火电厂脱硫调试方案

火电厂脱硫调试方案（通用10篇）

篇1：火电厂脱硫调试方案

XXXXX电厂二期烟气脱硫工程XXXXX环保公司XXXX脱硫工程试运指挥部

运 行 人 员 工 作 纪 律

签发：

1.服从值长的指挥，并及时汇报工作完成情况。

2.当值时间内严禁脱岗。

3.严禁酒后上岗。

4.运行期间严禁赌博、玩扑克牌、看小说、看报纸等与运行无关的行为。

5.各专业间要相互协调，不得出现互相扯皮现象，积极完成#

3、#4机组FGD装置的试运工作。

6.各专业运行人员在处理缺陷时，如有不明情况，应先向本专业值长汇报，再向试运组当值值长汇报，以保证消缺任务安全、顺利的完成。

7.严格执行交接班制度，准时交接班，如有特殊情况，要提前与交班人员协调好，必须保证运行有人值守。

8.运行期间各专业运行人员必须做好运行记录，以避免出现无法查清事故发生原因的现象。

9.各专业值长应以身作则，积极配合各阶段试运组值长完成试运任务。

XXXXXX脱硫工程试运指挥部

二OO五年十一月三日

篇2：火电厂脱硫调试方案

值 长 岗 位 职 责

签发：

1、组织领导好本值值班人员，搞好当值的各项工作；

2、在搞好本职安全运行的前提下，组织本值人员作好运行管理和设备维护及缺陷消除工作；

3、在当值时间内，负责审查工作票、操作票及检查各项安全技术措施和组织措施的落实；

4、组织、督促本值人员对将运行的设备进行检查和对运行中的设备检查、巡视工作；

5、组织和指挥本值内的事故处理，负责做好消除异常现象及不安全因素的技术措施，并负责汇总后向有关单位汇报；

6、负责交接班工作中的运行交接等事宜。

XXXXXX脱硫工程试运指挥部

篇3：浅谈火电厂取消脱硫烟气旁路方案

1 脱硫旁路改造方案

1.1 脱硫旁路烟道的封堵

将脱硫大旁路挡板门及与其连接的钢烟道拆除, 将原烟挡板固定在常开位置, 并焊接固定。将原烟挡板执行机构拆除, 同时将原烟挡板、原旁路挡板相关逻辑全部取消。净烟挡板在机组检修时可起隔离作用, 故予以保留, 在机组正常运行期间, 保持其常开状态, 电源拉掉挂牌。净烟挡板取消其开到位信号参与的原旁路挡板关允许控制逻辑部分。用于固定和支撑的堵板, 进行密封焊接。

1.2 事故减温喷淋及预洗涤

FGD烟气旁路取消, 脱硫吸收塔成为锅炉烟气的唯一通道, 因此必须减少脱硫系统的不安全因素。同时应满足以下条件:第一, 由于吸收塔的基体材料为碳钢, 吸收塔入口前烟气设计温度为130℃。塔内防腐鳞片、橡胶及除雾器最高使用温度≤80℃, 故进入吸收塔的烟气必需≤80℃。第二, 在锅炉燃油低负荷运行初期, 必须对含有油污的烟气进行除油降温处理, 保证吸收塔浆液不被油污破坏, 而安装在原烟气吸收塔入口前水平烟道中的事故喷淋系统可以对高温烟气进行喷水降温, 使进入吸收塔的烟气温度达到80℃以下。所以在取消旁路后, 必须在吸收塔入口烟道上增加预洗涤装置和喷水减温装置。

2 主要控制逻辑修改说明

2.1 增压风机控制逻辑改造 (由于未采用引增合一, 增压风机仍然单独控制)

旁路取消后, 增压风机运行方式不变。在启机初期以及负荷<360MW时 (最终值通过实验确定) , 为了减少运行电耗, 选用“引风机运行、增压风机停运”控制方案。即在负荷<360MW (含启动初期) 阶段, 增压风机停运 (增压风机动叶开度应为70%) , 脱硫系统阻力由引风机克服, 减少了增压风机运行电耗。当负荷>360MW时, 由运行人员手动启动增压风机 (带负荷启动) , 然后通过调节动叶控制增压风机入口压力。

2.1.1 启动允许条件 (“与”关系)

(1) 净烟气挡板已开; (2) 吸收塔循环泵至少一台运行; (3) 增压风机油站 (含本体油站以及电机油站) 运行正常 (有泵运行、油压正常) ; (4) 至少一台冷却风机在运行; (5) 增压风机轴承温度正常 (无报警、坏质量) ; (6) 增压风机主电机无就地综合报警; (7) 增压风机保护动作信号未发; (8) 增压风机在“远控”方式; (9) 增压风机动叶开度<10%。

2.1.2 动叶调节投入“自动”方式条件 (“与”关系)

(1) 动叶指令与位置反馈偏差绝对值<10%; (2) 增压风机主电机在合闸位置; (3) 增压风机入口压力信号正常, 压力在适当范围内 (定值由试验确定±3000pa内) ; (4) 增压风机出口压力<2800Pa (定值由试验确定, 死区50pa) ; (5) 增压风机入口压力无坏质量; (6) 增压风机本体油站任一油泵运行且控制油压不低, 延时5秒。当上述任一条件不满足时, 增压风机动叶调节强切“手动”方式。

2.1.3 动叶控制逻辑

(1) 增压风机入口压力<-1200Pa (死区50Pa) , 延时3s优先关增压风机动叶直至压力恢复, 速率2.5%/s。 (2) 增压风机入口压力>2100Pa (死区50Pa) , 延时3s, 顺序跳闸C、B、A浆液循环泵至保留二台循环泵运行。 (3) 增压风机动叶控制在自动, 任一引风机运行信号消失, 延时1s, 增压风机动叶强关至当前开度的75%。 (4) 动叶强开70%逻辑 (“与”关系) , 运行人员注意监视风机振动。 (1) 增压风机主电机在分闸位 (3S脉冲) ; (2) 增压风机动叶控制在自动; (3) 本体油站油压力低信号未发且控制油压力低未发且至少有一台油泵在运行; (4) 电机油站压力低信号未发且至少有一台油泵在运行。增压风机在分闸位后, 条件均满足时, 发动叶强开70%指令 (5S脉冲) , 任一条件不满足将增压风机动叶维持在跳闸前开度。

2.1.4 增压风机RB逻辑

(1) 增压风机RB动作条件:“锅炉负荷﹥65%”且“增压风机跳闸”; (2) “增压风机RB”信号将同时触发如下逻辑: (1) 触发主机“RB”, 动作后锅炉目标负荷为65%; (2) 增压风机控制油压力低信号未发且至少有一台油泵在运行, 同时增压风机电机油站压力低信号未发且至少有一台油泵在运行, 将增压风机动叶开至70%, 否则其动叶开度维持在增压风机跳闸前开度; (3) 顺序跳闸C、B、A浆液循环泵至保留二台循环泵运行, 间隔时间3s; (4) 当主机两台引风机同时运行时, 联锁跳闸离增压风机入口较远一侧的引风机至保留一台引风机运行。

2.1.5 增压风机跳闸逻辑 (“或”关系)

