脱硫运行与掺烧高硫煤的探索

杨学玉

（大唐景泰发电厂，甘肃 白银 730408）

0 引言

近年来，随着我国经济的发展，耗煤量大幅度增长，而各煤矿却因常年开采，导致原煤质量出现劣化趋势。煤炭市场的紧张进一步加大了火电企业动力煤的采购难度，为了降低标煤单价，降低发电成本，大量掺烧小矿煤及高硫煤成为火电企业的选择。但是由于前几年设计投运的脱硫设施的设计容量与现今的煤炭含硫量相比较，基本上已没有余量，而我国的环保排放要求又在不断提升，导致脱硫设施成为掺烧高硫煤最大的瓶颈。如何在保障脱硫设施安全运行、达标排放的前提下合理地掺配高硫煤已成为各个火电企业急需解决的课题。

1 电厂设备简介

某电厂1期工程2×660 MW超临界直接空-冷燃煤机组采用上海电气集团锅炉厂有限公司生产的SG-2210/25.4-M980型超临界压力直流锅炉。该锅炉为超临界参数、变压运行、螺旋管圈、直流、单炉膛、四角切圆燃烧、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉，锅炉布置为紧身封闭岛式。炉后尾部布置2台转子直径为14 236 mm的三分仓容克式空气预热器。锅炉燃用煤由宁夏煤业集团和靖远煤业有限公司提供，县地方矿补充，设计煤种为宁夏灵武矿区羊肠湾采区煤，校核煤种为宁夏灵武矿区灵新矿煤。制粉系统采用ZGM113G型中速辊式磨煤机，冷一次风机正压直吹式系统，6台磨煤机，6台称重式给煤机。5台磨煤机运行可满足锅炉BMCR(锅炉最大连续蒸发量)和BRL(额定工况)，1台备用。每台磨煤机的出口由4根直径为660 mm×10 mm煤粉管道接至炉膛四角的同一层煤粉喷嘴。脱硫设施设计最高处理烟气SO2浓度为1 568 mg/Nm3(原煤含硫量0.588 %)。输煤系统设计为双套设计出力1 000 t/h输煤皮带，3个煤场设计存煤量25万t，配有2台设计取料1 000 t/h、堆料1 200 t/h的斗轮堆取料机，2台翻车机。设计主要燃用煤种为火车运输的大矿煤，考虑到需少量燃用本地小矿煤而设计有1座6车位的汽车卸煤沟。

2 燃用煤质情况

2.1 宁夏煤业集团煤质

宁夏煤业集团煤种是设计过程中考虑的主要燃用煤种，但是由于煤炭市场变化以及多年开采造成的煤质变化，且宁夏煤业集团下属各矿点煤质差别大，其煤种发热量、含硫量变化较大。观察近1年的入厂煤，发现该煤种含硫量最低约0.3 %，最高达到2.44 %，来煤情况不稳定，变化较大。

2.2 靖远煤矿煤质

靖远煤矿煤质相比宁夏煤业集团煤质变化范围较小，发热量高，含硫量较低且较稳定，但是靖远煤矿煤质硬度较高，对中速磨煤机的磨损较大。

2.3 本地小矿煤

甘肃本地小矿煤由汽车运输，来煤煤质变化极大。有些矿点煤的灰分达到40 %，硫分很低；有些矿点煤的发热量较高，达到了靖远煤发热量。

2.4 高硫煤

高硫煤主要是指景泰本地小矿煤和宁夏煤业集团的含硫量在1.2 %～2.7 %的煤种。

3 掺烧小矿煤所采取的方式

自2010年1月该电厂2台机组投产以来，脱硫系统的运行成为制约机组负荷的主要因素。上半年由于燃料采购困难、来煤煤质变化大、小矿煤含硫量难以掌握，输煤铁路线工期拖延火车无法进煤、输煤系统设备的缺陷多等因素制约了小矿煤的掺配方式，造成脱硫设施运行困难，环保压力非常大。下半年，为了保证脱硫系统安全运行、环保达标排放，该电厂采取了以下措施。

(1)加强燃料采购与监督。燃料管理部门积极与矿方沟通，加强燃料采购工作和入厂煤的煤质监督力度以及对入厂煤煤质监督工作的管理，有效降低小矿煤的含硫量；加大大矿煤的采购工作，增加大矿煤的入厂量，大幅度增加燃煤储备。

(2)改变管理模式，加强燃料采制化管理。改变入厂煤和入炉煤的采制、化验管理分工，将入厂煤采制班交由燃料管理部管理，入炉煤采制工作和煤化验班交由发电部管理。燃料管理部及时与发电部沟通，相互监督，有效提高了对入厂煤、入炉煤的管理工作，降低了入炉煤的含硫量。

(3)分类堆放，方便燃料掺配工作。该厂从南向北布置有3个煤场，根据来煤煤种和含硫量的高低，1号煤场主要存储小矿煤，2号煤场主要存储含硫量较低的大矿煤，3号煤场主要存储含硫量较高的大矿煤。根据分煤场、分堆堆放情况，按需分仓配煤或皮带掺混，很好地控制了入炉煤的含硫量，大大降低了配煤掺烧对脱硫排放超标的影响。

