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300MW燃煤机组烟气脱硫系统运行调控措施

文档作者：戴林忠，朱辉，李利国，吴俊文档来源：云南华电昆明发电有限公司		点击数：	更新时间： 2022年03月11日
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第37卷第10期
2015年l0月
华电擞术
Huadian Technology
V01．37 No．10
0ct．2015
300 MW 燃煤机组烟气脱硫系统运行调控措施
戴林忠，朱辉，李利国，吴俊
(云南华电昆明发电有限公司，昆明650308)
摘要：为降低生产成本，云南华电昆明发电有限公司采取了掺烧非设计煤种的措施，脱硫系统偏离设计工况运行，脱硫
效率降低，so，排放达不到新标准要求。分析了锅炉掺烧非设计煤种后对脱硫效率的影响，提出了锅炉掺烧非设计煤种
期间烟气脱硫系统的运行调控措施。调控后，在机组满负荷工况下，烟气换热器漏风率<1％ ，脱硫效率达到95％左右，
脱硫系统按新标准达标排放，为企业创造了良好的经济效益。
关键词：锅炉；掺烧；烟气脱硫系统；脱硫效率；SO，排放
中图分类号：X 701．3 文献标志码：B 文章编号：1674—1951(2015)lO一0040—02
1 机组概况
云南华电昆明发电有限公司装机容量为2×
300 MW燃煤发电机组，采用石灰石一石膏湿法烟气
脱硫(FGD)系统，脱硫系统与主机分别于2005年
l2月及2006年10月同步建成投产发电。脱硫系
统按GB 13223-2003《火电厂大气污染物排放标
准》设计、建设，由烟气系统、石灰石浆液制备系统、
SO，吸收系统、石膏脱水系统、废水处理系统及公用
系统等子系统组成。FGD系统主要设计参数见表1
(BMCR为锅炉最大连续蒸发量)。
表1 FGD系统主要设计参数
项目 参数
机组耗煤(BMCR工况)／(t·h )
煤质中硫的质量分数(收到基)／％
处理烟气量(湿态、实际O2)／
(Ill3·h )
进口SO2质量浓度(标况、干态、6％ O2)／
fIllg／n1一 、
脱硫效率／％
出口SO2质量浓度(标况、干态、6％ O2)／
(Illg／Ill )
投产后，受煤炭市场变化的影响，采取大量掺烧
褐煤等手段降低燃料成本，脱硫系统偏离设计工况
运行，平均脱硫效率仅有85％左右。2014年7月1
日起执行的GB 13223-201 1《火电厂大气污染物排
放标准》对脱硫系统达标排放造成了较大压力。锅
炉设计煤种与掺烧煤种参数对比见表2。
2 锅炉掺烧非设计煤种对脱硫效率的影响 j
(1)烟气在线监测系统(CEMS)表计显示异常。
收稿日期：2015—05—28；修回日期：2015—09—22
表2 锅炉设计煤种与掺烧煤种参数
掺烧褐煤后烟气量较大、烟气中水分较多，烟尘易黏
附在静电除尘器极板上，除尘效率下降，进入吸收塔
系统的烟尘量增加，易造成CEMS取样管堵塞、表计
测量不准。
(2)吸收塔内浆液pH值偏离控制范围。吸收
塔浆液受粉尘及锅炉投油后的油烟污染，易造成pH
值大幅波动；浆液黏性增大，堵塞pH在线分析仪，
导致显示异常，最终造成吸收塔浆液pH值偏离控
制范围。
(3)吸收塔内浆液中石灰石的质量浓度偏离控
制范围。掺烧褐煤后，由于进入吸收塔的烟气粉尘
量增大，粉尘随喷淋浆液回到塔内浆液中，附着在
CaSO3表面，降低了CaSO +O2— +cas04的反应
速率，易出现浆液中石灰石的质量浓度高但石膏结
晶差的现象。吸收塔内浆液中CaSO 质量浓度逐
渐升高会抑制SO2+CaCO cas0 +CO 的反
应速率，导致脱硫效率下降；同时，CaSO 黏性较大，
易造成浆液循环管道、喷嘴堵塞，进一步降低SO，+
CaCO3—一CaS0 +CO2的反应速度，脱硫效率逐渐
下降，因此，浆液中石灰石质量浓度的控制至关重要。
(4)烟气换热器(GGH)堵塞导致漏风率增大。
锅炉掺烧非设计煤种后，进入GGH的原烟气量增
