脱硫吸收塔、结垢分析
火电厂脱硫吸收塔结垢原因分析及防治措施
火电厂脱硫吸收塔结垢原因分析及防治措施发布时间：2021-12-22T04:02:42.323Z 来源：《中国电业》（发电）》2021年第15期作者：胡云龙周志忠[导读] 石灰石-石膏湿法脱硫是目前我国火电厂常用的一种脱硫方式，华能沁北电厂#3机组脱硫超净改造后采用双塔湿法脱硫。
华能沁北发电有限责任公司河南济源 459012摘要:石灰石-石膏湿法脱硫是目前我国火电厂常用的一种脱硫方式，华能沁北电厂#3机组脱硫超净改造后采用双塔湿法脱硫。
吸收塔结垢为湿法脱硫中常见的问题之一，吸收塔结垢不仅影响脱硫吸收塔的运行效率，还会加速吸收塔相关设备的磨损，危机脱硫系统的安全稳定运行。
本文以华能沁北电厂#3机组脱硫系统为例，对吸收塔结垢成分进行化验分析，并采集#3机组脱硫系统运行参数，结合数据分析归纳总结吸收塔结垢原因，并提出防治措施。
希望能够对脱硫系统的运行调整起到一定的参考作用。
关键词:燃煤发电；湿法脱硫；吸收塔结垢1 华能沁北电厂#3脱硫系统简介我厂超净改造后，#3脱硫吸收塔采用湿法脱硫，双塔运行方式。
吸收塔布置如图所示。
从锅炉排出的烟气通过引风机先后进入一级吸收塔、二级吸收塔，烟气经过吸收塔时，烟气中的SO2、SO3、HCl、HF等酸性成分被吸收，经过除雾器时，除去烟气中携带的雾滴，防止因雾滴沉降造成设备腐蚀，每层喷淋装置对应1台浆液循环泵，经洗涤和净化的烟气流出二级吸收塔，经烟道除雾器后进经烟囱排放。
吸收塔浆液池中的石灰石/石膏浆液由循环泵送至浆液喷雾系统的喷嘴，产生细小的液滴沿吸收塔横截面均匀向下喷淋。
SO2、SO3与浆液中石灰石反应，生成亚硫酸钙和硫酸钙。
在吸收塔浆池中鼓入空气将生成的亚硫酸钙氧化成硫酸钙，硫酸钙结晶生成石膏。
经过脱水机脱水得到副产品石膏。
2 吸收塔结垢原因分析2.1脱硫吸收塔结垢成分分析在#3脱硫系统检修期间，发现#3脱硫一级塔内部烟气进出口处以及氧化风出口处有严重的结垢现象，对垢样化验，成分占比如下：氢氧化钙亚硫酸钙硫酸钙碳酸钙氧化镁二氧化硅三氧化二铝三氧化二铁1.22% 2.05% 47.59% 21.28% 8.08% 10.38 6.76 0.38对半年内#3脱硫一级塔吸收塔浆液分析报告汇总归纳，其成分如下：pH值密度碳酸钙亚硫酸钙酸性不溶物5.8 1180Kg/m3 1.88% 1.12% 18.25%2.2结垢原因分析：通过日常运行情况得知，我厂#3脱硫一级塔pH值波动范围较大，在4.5值6.0之间，而当pH值较低时，亚硫酸钙溶解度明显提高，随着吸收塔浆液pH值的上升，亚硫酸钙溶解度下降，在吸收塔内部烟气进出口处以及氧化风出口处等干湿交界处极易形成亚硫酸钙软垢，随着烟气和氧化风的作用最终形成硫酸钙硬垢。
火电厂脱硫吸收塔运行中产生结垢的原因和解决办法
火电厂脱硫吸收塔运行中产生结垢的原因和解决办法摘要：介绍了火电厂烟气脱硫鼓泡塔系统结垢的问题，分析了运行中发生结垢原因及其产生的机理，提出了脱硫运行中解决结垢的办法。
关键词：结垢；冲洗水管；溶解度；解决办法引言：国家发展改革委和国家环保总局联合会下发了《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》以来，有力的加快了燃煤机组烟气脱硫设施的投运率，极大的减少了二氧化硫排放量。
随着脱硫设施的投运，脱硫系统均出现了系统结垢问题，吸收塔系统结垢已成为影响脱硫系统安全稳定运行的关键因素之一，系统内部结垢会严重影响脱硫系统的运行稳定性，必要时需停机处理。
