摘要：我国电力行业发展至今已经取得了非常不错的成就。在燃煤电厂中，由锅炉排出的炉渣和除尘器收集的飞灰，一般都含有活性氧化钙（fCaO）等碱性物质。这些灰渣大部分用水力输送到灰场贮存。
关键词：燃煤电厂；除灰–脱硫一体化工艺
引言
随着我国人们生活水平的提高，对于环境污染有了新的认知。脱硫系统除灰系统是火力发电厂重要的环保系统，担负着锅炉烟气SO2和烟尘合格排放的主要责任。近年来，随着烟气污染物超低排放要求全面实施及全国煤炭市场价格飙升，对脱硫除尘系统运行提出更高的要求，既要实现SO2和烟尘全负荷超低排放，又要降低系统单耗。所以脱硫和除尘的优化运行尤为重要。
1 案例
某发电有限公司装机总容量1200MW，一期2×300MW燃煤机组于2016年5月22日竣工投产，二期2×300MW燃煤机组于2016年5月31日竣工投产。一期单元机组及主机公用DCS为ABBSymphony5.0系统，二期单元机组及主机公用DCS为新华XDPS6.0系统。一、二期除灰各设一套AB1756系列组件构成的PLC系统，全厂脱硫采用一套某公司XDPS6.0系统。
2 除灰及全厂脱硫网络简介
（1）除灰系统，以二期3、4#炉除灰系统为例，控制集成于一套ABPLC系统，配置一对冗余CPU，根据不同生产区域分别设置了远程站。PLC的CONTROLNET网共有7个远程节点，通过CNBR卡及光缆与冗余CPU机架相连，CPU机架又通过ENBT卡及交换机与操作站、工程师站构成以太网。一期1、2#炉除灰系统生产区域布置与二期类似，故网络结构也与二期相似。（2）全厂脱硫系统，脱硫DCS采用某公司XDPS6.0系统典型的环网拓扑结构。1~4#FGD（FlueGasDesulfurization）分别对应于1~4#炉烟气脱硫装置，各使用2对DPU（DistributedProcessUnit），使得每台机组的脱硫控制功能相对独立。DCS系统配置4个A/B交换机对，通过交换机将各FGD、脱硫一期二期公用系统DPU及各脱硫操作站构成A、B2个实时以太网，在任一操作员站即可实现全厂脱硫控制。
3 除灰-脱硫系统一体化工艺原理
在除灰系统中，飞灰中碱性物质是通过冲灰水而造成环境污染和系统结垢的。如果在冲灰水中加入足量的酸性物质中和飞灰溶出的碱性物质，则除灰系统的冲灰废水水质超标和系统结垢两个问题便迎刃而解了。而通过脱硫塔的吸收液含有一定量的H2SO3和H2SO4。若用脱硫塔排出的吸收液作冲灰水，当吸收液中含有的酸量与飞灰中含有碱量相等时，除灰系统的问题就解决了。另外，经过冲灰过程的吸收液，酸性物质被中和，可送回脱硫塔继续吸收烟气中SO2。这样相当于飞灰中的碱性物质在脱硫系统中得到利用。一般情况下，在同一燃煤电厂飞灰中可利用碱性物质的量远远少于烟气中SO2的量。因此，除灰-脱硫一体化工艺要维持一定的脱硫效率，还必须加入相当数量的碱性物质。根据以上原理，我们拟定了工艺流程。（1）为满足除灰系统冲灰水的水质要求，脱硫吸收液的pH值控制较低，具体范围由除灰过程模拟试验确定。（2）采用MgO作脱硫剂，省去制浆系统（因吸收液pH值低）和废渣处置系统，废水作为冲灰水。这样可大大简化系统。（3）脱硫塔里设两层喷淋装置，下层喷淋是吸收液的循环使用，可降低排出吸收液pH值，以满足除灰系统对冲灰水水质的要求。另外可以调整L/G值；上层喷淋水取自经MgO中和的吸收液和除灰系统回收水，pH值搅制5～6，用以提高脱硫率。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆（4）在系统中加入催化剂，并在脱硫塔底部装设空气曝气装置，使吸收液中HSO3-能在低pH值的条件快速氧化，增大吸收液吸收SO2的推动力。