(1) 增压风机电机轴承温度高≥85℃延时5S; (2) 增压风机轴承温度高≥100℃延时 (三取二) 5S; (3) 电机油站油泵全停且油压低延时30秒; (4) 两台冷却风机全停且风机轴承温度高≥90℃ (三取二) 延时5S; (5) 轴承振动高 (X向≥7.1mm/s且Y向≥4.6mm/s, Y向≥7.1mm/s且X向≥4.6mm/s, X向≥7.1mm/s且Y向≥7.1mm/s, 延时3s; (6) 引风机全停; (7) 风机本体油站油泵全停且润滑油压低延时7S; (8) 增压风机入口烟气压力<-0.8倍校核值-2000Pa延时3s; (9) 增压风机入口烟气压力>0.8倍校核值2000Pa延时3s。

2.2 烟气事故喷淋系统控制逻辑

2.2.1 自动启动事故喷淋系统条件 (“或”关系)

浆液循环泵运行数量=0台;FGD入口烟气温度高 (≥160℃, 死区1) ;吸收塔出口温度高 (≥75℃, 死区1) 。

2.2.2 事故喷淋水母管压力控制

(1) 正常情况只开脱硫岛工艺水至事故喷淋母管气动门。 (2) 当脱硫岛工艺水至事故喷淋母管气动门前压力小于设定值 (0.5MPA, 死区0.05) 时, 关闭脱硫岛工艺水至事故喷淋母管气动门。当脱硫岛工艺水至事故喷淋母管气动门前压力不小于设定值 (0.5MPA, 死区0.05) 时, 开启脱硫岛工艺水至事故喷淋母管气动门, 开消防水至事故喷淋母管气动门。当事故喷淋母管压力低于0.5MPA (死区0.05) 时, 开电厂消防水至事故喷淋母管气动门。当事故喷淋母管压力不低于0.5MPA (死区0.05) 时, 关电厂消防水至事故喷淋母管气动门。

2.3 烟气预洗涤系统控制逻辑

预洗涤系统两台泵兼有预洗涤循环和外排功能, 由运行人员根据实际情况使用。缓冲池液位>1.0米时, 启动预洗涤系统, 缓冲池液位<1.0米时 (定值视实际情况确定) , 自动停止烟气预洗涤系统。

正常情况下烟气预洗涤缓冲池液位控制在1.0—2.5M (定值视实际情况调整) 之间, 通过控制系统补水阀以及外排泵 (溢流情况下) 实现烟气预洗涤缓冲池液位调节。对烟气预洗涤缓冲池补水阀的操作 (事故喷淋阀全关) : (1) 缓冲池液位低 (定值视实际情况确定) 且事故喷淋阀关到位, 立即联锁开启系统补水阀; (2) 缓冲池液位高 (定值视实际情况确定) 或事故喷淋阀开到位, 立即联锁关闭系统补水阀。

3 结语

取消脱硫旁路是火电厂的必然趋势, 以上阐述了取消脱硫烟气旁路的方案, 包括脱硫旁路烟气挡板拆除及封堵, 增加烟气事故喷淋和烟气预洗涤系统, 以及相应的控制方案。为同类电厂脱硫旁路改造提供了参考依据。

摘要：针对新环保要求, 以四川某电厂脱硫旁路改造为例, 讨论了对于原设计有脱硫旁路系统的火电厂, 取消脱硫烟气旁路的方案, 并给出了主要控制逻辑修改说明, 为同类电厂脱硫旁路改造提供了参考依据。

关键词：火力发电厂,脱硫,烟气旁路取消

参考文献

[1]白建云, 杨晋萍.程序控制系统[M].北京:中国电力出版社, 2006.

[2]张丽香, 王琦.模拟量控制系统[M].北京:中国电力出版社, 2006.

篇4：电厂脱硫废水处理系统调试

摘 要：文章简述了脱硫公用系统废水处理热控设备及控制系统的安装调试过程，介绍了控制系统在整个废水处理流程中的主要功能以及DCS系统的应用，详细叙述了调试原理、方案和组织措施，制定具体的调试方案，介绍了电厂脱硫废水处理控制技术的现状，提出了有益的建议。

关键词：电厂；脱硫废水；调试

华电章丘发电有限公司本期工程脱硫废水为2X330MW、2X145MW机组的石灰石—石膏湿法脱硫，采用1炉2塔脱硫时产生的脱硫废水。脱硫塔脱硫效率不小于95.5%，脱硫废水主要由旋流器滤水和真空皮带水组成。

本期工程改造范围：石膏脱水车间从废水旋流泵入口阀门开始至废水排放池之间的全部设备。

废水处理的最终水质应达到《火电厂石灰石-石膏湿法脱硫废水水质控制指标》（DL/T 997-2006）和国家《污水综合排放标准》（GB8978-1996）二级标准，处理合格后排入电厂生产排水管网中。

1 废水控制系统调试准备

1.1 系统简介 本脱硫废水系统设计出力为40m3/h，工艺流程如下图所示：

1.2 调试依据及标准 ①部颁《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》。②《火电工程启动调试工作规定》。③部颁《火电工程调整试运质量检验及评定标准》。④《电力建设施工及验收技术规范》。⑤有关的设计图纸。⑥相关设备的技术协议。⑦机电设备等相关检验验收标准。

1.3 调试目标 脱硫废水处理装置出水悬浮物及重金属离子含量需要达到国家《污水综合排放标准》（GB8978-1996）的二级标准。

1.4 调试的组织与分工 ①青岛天兰环境股份有限公司负责整个系统调试过程。②施工单位和设备厂家负责设备的单体调试工作。③电厂运行人员负责脱硫废水系统的跟班学习。

2 系统调试

2.1 设备单体调试

2.1.1 MCC柜与DCS柜成功上电，运行正常，远程操作站通讯连接正常。

2.1.2 对废水排放泵、滤液泵、污泥循环泵等配备工频电机设备进行就地与远程启停调试，纠正电机转向，于次日下午完成。

2.1.3 我方配合运行，检修完成了工频电机空转试运。

2.1.4 进行了剩余设备：电动阀门、电磁阀、变频计量泵、变频污泥输送泵的单体调试工作，纠正电机转向，完善变频器设置，于次日下午完成。

2.1.5 压滤机上电试运，联合生产厂家，对设备启动，过程控制（滤板压紧、松开、拉板、取板）进行试运，设备正常运转，于当日下午完成调试。

2.1.6 设备注水试验，并校准液位计，于8月12日完成。

2.2 系统整体调试

2.2.1 药剂准备。①上午碱槽车到位，碱液的浓度为31%，利用卸碱泵卸入碱计量箱内，1#碱计量箱与2#碱计量箱被注满。②有机硫药剂溶液配制：原液为15%浓度，注入3桶药剂，开有机硫计量箱进水电磁阀，注满计量箱，配制成1%～2%浓度溶液，最后启动搅拌器，搅拌2小时后停止。③絮凝剂（FeClSO4）的溶液配制：原液浓度为11%，使用原液注满计量箱。④助凝剂（聚丙烯酰胺）溶液的配制：开进水电磁阀，计量箱注满水，添加粉末状助凝剂1.5kg，启动搅拌器2小时，搅拌配制成0.1～0.5%的溶液。⑤酸槽车到位，盐酸的浓度为30%，利用卸酸泵卸入酸计量箱内，注满计量箱。⑥药品参考剂量如下：碱液剂量： 31%浓度，0.5L/m3·废水；有机硫剂量： 1%浓度， 0.4L/m3·废水；氯化硫酸铁剂量： 10%浓度，0.2L/m3·废水；助凝剂剂量： 0.1%浓度，1L/m3·废水；盐酸剂量：31%浓度，0.12L/m3·废水。