本文以台山电厂4号机组鼓泡式吸收塔(以下简称鼓泡塔）为例，讲解鼓泡塔系统结垢产生的原因和解决办法。
1. 脱硫系统垢的形成机理1.1 “湿-干”界面结垢的形成“湿-干”界面结垢主要是吸收塔浆液在高温烟气的作用下，浆液中的水分蒸发导致浆液迅速的固化，这些含有硅、铁、铝以及钙等物质，且有一定粘性的固化后的浆液在遇到塔里部件后会粘附沉降下来，随着高温继续作用，致使沉降后的层面浆液逐渐成为结垢类似水泥的硬垢。
在鼓泡式吸收塔中烟气冷却器入口烟道、烟气冷却器喷嘴、吸收塔升气管外壁、吸收塔鼓泡管内部、氧化风喷嘴喷口位置均易形成此类结垢。
如图1所示：图1：鼓泡管内壁结垢1.2 结晶结垢的形成物质从液态到固态的转变过程统称为凝固，如果通过凝固能形成晶体结构，即为结晶。
（1）结晶硬垢在鼓泡式吸收塔内，当塔内石膏浆液过饱和度大于或等于140%时，浆液中的CaSO4将会在塔内各部件表面析出而形成结晶石膏垢，此类石膏垢以吸收塔内壁面和烟气冷却泵、石膏排出泵入口滤网侧居多，以硬垢为主。
（2）结晶软垢当脱硫系统自然氧量和强制氧量不能满足CaSO3●1/2H2O的氧化成CaSO4●2H2O时，CaSO3●1/2H2O的浓度就会上升而同硫酸钙一同结晶析出形成结晶石膏软垢。
软垢在塔内各部件表面逐渐长大形成片状垢层，但当氧化风量足够时软垢很少发生。
fgd烟气脱硫吸收塔内壁结垢的危害及原因分析
电力管理194丨电力系统装备 2019.18Power Management2019年第18期2019 No.18电力系统装备Electric Power System Equipment石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺是目前火电厂应用最为广泛、技术最成熟的烟气脱硫技术，采用“一炉一塔”或“一炉两塔”布置。
在烟气与石灰石浆液洗涤系统中，发生一系列复杂的气相、液相和固相的动态和平衡作用下的反应。
这些反应可以综合表示为：CaCO 3+SO 2+2H 2O+1/2O 2→CaSO 4•2H 2O+CO 2↑虽然该综合反应式中列出了主要的反应物和生成物，但是，要理解关键的过程变量和FGD 系统性能之间的关系仍需要了解大量的细节。
在湿法石灰石脱硫过程中发生一系列的反应，主要的反应有：吸收、中和、再生、氧化和析出。
吸收：脱硫过程的第一步是洗涤浆液吸收烟气中的二氧化硫，生成亚硫酸盐和亚硫酸氢盐离子。
SO 2+H 2O →H 2SO 3→HSO 3-+H +SO 2+H 2O →H 2SO 3→SO 32-+2H +烟气中所含的其他成分，如氯化氢，氟化氢也会同时被吸收。
这些成分的吸收使水分解，产生氯离子和氟离子。
中和：溶解状态的亚硫酸盐和亚硫酸氢盐离子与存在的碱性物质反应：H 2SO 3+SO 32-→2HSO 3-H 2SO 3+HCO 3-→HSO 3-+H 2CO 3再生：溶解石灰石（碳酸钙）为再生提供需要的碱性物质：CaCO 3+H +→Ca 2++HCO 3-CaCO 3+H 2CO 3→Ca 2++2HCO 3-氧化：溶液中的亚硫酸盐和亚硫酸氢盐离子几乎全部被氧化成硫酸盐：HSO 3-+1/2O 2→SO 42-+H +SO 32-+1/2O 2→SO 42-析出：溶液中的硫酸盐离子与存在的钙离子结合，析出二水硫酸钙：Ca 2++SO 42-+2H 2O →CaSO 4•2H 2O华能沁北电厂#2机组脱硫系统为“双塔串联”，2018年在实际运行维护过程中发现#2一级吸收塔内壁、一二级塔联络烟道内壁出现10~30 mm 厚坚硬的垢层，脱落后的垢块集中在吸收塔底部、除雾器层（见图1）、烟道底部（见图2），导致石膏排出泵入口滤网频繁堵塞、吸收塔除雾器模块堵塞。
