燃煤电厂湿法脱硫无旁路运行现状及事故防范对策

【摘要】鉴于燃煤电厂湿法脱硫无旁路运行期间脱硫装置和机组主机间安全相互影响引发的安全事件时有发生现状，指出了湿法脱硫无旁路运行方面存在的问题，提出来相应的防范对策和建议。


【关键词】燃煤电厂；湿法脱硫；无旁路运行；事故防范

1概述

保护环境是国家的基本国策。第十二届全国人民代表大会常务委员会第八次会议修订了中华人民共和国环境保护法，并定于2015年1月日起执行，新的环境保护法再次从法律层面上明确了一切单位和个人都有保护环境的义务。再次体现出国家促进清洁生产和资源循环利用的严格要求，明确了从国家、地方政府到企事业单位和个人必须履行的强制性责任和义务，旨在通过法律的约束以利于全民环保意识的提高和环保工作的落实。

国务院《国家环境保护“十二五”规划》（国发[2011]42号）的要求，“十二五”期间，SO2减排8%，约187.2万吨。规划中明确提出烟气脱硫设施要按照规定取消脱硫烟气旁路技术减排。燃煤火电厂湿法脱硫无旁路运行一方面避免了烟气不经脱硫直接排放造成的环境污染风险和环保监管漏洞，另一方面对脱硫装置与锅炉主机协同运行的安全性、适应性提出了新课题。需要根据电厂实际情况，针对设备、系统配置采取相应的措施进行事故防范。

2无旁路运行现状分析

2.1基本情况

当前，各大燃煤火力发电企业对烟气污染治理工作空前重视，不断加强和规范燃煤火力发电厂烟气脱硫安全生产管理，通过健全制度和有关预案，根据脱硫装置实际情况，积极采取有效措施，确保了脱硫装置无旁路运行发电安全生产的总体稳定。取消脱硫旁路后，脱硫系统就成为锅炉烟气排向大气的唯一通道，一旦脱硫系统出现故障退出运行，将直接导致机组的非计划停运。

在机组启动初期及锅炉侧烟温超限时等异常情况下，脱硫系统的安全可靠性和机组的安全可靠性互有影响。由于脱硫装置设备故障、运行操作不当引起锅炉MFT动作机组跳闸，锅炉排烟温度超限，造成脱硫装置异常，进而造成停机或其他安全事故的案例也时有发生。取消旁路必须保证烟气通道的畅通、进塔烟气温度不致影响塔内件安全、锅炉启动、稳燃、除尘器全切和部分切除期间浆液品质保证、脱硫系统先于锅炉系统启动和脱硫系统滞后于锅炉停运的可靠性。

2.2突出问题

2.2.1脱硫装置对机组负荷变化率、煤质变化响应能力有待提高

当前光伏、风电等非煤清洁能源电源项目已成一定规模，且在国家层面大力推进清洁能源电力项目建设的宏观大环境下，电网对燃煤火力发电机组承担的电网深度调峰要求日趋严格。机组快速升负荷期间，煤量大幅增加、烟气量快速增大，煤质变差，为保证脱硫烟气污染物排放浓度指标满足要求，必须要及时、快速投入脱硫装置备用循环泵设备，而浆液循环泵等大型动力设备的启停前检查、操作和启动均需要一定的时间。

2.2.2脱硫装置设备、材料使用装备水平和系统、设备运行可靠性需要提高

对于脱硫主要辅助系统的石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统、工艺水系统等虽均设置了适度的备用容量，当这部分设备发生故障时，可在不停运脱硫装置的情况下进行检修，虽然对系统的可靠性影响较小，但脱硫取消旁路后，工艺水系统作为烟道及吸收塔等防腐部位减温水来源，其供水的可靠性显得尤为重要。必须从水源、供水设备、供水管线及控制方面做出相应的保障措施。