2.2.2 系统整体调试。通过废水旋流器正式向废水处理系统三联箱注入脱硫废水，启动三联箱搅拌器与加药系统，进入废水出水调试阶段。

澄清池注水完成，启动澄清池刮泥机。澄清池上部清水溢流至废水排放箱，成功出水，但水质不满足要求。通过废水排放泵出口浊度，调节计量泵频率改变加药量，提高出水质量。出水合格，达到排放标准，浊度维持在40-70mg/L，符合要求。

进行压滤机脱水出泥调试，因进泥压力太高超过规定的0.6MPa，联合污泥输送泵生产厂家及压滤机工程师，更换污泥输送泵轴芯，对污泥输送泵尝试不同变频控制，最后将污泥输送泵频率输出控制在28～50Hz之间根据压滤机入口压力以0.6MPa为标准，进行PID控制，出泥效果达到要求。

2.2.3 系统整体试运。出水浊度与pH合格，出泥系统运行正常。

3 调试流程

3.1 脱硫废水处理的工艺流程 重金属和悬浮物处理：废水pH值越高，可沉淀的金属离子浓度越低。调整废水PH在9.0-9.5需要加Ca（OH）2，重金属离子水解形成氢氧化物沉淀和CaF2沉淀；加入有机硫溶液，在水中形成铜和汞的硫化物沉淀。凝絮箱加入絮凝剂使水中大部分悬浮物沉淀；同时絮体在沉淀的过程中又吸附CaSO4沉淀和其他重金属氢氧化物沉淀；最后投加脱水助剂，增大絮凝体的体积，增加沉淀速度，降低细小絮体的残留。

3.2 压滤机工作原理 板框压滤机滤板的表面有沟槽，交替排列，其凸出部位用以支撑滤布。滤液穿过滤布并沿滤板沟槽流至板框边角通道排出。过滤完毕，通入清水洗涤滤渣后通入压缩空气，除去剩余的洗涤液。随后卸掉滤渣，清洗滤布，重新压紧板、框，开始下一工作流程。

3.3控制系统 脱硫废水处理控制系统采用新华公司的XDC800，实现分散控制，该系统可以实现与除灰除渣及除湿系统的数据共享。

4 调试结论

经试运行，热控设备及控制逻辑运行情况良好，几经优化，控制逻辑基本达到设计要求，能够较好的满足机组正常运行情况下废水处理的要求，为废水达标排放提供了必要的保障。目前，机务部分还有缺陷有待于进一步消除。

5 建议

应按照热控可靠性配置的要求，对参与控制的水箱水位等重要测点进行冗余配置，完善重要测点三选二逻辑。

参考文献：

篇5：火电厂脱硫调试方案

电厂脱硫系统GGH结垢原因分析及解决方案

作 者：欧阳荣 李珠 彭卫华 OU-YANG rong LI Zhu PENG Wei-hua  作者单位：欧阳荣,李珠,OU-YANG rong,LI Zhu(广东珠海金湾发电有限公司)

彭卫华,PENG Wei-hua(广东电网公司电力科学研究院,广东,广州,519050)

刊 名：广西电力 英文刊名：GUANGXI ELECTRIC POWER 年，卷(期)：2009 32(4) 分类号：X701.3 关键词：脱硫系统   GGH   结垢  

篇6：火电厂脱硫变动成本分析

火电厂脱硫变动成本分析

摘要：分析了火电厂烟气脱硫变动成本的构成,探讨了影响脱硫变动成本的因素,提出了控制脱硫变动成本和调整脱硫电价的建议.作 者：姚鸿男    YAO Hong-nan  作者单位：中国同电集团公司华东分公司,上海,200062 期 刊：电力科技与环保   Journal：ELECTRIC POWER ENVIRONMENTAL PROTECTION 年，卷(期)：2010, 26(3) 分类号：X701.3 关键词：火电厂    脱硫    变动成本    脱硫电价   

篇7：火电厂脱硫技术综述-刘吉祥

刘吉祥

（保定电力职业技术学院 电厂化学1201班 140612122）

摘要：综述了我国火电厂脱硫技术，将几种常见的脱硫技术进行了比较，分析了我国火电厂脱硫技术的应用现状，针对我国火电厂脱硫中存在的问题提出了建议。

关键词：火电厂 脱硫技术 燃烧后脱硫 综述

前言： 随着我国经济的飞速发展,煤电消耗急剧增大,火电厂烟气排放总量增加。火电厂排放的SO2约占全国SO2排放量的1/3[1]。为了控制SO2的排放和酸雨的蔓延,国家对锅炉烟气排放标准有严格限制。对于二氧化硫的控制方法一般有三个途径:燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和烟气脱硫(FGD)。我国火电厂烟气脱硫技术始于70年代,在90年代得到了长足发展,但是我国火电厂烟气脱硫技术目前还处于起步阶段,没有形成完全国产化的火电厂脱硫装置产业火电厂脱硫技术

1.1燃烧前脱硫

主要为煤炭洗选脱硫，即在燃烧前对煤进行净化，去除原煤中部分硫分和灰分。分为物理法、化学法和微生物法等。

1.2燃烧中脱硫

煤燃烧过程中加入石灰石或白云石作脱硫剂，碳酸钙、碳酸镁受热分解生成氧化钙、氧化镁，与烟气中二氧化硫反应生成硫酸盐，随灰分排出。在我国采用的燃烧过程中脱硫的技术主要有两种：型煤固硫和流化床燃烧脱硫技术。

1.3燃烧后脱硫

烟气脱硫的基本原理是酸碱中和反应。烟气中的二氧化硫是酸性物质，通过与碱性物质发生反应，生成亚硫酸盐或硫酸盐，从而将烟气中的二氧化硫脱除。最常用的碱性物质是石灰石、生石灰和熟石灰，也可用氨和海水等其它碱性物质。共分为湿法烟气脱硫技术、干法烟气脱硫技术、半干法烟气脱硫技术三类。

2燃烧后脱硫技术

2.1湿法烟气脱硫技术

湿法烟气脱硫技术是指吸收剂为液体或浆液。由于是气液反应，所以反应速度快，效率高，脱硫剂利用率高。该法的主要缺点是脱硫废水二次污染；系统易结垢，腐蚀；脱硫设备初期投资费用大；运行费用较高等。

2.1.1石灰石—石膏法烟气脱硫技术

该技术以石灰石浆液作为脱硫剂，在吸收塔内对烟气进行喷淋洗涤，使烟气中的二氧化硫反应生成亚硫酸钙，同时向吸收塔的浆液中鼓入空气，强制使亚硫酸钙转化为硫酸钙，脱硫剂的副产品为石膏。该系统包括烟气换热系统、吸收塔脱硫系统、脱硫剂浆液制备系统、石膏脱水和废水处理系统。由于石灰石价格便宜，易于运输和保存，因而已成为湿法烟气脱硫工艺中的主要脱硫剂，石灰石—石膏法烟气脱硫技术成为优先选择的湿法烟气脱硫工艺。该法脱硫效率高（大于95%），工作可靠性高，但该法易堵塞腐蚀，脱硫废水较难处理。