吸收塔内氧化风管道堵塞原因分析
吸收塔内氧化风管道堵塞原因分析摘要：某机组大修期间，对脱硫系统吸收塔氧化风管道进行切割检查，发现氧化风管道堵塞严重。
专业技术人员分析了氧化风管道堵塞的原因，并根据现场的具体情况制定了后续的应对措施。
关键词：氧化风管道堵塞结垢一、概况某机组脱硫系统采用石灰石-石膏湿法脱硫系统，吸收塔采用逆流喷淋式吸收塔，配置五台浆液循环泵（每台浆液循环泵对应一层喷淋层）；吸收塔内配置两级屋脊式除雾器，净烟道内配置一级烟道除雾器；氧化风机采用高速离心风机（一用一备），吸收塔内氧化风管道采用管网式布置，位于吸收塔内9m高度。
在吸收塔大修期间，专业技术人员对吸收塔内部9m高度的氧化风管道（共6根管道）进行了细致的检查，发现位于吸收塔东、西两侧的氧化风管道堵塞严重（堵塞长度达到管道长度的80%以上，最西侧的氧化风管道已全部堵塞），而位于吸收塔中部的两根氧化风管道基本畅通（管道出风口末端有轻微堵塞），堵塞物的基本情况如下：1、单根氧化风管道末端堵塞物多为黑色黏泥，且黏泥中包含有较多的短细状的杂物，黏泥外观细腻，较为黏稠。
2、从单根氧化风管道末端向进风口方向观察，堵塞物中的黑色黏泥逐渐减少，至进风口附近区域时，堵塞物全部为石膏。
二、氧化风管道堵塞的原因分析1、对堵塞物和堵塞位置的分析通过现场对吸收塔各氧化风管道外观和内部堵塞情况的检查，发现以下情况：（1）氧化风管道外壁粘结物相对较少。
（2）氧化风管道内部堵塞物以石膏为主、黑色杂质掺混其中。
说明：经化验室对堵塞物中的黑色杂质进行化验，发现其中的CaSO4含量只有35%，由此可判断此黑色杂质主要为日常运行过程中进入吸收塔的未燃尽的煤粉与吸收塔中其它轻质杂质的混合物，此混合物悬浮在吸收塔浆液上层，手感粘着性较强，易粘附于管壁上。
（3）同一根氧化风管道内堵塞的方向为：由管道末端向管道前端逐步堵塞。
（4）#2吸收塔共有6根氧化风管道，其中东、西两个各两根氧化风管道堵塞较为严重（平均堵塞长度达到管道长度的80%以上，最西侧的氧化风管道已全部堵塞），而位于吸收塔中部的两根氧化风管道基本畅通（管道出风口末端有轻微堵塞）。
石灰石湿法脱硫结垢的原因分析与防治
石灰石湿法脱硫结垢的原因分析与防治摘要：结垢是影响石灰石/石灰湿法烟气脱硫系统运行安全性的主要问题之一。
分析了湿法烟气脱系统中各类垢体的形成机理,并阐述了系统结垢的主要防治方法。
关键词：石灰石脱硫；脱硫结垢；结垢原因；结垢防治1.湿法烟气脱硫系统概述石灰石-石膏法烟气脱硫工艺是目前火电行业应用最为广泛、技术最成熟的烟气脱硫技术之一，以石灰石为脱硫吸收剂，副产品为石膏。
但在实际运行中脱硫塔塔壁会出现结垢现象，脱落后的垢层分布在脱硫塔底部，会堵塞石膏排出泵入口滤网、循环浆液泵入口滤网、吸收塔底部排放口、石膏压滤的水力旋流器入口等。
而未脱落的垢层则仍依附在脱硫塔塔壁，会对检修工作带来安全隐患，通风不佳造成风压上升，影响脱硫乳化单元的脱硫效果。
1.湿式石灰石烟气脱硫系统的运行条件在湿式石灰石烟气脱硫系统中，从经济角度考虑，最重要的两个因素是脱硫截留率)和石灰石残留量(FGD-石膏) 。
