江阴夏港电厂二期2×135MW、三期2×330MW机组烟气脱硫工程的运行管理经验

文章摘要：

本文介绍了江阴夏港电厂二期2×135MW、三期2×330MW机组烟气脱硫工程的总体设计、施工安装和设备特点，并重点介绍了烟气脱硫工程的实际运行情况。实践证明，本工程脱硫效率稳定达到95%以上，硫比不大于1.03，脱硫设备的国产化率达95%以上，运行保证率不低于95%。

1、脱硫工程概述

江阴苏龙发电有限公司（夏港电厂）位于江苏省江阴市夏港镇，现拥有6台燃煤发电机组，其中，二期工程2×135MW发电机组于2003年建成并投入商业运行，三期工程2×330MW发电机组于2005年建成并投入商业运行。二期、三期烟气脱硫工程均与主体工程同步建设投产。

脱硫工程通过招标确定由北京国电龙源环保工程有限公司实行项目EPC总承包。装置属于具有自主知识产权的“龙源湿法烟气脱硫集成技术”，大部分设备、材料采用国产设备和材料，关键设备进口，并由龙源环保公司负责完成整个脱硫工程的设计，设备采购、建筑安装施工、系统调试和工程管理、技术服务和培训等全部工作。项目采取交钥匙工程的承建形式。

二期脱硫工程于2002年4月签订合同，2002年6月施工设计，2002年7月制桩，2002年9月开挖，2003年7月开始试运，2003年10月30日完成168h试运移交生产。

三期脱硫工程于2003年7月签订合同，开始施工设计，2003年12月开工建设，#5、#6炉烟气脱硫装置分别于2004年12月22日和2005年8月22日完成168h试运移交生产。

烟气脱硫（FGD）装置的运行大幅度降低了SO₂的排放量，而且还脱除烟气中的粉尘、HCl、HF和SO₃等有害组分，使江阴地区的大气环境质量得到了明显的改善。

2、脱硫工程的设计特点

2.1 主要设计、运行技术参数（见表1）

2.2脱硫工艺及系统简述

2.2.1 脱硫工艺

二期、三期FGD装置均采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，主要流程包括：吸收塔系统、烟气系统、石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统以及电气和自动控制系统。

锅炉引风机出口来原烟气经过增压风机升压进入烟气换热器(GGH)，经降温后进入吸收塔。烟气中的SO₂在吸收塔内与石灰石浆液吸收剂反应被除去。从吸收塔出来的清洁烟气再进入GGH升温到80℃后，经烟囱排入大气。当FGD装置发生故障停运时，旁路挡板门打开，FGD装置进出口挡板门关闭，烟气从旁路烟道进入烟囱直接排入大气,二期、三期烟气脱硫工程主要设计运行技术参数详见表1。

表1    二期、三期烟气脱硫工程主要设计、运行技术参数

2.3 主要设计特点

本工程设计中以达到三个95%为目标：脱硫效率95%，设备国产化率95%，装置的可利用率95%。特别是二期烟气脱硫工程为国家科技部“十五”863计划《大型燃煤电站锅炉烟气脱硫技术及设备工程化》课题的依托工程，整体设计以实现烟气脱硫国产化作为硬指标。

2.3.1 烟气系统

二期脱硫工程烟气来自#3和#4炉引风机出口，三期脱硫工程对#5、#6炉分别设置烟气系统。

在锅炉引风机出口与烟囱之间的烟道上各设置一台旁路挡板门，当FGD装置运行时，烟道旁路挡板门关闭，FGD装置进出口挡板门打开，烟气引入FGD系统。烟气经过脱硫增压风机汇合进入烟气换热器，经降温后进入吸收塔。从吸收塔出来的清洁烟气再进入烟气换热器升温到80℃后，排入#3炉水平烟道烟囱入口处，经烟囱排入大气。当FGD装置停运时，旁路挡板门打开，增压风机进出口挡板门关闭，烟气从烟道进入烟囱直接排入大气。单台锅炉停运时，关闭对应增压风机进出口门，系统保持运行。

为克服FGD装置烟气系统设备、烟道阻力，在FGD上游热端对应每台炉设置一台轴流式静叶可调增压风机。

为防止净烟气在排放过程中结露，同时也增加净烟气排入烟囱后的抬升高度，在吸收塔后设置回转式烟气换热器（GGH）。

2.3.2 SO2吸收系统

二期#3和#4炉共设置1座吸收塔，三期#5、#6炉分别设有单独的吸收塔。每座吸收塔配置4台浆液循环泵、2台氧化风机，并布置有两级除雾器和4层喷淋系统。吸收塔壳体材料均采用碳钢衬玻璃鳞片。

