燃煤电厂脱硫吸收塔供浆自动调节系统的优化与工程实践

一、引言

随着环保标准愈发严格，燃煤电厂脱硫系统的稳定性与经济性成为关注焦点。脱硫吸收塔作为燃煤电厂烟气脱硫的核心设备，其供浆系统的调节精度直接影响 SO₂脱除效率与环保指标达标率。 2×330MW 机组脱硫吸收塔供浆系统长期依赖手动调节，造成pH 值控制不稳定、人力投入大且存在环保超标风险。传统自动调节系统因阀门响应滞后、未兼顾高密度浆液特性等缺陷，难以满足实际生产需求。本文通过分析手动调节模式的核心问题，提出基于热控逻辑优化的自动调节方案，并结合现场实践验证其有效性，旨在为燃煤电厂脱硫系统自动化升级提供可借鉴的技术方案。

二、系统现状与核心问题分析

（一）系统配置与运行流程

研究对象为 2×330MW 机组脱硫装置，采用一炉两塔设计，单塔配置两台 100% 容量石灰石供浆泵（一运一备），通过电动调节阀控制浆液流量。石灰石经制浆装置配制成 20% 浓度浆液，通过供浆管道补入吸收塔。原自动调节系统以吸收塔pH 值为单一控制参数，但因电动调节阀响应滞后（理论 30 秒，实际调节周期长达10-15 分钟）、高密度浆液易沉淀堵管等问题，未能投入使用。手动调节流程依赖监盘人员实时监测 pH 值，通过 DCS 系统手动调整阀门开度，存在显著的滞后性与人为误差。

（二）手动调节模式的核心问题

1.pH 值波动超出规程范围：根据 2023 年 1-6 月运行数据，手动调节下 pH 值波动范围为5.2-6.0，超出规程要求的 5.0±0.2，超标率达 32% 。这易导致吸收塔浆液中毒，影响脱硫效率，甚至引发环保参数超标风险。

2.人力成本高企：监盘人员需平均每小时干预 3.5 次，单次调节耗时 10-15 分钟，人力精力过度消耗，不利于机组整体运行监控。

3.设备可靠性不足：电动调节阀因高密度浆液沉淀每月卡涩检修 3 次，供浆中断风险高，设备维护成本递增。

（三）问题根源分析

通过因果图分析，手动调节失效的核心原因包括人员因素（操作标准不统一，缺乏系统化培训，调节随意性大）、设备因素（电动调节阀响应滞后，开度与浆液流速匹配不足，易引发沉淀堵管）、方法因素（单一pH 值控制参数，未联动浆液密度、流量、机组负荷等多变量）和环境因素（机组负荷波动导致浆液流速变化，传统控制逻辑无法动态适应）。

三、供浆自动调节系统优化方案

（一）多阈值逻辑控制策略设计

1.pH 值实时监测与阈值划分：在 DCS 系统中设定 pH 值上下限，将调节过程划分为三个区间：pH<低限值时，阀门自动开至上限开度快速补充浆液；低限值≤pH≤高限值时，阀门保持中限开度维持稳定供浆；pH>高限值时，阀门关至下限开度减少浆液输入。

2.三档开度阈值设定：根据吸收塔类型（一级塔/二级塔）与机组负荷特性，差异化设置三档开度初始值，并支持动态调整。

（二）人机界面优化与动态调节机制

1.DCS界面功能升级：在DCS操作画面增设pH值手操器与调门开度极限设置模块，允许监盘人员根据实时工况动态调整三档开度阈值及 pH 值上下限，实现“逻辑自动控制 ∣+∣ 人工动态修正”的协同调节模式。

2.高密度浆液流速匹配策略：结合浆液密度与管道流速监测数据，通过逻辑算法自动修正阀门开度阈值，防止沉淀堵管或节省浆液消耗。

（三）控制流程对比

手动调节核心流程为人工监测 pH 手动调整开度→滞后响应，响应时间 10-15 分钟，调节精度±0.8，人力依赖 100% ；自动调节核心流程为实时监测 pH→逻辑计算阈值→动态切换开度，响应时间<1 分钟，调节精度 ±0.2 ，人力依赖 ≤20% 。

