本发明属于大型火电机组脱硝控制系统领域，具体涉及一种火电机组启动阶段并网前投用脱硝装置的控制方法。
背景技术：
根据上海市环保局2017年颁发的排污许可证要求，现阶段全市火电机组必须在40％负荷以上保证脱硝系统投运。
由于选择性催化还原类(scr)技术脱硝效率高、二次污染小，因此我国火电机组脱硝装置大多采用该技术。反应器催化剂作为scr装置中的重要组成部分，其仅在285～420℃范围内具有活性，脱离这一区域，喷入的氨气逃逸率会增大，增加空气预热器被硫酸氢氨堵塞的风险；同时，氨气会与烟气中的三氧化硫反应生成硫酸氢氨和硫酸氨，后者沉积在催化剂上，进一步降低催化剂的活性，甚至造成催化剂不可逆转的失效。
在火电机组冷态启动过程中，往往由于脱硝进口烟温低，无法及早投用脱硝装置，为了达到合适的烟温来投用脱硝装置，我厂一期两台600mw超临界火电机组将机组负荷长时间控制在230mw左右，以便提高炉膛烟气温度，使催化剂入口烟气温度满足脱硝装置投运最低要求。这是在以牺牲经济性作为代价的。
技术实现要素：
有鉴于上述技术问题，本发明提供了一种火电机组启动阶段并网前投用脱硝装置的控制方法，限定火电机组正常运行期间的给煤量为第一给煤量，火电机组在启动阶段的给煤量为第二给煤量，所述第二给煤量大于所述第一给煤量，从而提高锅炉出口烟气温度。
进一步地，火电机组在启动阶段燃煤的热值低于火电机组正常运行期间燃煤的热值，从而使得所述第二给煤量大于所述第一给煤量。
进一步地，火电机组在启动阶段燃煤的水份高于火电机组正常运行期间燃煤的水份，从而使得所述第二给煤量大于所述第一给煤量。
进一步地，一次风机出口分两路，一路直接进磨煤机，一路经空气预热器后进炉膛，所述第二给煤量满足其大小足以启动后备磨煤机，从而使流经空气预热器的空气量减少、空气换热器换热量降低，继而使得锅炉出口烟气温度提高。
进一步地，在锅炉升温升压阶段，所述第二给煤量满足其大小足以使高压旁路调整至预设开度，从而提高锅炉炉膛内部生成的热量，继而使得锅炉出口烟气温度提高。
进一步地，高压旁路系统中减温器的温度设定值满足：火电机组在启动阶段的温度设定值高于火电机组正常运行期间的温度设定值，从而提高了进入再热器的蒸汽温度，继而使得锅炉出口烟气温度提高。
进一步地，在锅炉点火前投用第一高压加热器，所述第一高压加热器抽汽从汽轮机高压缸排汽管接出。
进一步地，当所述第一高压加热器投用后，如由于抽汽压力较低，不能满足疏水逐级自流的要求，则开启所述第一高压加热器的紧急疏水门，由所述紧急疏水门调整所述第一高压加热器的水位，以避免汽轮机进水。
进一步地，在汽轮机复置后，投用第二高压加热器，所述第二高压加热器抽汽汽源取自汽轮机中压缸。
进一步地，在汽轮机复置后，开启第三高压加热器进汽旁路门，所述第三高压加热器抽汽汽源取自汽轮机高压缸极间。
本发明的火电机组启动阶段并网前投用脱硝装置的控制方法的有益效果包括：
1、简单易行、经济环保、安全可靠，在不增设任何新设备及系统改造前提下，仅从机组运行方面进行调节。
2、通过双重升温，即提高锅炉进口给水温度及锅炉出口烟气温度，使得脱硝装置入口烟温在机组启动过程中得到明显提升，实现了火电机组在启动阶段并网前即可投用脱硝装置。
3、针对国家对火电机组大气污染物的排放要求越来越严格，大气污染物排放浓度必须达到燃气轮机排放标准，其中氮氧化物排放浓度控制在50mg/nm3以下。将本发明应用于火电机组领域，能够有效提高scr入口烟温，降低锅炉烟气氮氧化物的排放量，绿色环保。
以下将结合附图对本发明的构思、具体结构及产生的技术效果作进一步说明，以充分地了解本发明的目的、特征和效果。
附图说明
图1是本发明的一个较佳实施例中燃煤锅炉的工艺流程图；
图2是本发明的一个较佳实施例中蒸汽循环和高旁系统的工艺流程图；
图3是本发明的一个较佳实施例中高压加热器抽汽的工艺流程图；
图4是本发明的一个较佳实施例中分离器启动系统的工艺流程图。
具体实施方式
在本发明的实施方式的描述中，需要理解的是，术语“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”、“垂直”、“水平”、“顶”、“底”、“内”、“外”、“顺时针”、“逆时针”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对发明的限制。附图为原理图或者概念图，各部分厚度与宽度之间的关系，以及各部分之间的比例关系等等，与其实际值并非完全一致。
