关于无旁路脱硫系统运行经验浅谈
两炉一塔单增压风机的脱硫系统取消旁路技术
两炉一塔单增压风机的脱硫系统取消旁路技术摘要：两炉一塔，每炉配一台增压风机的特殊配置125MW机组取消旁路后，脱硫大部分保护条件将同时影响两台机组，增压风机成为整台机组的咽喉要道，对保护逻辑的设计合理性、可行性提出了挑战。
文章论述如何解决取消旁路对整机的影响，介绍改造的关键技术。
标签：旁路系统;RB;增压风机;脱硫装置;两炉一塔引言旁路系统最早应用于发达国家脱硫系统中，在我国引进国外脱硫技术的同时也沿袭了其旁路设置，当脱硫系统设备故障无法正常运行时，打开旁路烟气挡板门，使脱硫系统解列，脱硫装置被旁路隔离，不对电厂主机的运行产生影响。
为了加强对火电企业脱硫设施运行过程的监管，提高脱硫设施运行效率，2011年8月15日，广东省环境保护厅下发了《关于进一步做好火电厂脱硫脱硝有关工作的通知》明确规定：新审批的火电项目一律不得设置脱硫烟气旁路，现役火电厂必须按规定在“十二五”期间全部取消脱硫烟气旁路。
1 取消旁路的意义某电厂为两炉一塔135MW机组，每炉配一台增压风机的特殊配置如图1所示，使得脱硫大部分保护条件将同时影响两台机组，取消旁路，增压风机成为整台机组的咽喉要道，对保护逻辑的设计合理性、可行性提出了挑战。
此项目旨在如何解决取消旁路对整机的影响，并提高锅炉运行的安全性能。
2 存在的困难和风险2.1 改造方案没有经验借鉴两炉一塔，每炉配一台增压风机的特殊配置125MW机组，同类配置的机组极为稀少，几乎没有可以借鉴的设计方案。
平海发电厂是一炉两台增压风机，所以改造的方法没有借鉴意义。
而罗定发电厂脱硫配置和我厂一样，改造为一炉一塔，但是配置一炉一塔成本太高，超出改造预算，所以其改造经验也无法借鉴。
所以说“两炉一塔，每炉配一台增压风机”脱硫系统取消旁路逻辑是项目必须要解决的难题和突破点。
2.2 机组主机和脱硫分属不同的DCS主机使用德国与脱硫系统分属不同的DCS控制系统，为改造工作增加了新的难题，为了确保锅炉与脱硫系统的安全性，必须考虑两个系统之间数据传输的可靠性和实时性。
关于脱硫系统取消烟气旁路的分析
关于脱硫系统取消烟气旁路的分析作者：张学超武建强来源：《价值工程》2014年第30期摘要：取消烟气旁路系统已成为当今脱硫系统的一个趋势，很多文献介绍取消旁路系统的好处。
针对旁路系统取消的原因、取消后应采取的补偿措施、以及如何进行整体规划等实际问题，本文提出几点不同看法。
Abstract： It seems to be a trend to cancel bypass flue duct in FGD system at present， and many paper described its advantage. Some different opinion is provided after thoroughly analyzing the cause， result and compensation method of flue bypass in FGD system.关键词：脱硫；取消；烟气旁路系统Key words： FGD；cancel；bypass flue system中图分类号：X701.3 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2014）30-0041-020 引言火电厂烟气脱硫系统（FGD，Flue Gas Desulfurization）中烟气旁路的存废问题是当今的热点问题，许多人士都提出了不同的看法。
随着一些电厂做试点的初步成功，取消烟气旁路系统似乎成了一种新潮流，一些百万千瓦的大机组在招标设计阶段就要求脱硫系统取消烟气旁路，做到整台机组同步运行、同步控制。
针对这种现象，本文就脱硫系统烟气旁路取消的原因、取消的后果、取消后应采取的补偿措施等方面做一分析探讨。
1 脱硫系统取消烟气旁路的原因在分析取消烟气旁路系统的原因前，先介绍一下当初为什么要采用旁路系统。
采用烟气旁路系统的主要目的是将锅炉系统与脱硫系统隔离开来，以便在脱硫系统出现故障时不影响锅炉的正常运行、或者将影响减小到最低程度。
脱硫系统取消旁路挡板运行的问题及应对措施
脱硫系统取消旁路挡板运行的问题及应对措施
刘莎
【期刊名称】《贵州电力技术》
【年(卷),期】2015(018)002
【摘要】分析了湿式烟气脱硫系统无旁路运行存在的问题,并对运行中存在的问题及应对措施进行了探讨,为机组的安全运行积累了经验.
