3%X-0.09525X=0.07775X
根據設定及脫硫塔總物料平衡：
塔體輸入量：
煙氣量=1630224kg/h；氧化空氣量=15499.60kg/h；
石灰石漿液量=21320.97kg/h；除霧器沖洗水量=？？
真空皮帶過濾機溢流返塔量=0.07775X；
一級旋流器溢流返塔量=（1-17.3%）X=0.827X-15323.08
塔體輸出量：
煙氣量=1673374kg/h；塔底漿液流量=X kg/h；廢水流量=Y kg/h
則平衡方程式為：
1630224 + 15499.60 + 21320.97 + G沖洗水量 + 0.07775X + 0.827X-15323.08
=1673374 + X + Y => G沖洗水量-21652.51=0.09525X + Y (2)
若已知除霧器沖洗水量則可聯立方程式（1）和（2）求出X和Y。
假設除霧器沖洗水量為96000kg/h，則
X=108369 kg/h
Y=64025 kg/h
6、水平衡驗算
G煙氣出口帶出水 + G塔底排放漿液帶出自由水 + G脫硫產物最終帶出結晶水 -（ G煙氣入口帶入水 + G除霧器沖洗水 + G石灰石漿帶入水 + G返塔水量）=76007 + 108369×（1-10.8%）+ 2011.95 -（45983 + 96000 + 14924.68 + 17782.76）= -6.342
Cl-平衡計算
一、原始數據：
入塔煙氣量：1234496 Nm3/h（dry）× （1-0.5%）=1171113 Nm3/h
O2濃度：5.09%（空氣過量系數為1.32）
HCl濃度：60mg/Nm3（6%O2，空氣過量系數為1.4）
工藝水中Cl濃度為：464.16mg/L
二、氯平衡計算
1） 入塔氯化物量（以Cl為基準）：1.4/1.32 ×1171113 × 60 × 10-6=74.53kg/h
2） 工藝水帶入的氯化物量（以Cl為基準）：96000 × 464.16×10-6=44.56kg/h
假定吸收塔中Cl濃度為20000mg/L，吸收塔中溶液體積為
Ⅶ GGH差壓增大的處理方法
在線清洗
使用壓縮空氣吹掃，效果不明顯的話就用高壓水或蒸汽吹掃。GGH堵塞嚴重時版，在線清洗後維持時間不權長
離線清洗
請專業的GGH清洗公司來使用化學清洗劑清洗，並使用高壓水沖洗，反復2~3遍，能降低GGH差壓，能維持一段時間
最好是把GGH換熱元件取出，使用化學試劑浸泡，效果較好，能維持一段時間
最主要的還是要找出引起GGH差壓升高的原因，如除塵器效率低，煙氣含塵量高，吸收塔除霧器效果差，GGH換熱元件損壞等等
Ⅷ 濕式電除塵器為什麼不放在ggh出口
濕法除塵來後的灰水根據你不自一樣的行業會有不一樣的處理方法，普通的比如是一般的石質的粉塵，肯定簡單的沉澱就可以了，但是像煤炭或者是鋼鐵的粉塵，裡面含有大量的二氧化碳等其他酸性氣體，簡單的沉澱肯定不夠，這個時候你就可能就要添加鹼性的材料來中和廢水。如果是其他化工或者是材料，廢水裡面的成分更加復雜，為了達到國家排放標准，添加的中和劑更復雜，這時候要是你直接找一些廢水處理來做可能省錢也更省力。
至於怎麼循環利用，如果是不溶解的物質，過濾沉澱足矣。如果是溶解的物質，要按照比例加添加劑把它析出來才能再用。
純手打，。
Ⅸ 環保是否規定鍋爐除塵裝置不得有旁路
不允許設置。
