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摘要：燃煤电厂排放烟气中所携带的粉尘、二氧化硫、氮氧化物等一直被视为大气污染物的主要来源之一。电厂加装超低排放装置后将有效降污染物的排放浓度，达到烟尘低于5mg/Nm3、二氧化硫低于35mg/Nm3、氮氧化物低于50mg/Nm3的排放标准。本文以台州发电厂四期机组烟气超低排放改造项目为例，简要介绍了超低排放改造的实施方法，并针对于超低排放改造后关键系统的控制策略进行详细说明。
关键词：燃煤电厂；超低排放；控制策略
引言
超低排放是指火电厂燃煤锅炉在发电运行、末端治理等过程中，采用多种污染物高效协同脱除集成系统技术，使其大气污染物排放浓度基本符合燃气机组排放限值，即烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度（基准含氧量6%）分别不超过10mg/m³、35mg/m³、50mg/m³，低于《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）中规定的燃煤锅炉重点地区特别排放限值标准。台州发电厂位于浙江省台州市椒江区前所街道，属于国家环保部明确的重点区域的燃煤电厂。台州发电厂超低排放改造的完成对于周边城区大气环境的改善具有重要的意义。
为适应自动化的电厂运行需求，超低排放改造后的电厂DCS的逻辑控制也将进行相应的修改。DCS逻辑控制指导着机组内设备的启停以及在设备运行过程中所遇到的突发故障的应对方式，所以编制一份可行且逻辑可靠的控制策略显得及其的必要。
1.主要改造内容
台州发电厂四期超低排放采用SCR技术进行脱硝，烟气先经过管式GGH冷却器进行热交换降温后进入低低温静电除尘器，之后进入双托盘吸收塔+吸收塔新型增效脱除烟尘和二氧化硫，键入湿式电除尘器进行进一步除尘，最后经过管式GGH加热器升温后由烟囱排入大气。工艺流程图详见图1-1。
图1-1超低排放工艺流程图
1.1脱硝部分改造系统简介
脱销部分改造按保留两层催化剂，新增一层催化剂的方案进行改造，并在第三层催化剂上增设声波吹灰器。
1.2脱硫部分改造系统简介
脱硫提效部分采用双均流增效盘+双交互式喷淋方案。原7、8号机组各设置有三台循环泵，现将原有循环泵进行改造，并新增一套塔外浆池系统，塔外浆池配有两台循环泵和两个搅拌器。原机组有三层除雾器冲洗设置有电动阀，现改造增设一层冲洗电动阀。7号机组的一台氧化风机从原来的罗茨风机改为悬浮式离心风机，可进行无极调速。8号机组两台氧化风机不进行改造。
1.3除尘部分改造系统简介
除尘部分改造主要为增设湿式电除尘、管式GGH和水平烟道除雾器，并将原干式静电除尘器改造为低低温电除尘。
1.3.1管式GGH工艺系统简介
7、8号炉各增设一套管式GGH系统，其换热形式为两级烟气-水换热器，由烟气冷却器和烟气加热器组成。管式GGH系统通过热媒水将干式电除尘器进口的高温烟气热量传递给湿式电除尘器出口的低温烟气，在机组低负荷时，则利用辅助蒸汽加热热媒水，以提高烟气加热器进口水温，使烟囱进口烟温升至露点温度以上。
烟气冷却器每炉共2台，布置在空预器出口对应的水平烟道上。烟气冷却器由于布置在干式电除尘器前，烟尘含量相对较高，设置有蒸汽吹灰器和声波吹灰器。
烟气冷却器和烟气加热器之间的热量传递通过闭式热媒水实现，热媒水采用除盐水，由热媒水泵进行驱动。热媒水泵每炉设2台，一用一备。通过烟气冷却器的进水调节阀和热媒水旁路调节阀，可调节热媒水流量，使烟气冷却器出口烟温达到80℃。
每台炉设一只热媒水补水箱，用于管式GGH初次启动或运行过程水容积减少时的补给，正常运行时热媒水一般不需补充和疏放，但应控制好液位。为了防止长期运行可能出现的腐蚀、结垢等问题，每炉设一只加药罐，根据化学测试结果定期加入药品，控制热媒水水质。
管式GGH工艺过程图详见图3-1。
图3-1管式GGH工艺过程图
1.3.2湿式电除尘工艺系统简介
7、8号机组各设置有一套立式湿电系统，由高频电源、湿电冲洗水系统和绝缘子密封风系统组成。绝缘子密封风吹扫系统系统配置有两台风机及加热器（一用一备），交替工作。
2.DCS系统改造
台州发电厂四期超低排放脱硫、脱硝装置的改造，新增的I/O信号均利用备用通道进入原有DCS系统控制。
低低温电除尘的新增控制点进入原有低低温电除尘的PLC进行控制。
新增管式GGH系统、湿式电除尘系统和水平烟道除雾器纳入对应机组的脱硫系统DCS进行监控。采用与原机组一体化配置的DCS机柜（DCS品牌为西屋OVATION），新增两对控制器。
湿式电除尘高压部分采用PLC控制，重要信号采用硬接线方式接入对应机组的DCS系统控制，其余信息则通过双向冗余通讯送入DCS进行监控。
3.关键系统的控制策略
3.1管式GGH主要调节回路控制策略
3.1.1管式GGH启动阶段主要调节回路控制策略