2.1.2氨法烟气脱硫技术

该法的原理是采用氨水作为脱硫吸收剂，氨水与烟气在吸收塔中接触混合，烟气中的二氧化硫与氨水反应生成亚硫酸氨，氧化后生成硫酸氨溶液，经结晶、脱水、干燥后即可制得硫酸氨（肥料）。该法的反应速度比石灰石—石膏法快得多，而且不存在结构和堵塞现象。另外，湿法烟气脱硫技术中还有钠法、双碱脱硫法和海水烟气脱硫法等，应根据吸收剂的来源、当地的具体情况和副产品的销路实际选用。

2.2半干法烟气脱硫技术

主要介绍旋转喷雾干燥法。该法是美国和丹麦联合研制出的工艺。该法与烟气脱硫工艺相比，具有设备简单，投资和运行费用低，占地面积小等特点，而且烟气脱硫率达75%—90%。

该法利用喷雾干燥的原理，将吸收剂浆液雾化喷入吸收塔。在吸收塔内，吸收剂在与烟气中的二氧化硫发生化学反应的同时，吸收烟气中的热量使吸收剂中的水分蒸发干燥，完成脱硫反应后的废渣以干态形式排出。该法包括四个在步骤：1）吸收剂的制备；2)吸收剂浆液雾化；3）雾粒与烟气混合，吸收二氧化硫并被干燥；4）脱硫废渣排出。该法一般用生石灰做吸收剂。生石灰经熟化变成具有良好反应能力的熟石灰，熟石灰浆液经高达15000～20000r/min的高速旋转雾化器喷射成均匀的雾滴，其雾粒直径可小于100微米，具有很大的表面积，雾滴一经与烟气接触，便发生强烈的热交换和化学反应，迅速的将大部分水分蒸发，产生含水量很少的固体废渣。

2.3干法烟气脱硫技术

干法采用固体粉末或颗粒为吸附剂，干法脱硫后烟气仍具有较高的温度（100℃），排出后易扩散。主要有炉内喷钙法和活性炭法。由于炉内喷钙法的吸收剂及反应原理与湿法有些相似，这里不再详述，只介绍一下活性炭法。

活性炭法是利用活性炭的活性与较大的比表面积使烟气中的二氧化硫在活性炭表面上与氧及水蒸气反应生成硫酸而被吸附。吸附过的活性炭经再生，可以获得硫酸，液体二氧化硫，单质硫等产品。该法不仅可以控制二氧化硫的排放，还能回收硫资源，是一种发展前景较好的脱硫工艺。

结论总结：以上是对脱硫技术的小结，选择脱硫技术时，除了考虑脱硫效果外，还应看该方法的综合技术经济指标，从投资额、技术成熟程度、废料和二次污染处置的难易程度和吸收剂的来源是否广泛和价格高低等方面考虑，选择最适宜的方法。

在脱硫问题向人们提出挑战的同时，也给经济发展带来了巨大的契机。烟气脱硫在环境保护中上演越来越重的角色，今后应开展适合我国国情、不产生二次污染，副产品可资源化的脱硫技术研究、工业化试验、推广应用的工作。

篇8：火电厂脱硫调试方案

关键词：燃煤机组,SCR脱硝,电除尘器,湿法脱硫

0 引言

大型燃煤机组采用SCR脱硝方式, 石灰石-石膏湿法脱硫, 并在脱硫装置前布置低温省煤器, 脱硫装置后再加装湿式电除尘器, 能够满足目前最为苛刻的环保要求。

1 脱硝技术发展趋势

脱硝技术从技术途径上可分为低氮燃烧技术和SCR烟气脱硝技术。低氮燃烧技术主要是采用复合式的空气分级低NOx燃烧技术, SOFA风的比例从25%提高到35%, 该燃烧技术在获得较高的燃烧效率、确保煤粉安全稳定燃烧的同时能有效降低NOx的排放, 缓解炉后脱硝的压力。炉后烟气脱硝目前主要采用SCR烟气脱硝技术、SNCR烟气脱硝技术、SNCR/SCR联合烟气脱硝技术。

1.1 SCR烟气脱硝技术

该技术是在烟气中加入还原剂 (如尿素) , 反应后生成N2和水。在有催化剂的情况下, 该反应活化温度为300℃~400℃, 相当于锅炉省煤器与空气预热器之间的烟气温度。目前该技术脱硝效率约为60%~90%。

1.2 SNCR烟气脱硝技术

该技术为非选择性还原剂脱硝技术, 因此需要较高的反应温度, 还原剂喷入炉膛温度为850℃~1 100℃的区域, 还原剂 (尿素) 迅速分解为NH3并与烟气中的NOx进行SNCR反应生成N2, 该方法是以炉膛为反应器。SNCR脱硝技术效率较低, 一般为20%~50%, 最新的研究结果表明, 用尿素做还原剂时, 有可能会产生破坏大气层中臭氧的N2O。

1.3 SNCR/SCR联合烟气脱硝技术

该技术为上述两种脱硝技术的综合, 效率较高, 一般为60%~80%效率介于SCR与SNCR两者之间, 并且SNCR-SCR联合脱硝工艺中的SCR脱硝效率不宜大于30%, 该技术系统及运行更为复杂, 目前采用该技术的工程极少。

综上所述, 脱硝技术在今后的发展趋势是低NOx燃烧技术与炉后SCR烟气脱硝技术相结合齐头并进的策略。同时需要开发低负荷 (此时反应温度更低, SCR脱硝系统的催化剂效率较低) 脱硝技术, 具体的实现可以采用省煤器分段, 在锅炉低负荷时, 温度亦能达到催化剂活化反应温度的区域增设脱硝装置, 另一种方法就是开发低温催化剂。

2 脱硫技术

目前大型锅炉的脱硫技术基本上都是采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺, 其原理大同小异, 在此不再赘述。湿法脱硫的核心部分在于吸收塔, 其型式主要有填料塔、液柱塔、喷淋塔、鼓泡塔和双回路塔, 其特点及比选介绍如下。

2.1 填料塔

填料塔内装设固体填料, 浆液由填料层表面流下, 烟气在穿过填料过程中与浆液接触反应, 完成脱硫过程, 其结构简单, 但压损大, 易堵塞, 目前很少使用。

2.2 液柱塔

液柱塔为无填料塔, 液柱由下往上垂直喷射, 形成液柱, 烟气由塔顶或塔底进入吸收塔, 气、液两相扰动激烈, 充分传质, 完成SO2吸收, 其特点是效率高, 无堵塞, 缺点是烟气阻力损失大。

2.3 喷淋吸收塔

喷淋吸收塔为目前运用最多的塔型, 烟气自下而上运动, 吸收机浆液则由塔顶的喷嘴呈喇叭状垂直或以一定的角度向下喷射。喷淋塔中的烟气和吸收剂浆液两相接触面积与喷淋密度成正比。该喷淋塔的结构简单, 造价低, 压降小, 脱硫效率较高, 缺点为烟气分布欠均匀。喷淋塔又有好多具体方案, 在此不再展开。

2.4 鼓泡塔

鼓泡塔通过喷射管将烟气鼓入石灰石浆液面以下的部分, 让烟气被浆液充分洗浴后鼓泡冒出, 因此得名。该技术主要特点是脱硫效率高, 煤种适应性好, 除尘效果好, 烟气流量分配均匀, 缺点是阻力较大, 结构较复杂。