為了加強對火電企業脫硫設施鍋爐布袋除塵器運行過程的監管，提高脫硫設施運行效率，2010年6月，國家環境保護部下發了《關於火電企業脫硫設施旁路煙道擋板實施鉛封的通知》(環辦[2010]91號)文件。按照要求，2010年9月底浙江省內火電廠均實施了對脫硫旁路擋板的首次鉛封。一年多來，電廠應對鉛封採取了系列措施，現就鉛封後實際旁路開啟情況及逐步過渡取消旁路的對策進行分析和討論。
1、 應對鉛封採取的措施
1.1 修改旁路開啟保護邏輯
鉛封要求下發之初，浙江省內火電廠均積極響應，經過各集團組織論證以及採納各技術單位給予的提議參考，首先對旁路開啟的保護邏輯進行了修改。在常見的旁路擋板保護聯鎖中，有四個聯鎖是所有火電廠一致選擇保留的，它們是增壓風機入口壓力超限開旁路、GGH停轉開旁路、多台循環泵跳閘開旁路以及增壓風機跳閘開旁路。這四項聯鎖的保留主要基於對脫硫設備的保護以及對煙道、擋板 安全性的考慮。對於機組MFT開旁路以及機組RB開旁路這2項聯鎖，絕大部分電廠也選擇了保留，部分取消了MFT信號直接觸發開旁路。大部分廠取消了進口煙塵 濃度高於定值、運行中煙溫偏低開啟旁路，小部分改成了報警;油槍的投運聯鎖部分被取消，部分改成人工判斷可投撤;進口溫度高於定值部分廠考慮到煙氣超溫的情況可能發生仍保留投入，部分廠則改成了報警;進出口擋板開信號消失的聯鎖也類似，電廠也酌情進行保留或改成報警。
在修改旁路開啟保護邏輯時，除了對聯鎖進行了是否保留的選擇，對於聯鎖的觸發條件也進行了修改，主要為增加延時(如超溫、失速，信號消失等)和對定值放寬(如壓力、溫度、振動條件值等)。最典型的就是增壓風機入口壓力超限保護的定值，在分析脫硫廠家的設計參數和各爐煙道、擋板實際運行中的情況後，普遍對正負限定值都予以了放寬，從後續實際運行效果看，沒有產生不利影響，這些修改還是比較謹慎和合理的。
1.2 調整旁路擋板試驗和GGH離線沖洗周期
為保證旁路擋板可靠開啟，作為檢查手段，旁路擋板定期活動試驗一直是作為一個常規工作而開展的，一般會1-2月進行一次，鉛封後近一半的廠已不進行旁路擋板周期試驗，主要利用機組調停或停運時開展這項工作。調研中發現個別廠旁路擋板存在密封片易變形的問題，由於無法掌控變形是否會對開啟帶來影響，因此取消定期試驗，會帶來一定的風險。在有GGH裝置的電廠，當GGH壓差上升到一定允許限值，在線高壓水沖洗也不能緩解時，就需要停運脫硫，進行離線高壓水沖洗，頻次高的廠可能1個月會清洗2-3次。在鉛封實施後，旁路開啟受限， 而且環保部門不再允許將旁路擋板定期試驗時間計為免責時間，因此對這兩個開旁路的頻次，電廠也進行了控制。目前，部分廠已能做到與機組檢修同步，這得益於設備本身選型較好，或近年經過了改造。投運較早的GGH普遍離線頻次較高，平均2月1次，對擋板開啟次數和投用率的影響較大。
1.3 設備改造和優化
設備的可靠性直接關繫到脫硫系統的正常運行，在向取消旁路過渡中，對設備系統的改造和優化是一個必不可少的環節。改造和優化措施主要有：
(1)GGH換熱元件改成大通道防堵型;GGH吹灰器改造，增加吹掃空壓機，盡可能延長定期離線沖洗的周期，做到與機組檢修同步。檢修時化學清洗換熱元件，有部分換熱元件可備用。
(2)因增壓風機前負壓波動多次開擋板較多的廠，通過燃燒工況調整，修改前饋、後饋系數，對煙道、擋板承壓重新核算，放寬了定值 。