烟气从吸收塔下侧进入与吸收浆液逆流接触，在塔内进行吸收反应，对落入吸收塔浆池的反应物再进行氧化反应，得到脱硫副产品二水石膏。

经吸收剂洗涤脱硫后的清洁烟气，通过除雾器除去雾滴后进入烟气换热器升温。为充分、迅速氧化吸收塔浆池内的亚硫酸钙，设置氧化空气系统。

考虑检修后脱硫系统快速启动，设置容积为一台吸收塔全浆液容量的事故浆罐，保留一定数量的石膏晶体颗粒，为吸收塔启动后石膏晶体的生长提供晶核。

2.3.3 吸收剂制备系统

全厂吸收剂制备系统分两列布置。二期吸收剂制备系统为4台135MW机组脱硫的共用系统，设计工况下4台炉同时脱硫时，石灰石最大耗量约为12t/h。三期2×330MW脱硫装置共用第二列吸收剂制备系统，设计工况下2台炉同时脱硫时，石灰石最大耗量约为11.42t/h。

吸收剂制备系统由石灰石破碎系统、球磨机制粉系统、石灰石浆液箱调浆系统组成。

2.3.4 脱硫石膏处理系统

吸收塔排出浆液由石膏(CaSO₄•2H₂O),盐类混合物（MgSO₄,CaCl₂ ）,石灰石(CaCO₃),氟化钙(CaF₂)和灰粒组成。

二期脱硫工程的石膏脱水系统为4台135MW机组脱硫共用，设有1台石膏水力旋流器，预留1台的位置（为#1和 #2炉的脱硫装置用），设2台真空皮带脱水机（为#1和 #2炉的脱硫装置共用），每台出力按4台炉脱硫时75%的石膏量配置。

三期脱硫工程单独设置1套石膏脱水系统，设有2台旋流器，以及2台真空皮带脱水机，每台出力按两台炉脱硫时75%的石膏量配置，约为15t/h。

脱水后的石膏含水率≤13%，石膏的纯度≥90%，脱水后的石膏直接落入石膏堆场，然后用装载车装车后运走。真空皮带脱水机的过滤水经过滤水泵返回制浆系统供制浆用。

2.3.5 工艺水、废水系统

本工程工艺水为电厂工业水。二、三期工艺水系统各设有一个工艺水箱和三台工艺水泵(一运二备)。工艺水经工艺水泵输送至各工艺水用户。

全厂脱硫工程共用一套脱硫废水处理装置，处理容量12t/h。采用Ca(OH)₂对脱硫废水进行碱化处理，通过控制pH值，使部分重金属形成氢氧化物沉淀。加入有机硫化物，沉淀重金属。在通过添加絮凝剂，使固体沉淀物絮凝，经过澄清池将固形物分离出来。采用箱式压滤机将分离出来的氢氧化物泥浆脱水，废水处理达标后作为锅炉冲渣系统补充水。

3、脱硫工程的设备特点

二期脱硫工程设备国产化率为95.4%（按价格比计算），三期脱硫工程设备国产化率为95.5%（按价格比计算），均达到了较高的国产化程度。

二、三期采用的GGH、增压风机、氧化风机、脱水机、浆液循环泵、烟气挡板、磨机、真空皮带机、烟气系统防腐等设备材料均由国内生产制造，经工程实践检验完全达到或超过了国外同类产品的性能和质量，完全满足运行要求。

自二、三期FGD装置投运以来，各主要设备运行状况良好，基本未出现因设备故障造成脱硫系统停运的现象。

4、脱硫工程的运行情况

4.1 试运行情况

二期脱硫工程于2003年7月22日成立了启动试运指挥部，启动试运指挥部下设验收检查组、生产准备组、综合组、单体试运组、分系统试运组、整套启动试运组，并从成立之日起开始工作。按计划完成了DCS系统带电、电气系统带电、系统冲洗、压缩空气系统吹扫、工艺系统单体试运、分系统试运及整套试运，于2003年10月30日圆满完成了168小时试运。

同样，#5炉烟气脱硫工程于2004年12月22日完成了168小时试运，#6炉烟气脱硫工程也于2005年8月22日完成了168小时试运。

4.2 运行情况

二期、三期烟气脱硫工程自投运以来，经历了各种运行工况的变化，各主要设备运行正常，各项指标均达到或超过设计标准。二期、三期烟气脱硫工程实际运行参数见表2。

表2  二期、三期烟气脱硫工程实际运行参数

表2可见，在满负荷工况下，二期、三期FGD装置脱硫效率高达97%以上。整个系统能够满足锅炉负荷变化的需要。

4.3 系统运行可靠性

目前，二、三期脱硫装置已分别投运将近3年和1年，装置运行平稳，安全可靠，各项工艺指标均达到设计要求，达到预期目标，并实现了三个“95%”，即：脱硫效率较高，达到95％以上；装备国产化（本土化）率较高，达到95％；装置可利用率较高，达到95％。主、辅设备运行良好，特别是国产脱硫增压风机、真空脱水皮带、浆液循环泵、GGH等设备的性能，已经达到或接近同类进口设备，各项联锁保护和自动装置投入率100%，能够适应锅炉负荷变化的需要。系统运行稳定可靠，经受住了考验。

