脱硫设备运行常见问题及解决方法
(完整word版)脱硫系统问题分析及处理方式
脱硫系统问题分析及处理方式脱硫效率低1.脱硫效率低的原因分析：（1）设计因素设计是基础，包括L/G、烟气流速、浆液停留时间、氧化空气量、喷淋层设计等。
应该说，目前国内脱硫设计已经非常成熟，而且都是程序化，各家脱硫公司设计大同小异。
（2）烟气因素其次考虑烟气方面，包括烟气量、入口SO2浓度、入口烟尘含量、烟气含氧量、烟气中的其他成分等。
是否超出设计值。
（3）脱硫吸收剂石灰石的纯度、活性等，石灰石中的其他成分，包括SiO2、镁、铝、铁等。
特别是白云石等惰性物质。
（4）运行控制因素运行中吸收塔浆液的控制，起到关键因素。
包括吸收塔PH值控制、吸收塔浆液浓度、吸收塔浆液过饱和度、循环浆液量、Ca/S、氧化风量、废水排放量、杂质等。
（5）水水的因素相对较小，主要是水的来源以及成分。
（7）其他因素包括旁路状态、GGH泄露等。
2.改进措施及运行控制要点从上面的分析看出，影响FGD系统脱硫率的因素很多，这些因素叉相互关联，以下提出了改进FGD系统脱硫效率的一些原则措施，供参考。
（1）FGD系统的设计是关键。
根据具体工程来选定合适的设计和运行参数是每个FGD系统供应商在工程系统设计初期所必须面对的重要课题。
特别是设计煤种的问题。
太高造价大，低了风险大。
特别是目前国内煤炭品质不一，供需矛盾突出，造成很多电厂燃烧煤种严重超出设计值，脱硫系统无法长期稳定运行，同时对脱硫系统造成严重的危害。
（2）控制好锅炉的燃烧和电除尘器的运行，使进入FGD系统的烟气参数在设计范围内。
必须从脱硫的源头着手，方能解决问题。
（3）选择高品位、活性好的石灰石作为吸收剂。
（4）保证FGD工艺水水质。
（5）合理使用添加剂。
（6）根据具体情况，调整好FGD各系统的运行控制参数。
特别是PH值、浆液浓度、CL/Mg离子等。
（7）做好FGD系统的运行维护、检修、管理等工作。
除雾器结垢堵塞1.除雾器结垢堵塞的原因分析经过脱硫后的净烟气中含有大量的固体物质，在经过除雾器时多数以浆液的形式被捕捉下来，粘结在除雾器表面上，如果得不到及时的冲洗，会迅速沉积下来，逐渐失去水分而成为石膏垢。
脱硫系统运行中常见问题及处理
脱硫系统运行中常见问题及处理1 引言石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺是目前较为成熟的脱硫工艺，被广泛应用于火电厂烟气净化处理系统中，我公司三四期脱硫系统陆续投入运行，在调试及运行过程中出现了一些问题，也是其它电厂经常遇到的问题。
2 吸收塔溢流问题2.1 吸收塔溢流现象调试及运行中吸收塔会发生浆液溢流现象，而且此现象很普遍。
溢流现象不是连续的，而且有一定的规律性，表面现象来看，很不好解释。
例如我公司#5吸收塔溢流管线标高为11150mm，溢流排水管线位置13110mm，上面呼吸孔标高为14000mm。
系统停运时液位正常，运行中液位显示10000mm时溢流口开始间歇性溢流，并从呼吸孔排出泡沫。
对液位计、溢流口几何高度进行校验，没有发现问题。
当液位降低到8.5米左右，烟气会从塔体溢流口冒出，造成浆液从呼吸孔喷出。
2.2 原因分析DCS显示的液位是根据差压变送器测得的差压与吸收塔内浆液密度计算得来的值，而不是吸收塔内真实液位。
由于循环泵、氧化风机的运行，而且水中杂质（有机物，盐类等）、氧量较大，而引起浆液中含有大量气泡、或泡沫，从而造成吸收塔内浆液的不均匀性，由于浆液密度表计取样来自吸收塔底部，底部浆液密度大于氧化区上部浆液密度，造成仪表显示偏低。
我公司脱硫用水采自机组循环水排污水，水质较差，有机物较高可达30～40，CL-含量超过1100 mg/l。
