電廠煙氣脫硫工程的運行管理
1 脫硫工程概述
江陰夏港電廠位于江蘇省江陰市夏港鎮，現有6臺燃煤發電機組，其中，二期工程2×135MW發電機組2003年建成并投入運行，三期工程2×330MW發電機組于2005年建成并投入運行。二期、三期煙氣脫硫工程均與主體工程同步建設投產。
工程實行項目EPC總承包。脫硫裝置大部分采用國產設備和材料，關鍵設備進口。項目采取交鑰匙工程的承建形式。
二期脫硫工程于2003年10月完成168小時試運移交生產。
三期脫硫工程#5、#6爐煙氣脫硫裝置分別于2004年12月和2005年8月完成168小時試運移交生產。
煙氣脫硫（FGD）裝置的運行大幅度降低了SO2的排放量，而且脫除了煙氣中的粉塵、HCl、HF和SO3等有害成分，使江陰地區的大氣環境質量得到了明顯的改善。
2 脫硫工程的設計特點
2.1 主要設計、運行技術參數（見表1）
 |
2.2 脫硫工藝及系統
二期、三期FGD裝置均采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝，主要系統包括：吸收塔系統、煙氣系統、石灰石漿液制備系統、石膏脫水系統以及電氣和自動控制系統。
從鍋爐引風機出口的原煙氣經過增壓風機升壓進入煙氣換熱器（GGH），經降溫后進入吸收塔。煙氣中的SO2在吸收塔內與石灰石漿液吸收劑反應而被除去。從吸收塔出來的清潔煙氣再進入GGH升溫到80℃后，經煙囪排入大氣。當FGD裝置發生故障停運時，旁路擋板門打開，FGD裝置進出口擋板門關閉，煙氣從旁路煙道進入煙囪直接排入大氣。
2.3 主要設計特點
本工程設計以達到脫硫效率95%、設備國產化率95%、裝置的可利用率95%為目標。特別是二期煙氣脫硫工程為國家科技部“十五”863計劃《大型燃煤電站鍋爐煙氣脫硫技術及設備工程化》課題的依托工程，整體設計以實現煙氣脫硫國產化為硬指標。
（1）煙氣系統
二期脫硫工程煙氣來自#3、#4爐引風機出口，三期脫硫工程對#5、#6爐分別設置煙氣系統。在鍋爐引風機出口與煙囪之間的煙道上各設置一臺旁路擋板門，當FGD裝置運行時，煙道旁路擋板門關閉，FGD裝置進出口擋板門打開，煙氣引入FGD系統。煙氣經過脫硫增壓風機匯合進入GGH，經降溫后進入吸收塔。從吸收塔出來的清潔煙氣再進入GGH升溫到80℃后，排入#3爐水平煙道煙囪入口處，經煙囪排入大氣。當FGD裝置停運時，旁路擋板門打開，增壓風機進出口擋板門關閉，煙氣從煙道進入煙囪直接排入大氣。單臺鍋爐停運時，關閉對應增壓風機進出口門，系統保持運行。
為克服FGD裝置煙氣系統設備、煙道的阻力，在FGD上游熱端對應每臺爐設置一臺軸流式靜葉可調增壓風機。
為防止凈煙氣在排放過程中結露，增加了凈煙氣排入煙囪后的抬升高度，在吸收塔后設置回轉式煙氣換熱器。
（2）SO2吸收系統
二期#3、#4爐共設置1座吸收塔，三期#5、#6爐分別設有單獨的吸收塔。每座吸收塔配置4臺漿液循環泵、2臺氧化風機，并布置有兩級除霧器和4層噴淋系統。吸收塔殼體材料均采用碳鋼襯玻璃鱗片。
煙氣從吸收塔下側進入與吸收漿液逆流接觸，在塔內進行吸收反應，對落入吸收塔漿池的反應物再進行氧化反應，得到脫硫副產品二水石膏。
經吸收劑洗滌脫硫后的清潔煙氣，通過除霧器除去霧滴后進入GGH升溫。為充分、迅速氧化吸收塔漿池內的亞硫酸鈣，設置氧化空氣系統。
考慮檢修后脫硫系統的快速啟動，設置容積為1臺吸收塔全漿液容量的事故漿罐，保留一定數量的石膏晶體顆粒，為吸收塔啟動后石膏晶體的生長提供晶核。
（3）吸收劑制備系統
