1 脫硫工程概述

江陰夏港電廠位于江蘇省江陰市夏港鎮(zhèn)，現(xiàn)有6臺燃煤發(fā)電機組，其中，二期工程2×135MW發(fā)電機組2003年建成并投入運行，三期工程2×330MW發(fā)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(shè)投產(chǎn)。

工程實行項目EPC總承包。脫硫裝置大部分采用國產(chǎn)設(shè)備和材料，關(guān)鍵設(shè)備進(jìn)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(chǎn)。

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(chǎn)。

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(qū)的大氣環(huán)境質(zhì)量得到了明顯的改善。

2 脫硫工程的設(shè)計特點

2.1 主要設(shè)計、運行技術(shù)參數(shù)（見表1）

2.2 脫硫工藝及系統(tǒng)

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(tǒng)包括：吸收塔系統(tǒng)、煙氣系統(tǒng)、石灰石漿液制備系統(tǒng)、石膏脫水系統(tǒng)以及電氣和自動控制系統(tǒng)。

從鍋爐引風(fēng)機出口的原煙氣經(jīng)過增壓風(fēng)機升壓進(jìn)入煙氣換熱器（GGH），經(jīng)降溫后進(jìn)入吸收塔。煙氣中的SO2在吸收塔內(nèi)與石灰石漿液吸收劑反應(yīng)而被除去。從吸收塔出來的清潔煙氣再進(jìn)入GGH升溫到80℃后，經(jīng)煙囪排入大氣。當(dāng)FGD裝置發(fā)生故障停運時，旁路擋板門打開，F(xiàn)GD裝置進(jìn)出口擋板門關(guān)閉，煙氣從旁路煙道進(jìn)入煙囪直接排入大氣。

2.3 主要設(shè)計特點

本工程設(shè)計以達(dá)到脫硫效率95%、設(shè)備國產(chǎn)化率95%、裝置的可利用率95%為目標(biāo)。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(shù)及設(shè)備工程化》課題的依托工程，整體設(shè)計以實現(xiàn)煙氣脫硫國產(chǎn)化為硬指標(biāo)。

（1）煙氣系統(tǒng)

二期脫硫工程煙氣來自#3、#4爐引風(fēng)機出口，三期脫硫工程對#5、#6爐分別設(shè)置煙氣系統(tǒng)。在鍋爐引風(fēng)機出口與煙囪之間的煙道上各設(shè)置一臺旁路擋板門，當(dāng)FGD裝置運行時，煙道旁路擋板門關(guān)閉，F(xiàn)GD裝置進(jìn)出口擋板門打開，煙氣引入FGD系統(tǒng)。煙氣經(jīng)過脫硫增壓風(fēng)機匯合進(jìn)入GGH，經(jīng)降溫后進(jìn)入吸收塔。從吸收塔出來的清潔煙氣再進(jìn)入GGH升溫到80℃后，排入#3爐水平煙道煙囪入口處，經(jīng)煙囪排入大氣。當(dāng)FGD裝置停運時，旁路擋板門打開，增壓風(fēng)機進(jìn)出口擋板門關(guān)閉，煙氣從煙道進(jìn)入煙囪直接排入大氣。單臺鍋爐停運時，關(guān)閉對應(yīng)增壓風(fēng)機進(jìn)出口門，系統(tǒng)保持運行。

為克服FGD裝置煙氣系統(tǒng)設(shè)備、煙道的阻力，在FGD上游熱端對應(yīng)每臺爐設(shè)置一臺軸流式靜葉可調(diào)增壓風(fēng)機。

為防止凈煙氣在排放過程中結(jié)露，增加了凈煙氣排入煙囪后的抬升高度，在吸收塔后設(shè)置回轉(zhuǎn)式煙氣換熱器。

（2）SO2吸收系統(tǒng)

