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.docVIP

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%。 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 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2×462367 Nm3/h标准状态，湿态2×506302 Nm3/h 标准状态，干态2×1110731 Nm3/h标准状态，湿态2×1216275 Nm3/h 脱硫装置进口含尘浓度 ≤300 mg/ Nm3 ≤300 mg/ Nm3 脱硫装置出口含尘浓度 ≤50 mg/Nm3 ≤62.4 mg/Nm3 脱硫装置进口SO2浓度（干） ≤2786 mg/Nm3 ≤3129.3 mg/Nm3 脱硫装置出口SO2浓度（干） ≤115 mg/Nm3 ≤155.9 mg/Nm3 脱硫装置出口烟气温度 ≥80℃ ≥75℃ 脱硫效率 设计参数 ≥95%实际运行值96－98% 设计参数 ≥95%实际运行值96－98% 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