堵塞加剧。系统阻力导致电耗增高。当脱硫电耗上涨0.01%,每年损失电费86万元左右。5燃用高硫煤的结论(1)?按照市场经济规律,购买同质低价的高硫煤进行掺烧,需进行系统风险评估和成木利润测算。(2)?锅炉风险评估:受热面的高、低温腐蚀。脱硫风险评估:环保减排总量超标和设备承载能力不足。燃料风险评估:燃料输、配送能力及调度计划不足。(3)?脱硫添加剂属于辅助调节手段,治标不治本。不能依靠脱硫添加剂短期的功效,而长期燃用高硫煤,以免引起次生事故。(4)?燃用高硫煤时,当脱硫参数发牛异常,必须暂停高硫煤,待系统恢复平稳后,逐步增加高硫煤量。(5)?燃用高硫煤时,必须严格按照掺烧比例进行混配,如混配不均,将导致脱硫效率低下,脱硫出口超标的现象。(6)?燃用高硫煤时,必须定期对化学在线测量仪表进行标定和校验,防止仪表出现零点漂移现象,误导运行调节。(7)?掺烧高硫煤的条件是:电除尘、制浆、脱水、氧化风及废水系统均能正常运行,缺一不可。(8)?根据本厂5台机组特性和现场实际情况,给出掺烧高硫煤的建议:1)1、2号机组因GGH存在,掺烧高硫煤不超过0.7%的硫份,即入口SO2浓度严格控制在设计标准范围内(1756mg/Nm3)o防止系统堵塞、结垢加剧,引发增压风机失速和旁路挡板开启的环保风险。2)3、4号机组无GGH,且吸收塔直径大于1、2号机组,系统富裕量可承受0.8-0.85%的高硫煤,即入口S02浓度可达到1900-2000mg/Nm3o但前提条件是电除尘运行正常,鼓泡管无堵塞,氧化风及脱水、制浆和废水等系统运行。3)5号机组冇脱硝装置,脱硝催化剂能将部分SO2转换为SO3,且氨液能吸收部分SO2,可燃用0.9%的高硫煤,即入l_lS02浓度可提高至2000-2100mg/Nm3o参考文献:[1]闫军,何育东•燃用高硫煤脱硫装置存在的问题及其解决措施.《热力发电》,2006年11.
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