大，水分及烟尘质量浓度增大；经过吸收塔后，由于
烟气流速超过设计值，除雾器的除雾效果下降，GGH
原烟侧和净烟侧受热元件均易结垢形成堵塞，使通
如值计 一 Ⅺ 一
第1O期 戴林忠，等：300MW燃煤机组烟气脱硫系统运行调控措施 ·41·
道阻力增大，原烟气漏流至净烟气的量随之增大，增
大GGH漏风率。
(5)原烟气的SO 质量浓度超过系统处理能
力。锅炉掺烧高硫煤后，原烟气的SO 质量浓度显
著增大，超出了吸收塔处理能力，势必造成脱硫效率
下降、排放超限。
(6)脱硫系统设计容量不足。脱硫系统是根据
锅炉设计煤种参数和GB 13223-2003《火电厂大气
污染物排放标准》(s0 排放质量浓度≤400 mg／m )
进行设计建设的，由于锅炉实际燃煤明显偏离设计
煤种(特别是硫分大幅提高)以及2014年7月1日
起开始执行GB 13223-201 1《火电厂大气污染物排
放标准》(s0：排放质量浓度≤200 mg／In。)，脱硫系
统设计容量不足的矛盾突出。
3 掺烧非设计煤种时FGD运行调控措施 J
(1)脱硫值班员监视好CEMS表计的参数变化
情况和自动反吹运行情况，通过综合分析脱硫烟气
系统参数、SO 吸收系统运行参数、人炉煤工业分析
参数与锅炉实时给煤量间的逻辑关系，判断脱硫系
统CEMS表计的准确性；仪表出现自动反吹异常或
因堵塞等原因出现漂移时，应及时联系维护人员进
行检查处理；监视控制静电除尘器运行参数，降低进
入脱硫系统的烟气粉尘质量浓度，每周定期对
CEMS表计人工吹扫、校验1次，避免表计堵塞。
(2)吸收塔浆液pH值波动较大时，应及时加强
石膏的脱出，浆液受污染后可通过置换吸收塔浆液
来提高浆液品质，以稳定浆液pH值；脱硫运行每班
定期对吸收塔浆液手工取样后与在线pH值进行比
对，保证偏差≤0．2，并监视吸收塔浆液在线pH表
计，保证A，B表计偏差≤0．2，偏差>0．2时通知维
护人员对pH表计进行维护校准；每班定期对吸收
塔浆液pH在线分析仪表反冲洗1次，必要时加大
反冲洗频率，保证在线pH分析仪表运行正常，确保
运行参数准确、可靠；认真监视补充的新鲜浆液，保
证吸收塔浆液pH值在控制范围内，实现石灰石的
溶解和SO 的吸收在最佳状态运行。
(3)浆液中石灰石的质量浓度低会造成石灰石
浪费，质量浓度高会造成浆液循环管道、喷嘴堵塞，
降低脱硫效率。脱硫运行每班(8 h)对吸收塔浆液
在线密度计反冲洗1次，定期对吸收塔浆液进行3
次手工取样分析，将手工分析的质量浓度值与在线
值进行比对，保证质量浓度偏差≤10 kg／m ，偏差>
10 kg／m 时及时通知维护人员对表计进行维护校
准，保证表计运行正常。通过增加氧化风量和加强
石膏脱出，控制吸收塔内浆液中石灰石的质量浓度
在1 100～1 160 kg／m 。
(4)在机组负荷低于80％额定负荷的前提下进
行非设计煤种的掺烧，掺烧比例随着机组负荷的增加
而逐渐降低，控制增压风机入口烟气压力在
一300～一200 Pa，保证进入GGH的烟气量通过性能
不出现明显下降。锅炉掺烧非设计煤种期间，对
GGH净烟侧、原烟侧分别按2次、1次的规律交替进
行蒸汽吹灰(净烟侧、原烟侧每次吹灰周期控制在
1．75 h内)；增加除雾器冲洗频率(每8 h进行2个周
期的冲洗，每个周期控制在1．5 h内)，提高除雾器除
雾效果。GGH差压升幅速率明显变慢，减缓了GGH
堵塞，有效防止了因GGH堵塞而造成漏风率增大。
(5)采用两级掺配方式：根据燃煤硫分、热值等
参数在煤场完成一级预混掺配，一级预混掺配后的
燃煤按硫分高低分别运至锅炉各煤仓，通过锅炉各
磨煤机给煤量的调整完成二级分仓掺配。燃料运行
人员对锅炉各煤仓运煤时，向值长和集控运行人员
提供燃煤的硫分。当原烟气中的S0 质量浓度超出
脱硫系统处理能力时，采取增加低硫分煤仓对应磨
煤机出力、降低高硫分煤仓对应磨煤机出力、提高吸
收塔浆液pH值、减少锅炉给煤量、降低机组负荷
(为保证燃烧稳定，机组负荷不能低于60％额定负
荷)、联系燃运降低人炉煤硫分等措施，使原烟气中
的SO 质量浓度降至脱硫系统处理能力范围内。
