脫硫運行與摻燒高硫煤的探索

楊學玉

（大唐景泰發電廠，甘肅 白銀 730408）

0 引言

近年來，隨著我國經濟的發展，耗煤量大幅度增長，而各煤礦卻因常年開采，導致原煤質量出現劣化趨勢。煤炭市場的緊張進一步加大了火電企業動力煤的采購難度，為了降低標煤單價，降低發電成本，大量摻燒小礦煤及高硫煤成為火電企業的選擇。但是由于前幾年設計投運的脫硫設施的設計容量與現今的煤炭含硫量相比較，基本上已沒有余量，而我國的環保排放要求又在不斷提升，導致脫硫設施成為摻燒高硫煤最大的瓶頸。如何在保障脫硫設施安全運行、達標排放的前提下合理地摻配高硫煤已成為各個火電企業急需解決的課題。

1 電廠設備簡介

某電廠1期工程2×660 MW超臨界直接空-冷燃煤機組采用上海電氣集團鍋爐廠有限公司生產的SG-2210/25.4-M980型超臨界壓力直流鍋爐。該鍋爐為超臨界參數、變壓運行、螺旋管圈、直流、單爐膛、四角切圓燃燒、一次中間再熱、平衡通風、固態排渣、全鋼構架、全懸吊結構Π型鍋爐，鍋爐布置為緊身封閉島式。爐后尾部布置2臺轉子直徑為14 236 mm的三分倉容克式空氣預熱器。鍋爐燃用煤由寧夏煤業集團和靖遠煤業有限公司提供，縣地方礦補充，設計煤種為寧夏靈武礦區羊腸灣采區煤，校核煤種為寧夏靈武礦區靈新礦煤。制粉系統采用ZGM113G型中速輥式磨煤機，冷一次風機正壓直吹式系統，6臺磨煤機，6臺稱重式給煤機。5臺磨煤機運行可滿足鍋爐BMCR(鍋爐最大連續蒸發量)和BRL(額定工況)，1臺備用。每臺磨煤機的出口由4根直徑為660 mm×10 mm煤粉管道接至爐膛四角的同一層煤粉噴嘴。脫硫設施設計最高處理煙氣SO2濃度為1 568 mg/Nm3(原煤含硫量0.588 %)。輸煤系統設計為雙套設計出力1 000 t/h輸煤皮帶，3個煤場設計存煤量25萬t，配有2臺設計取料1 000 t/h、堆料1 200 t/h的斗輪堆取料機，2臺翻車機。設計主要燃用煤種為火車運輸的大礦煤，考慮到需少量燃用本地小礦煤而設計有1座6車位的汽車卸煤溝。

2 燃用煤質情況

2.1 寧夏煤業集團煤質

寧夏煤業集團煤種是設計過程中考慮的主要燃用煤種，但是由于煤炭市場變化以及多年開采造成的煤質變化，且寧夏煤業集團下屬各礦點煤質差別大，其煤種發熱量、含硫量變化較大。觀察近1年的入廠煤，發現該煤種含硫量最低約0.3 %，最高達到2.44 %，來煤情況不穩定，變化較大。

2.2 靖遠煤礦煤質

靖遠煤礦煤質相比寧夏煤業集團煤質變化范圍較小，發熱量高，含硫量較低且較穩定，但是靖遠煤礦煤質硬度較高，對中速磨煤機的磨損較大。

2.3 本地小礦煤

甘肅本地小礦煤由汽車運輸，來煤煤質變化極大。有些礦點煤的灰分達到40 %，硫分很低；有些礦點煤的發熱量較高，達到了靖遠煤發熱量。

2.4 高硫煤

高硫煤主要是指景泰本地小礦煤和寧夏煤業集團的含硫量在1.2 %～2.7 %的煤種。

3 摻燒小礦煤所采取的方式

自2010年1月該電廠2臺機組投產以來，脫硫系統的運行成為制約機組負荷的主要因素。上半年由于燃料采購困難、來煤煤質變化大、小礦煤含硫量難以掌握，輸煤鐵路線工期拖延火車無法進煤、輸煤系統設備的缺陷多等因素制約了小礦煤的摻配方式，造成脫硫設施運行困難，環保壓力非常大。下半年，為了保證脫硫系統安全運行、環保達標排放，該電廠采取了以下措施。

(1)加強燃料采購與監督。燃料管理部門積極與礦方溝通，加強燃料采購工作和入廠煤的煤質監督力度以及對入廠煤煤質監督工作的管理，有效降低小礦煤的含硫量；加大大礦煤的采購工作，增加大礦煤的入廠量，大幅度增加燃煤儲備。

(2)改變管理模式，加強燃料采制化管理。改變入廠煤和入爐煤的采制、化驗管理分工，將入廠煤采制班交由燃料管理部管理，入爐煤采制工作和煤化驗班交由發電部管理。燃料管理部及時與發電部溝通，相互監督，有效提高了對入廠煤、入爐煤的管理工作，降低了入爐煤的含硫量。

(3)分類堆放，方便燃料摻配工作。該廠從南向北布置有3個煤場，根據來煤煤種和含硫量的高低，1號煤場主要存儲小礦煤，2號煤場主要存儲含硫量較低的大礦煤，3號煤場主要存儲含硫量較高的大礦煤。根據分煤場、分堆堆放情況，按需分倉配煤或皮帶摻混，很好地控制了入爐煤的含硫量，大大降低了配煤摻燒對脫硫排放超標的影響。

