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1、工程概述
国电九江发电有限公司位于江西省九江市东郊约5km处的金鸡坡，北临长江，东濒鄱阳湖。全厂共有6台机组，总装机容量 1350MW，其中1、2号2台125MW机组分别于1983年和1984年9月建成。3、4号炉2台200MW机组分别于1991年12月和1992年9月投产，5、6号炉2台350MW机组分别于2002年11月和2003年5月投产。由于历史及地理位置的原因，电厂燃煤含硫量较高，同时又无脱硫设施，SO2排放量大，对当地环境具有一定程度的影响。为满足国家和地方环保部门日趋严格的SO2控制要求，确保电厂现有燃煤机组SO2达标排放，减少电厂对周边环境的污染，国电九江发电有限公司于2006年1月至2007年7月期间完成了对6号炉的脱硫系统改造工程。
该工程采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺（1台锅炉配置1座吸收塔）。5、6号oyn2kgn机组的烟气脱硫装置一次设计，分 两期实施，2台机组的脱硫公用辅助设施土建部分本期一次建成。
2、系统配置
2.1 工艺原理
除尘后的锅炉烟气通过引风机、增压风机进入脱硫吸收塔。在吸收塔内，烟气向上流动且被向下流动的石灰石桨液逆流洗 涤，除去烟气中的SO2、SO3、HF、HCI等酸性组分。来自石灰石桨液制备系统的新鲜石灰石桨液通过桨液泵送入吸收塔桨液池内，与桨液池中的石膏桨液混合。混合桨液通过桨液循环泵输送到喷淋层，由喷嘴雾化成雾状液滴，在吸收塔内与烟气进行高效气液传质。在吸收塔底部区域，洗涤产物被氧化风机供给的空气在搅拌作用下进一步氧化成石膏（CaSO4.2H2O）。石膏桨液 通过排出泵排入石膏脱水系统。净化处理后的烟气流经两级除雾器，除去净烟气中携带的雾滴。在吸收塔出口，烟气被冷却到40-55度，且为水蒸汽所饱和。净烟气通过烟道进入烟囱排向大气。
2.2 脱硫系统及其主要参数
九江电厂6号炉烟气脱硫系统主要包括：石灰石桨液制备系统、烟气系统（无CCH）、SO2吸收系统、事故桨液排放及回收 系统、石膏脱水系统、工艺水系统、电气/热工控制系统。
脱硫系统石灰石耗量为34650t/a（按年运行5500h计），工艺水耗量为353650m3/a，系统电耗18342500kW.h/a（取性能测 试期，连续7天满负荷运行的平均值）。
国电九江电厂脱硫机组烟气系统主要参数详见表1。表中烟气量为标态、干基、实际O2时的值，其他均为标态、干基、6% O2时的值。
国电九江电厂脱硫系统安装前SO2排放量为3.4725t/h，eduy2rgSO2排放量为0.2125t/h，年减排量达到1.8144万吨。
3、 经济性分析
3.1 成本核算
本文的成本核算按年运行5500h计，电耗取性能测试期，连续7天满负荷运行的平均值。
（1）水耗成本。电厂脱硫系统工艺水耗量为353650m3/a，按厂内结算价1.00元/m3计，工艺水成本为3.5365*105元/a。
（2）人工成本。配1名专工，运行人员按四班三倒，每班3人编制，平均年薪按8万元/人计，人工成本为104.00万元/a。
（3）石灰石成本。脱硫用石灰石耗量为34650t/a，按石灰石块到厂价80.00元/t计，石灰石成本为2.772*106元/a。
（4）设备检修及其他成本。在系统设备运行寿命周期内，设备日常例行检查费用、检修维护费用、大修费用、小修费用 、材料及生产管理费用，按固定资产的10.0%提计，总费用为670.00万元/a。
（5）年还贷费用。2007年底，脱硫工程完成。2008年1月投入商业运行，从2008年底开始偿还银行贷款。年还贷费用计算 参数包括：脱硫系统初期投资总额（固定资产）6700万元；银行还贷周期等同于设备使用寿命即为20a；设备残值3%；贷款年 利息6.48%。在设备使用寿命周期内，年平均偿还银行的本息合计为683.14万元。
（6）电耗成本。6号机组整个脱硫装置耗电量为18342500kW.h/a，按厂用电价0.50元/（kW.h）计，总电耗成本为 9.17125*106元/a。
3.2 成本/费用分析
根据上述核算，脱硫各项费用占年运行总成本的比例见表2。
表2 脱硫各项费用占成本比例
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年运行费用 占成本比例/%
项 目 /万元 ---------------------
考虑还贷 不考虑还贷
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工艺水 35.37 1.32 1.77
人工 104.00 3.87 5.19
石灰石 277.20 10.32 13.83
设备检修 670.00 24.94 33.44
银行还贷费用 683.14 25.42 -
电耗 917.13 34.13 45.77
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4、结语
综上所述，九江发电厂6号炉烟气脱硫系统在有银行还贷和没有银行还贷两种情况下的SO2脱除成本分别为1480.84元/t， 上述两种情况下因脱硫系统运行而增加的发电成本分别为1.396分/（kW.h）和1.041分/（kW.h）。该电厂脱硫装置建成后，按 目前的运行管理水平，如果得到的电价补贴高于1.4分/（kW.h），则不会增加机组的发电成本。另外，从电厂脱硫系统运行成 本的构成来看，设备检修管理、银行还贷、电耗成本三项费用占总运行费用的84%以上。
通过以上的分析认为，要降低脱硫系统运行成本，必须在脱硫工程筹建和运行管理过程中加强以下几方面工作：优化系统 设计与配置，降低初期投资；选用效率高的设备，优化系统运行，节能降耗；加强系统设备的日常维护管理、延长易损件及相关设备的使用寿命，减少日常维护及其开支。