目前高硫煤要达到低于50 mg/Nm3的排放标准, 需采用串联吸收塔技术, 即采用分级脱硫, 两个吸收塔中各自设置喷淋层, 烟气先在预洗塔中脱除部分SO2和其它污染物之后进入后吸收塔脱除剩余的污染物。两塔串联运行, 共同脱硫, 能够满足排放标准, 但系统复杂, 占地较大。此外中国自主开发出液柱+喷淋双塔技术, 前塔采用液柱塔, 除去烟气中70%的SO2, 然后进入逆流喷淋塔, 进一步脱除残余的SO2, 达到排放标准, 最高脱硫效率可达98.5%。这两种串联吸收塔技术, 前者初投资及施工难度均大于后者, 而脱硫效率相当, 故推荐采用液柱+喷淋双塔技术。

3 除尘技术

因袋式除尘器受滤袋质量的影响较大, 且无长期运行稳定的业绩, 故本文只讨论电除尘器。目前采用干式电除尘器+湿式电除尘器的组合, 可使烟囱出口粉尘浓度控制在5 mg/Nm3。

影响电除尘效率的因素很复杂, 但大体上可分为三类:

a) 工况条件:燃煤特性 (成分、挥发分、发热量、灰熔特性等) , 飞灰性质 (成分、力度、密度、比电阻、粘附性等) , 烟气性质 (温度、湿度、烟气成分、露点温度等) ;

b) 电除尘器的技术状况:如极配型式、结构特点、振打方式及其加速度大小、气流分布的均匀性及电场划分情况、电气控制特性等;

c) 运行条件:如运行电压、板电流密度、积灰情况、振打周期等。

静电除尘器的优点如下:

a) 效率高, 一般可达到99.8%以上, 能够捕集0.01μm以上的细粒粉尘;

b) 阻力损失比较小, 一般为300 Pa以下, 可以处理温度高达400℃;

c) 处理烟气量大, 寿命长。缺点是设备较复杂, 设备安装、调试、运行及维护的管理水平要求高, 其次对粉尘比电阻有一定的要求, 对粉尘有一定的选择性, 对较细的粉尘除尘效率不高。

目前国内火电厂运行的燃煤机组设计排烟温度一般为125℃~130℃, 燃用褐煤时为140℃, 且机组实际运行排烟温度普遍高于设计值约20℃~50℃, 远高于烟气露点温度。排烟温度偏高、造成了锅炉效率下降、电除尘器效率下降、脱硫耗水量增加等结果。采用低温省煤器和低温电除尘器技术是解决此问题的一种有效新方法。其原理如下:烟气热量回收装置分为串联的两级, 第一级布置在除尘器进口, 将烟气温度从123℃冷却到105℃。第二级布置在吸收塔进口, 将烟气温度从约110℃冷却到约96℃。采用主凝结水与烟气通过换热器进行热交换, 其流程为从六号低加出口的主凝结水引出一路凝结水经加压后依次通过第二级、第一级烟气回收装置后回到七号五号低加入口处。通过排挤回热抽汽来减少汽机的热耗, 同时也降低了烟气温度, 使进入除尘器的烟气量减少, 粉尘比电阻降低, 从而实现余热利用和提高除尘效率的双重目的。烟气回热装置的优点如下:

a) 可提高电除尘器的效率, 降低烟气温度;

b) 降低煤耗及厂用电率;

c) 布置灵活, 位置无限制, 甚至可以布置在除尘器内。

电除尘器技术的另一个发展趋势就是采用旋转电极。该型除尘器与常规除尘器原理相同, 由前级常规电场与后级旋转电厂组成。旋转电极电场中阳极部分采用回转的阳极板和旋转的清灰刷。附着与回转阳极板上的烟尘在上位达到形成反电晕厚度时, 就被布置在非收尘区的旋转请会刷彻底清除, 因此不会产生反电晕现象且无二次扬尘, 从而提高电除尘器的除尘效率, 降低排放浓度。旋转电极除尘器的优点如下:

a) 阳极板永久清洁、避免反电晕, 有效解决高比电阻粉尘收尘难的问题;

b) 减少二次扬尘;

c) 减少煤、灰对电除尘性能影响的敏感性;

d) 可使除尘器小型化, 减小占地面积;

e) 特别适用于老机组电除尘器的改造。缺点有两点:旋转部件的设备可用率要低一些;其次对安装要求较高。

对于粉尘排放标准比较高的地区, 单纯使用电除尘器已不能满足要求, 解决的途径是增设湿式静电除尘器。

湿式静电除尘器的主要工作原理与干式除尘器基本相同, 即烟气中的粉尘颗粒吸附负离子而带电, 通过电场力的作用, 被吸附到积尘极上;与干式电除尘器通过振打将极板上的灰振落至灰斗, 不同的是, 湿式电除尘器将水喷至极板上使粉尘冲刷到灰斗中随水排走。同时喷到烟道中的水雾既能捕捉微小烟尘又能降低电阻率, 有利于微尘向极板移动, 湿式电除尘器效率可达70%, 并可长期稳定高效地去除烟气中的PM2.5、SO3、石膏雨、汞、多种重金属、二噁英及多环芳烃 (PAHs) 等污染微小颗粒。已投运湿式电除尘器的成功经验表明, 燃煤电厂在湿法脱硫后建设湿式电除尘器, 完全可以作为进烟囱前的最后一道技术把关措施。

除尘技术建议采用脱硫前干式旋转电极除尘器, 脱硫后湿式除尘器, 并且在烟气系统中增加热量回收装置, 以提高除尘效率。

4 结语

篇9：火电厂脱硫调试方案

摘 要：本文介绍了福清核电厂硼和水补给系统（REA系统）的基本功能，调试过程中出现过的问题的情况及解决办法，重点对REA水箱浮顶沉水事件、硼酸输送泵轴封泄漏过大事件进行了分析，总结了调试过程中出现类似问题的解决经验及注意事项，并对后续M310机组的调试和运行工作有一定的参考价值，对于后续机组REA系统调试避免再发生同类问题有重要意义。

关键词：福清核电REA系统；水箱浮顶；轴封流量

中图分类号： TM623.9 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）19-163-2

1 REA系统功能及组成概述

1.1 M310机组REA系统功能

硼和水补给（REA）系统是一回路系统的重要支持系统之一，主要为RCP系统提供反应性控制所需要的水和硼酸溶液，补偿由于瞬态冷却引起的翻越堆冷却剂体积变化，并通过RCV系统为一回路注入控制氧含量的联氨溶液和控制PH值的LiOH溶液。

REA系统还具有以下重要辅助功能：向反应堆换料水池和乏燃料水池冷却和处理系统换料水箱注入1.25%的硼酸溶液；向安全注入系统（RIS）的硼酸波动箱注入（7000-9000ppm）的浓硼酸溶液；配合设备冷却水系统的正常冷却，提供辅助喷淋水给稳压器泄压箱等。

1.2 REA系统的组成

REA系统以安全功能划分可分为与安全功能无关的水部分和与安全功能相关的硼酸部分，具体可分为四个回路：补水回路、硼补充回路、硼酸配制回路及化学添加剂配制回路。

2 REA水箱浮顶沉底事件

2.1 浮顶结构及事件概述

M310机组REA补给水箱为两台机组共用，当一个水箱在充水和备用时，另一个水箱可向两套机组供水，其外径为6400×14350mm，全容积为373m3，有效容积为300m3。为了防止水箱内除盐除氧水复氧，两个罐子均采用浮顶结构。浮顶外径为5780mm，与6200mm内径的大罐之间用橡胶隔膜密封，其顶部有排气阀，用于充水时将罐子顶部气体排出。