此时吸收塔内液位超过了表计显示液位，此时塔内液位已经达到了溢流口的高度，再加上脉冲扰动、氧化空气鼓入、浆液的喷淋等因素的综合影响而引起的液位波动，并且浆液液面随时发生变化，导致吸收塔间歇性溢流。
2.3 处理方案2.3.1 确定合理液位调试期间确定合理的运行液位，根据现场运行条件，人为降低运行控制液位计显示液位，使塔内实际液位仅高于塔体溢流口高度，防止烟气泄露。
修正吸收塔浆液密度来提高液位计显示液位，控制液位在塔体溢流口至溢流排水口标高之间。
2.3.2 加入消泡剂尽管确定液位仅高于塔体溢流口高度，也难免吸收塔浆液泡沫从呼吸孔冒出。
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。
燃煤电厂脱硫设备运行中存在的问题及优化措施
燃煤电厂脱硫设备运行中存在的问题及优化措施摘要：为了推动我国电力事业的发展，提高燃煤电厂脱硫设备的运行效益，本文对燃煤电厂脱硫设备运行中存在的问题进行分析，详细阐述了管道堵塞、GGH堵塞、设备腐蚀等缺陷。
之后提出燃煤电厂脱硫设备运行的优化策略，通过严格控制关键参数、合理引入信息技术、落实设备关键点检修等措施，切实降低故障发生概率，促使脱硫设备安全稳定运行。
关键词：燃煤电厂；脱硫设备；问题与优化引言燃煤电厂关乎着我国社会经济发展，能够提供较为稳定的电力能源，不过脱硫设备仍存在运行效率低的问题，这是因为脱硫设备内部结构复杂，加上运行环境较为恶劣，所以提高了故障发生概率。
电力企业要加强脱硫设备的运行优化，充分掌握脱硫设备工作原理，同时分析常见的故障问题，从源头入手进行解决，确保脱硫设备处在最佳的运行状态下。
当然脱硫设备的技术改革，除了能够提高运行效率外，还会起到降低能耗、排放的效果，从而满足现代社会的环保需求。
一、燃煤电厂脱硫设备运行中存在的问题1.管道堵塞目前来看管道堵塞是脱硫设备运行中较为常见的问题，造成管道堵塞的原因包含设计流速与设备运行需求不匹配、自流管道倾斜度设计不匹配、系统设计中存在管道变径等情况，脱硫设备运行过程中容易出现浆液沉积。
除此之外管道内壁存在内衬物脱落、机组长期处在较低的负荷下、吸收塔入口二氧化硫浓度较低等，都是引发管道堵塞的关键因素。
2.GGH堵塞GGH代表脱硫设备中的烟气换热器，运行过程中出现堵塞问题，大多与吸收塔除雾器有关，由于除雾器的使用效果变差，烟气中便会掺杂混合物，并在排放过程中吸附在换热片位置处，引发结垢堵塞现象。
另外脱硫设备运行时，吸收塔液位超过标准或吸收塔出现起泡，石膏浆液便会顺着烟气入口倒流，在进入烟气换热器后形成堵塞。
3.设备腐蚀受到脱硫设备性质的影响，长期运行会出现腐蚀现象，并且脱硫设备面临恶劣的运行环境，这也是加快设备腐蚀的重要因素。
尤其是设备的金属结构很容易受到腐蚀，目前主要分为缝隙腐蚀、点蚀、应力腐蚀三种类型。
脱硫运行调整及常见问题处理
脱硫运行调整及常见问题处理
近期脱硫运行情况如下表（见附页），主要针对负荷、煤量、氧量、入口SO2浓度的变化分析对吸收塔出口SO2的影响。
根据该运行图表，脱硫日常运行主要有以下问题：
1.升负荷时氧量波动比较大，入口SO2急剧增加，出口SO2易瞬
时超标
2.断煤时煤量波动频繁，入口SO2与煤量波动呈现正相关趋势，
出口SO2有瞬时超标现象
3.锅炉燃烧调整氧量波动，入口SO2与氧量波动呈现负相关趋势，
导致出口SO2控制不稳定
运行人员可参考以下措施进行调整：
1.严密监视SO2参数以及锅炉负荷的变化情况，加强和锅炉运行
人员的沟通
2.发现升负荷时，及时开启备用浆液循环泵的入口电动门，该电
动门动作缓慢，开到位需要5min，根据负荷及吸收塔入口及出
口SO2的变化情况，决定是否启动备用浆液循环泵，以保证SO2
不超标为原则。
3.如果出口SO2波动剧烈，上升速度很快，启动备用泵效果仍不
明显，可根据吸收塔液位启动除雾器冲洗，加强喷淋效果，维