(4)根據負荷調整配煤。根據機組負荷和運行磨煤機臺數，采取鍋爐原煤倉分倉配煤方式，將小礦煤、大礦煤和高硫煤按比例分別上至指定的原煤倉中。當機組在50 %～70 %負荷段時，將小礦煤與大礦煤的燃用比例提高到1:1，充分利用機組低負荷時脫硫設施的設計余量加大小礦煤的摻燒力度；當機組負荷上升超過70 %時，由于脫硫設施的設計余量減少，提前根據負荷曲線及時調整配煤方式，減少高硫煤和小礦煤的摻配比例，保證機組帶負荷和脫硫設施運行排放不超標。另外，根據機組負荷和運行磨煤機臺數，采取雙套皮帶同時運行，在鍋爐原煤倉口進行摻混的配煤方式。通過以上2種配煤方式，靈活機動地掌握配煤摻燒，很好地控制了入爐煤含硫量的變化幅度，降低了入爐煤配煤摻燒對脫硫設施運行排放超標的影響。

(5)加強設備維護，提高采樣的準確性。設備部加強了對入廠煤、入爐煤自動采樣設備的維護和消缺工作，有效提高了自動采樣裝置的投運率，保證了入爐煤采樣的準確性。

(6)調整設備限制，加大小礦煤摻燒力度。該廠汽車卸煤溝葉輪給煤機最低出力為300 t/h，針對當地小礦煤硫分較高，無法大量摻燒的問題，適當調整了汽車卸煤溝葉輪給煤機的變頻幅度，將葉輪給煤機最低出力由300 t/h調整到200 t/h。上煤的同時啟動汽車卸煤溝輸煤皮帶和煤場輸煤皮帶(或翻車機輸煤皮帶)，在保證設備不超負荷運行的情況下，在輸煤皮帶上將當地高硫煤與低硫大礦煤在輸煤皮帶上進行摻混后上至指定的煤倉。

(7)根據脫硫運行情況，及時調整制粉系統。集控運行值班員在運行過程中加強監視脫硫原煙氣、凈煙氣SO2濃度的變化情況，根據煙氣中SO2濃度的變化情況及時調整各臺運行磨煤機的給煤量或者切換磨煤機，控制脫硫設施入口煙氣SO2濃度，以保證脫硫設施的穩定運行和排放達標。

(8)加強脫硫管理，保證排放達標。脫硫運行值班員加強對脫硫設備的運行調整及與集控運行值班員的溝通聯系，共同努力保證脫硫系統的穩定運行。脫硫運行值班員與集控運行值班員加強對脫硫設備的缺陷管理，及時消除影響脫硫運行的設備缺陷，保證脫硫設備正常投運。

(9)加強同業交流，不斷提高。脫硫運行管理人員經常與其他火電企業脫硫運行管理人員進行技術交流，吸取各廠脫硫設施運行的經驗教訓，不斷提高脫硫運行的管理水平。

(10)采用新技術，提高脫硫效率。經過多方調研后，在脫硫設施中采用了脫硫添加劑(催化劑)，提高了脫硫設施吸收煙氣中SO2的能力，提升了脫硫效率。

4 脫硫設施運行與摻燒高硫煤的設想

4.1 完善燃料管理部職能

由于是燃料市場引起的電煤緊張，燃料管理部門將工作重點放在開拓煤源、增大原煤采購，保證入廠煤量上。而對于火電企業，燃料的采購、運輸、存儲、合理分配、高效使用，以及全過程的煤質、煤量數據的統計分析等工作環環相扣，每一個過程的工作情況都會影響企業燃料成本的增減，因此全過程的燃料管理是保證配煤摻燒，降低燃料成本的關鍵所在。

4.2 開辟新煤場

為了保證高硫煤的摻配不會對脫硫系統、輸煤系統的穩定運行造成不良影響，可另建煤場，以存儲高硫煤以及晾曬水分大、粘度高的低硫小礦煤。利用摻混設備(或配煤罐)將無法直接燃用的高硫煤與晾曬后的低硫小礦煤進行摻混，降低原煤硫分后再送至原煤倉或煤場進行存儲。

4.3 燃料管理系統和輸煤程控系統的完善、結合

目前的輸煤程控系統僅僅實現了輸煤系統的遠方啟動和監視、上煤煤量的計量，但無法統計斗輪機取煤地點和取煤數量，來車卸煤的上料數量、堆料數量、地點等詳細數據。燃料管理系統只局限于入廠煤煤質、數量以及入爐煤的煤質、數量的統計工作，對于如何根據原煤存儲情況、入廠煤情況及脫硫運行工況高效、合理地使用燃煤作用不大。

如果將燃料管理系統和輸煤程控系統結合并完善，將汽車磅房、翻車機過磅數據、斗輪機堆取料地點、皮帶秤計量等數據和煤質分析情況有機地結合在一起；將燃料信息從入廠開始，把煤量、煤質情況，上煤數量、堆料數量及地點，煤場存煤數量增減，鍋爐給煤機耗用量等信息綜合起來，可及時、準確、全面地反映燃料情況。

4.4 脫硫系統的改造和新技術的利用

為了適應煤炭供應形勢變化和國家環保要求的提高，脫硫設施的增容改造工作勢在必行，利用新興的脫硫添加劑(催化劑)技術提高脫硫系統效率，降低脫硫運行成本，保障脫硫系統的安全、穩定、高效運行已成為一個新的趨勢。