(4)根据负荷调整配煤。根据机组负荷和运行磨煤机台数，采取锅炉原煤仓分仓配煤方式，将小矿煤、大矿煤和高硫煤按比例分别上至指定的原煤仓中。当机组在50 %～70 %负荷段时，将小矿煤与大矿煤的燃用比例提高到1:1，充分利用机组低负荷时脱硫设施的设计余量加大小矿煤的掺烧力度；当机组负荷上升超过70 %时，由于脱硫设施的设计余量减少，提前根据负荷曲线及时调整配煤方式，减少高硫煤和小矿煤的掺配比例，保证机组带负荷和脱硫设施运行排放不超标。另外，根据机组负荷和运行磨煤机台数，采取双套皮带同时运行，在锅炉原煤仓口进行掺混的配煤方式。通过以上2种配煤方式，灵活机动地掌握配煤掺烧，很好地控制了入炉煤含硫量的变化幅度，降低了入炉煤配煤掺烧对脱硫设施运行排放超标的影响。

(5)加强设备维护，提高采样的准确性。设备部加强了对入厂煤、入炉煤自动采样设备的维护和消缺工作，有效提高了自动采样装置的投运率，保证了入炉煤采样的准确性。

(6)调整设备限制，加大小矿煤掺烧力度。该厂汽车卸煤沟叶轮给煤机最低出力为300 t/h，针对当地小矿煤硫分较高，无法大量掺烧的问题，适当调整了汽车卸煤沟叶轮给煤机的变频幅度，将叶轮给煤机最低出力由300 t/h调整到200 t/h。上煤的同时启动汽车卸煤沟输煤皮带和煤场输煤皮带(或翻车机输煤皮带)，在保证设备不超负荷运行的情况下，在输煤皮带上将当地高硫煤与低硫大矿煤在输煤皮带上进行掺混后上至指定的煤仓。

(7)根据脱硫运行情况，及时调整制粉系统。集控运行值班员在运行过程中加强监视脱硫原烟气、净烟气SO2浓度的变化情况，根据烟气中SO2浓度的变化情况及时调整各台运行磨煤机的给煤量或者切换磨煤机，控制脱硫设施入口烟气SO2浓度，以保证脱硫设施的稳定运行和排放达标。

(8)加强脱硫管理，保证排放达标。脱硫运行值班员加强对脱硫设备的运行调整及与集控运行值班员的沟通联系，共同努力保证脱硫系统的稳定运行。脱硫运行值班员与集控运行值班员加强对脱硫设备的缺陷管理，及时消除影响脱硫运行的设备缺陷，保证脱硫设备正常投运。

(9)加强同业交流，不断提高。脱硫运行管理人员经常与其他火电企业脱硫运行管理人员进行技术交流，吸取各厂脱硫设施运行的经验教训，不断提高脱硫运行的管理水平。

(10)采用新技术，提高脱硫效率。经过多方调研后，在脱硫设施中采用了脱硫添加剂(催化剂)，提高了脱硫设施吸收烟气中SO2的能力，提升了脱硫效率。

4 脱硫设施运行与掺烧高硫煤的设想

4.1 完善燃料管理部职能

由于是燃料市场引起的电煤紧张，燃料管理部门将工作重点放在开拓煤源、增大原煤采购，保证入厂煤量上。而对于火电企业，燃料的采购、运输、存储、合理分配、高效使用，以及全过程的煤质、煤量数据的统计分析等工作环环相扣，每一个过程的工作情况都会影响企业燃料成本的增减，因此全过程的燃料管理是保证配煤掺烧，降低燃料成本的关键所在。

4.2 开辟新煤场

为了保证高硫煤的掺配不会对脱硫系统、输煤系统的稳定运行造成不良影响，可另建煤场，以存储高硫煤以及晾晒水分大、粘度高的低硫小矿煤。利用掺混设备(或配煤罐)将无法直接燃用的高硫煤与晾晒后的低硫小矿煤进行掺混，降低原煤硫分后再送至原煤仓或煤场进行存储。

4.3 燃料管理系统和输煤程控系统的完善、结合

目前的输煤程控系统仅仅实现了输煤系统的远方启动和监视、上煤煤量的计量，但无法统计斗轮机取煤地点和取煤数量，来车卸煤的上料数量、堆料数量、地点等详细数据。燃料管理系统只局限于入厂煤煤质、数量以及入炉煤的煤质、数量的统计工作，对于如何根据原煤存储情况、入厂煤情况及脱硫运行工况高效、合理地使用燃煤作用不大。

如果将燃料管理系统和输煤程控系统结合并完善，将汽车磅房、翻车机过磅数据、斗轮机堆取料地点、皮带秤计量等数据和煤质分析情况有机地结合在一起；将燃料信息从入厂开始，把煤量、煤质情况，上煤数量、堆料数量及地点，煤场存煤数量增减，锅炉给煤机耗用量等信息综合起来，可及时、准确、全面地反映燃料情况。

4.4 脱硫系统的改造和新技术的利用

为了适应煤炭供应形势变化和国家环保要求的提高，脱硫设施的增容改造工作势在必行，利用新兴的脱硫添加剂(催化剂)技术提高脱硫系统效率，降低脱硫运行成本，保障脱硫系统的安全、稳定、高效运行已成为一个新的趋势。