持SO2参数稳定
4.燃煤硫份过高，入口SO2浓度偏高，可增加吸收塔供浆气动门
调门开度，适当提高吸收塔浆液PH值
5.加大石灰石浆液制备系统螺旋称重给料机流量设定，适当提高
石灰石浆液密度，保证吸收塔供浆充足。
6.适当提高吸收塔液位，增大浆液循环泵喷淋量，提高喷淋效果。
锅炉脱硫设备维修方案
锅炉脱硫设备维修方案1. 引言锅炉脱硫设备是用于去除燃煤锅炉废气中SO2的设备。
在锅炉运行过程中，可能会出现一些故障和问题，使得锅炉脱硫设备无法正常工作。
因此，本文将介绍锅炉脱硫设备的常见问题以及相应的维修方案。
2. 常见问题及解决方案2.1 脱硫塔堵塞脱硫塔堵塞可能会引起脱硫效率降低，严重的话会导致脱硫塔停机。
如果发现脱硫塔堵塞的情况，需要采取相应的措施进行处理。
2.1.1 清理脱硫塔首先需要停止脱硫塔的运行，并确认脱硫塔内没有残余的化学药剂物质。
然后，使用高压水枪或清洗设备进行清洗，清除脱硫塔内的杂物和沉积物，并且清洗出口处的堵塞物。
2.1.2 更换堵塞严重的填料如果清洗无法解决脱硫塔的堵塞问题，就需要更换堵塞严重的填料。
在更换填料的过程中，需要根据实际情况进行操作，具体可以参考设备操作手册。
2.2 除氧器堵塞锅炉脱硫设备中的除氧器是用于清除废气中O2的设备。
如果除氧器堵塞，会严重影响设备的运行效率和脱硫的效果。
因此，需要及时采取措施解决这个问题。
2.2.1 清洗除氧器首先需要停机，关闭排气阀和进气阀后，清洗除氧器，并用高压气体将除氧器内的杂物泄放出去。
如果仍有堵塞的情况，需要更换除氧器内的材料。
2.2.2 更换除氧器内的材料如果清洗无法解决除氧器堵塞问题，就需要更换除氧器内的材料。
实际操作时，需要根据设备手册和相关规定进行更换操作。
2.3 化学药剂输送管堵塞化学药剂输送管的堵塞可能会导致脱硫效率降低或者停机，因此需要及时处理。
2.3.1 清洗输送管道首先需要停机，并关闭适当的阀门。
然后，使用高压气体进行输送管道的清洗，以清除可能存在的杂质和沉积物。
2.3.2 更换输送管道如果清洗无法解决输送管道堵塞问题，就需要更换输送管道。
在更换管道的过程中，需要根据设备手册和相关规定进行操作。
3. 结论通过对锅炉脱硫设备常见故障的分析及相应维修方案的介绍，可以提高设备操作人员的故障排除能力，保证设备的正常运行。
浅谈火电厂脱硫装置常见故障及处理办法
浅谈火电厂脱硫装置常见故障及处理办法脱硫装置是火力发电厂的主要环保设备，其能否安全稳定运行直接影响环保指标的完成情况，本文主要列举了脱硫装置常见故障以及处理方法。
标签：火电厂；脱硫装置；故障1 引言国内大多数火力发电厂已经配套脱硫系统，由于脱硫系统庞大，辅助设备多，同时运行经验相对缺乏，导致该系统在运行中出现异常，影响脱硫效率，带来很大的环保风险，列举的常见故障如下：2 脱硫装置常见故障以及处理办法2.1 6kV电源中断现象：①6kV母线电压消失，声光报警信号发出；②运行中脱硫系统跳闸，对应母线所带6kV电机停转；③对应380V母线自动投入备用电源，否则380V 负荷也会失电跳闸。
原因：①6kV母线故障；②发电机跳闸，备用电源未连锁投入。
③脱硫变故障备用电源未投入；④高备变或低压侧某一分支故障。
处理：①立即确认脱硫连锁跳闸动作是否完成，若各烟道挡板动作不良应立即将自动切为手动操作；②将增压风机静叶开度关至最小位置，做好重新启动脱硫装置的准备；③6kV电源短时不能恢复，按停机相关规定处理。
2.2 380V电源中断现象：①380V电源失电声光报警信号发出；②380V电压指示到零，低电压跳闸；③工作照明跳闸，事故照明自动投入[1]。
原因：①脱硫主电源故障，备用电源未能自动投入；②脱硫低压变跳闸，备用电源未能自动投入；③380V母线故障。
