燃烧高硫分煤脱硫系统控制调整研究

燃烧高硫分煤脱硫系统控制调整研究

刘剑桥

广东红海湾发电有限公司  广东省汕尾市   516600

简介：XX有限公司一期工程 1、2号机组装设 2×600MW 超临界燃煤机组。机组的烟气脱硫装置均采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，一炉一塔处理100%的烟气。近年来随着煤价上升，火力发电厂经营压力增大，为降低发电成本，电厂调整燃煤掺烧策略，增大高硫煤的掺烧比例势必增加脱硫侧的运行压力。在燃烧高硫分煤时仍需确保烟囱出口排放达标，机组燃用高硫分煤时易造成供浆量大、吸收塔浆液密度高，浆液品质恶化，石膏品质不合格、脱硫能力下降、烟囱排放污染物SO2超标等情况。为避免上述问题发生，十分有必要对脱硫系统控制调整进行研究。

关键词：脱硫系统、高硫煤、浆液品质；

一、脱硫系统概述

XX有限公司一期工程 1、2号机组的烟气脱硫装置均采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，一炉一塔处理100%的烟气。本脱硫装置配套的工艺系统包括：石灰石浆液制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、石膏脱水系统、工艺水系统、压缩空气系统、排放系统、废水处理系统。其中石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统、工艺水系统、废水处理系统、压缩空气系统为两台机组公用。二氧化硫指标排放小于国家环保要求限值35 mg/Nm3。

二、调整控制研究

1. 进浆量的调整。

当班人员需特别注意每天6-9时、12-14时、18-20时机组大幅度加负荷（机组负荷从低于350MW往500MW以上加负荷）期间的运行调整，夜班人员根据负荷曲线在大幅度加负荷前30分钟提前启动备用浆液循环泵和逐渐增大供浆量。避免机组在大幅度加负荷时间段排放超标。

2. 提高制浆密度。

保持制浆系统浆液在较高密度。控制1、2号球磨再循环泵出口压力在380～435kpa，3、4号球磨再循环泵出口压力在0.35～0.39MPa。制浆期间加强下料口的监控，若遇堵塞情况及时停运设备。加强对石灰石旋流子的检查，发现堵塞及时清理。

3. 提高吸收塔PH值。

控制吸收塔PH值在5.5～5.9。加强对吸收塔PH计的监控，如两个PH计数值相差0.4，应联系设备人员进行校验，并及时调整供浆。供浆尽量保持持续供浆，尽量避免全开或全关供浆调门，以保证吸收塔浆液石灰石含量达标。

4. 加强脱硫废水的排放。

正常情况下每个班1、2号机组排废水最低次数分别不低于2次，避免吸收塔浆液氯离子过高影响脱硫效率。

5. 控制吸收塔浆液密度在正常范围。

需保证1、2号机组两套脱水系统处于良好的运行或备用状态。吸收塔浆液密度控制在1080kg/m3～1130 kg/m3。当浆液密度大于1130 kg/m3时需及时脱水，当班未脱水的情况需说明原因、做好相关记录。当1、2号机任意一套脱水系统无法正常投运时，对1、2号吸收塔浆液则需进行轮流脱水，根据浆液密度6～8小时切换一次。当1、2号吸收塔浆液密度均大于1230 kg/m3时，则通过“1、2号吸收塔→1、2号事故浆液箱→1、2号制浆脱水区地坑→3、4号机石膏浆液回收箱→3、4号吸收塔”的方式处理。在此期间连续排放废水，脱硫废水处理系统连续运行，影响到废水排放或处理的设备缺陷相应提高工单等级。

6. 保证充足的氧化风量。

在燃烧高硫分煤的情况下，对应机组吸收塔氧化风机保持两台连续运行，以保证充足的氧化风量。

7. 增加脱硫效果的辅助手段。

由于机组FGD设计脱硫能力为燃煤硫分1.13%，对应二氧化硫浓度为2507mg/Nm3。在燃用高硫分煤时会出现超出设计硫分的情况发生，因此在这个时候提前在吸收塔地坑加入适量脱硫增效剂，以确保烟囱排放出口不发生超标情况。

三、燃烧高硫分煤脱硫系统控制调整研究的意义

在目前燃煤煤价高位的情况下，火电企业大面积呈亏损状态，为降低经营成本不得不多采购高硫分燃煤，但运行上又面临环保风险。经上述对脱硫系统控制调整，尽可能的使吸收塔浆液保持一个良好的状态，以应对高硫分燃煤的工况，保证烟囱出口二氧化硫排放达标的同时又为企业创造了更好的经济效益。