(6)受费用、时间等因素的制约，不能及时通过
增容改造解决脱硫系统容量不足的矛盾时，可进行
脱硫增效剂添加试验并固化运行。吸收塔浆液增效
剂质量浓度过低，脱硫效率提高不明显；质量浓度过
高会导致CaSO 快速生成而不能被及时氧化成
CaSO ，使浆液黏性增大，造成浆液循环泵人口滤
网、出口喷嘴堵塞，除雾器、GGH堵塞加剧。将吸收
塔内浆液增效剂质量浓度控制在600 mg／L左右，脱
硫效率可达到较为合理的目标。
4 达到的效果
采取以上措施后，在机组满负荷工况下，GGH
漏风率<1％、脱硫效率达到95％左右(在原基础上
提高了10百分点)，脱硫系统按新标准达标排放，
为通过大量掺烧非设计煤种降低生产成本创造了条
件。公司年发电量为2O亿kW ·h，2014年掺烧褐
煤约30万t(折合标准煤约14万t)，以标准煤单价
80元／t计，可节约燃料成本约1 120万元。
5 结束语
为执行火电厂大气污染物排放新标准，云南华
电昆明发电有限公司在暂不具备脱(下转第44页)
· 44· 华电技术 第37卷
图3 B侧空预器冲洗前、后压差曲线(截图)
6 结束语
(1)空预器在线高压水冲洗，降低了引风机电
流，不仅起到了节能降耗的作用，还提高了设备的可
靠性。冲洗后，空预器换热效果明显加强，有效提高
了热风温度，降低了排烟温度，减少了锅炉排烟
损失。
(2)在线冲洗时，如因安装等原因使高压水流
与换热元件不垂直，高压水流不能穿透空预器整个
换热面，不仅起不到冲洗作用，而且会损害蓄热片，
因此高压水流位置校准非常重要。
(3)空预器在线冲洗比停机冲洗效果差，空预
器内部不能完全冲洗干净，在线冲洗后空预器压差
仍存在上升较快的现象。可采用问断或定期在线水
冲洗，能短时抑制空预器压差上升速度，防止机组因
空预器堵塞而引起非计划停运。
(4)建议电厂做好暖风器的维护，保证空预器
冷端综合温度(暖风器后风温+排烟温度)大于160
℃，同时尽量降低铵逃逸率，以减轻空预器低温腐蚀
和硫酸氢铵的生成。
参考文献：
[1]安宝宏．空预器在线水冲洗探索[J]．机电信息，2015
(12)：5l一52．
[2]杨云忠．锅炉空气预热器换热元件在线水冲洗技术探讨
[J]．发电设备，2007(4)：273—276．
[3]张清峰，牛涛．关于回转式空气预热器的水冲洗[J]．华
北电力技术，1997(4)：31—32．
[4]应明良，俞基安，谢坚勇，等．空气预热器在线水冲洗效
果及经济性分析[J]．热力发电，2007(9)：46—47．
[5]邢希东．空预器堵灰原因及在线高压水冲洗效果分析
[J]．电力安全技术，2015(2)：21—24．
(本文责编：弋洋)
作者简介：
张国滨(1979一)，男，山东潍坊人，技师，从事电厂集控
运行方面的工作(E—mail：418288857@qq．eom)。
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(上接第41页)硫增容改造的条件下，通过对脱硫
运行工况进行分析研究，采取了一系列调控措施。
该公司在掺烧褐煤、高硫煤等非设计煤种的工况下，
脱硫系统高效率运行、sO：按新标准达标排放，为公
司创造了良好的经济效益。
参考文献：
[1]电力行业职业技能鉴定指导中心．职业技能鉴定指导
书：脱硫值班员[M]．北京：中国电力出版社，2007．
[2]Q／KMPC 10305-2013云南华电昆明发电有限公司300
MW机组脱硫运行规程[S]．
[3]阎维平，刘忠，王春波，等．电站燃煤锅炉石灰石湿法烟
气脱硫装置运行与控制[M]．北京：中国电力出版社，
2005．
(本文责编：刘芳)
作者简介：
戴林忠(1983一)，男，云南昆明人，助理工程师，从事火
力发电厂运行管理工作(E—mail：powerhit@163．con)。
朱辉(1969一)，男，云南昆明人，脱硫运行高级工，从事
火力发电厂除灰脱硫运行管理工作。

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