【总页数】3页(P71-73)
【作者】刘莎
【作者单位】纳雍发电总厂,贵州毕节553303
【正文语种】中文
【中图分类】TK3
【相关文献】
1.脱硫系统取消旁路挡板后保护逻辑优化 [J], 程历军
2.脱硫系统取消旁路挡板DCS控制逻辑优化 [J], 张胜;毛卫健
3.湿法脱硫系统取消烟气旁路挡板后控制逻辑优化 [J], 冯孝峰
4.660MW火电机组脱硫系统取消旁路挡板实践 [J], 王顶磊
5.湿法脱硫系统取消旁路挡板对锅炉运行影响分析 [J], 薛志辉;侯荣利
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1000MW机组无旁路烟气脱硫装置设计解析
1000MW机组无旁路烟气脱硫装置设计解析近年来，火力发电厂烟气脱硫系统逐步取消烟气脱硫系统旁路，采用无旁路烟气脱硫装置，降低了污染物的排放。
文章主要针对2×1000MW机组脱硫装置的设计，分析其传统无旁路烟气脱硫装置存在的不足，并对此提出相应的措施，提高系统可靠性。
标签：无旁路；烟气脱硫；设计石灰石-石膏湿法烟气脱硫，是当前火力发电厂烟气脱硫的主要手段之一。
为方便FGD检修和事故排查，烟气脱硫系统一般都会同时装备烟气旁路，紧急情况下可以打开挡板，使烟气进入烟囱，增加机组运行的安全保障。
1 无旁路烟气脱硫系统的工艺流程常规工作状态时，烟气进入脱硫吸收塔进行处理，然后通过烟囱排放。
旁路烟道的安装位置设在烟囱和FGD入口烟道之间。
工艺流程如图1（设置旁路）所示。
如果脱硫系统未设置旁路烟道，其烟气走向应当按照“锅炉→除尘器→引风机→吸收塔→烟囱”的路线进行排放。
工艺流程如图1（未设置旁路）所示。
2 无旁路烟气脱硫系统的特性2.1 无旁路烟气脱硫系统的优点首先，无旁路烟道的脱硫系统可以缩短吸收塔和烟囱之间的直线距离，既能减少占地面积，又能降低烟道的净压损，增加烟道的使用期限。
另外，取消了净烟气、密封空气系统、控制系统等一系列设备，可以较大地提高设备的利用率，还能够有效地降低成本。
同时，烟气脱硫增压风机将同锅炉引风机“增引合一”，可以提高烟气脱硫的效率，降低系统运行的能耗。
2.2 无旁路烟气脱硫装置的运行风险相比之下，无旁路烟气脱硫装置在运行中也存在一定风险。
锅炉投油启动、低负荷稳燃等工况存在的油污粘污以及机组煤油混烧阶段产生的高含尘烟气经过烟气脱硫系统时，容易损坏设备，影响设备的运行。
因此要解决无旁路烟气脱硫装置的设备损坏问题，就要提高脱硫系统的可靠性。
一旦出现意外故障停止运行时，能够短时间内进行应急处理，将锅炉的尾部高温烟气短时间内通过脱硫系统排放。
3 1000MW机组无旁路烟气脱硫装置设计实例3.1 脱硫装置概况某厂2×1000MW机组烟气脱硫装置，采用无旁路的设计。
脱硫装置取消烟气旁路改造的解决方案
脱硫装置取消烟气旁路改造的解决方案为保证机组运行的安全可靠性，国内已投运或在建的湿法脱硫装置一般都设有100%旁路烟道。
在机组启停、脱硫装置故障停运或临时检修时，烟气可以通过旁路烟道直接排入烟囱，保证机组安全稳定运行。
近年来，随着脱硫技术的发展和脱硫装置的可利用率不断提高，到目前已完全达到不低于主机的可靠率。
在这样的背景下,脱硫装置取消烟气旁路是完全可行的。
为严格保证火力发电厂烟气污染物达标排放，国家环境保护部于2008年1月17日发布了HJ/T 179—2005《火电厂烟气脱硫工程技术规范石灰石/石灰—石膏法》的修改方案，将5.3.2.5修改为：“新建发电机组建设脱硫设施或已运行机组增设脱硫设施，不宜设置烟气旁路”。
所以，随着国家环保标准的日益严格，火电厂烟气脱硫装置取消烟气旁路或无烟气旁路设计成为大势所趋。