虽然影响湿式石灰石烟气脱硫系效率(SO2统设计和运行的最相关的参数是物理参数，如液气比、吸收塔气速和氧化率、石浓度、反应池 pH 值、洗涤器温度、 HCl、 HF 和添灰石的反应性、烟气中 SO2加剂的使用等湿式石灰石烟气脱硫系统的化学因素，以及烟气脱硫系统效率的运行条件，如颗粒控制装置效率、烟气脱硫系统的停留时间、水处理或循环以及氧化过程，也可能影响湿式石灰石烟气脱硫系统的运行。
2.1. 石灰石的活性石灰石的粒径分布、孔隙率和石灰石中的杂质等性质对脱硫效率有重要影响。
这些参数可以作为影响石灰石活性的关键因素。
石灰石的活性被定义为提供碱性并与二氧化硫溶解到水中所产生的酸反应的能力。
常规湿式石灰石烟气脱硫系统中，石灰石经粉碎至平均粒径为5-20μm （大约为500目）后使用，但能耗大，一般以250目即可。
2.2. 酸碱度和温度H +浓度对石灰石的溶解速率和 SO2去除率有较大的影响。
烟气脱硫系统的设计是在5.0-6.0的最佳 pH 值范围内运行。
脱硫案例分析
一、吸收塔结垢原因及防治吸收塔内结垢可分为沉积结垢、干湿结垢及结晶结垢，其中，沉积结垢和干湿结垢占大部分。
（一）沉积结垢1.沉积结垢现象：主要发生在脉冲悬浮泵出口底层区域、吸收塔底部直角圆周区域、检修人孔门区域。
垢块呈黑色，棱角较光滑，密度较结晶晶块低，杂物多，有时呈暗红，垢块纹理混乱，分层混乱，水分含量大，硬度低，易变形。
2.沉积结垢形成原因：吸收塔浆液是含有碳酸钙、硫酸钙、亚硫酸钙等物质的悬浊液，如果搅拌器设置不合理，出现搅拌死角；停用设备没有及时疏放冲洗；泵的选型不合理等都会引起固体颗粒沉积而堆积在容器底部或管道上。
3.沉积结垢防治：沉积结垢主要是控制浆液流速，吸收塔内部搭件尽量简单，注意管件、弯头处的畅通，避免出现浆液扰动出现死角。
（二）干湿结垢1.干湿结垢现象：主要发生在吸收塔原烟气入口处、除雾器内部、后一层除雾器与烟气出口间的塔壁面、氧化空气管内部于“干湿”交界区。
垢块较松散，易变形，密度、硬度低晶块棱角尖锐，晶块颗粒透明发亮，具有晶体的共性，各视角面上都有光亮，石膏晶块呈菱形块状，整体颜色呈暗褐色，晶块层次分明、规则，易碎。
2.干湿结垢形成原因：吸收塔浆液中含有多种物质，如硫酸钙、亚硫酸氢钙、亚硫酸钙、碳酸钙及锅炉燃灰中包含的 Si、Fe 等重金属离子，这些都是粘稠度较大的物质。
当浆液碰撞到塔壁时，它们中的部分便会粘附于塔壁而沉降下来；运行时由于各种原因，会把浆液循环泵喷淋下的浆液带入吸收体入处内，在高温烟气的作用下，使干湿垢慢慢形成。
3.干湿结垢的防治：及时冲洗是防治干湿结垢的有效办法，如除雾器的冲洗。
控制冲洗时间，一般控制在 60-90min 范围内冲洗一次。
对于氧化空气管道内的结垢，采用在氧化空气管内加装喷水减温喷嘴，通过调节减温水的流量来控制氧化风的温度，一般控制在 50℃左右。
（三）结晶垢1.结晶垢现象：主要发生在吸收塔内部运行液位控制以下的壁面，包括吸收塔内部构件，如分离器大梁、各氧化风管、脉冲悬浮泵上吸入口滤网，石膏排出泵上吸入口滤网等处。
火电厂脱硫塔内黑色结垢沉积物的形成原因分析
火电厂脱硫塔内黑色结垢沉积物的形成原因分析作者：徐华炜来源：《中国化工贸易·中旬刊》2017年第01期摘要：湿法脱硫工艺运行中，在吸收塔内壁上粘附了一层含有大量锰氧化物的黑色结垢沉积物质。
本文对其形成原因进行了分析，表明沉积物中的二氧化锰主要是由石灰石带来，因天气温度比较高、浆液的温度和成分的变化、二氧化锰吸附特性强，而使二氧化锰吸附于石灰石、石膏晶体上，共同形成晶粒，最终慢慢沉积于脱硫塔壁上。
关键词：沉积物；湿法脱硫；锰氧化物1 引言安徽某火电企业（简称：电厂）采用湿法脱硫工艺，于8月开始掺烧神华煤，到10月中旬进行机组小修时，打开2号脱硫系统的吸收塔，发现吸收塔内壁上粘附了一层黑色结垢沉积物质，高度为正常时浆液的高度，给正常生产带来影响。