2012年，福清核电REA系统调试人员在对9REA002BA进行排空过程中，水箱水位降到1m左右时浮顶出现较大倾斜，卡在水箱筒体中不再随着水位降低而下降。调试人员发现浮顶倾斜后立即停止排水，经过简单分析后随即开始对水箱充水，希望通过充水来抬升浮顶以达到矫正浮顶的目的。而浮顶由于倾斜较严重导致卡住无法上升，水箱内的除盐水从中心打开的浮顶排气阀（9REA092VD）和真空保护弯管处压出，喷到浮顶上部，浮顶由于上部进水而下沉，最终沉入水箱底部。

2.2 浮顶沉底事件原因分析

①由于浮顶周圈密封橡胶的牵引力的作用，在密封橡胶润滑水不足或褶皱时，出现浮顶升降不均衡的情况，造成浮顶倾斜，倾斜过大时进一步挤压密封橡胶，导致浮顶卡住。

②浮顶卡住后调试人员进行充水操作，希望恢复浮顶平衡，然而卡住的浮顶不能上浮，所充的除盐水在压力作用下从打开的浮顶排气阀（9REA092VD）和真空保护弯管处压出，导致浮顶上部进水。

③接着在关闭补水阀后，由于浮顶上部重力进一步增加和虹吸作用，导致浮顶进一步下沉，在压力作用下，水箱内的除盐水仍然快速的进入浮顶上部，浮顶最终沉入水箱底部。

④事件的根本原因在于年轻的调试人员经验和风险意识尚且不足：在进行水箱排水操作尤其是当水位已经较低时，没有安排专人负责观察浮顶运行状态以尽早发现浮顶倾斜，导致浮顶出现较大倾斜后才停止排水，在发现浮顶倾斜后采取充水矫正措施过于武断，没有进行风险分析。

2.3 浮顶沉底解决方法研究

①M310机组REA补给水箱采用橡胶模进行浮顶密封，浮顶在水箱充排水过程中当密封橡胶润滑水不足或褶皱时存在倾斜卡住的风险，且水箱水位越低风险越大，当水位在2m以下时需特别注意，在此情况下进行充排水时务必要安排人员监视浮顶状态。

②若浮顶倾斜卡住，应理解停止充排水，此时可以采取静置2-3小时的办法，在重力的作用下浮顶可能会自动恢复水平。

③当浮顶严重倾斜无法恢复时，可通过临时安装绳梯使人员下到浮顶上，通过人力推动和摇晃浮顶而使浮顶尽快恢复水平。据福清核电1、2号机组调试经验，补给水箱水位在约1.5m以上后，只需一个人即可以轻松晃动浮顶。

④当发生浮顶沉底后，可安装大功率临时潜水泵将浮顶上部的水抽出后，重新缓慢对水箱进行多次充排水以冲洗水箱和调整浮顶，同时应避免不当操作，防止造成设备和密封膜的损坏。

3 硼酸输送泵轴封泄漏过大事件

3.1 轴封泄漏过大事件概述

2012年11月24日，安装公司在进行硼酸输送泵（1REA003PO）的带载试验前，按照供货商提供的硼酸输送泵运行维护手册要求（压力：0.01-0.05MPa，流量0.5 m3/h）调整机械密封冲洗水的参数。试验人员缓慢打开1REA241VD直到1REA099LP的读数稳定在0.01Mpa，此时1REA003PO的轴封压盖处出现大量泄漏，冲洗水呈柱状喷出。试验人员立即关闭1REA241VD，此时轴封压盖处的泄漏停止。之后试验人员在1REA241VD有很小的开度下（保证轴封压盖处无泄漏），启动1REA003PO，当再次开大1REA241VD后，轴封压盖处的泄漏仍然很大，立即停止1REA003PO。试验人员随后对1REA004PO进行了类似的操作，发现1REA004PO的轴封压盖处也同样出现大量泄漏。

3.2 轴封泄漏过大原因分析

针对硼酸输送泵轴封泄漏流量过大问题，分析可能存在的原因如下：

①轴封压盖处螺栓未拧紧；

②轴封处密封元件有异物；

③轴封处密封元件损坏或选型不对（承压能力不足）；

④轴封水压力过高。

安装公司人员在发现问题后及时发出了《设备供货商现场技术服务申报单》，在硼酸泵厂家大连深蓝人员到场后，通过紧固轴封压盖螺栓，拆卸泵轴封密封元件进行清洗并确认完整后回装，通过验证发现泄漏仍然很大。此外，大连深蓝厂家对此问题的澄清描述为：“根据密封设计方案，此处的泄漏为急冷液泄漏，而非工作介质的泄漏，所以此处的泄漏为合理的，而非设备制造安装问题。根据我方获批的设备图纸，急冷液为除盐水，流量为0.5 m3/h，压力为0.01-0.05MPa。请贵司按此参数要求控制急冷液并进行调试”。

安装公司试验人员于2012年11月28日再次进行了1REA004PO带载试验，首先通过关小轴封供水阀1REA242VD来控制泄漏量在每秒2-3滴，1REA004PO运行了大概4分钟后测振和测温一切正常。随后按照厂家的澄清要求，将轴封水调节至0.01MPa，轴封处即往外呈喷射状泄漏。

3.3 轴封泄漏过大问题解决措施

调试人员随后对同行电厂情况进行了解，得知同行电厂的硼酸输送泵轴封供水阀门为几乎全关，并且执行了行政隔离，只要求轴封处有水即能保证硼酸泵安全运行。调试人员将此情况再次反馈硼酸泵厂家大连深蓝及泵密封供应商上海伯格曼有限公司后，经厂家技术人员赴现场核实确认后，由上海伯格曼有限公司出示最终技术澄清：密封无需进行大流量冲洗，只要保证有水流动就可防止密封面渗出的微量介质结晶，一般是无压状态。

根据上海伯格曼有限公司技术澄清，安装公司试验人员通过关小轴封供水阀门调节到轴封泄漏约为1滴/min，带载试车工作顺利进行，并且硼酸泵各项运行参数正常。几年来，1REA003PO、1REA004PO硼酸输送泵一直处于正常运行状态。

4 REA系统两起调试事件经验总结

从这两起事件中，我们可以看出，调试工作人员在调试现场工作中遇到系统的异常情况时，应马上停下来，进行充分的方案研究和风险分析后再采取下一步纠正措施，避免贸然采取不正确的行动而导致后果扩大。同时应在调试工作的同时深入研究设备相关的图纸资料，寻找出系统设备可能存在的风险和缺陷，并积极获取同行经验反馈材料，采鉴同行电厂的先进做法，推动调试工作的顺利进行。

参 考 文 献

[1] 《0426XREAXTS02—反应堆硼和水补给系统手册》.中国核电工程有限公司.

[2] 《04262REAXTS10002—重要厂用水系统流程图》.福建福清核电有限公司.

[3] REA系统安全准则.中国核电工程有限公司.

[4] 张毅.REA系统调试典型事件分析.福建福清核电有限公司.