因此，脱硫装置的可靠性必须提高至主机水平以适应机组的安全可靠运行。
1 平海电厂烟气脱硫装置为了分析脱硫装置取消烟气旁路后对脱硫装置现有的系统设备运行存在哪些影响因素，下面对平海电厂脱硫装置烟气系统进行简单介绍：广东平海发电厂有限公司一期工程为2×1000MW超超临界压力燃煤发电组，脱硫装置为石灰石―石膏就地强制氧化湿法烟气脱硫工艺。
从锅炉引风机后的主烟道引出的烟气，通过并列布置的两台动叶可调轴流式增压风机升压后进入吸收塔反应区，在吸收塔内脱硫净化，经除雾器除去细小液滴后，再进入净烟气烟道。
烟气系统中设置增压风机进、出口挡板门和吸收塔出口净烟气挡板门、旁路挡板门。
当机组启动、脱硫装置故障停运或临时检修时, 开启旁路挡板门，关闭增压风机进、出口挡板门和净烟气挡板门，烟气由旁路烟道直接进入烟囱排放, 不进入吸收塔, 保护脱硫装置。
2 取消烟气旁路对设备的安全影响取消烟气旁路的特点是在机组运行时，脱硫系统将不可避免成为锅炉烟风系统的必经之路。
所以，必须充分考虑锅炉燃烧或电除尘器运行变化以及锅炉燃煤条件发生骤变等情况对脱硫系统产生的不利影响;反过来，同样应充分考虑因脱硫系统的不稳定运行对主机稳定运行的影响。
脱硫系统优化运行探讨
脱硫系统优化运行探讨对600MW机组脱硫系统运行优化进行技术总结，通过优化脱硫设备运行方式，实现节能与减排的双赢。
标签：600MW机组；脱硫系统；运行优化；节能TB石灰石-石膏湿法脱硫是各大电厂普遍采用的一种脱硫技术，但设备主要以国产为主，普遍存在设备运行可靠性低、经济性较差等问题。
特别是大容量的600MW机组脱硫系统，由于设备和原料的原因，造成运行人员在操作中往往遇到很多困难，造成实际运行状况不容乐观。
为了改善脱硫运行的可靠性、优化运行操作，在确保湿法脱硫机组高效稳定运行的同时有效降低耗电量，实现节能与减排双赢，现对金堂电厂一期2×600MW燃煤机组脱硫系统运行方式进行分析，优化脱硫设备的运行方式。
1 烟气系统（1）增压风机的运行调整主要通过减小烟气系统阻力（如GGH、除雾器的吹扫、冲洗等）方式来实现。
FGD入口压力的改变对增压风机的电功率影响较大，对引风机的影响相对较小。
系统运行中，应合理的设置增压风机的动叶开度，FGD入口压力正常设定在-0.15～-0.2kPa，不得高于-0.3kPa。
（2）保证GGH和除雾器表面的清洁不仅可以减小烟风阻力，减小增压风机能耗。
运行人员应坚持GGH和除雾器冲洗的定期制度，保证蒸汽吹扫压力在1.4MPa，除雾器的冲洗水母管压力在0.3MPa。
机组负荷在450MW时，GGH差压应保证在0.5kPa以下，除雾器差压应保证在0.3kPa以下；机组负荷在600MW 时，GGH差压应保证在0.65kPa以下，除雾器差压应保证在0.5kPa以下。
2 吸收塔系统（1）当煤质发生变化，入炉煤硫份高，FGD入口烟气含硫量超过设计值3525mg/m3，运行人员应加强运行调整，当pH下降时适当加大吸收塔石灰石供浆量，增加氧化风，但供浆量不得超过50t/h，在pH值无法稳定的情况下，可借助于氢氧化钠来维持pH值。
石灰石供浆量过大，石灰石耗量增加，也会导致石膏浆液密度升高，循环浆泵运行电流增大，耗电增加，石膏品质也无法保证。
电厂脱硫装置运维管理实践经验总结与问题解决方案
电厂脱硫装置运维管理实践经验总结与问题解决方案电厂脱硫装置运维管理实践经验总结与问题解决方案一、背景介绍脱硫是电厂燃煤排放减排的重要工序之一，具有保护环境、减少空气污染的重要作用。
然而，脱硫装置的运维管理工作也面临一系列的挑战和问题。
本文将总结一些脱硫装置运维管理的实践经验，并提出相应的问题解决方案。
二、经验总结1. 建立完善的运维管理制度建立完善的运维管理制度是保证脱硫装置运行稳定和高效的基础。