对沉积物进行了一些针对的特性实验分析，表明黑色结垢沉积含有大量的锰化物。
本文对这一层黑色结垢沉积物质的形成原因进行了分析。
2 脱硫塔沉积物形成原因的探讨2.1 锰来源于神华煤或石灰石（钙粉）中的可能性分析电厂从8月掺神华煤燃烧，才出现脱硫塔内沉积黑色物质。
实验表明，神华煤灰中含MnO2是比较高的，是淮南潘集煤和国投新集煤煤灰中MnO2的数倍。
一般，煤中的锰元素更多以原子态或离子态的形式存在，在燃煤过程中，矿物易气化和破碎从而转化为细微颗粒，形成飞灰，通过烟气系统（烟道挡板、GGH、增压风机），随飞灰带入脱硫吸收塔；从2号吸收塔底部浆液堆积物的图片可以看到，一部分飞灰仍留在吸收塔中。
因此，沉积物的形成有可能是由于掺烧神华煤而形成的。
如果是来源于神华煤的燃烧，在锅炉的烟气里，锰金属很有可能富集于飞灰上，降温时形成氧化物析出。
电厂是燃用烟煤的固态排渣煤粉炉，掺烧神华煤后，锅炉的飞灰中可燃物含量不高，锅炉燃烧与燃烧器的风速和动量比应是比较匹配，燃烧比较充分。
神华煤比较易燃，根据煤种与炉型的匹配原则，四角切圆燃烧锅炉需要较小的射流和较高的一次风速，当风量和风速相对与理论空气系数合理时，碳燃烧完全，而Mn金属元素挥发性较差，应底灰中的Mn富集程度较高；如果风量和风速相对与理论空气系数增大了许多，燃烧炉鼓风量大，燃烧温度高，燃烧更充分，煤中析出的金属元素多，飞灰中凝结吸附的金属元素量就越大，但容易使烟气中的O2/CO2增大，煤灰中的锰氧化物会放出氧气，转变为Mn2，白热高温下，生成Mn3O4，不易转化为二氧化锰。
脱硫系统吸收塔除雾器结垢原因及处理
１ 设备状况
漳泽发电分公司 ６ 号机组烟气脱硫改造采用石 灰石 一石膏湿法脱硫 工艺，一炉一塔，设计处理
烟 气量 ｌ ０ １ ６８０Ｎｍ ｈ， 气人 口Ｓ ， ０ ／ 烟 Ｏ 浓度 １８％ 。 ． ｏ
结垢后使增压风机出口阻力增大 ，造成 ６ 号增压风
机 频繁失 速 。
３ 原 因分析
顶部设置的 ２ 级雾沫分离器 ，除去其中夹带的雾滴
后进入烟道 ，排向 ２ 号烟囱。
６ 号吸收塔采用平板形除雾器 ，除雾器叶片为
正弦波形。每级除雾器有上、下 ２ 层冲洗水 ， 每层
有 ４个 冲洗 水 门 ，９ 冲 洗 水 喷 嘴 ，冲 洗 水 压 力 ６个
３３ 除雾器冲洗水喷嘴不全、冲洗角度不符合要求 ．
工 艺水对 管道 进行 冲洗 ，直到 冲洗干 净 。
对除雾器进行有效的冲洗 。只有在除雾器独立冲洗
时 ，才能 达到 ８ Ｉ ｈ以上 的冲洗 水 流量 ，才能 保 ０１ Ｔ／ 持冲洗 水压 力在 ０ ３ ａ以上 。 ． ＭＰ
（）６ ４ 号机脱硫系统改造时 ，没有专门为 除雾
器设 计冲洗 水泵 ， 造成 除雾 器冲 洗水量 小 、 力 低 。 压
６ 号脱硫系统除雾器冲洗水喷嘴的冲洗水角度 设计在 ７。 ０ 之间，由于水质差 ，在喷嘴中形 ５ ～９ 。 成结垢 ，影响了冲洗角度 ，大部分喷嘴的冲洗角度 实 际上达不到 ６。 ０ ，满足不了设计的除雾器冲洗覆
为 １５～２０ｋ ／ ｍ ，喷嘴流量 ２＂／ 。一般情 ． ． ｇｃ １ ｈ １ ／
３５ 除雾器的冲洗周期不合理 ． 脱硫系统投运 以来 ，除雾器的冲洗周期的程序 控制一直是一个冲洗水 门冲洗 ５ｒ ｎ ｉ ，然后 间隔 ５ ａ
