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.doc

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1、文章摘要：本文介绍了江阴夏港电厂二期2135MW、三期2330MW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%。正文：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2135MW发电机组于2003年建成并投入商业运 行，三期工程2330MW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

2、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200

3、5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

4、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、运行技术参数项目二期烟气脱硫工程三期烟气脱硫工程脱硫装置进口标准烟气量标准状态，干态2462367 Nm3/h标准状态，湿态2506302 Nm3/h标准状态，干态21110731 Nm3/h标准状态，湿态21216275 Nm3/h脱硫装置进口含尘浓度300 mg/ Nm3300 mg/ Nm3脱硫装置出口含尘浓度50 mg/Nm362.4 mg

5、/Nm3脱硫装置进口SO2浓度（干）2786 mg/Nm33129.3 mg/Nm3脱硫装置出口SO2浓度（干）115 mg/Nm3155.9 mg/Nm3脱硫装置出口烟气温度8075脱硫效率设计参数 95%实际运行值9698%设计参数 95%实际运行值9698%脱硫石膏含水率设计参数 13%实际运行值10%13%设计参数 13%实际运行值10%13%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

6、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

7、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

8、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 2330MW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

9、(CaSO42H2O),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

10、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

11、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

12、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 项目二期烟气脱硫工程三期#5炉烟气 脱硫工程三期#6炉烟气 脱硫工程脱硫装置进口标准烟气量(mg/Nm3)947624

13、.110115411014855脱硫装置进口(SO2浓度mg/Nm3)2687.01080.01371.9脱硫装置出口(SO2浓度mg/Nm3)80.112.935.7脱硫效率( % )97.0298.8197.40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

14、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

15、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

16、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

17、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

18、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0.450.65 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

19、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

20、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

21、，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

22、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10801090kg/m3间启停运行23h，每天34次。改为控制石膏浆液密度10751095kg/m3之间脱水系统每天运行1次，每次运行610h，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

23、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2135MW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。