处理：①若是380V单段故障引起的电源中断，应及时查明故障的原因以及设备的动作情况，并将情况向班长和车间及有关领导汇报；②当380V电源全部中断，而短时间内不能恢复时，应将所有泵、管道的浆液排净并及时冲洗。
若因工艺水泵无电源不能启动，故需汇报班长及车间，组织检修人员协助处理；③电气保护动作引起的电源中断严禁盲目强行送电。
2.3 工艺水中断现象：①工艺水泵跳闸报警；②生产现场各处用水中断；③相关浆液箱液位下降[2]；④泵的冷却水或机封冲洗水中断。
原因：①运行工艺水泵跳闸，备用水泵联动不成功；②工艺水水源中断或工艺水箱供水阀未开，工艺水箱液位太低，工艺水泵跳闸；③工艺水管破裂。
脱硫系统存在问题及解决方案
目录1.脱硫概述2.脱硫系统存在的问题3.脱硫系统已改造的项目4.脱硫系统以后下一步打算一：脱硫概述内蒙古上都电厂现有4×600MW空冷机组，编号为1号机(炉)、2号机(炉)、 3号机(炉)、4号机(炉).烟气脱硫工程FGD按4台机组统一规划。
工程对1-4号炉进行100%烟气脱硫，锅炉额定出力为2070t/h。
分二期工程建造。
一、二期脱硫工程相继于2006年11月和2007年12月投运。
一期工程由北京博奇公司以总承包的方式设计、安装，一期脱硫工程采用比较成熟的日本川崎石灰水-石膏湿式烟气脱硫工艺，采用一炉一塔脱硫装置。
脱硫率不小于95%。
二期工程由山东三融公司以总承包的方式设计、安装，二期脱硫工程采用比较成熟的德国比晓芙石灰水-石膏湿式烟气脱硫工艺，采用一炉一塔脱硫装置。
脱硫率不小于95%。
一二期脱硫自投产以来从设计到安装都存在一些问题，经过对设备及系统的改造和治理，脱硫系统基本可以运行。
但是要达到安全、经济、稳定运行还有一定的差距，还需我们进一步对设备及系统进行改造和治理。
现在我们厂1-4号脱硫维护均由北京博奇公司承包，材料由上都电厂供应，电厂负责监督和考核。
承包方在脱硫岛EPC范围内提供1-4号炉整套石灰石—石膏湿法全烟气脱硫装置及1-4号炉公用设施（石灰石浆液制备、石膏脱水处理、供电系统和DCS控制系统等）的设计安装，1-4号炉公用设施的土建工程一次建成。
脱硫系统至少包括以下部分：—烟气（再热）系统—湿式吸收塔系统装置—石灰石称重、卸料、破碎、储存系统—石灰石浆液制备系统— FGD石膏脱水及贮存系统—石膏浆液排空及回收系统—工艺水供应系统—废水排放系统—脱硫岛范围内的钢结构、楼梯和平台—保温和油漆—检修起吊设施— I&C设备—配电系统—采暖、通风、除尘及空调—供排水系统—通讯工程—消防及火灾报警—压缩空气系统1.脱硫系统存在的问题3.脱硫系统已改造的项目1）#1、#2石膏排出泵机封冷却水、冲洗水排水系统改造2）#1、#2浆液循环泵、增压风机冷却水回收3）#1、#2浆液循环泵入口管道保温4）一期真空泵排气管改造5）一期工艺水管改造6）#1、#2GGH、PH计及入口烟道增加步道及平台7）一期脱硫真空皮带脱水机下料系统改造8）二期脱硫工艺水系统改造9）#3、#4综合泵房冷却水回水系统改造10）#3、#4增压风机进出口围带改造11）#1-#4旁路烟道安装烟气监测装置12）#3、#4浆液循环泵A、B联轴器改造13）#3B浆液循环泵叶轮连接方式改造14）一期浆液循环泵叶轮、机封、入口护套耐磨板及吸收塔搅拌器机封、叶片、轴等备件国产化改造4.脱硫系统下一步打算1）针对脱硫现场存在的问题，逐一进行整改2）对进口设备备件进一步国产化3）通过对脱硫设备及系统的改造，使脱硫系统逐步由可以运行过度到安全、经济、稳定运行。
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(4)脱硫塔的干湿交界处可设间隙冲洗系统，当这些结垢积灰还处松软状态时 即冲洗掉。冲洗时间及周期可根据烟气粉尘含量及系统水平衡综合考虑，一般为 2~5h/次，每次冲洗3~5min。