二期#3、#4爐共設(shè)置1座吸收塔，三期#5、#6爐分別設(shè)有單獨的吸收塔。每座吸收塔配置4臺漿液循環(huán)泵、2臺氧化風(fēng)機，并布置有兩級除霧器和4層噴淋系統(tǒng)。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(cè)進(jìn)入與吸收漿液逆流接觸，在塔內(nèi)進(jìn)行吸收反應(yīng)，對落入吸收塔漿池的反應(yīng)物再進(jìn)行氧化反應(yīng)，得到脫硫副產(chǎn)品二水石膏。

經(jīng)吸收劑洗滌脫硫后的清潔煙氣，通過除霧器除去霧滴后進(jìn)入GGH升溫。為充分、迅速氧化吸收塔漿池內(nèi)的亞硫酸鈣，設(shè)置氧化空氣系統(tǒng)。

考慮檢修后脫硫系統(tǒng)的快速啟動，設(shè)置容積為1臺吸收塔全漿液容量的事故漿罐，保留一定數(shù)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(tǒng)

全廠吸收劑制備系統(tǒng)分兩列布置。二期吸收劑制備系統(tǒng)為4臺135MW機組脫硫的共用系統(tǒng)，在設(shè)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(tǒng)，在設(shè)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(tǒng)由石灰石破碎系統(tǒng)、球磨機制粉系統(tǒng)、石灰石漿液箱調(diào)漿系統(tǒng)組成。

（4）脫硫石膏處理系統(tǒng)

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(tǒng)為4臺135MW機組脫硫共用，設(shè)有1臺石膏水力旋流器，預(yù)留1臺的位置（為#1和#2爐的脫硫裝置用），設(shè)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(shè)置1套石膏脫水系統(tǒng)，設(shè)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(jīng)過濾水泵返回制漿系統(tǒng)供制漿用。

（5）工藝水、廢水系統(tǒng)

本工程工藝水為電廠工業(yè)水。二、三期工藝水系統(tǒng)各設(shè)有1個工藝水箱和3臺工藝水泵（一運二備）。工藝水經(jīng)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(jìn)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(jīng)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(dá)標(biāo)后作為鍋爐沖渣系統(tǒng)補充水。

3 脫硫工程的設(shè)備特點

二期脫硫工程設(shè)備國產(chǎn)化率為95.4%（按價格比計算），三期脫硫工程設(shè)備國產(chǎn)化率為95.5%（按價格比計算），均達(dá)到了較高的國產(chǎn)化程度。

二、三期采用的GGH、增壓風(fēng)機、氧化風(fēng)機、脫水機、漿液循環(huán)泵、煙氣擋板、磨機、真空皮帶機、煙氣系統(tǒng)防腐等設(shè)備材料均由國內(nèi)生產(chǎn)制造，經(jīng)工程實踐檢驗，產(chǎn)品的性能和質(zhì)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(shè)備運行狀況良好，基本未出現(xiàn)因設(shè)備故障造成脫硫系統(tǒng)停運的現(xiàn)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(shè)驗收檢查組、生產(chǎn)準(zhǔn)備組、綜合組、單體試運組、分系統(tǒng)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(tǒng)帶電、電氣系統(tǒng)帶電、系統(tǒng)沖洗、壓縮空氣系統(tǒng)吹掃、工藝系統(tǒng)單體試運、分系統(tǒng)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(jīng)歷了各種運行工況的變化，各主要設(shè)備運行正常，各項指標(biāo)均達(dá)到甚至超過設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)。二期、三期煙氣脫硫工程實際運行參數(shù)見表2。

由表2可見，在滿負(fù)荷工況下，二期、三期FGD裝置脫硫效率達(dá)97%以上。整個系統(tǒng)能夠滿足鍋爐負(fù)荷變化的需要。

4.3 系統(tǒng)運行可靠性

二、三期脫硫裝置自投運以來運行平穩(wěn)，安全可靠，各項工藝指標(biāo)均達(dá)到設(shè)計要求和預(yù)期目標(biāo)，并實現(xiàn)了脫硫效率達(dá)95％以上；裝備國產(chǎn)化（本土化）率達(dá)95％；裝置可利用率較高，為95％。主、輔設(shè)備運行良好，特別是國產(chǎn)脫硫增壓風(fēng)機、真空脫水皮帶、漿液循環(huán)泵、GGH等設(shè)備的性能，已經(jīng)接近或達(dá)到同類進(jìn)口設(shè)備，各項聯(lián)鎖保護(hù)和自動裝置投入率為100%，能夠適應(yīng)鍋爐負(fù)荷變化的需要。