全廠吸收劑制備系統分兩列布置。二期吸收劑制備系統為4臺135MW機組脫硫的共用系統，在設計工況下4臺爐同時脫硫時，石灰石最大耗量約為12t/h。三期2×330MW脫硫裝置共用第二列吸收劑制備系統，在設計工況下2臺爐同時脫硫時，石灰石最大耗量約為11.42t/h。
吸收劑制備系統由石灰石破碎系統、球磨機制粉系統、石灰石漿液箱調漿系統組成。
（4）脫硫石膏處理系統
吸收塔排出漿液由石膏（CaSO4·2H2O）、鹽類混合物（MgSO4，CaCl2）、石灰石（CaCO3）、氟化鈣（CaF2）和灰粒組成。
二期脫硫工程的石膏脫水系統為4臺135MW機組脫硫共用，設有1臺石膏水力旋流器，預留1臺的位置（為#1和#2爐的脫硫裝置用），設2臺真空皮帶脫水機（為#1和#2爐的脫硫裝置共用），每臺出力按4臺爐脫硫時75%的石膏量配置。
三期脫硫工程單獨設置1套石膏脫水系統，設有2臺旋流器和2臺真空皮帶脫水機，每臺出力按兩臺爐脫硫時75%的石膏量配置，約為15t/h。
脫水后的石膏含水率≤13%，石膏的純度≥90%，脫水后的石膏直接落入石膏堆場，然后由裝載車運走。真空皮帶脫水機的過濾水經過濾水泵返回制漿系統供制漿用。
（5）工藝水、廢水系統
本工程工藝水為電廠工業水。二、三期工藝水系統各設有1個工藝水箱和3臺工藝水泵（一運二備）。工藝水經工藝水泵輸送至各工藝水用戶。
全廠脫硫工程共用一套脫硫廢水處理裝置，處理容量12t/h。采用Ca(OH)2對脫硫廢水進行堿化處理，通過控制pH值，使部分重金屬形成氫氧化物沉淀。加入有機硫化物，沉淀重金屬。添加絮凝劑，使固體沉淀物絮凝，經過澄清池將固形物分離出來。采用箱式壓濾機將分離出來的氫氧化物泥漿脫水，廢水處理達標后作為鍋爐沖渣系統補充水。
3 脫硫工程的設備特點
二期脫硫工程設備國產化率為95.4%（按價格比計算），三期脫硫工程設備國產化率為95.5%（按價格比計算），均達到了較高的國產化程度。
二、三期采用的GGH、增壓風機、氧化風機、脫水機、漿液循環泵、煙氣擋板、磨機、真空皮帶機、煙氣系統防腐等設備材料均由國內生產制造，經工程實踐檢驗，產品的性能和質量完全滿足了運行的要求。
自二、三期FGD裝置投運以來，各主要設備運行狀況良好，基本未出現因設備故障造成脫硫系統停運的現象。
4 脫硫工程的運行情況
4.1 試運行情況
二期脫硫工程于2003年7月22日成立了啟動試運指揮部，下設驗收檢查組、生產準備組、綜合組、單體試運組、分系統試運組、整套啟動試運組，并從成立之日起開始工作。按計劃完成了DCS系統帶電、電氣系統帶電、系統沖洗、壓縮空氣系統吹掃、工藝系統單體試運、分系統試運及整套試運，于2003年10月30日圓滿完成了168小時試運。
同樣，#5爐煙氣脫硫工程于2004年12月22日完成了168小時試運，#6爐煙氣脫硫工程于2005年8月22日也完成了168小時試運。
4.2 運行情況
二期、三期煙氣脫硫工程自投運以來，經歷了各種運行工況的變化，各主要設備運行正常，各項指標均達到甚至超過設計標準。二期、三期煙氣脫硫工程實際運行參數見表2。
 |
由表2可見，在滿負荷工況下，二期、三期FGD裝置脫硫效率達97%以上。整個系統能夠滿足鍋爐負荷變化的需要。
4.3 系統運行可靠性
二、三期脫硫裝置自投運以來運行平穩，安全可靠，各項工藝指標均達到設計要求和預期目標，并實現了脫硫效率達95％以上；裝備國產化（本土化）率達95％；裝置可利用率較高，為95％。主、輔設備運行良好，特別是國產脫硫增壓風機、真空脫水皮帶、漿液循環泵、GGH等設備的性能，已經接近或達到同類進口設備，各項聯鎖保護和自動裝置投入率為100%，能夠適應鍋爐負荷變化的需要。