对于脱硫烟气系统的增压风机（引增合一风机）、GGH、进出口烟气挡板、烟道膨胀节等主要设备和吸收塔系统的吸收塔搅拌器（脉冲泵系统）、浆液循环泵、喷淋层、除雾器、氧化空气喷枪（管网）、滤网等主要设备只能在停运脱硫装置的情况下进行检修，对于无旁路脱硫装置的机组，意味着只能在机组停运后，做好各项措施后方可处理，处理时间也相对较长，必须提高对脱硫重要设备的评级管理，按照一类设备进行检修、维护，加强设备可靠性管理。

烟道防腐衬里及吸收塔内的防腐衬里材料防腐失效、防磨蚀材料失效造成泄漏，继而造成烟道及吸收塔重要承压部件腐蚀影响结构安全的情况在不少电厂均时有发生，给现场安全生产和维修期间的防火工作造成较大的威胁。需要根据使用条件对防腐衬里材料、防磨防腐材料进行针对性比选，对其施工工艺进行严格控制，对施工安全进行严格管控。

2.2.3脱硫装置系统和主机运行安全的互相影响风险因素需进一步降低。

取消脱硫旁路后，脱硫系统就成为锅炉烟气排向大气的唯一通道，锅炉烟气系统由于锅炉燃烧配风调整、脱硫启停浆液循环泵、脱硫除雾器冲洗等原因引起的烟气压力变化没有后备保护手段。设置有原、净烟气挡板门的脱硫装置还存在着原、净烟气挡板门运行期间误关的可能，炉膛负压维持不住将直接造成机组跳闸。

取消脱硫旁路后，由于启停炉、稳燃等工况造成的燃烧不完全将导致不完全燃烧的燃料在吸收塔富集，被污染的浆液无法满足机组接带负荷后脱硫的需要。电除尘器及空预器等尾部烟道区域积存燃料的二次燃烧造成的高排烟温度将对吸收塔、防腐烟道造成较大威胁，极易造成防腐失效和其它安全事故。

3提高无旁路湿法脱硫运行安全的对策措施

3.1从人员配置、设备评级和检修运行管理等方面真正把无旁路湿法脱硫装置等同于主机管理。

3.2根据现有系统、设备状况，进行细化分析，采取有力有效措施提高机组、脱硫装置协同可靠性。

3.2.1保证运行期间烟气唯一通道的畅通

脱硫装置原设计为了避免锅炉排烟温度高对吸收塔及塔内件、防腐烟道造成不可逆转的破坏性影响，避免烟尘浓度过高污染浆液，大多设置有原烟气挡板门。对于两台机组或多台机组共用一个排烟筒的脱硫装置，为了单台机组检修隔离措施的落实，一般均分别设置净烟气挡板门。为保证烟气唯一通道畅通，宜将原烟气挡板门进行拆除，在机组启动前将净烟气挡板门停电，并机械固定在全开位置。净烟气挡板门应有100%密封性能，并应设置手动栓卡，以净烟气挡板门误动作。净烟气挡板门不宜设远程操作，宜设就地操作箱。

烟尘浓度过高，GGH堵塞，除雾器堵塞，将造成烟气系统通流面积减小，烟气阻力增加，严重时将引起烟道超压等不安全事件引发事故。脱硫运行期间必须严格执行GGH冲洗、吹灰工作和除雾器定期冲洗工作。取消脱硫旁路，宜同时取消GGH。

3.2.2增加控制进入FGD烟气温度的手段。

无旁路湿法脱硫装置吸收塔喷淋层、除雾器等塔内件大多采用玻璃钢、PP材料制作，大多只能承受100℃以下的温度。必须增加浆液循环泵跳闸情况下烟气温度控制手段。无旁路湿法脱硫装置烟气入口必须设置可靠的喷水降温装置，入口喷水降温装置的水源应采取多路水源，供水泵电源应接自保安段以保障可靠投入。