本发明是在现有的火电机组基础上进行的控制方式的创新，其不需要增设任何新设备及进行系统改造，仅从机组运行方面进行调节。本实施例中采用图1至图4中示出的常规机组配置来对本发明的火电机组启动阶段并网前投用脱硝装置的控制方法做进一步地详细说明。
将火电机组正常运行期间的给煤量记为第一给煤量，火电机组在启动阶段的给煤量记为第二给煤量，第二给煤量大于第一给煤量，即在机组启动前通过对配煤方式进行调整来提高锅炉出口烟气温度。
具体地，可以通过降低燃煤的热值，增加燃煤的水份来实现上述的煤量增加。由于燃煤中所增加的一部分水份进入炉膛，将导致炉膛温度降低、烟气量增加，因此在机组启动锅炉升温升压过程中会相对增加煤量。
此外，如图1所示，风机出口分两路，一路直接进磨煤机，一路经空气预热器后进炉膛，磨煤机运行时冷空气作为冷一次风进入炉膛，由于煤量增加，不可避免会提前启动后备磨煤机，进入炉膛的冷一次风相应增加，流经空气预热器的空气量减少，使得空气预热器换热量降低，从而锅炉出口烟气温度升高，为提早启动脱硝装置创造了重要的条件。
另一方面，在对配煤方式调整的前提下，继续针对汽轮机的高压旁路系统的运行方式来进行调整。
汽轮机旁路控制系统(包括高压旁路和低压旁路)是现代单元机组热力系统的一个组成部分，它的功能是，当锅炉和汽轮机的运行情况不相匹配时，即锅炉产生的蒸汽量大于汽轮机所需要的蒸汽量时，多余部分可以不进入汽轮机而经过旁路减温减压后直接引入凝汽器或再热器。
如某厂采用由瑞士苏尔寿公司设计制造的100％bmcr高压旁路系统，由4×25％bmcr阀组成，控制系统为有独立液压油和喷水减温调节回路的av-6系统，该高压旁路系统具有调节、溢流和安全三种功能。在机组启动过程中，协调锅炉产汽量与汽轮机用量的汽量平衡，并使再热器有一定蒸汽流量通过冷却。能自动控制锅炉压力逐渐升高至预设值(如80bar)，并能控制锅炉出口压力恒定在预设压力值(如80bar)直至高压旁路关闭。
在锅炉升温升压阶段，适当地加大燃煤量，使高压旁路开度增大或达到期望的预设开度，以提高锅炉炉膛内部生成的热量，从而提升锅炉出口烟气温度。
位于锅炉顶部的高温再热器是通过吸收烟道内烟气热量来加热再热蒸汽，若提升再热器进口的冷段再热蒸汽温度，势必会减少再热器吸收烟气的热量，故将高压旁路阀后减温器温度设定值提高(如从300℃提升至360℃)，以进一步提高锅炉出口烟气温度。优选地，在对高压旁路阀后管道进行适应性改造后，最高运行温度允许值可进一步提升至500℃，从而提升高压旁路阀后温度也不会对管道及系统造成任何不良影响。
再一方面，可通过提高锅炉给水温度，来进一步优化方案。机组给水经给水泵升压后进入省煤器，省煤器为表面式换热器，通过吸收锅炉出口尾部烟气热量，使锅炉进口给水温度得到提升。故提高锅炉给水进口温度可以减少省煤器的换热温差，从而减少省煤器的对流换热量，使省煤器出口的烟温提高。
此外，省煤器出口烟气温度提高后，空气预热器出口烟温也将略有升高，会影响一点锅炉效率，但利用anb阀从汽水分离器回收热量加热除氧器以及利用汽轮机抽汽回热来提高锅炉给水温度，将会提高汽轮机的循环效率，可抵消锅炉效率降低的影响，机组效率还能得到提高。
如图2所示，以某火电厂的运行规程为例，机组高压加热器一般在并网后带一定负荷时逐步投入，其中，7号高压加热器抽汽是从高压缸a、b两侧排汽管上接出，经高排逆止门a、b后合为冷再汽母管，供各冷再汽用户，冷再母管再经电动隔绝门和七抽逆止门至7号高压加热器加热给水。所以7级抽汽在高压旁路投入后即有蒸汽，此时投入7号高压加热器，当再热器起压后7号高压加热器即可发挥作用，提升给水温度。且7级抽汽取至高排逆止门之后，机组启动初期锅炉需要较大的给水流量，再热汽压力和温度有限，不存在加热器超温的问题。因此，机组启动初期，旁路投入后可提前投入7号高压加热器，提高给水温度。
虽然在汽轮机冲转前投入7号高压加热器，由于抽汽压力较低，不能满足疏水逐级自流的要求，但可通过开启7号高压加热器的紧急疏水门，由紧急疏水门调整高加水位，避免汽机进水。