4.4 脫硫系統的運行管理
（1）人員配置
脫硫系統的運行管理工作由公司發電部脫硫運行人員承擔。
全廠6臺燃煤發電機組121.5萬kW容量4套脫硫裝置均采用了DCS分散控制技術，單獨設置了兩個脫硫控制室，其中一、二期一個，三期一個，共配備脫硫運行人員19人，脫硫控制室運行人員四班三運，每班各2名運行人員，各設1名備員；制粉車間值班室設值班員1名，每天運行1班。
石灰石的卸船由燃料碼頭作業人員承擔，卸料斗卸料和脫硫石膏裝車工作由燃料裝載車作業人員承擔。脫硫裝置的400V低壓設備的電氣停送電操作由脫硫運行人員完成，6kV設備電氣操作由公司發電部集控運行人員承擔。脫硫系統的化驗工作由發電部化驗人員承擔。脫硫系統的檢修工作由公司設備管理部電氣、熱控、鍋爐各專業檢修人員承擔，各專業指定專人負責脫硫系統的設備維護、檢修和管理工作。鍋爐專業設立了脫硫檢修班組，目前有7名成員，負責脫硫機務方面的檢修工作，電氣和熱控專業的各檢修班組也有2名以上的檢修人員專門負責脫硫系統的設備管理工作。
（2）人員培訓
2003年6月9日至16日，二期脫硫運行人員、鍋爐檢修人員和熱工維護人員進行了為期一周的理論培訓；7月4日至18日，部分脫硫運行人員、化驗人員和檢修人員到杭州半山電廠FDG裝置現場實習，重點加強了FGD裝置啟停操作、異常運行及事故處理的培訓。脫硫運行人員均通過業務考核并達到上崗要求。
2004年9月始，為做好三期脫硫工程的生產準備工作，依托二期脫硫裝置成功運行經驗，先后抽調原機組熱機運行人員開展脫硫業務培訓，進行了系統的理論講課、現場講解和業務考核。2004年10月17日至24日，總承包方對脫硫運行人員進行了為期一周的理論講課。
（3）技術和管理措施
組織人員編制了脫硫運行操作規程，繪制脫硫運行系統圖，整理確定各項熱工保護、聯鎖、自動定值。制訂脫硫運行值班員崗位責任制、巡回檢查制度及各項管理制度，逐步完善各種運行記錄表紙及有關記錄簿。組建脫硫化學實驗室，配備化驗儀器儀表，制訂脫硫化驗方法，對脫硫系統的運行參數進行化驗分析和監督，保證系統的正常運行。
5 FGD裝置的節能與優化
5.1 脫硫副產品全部綜合利用
煙氣脫硫副產品石膏品質優良穩定，能滿足石膏制品行業要求，全部回收綜合利用。通過市場化運作，脫硫石膏很快被廣泛應用到建材行業，生產裝飾石膏板、石膏墻、石膏粉和各種各樣的裝飾品以及作為生產水泥緩凝劑原科等，使得煙氣脫硫的副產品“身價倍增”，創造了可觀的經濟效益。
5.2 FGD裝置出現的問題和應對措施
（1）由于二期脫硫未單獨配置空壓機，GGH吹灰壓縮空氣取自除灰雜用壓縮空氣系統，吹灰壓力在0.45～0.65MPa間波動，設計值為0.7MPa。吹灰運行一段時間后出現GGH壓差偏高，使用高壓水在線沖洗后仍然偏高，增壓風機電耗明顯上升。隨后進行了蒸汽吹掃改造，GGH的積灰情況明顯好轉。
（2）三期脫硫GGH吹掃裝置，在吸取二期GGH空氣吹掃效果不好的經驗后，改用蒸汽吹掃。但是該設備在運行中多次發生吹掃裝置卡澀不能滿足GGH吹掃的情況，導致GGH內部壓差增大，工作不正常。內部檢查后，分析出了吹掃裝置發生卡澀的原因：同在一個工作面安裝的兩根吹掃噴槍管道，一根管道內的介質為水，一根管道內的介質為300℃的蒸汽。廠家將兩根管道兩端分別固定連接在一起，未考慮蒸汽運行時熱膨脹的影響。由于管道的熱膨脹量不同，焊接的固定連接會限制蒸汽噴槍管道的自由膨脹，使兩根管道都發生彎曲變形，從而導致吹掃裝置運行時卡澀。原因找到以后，將焊死的兩根管道割開，在蒸汽管道上加一根套管（能滿足蒸汽管道的膨脹間隙），使套管與水管連接。這樣既保證了結構的穩定性又滿足了管道各自的膨脹量。通過改造，GGH吹掃裝置運轉正常。