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1号机脱硫吸收塔堵塞、结垢分析报告一、结垢机理石膏浓度超过了浆液的吸收极限，石膏就会以晶体的形式开始沉积，当相对饱和浓度达到一定值时，石膏晶体将在悬浮液中已有的石膏晶体表面进行生长，当饱和度达到更高值时，就会形成晶核，同时，晶体也会在其它各种物体表面上生长，导致吸收塔内壁结垢。
吸收液pH值的剧烈变化，低pH值时，亚硫酸盐溶解度急剧上升，硫酸盐溶解度略有下降，会有石膏在很短时间内大量产生并析出，产生硬垢。
而高pH值亚硫酸盐溶解度降低，会引起亚硫酸盐析出，产生软垢。
二、长期运行结果影响：1号机组连续运行大约1年多的时间（期间有停运但没有进入内部进行清理工作），连续长时间的运行，同比2号机组负荷率偏高、烟气量大，以及高负荷时间长等因素是1号机脱硫产生堵塞和结垢的重要原因。
总体看来，能坚持一年多的连续运行，是1号机组投产以来运行时间最长的一次，是生产技术部、发电部、设备硫化专业等共同努力的结果。
三、吸收塔差压分析从PI曲线上分析，1号机JBR差压呈逐渐上升趋势。
在停机前，机组在满负荷时，吸收塔液位设定100mm，吸收塔差压达到3300pa。
在相同机组负荷、液位等条件下吸收塔差压比起以往增大300pa左右。
其主要原因分析认为：1、机务方面：东南角的下甲板冲洗水管的断裂，导致该区域不能有效进行对结垢石膏的冲洗，石膏在下甲板顶部和上升管壁面、背侧面大量聚集，重量到达一定程度后受重力影响掉落，掉落在鼓泡管入口造成吸收塔喷射管堵塞。
停机后进入检查时发现东南角的鼓泡管堵塞比较严重，而且数量较多集中在该区域。
鼓泡管入口堵塞后，分析烟气流速的变化情况如下：当鼓泡管堵塞后，原烟气的流速U1会同比降低，出口的烟气流速U2会同比增加。
低烟气流速U1在吸收塔的入口处，受大口径上升管的阻挡后，加速结垢的过程，结垢的垢块得不到及时冲洗后掉落而堵塞鼓泡管。
鼓泡管堵塞后，恶性循环的频率加快，当负荷率偏低，烟气流速变缓后，结垢堵塞的速度明显加快，差压上升较快的原因在此。
2、化学分析：4月6日的化学分析报告从4月份的化学分析报告中对比，可以看出1号机组的PH值是最高的，达到5.32，说明吸收塔内部浆液饱和结垢的可能性增大。
在单台烟冷泵运行时，浆液的流量和流速偏低，垢块随着烟气冷泵的循环轨迹，逐渐沉积在烟冷泵出口母管下层支管处，造成支管和喷嘴逐渐堵塞。
3、运行调整方面：在3月份时，由于1号机石膏排出泵返回至JBR手动门内漏缺陷未能及时处理，1号机石膏排出量一度达7t/h左右（正常约为20~30t/h左右），此缺陷共处理了约3天左右，缺陷处理过程中JBR 的石膏密度一直处于上升趋势，当时1号机JBR内石膏密度最高达24%。
石膏结晶速度依赖于石膏的过饱和度，正常运行的脱硫系统石膏饱和度应控制在110～130％。
由于JBR内石膏浆液无法正常排放，过饱和的石膏在吸收塔内形成沉积。
同时，密度过高的石膏使下降管出口烟气流速的降低，由此产生的下降管堵塞的可能性是较大的。
今后的工作中必须严格控制对石膏排出泵和废水排出泵的检修时间。
四、 PH值的影响：绿色：1号机PH值由曲线可以看到，4月1日至1号机停机期间，1号机JBRpH值基本维持在5以上运行，仅在4月23日至4月25日1号JBR做添加剂提高脱硫效率实验时降低至4左右。
由于1号机在4月前中期脱硫效率略低于95%，为使脱硫效率达标，只能提高JBR的PH值及液位，同时，考虑到系统的安全性，JBR液位一般不超过130mm，而较高的PH值有利于SO2的吸收，所以一般把PH值的调整作为提高脱硫效率的主要手段。