4.4脱硫系统的运行管理

4.4.1人员配置

脱硫系统的运行管理工作由公司发电部脱硫运行人员承担。

全厂6台燃煤发电机组121.5万千瓦容量四套脱硫装置均采用了DCS分散控制技术，单独设置了两个脱硫控制室，其中一二期一个控制室，三期一个控制室，共配备脱硫运行人员19人，脱硫控制室运行人员四班三运，每班各2名运行人员，各设1名备员，共配备运行人员18人；制粉车间值班室运行人员只上日班，设值班员1名，每天运行1班。

石灰石的卸船由燃料码头作业人员承担，卸料斗卸料和脱硫石膏装车工作由燃料装载车作业人员承担。脱硫装置的400V低压设备的电气停送电操作由脱硫运行人员完成，6KV设备电气操作由公司发电部集控运行人员承担。

脱硫系统的化验工作由发电部化学人员承担。

脱硫系统的检修工作由公司设备管理部电气、热控、锅炉各专业检修人员承担，各专业指定专人负责脱硫系统的设备维护、检修和管理工作。锅炉专业设立了脱硫检修班组，目前有7名成员，负责脱硫机务方面的检修工作，电气和热控专业的各检修班组也有2名以上检修人员专门负责脱硫系统的设备管理工作。

4.4.2人员培训

2003年6月9日至16日，龙源环保公司对二期脱硫运行人员、锅炉检修人员和热工维护人员进行了为期一周的理论讲课；7月4日至18日，安排部分脱硫运行人员、化验人员和检修人员至杭州半山电厂FDG装置现场实习，重点加强了FGD装置启停操作、异常运行及事故处理的培训。脱硫运行人员均通过业务考核并达到上岗要求。

2004年9月始，为做好三期脱硫工程的生产准备工作，依托二期脱硫装置成功运行经验，先后抽调原机组热机运行人员开展脱硫业务培训，进行了系统的理论讲课、现场讲解和业务考核。2004年10月17日至24日，总承包方对脱硫运行人员进行了为期一周的理论讲课。

脱硫运行值班人员从最初的理论学习、现场实习、考试和参与设备单体试运等开始，到分系统试运及FGD整套启动，直至最后移交生产，均由运行人员操作。经过3年的学习培训和运行实践，脱硫运行人员对FGD系统的设备性能有了更深的了解，结合实际，不断改进脱硫系统的操作调整方法。

4.4.3技术和管理措施

组织人员编制了脱硫运行操作规程，绘制脱硫运行系统图，整理确定各项热工保护、联锁、自动定值；

制订脱硫运行值班员岗位责任制、巡回检查制度及各项管理制度；逐步完善各种运行记录表纸及有关记录簿；

组建脱硫化学实验室，配备化验仪器仪表，制订脱硫化验方法，对脱硫系统的运行参数进行化验分析和监督，保证系统的正常运行。

5、FGD装置的节能与优化

5.1 脱硫副产品全部综合利用

烟气脱硫副产品石膏品质优良稳定，能满足石膏制品行业要求，全部回收综合利用。通过市场化运作，脱硫石膏很快成为“抢手货”，被广泛利用到建材行业，生产装饰石膏板、石膏墙、石膏粉和各种各样的装饰品以及作为生产水泥缓凝剂原科等，使得烟气脱硫的副产品“身价倍增”，创造了可观的经济效益。

5.2 FGD装置出现的问题和应对措施

（1）由于二期脱硫未单独配置空压机，GGH吹灰压缩空气取至除灰杂用压缩空气系统，吹灰压力在0.45～0.65 MPa波动，偏离设计值0.7MPa。吹灰运行一段时间后出现GGH压差偏高达到0.7MPa以上，使用高压水在线冲洗后仍然偏高，增压风机电耗明显上升。随后进行了蒸汽吹扫改造，投运以来GGH的积灰情况明显好转。

