2号机组TOCS脱硫优化控制系统改造设计与研究

2号机组TOCS脱硫优化控制系统改造设计与研究

黎伟彬

福建大唐国际宁德发电有限责任公司      福建省宁德市    355006

摘要：随着当前火电的运行压力越来越大，发电量也在逐年递减，同时环保要求却在不断增加，企业的运行成本愈来愈额高。目前我厂2号机组脱硫系统的控制策略设计，是采用运行人员手动设置PH值的方式去控制出口SO2浓度，这样只实现了PH值的PID自动控制，出口SO2浓度的控制还是处于开环调节状态。在实际运行过程中，锅炉负荷及烟气量、煤质中硫份、烟气温度、烟尘浓度、吸收剂品质等是经常变化的，这给运行人员带来很大的操作负担。实际运行过程中吸收塔PH自动受制于工况原因常常无法投入自动，已在多次检查中被提出。本方案结合电厂实际情况，详细介绍了脱硫优化控制措施，从而全面提高机组可靠性、定性及经济性。

关键词：脱硫优化；PH优化；多变量解耦控制；控制策略优化

1.项目背景

公司地处福建省宁德市，全厂有660MW机组2台，600MW机组2台，总装机容量达到2520MW，是福建省的主力发电厂之一，其烟气脱硫装置采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺（以下简称FGD）。在25～100BMCR工况下，能脱除原始烟气中95%以上的SO2。每套脱硫系统设计煤种100%BMCR工况下，一单元2×660MW机组烟气量为2271486Nm3/h（湿态、标准状况、设计煤种）, FGD入口烟气温度105℃，设计FGD入口烟气SO2浓度为2975mg/Nm3 (干基,6%含氧量)，FGD出口烟气SO2浓度小于35mg/Nm3 (干基,6%含氧量)。二单元2×600MW机组烟气量为2104284Nm3/h(wet), FGD入口烟气温度105℃，设计FGD入口烟气SO2浓度为2427mg/Nm3 (干基,6%含氧量)，FGD出口烟气SO2浓度小于35mg/Nm3(干基,6%含氧量)。脱硫剂为石灰石，副产物石膏（CaSO4·2H2O）纯度＞90%。

2. 项目提出的背景及改造的必要性

2.1项目提出的背景

超低排放改造后，因为控制品质和无法闭环的问题，运行人员往往会把出口SO2浓度控制在比较低的水平，而且多台循泵大部分时间都同时投入使用，造成了不必要的能耗浪费。对脱硫系统进行优化，可以提高了机组安全性和经济性，减轻运行人员监盘强度，能极大程度提高自动投入率及机组脱硫排放指标和脱硫石膏品质稳定性，减少脱硫剂和电量消耗。

2.2原系统或设备的基本情况

目前我厂2号机组脱硫系统的控制策略设计，是采用运行人员手动设置PH值的方式去控制出口SO2浓度，这样只实现了PH值的PID自动控制，出口SO2浓度的控制还是处于开环调节状态。在实际运行过程中，锅炉负荷及烟气量、煤质中硫份、烟气温度、烟尘浓度、吸收剂品质等是经常变化的，这给运行人员带来很大的操作负担。实际运行过程中吸收塔PH自动受制于工况原因常常无法投入自动，已在多次检查中被提出。超低排放改造后，因为控制品质和无法闭环的问题，运行人员往往会把出口SO2浓度控制在比较低的水平，而且多台循泵大部分时间都同时投入使用，造成了不必要的能耗浪费。