篇10：火电厂湿法脱硫系统冬季减灾措施

(一)脱硫系统防冻措施

1.雨雪冰冻灾害对电厂脱硫系统的主要影响

(1)由于突然停电或未按运行规程停运脱硫系统或脱硫岛钢体与防腐衬片的树脂冷缩质量较差，导致脱硫岛底部大量结冰或防腐衬片局部脱落。

(2)烟气在线监测仪器采样管接冰，系统冻坏而瘫痪。

(3)吸收塔结垢、循环泵密封、吸收塔搅拌器和水泵、法门、密封圈、管道、喷嘴等冻裂。

(4)石膏排出泵冻裂、石膏浆液输送系统结冰、压力变送器、流量计和液位损坏、烟道内衬玻璃鳞片脱落。

(5)供浆和回浆液循环泵减速机、吸收塔集水坑搅拌器减速机损毁、废液排放管管道冻裂、氧化风机、真空脱水滤布撕裂、石膏旋流子损坏。

(6)斗轮液压缸冻裂、皮带拉裂、磨煤机端盖和轴承断裂、送风机烧毁、电磁阀、灰管爆裂。

(7)工艺水泵出口压力表变送器、除雾器冲洗水泵口压力变送器损毁。(8)其他仪表等损毁。2.脱硫系统防冰冻措施

(1)脱硫系统在雨雪冰冻期间，制浆、脱硫和脱水系统需保持连续运行，其他非必要运行部分要尽量停运，缩小整体设施的运行范围。

(2)冰冻期间脱硫循环泵停运时，必须专人就地认真监视，确认循环泵入口排放阀已开，待管道内浆液排尽后对管道进行反冲洗，冲洗3分钟，确认积水排尽后关闭排放阀。（建议：自动排放后，人员到就地确认）

(3)冰冻期间石灰石粉仓流化风不能间断，保持石灰石粉仓底部尽可能高的温度并具有较好的流动性。在石灰石粉仓内有粉情况下，必须保证流化风机的正常投运。（建议：在不制浆的情况下，投入硫化风机运行）

(4)脱硫塔石膏排出泵停运超过1小时内，必须就地将石膏排出泵出口母管排放阀打开，将积液排尽，并采用清水清洗干净。（建议：自动排放后，人员到就地确认，同时为确保备用泵随时可投运，建议两泵每班至少切换运行1次）(5)在冰冻期间确保脱硫系统各类转机的冷却水畅通、流动（即使备用设备的冷却水也应有持续小流量，特别是室外设备），严格监测水温温度，水温较低时，需采用加热措施；对于水冷设备不允许断水运行。

(6)对于室外管道的疏放水必须严格规程规定执行，在管道停运1小时内必须将所有疏放水门(阀)全部打开，并确认疏水放尽后关闭水门。

(7)对建筑物门窗进行全面检查（建议：看到开启的门窗做到随手关闭），对暖通系统进行好检修，做好厂房供暖，确保严重冰冻期间厂房温度正常。无供暖区域的建筑物厂房的门窗也要全部关闭，室外温度低于－6℃时，室内要增加供热设备，保持室内不结冰。

(8)所有备用状态的管路必须要采用清水清洗干净。

(9)无伴热的仪表取样管要增加伴热和保温。（建议：对伴热存在问题加快督促相关专业处理，对现场目前存在破损的保温联系相关维护部门予以恢复，如#6石膏排出泵入口管道、冲洗水系统管道等处）

(10)无伴热脱硫塔除雾器清洗水需增加伴热和保温。(11)压缩空气系统必须配备干燥器，并保持良好投入。

(12)做好供热设备的维护，保证供热系统和伴热系统的安全和良好运行。(13)严格执行设备巡回检查制度，每小时必须到就地巡检一次，发现现场尤其是室外有跑冒滴漏的现象，要及时采取措施或汇报处理，防止结冰现象发生。建议：如对#6PH计等管道泄漏时采用焊接处理的地方，外保温拆除且由于电化学反应，焊缝处容易出现泄漏，应加强检查。

(14)严格检查脱硫区域各类地坑人孔盖、室外地沟盖板的密封程度，防止地坑、地沟内的浆液或者水体发生冻冰。（建议：地坑搅拌器投运）

(15)对于易冻的小型室外泵体，如石灰石供浆泵和脱硫塔石膏排出泵必须准备好整体备用泵。

(16)准备好压缩空气的备用管，尤其是临近驱动设备的细管线，在冰冻期间发生冰冻时及时更换。

(17)准备好室外浆液管路的各种阀门及法兰，供发生冰冻损坏后及时更换。(18)做好防腐、材料、阀门和泵体设备商供应库，对各个厂家的现场人员支持和供货能力进行确认和登记。另外建议：对于废水系统药品储存库内价值约15万元的废水药品（絮凝剂、助凝剂均为英国进口Polymer Technology产品）妥善保管检查，防止冻坏浪费。近期，在废水压滤机厂家再次到现场培训后，将废水全部放掉。

CEMS对环境温度要求较高，暖通及空调投运情况加强检查，挡板门的控制系统要特别注意，防止影响主机的运行。

(二)脱硫系统冷冻期间的维护措施

1.在冰冻期间密切关注制浆、脱硫和脱水系统的各种流量、介质温度和物料量变化，认真做好记录。发现冰冻异常及时上报。

2.对仪表取样管、室外管道、冷却水管的保温和伴热进行检查，不符合要求的进行修补或者加大伴热和增加保温。

3.冰冻期间必须保证空压机良好运行，为避免压缩空气管道冻结，压缩空气储气罐下排污阀每班必须排两次，尽可能保证压缩空气气源水分含量较低。同时，巡检时认真检查压缩空气无热再生干燥器的良好运行，如果发现其干燥效果不佳及时检修处理。

4.GGH蒸汽吹灰管道疏水门每2小时检查排放一次，确认管道内没有积水后再关闭疏水门，防止管道内冻结，影响系统正常运行。

5.检查系统及转动机械的测量仪表、温度元件、接线端子等测量准确、指示正确、无松动、无损坏，保护及联锁无误动、不拒动、联锁正常；作好设备定期试验和轮换运行工作。

6.运行人员在气温低于－6℃时，要做到通水通浆设备的不间断使用。7.检查厂房内配电间、蓄电池间、计算机间、工程师站、控制室等设施、设备的通风、空调工作是否正常；对靠近门窗的设备要重点检查预防，并进行保养和检修维护，保证冰冻期间设备间温度处于正常范围。

8.对户外设备及端子箱特别是变压器要做好防冻防风措施。

9.在运行交接班及班内巡检时，认真检查工艺楼、泵房、风机房内暖气系统正常，门窗关闭严密。人员出进后必须随手关闭大门，发现有门窗损坏或缺玻璃的地方及时采取补救措施。

10.运行人员现场巡检时，要认真检查各转机冷却水是否流动，并增加温度监测和记录。11.冰冻期间拉运石膏时，车辆离开石膏堆料间后，及时关闭石膏堆料间大门，大门要关闭到位，大门底部不能留太大的间隙。联系相关专业确认

12.发生脱硫系统突然断电情况，应立即开启柴油发电机，保障旁路挡板门执行器、脱硫塔搅拌器等关键设备供电，同时人工打开脱硫塔排浆阀门，将脱硫浆液排入事故浆液地坑。

(三)脱硫系统冰冻减灾措施

发生脱硫设备冰冻后，首先确定容易受冰冻损害的设施和设备范围，逐步排查设备损害部位。

1.对于脱硫系统整体突然断电且发生冰冻的情况，首先要保持人工观察和记录，详细记录每天的室外和室内设备冰冻的状况，同时联系脱硫公司和设备维护单位派人到现场，积极协商解决冰冻的方案。