(3)增壓風機入口擋板增加為2台執行機構，加雨棚;增大擋板執行機構的力距;更換所有油管路的軟管;液壓油管換成可靠型號防漏;增壓風機停運後輪轂及葉片上加強清灰，保證風機振動正常;漿液循環泵減速箱冷卻採用內部蛇形管加潤滑油外置冷卻器閉式冷卻水，保證冷卻效果好。
(4)循環泵入口濾網換型，增大通流量，降低泵氣蝕;泵出口大小頭防腐換成不銹鋼;吸收塔噴淋層增加耐磨板，中隔板位置焊接合金板;噴淋管經常損壞部位加裝不銹鋼護套，吸收塔連接短管加裝內套管。噴淋加裝監測，噴淋層加厚，除霧器加裝支撐，噴嘴更換，死區加裝沖洗;吸收塔出口增設疏水槽、管，減少水汽對尾部煙道的腐蝕和GGH的結垢;襯膠補後易脫落，加強修補質量過程式控制制;對除霧器沖洗邏輯進行修改，增加一級除霧器的沖洗頻次。確保投用率前提下，定期對吸收塔內部進行清理。
(5)煙風道的鱗片易起泡，需經常檢查，並加強修補質量過程式控制制;對煙囪腐蝕進行監控，機組停運時，對煙囪防腐要及時進行評估、修補。
(6)廢水處理系統擴容;三聯箱增設旁路;制漿系統增設補水管;工藝水管改成襯膠;在線pH計、密度計換型，改母管上測量，保證檢測的准確性;採用熔斷法在線處理電除塵陰極螺旋線故障，故障頻發電場檢修時成批更換極線，保證電場的正常投運。
2、鉛封以來旁路開啟統計及分析
我們選取了2010年11月-2011年9月這段鉛封後時間，對省內14個廠旁路開啟的次數和原因進行了歸類。統計，並與2009年11月-2010年9月進行了對比。在這兩組對照時間中，鉛封前全省總計開旁路436次，而鉛封後為318次，開啟次數明顯下降，說明了鉛封這一環保的強制力，確定起到了限制旁路開啟的作用。有9個廠開啟次數明顯下降，部分幅度較大，呈現上升的有4個廠，幅度不太大。
而造成開啟的原因中鉛封前達19項，鉛封後少了5項，這少的5項分別為氧化風系統故障，進出口擋板故障，入口煙溫異常，電網外部線路故障以及低壓脫硫變跳閘。
鉛封前開啟原因佔比合計超過80%，且位列前五位的原因依次為：GGH故障或離線清洗、增壓風機入口風壓波動、增壓風機故障、機組RB或低壓荷、鍋爐MFT;而鉛封後，原因佔比合計超過80%的仍是這五個，排名上增壓風機入負壓波動變成列最後，其他依次不變。
3、 旁路開啟受限目前帶來的影響
從浙江省內各電廠對旁路開啟邏輯的修改可以看出，由於對大部分重要聯鎖予以了保留，目前電廠在旁路開啟上還是屬於「該開則開」 的階段，環保部門總體還是持理解態度。因而旁路開啟受限或取消可能帶來的影響大部分沒有付諸表現，也就是說，目前尚未出現因脫硫設備檢修而被迫停運主機的情況;而鍋爐MFT、機組RB、入口煙溫高時旁路也都開啟，由此帶來的煙風系統失穩以及吸收塔內部部件損壞風險暫不存在;入口煙溫低，發生不多，持續時間短，今年煤種硫分普遍不是很高，脫硫設備鍋爐布袋除塵器系統容量尚能緩沖，因此對這兩種情況，各電廠基本能做到不開啟旁路。
在鍋爐啟停階段，浙江省內電廠電除塵器投用中，有3個電廠較早，基本點火後就投用電除塵器;大部分電廠還是按照電除塵入口溫度要求逐步投運電場，其後一般在50%機組負荷時投運脫硫。浙江省內4*600MW機組(無GGH)從2010年下半年開始就脫硫投運按要求進行旁路取消 的前期准備和方案認證，並把2011年作為一個過渡期，給予電廠每台爐全年12h作為旁路可開啟時間，這其中包括了擋板定期試驗，機組度網期間擋板異常開啟時間。針對這一要求，目前電廠採用電除塵投運與鍋爐點火同步，脫硫投運與機組並網(10MW)同步的方式。為了減少運 行期間異常，進行制漿、氧化，廢水處理、事故漿液貯存能力的增容，盡量結合機組檢修安排脫硫系統缺陷設備的維修，同時開始逐步取消增壓風機。機組異常停機時，盡量採用滑參數運行方式，直到脫硫與鍋爐同步停運。在這種方式下，到目前為此，今年電廠僅因處理1號增壓風機液壓油管漏油開過1次旁路，每月脫硫投用率都接近100%。