5.3 節能和優化
（1）工藝水系統
1）工藝水箱內增加機械浮球閥，實現小流量補水，保持工藝水箱高液位運行；
2）同時自＃3、＃4機組工業水回水母管接一路補水至工藝水箱，解決了與主機吸、送風機搶水的問題，降低了工業水泵電耗；
3）根據工藝水實際用水情況，將二期工藝水系統與一期聯通，一、二期工藝水實現母管制運行，正常情況下采用一臺工藝水泵供應兩套脫硫系統用水，減少了一臺工藝水泵運行，降低了運行電耗。
（2）吸收塔液位隨著運行方式的變化而控制在合適的范圍內運行，調整除霧器沖洗方式，降低除霧器前后煙氣壓差，減小增壓風機運行壓降；在脫水系統運行時，吸收塔液靠上限運行，便于系統清洗；在脫水系統停止運行時，吸收塔液靠下限運行，降低了氧化風機運行阻力及運行電耗。
（3）石膏脫水系統
1）石膏脫水固液分離后，水由過濾水泵抽出，然后回流到二期吸收塔，過濾水坑增加攪拌器，實施過濾水坑低液位運行，減少了汽水分離器液位高的幾率，提高了真空脫水皮帶機運行的可靠性；
2）真空脫水皮帶機濾布水泵出口增加濾網，定期清洗，防止濾布沖洗噴嘴堵塞，減少維護工作；
3）一、二級脫水系統不運行時，旋流站石膏漿液箱壓力調節閥全開運行，減少閥門沖刷，降低節流損耗；一、二級脫水系統運行時，旋流站石膏漿液箱壓力調節閥全關閉運行，提高脫水出力，縮短真空皮帶機運行時間，降低運行電耗；
4）根據入爐煤含硫較低的情況，加強石膏化驗分析跟蹤，力求每天白班定時出石膏。由原真空脫水系統在石膏漿液密度1080～1090kg/m3間啟停運行2～3h，每天3～4次，改為控制石膏漿液密度在1075～1095kg/m3之間，脫水系統每天運行1次，每次運行6～10h，減少設備啟停，降低電耗。
（4）設置石灰石供漿管線定時沖洗功能，防止管線堵塞。
（5）對各種運行方式下主要設備的耗電情況進行跟蹤分析，找出既合理又經濟的運行方式。漿液循環泵兩臺、三臺、四臺及各種組合下的耗電情況，通過試驗和比較，在實際中選擇運用。根據煤的含硫情況和鍋爐煙氣量，調整液氣比，選擇合適的漿液循環泵運行組合方式，既能滿足環保要求，又能降低脫硫電耗。
在今后的運行過程中，需加強跟蹤分析，不斷創新，在試驗和總結的基礎上，進一步改進FGD啟停方式，做好技術改造、優化運行及經驗積累工作。運行和檢修人員深入現場巡查設備運行狀況；調整石灰石干粉制備系統的運行方式，確保石粉純度和細度；根據運行工況，尋求吸收塔漿液pH值控制的最佳點和漿液循環泵的投用組合，確定經濟運行方式。運行人員嚴格執行運行規程，認真監管、精心調整、操作到位、巡查及時，熟練掌握FGD裝置的運行操作和事故處理，通過不斷總結和摸索，保證FGD裝置的安全、經濟、長期穩定運行，更好地發揮出濕法脫硫裝置的最大效能。
6 結語
夏港電廠二期、三期煙氣脫硫裝置投運后，每年可脫除SO2約5萬噸，取得了明顯的環境效益、社會效益和經濟效益。
特別是夏港電廠二期2×135MW煙氣脫硫工程作為國家863高科技項目《大型燃煤電站鍋爐煙氣脫硫技術及設備工程化》依托示范工程，是我國煙氣脫硫技術發展的一個具有里程碑意義的標志性工程。各項指標均達到了863項目的要求。實現了我國大型燃煤電站鍋爐煙氣脫硫技術及設備工程化，形成大型電站脫硫的國產化、產業化、集成化能力，大幅度降低了工程造價，取得了顯著效益。
使用微信“掃一掃”功能添加“谷騰環保網”