但是较高的PH值对石灰石的溶解不利，容易造成石灰石利用率下降，在吸收塔内形成沉积；随着PH值的升高，吸收塔内的亚硫酸盐CaSO3的溶解度明显下降，通过SO2的吸收，浆液的PH 值降低，浆液中CaSO3的量增加，并在石灰石颗粒表面形成一层液膜；随着CaCO3的溶解，浆液的PH值上升，溶解度的变化使液膜中的CaSO3析出并沉积在石灰石粒子表面，形成一层外壳，使粒子表面钝化。
钝化的外壳阻碍了CaCO3 的继续溶解，抑制了吸收反应的进行。
此反应的周期进行使吸收塔内石灰石的溶解进一步恶化，造成脱硫效率下降，加剧了系统的结垢和堵塞现象。
五、对GGH及除雾器差压的影响：蓝色：GGH差压绿色：除雾器差压FGD系统的压损增加主要反应在系统的JBR差压、GGH差压及除雾器差压的增大。
虽然较高的液位有利于减轻GGH的堵塞，但是较高的石膏浆液密度及较高的PH值均加重了GGH的堵塞。
从历史曲线可以看出，GGH差压上升的趋势较为明显，除雾器差压略有升高。
GGH 净烟气侧期间约升高100pa左右，较高的GGH差压下，在保证系统的脱硫效率时，为保证系统的安全性，吸收塔的液位无法设置过高，因此只能通过提高PH值以提高脱硫效率。
由此形成的恶性循环加重了吸收塔的结垢及GGH的结垢。
此次D修期间通过对GGH换热元件进行更换已基本消除了GGH差压高对系统运行的隐患。
六、添加剂试验的过程和影响添加剂的试验目的：促进石灰石的溶解和SO2的吸收，增加溶液的反应活性，总反应速度得到提高。
添加剂具有分散作用，可以增强石灰石的表面活性，增加石灰石的分散性，降低其沉降速度，增大有效传质面积，减少设备的结垢。
添加剂的主要成分：复合硫质催化剂、CP活性剂、含羧基类盐。
复合硫质催化剂的作用：缓冲作用，促进SO2吸收和CaCO3溶解。
CP活性剂：增加浆液反应活性，提高总反应速率。
含羧基类盐：促进SO2的溶解。
4月23日8：00向1号JBR注入30袋添加剂大约1.2吨。
当时1号机组降低效率难以降到90%以下。
无法满足试验的需求（负荷500MW 以上、PH值4.9—5.0之间，脱硫效率85－90％，入口硫1300mg/Nm3）23号加药后至25号期间负荷在300MW以上效率最高上至97.8%，PH 值在23号加药有降低现象，后调整至5.0—5.2，24号上午调至5.3，下午调回；于24号上午补充添加剂至地坑15袋。
添加剂试验结论1、脱硫添加剂有提效作用，但由于机组目前运行状况较好，燃煤含硫量较低，添加前效率运行在94%左右，致使添加剂提效作用效果缩水(添加剂的最好使用效果是含硫量超设计值30%以内)。
2、在做试验前，应储存适量的超设计值含硫量的燃煤，如在0.8%—1.2%之间，确实使系统的脱硫效率降下来，再使用添加剂，效果会更好。
添加剂的影响：1、由于知识产权的保护，试验单位不提供添加剂产品的成分，该产品对吸收塔内部浆液品质和结垢的影响还无从得知，还需要下一次打开吸收塔人孔做进一步分析？2、5月4日1号机脱硫系统启动，5月5日开始，脱硫效率不达标，不能满足95％以上的环保要求。
利用2号机组浆液对1号吸收塔浆液进行置换后， 1号机组脱硫效率恢复，满足环保要求。
七、修前修后的对比分析结论1、此次D修后，修前修后进行对比发现，吸收塔差压仍然较高，说明吸收塔内部鼓泡管堵塞情况严重。
鼓泡管的堵塞是造成脱硫效率下降的根本原因。
时间JBR差压液位机组负荷检修前4月18日 16：40 2738 139 295检修后5月9日 8：40 2613 128 297 从检修前后的数据来看，JBR的甲板差压在相同的负荷的条件下并没有实质性的减少，可以看出，由于此次检修工期比较紧张，虽然此次检修进行了JBR鼓泡管的清理工作，但是并没有彻底解决鼓泡管堵塞的问题。