該電廠目前的運行方式已是浙江省內相對較好的做法，觀其效果，影響還是存在的。首先是低溫腐蝕風險。機組剛並網時煙氣溫度還不高，此時脫硫投入，出口煙溫必是偏低的。查閱歷史曲線發現機組剛並網時(10MW)電廠脫硫出口煙溫 一般在30度左右，等機組負荷上升，出口煙溫上升到45度以上(正常脫硫出口煙溫)往往需要2h左右，這期間脫硫後設施煙道就處於低溫高濕腐蝕風險，而該電廠為兩爐合用一內筒煙囪、兩爐啟停使該煙囪腐蝕風險進一步加大。在機組檢修時，對煙囪防腐層進行修補已成為一項定期工作。升爐期間盡管有電除塵投 用，但它對煤粉的去除效果較差，未燃盡碳，包括有時點火不好仍需投油時的油滴仍不可避免地進入到漿液，據電廠反映，採用這一運行方式後，吸收塔漿液起泡發黑(有溢流)較常見，有時還導致盲區，需加大廢水排放。如果史採取加大廢水排放的措施，啟、停爐1次造成的對 漿液的影響，需半個月左右才能完全自然置換，對石膏脫水和品質有一定影響。如果機組啟停頻次較多時，石膏脫水系統的稀釋緩沖能力下降、則危害更大。
對於運行中投油槍是否需開旁路的處理，各電廠有所不同。有一半電廠在投油負荷下均開啟擋板，另一半電廠在投油負荷下均開啟擋板，另一半則基本做到不開。為了減少影響，電廠一方面盡量與高度溝通，爭取負荷能穩定在投油負荷以上，即不投油;另一方面即使投油也盡量少股幾支油槍，並採用間斷投用方式。目前看來，投油對脫硫漿液影響主要表現為漿液起泡溢流(部分電廠定期加入消泡劑)，漿液表面有些發黑，但對塔內漿液反應、脫水和石膏品質基本沒有較大影響。
4、取消旁路的對策
目前大部分2011年閃投運的脫硫裝置都採用有旁路設計，而環保部門最近已提出2012年起即將把取消脫硫旁路提上議程。從以上浙江省內電廠脫硫開旁路的現狀看，短時內完全取消旁路難度和壓力甚大。因為目前還缺少老機組旁路無聲封堵後成熟和完善的運行經驗。一旦取消或臨時封堵旁路煙道，則脫硫裝置與主機將成為一個串聯系統而必須同步啟停，因此，必須充分考慮無旁運行時的特殊性，提出有針對性的應對策略，同時進行改造和優化，才能提高無旁路爐及脫硫系統的運行可靠性。
4.1 評估脫硫設施現狀
建議在現有脫硫設施脈沖除塵器取消旁路前進行全面謹慎的評估。評估的內容應包括煤質波動、脫硫設備可靠性、機組運行可靠性、旁路開啟的統計分析等多個方面。通過評估可找出制約電廠旁路取消的主要因素以及權重，這樣根據優先次序，在過渡期內逐步開展改造、增容和優化，使旁路開啟水平能逐步趨近於取消。也可對取消旁路的實施廠進行優先排序：沒有GGH且取消增壓風機運行的機組，是可以首先進行取消旁路的實施對象;其次是沒有GGH的機組，由於沒有該高阻力設施，對引風機擴容，從而取消增壓風機實施相對容易;GGH和增壓風機均有的機組 實施也最困難。當GGH壓差能長期控制在一個較穩定的水平，可以結合脫硝改造，考慮對引風機擴容，從而取消增壓風機。