4.4 脫硫系統(tǒng)的運行管理

（1）人員配置

脫硫系統(tǒng)的運行管理工作由公司發(fā)電部脫硫運行人員承擔(dān)。

全廠6臺燃煤發(fā)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(shù)，單獨設(shè)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(shè)1名備員；制粉車間值班室設(shè)值班員1名，每天運行1班。

石灰石的卸船由燃料碼頭作業(yè)人員承擔(dān)，卸料斗卸料和脫硫石膏裝車工作由燃料裝載車作業(yè)人員承擔(dān)。脫硫裝置的400V低壓設(shè)備的電氣停送電操作由脫硫運行人員完成，6kV設(shè)備電氣操作由公司發(fā)電部集控運行人員承擔(dān)。脫硫系統(tǒng)的化驗工作由發(fā)電部化驗人員承擔(dān)。脫硫系統(tǒng)的檢修工作由公司設(shè)備管理部電氣、熱控、鍋爐各專業(yè)檢修人員承擔(dān)，各專業(yè)指定專人負(fù)責(zé)脫硫系統(tǒng)的設(shè)備維護(hù)、檢修和管理工作。鍋爐專業(yè)設(shè)立了脫硫檢修班組，目前有7名成員，負(fù)責(zé)脫硫機務(wù)方面的檢修工作，電氣和熱控專業(yè)的各檢修班組也有2名以上的檢修人員專門負(fù)責(zé)脫硫系統(tǒng)的設(shè)備管理工作。

（2）人員培訓(xùn)

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(hù)人員進(jìn)行了為期一周的理論培訓(xùn)；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(xiàn)場實習(xí)，重點加強了FGD裝置啟停操作、異常運行及事故處理的培訓(xùn)。脫硫運行人員均通過業(yè)務(wù)考核并達(dá)到上崗要求。

2004年9月始，為做好三期脫硫工程的生產(chǎn)準(zhǔn)備工作，依托二期脫硫裝置成功運行經(jīng)驗，先后抽調(diào)原機組熱機運行人員開展脫硫業(yè)務(wù)培訓(xùn)，進(jìn)行了系統(tǒng)的理論講課、現(xiàn)場講解和業(yè)務(wù)考核。2004年10月17日至24日，總承包方對脫硫運行人員進(jìn)行了為期一周的理論講課。

（3）技術(shù)和管理措施

組織人員編制了脫硫運行操作規(guī)程，繪制脫硫運行系統(tǒng)圖，整理確定各項熱工保護(hù)、聯(lián)鎖、自動定值。制訂脫硫運行值班員崗位責(zé)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(guān)記錄簿。組建脫硫化學(xué)實驗室，配備化驗儀器儀表，制訂脫硫化驗方法，對脫硫系統(tǒng)的運行參數(shù)進(jìn)行化驗分析和監(jiān)督，保證系統(tǒng)的正常運行。

5 FGD裝置的節(jié)能與優(yōu)化

5.1 脫硫副產(chǎn)品全部綜合利用

煙氣脫硫副產(chǎn)品石膏品質(zhì)優(yōu)良穩(wěn)定，能滿足石膏制品行業(yè)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(yīng)用到建材行業(yè)，生產(chǎn)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(chǎn)水泥緩凝劑原科等，使得煙氣脫硫的副產(chǎn)品“身價倍增”，創(chuàng)造了可觀的經(jīng)濟(jì)效益。

5.2 FGD裝置出現(xiàn)的問題和應(yīng)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(tǒng)，吹灰壓力在0.45～0.65MPa間波動，設(shè)計值為0.7MPa。吹灰運行一段時間后出現(xiàn)GGH壓差偏高，使用高壓水在線沖洗后仍然偏高，增壓風(fēng)機電耗明顯上升。隨后進(jìn)行了蒸汽吹掃改造，GGH的積灰情況明顯好轉(zhuǎn)。