制定完整的作业规范和工作程序，并进行培训和督导，确保所有操作人员都能够按照规范操作。
同时，建立设备档案和维修记录，定期进行设备巡检和维护，及时发现问题并进行处理。
2. 加强设备维护和故障排除设备的维护和故障排除是脱硫装置运维管理的重要工作。
定期对设备进行检修和维护，确保设备的正常运行。
同时，加强对设备的监控和故障排除，对于常见的故障进行预警和预防，及时处理设备故障，提高设备的运行可靠性。
3. 控制工艺参数，优化吸收剂使用脱硫装置的工艺参数对脱硫效果有重要影响。
通过对工艺参数的控制，调节喷淋液的PH值、浓度和喷淋速率，可以提高脱硫效果，减少二氧化硫的排放。
同时，合理使用吸收剂，选择合适的吸收剂种类和配比，可以提高脱硫效率，并降低运行成本。
4. 加强运行数据的监测和分析运行数据的监测和分析对于运维管理至关重要。
通过对关键参数的实时监测和分析，可以掌握脱硫装置的运行状态，发现问题并及时处理。
同时，对运行数据进行长期分析和总结，可以提供参考依据，指导脱硫装置的优化和改进。
三、问题解决方案1. 设备故障排除设备故障是脱硫装置运维管理中常见的问题之一。
面对设备故障，需要迅速定位问题，并进行相应的处理。
可以通过加强设备巡检和监控，提前发现设备问题。
同时，建立设备故障排除的专项工作组，及时组织人员进行故障排查和维修，确保设备的正常运行。
2. 脱硫效果不理想脱硫效果不理想是运维管理中常见的问题之一，可能由各种原因引起。
面对脱硫效果不良，首先需要分析问题的原因，可能是吸收剂配比不合理、工艺参数控制不当等。
无旁路脱硫技术的运行实践
电力技术Electric Power Technology Vol.19No.3 Feb.2010第19卷 第3期2010年2月无旁路脱硫技术的运行实践史晓宏，黄 杰（三河发电有限责任公司，河北 三河 065201）【摘 要】三河发电有限责任公司二期2×300MWe机组是国内首家采用无旁路脱硫技术的机组。
本文对无旁路脱硫装置的设计特点进行了介绍，详细介绍投入运行以来在启动方式、点火方式的运行等方面采取的措施。
【关键词】无旁路脱硫；设计；运行【中图分类号】X701.3【文献标识码】B【文章编号】1674-4586(2010)03-0025-021 概述三河电厂一期工程建设两台350MWe日本三菱燃煤亚临界发电机组，分别于1999年12月、2000年4月投入运行；二期工程建设两台300MW e国产东方燃煤亚临界热电联产机组，分别于2007年8月、2007年11月投产发电，同步建设脱硫、脱硝装置，国内率先采用无旁路脱硫冷却塔排烟技术。
2 无旁路脱硫系统的设计无旁路脱硫是指从锅炉来的烟气经引风机（或者增压风机）升压后，直接进入吸收塔进行脱硫处理，经脱硫后的净烟气通过烟囱（或者冷却塔）排入大气。
无旁路脱硫系统如图1所示。
图1 无旁路脱硫系统2.1 无旁路脱硫系统主要设计(1)脱硫工艺采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺，吸收塔为喷淋空塔。
(2)脱硫装置采用一炉一塔，脱硫效率按不小于95%。
(3)脱硫系统不设烟气旁路。
()不单独设置脱硫增压风机，脱硫系统的阻力由引风机克服。
(5)不设GGH，脱硫后的净烟气直接通过冷却塔排入大气。
(6)石灰石浆液制备、石膏脱水系统、事故浆液箱为一、二期公用系统，设在一期范围内。
2.2 无旁路脱硫技术设计特点2.2.1 吸收塔的设计吸收塔是无旁路脱硫系统的核心部分，采用喷淋式空塔，由吸收区、氧化区和结晶区组成。
每台吸收塔设有3台浆液循环泵，并设3层喷淋层和喷嘴，每台浆液循环泵对应一层喷嘴。
