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300MW燃煤機組煙氣脫硫系統(tǒng)運行調(diào)控措施

文檔作者：戴林忠，朱輝，李利國，吳俊文檔來源：云南華電昆明發(fā)電有限公司		點擊數(shù)：	更新時間： 2022年03月11日
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第37卷第10期
2015年l0月
華電擻術
Huadian Technology
V01．37 No．10
0ct．2015
300 MW 燃煤機組煙氣脫硫系統(tǒng)運行調(diào)控措施
戴林忠，朱輝，李利國，吳俊
(云南華電昆明發(fā)電有限公司，昆明650308)
摘要：為降低生產(chǎn)成本，云南華電昆明發(fā)電有限公司采取了摻燒非設計煤種的措施，脫硫系統(tǒng)偏離設計工況運行，脫硫
效率降低，so，排放達不到新標準要求。分析了鍋爐摻燒非設計煤種后對脫硫效率的影響，提出了鍋爐摻燒非設計煤種
期間煙氣脫硫系統(tǒng)的運行調(diào)控措施。調(diào)控后，在機組滿負荷工況下，煙氣換熱器漏風率<1％ ，脫硫效率達到95％左右，
脫硫系統(tǒng)按新標準達標排放，為企業(yè)創(chuàng)造了良好的經(jīng)濟效益。
關鍵詞：鍋爐；摻燒；煙氣脫硫系統(tǒng)；脫硫效率；SO，排放
中圖分類號：X 701．3 文獻標志碼：B 文章編號：1674—1951(2015)lO一0040—02
1 機組概況
云南華電昆明發(fā)電有限公司裝機容量為2×
300 MW燃煤發(fā)電機組，采用石灰石一石膏濕法煙氣
脫硫(FGD)系統(tǒng)，脫硫系統(tǒng)與主機分別于2005年
l2月及2006年10月同步建成投產(chǎn)發(fā)電。脫硫系
統(tǒng)按GB 13223-2003《火電廠大氣污染物排放標
準》設計、建設，由煙氣系統(tǒng)、石灰石漿液制備系統(tǒng)、
SO，吸收系統(tǒng)、石膏脫水系統(tǒng)、廢水處理系統(tǒng)及公用
系統(tǒng)等子系統(tǒng)組成。FGD系統(tǒng)主要設計參數(shù)見表1
(BMCR為鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量)。
表1 FGD系統(tǒng)主要設計參數(shù)
項目 參數(shù)
機組耗煤(BMCR工況)／(t·h )
煤質(zhì)中硫的質(zhì)量分數(shù)(收到基)／％
處理煙氣量(濕態(tài)、實際O2)／
(Ill3·h )
進口SO2質(zhì)量濃度(標況、干態(tài)、6％ O2)／
fIllg／n1一 、
脫硫效率／％
出口SO2質(zhì)量濃度(標況、干態(tài)、6％ O2)／
(Illg／Ill )
投產(chǎn)后，受煤炭市場變化的影響，采取大量摻燒
褐煤等手段降低燃料成本，脫硫系統(tǒng)偏離設計工況
運行，平均脫硫效率僅有85％左右。2014年7月1
日起執(zhí)行的GB 13223-201 1《火電廠大氣污染物排
放標準》對脫硫系統(tǒng)達標排放造成了較大壓力。鍋