4.2 燃料品質是首要保證
煤質是首要因素，需要通過統計分析，將最差煤種的情況納入考慮。其中灰分、硫分是主要因素，前者影響電除塵器的除塵效果，後者影響整個系統可脫硫容量，此外煤質造成點火的難易會影響微油、等離子點火的效果，燃燒不好造成鍋爐不能正常運行帶來諸如MFT影響。因而如取消旁路運行，對煤種的品質和穩定性要求必然提高，低硫煤的采購以及高低硫煤摻燒仍是從源頭保證脫硫系統正常運行的首要工作，還有在鍋爐冷態啟動階段盡可能燃用揮發分高的煤種作為啟動煤種，不但有利於縮短鍋爐的啟動過程，也降低了因點火困難、消耗大量的烯 油給脫硫裝置帶來的一系列影響。
4.3 鍋爐運行和脫硫運行對策
在電除塵器運行過程中，為了減輕未燃盡油污碳粒對吸收塔漿液系統的污染，在鍋爐點火啟動前尤其是冷態啟動前，電除塵器的灰斗加熱、絕緣支柱套管加熱及放電極絕緣室加熱最好能提前24h投入，確保電除塵器和干除灰系統投入運行且吸收塔循環泵啟動投入後再點火起爐。在鍋爐點火啟動階段，為防止部分未燃盡油污和碳粒隨煙氣經過電除塵器時發生二次燃燒，應控制電除塵器各電場的二次電壓在起暈電壓和閃絡電壓之間，並適當限制二次電流值。運行過程中密切監測電除塵器出口的煙塵濃度，必要時可考慮實施電袋除塵器或布袋除塵器的改造,其中良好運用除塵器布袋和除塵器骨架以進一步提高除塵效率。
為了防止脫硫吸收塔入口煙氣超溫，保護吸收塔內部構件、襯膠或鱗片襯里，除霧器應設置事故噴淋減溫裝置，並確保噴淋減溫裝置能夠可靠投入。在脫硫裝置運行期間，應密切監測脫硫系統的主要運行參數及吸收塔出、入口溫度的變化。在鍋爐停爐階段，也應待進入吸收塔進、出口煙溫降至耐溫極限以下並確保安全時方可停運所有循環泵。對於事故噴淋系統，在日常運行過程中加強設備維護，對高位水箱設立自動補水，並經常確認水位，系統電源接入保安電源，定期開展噴淋試驗以確保其能及時動作也是非常重要的。
在鍋爐調整和脫硫調整時，應保證鍋爐燃燒的穩定性，控制空預器漏風，確保煙氣參數不嚴重偏離設計條件。在鍋爐點火啟動階段、低負荷投油助燃階段或煤種含硫量驟升階段，密切監視脫硫系統運行參數，加大對吸收塔漿液品質的化驗分析，一旦出現吸收塔大量溢流起泡、pH值無法有效提升和穩定、漿液品質惡化、石膏脫水困難等狀況，可採取置換漿液的方式消除影響。嚴格監控脫硫系統的運行條件，加強對吸收劑、工藝水和蒸汽等品質的監控，提高在線儀表的可靠性和穩定性，加強脫硫系統的化學監督工作並制定為制度的形式，定期定時對脫硫系統各介質的化學分析，在鍋爐冷態啟動投油助燃或低負荷投油穩燃階段，密切關注和分析吸收塔漿液的含油量，為漿液置換、除霧器噴淋沖洗提供科學的參考依據。
提高檢修水平，在日常的運行實踐中，應加強脫硫系統和設備的檢修維護和管理水平，並形成嚴格的管理制度，充分重視脫硫系統的各個缺陷和故障點，發現問題必須及時分析和處理，避免形成隱患，必要時將脫硫系統關鍵設備包括煙囪納入主設備的維護和管理范疇。重點關注管道容器系統和旋轉元件的沖刷磨損和腐蝕問題、GGH和除霧器的結垢堵塞問題以及尾部煙道和煙囪的腐蝕滲漏問題，對脫硫系統真正做到逢停必檢，達到防患於未然。
4.4 與環保部門溝通
火電廠脫硫裝置取消旁路，如果倉促上馬，恐怕會給電廠生產運行帶來一定的影響，各發電集團和電廠有必要與各級環保部門積極溝通，通過分析讓其了解目前企業的旁路開啟現狀和取消旁路的影響，爭取合理的過渡期限，完成必要的改造和優化，使取消旁路能安全的、可靠的實施。