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关于无旁路脱硫系统运行经验浅谈吉建明【华能陕西秦岭发电有限公司陕西华阴714206】【摘要】本文以华能陕西秦岭发电有限公司4×200MW机组烟气脱硫改造工程及运行实践为依据，分析介绍了火电厂烟气脱硫工程取消烟气旁路后运行中特有的问题，并对解决相关问题的措施进行了针对性技术探讨。
对老机组脱硫改造工程具有示范作用，为电厂采用烟气脱硫无旁路运行技术，保证机组安全稳定运行提供了有益的经验。
【关键词】烟气脱硫；无旁路运行；措施；问题；引言火力发电厂烟气脱硫设置烟气旁路，是为了在事故状态时打开脱硫系统的旁路挡板,使锅炉原烟气通过旁路进入烟囱,从而保护FGD装置和机组的安全运行。
华能集团公司积极响应国家环保政策，自我加压，勇于创新，在秦岭公司4×200MW机组烟气脱硫改造工程中取消了烟气旁路及GGH系统,以提高脱硫设施投运率。
本文将以该工程的成功实践为例，对无旁路脱硫系统运行时存在的问题及注意事项进行探讨。
1、秦岭发电公司脱硫装置概况1.1系统简介华能陕西秦岭发电有限公司位于陕西省华阴市境内秦岭北麓，分三期建成，其中二、三期工程安装四台200MW超高压燃煤机组，于1986年全部建成投产。
秦岭公司4×200MW机组烟气脱硫改造工程采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺，按照一炉一塔设置脱硫装置，不设烟气旁路和烟气加热器（GGH），增压风机和引风机合并;锅炉型式DG670/140—8型，FGD入口烟气量653770Nm3/h（标态，干基,6％O2），在锅炉BMCR工况，实际燃煤含硫量2.72％时脱硫效率不小于95％；公用系统设备为四台机组所公用，包含石灰石制浆系统、石膏脱水系统、脱硫工艺工业用水系统、事故排放系统及脱硫废水处理系统、控制系统、电源系统等。
2009年，秦岭发电公司实现了脱硫装置一年四投，#5、3、4、6机组脱硫装置分别于3月、7月、9月、11月正式投运，经省环保厅验收合格，目前，各系统运行基本正常，参数可控。
1.2 脱硫系统工艺流程从锅炉来的原烟气通过引风机升压，经电除尘器，进入脱硫吸收塔,在吸收塔内完成氧化、脱除吸收,最终形成二水硫酸钙(石膏) ,处理后的净烟气则经除雾器除去雾滴后,经烟囱排入大气。
2. 脱硫装置运行中出现的问题2.1 脱硫公用系统由于制浆、石膏脱水及存储、事故浆液存储、工艺水及冷却水、石灰石储存、脱硫废水、压缩空气等系统为脱硫公用系统，当上述系统出现异常和故障时均会影响到脱硫系统及机组的安全运行。
2.1．1秦岭公司曾因石灰石制浆箱搅拌器故障，脱硫供浆系统停运，造成脱硫装置无法正常运行，机组减负荷运行长达18个小时。
目前为防止供浆系统设备故障，影响脱硫装置的正常运行，准备在吸收塔供浆入口处安装石灰石粉输送管道，成品石灰石粉可直接经气泵打入吸收塔与塔内浆液直接混合。
避免制浆系统故障检修，影响脱硫及主机正常连续运行。
2.1.2 秦岭公司脱硫投运初期，石膏中含水较高，脱水较为困难，主要现象：石膏饼中出现分层现象，上层较湿，下层较干；表面有一层湿黏，油黑物质；真空泵真空较投运初期的-65Kpa上升至-78Kpa;对石膏化验发现，含水率达18%，GaSO31/2HO2含量达27%, GaSO42H2O48%。
通过对参数控制的调整石膏品质得到了明显的提高。
首先是浆液PH值的控制，浆液PH是控制脱硫反应过程的一个重要参数。
确定合理的PH值将使整个脱硫系统保持一个良性的循环。
运行中将PH值由5.8降至5.0～5.4之间运行。
