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。
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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。
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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。
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图14
图15 |
3、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。
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图16
图17 |
4、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/kw·h，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kw·h。
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图18 |
3、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1~4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/m3。
(3)7号、8号锅炉脱硫装置年耗脱硫剂40kt，产生80kt脱硫灰。脱硫灰的主要成分是CaSO3、CaO;的混合物，下一步需要在脱硫产物综合利用方面做更多科研工作。
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