喷水量根据BMCR工况下最大烟气量对应的焓值计算所需水量。喷水减温段设置应根据吸收塔入口原烟气流速情况，设置在距吸收塔入口至少7m距离的原烟气烟道上，喷水减温装置应设置成多点雾化、分级烟气喷雾降温/洗涤系统、喷嘴宜顺烟气方向布置。

喷水减温装置全水量投入时应可满足将150摄氏度的原烟气降低至75摄氏度的需要。喷水减温装置供水管道应设置流量计，用以监控喷水减温装置实际喷入水量情况。喷水减温装置供给水宜设置专用的水箱，水箱有效容积满足锅炉机组事故停炉所需的最大水量，且应将消防水源作为后备水源。

3.2.3优化脱硫装置相关热控逻辑，降低机组降出力和跳机风险。

在保证脱硫装置入口减温装置可靠的前提下，取消原设计的浆液循环泵全停锅炉MFT条件、搅拌器全停延时锅炉MFT等引发主机跳闸的保护，仅保留吸收塔出口烟温超过75℃延时15S锅炉MFT保护。

对脱硫装置主要设备比如浆液循环泵、氧化风机、搅拌器等设备运行参数异常情况下的跳闸保护应改为报警，最大限度避免主设备跳闸造成烟气超温。各作用于主要辅机的热工保护，须避免采用单一信号。如测点不满足要求，应加装测点。鉴于脱硫系统烟气旁路取消，须提高重要热控设备的可靠性，如提高设备档次、冗余配置等。

3.2.4优化脱硫装置主要设备电源配置，避免出现避免出现类似“保安电源失去导致循环浆泵全停”、“工艺水失去造成浆液循环泵全停”导致机组跳闸事件的发生。烟气喷雾降温/洗涤阀执行器应有事故保安电源供电，对于无事故保安电源的，应用安全可靠的电源供电。

3.2.5提高脱硫装置设备健康水平，提高设备系统的可靠性。

（1）加强防腐工作。

喷雾降温/洗涤装置至吸收塔入口段烟道宜采用材质不低于316L，厚度不低于2mm贴衬防腐。

吸收塔入口段烟道干湿界面（包括法兰）宜全部贴衬2mm高镍合金，入口处的遮雨棚宜全部采用5mm高镍合金。吸收塔喷淋区塔壁及支撑梁宜采用贴衬3mm高镍合金（喷淋塔：最低层喷嘴下1.5米至最高层喷嘴出口区域。

喷雾降温/洗涤系统及干湿界面冲洗水系统在烟道内管道及附件宜不低于耐腐蚀不锈钢。吸收塔内氧化空气管采用超级双相不锈钢或高镍合金材料。

在吸收塔浆池侧壁距底板2.5米以下(包括底板)、管座及拐角等部位采用玻璃鳞片树脂加强防腐，其厚度不低于4mm，或者采用衬橡胶防腐，其厚度不低于8mm。其它区域按常规防腐设计。

（2）吸收剂浆液箱（池）及浆液供给系统应设置两套，互为备用。浆液箱（池）总容量宜满足不小于脱硫岛最大出力工况下6h的要求。每座吸收塔应设置两台吸收剂浆液供给泵和两套独立的供浆管路（一路运行，一路备用），吸收剂浆液供给泵的能力应按吸收塔最大出力工况设计。

（3）每座吸收塔应设置两台浆液排出泵和两套独立的排浆管路，一运一备。

另外考虑到设备的可靠性及电厂煤质变化因素影响，提高设备、材料和防腐档次，保证脱硫装置的整体寿命；增加工艺系统、电气控制系统的故障保护配置，同时，加强维护质量控制，改善运行管理水平，保证脱硫装置达到与主机同步检修周期等措施也是必不可少的。

文章来源：《2014火电厂污染物净化与节能技术研讨会论文集》

(来源：微信公众号“清洁高效燃煤发电”ID：redianjishu)