(5)在脱硫塔及其循环浆液（洗涤液）的设计中，应注意各局部pH的值大小、 相对饱和度，以防局部结垢的发生。
析出，形成这两种物质的混合结晶（ Ca（SO3）x. (SO4)x.1/2H20)，CSS垢。该混合结
晶在吸收塔各组件表面逐渐长大形成片状垢层。当充分氧化时，就可减轻。
(11)添加有机酸，如己二酸、DBA等。 (12)添加Mg2+、Na+等阳离子，它们的存在可减少SO42- 与Ca2+结合生成钙盐结 垢的机会。 (13)适当提高液气比。 (14)系统关键处加过滤器，如除雾器冲洗水入口、球磨机浆液出口、石膏水力 旋流器入口、循环泵入口等处加过滤器。 从理论上讲，参数控制正常时，脱硫系统不会结垢。但在长期运行过程中，由 于种种原因（如仪器仪表故障、操作失灵等偶然事件）仍可能造成脱硫系统结构。 例如，某脱硫塔在运行中，pH值发生严重漂移，导致脱硫浆液石灰石极大过量， 造成脱硫塔内部构件出现结垢和堵塞，尽管这种故障运行时间不长，但有些部件 内的结垢硬化，需要机械清除。在运行时，可以从以下几方面措施来预防结垢的 发生。
嘴堵。反之，可怀疑为喷嘴磨损使出口加大，或循环泵叶轮磨损。
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EKATO搅拌器
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在2根氧化空气喷枪管端结出硬垢将空气出口几乎堵满。看来
氧化风降温增湿防垢很有必要
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湿法烟气脱硫塔内构件可能出现的积灰和结垢
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防止塔底结垢的侧斜搅拌技术
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2 预防措施
(1)提高锅炉电除尘的效率和可靠性，使FGD入口烟尘在设计范围内，原烟气
含尘量高时的保护停FGD。
(2)运行控制吸收塔浆液中石膏相对饱和度最大不超过1.4。
(3)选择合理的pH值运行，尤其避免pH值的急剧变化，保持吸收剂利用率在设
计范围内，即Ca/S<1.03。
(4)保证吸收塔浆液充分氧化。当浆液中亚硫酸钙浓度偏高时就会与硫酸钙同时结晶
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1. 结垢及固体堆积
常出现的地方:
1) 吸收塔进口 2) 吸收塔喷淋层及喷嘴 3) 反应槽壁面 4) 除雾器 5) GGH
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1)吸收塔进口（吸收塔入口烟道人孔处看到的情况）
吸收塔入口干湿界面处膨 胀节伸缩段被浆液中固体 堵满，主要成分是灰和石 膏。
原烟气中灰在入口导流板 上沉积厚达60mm
1优化设计 实践表明，做好以下几点，可大大减少FGD系统结垢的发生。 (1)当进入脱硫塔中的烟气含尘量较少时，储浆池内的固体含量应不小于8%（ 质量比）；当进入脱硫塔中的烟气含尘量较高（如某些除尘脱硫一体化设备）， 储浆池内的固体含量不应小于15%。脱硫浆液中含有1%的石膏晶种即可降低结垢 速率达40%。 (2)储浆池应能提供至少8min的时间以便彻底消除石膏的过大过饱和度。 (3)当石灰石的利用率大于85%时，对除雾器进行间歇冲洗即可消除除雾器的软 垢（CaSO3和CaCO3结垢）。当石灰石的利用率小于85%时，间歇清洗无法保证 除雾器不结垢，需要对除雾器进行连续冲洗才能保持结垢不超过10%。
烟气脱硫设备运行常见问题及 解决方法
马双忱