石膏的浆液密度反映了吸收塔中浆液的饱和情况，运行初期由于运行经验不足，造成吸收塔密度过高，硫酸钙抑制SO2的吸收，影响碳酸钙溶解，使石膏脱水困难。
运行的石膏的浆液密度由原来的1200kg/m3降至1140kg/m3运行。
氧化风量影响亚硫酸盐的氧化，因氧化风管布置方式为管网式布置，运行中出现风管堵塞氧化风量减少，从而导致浆液中的碳酸钙含量增大，使石膏纯度降低并难以脱水。
加强运行中氧化风管的冲洗频率和冲洗时间，保证了石膏浆液的氧化效果。
3. 脱硫增压风机与锅炉引风的合并使用情况3.1脱硫增压风机与锅炉引风机合用，所以脱硫烟气系统无原、净烟气及旁路挡板门，以及密封风机、加热器等附属设备。
脱硫系统相当于锅炉烟风系统的一部分，降低了工程造价，简化了烟气系统的布置方式，减少了后期设备维护和检修工作量。
同时对引风机的安全运行提出了更高的要求。
秦岭电厂烟气脱硫改造项目，不设增压风机，在锅炉原引风机的基础上进行了增容改造风量由945000m3/h增至993143 m3/h，风压由6269Pa增至7886Pa，从目前运行来看经过增容后完全能够满足脱硫及主机的正常运行需要。
3.2运行中除雾器堵塞，将使整个烟气系统的阻力增大，同时风机功耗相应增加。
因此对除雾器运行冲洗要做出合理的规定。
3.3维持吸收塔的正常运行液位，一旦吸收塔出现溢流，浆液通过烟道，进入引风机，若运行人员未能及时发现，溢流浆液会冲击正在运行的风机叶片，甚至造成叶片断裂，导致引风机停运，脱硫系统被迫退出运行。
由于未设置烟气旁路，主机也将被迫停运，会造成严重损失。
3.4在锅炉停炉后,如果浆液循环泵长时间保持在运行状态下,而引风机已经停止运行,则会造成水蒸汽返到引风机出口造成烟道和引风机外壳存水,使烟道和引风机受到腐蚀,还有可能因吸收塔返回的水蒸汽在电除尘器内造成灰板结,使电除尘器灰斗堵灰。
3.5在引风机启动前应先对吸收塔进口烟道和引风机底部进行排水。
4.脱硫系统无旁路运行的主要风险无旁路脱硫系统属于电厂锅炉风烟系统的一部分，两个系统互相影响: 4.1 FGD装置对主机的影响，FGD与机组同步串联运行，FGD的运行是否正常将直接影响机组运行，无论脱硫塔内有缺陷需要消除或者脱硫设备故障需要紧急停运，都会迫使对应单元机组停运，降低主设备的可靠性，影响公司经效益。
4.2主机对FGD装置的影响，当进入FGD装置的烟气参数变化时，如烟气超温、含油，锅炉制进行抽粉操作、机组加负荷、燃煤煤质变化，粉尘含量及SO2含量超出设计等，均影响脱硫装置的正常运行和安全。
5. 无旁路脱硫系统运行出现的问题及应对措施5.1烟温高FGD内如除雾器等设备大多是FRP或PP材料制成，塔内和烟道防腐材料耐温也比较低（不得大于90℃）。
因为无旁路烟道和GGH，FGD入口烟温略低于锅炉排烟温度。
在烟温升高时，为保护设备和防腐层不被高温烟气损坏，要采取以下措施：5.1.1烟温高保护：为防止FGD入口烟温过高，系统设有烟温高联锁保护以及在原烟道与FGD入口处装有事故喷淋装置。
锅炉设计排烟温度小于159℃，当FGD入口烟温超过160℃时报警；达到180时启动事故喷淋系统进行降温并计时；超过180℃达20min或者达到200℃时立即动作于MFT 停炉。
5.1.2秦岭公司脱硫装置投运后，因锅炉空气预热器故障跳闸，造成FGD 入口烟气温度最高升至180℃事故喷淋启动，但吸收塔入口烟气温度下降较为缓慢，后经原因分析，事故喷淋水泵电流并未随事故喷淋电动门开启而升高，停机后进一步检查，发现事故喷淋喷嘴因原烟气中飞灰堵塞严重，致使运行中事故喷淋水量减小。
因此，脱硫系统运行期间应定期对事故喷淋电动门进行开关试验，并监视事故喷淋水泵电流及压力变化是否正常，以确保事故喷淋装置正常的投入。