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Ⅹ 鋼鐵燒結濕法煙氣脫硫煙囪上ggh後含濕量多少
電廠脫硫工藝系統設備及功能之煙氣系統
煙氣系統包括煙道、煙氣擋板、密封風機和氣--氣加熱器（GGH）等關鍵設備。吸收塔入口煙道及出口至擋板的煙道，煙氣溫度較低，煙氣含濕量較大，容易對煙道產生腐蝕，需進行防腐處理。
煙氣擋板是脫硫裝置進入和退出運行的重要設備，分為FGD主煙道煙氣擋板和旁路煙氣擋板。前者安裝在FGD系統的進出口，它是由雙層煙氣擋板組成，當關閉主煙道時，雙層煙氣擋板之間連接密封空氣，以保證FGD系統內的防腐襯膠等不受破壞。旁路擋板安裝在原鍋爐煙道的進出口。當FGD系統運行時，旁路煙道關閉，這時煙道內連接密封空氣。旁路煙氣擋板設有快開，保證在FGD系統故障時迅速打開旁路煙道，以確保鍋爐的正常運行。
經濕法脫硫後的煙氣從吸收塔出來一般在46~55℃左右，含有飽和水汽、殘余的SO2、SO3、HCl、HF、NOx，其攜帶的SO42-/sup>、SO32-鹽等會結露，如不經過處理直接排放，易形成酸霧，且將影響煙氣的抬升高度和擴散。為此濕法FGD系統通常配有一套氣——氣換熱器（GGH）煙氣再熱裝置。氣——氣換熱器是蓄熱加熱工藝的一種，即常說的GGH。它用未脫硫的熱煙氣（一般130~150℃）去加熱已脫硫的煙氣，一般加熱到80℃左右，然後排放，以避免低溫濕煙氣腐蝕煙道、煙囪內壁，並可提高煙氣抬升高度。煙氣再熱器是濕法脫硫工藝的一項重要設備，由於熱端煙氣含硫最高、溫度高，而冷端煙氣溫度低、含水率大，故氣——氣換熱器的煙氣進出口均需用耐腐蝕材料，如搪玻璃、柯登鋼等，傳熱區一般用搪瓷鋼。
另外，從電除塵器出來的煙氣溫度高達130~150℃，因此進入FGD前要經過GGH降溫器降溫，避免煙氣溫度過高，損壞吸收塔的防腐材料和除霧器。
電廠脫硫工藝系統設備及功能之吸收系統
吸收系統的主要設備是吸收塔，它是FGD設備的核心裝置，系統在塔中完成對SO2、SO3等有害氣體的吸收。濕法脫硫吸收塔有許多種結構，如填料塔、湍球塔、噴射鼓泡塔、噴淋塔等等，其中噴淋塔因為具有脫硫效率高、阻力小、適應性、可用率高等優點而得到較廣泛的應用，因而目前噴淋塔是石灰石——石膏濕法煙氣脫硫工藝中的主導塔型。
噴淋層設在吸收塔的中上部，吸收塔漿液循環泵對應各自的噴淋層。每個噴淋層都是由一系列噴嘴組成，其作用是將循環漿液進行細化噴霧。一個噴淋層包括母管和支管，母管的側向支管成對排列，噴嘴就布置在其中。噴嘴的這種布置安排可使吸收塔斷面上實現均勻的噴淋效果。 吸收塔循環泵將塔內的漿液循環打入噴淋層，為防止塔內沉澱物吸入泵體造成泵的堵塞或損壞及噴嘴的堵塞，循環泵前都裝有網格狀不銹鋼濾網（塔內）。單台循環泵故障時，FGD系統可正常進行，若全部循環泵均停運，FGD系統將保護停運，煙氣走旁路。
氧化空氣系統是吸收系統內的一個重要部分，氧化空氣的功能是保證吸收塔反應池內生成石膏。氧化空氣注入不充分將會引起石膏結晶的不完善，還可能導致吸收塔內壁的結垢，因此，對該部分的優化設置對提高系統的脫硫效率和石膏的品質顯得尤為重要。
吸收系統還包括除霧器及其沖洗設備，吸收塔內最上面的噴淋層上部設有二級除霧器，它主要用於分離由煙氣攜帶的液滴，採用阻燃聚丙烯材料製成。