燃用高硫煤脱硫的分析与对策

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1、燃用高硫煤脱硫的分析与对策【摘要】台电鼓泡塔脱硫设计校核煤种硫份为0.7%。掺烧硫份1.5-2.0%的高硫煤时，高负荷时段脱硫效率可能低于95%,出口S02浓度超过100nig/Nni3（新标准2011版）。在确保安全、经济的同时，如何掺烧高硫煤，对此展开分析和总结。【关键词】高硫煤脱硫效率硫份调整1引言1.1系统概述（1）台山电厂1-5号机组均为600MW。锅炉是上海锅炉厂制造，亚临界控制循环（CE公司燃烧技术）、中间再热四角同心反切、平衡通风固态排渣炉，设计煤种为神府东胜煤。锅炉型号分别是SG2026/17.5-M905（1、2号机组）和S

2、G2028/17.5-M907（3、4、5号机组）。（2）脱硫系统釆用H本千代［T1CT-121鼓泡塔的石灰石-石膏湿法脱硫工艺。其中1、2号机组设计带有GGI1,3、4、5号机组设计无GG1I,5号机组同步安装了脱硝装置。其余1-4号机组正在加装脱硝装置，预计2013年底全部完工。（3）1、2号脱硫系统共用一个烟筒，采用不锈钢内胆，经过GGH加热后烟气温度约为80度排放。3、4、5号机组采用独立的钛管烟筒，外面公用一个烟囱，烟气温度约为50度排放。（4）脱硫系统主要由烟气系统、S02吸收系统、石灰石浆液制备系统（湿磨）、石膏脱水系统、工艺水系

3、统、废水处理系统等组成。（5）煤场储煤量最大为37万吨，分为A、B、C三个煤场，燃煤堆高12米，满足5台机组17天耗煤量，上煤系统设置两条皮带，带宽1.4米,带速2.5m/s,额定输送出力1600t/ho（6）锅炉煤种硫份按照0.5%设计，脱硫校核煤种硫份为0.7%,目前公司向印尼、南非、越南、澳洲、俄罗斯、马來西亚等国家购煤，煤质中硫份变化较大。（7）1、2号机组分别于2003年12月和2004年2月脱硫投入；3、4号机组于2006年11月投运，5号机组于2007年4月投运。脱硫系统运行时间最长8年，最短4年。均面临设备不断老化的现象。1.2

4、主要设备及技术参数1.2.1煤种分析（表1）1.2.2脱硫设备参数（表2）2燃用高硫煤的可行性分析2.1利润分析（表3）在煤种同质情况下，从国外进煤（硫份高），对公司的盈利模式存在有利因素。在不消耗国内煤炭资源的同时，鼓励多从国外进口煤源。2.2对锅炉和脱硫系统设备的影响（1）如氧量值控制在2.4-2.5%时，掺烧一定比例高硫煤，灰熔点会有所降低，锅炉结焦、结渣加剧。燃烧器处发生高温腐蚀的机率增大；空预器处可能发生低温腐蚀；烟道及烟囱处可能出现酸腐蚀泄漏。（2）锅炉受热面换热系数降低，燃烧耗煤总量增加。烟气量增人,烟气流速和排烟温度升高，脱硫系

5、统阻力急剧增加，增压风机面临失速和损坏风险。（3）高硫煤掺烧过多，烟气屮入口S02浓度增大，需消耗大量石灰石进行脱硫。制浆能力和脱水能力不足时，容易造成旁路挡板开启和吸收塔内部浆液“中毒”现象。（4）掺烧高硫煤后，硫酸露点温度降低，对GGI1及金属部分的腐蚀加剧，系统泄漏点增多。2.3燃烧高硫煤的安全论证高硫煤与低硫煤按照一定比例进行均匀混配，确保入炉煤硫份的加权平均值在设计规定范围内,保证系统安全稳定运行。2.3.1含硫量0.5%与1.4%的混配方案选择锅炉的D、E仓进行混配，神混煤与高硫煤按照1：1的比例参烧。其混配后硫份加权平均值为0.6

6、5%,小于设计标准值0.7%0所以脱硫系统能承受，在安全范围内。如果锅炉与脱硫系统均不能承受，则撤销D仓高硫煤，保留E仓混配。2.3.2含硫量0.5%与1.0%的混配方案选择锅炉C、D、E仓进行混配，神混煤与高硫煤按照1：1的比例混配。其混配后硫份加权平均值为0.62%,在安全范围内。2.4燃烧高硫煤的应急措施如果混配不均或煤种持续燃烧高硫煤，脱硫效率下降、出口S02排放浓度超标等异常现象。应对措施如下：（1）参数出现异常或偏离运行正常值时，经分析判断为煤种因素引起，立即更换煤种，减轻脱硫系统恶化趋势，8小时内调整完成。（2）当脱硫反应迟缓时，

7、辅助投入脱硫添加剂，提高石灰石的消融性，增强脱硫反应过程。（3）长时间燃用高硫煤后，必须定期降低PH值，保持吸收塔内部的石膏饱和度在140-150%Z间。（4）如吸收塔内部密度过高，脱水系统或废水系统不能及时外排，可利用事故浆液箱短期进行存放及倒换。（5）石灰石耗量急剧增大时，如制浆能力不足，可采用联络管道向其它机组借浆，维持系统正常供浆。制浆能力是制约高硫煤燃用的一大因素。3燃用高硫煤的调整3.1调整方法（1）增大液气比，（2）增大钙硫比，（3）增大反应剂的比表面积，（4）延长脱硫反应时间，（5）使用脱硫添加剂。3.2提高液气比，有如下方法（

8、1）将二运一备的烟气冷却泵运行方式改为采用三台烟气冷却泵同时运行。但需要核实浆液母管、支管及法兰的承压能力。（2）保持石膏浆液足够的压力与流速，减少浆