如图3所示，凝汽器(cond)中的凝结水通过凝泵(condpmps)升压，通过低压加热器(lphtrs)进入除氧器。再经给水泵(bfwpmps)进一步升压，通过高压加热器(hphtrs)，利用7级抽汽热量加热给水。吸收流经省煤器(econ)的烟气热量，并通过水冷壁(evap)、三级过热器(shtr、shtrplaten、finalplanet)加热工质。在机组并网前，大部分过热蒸汽通过高压旁路(hpbp)及低压旁路(lpbp)回至凝汽器(cond)或再热器(rh)中，从而形成汽水系统循环。
在该实施例中，采用三级高压加热器，除7号高压加热器，还包括6、8号高压加热器，6、8号高压加热器的抽汽汽源分别取自中压缸及高压缸级间，因此在汽机冲转前无法保证6、8号高压加热器投运。故在汽机复置、开始走步暖机时，全开6号高压加热器进汽门、打开8号高压加热器进汽旁路门，以进一步提高给水温度。
以下通过某火电厂600mw超临界火电机组在实施上述技术方案中的采样数据来进一步说明本实施例的火电机组启动阶段并网前投用脱硝装置的控制方法的技术效果。
在此处分别选取某厂一期机组三次不同日期的冷态启动，在后两次机组启动过程中，均已实现机组并网前投用脱硝装置。
三次机组启动的配煤方式(磨煤机a、b、c)：
第一次：a/b全加俄罗斯煤，c加俄罗斯30％+印尼70％。
第二次：a/b/c印尼煤50％+澳煤50％。
第三次：a全加澳煤，b/c全加印尼煤。
具体数据详见表1：
表1三次机组启动的配煤数据
从表1中不难看出，后两次机组启动时燃煤热值要比第一次的低出许多。在相同煤量下，热值高的煤种发的负荷高，但当燃用低热值燃煤时，由于炉膛温度降低，炉膛内辐射传热减少，势必会相应增加煤量。同时由于低热值煤中的非可燃成分较多，主要是n2、co2、h2o，使烟气产量增加，故锅炉出口烟气温度将会升高。而且后两次机组启动时燃煤水分要比第一次的高出许多。燃料中水分的增加会进一步使烟气量增加，升高锅炉出口烟气温度。
表2三次机组启动的高旁参数
按常规的机组启动方式，机组负荷需在230mw左右(40％负荷以下)长时间暖机，待锅炉出口烟气温度达到要求后再投用脱硝装置，而此时高压旁路早已关闭。从表2中可以发现，通过加大燃煤量(第2、3次)，使高压旁路始终保持一定的开度，并且结合提高高压旁路阀后减温器温度设定值，锅炉出口烟温得到了进一步的提升。
表3三次机组启动的锅炉入口给水温度及scr入口烟温
在常规启动方式中，需待汽轮机复置、开始走步暖机时，6级、7级和8级抽汽进汽门方有开允许条件，可以开出抽汽进汽门，对给水进行加热。在本实施例的控制方法中，通过对逻辑的修改，在确保安全的前提下，在锅炉点火之前，将7级抽汽开至30％左右后闭锁，保持一定开度。随着锅炉点火、燃煤生成热量后，随着锅炉一同升温升压，提前对锅炉进口给水温度，减少省煤器换热量，提升锅炉出口烟气温度。
如图4所示，在锅炉点火前，确保炉水品质合格后，开启anb、an及aa隔绝阀，将三者调门投自动。一旦汽水分离器中水位达到一定高度，anb调门将自动打开，将热量回收至除氧器，直接加热给水，提升给水温度。而非像之前仅仅开启an及aa隔绝阀，将二者调门投自动，直接将汽水分离器中的水排至炉水回收箱，任其溢流排放，损失大量热量。
在汽轮机复置后，因蒸汽进入汽缸，6号高压加热器及8号高压加热器有汽源，立即将二者随机投用，全开6号高压加热器进汽门、打开8号高压加热器进汽旁路门，进一步提高给水温度。
从表3中可以看到，通过利用汽轮机抽汽回热及anb阀回收热量，锅炉进口给水温度得到了大幅提升，升高了近100℃，大大减少了省煤器的换热量。并且通过上述一系列的有效措施，锅炉出口烟气温度提升幅度明显，从锅炉点火至投用脱硝装置所用时间缩短显著。
综上所述，本发明所公开的是一种简单易行、经济环保、安全可靠，在不增设任何新设备及系统改造前提下，仅从机组运行调节方面，提高锅炉进口给水温度及锅炉出口烟气温度，通过双重升温，使得脱硝装置入口烟温在机组启动过程中得到明显提升，实现了火电机组在启动阶段并网前投用脱硝装置的控制方法。国家对火电机组大气污染物的排放要求越来越严格，大气污染物排放浓度必须达到燃气轮机排放标准，其中氮氧化物排放浓度控制在50mg/nm3以下。本发明将应用于火电机组领域，有效提高scr入口烟温，降低锅炉烟气氮氧化物的排放量，绿色环保。
以上详细描述了本发明的较佳具体实施例。应当理解，本领域的普通技术人员无需创造性劳动就可以根据本发明的构思作出诸多修改和变化。因此，凡本技术领域中技术人员依本发明的构思在现有技术的基础上通过逻辑分析、推理或者有限的实验可以得到的技术方案，皆应在由权利要求书所确定的保护范围内。