2.对于脱硫塔被冰冻情况，必须打开检修门和人工观察孔，逐一检查除雾器、除雾器清洗水管、喷淋层、喷嘴的冰冻情况，以及脱硫塔的防腐牢固程度，有条件的还要对脱硫浆池设备(搅拌器、氧化空气系统、循环泵滤网等)进行观察和做好观察记录。

3.厂区恢复供电后，按照脱硫控制系统、压缩空气系统、各类执行机构、各类电动阀门、各类挡板门等次序进行检验，从控制系统供电开始，逐步完成执行机构、电动阀门和挡板系统供电。

4.厂区恢复供电后，首先恢复电厂蒸汽和热水供应系统，为化解冰冻设备提供先决条件。

5.对于冰冻的脱硫塔，首先采用热水化解方式，从除雾器冲洗水管路注入热水逐步化解，打开脱硫塔溢出阀或者烟道疏水阀门，将冲洗后的水体(浆液液)排到地沟系统。对于严重冰冻的脱硫塔，可以采用人工热水冲洗方式，从上部到下部逐步冲洗，逐步化解冰冻。

6、对于浆液循环管和脱硫塔，应人工检查防腐脱落情况，存在防腐脱落的应当尽快进行修补。特别注意：防腐制作固化由于对环境温度、湿度要求极高，一般玻璃鳞片不具备在冬季施工条件，故如出现防腐脱落后果将非常严重。

7.脱硫的防腐修补方案必须在整体完成脱硫解除冰冻后进行。化解脱硫塔内部冰冻后采用温水从除雾器到搅拌器(从上到下)进行清洗。防腐修复要迅速完成脱硫塔内部施工架的搭建，在空间空气干燥度负荷要求的条件下，由专业防腐公司完成防腐修补工作。

8.对于冰冻的浆液管路，可采用蒸汽内吹或者热水注入方式加快解决。特别注意：衬胶管道、阀门在结冰后,不允许用火焊及喷灯烘烤,应拆法兰进行疏通，防止造成防腐损坏。

9.对于冰冻的管路法兰，去除结冰后必须重新紧固；对于冻损的管路阀门，需对阀门本体进行更换。

10.对于冰冻的气体管路，可采用外部加温方式加快解决。(四)脱硫系统冰冻修复后的重新启动方案 1.工艺水系统启动

启动前需检查工艺水至各个系统供水管道已经消除冰冻影响。检查工艺水箱外形正常，滤网无堵塞，并有水位指示，溢水管畅通，放水门应严密关闭。

2.石灰石储存系统恢复

检查石灰石仓储、下料、皮带输送系统是否解除了冰冻的影响，依次启动除尘器风机、振动给料机、石灰石仓进料输送机和斗式提升机等设备。

3.石灰石浆液制备系统恢复

检查石灰石浆液制备系统已经恢复良好后，开启石灰石浆液箱工艺水进水门，用工艺水对石灰石浆液箱和磨制系统进行清洗。

检查石灰石球磨机进、出口大瓦冷油器及减速器冷油器工艺冷却水冰冻消除情况，确认系统完好后按照规程启动石灰石浆液磨制系统。

检查石灰石浆液泵和供应石灰石浆管路冰冻解除后，方可启动石灰石浆液泵。

4.脱硫塔冲洗及恢复

在检查脱硫塔内部去除结冰影响，确认脱硫塔内部防腐完好后，开始脱硫塔上水程序。受冰冻影响的脱硫塔需进行一次冲洗。

开启脱硫塔工艺水进水手动门，开启其电动门，投入除雾器冲洗水向脱硫塔上水，达到脱硫塔规定液位。冲洗中需观察除雾器内部无杂质及结冰现象，确认脱硫塔放水水质清洁无杂物后，关闭脱硫塔底部排浆手动门，若脱硫塔内杂物较多，应将脱硫塔内水放尽后，再重新向脱硫塔上水，直至冲洗合格。脱硫塔的恢复先进行脱硫浆液循环泵的启动，启动期间密切关注浆液循环泵电流和脱硫塔液位变化，当连续启动多台泵时，第一台泵启动后，待泵运行正常和脱硫塔液位正常后，方可启动下一台泵。确认氧化空气系统冰冻检修工作结束后，可开启氧化风机出口电动门，并投入氧化风机就地控制。氧化风机初期投入时严密监测压力、电流和声音变化；在脱硫塔进水和配浆过程中，应及时调整氧化风机风量，维持风机电流正常，以保证氧化空气管供气正常。

5.脱硫塔充浆

冷态启动的脱硫塔可向脱硫塔充入浓度约3％的石膏浆液。采用脱硫塔区域集水坑上石膏晶种方式的需检查集水坑无冰冻及搅拌器正常，采用石膏旋流浓缩站上石膏晶种方式的需检查浆液管路是否畅通。若脱硫公用区距脱硫区域较远，建议采用脱硫塔区域集水坑上石膏晶种方式，以加快脱硫系统整体恢复。

6.增压风机的启动

恢复启动前应认真检查润滑油温情况及挡板门执行机构的压缩空气管路系统，检验挡板门驱动系统是否正常，确保油温和压缩空气管路输气状态正常后，依照规程启动增压风机系统。启动中缓慢调整增压风机进入烟气量气，逐渐关闭脱硫旁路挡板，并逐渐增大风机负荷。同时应高度注意检查风机的振动、温度、声音等应无异常。

3、烟尘烟气连续监测系统恢复

连续自动监测系统(简称“CEMS”)恢复措施：(1)抽取式CEMS a.应尽快清理探头或更换过滤器(雨雪冰冻后可能结露)；

b.尽快清理伴热管线或传输管线的冰雪，出现弯折后按规范重新铺直； c.监测小屋内温度，应不低于3℃； d.尾气管线若结冰，应尽快升温除冰； e.重新通标准气体校准系统。(2)直接测量式CEMS a.尽快清理镜头；

b.确保探头和监测小屋内的温度达到系统要求的温度； c.重新校准系统。若供电设施损坏，应尽快使用备用电源，校准后启动系统。4.水质在线监测仪器恢复措施

水质在线监测仪器遭雨雪后可能出现采样管路结冰、蒸馏水、试剂冰冻等现象，应采取如下措施：

(1)采样管路结冰:如环境温度不能保证解冻，可采取伴热管路进行加热解冻。

(2)蒸馏水、试剂冰冻:先断开仪器电源，检查仪器有无结冰，管路有无堵塞现象。待监测站房通电后，开启空调，监测站房室温上升至5℃以上，蒸馏水、试剂完全化冻，管路无堵塞现象后，接通仪器电源，在手动模式下，逐步进行采样、加入试剂和蒸馏水、加热消解、分析等步骤，然后对仪器进行标定，确认监测数据无误后，可进入自动分析模式。

5.实验室分析仪器恢复

(1)全面检查实验室危险品、药品及试剂的损毁情况，确保无泄漏。(2)全面检查仪器设备的管路有无泄漏。

(3)实验室投入运行前，应全面检查电路、水路和气路状况，确保实验室安全运行。