爐設計煤種與摻燒煤種參數(shù)對比見表2。
2 鍋爐摻燒非設計煤種對脫硫效率的影響 j
(1)煙氣在線監(jiān)測系統(tǒng)(CEMS)表計顯示異常。
收稿日期：2015—05—28；修回日期：2015—09—22
表2 鍋爐設計煤種與摻燒煤種參數(shù)
摻燒褐煤后煙氣量較大、煙氣中水分較多，煙塵易黏
附在靜電除塵器極板上，除塵效率下降，進入吸收塔
系統(tǒng)的煙塵量增加，易造成CEMS取樣管堵塞、表計
測量不準。
(2)吸收塔內(nèi)漿液pH值偏離控制范圍。吸收
塔漿液受粉塵及鍋爐投油后的油煙污染，易造成pH
值大幅波動；漿液黏性增大，堵塞pH在線分析儀，
導致顯示異常，最終造成吸收塔漿液pH值偏離控
制范圍。
(3)吸收塔內(nèi)漿液中石灰石的質(zhì)量濃度偏離控
制范圍。摻燒褐煤后，由于進入吸收塔的煙氣粉塵
量增大，粉塵隨噴淋漿液回到塔內(nèi)漿液中，附著在
CaSO3表面，降低了CaSO +O2— +cas04的反應
速率，易出現(xiàn)漿液中石灰石的質(zhì)量濃度高但石膏結
晶差的現(xiàn)象。吸收塔內(nèi)漿液中CaSO 質(zhì)量濃度逐
漸升高會抑制SO2+CaCO cas0 +CO 的反
應速率，導致脫硫效率下降；同時，CaSO 黏性較大，
易造成漿液循環(huán)管道、噴嘴堵塞，進一步降低SO，+
CaCO3—一CaS0 +CO2的反應速度，脫硫效率逐漸
下降，因此，漿液中石灰石質(zhì)量濃度的控制至關重要。
(4)煙氣換熱器(GGH)堵塞導致漏風率增大。
鍋爐摻燒非設計煤種后，進入GGH的原煙氣量增
大，水分及煙塵質(zhì)量濃度增大；經(jīng)過吸收塔后，由于
煙氣流速超過設計值，除霧器的除霧效果下降，GGH
原煙側和凈煙側受熱元件均易結垢形成堵塞，使通
如值計 一 Ⅺ 一
第1O期 戴林忠，等：300MW燃煤機組煙氣脫硫系統(tǒng)運行調(diào)控措施 ·41·
道阻力增大，原煙氣漏流至凈煙氣的量隨之增大，增
大GGH漏風率。
(5)原煙氣的SO 質(zhì)量濃度超過系統(tǒng)處理能
力。鍋爐摻燒高硫煤后，原煙氣的SO 質(zhì)量濃度顯
著增大，超出了吸收塔處理能力，勢必造成脫硫效率
下降、排放超限。
(6)脫硫系統(tǒng)設計容量不足。脫硫系統(tǒng)是根據(jù)
鍋爐設計煤種參數(shù)和GB 13223-2003《火電廠大氣
污染物排放標準》(s0 排放質(zhì)量濃度≤400 mg／m )
進行設計建設的，由于鍋爐實際燃煤明顯偏離設計
煤種(特別是硫分大幅提高)以及2014年7月1日
起開始執(zhí)行GB 13223-201 1《火電廠大氣污染物排
放標準》(s0：排放質(zhì)量濃度≤200 mg／In。)，脫硫系
統(tǒng)設計容量不足的矛盾突出。
3 摻燒非設計煤種時FGD運行調(diào)控措施 J
(1)脫硫值班員監(jiān)視好CEMS表計的參數(shù)變化
情況和自動反吹運行情況，通過綜合分析脫硫煙氣
系統(tǒng)參數(shù)、SO 吸收系統(tǒng)運行參數(shù)、人爐煤工業(yè)分析
參數(shù)與鍋爐實時給煤量間的邏輯關系，判斷脫硫系
統(tǒng)CEMS表計的準確性；儀表出現(xiàn)自動反吹異?；?