3.存在的主要问题及改造措施

3.1存在问题

（1）吸收塔PH控制品质不佳，反应迟滞性大。（2）出口SO2浓度的控制未形成闭环调节。（3）浆液循环泵无法实现经济运行。（4）运行人员需频繁调节，监盘强度大。

3.2通过技术改造解决的问题

（1）提高吸收塔PH控制品质。（2）出口SO2浓度的控制形成闭环调节。（3）实现浆液循环泵经济运行。（4）减轻运行人员操作监盘强度。

4.方案论证

4.1改造方案描述

本次改造采用智能多变量控制策略，首先提高PH值控制品质，对吸收塔PH测量装置、供浆流量、供浆调门进行升级改造，MOC-FGD2000系统通过通讯卡从DCS获取脱硫系统内相关的工艺参数，如锅炉负荷及烟气量、入口煤质硫份、烟气温度、PH值、石灰石浆液流量等参数，通过预测计算处理后，输出石灰石浆液流量的控制参数，最后实现对净烟气出口SO2浓度的闭环控制，同时提供浆液循环泵的启停优化指导。该系统同时能够考虑出口SO2浓度以及FGD设备运行成本优化的因素，在达到环保要求的基础上实现FGD优化控制，主要内容如下：

1）控制逻辑优化：利用停机机会，在DCS系统增加一套外挂式优化控制平台，与DCS系统使用串口MODBUS协议通讯，将现场参数读取到优化控制平台进行计算，完成计算后再将指令返回DCS系统输出到控制调节设备。

2）脱硫浆液pH值控制策略优化：在脱硫系统开机后，收集约2周正常运行数据，系统自动建模完成，即可投入脱硫浆液pH值控制策略优化系统，经过1～2周观察调试，使得系统运行调节最优化。

3）净烟气出口SO2浓度的闭环控制：在脱硫系统开机后，收集约2周正常运行数据，待净烟气出口系统优化控制算法自动建模完成，即可投入净烟气出口优化系统，经过1～2

周观察调试，使得系统运行调节最优化。

4）浆液循环泵优化分配：脱硫系统浆液循环泵的耗电优化控制空间很大，通过优化控制系统建模，得出脱硫系统浆液循环泵优化运行台数的建议及控制输出，可以节约大量电量，节省系统运行成本，本系统通过智能寻优算法，给出运行指导，在具备条件时可以投入自动调度，自动启停脱硫系统浆液循环泵。

5）MCS系统定值扰动试验：在逻辑优化基础上，对基础自动进行闭环扰动试验，整定相关控制参数，提高控制品质，为优化控制系统的优化建立基础条件。

4.2改造后预期达到的效果

在优化实施工作完成后，提高吸收塔PH控制品质，出口SO2浓度的控制形成闭环调节，减轻运行人员监盘强度，能极大程度提高自动投入率及机组脱硫排放指标和脱硫石膏品质稳定性，减少脱硫剂和电量消耗。控制系统及主要模拟量控制回路调节品质应满足标准要求的性能指标（《火力发电厂模拟量控制系统验收测试规程》DL/T 657-2015）；脱硫系统运行平稳，自动投入率和控制性能可达到下表1指标。

表1  性能指标

5.经济效益分析

通过对2号机组脱硫系统控制进行优化，提高吸收塔PH控制品质，出口SO2浓度的控制形成闭环调节，减轻运行人员监盘强度，提高自动投入率及机组脱硫排放指标和脱硫石膏品质稳定性，减少脱硫剂和电量消耗。

6.评价结论

（一）从技术上分析：对2号机组TOCS脱硫优化控制系统改造，选用合适吸收塔PH计测量装置、供浆流量测量装置，采用智能多变量控制策略，首先提高PH值控制品质，在此基础上实现出口SO2浓度的闭环控制，同时提供浆液循环泵的启停优化指导。该系统同时能够考虑出口SO2浓度以及FGD设备运行成本优化的因素，在达到环保要求的基础上实现FGD优化控制。

（二）从经济、效果分析：能显著提高吸收塔PH测量的准确性，减轻运行人员监盘强度，提高自动投入率及机组脱硫排放指标和脱硫石膏品质稳定性，减少脱硫剂和电量消耗，提高机组安全稳定运行及可靠性。

（三）对整个公司将产生极大的安全效益，降低乃至消除潜在的风险。

结论：项目具有可行性和可操作性。

参考文献：

[1]李建. 灵活性发电背景下脱硫氧化风优化[D].华北电力大学(北京),2022.

[2]赵琰. 华电宿州630MW电厂脱硫工艺改造优化[D].中国矿业大学,2022.

[3]刘颖杰.火电厂脱硫脱硝环保设备改造后的控制优化探讨[J].科技资讯,2018,16(10):112+116.