5.1.3烟温高投入事故喷淋系统后，要加强监视吸收塔入、出口烟温变化趋势，防止在联投信号发出后，因事故喷淋水源中断，事故喷淋泵未启动或者出口门未联开引起设备损坏；事故喷淋投入时间过长时，要防止吸收塔液位过高倒流至引风机等事故的发生。
5.2脱硫系统浆液循环泵全停浆液循环泵是脱硫塔最主要的系统，正常情况下吸收塔四层喷淋全部投入，吸收塔内浆液温度降至50℃左右，循环泵全停时烟温会上升至159℃甚至更高，为此采取的应对措施：5.2.1 循环泵全停保护：三台循环泵同时跳闸时联投事故喷淋系统进行降温；四台循环泵同时跳闸时立即动作于MFT停炉。
5.2.2浆液循环泵电源设计：#3、5塔浆液循环泵均取自6KV脱硫Ⅰ段，#4、6机均取自6KV脱硫Ⅱ段。
在运行中曾多次出现因母线瞬间失压导致循环泵全停事故的发生，严重威胁了主机的安全运行。
因此将每套FGD的A循环泵低电压保护跳闸时间改为9秒，其余三台泵为0.5秒，既能保证母线电压很快恢复，又保证了FGD的安全。
5.2.3工业水冷却水为四台脱硫装置的公用系统，浆液循环泵采用机械密封，工业水源中断后会造成循环泵机械密封温度升高损坏。
若要防止机械部件损坏，就必须止浆液循环泵运行，从而迫使FGD系统及机组全停。
为解决这一问题，对工业水系统水源进行改进，除常用水源外再外接一路消防水源，同时对工业水泵设置低水压联锁和跳泵联锁。
5.3油污染对FGD的影响锅炉在启停炉、运行中煤质差稳燃等异常情况时均需要投油，由于系统无旁路，带油烟气会对吸收塔浆液造成污染，导致脱硫效率低、石膏品质下降、溢流等问题。
根据脱硫系统实际情况，采取以下应对措施取得了良好的效果5.3.1锅炉启动阶段时采用小油枪点火装置、调整油枪雾化效果，临炉送粉、投汽加热，尽可能缩短启动时间，减少锅炉燃油量。
5.3.2在锅炉开始投粉，即油、煤混燃阶段时即投入电除尘器一电场，以减少进入吸收塔的油量，根据多年运行经验和历次检修期间观察，一电场所沾油污会在运行后受粗颗粒的烟尘高速冲刷而脱落，不影响除尘效果。
5.3.3机组与脱硫装置启动顺序为:电除尘器运行后，即刻启动第一台浆液循环泵，其后启动第一台引风机、送风机等，调整供浆量保证浆液的ｐH值控制在4.8-5.2范围内；同时除雾器冲洗投入“连续冲洗”，保证除雾器清洁。
5.3.4采取以上措施后，从实际运行情况来看，锅炉点火后，油污和粉尘对吸收浆的污染液虽有一定程度的减少，为保持脱硫装置的稳定运行，仍需对FGD浆液进行部分置换。
置换时间根据浆液的取样化验结果而定。
5.4粉尘污染对FGD的影响在电除尘器电场出现故障时，由于系统没有旁路，会造成脱硫塔入口粉尘浓度高，对浆液造成污染，降低脱硫效率，严重时会使吸收塔石膏浆液中毒；还会造成入口烟道积灰，尤其是干湿交界面。
应采取以下措施：5.4.1脱硫系统传统上设计有“入口烟尘含量高”开旁路的保护，在脱硫无旁路时,将该保护由跳闸改为发信号，避免停运主机。
5.4.2秦岭发电公司原电除尘器四个通道电场的供电方式是：A段母线供甲、乙列电场，B段母线供丙、丁列电场，为防止母线故障造成烟气贯穿式通过，将供电方式改成了交叉供电，减少了单一通道全停的概率。
5.4.3加强除尘器及气力输灰系统检修维护和运行调整，提高除尘效率，减少进入脱硫系统的烟气含尘量。
由于运行中经常因气力输灰系统故障，无法进行干灰输送，电除尘器灰斗出现高灰位信号，造成除尘器四个电场积灰搭桥短路跳闸，导致吸收浆液中粉尘灰含量增加浆液中毒的现象发生，后来通过浆液置换，PH值提至5.3,后因机组加负荷，PH值又降至4.5,排放超标，连续三天反复出现情况相同，此后维持机组120MW负荷进行浆液置换，一天后将PH值提至5.9,再加负荷至220MW脱硫系统也能正常运行。