NID脱硫技术在齐鲁石化锅炉中的应用.doc

NID脱硫技术在齐鲁石化锅炉中的应用中国石化齐鲁石化公司热电厂现在拥有8台410t/h煤粉锅炉(编号为l一8)，配套了6台60Mw和2台65Mw抽凝供热机组，总发电能力490Mw，锅炉总蒸发量3280“h，单台锅炉设计排放烟气科0(众m，/h。考虑到热电厂预留扩建用地区域狭小，脱硫装置均相互毗邻建设，可供使用的空间十分紧张，而湿法脱硫技术投资大、占地多、腐蚀严重、投停繁琐等诸多不利因素，确定采用半干法技术为主的脱硫技术。2005年，齐鲁石化公司新建7、8号锅炉(410t/h)配套烟气脱硫工程采用ALSTOM公司的新型一体化New Integrated Desulfurization，简称NID脱硫技术，2006年3月移交生产，脱硫效率达90%以上，运行可靠，成功地将国外先进技术与国内的吸收、消化和工程管理相结合，取得了较好的运行效果。一、齐鲁石化NID脱硫技术主要设计参数齐鲁石化公司热电厂燃用煤种为山东山西混合贫煤，设计单台锅炉耗煤54.45t/h，人炉煤含硫量1.5%。脱硫除尘岛人口烟气参数见图11。脱硫除尘(按单台计)具体设计参数见图12。图11图12二、齐鲁石化NID脱硫技术除尘、脱硫效率监测情况1、监测期间工况监测期间(2006年)生产负荷在90.2%-98.8%之间，满足环境保护验收要求。生产负荷统计见图13。2、烟尘监测结果锅炉除尘器进口及出口烟尘排放浓度监测结果见图14，除尘器除尘效率监测结果见图15。图14图153、SO2监测结果脱硫装置进口及出口SO2浓度监测结果见图16。脱硫效率计算结果见图17。图16图174、监测结果评价7号锅炉除尘器A、B两系列出口的烟尘平均排放浓度均为34.lmg/m3，8号锅炉除尘器A、B两系列出口的烟尘平均排放浓度为34.5mg/m3，符合火电厂大气污染物排放标准(GBI3223一2003)中第三时段标准烟尘最高允许排放浓度100mg/m3的要求;7号和8号锅炉除尘器除尘率为99.8%。7号锅炉脱硫装置后除尘器A、B两系列出口的SO2平均排放浓度皆为180mg/m3，8号锅炉脱硫装置后除尘器A、B两系列出口的SO2平均排放浓度皆为205mg/m3，符合火电厂大气污染物排放标准(GB13223一2003)中最高允许排放浓度400mg/m3的要求;7号和8号锅炉脱硫装置脱硫效率均为94.4%。三、齐鲁石化NID脱硫系统工程评价及成本分析1、工程评价NID技术在齐鲁石化公司热电厂410t/h锅炉规模上首次应用，由于施工场地要优先保证锅炉安装施工用地需求，造成整个脱硫工程工期较长，且在设计、技术、调试阶段对于外方技术的消化吸收存在一定过程，导致整个项目从开工到交付历时2年时间。在工程施工和试运过程中根据现场情况先后进行了预除尘器、二级除尘器灰斗、底部输灰螺旋、底部加热、流化风机出口过滤器、仪表风过滤器、石灰仓下料口、石灰输送螺旋等较大改造，逐步使脱硫系统较好地满足现场生产要求。2、脱硫成本分析7号、8号锅炉脱硫除尘工程总投资6783.38万元，原水价格2.1元/t，电成本0.44元/kwh，脱硫剂CaO427元/t;试运行阶段脱硫成本计算见图18。根据热电厂生产现状每台410t/h煤粉锅炉烟气脱硫装置脱硫成本为1436万元，折合电成本为0.02元kwh。图183、结果讨论(l)齐鲁石化公司热电厂7号、8号锅炉烟气采用半干法脱硫技术在应用上是可行的，为14锅炉烟气脱硫的建设提供了宝贵经验。从运行情况看:7号、8号脱硫除尘系统简单，自动化程度高，维护量小，投停方便快速，对锅炉主系统影响小，现场环境干净。试运过程中根据现场情况先后进行了多项改造，逐步使脱硫系统较好地满足了现场生产要求。(2)在正常生产运行条件下，监测结果表明:7号和8号锅炉除尘器除尘效率99.8%，烟尘排放浓度小于100mg/m3;脱硫装置脱硫效率达94.4%，SO2排放浓度小于400mg/