4 除灰脱硫一体化方案研究
除灰脱硫一体化的目的是利用DCS的突出优点，在继续保证脱硫DCS可靠运行的前提下提高除灰系统的可靠性，进而提高全厂单元机组运行可靠性。另外，一体化使运行可在同一操作站实现全厂脱硫和除灰系统的监控，这符合“减人增效”的运行方针，也可减轻仪控维护压力和减少维护投入。（1）方案一，继续保留整个PLC的CONTROLNET网络，增加脱硫DCS和除灰PLC的通信接口，即将iFIX的监控功能全部改由脱硫DCS系统的虚拟DPU和画面完成。这样可以利用DCS实现iFIX和PLC较难实现的功能，如操作记录、操作器功能、趋势开放等，还可撤消原除灰系统的部分操作站，但原除灰工程师站作为PLC组态工具仍需保留。此方案虽然改造费用少，但仍存在一些问题，如PLC网络加卡或程序下载时两炉除灰系统仍会离线、PLC故障影响2台机组的系统可靠性没有根本改变、PLC和DCS接口通信设计的可靠性是否满足等。（2）方案二，（推荐）取消整个PLC网络及其操作站，每炉配置一对干除灰专用DPU，一期、二期除灰系统配套的其它公用部分再各配置一对DPU，原PLC的I/O站全部改为DCSI/O站，除灰系统新增的6对DPU通过脱硫DCS系统A/B交换机对的备用口与脱硫DCS系统联网，实现全厂除灰脱硫DCS一体化。此方案的投资较大，但之后可降低维护成本，减轻仪控工作压力，提高运行管理水平。其中，一、二期除灰及其公用部分DPU、炉仓泵及炉底渣I/O控制柜仍放置在一、二期除灰电控楼原PLC机柜位置，其它DCS远程I/O的布置位置照旧，仍然通过光缆接受DPU的远程控制。因一、二期除灰电控楼至原脱硫DCS交换机对A-1/B-1、A-3/B-3距离较近，除灰新增的6对DPU可通过网线直接并入原脱硫DCS的光纤环网，实现真正意义上的全厂除灰脱硫DCS一体化。
5 节能降耗措施
1）调整灰斗蒸汽加热温度，防止飞灰湿度大，流动性差。灰斗蒸汽盘管统一是直径38mm的钢管，双室四电场共计八个阀门分别控制蒸汽流量。因灰量不同灰斗自身产生温度不同，所以需要蒸汽量。一般烟气露点温度在85~100℃之间，所以我们调整八个蒸汽调节门，使各灰斗温度维持在100~110℃之间，减少蒸汽浪费。2）两台机组各设计3台输灰空压机，输灰压缩空气管道中间增加联络门，两台机组运行期间，增加压缩空气互相协调能力，互为补充，一般情况下可以减少一台输灰空压机运行，一方面节能降耗，另一方面提高了系统的可靠性，为设备检修提供便利。3）合理控制脱硫浆液PH值，降低脱硫浆液循环泵单耗。为防止吸收塔内部结构结垢和腐蚀，脱硫吸收塔浆液pH值宜维持在5.0~5.6范围内。pH值低于5.0会增加浆液循环泵电耗，增加系统腐蚀；pH值高于5.6会增加系统结垢风险，也会造成一定程度的石灰石粉过量，从而降低石膏纯度。
6 结语
燃煤电厂除灰、脱硫两个系统联合运行的除灰-脱硫一体化工艺采用MgO脱硫剂和低pH值吸收液，可省去制浆系统、废渣和废水处置系统，使系统大为简化，大幅度降低设备投资和运行费用，但其脱硫率较低。因此，该工艺适用于所在地区大气SO2尚有一定环境容量，而设有足够资金建设高效率脱硫工艺系统的燃煤电厂。
参考文献：
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[4]孙风石等.电厂飞灰湿式烟气脱硫试验研究.电力环境保护，1990，6（3）
论文作者:张超
论文发表刊物:《基层建设》2019年第14期
论文发表时间:2019/7/30
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