管式GGH启动阶段上水完成后通过全循环保温或者后循环保温对热媒水进行升温并使其稳定于一个固定值。
1、全循环保温
这种方式是指烟气冷却器和烟气加热器热媒水一同循环升温，主要应用于引风机启动前，烟气温度不高阶段。
这种方式下去全开冷却器通道进水调节阀、出水阀和加热器进水阀、出水阀，关冷却器进水旁路调节阀。通过调节蒸汽加热器进汽调节阀，以热媒水泵出口温度为目标值，逐渐调整并跟踪。
2、后循环保温
这种方式是指烟气冷却器隔离，仅烟气加热器热媒水循环升温，主要应用于引风机启动后，烟气温度不高阶段。
这种方式下去关冷却器通道进水调节阀，全开加热器进水阀、出水阀和冷却器出水阀。通过调节蒸汽加热器进汽调节阀，以热媒水泵出口温度为目标值，逐渐调整并跟踪。
3.1.2管式GGH运行阶段主要调节回路控制策略
管式GGH启动结束后通过不同状态下对管式GGH烟气冷却器进水旁路调节阀、管式GGH烟气冷却器通道进水调节阀、管式GGH蒸汽加热器进汽调节阀、管式GGH冷凝水换热器凝结水进水调节阀进行调节，使烟气冷却器及烟气加热器出口温度均满足要求。
1、管式GGH烟气冷却器进水旁路调节阀
管式GGH烟气冷却器进水旁路调节阀作为烟气冷却器的第一道调节控制，主要是控制烟气冷却器所能做到的最大吸热量。当原烟气温度大于95℃或两台热媒水泵均停运时，应全开烟气冷却器进水旁路调节阀，加大热媒水的循环流量。控制算法为：调节管式GGH烟气冷却器进水旁路调节阀，使管式GGH热媒水流量稳定在操作人员设定值。
2、管式GGH烟气冷却器通道进水调节阀
管式GGH烟气冷却器通道进水调节阀作为烟气冷却器的第二道调节控制，主要是控制不同负荷工况下烟气冷却器出口烟温在合理区间内（85~90℃），相对于第一道调节做得更为精细。它能配合烟气冷却器进水旁路调节阀协同调节烟气冷却器性能。控制算法为：调节管式GGH烟气冷却器通道进水调节阀，使管式GGH烟气冷却器通道出口烟温稳定在操作人员设定值。
3、管式GGH蒸汽加热器进汽调节阀
蒸汽加热器进汽调节阀能调节烟气加热器进水总管上的水温，进而影响烟气加热器出口烟温、热媒水泵出口水温、烟气冷却器出口水温等。
当热媒水泵出口温度＜70℃时，控制算法为：调节管式GGH蒸汽加热器进汽调节阀，使管式GGH热媒增压泵出口温度稳定在操作人员设定值。
当热媒水泵出口温度＞75℃时，控制算法为：调节管式GGH蒸汽加热器进汽调节阀，使管式GGH烟气加热器出口烟温稳定在操作人员设定值。
4、管式GGH冷凝水换热器凝结水进水调节阀
管式GGH冷凝水换热器凝结水进水调节阀作为排烟温度的辅助调节控制，主要是在辅助蒸汽加热器不投用而排烟温度依然高于设定值的情况下，将系统多余的热量进行回收，以降低排烟温度。它能配合辅助蒸汽加热器将排烟温度控制在合理范围之内。控制算法为：调节管式GGH冷凝水换热器凝结水进水调节阀开度，使管式GGH烟气加热器出口烟温稳定在操作人员设定值。
3.2湿式电除尘系统控制策略
3.2.2湿式电除尘阳极管间歇冲洗顺控
湿式电除尘阳极管的间歇冲洗应该先停运将要冲洗区域的高频电源，但根据电厂运行人员提出停运高频电源可能会使除尘效率达不到要求，所以分了三种操作模式，使运行人员根据不同情况下的除尘情况进行选择。第一种是冲洗阶段不停高频电源。这种方式为带电进行阳极管的冲洗，有一定的风险性。第二种是降压冲洗，既保证一定的除尘效果，也适当降低带电冲洗的风险性。第三种是停止高频电源冲洗。
3.3脱硫增效系统改造控制策略
脱硫改造部分的逻辑修改主要是更换的氧化风机的逻辑控制更改。#7机组更换的一台氧化风机为悬浮式离心风机，这种型式的风机可以进行无极调速。为了降低能耗，根据机组运行情况不同，氧化风机所给氧气量可根据不同的需氧量进行实时调节。鼓入的氧气主要被用于和亚硫酸盐进行化学反应，化学反应方程式为：
2SO2+2Ca(HO)2+O2=2CaSO4+2H2O
由化学反应方程式可以看出SO2脱除量（kg/h)与氧化空气量呈线性关系，公式为：
氧化空气量=k×SO2脱除量（kg/h)+b
而SO2脱除量（kg/h)应是原烟气所含SO2量与脱硫效率的乘积,即:
SO2脱除量（kg/h)=原烟气SO2含量×烟囱入口原烟气流量×脱硫效率
原烟气SO2含量、烟囱入口净烟气流量、脱硫效率均可测量得出，可在DCS侧计算出所需的氧化空气量,将对应的频率输出信号给氧化风机,调整所需出力。逻辑流程图如图3-2。
图3-2氧化风机调节逻辑输出图
按上述的逻辑进行调节将会频繁的调节氧化风机的频率，为了氧化风机的稳定性，运用阶梯的方式进行调节。将SO2脱除量（kg/h)分为5档控制，区间内的SO2脱除量，以一个固定氧化风机频率进行氧量的控制。每一档逻辑控制为：
SO2脱除量（kg/h)≥a且＜b，氧化空气量（kg/h)=x，脱硫氧化风机频率设定=yHz
4.小结
本文以台州发电厂超低排放改造项目为例，简要介绍了超低排放的工艺流程，并针对台州超低排放控制策略中独特的几个点进行描述，为以后的相关的逻辑控制编制做一个参考。