由此带来的鼓泡管鼓泡反应面积的减少是目前脱硫效率在高负荷下不达标的主要原因，同时，在高负荷下，由于烟气量的增加使得鼓泡管出口的烟气流速加快，烟气与浆液的反应时间减少，进一步降低了脱硫效率。
2、烟气冷却泵出口母管堵塞情况分析：5月9日进行了1号脱硫烟气冷却泵出口母管支路的温度测量，从测量结果看，1号脱硫烟气冷却泵出口母管下层支管堵塞严重，10根中堵塞了6根。
从烟冷泵出口母管堵塞情况来看，此次检修对烟冷泵出口管的清理也并不彻底，烟气冷却泵出口母管的堵塞降低了烟气冷却器处的循环浆液流量，在高负荷时烟气不能彻底降低到饱和点，进入吸收塔的烟气反应效率较低。
同时，出口管的堵塞也是目前烟冷泵电流降低的原因之一。
3、烟气冷却泵电流偏低分析：在1号机脱硫D检修的过程中，对甲板冲洗的杂质由于工期的关系没有及时从吸收塔浆液池中排出，在1号脱硫启动后，部分杂质随烟气冷却泵的卷吸力进入到烟冷泵的滤网中造成烟气冷却泵滤网的堵塞从而使烟气冷却泵电流偏低。
同时，烟气冷却泵出口支管的堵塞也是烟冷泵电流偏低的原因之一。
八、运行方面对于1号机脱硫效率不达标采取的措施在5月5日1号脱硫出现脱硫效率不达标后，专业对此表示高度的关注并展开多次分析讨论。
采取了一系列的措施保证了1号脱硫效率的达标。
1、校验仪表。
在发现1号脱硫效率不达标后，专业先从仪表精确度下手，先后三次校验了1号脱硫系统的出、入口烟气分析仪、U23综合分析仪。
并多次校验吸收塔的PH计，确保仪表准确无误。
2、通过化学多次取样做化学分析。
启机后，专业联系化学专业对1号机脱硫内浆液做了多次取样，通过对1号机石膏含固量及化学成分的分析，专业采取了停运石膏排出泵制备石膏晶种，促进吸收塔内石膏的结晶的速率，保证了吸收塔内部石膏晶体的形成。
3、通过2号脱硫向1号脱硫系统置换浆液促进1号脱硫内相关反应以提高1号脱硫的效率。
由于二氧化硫在吸收的过程中产生硫酸根和亚硫酸根，在1号机较高的pH值下，进入到1号脱硫系统中的石灰石并不能较快消融提供足够的Ca2+离子供硫酸根和亚硫酸根的固化（反应6、7），在二氧化硫与水的可逆反应的过程中（反应1），不能有足够的速率使反应向二氧化硫减少的反应方向进行，因此1号脱硫系统的脱硫效率不能有效的提高。
2号脱硫系统中的石灰石在浆液中以Ca2+离子的形态存在，通过从2号机向1号机置换浆液，2号机置换到1号机中的浆液能够加快硫酸根和亚硫酸根的固化，从而提高1号机的脱硫效率。
在置换浆液后，满负荷时，1号机的脱硫效率从最低的93.88％提高到了目前的95.1％左右，效果明显。
SO2+H2O H2SO3 (1)H2SO3 H+ +HSO3- （2）HSO3- H+ +SO32- （3）2 HSO3- +2O2 === H+ +SO42- （4）CaCO3+2 H+ === H2O+CO2+Ca2+ （5）Ca2+ +SO32-=== CaSO3 （6）Ca2++SO42-=== CaSO4 （7）4、疏通1号脱硫烟气冷却泵出口母管。
在近期工况允许并对烟气冷却器管道及出口阀门承压进行论证后，运行方面将采取启动3台烟冷泵同时运行，利用较高的烟冷泵出口压力对堵塞的支管及喷嘴进行疏通，以达到增加循环浆液量的目的。
5、清理1号脱硫烟气冷却泵入口滤网。
在负荷较低时，利用停运一台烟冷泵的机会对烟冷泵的入口滤网进行反冲洗，疏通烟冷泵的入口滤网。