因堵塞等原因出現(xiàn)漂移時，應及時聯(lián)系維護人員進
行檢查處理；監(jiān)視控制靜電除塵器運行參數(shù)，降低進
入脫硫系統(tǒng)的煙氣粉塵質(zhì)量濃度，每周定期對
CEMS表計人工吹掃、校驗1次，避免表計堵塞。
(2)吸收塔漿液pH值波動較大時，應及時加強
石膏的脫出，漿液受污染后可通過置換吸收塔漿液
來提高漿液品質(zhì)，以穩(wěn)定漿液pH值；脫硫運行每班
定期對吸收塔漿液手工取樣后與在線pH值進行比
對，保證偏差≤0．2，并監(jiān)視吸收塔漿液在線pH表
計，保證A，B表計偏差≤0．2，偏差>0．2時通知維
護人員對pH表計進行維護校準；每班定期對吸收
塔漿液pH在線分析儀表反沖洗1次，必要時加大
反沖洗頻率，保證在線pH分析儀表運行正常，確保
運行參數(shù)準確、可靠；認真監(jiān)視補充的新鮮漿液，保
證吸收塔漿液pH值在控制范圍內(nèi)，實現(xiàn)石灰石的
溶解和SO 的吸收在最佳狀態(tài)運行。
(3)漿液中石灰石的質(zhì)量濃度低會造成石灰石
浪費，質(zhì)量濃度高會造成漿液循環(huán)管道、噴嘴堵塞，
降低脫硫效率。脫硫運行每班(8 h)對吸收塔漿液
在線密度計反沖洗1次，定期對吸收塔漿液進行3
次手工取樣分析，將手工分析的質(zhì)量濃度值與在線
值進行比對，保證質(zhì)量濃度偏差≤10 kg／m ，偏差>
10 kg／m 時及時通知維護人員對表計進行維護校
準，保證表計運行正常。通過增加氧化風量和加強
石膏脫出，控制吸收塔內(nèi)漿液中石灰石的質(zhì)量濃度
在1 100～1 160 kg／m 。
(4)在機組負荷低于80％額定負荷的前提下進
行非設計煤種的摻燒，摻燒比例隨著機組負荷的增加
而逐漸降低，控制增壓風機入口煙氣壓力在
一300～一200 Pa，保證進入GGH的煙氣量通過性能
不出現(xiàn)明顯下降。鍋爐摻燒非設計煤種期間，對
GGH凈煙側、原煙側分別按2次、1次的規(guī)律交替進
行蒸汽吹灰(凈煙側、原煙側每次吹灰周期控制在
1．75 h內(nèi))；增加除霧器沖洗頻率(每8 h進行2個周
期的沖洗，每個周期控制在1．5 h內(nèi))，提高除霧器除
霧效果。GGH差壓升幅速率明顯變慢，減緩了GGH
堵塞，有效防止了因GGH堵塞而造成漏風率增大。
(5)采用兩級摻配方式：根據(jù)燃煤硫分、熱值等
參數(shù)在煤場完成一級預混摻配，一級預混摻配后的
燃煤按硫分高低分別運至鍋爐各煤倉，通過鍋爐各
磨煤機給煤量的調(diào)整完成二級分倉摻配。燃料運行
人員對鍋爐各煤倉運煤時，向值長和集控運行人員
提供燃煤的硫分。當原煙氣中的S0 質(zhì)量濃度超出
脫硫系統(tǒng)處理能力時，采取增加低硫分煤倉對應磨
煤機出力、降低高硫分煤倉對應磨煤機出力、提高吸
收塔漿液pH值、減少鍋爐給煤量、降低機組負荷
(為保證燃燒穩(wěn)定，機組負荷不能低于60％額定負
荷)、聯(lián)系燃運降低人爐煤硫分等措施，使原煙氣中
的SO 質(zhì)量濃度降至脫硫系統(tǒng)處理能力范圍內(nèi)。
(6)受費用、時間等因素的制約，不能及時通過
增容改造解決脫硫系統(tǒng)容量不足的矛盾時，可進行
脫硫增效劑添加試驗并固化運行。吸收塔漿液增效
劑質(zhì)量濃度過低，脫硫效率提高不明顯；質(zhì)量濃度過
高會導致CaSO 快速生成而不能被及時氧化成
CaSO ，使?jié){液黏性增大，造成漿液循環(huán)泵人口濾
網(wǎng)、出口噴嘴堵塞，除霧器、GGH堵塞加劇。將吸收