（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(jīng)驗后，改用蒸汽吹掃。但是該設(shè)備在運行中多次發(fā)生吹掃裝置卡澀不能滿足GGH吹掃的情況，導(dǎo)致GGH內(nèi)部壓差增大，工作不正常。內(nèi)部檢查后，分析出了吹掃裝置發(fā)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(nèi)的介質(zhì)為水，一根管道內(nèi)的介質(zhì)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(fā)生彎曲變形，從而導(dǎo)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(jié)構(gòu)的穩(wěn)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(zhuǎn)正常。

5.3 節(jié)能和優(yōu)化

（1）工藝水系統(tǒng)

1）工藝水箱內(nèi)增加機械浮球閥，實現(xiàn)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(yè)水回水母管接一路補水至工藝水箱，解決了與主機吸、送風(fēng)機搶水的問題，降低了工業(yè)水泵電耗；

3）根據(jù)工藝水實際用水情況，將二期工藝水系統(tǒng)與一期聯(lián)通，一、二期工藝水實現(xiàn)母管制運行，正常情況下采用一臺工藝水泵供應(yīng)兩套脫硫系統(tǒng)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(nèi)運行，調(diào)整除霧器沖洗方式，降低除霧器前后煙氣壓差，減小增壓風(fēng)機運行壓降；在脫水系統(tǒng)運行時，吸收塔液靠上限運行，便于系統(tǒng)清洗；在脫水系統(tǒng)停止運行時，吸收塔液靠下限運行，降低了氧化風(fēng)機運行阻力及運行電耗。

（3）石膏脫水系統(tǒng)

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(wǎng)，定期清洗，防止濾布沖洗噴嘴堵塞，減少維護(hù)工作；

3）一、二級脫水系統(tǒng)不運行時，旋流站石膏漿液箱壓力調(diào)節(jié)閥全開運行，減少閥門沖刷，降低節(jié)流損耗；一、二級脫水系統(tǒng)運行時，旋流站石膏漿液箱壓力調(diào)節(jié)閥全關(guān)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(jù)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(tǒng)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(tǒng)每天運行1次，每次運行6～10h，減少設(shè)備啟停，降低電耗。

（4）設(shè)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(shè)備的耗電情況進(jìn)行跟蹤分析，找出既合理又經(jīng)濟(jì)的運行方式。漿液循環(huán)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(jù)煤的含硫情況和鍋爐煙氣量，調(diào)整液氣比，選擇合適的漿液循環(huán)泵運行組合方式，既能滿足環(huán)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(chuàng)新，在試驗和總結(jié)的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步改進(jìn)FGD啟停方式，做好技術(shù)改造、優(yōu)化運行及經(jīng)驗積累工作。運行和檢修人員深入現(xiàn)場巡查設(shè)備運行狀況；調(diào)整石灰石干粉制備系統(tǒng)的運行方式，確保石粉純度和細(xì)度；根據(jù)運行工況，尋求吸收塔漿液pH值控制的最佳點和漿液循環(huán)泵的投用組合，確定經(jīng)濟(jì)運行方式。運行人員嚴(yán)格執(zhí)行運行規(guī)程，認(rèn)真監(jiān)管、精心調(diào)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(jié)和摸索，保證FGD裝置的安全、經(jīng)濟(jì)、長期穩(wěn)定運行，更好地發(fā)揮出濕法脫硫裝置的最大效能。

6 結(jié)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(huán)境效益、社會效益和經(jīng)濟(jì)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(shù)及設(shè)備工程化》依托示范工程，是我國煙氣脫硫技術(shù)發(fā)展的一個具有里程碑意義的標(biāo)志性工程。各項指標(biāo)均達(dá)到了863項目的要求。實現(xiàn)了我國大型燃煤電站鍋爐煙氣脫硫技術(shù)及設(shè)備工程化，形成大型電站脫硫的國產(chǎn)化、產(chǎn)業(yè)化、集成化能力，大幅度降低了工程造價，取得了顯著效益。

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