（2）三期脱硫GGH吹扫装置，在吸取二期GGH空气吹扫效果不好的经验后，改用蒸汽吹扫。但是该设备在运行中多次发生吹扫装置卡涩不能满足GGH吹扫，导致GGH内部压差增大，工作不正常。内部检查后，分析出了吹扫装置发生卡涩的原因：同在一个工作面的安装的两根吹扫喷枪管道，一根管道内的介质为水，一根管道内的介质为300℃的蒸汽。厂家将两根管道两端分别固定连接在一起，未考虑蒸汽运行时热膨胀的影响。管道的热膨胀量是不同的，焊接的固定连接会限制蒸汽喷枪管道的自由膨胀，使两根管道都发生弯曲变形，从而导致吹扫装置运行时卡涩。原因找到以后，将焊死的两根管道割开；在蒸汽管道加一根套管（能满足蒸汽管道的膨胀间隙），使套管与水管连接。既保证了结构的稳定性又满足了管道各自的膨胀量。通过改造GGH吹扫装置运转正常。

5.3节能和优化

国产设备在脱硫工程中的运行实践作了有益的尝试和探索，取得了一些的经验。

（1）工艺水系统

a.工艺水箱内增加机械浮球阀，实现小流量补水，保持工艺水箱高液位运行；

b.同时自＃3、4机组工业水回水母管接一路补水至工艺水箱，这样解决了与主机吸、送风机抢水的问题，降低了工业水泵电耗；

c.根据工艺水实际用水情况，将二期工艺水系统与一期联通，一二期工艺水实现母管制运行，正常情况下一台工艺水泵运行供应两套脱硫系统用水，减少了一台工艺水泵运行，降低了运行电耗。

（2）吸收塔液位随着运行方式变化而控制在合适范围运行，调整除雾器冲洗方式，降低除雾器前后烟气压差，减小增压风机运行压降；在脱水系统运行时，吸收塔液靠上限运行，便于系统清洗；在脱水系统停止运行时，吸收塔液靠低限运行，降低氧化风机运行阻力，降低运行电耗；

（3）石膏脱水系统

a.过滤水泵出口增加至二期吸收塔路，过滤水坑增加搅拌器，实施过滤水坑低液位运行，减少了汽水分离器液位高的几率，提高真空皮带运行可靠性；

b.真空脱水皮带机滤布水泵出口增加滤网，定期洗，防止滤布冲洗喷嘴堵塞，减少维护工作；

c.一、二级脱水系统不运行时，旋流站石膏浆液箱压力调节阀全开运行，减少阀门冲刷，降低节流损耗；一、二级脱水系统运行时，旋流站石膏浆液箱压力调节阀全关闭运行，提高脱水出力，缩短真空皮带机运行时间，降低运行电耗；

d.根据入炉煤含硫较低情况，加强石膏化验分析跟踪，力求每天白班定时出石膏。由原先真空脱水系统在石膏浆液密度1080～1090kg/m³间启停运行2～3h，每天3～4次。改为控制石膏浆液密度1075～1095kg/m³之间脱水系统每天运行1次，每次运行6～10h，减少设备启停，降低耗电。

（4）设置石灰石供浆管线定时冲洗功能，防止管线堵塞。

（5）对各种运行方式下主要设备的耗电情况进行跟踪分析，找出既合理又经济的运行方式。浆液循环泵两台、三台、四台及各种组合下的耗电情况，通过试验和比较，在实际中选择运用，使运行耗电最低。根据煤含硫情况和锅炉烟气量，调整液气比，选择合适的浆液循环泵运行组合方式，既能满足环保要求，又能降低脱硫电耗；

在今后的运行过程中，需加强跟踪分析，不断创新，在试验和总结的基础上，进一步改进FGD启停方式，做好技术改造、优化运行及经验积累工作。

运行和检修人员深入现场巡查设备运行状况；调整石灰石干粉制备系统的运行方式，确保石粉纯度和细度；根据运行工况，寻求吸收塔浆液PH值控制的最佳点和 浆液循环泵的投用组合，确定经济运行方式。运行人员严格执行“两票三制”和运行规程，认真监盘、精心调整、操作到位、巡查及时，已熟练掌握了FGD装置的运行操作和事故处理，通过不断总结和摸索，保证了FGD装置的安全、经济、长周期、稳定运行，更好地发挥出湿法脱硫装置的最大效能，取得了良好的社会效益

6、结论

夏港电厂二期、三期烟气脱硫装置的投运，每年可脱除SO2约5万吨，取得了明显的环境效益、社会效益和经济效益。

特别是夏港电厂二期2×135MW烟气脱硫工程作为国家863高科技项目《大型燃煤电站锅炉烟气脱硫技术及设备工程化》依托示范工程，是我国烟气脱硫技术发展的一个具有里程碑意义的标志性工程。各项指标均达到了863项目的要求。实现了我国大型燃煤电站锅炉烟气脱硫技术及设备工程化，形成大型电站脱硫的国产化、产业化、集成化能力，大幅度降低了工程造价，取得了十分显著的效益。