塔內(nèi)漿液增效劑質(zhì)量濃度控制在600 mg／L左右，脫
硫效率可達到較為合理的目標。
4 達到的效果
采取以上措施后，在機組滿負荷工況下，GGH
漏風率<1％、脫硫效率達到95％左右(在原基礎上
提高了10百分點)，脫硫系統(tǒng)按新標準達標排放，
為通過大量摻燒非設計煤種降低生產(chǎn)成本創(chuàng)造了條
件。公司年發(fā)電量為2O億kW ·h，2014年摻燒褐
煤約30萬t(折合標準煤約14萬t)，以標準煤單價
80元／t計，可節(jié)約燃料成本約1 120萬元。
5 結束語
為執(zhí)行火電廠大氣污染物排放新標準，云南華
電昆明發(fā)電有限公司在暫不具備脫(下轉(zhuǎn)第44頁)
· 44· 華電技術 第37卷
圖3 B側空預器沖洗前、后壓差曲線(截圖)
6 結束語
(1)空預器在線高壓水沖洗，降低了引風機電
流，不僅起到了節(jié)能降耗的作用，還提高了設備的可
靠性。沖洗后，空預器換熱效果明顯加強，有效提高
了熱風溫度，降低了排煙溫度，減少了鍋爐排煙
損失。
(2)在線沖洗時，如因安裝等原因使高壓水流
與換熱元件不垂直，高壓水流不能穿透空預器整個
換熱面，不僅起不到?jīng)_洗作用，而且會損害蓄熱片，
因此高壓水流位置校準非常重要。
(3)空預器在線沖洗比停機沖洗效果差，空預
器內(nèi)部不能完全沖洗干凈，在線沖洗后空預器壓差
仍存在上升較快的現(xiàn)象。可采用問斷或定期在線水
沖洗，能短時抑制空預器壓差上升速度，防止機組因
空預器堵塞而引起非計劃停運。
(4)建議電廠做好暖風器的維護，保證空預器
冷端綜合溫度(暖風器后風溫+排煙溫度)大于160
℃，同時盡量降低銨逃逸率，以減輕空預器低溫腐蝕
和硫酸氫銨的生成。
參考文獻：
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[5]邢希東．空預器堵灰原因及在線高壓水沖洗效果分析
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(本文責編：弋洋)
作者簡介：
張國濱(1979一)，男，山東濰坊人，技師，從事電廠集控
運行方面的工作(E—mail：418288857@qq．eom)。
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(上接第41頁)硫增容改造的條件下，通過對脫硫
運行工況進行分析研究，采取了一系列調(diào)控措施。
該公司在摻燒褐煤、高硫煤等非設計煤種的工況下，
脫硫系統(tǒng)高效率運行、sO：按新標準達標排放，為公
司創(chuàng)造了良好的經(jīng)濟效益。
參考文獻：
[1]電力行業(yè)職業(yè)技能鑒定指導中心．職業(yè)技能鑒定指導
書：脫硫值班員[M]．北京：中國電力出版社，2007．
[2]Q／KMPC 10305-2013云南華電昆明發(fā)電有限公司300
MW機組脫硫運行規(guī)程[S]．
[3]閻維平，劉忠，王春波，等．電站燃煤鍋爐石灰石濕法煙
氣脫硫裝置運行與控制[M]．北京：中國電力出版社，
2005．
(本文責編：劉芳)
作者簡介：
戴林忠(1983一)，男，云南昆明人，助理工程師，從事火
力發(fā)電廠運行管理工作(E—mail：powerhit@163．con)。
朱輝(1969一)，男，云南昆明人，脫硫運行高級工，從事
火力發(fā)電廠除灰脫硫運行管理工作。

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