四、工程实施与效果验证

（一）实施步骤与关键点

1.热控逻辑改造：利用原有电动调节阀，通过修改 DCS 控制逻辑，将阀门开度输出从连续 0.10% 模式切换为三档定位模式，逻辑算法基于“IF-THEN”条件语句实现。

2.参数调试与优化：先在#3、4 机组单塔系统试点，确定一级塔三档开度初始值，pH 控制精度达±0.2，人工干预频率降至0.3 次/小时；后在#5、6 机组双塔系统推广，针

对二级塔调整中限开度，解决调节滞后问题。

（二）关键指标对比与分析

1.pH 值控制精度：改造前波动范围 5.2-6.0，超标率 32% ；改造后波动范围 5.0-5.2，达标率 100% ，改善幅度 84% 。机组负荷突变时，pH 值恢复稳定时间从 45 分钟缩短至12 分钟。

2.人力成本优化：改造前人工干预频率 3.5 次/小时，年累计干预时长约 2450 小时；改造后干预频率降至 0.5 次/小时，年累计干预时长约 350 小时，人力成本降低 85.7% 。

3.设备可靠性提升：改造前调节阀卡涩导致每月停泵检修 3 次，年维护成本约 12万元；改造后阀门卡涩故障完全消除，年维护成本降为零。

（三）动态响应特性验证

手动调节阶段，pH 值无规律波动，阀门开度调整滞后，调节周期长达 2 小时；自动调节阶段，pH 值稳定在 $5 . 0 { \pm } 0 . 2 \ \$ 区间，阀门开度响应时间<1 分钟，调节周期缩短至15 分钟以内。

五、效益分析

（一）经济效益

1.人力成本节约：按每班 2 人监盘、人均年薪 8 万元计算，年节约人力成本显著。

2.设备维护成本下降：消除调节阀卡涩检修后，年节约维护费用约 8 万元。

3.环保风险规避：避免因 pH 超标导致的环保罚款，年潜在收益显著。

（二）社会效益与管理效益

1.环保性能提升：pH 值稳定控制确保脱硫效率维持在 98.93% 以上， SO₂ 排放浓度稳定低于 35mg/m³ ，符合国家超低排放要求。

2.智能化升级奠基：部分机组已实现无人监盘，为后续“主副盘监盘”模式提供技术验证，推动电厂向少人化、智能化运行迈进。

3.操作标准化与培训体系：制定操作规范，明确阈值调整流程与异常处理预案，通过培训提升操作人员应急能力，误操作率大幅降低。

六、持续优化与未来展望

（一）巩固措施

1.标准化运维体系：建立巡检表，开发健康度评估模型，实现预防性维护。

2.动态参数管理机制：设立“工况-阈值”映射数据库，根据季节、煤质等自动调取最优阈值组合，减少人工干预频率。

（二）技术升级方向

1.人工智能算法融合：拟引入 LSTM 神经网络构建pH 值预测模型，结合强化学习动态优化三档阈值，实现“预测-调节”闭环控制。

2.全流程自动化拓展：整合浆液制备、输送、反应全链条数据，开发全局优化平台，实现多系统协同调节。

3.低碳化与能效优化：研究浆液循环量与供浆量的耦合关系，优化阀门开度阈值，降低供浆泵能耗。

七、结论

本研究通过热控逻辑优化与多阈值控制策略，成功实现脱硫吸收塔供浆系统自动化升级。该方案无需大规模硬件改造，投资少、见效快、可靠性高，显著提升了pH 值控制精度、降低了人力成本与设备故障率。未来，结合人工智能与全流程自动化技术，可进一步提升系统性能，为燃煤电厂脱硫系统智能化、低碳化发展提供技术支撑，在同类电厂中具有广泛推广应用价值。

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