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内容
1.结垢及固体堆积 2.化学问题引起的低脱硫效率 3.设备问题引起的低脱硫效率 4.石膏副产品品质差（案例：石膏含水量超标的分析与对策） 5.过多的工艺水耗量使ME得不到应有的冲洗水量 6.浆液管的磨损与堵塞 7.烟道非金属膨胀节的选型与安装 8.循环泵的磨损与处理 9.吸收塔搅拌器磨损后的处理 10.ME 的堵塞和冲洗 11 GGH 的冲洗
枪彻底冲ห้องสมุดไป่ตู้过GGH换热元件。现在又被堵。
其单侧压差DP达～600pa。 NCEPU
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2) 吸收塔喷淋层及喷嘴
由于最上层喷淋管及相应循环泵 4~5个月未投运, 故少部分喷嘴被上升的浆液中
固体堵住。可见应常换用喷淋层。FGD停机检修时，应逐个检查喷嘴的堵塞情
况。
在FGD运行时，若发现循环泵出口压力表压力升高，可怀疑为出口管道堵或喷
(9)选择合适的管内流速，以适应负荷的变化；配管设计要保持合适的倾斜度 ，避免过度弯曲及积留浆液；对于长管道，液留停滞部位（集管末段等处）设置 可拆卸的排水管（停止运转时能排除滞留的液体）；设置停运时配管内更换清水 的装置。
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(10)对于回转式GGH，设置吹灰装置和运行中的冲洗设备；对于热媒式GGH， 设置清洗装置，简洁配置传热管。
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利用晶种防止管道结垢
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4) 除雾器
第二级除雾器在周N边CE处PU堵,冲洗不得力。
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吸收塔出口烟道导流板积灰
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结垢的防止措施 结垢可以通过严格控制浆液的pH值、石灰石利用率、控制保证储浆池足够的 停留时间、添加晶种、内部结构简化、保持内部构件湿润、拐角圆滑过渡、优化 L/G、提高镁离子浓度、添加有机酸、保持储浆池内足够浓度的固体含量等措施 来防止。
(6)对于烟尘的堆积、浆液中固形物的沉积以及结垢等造成的堵塞，除采用优 化的结构外，还应在设计上充分考虑采用水洗、调节pH以及在脱硫设备停运时进 行搅拌等处理对策。
(7)采用憎水性好的材质作填料，配置喷雾液滴均匀分散的喷嘴，采用无浆液 停滞的塔结垢等措施。
(8)对于除雾器，可采用构造简洁的喷嘴（如旋转叶片式）、采用构造简单的 部件（如波形板等）、设置过滤器去除循环液中的夹杂物、采用工业用水或过滤 液进行有效冲洗、选择合适的烟气流速等措施防止除雾器堵塞。
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原因分析：吸收塔液位计不准，使浆液产生溢流。有时吸
收塔外的溢流排出管及溢流箱未定期冲洗使其堵住，致使
浆液反流至吸收塔入口（下图从吸收塔入口烟道人孔处看 ），流至GGH,使GGH结垢和固体堆积。
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液位计不准，液位太高 在DCS都未显示，使浆 液溢流到塔烟气入口。
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46天前停机时人工操作移动式高压冲洗水