本申请涉及燃煤电厂脱硝领域，具体而言，涉及一种全负荷的脱硝工艺。
背景技术：
国内大型燃煤火电机组三项环保指标中除尘、脱硫全程达标排放技术已成熟，SCR脱硝过程受催化剂反应温度(在280℃-420℃时才能反应)的限制，机组负荷(通常＜40％BMCR)SCR脱硝设备入口处的烟气温度无法达到催化剂稳定工作温度，SCR无法进行脱硝，燃煤火电机组的NOx排放值超标。
为扩大火电机组脱硝运行的负荷区间，使得机组在更宽负荷时也能实现脱硝，目前普遍采用省煤器旁路烟道或省煤器分置在SCR前后，同时辅以汽机侧增设高压加热器提升给水温度的改造方案，实现机组宽负荷脱硝目标。
绝大部分机组改造后投脱硝负荷降至10％BMCR-30％BMCR；个案亚临界机组实施省煤器大比例分置改造，可以实现机组并网前至停机全负荷脱硝，但存在并网带负荷初期以及停机解列前省煤器汽化汽包水位低MFT动作停机隐患，机组可靠性降低。并且，上述的改造方案的投资巨大，工程施工影响机组利用时间。
技术实现要素：
本申请的主要目的在于提供一种全负荷的脱硝工艺，以解决现有技术中的脱硝工艺无法同时达到低成本以及全负荷的问题。
为了实现上述目的，根据本申请的一个方面，提供了一种全负荷的脱硝工艺，该脱硝工艺采用火电机组实施，上述火电机组包括高低压旁路系统、锅炉与汽机系统，上述锅炉包括循环泵与省煤器，上述汽机系统包括汽机与设置在上述汽机中的高压加热器，上述循环泵与上述省煤器的入口连接并向上述省煤器的入口输送泵给水，上述高压加热器与上述省煤器的入口连接并向上述省煤器的入口输送高加给水，上述高加给水与上述泵给水形成省煤器入口给水，其中，上述脱硝工艺包括：控制上述高加给水的温度大于或等于160℃，和/或控制上述泵给水的温度大于或等于280℃，使得上述省煤器入口给水的温度大于或等于265℃。
进一步地，上述脱硝工艺还包括：控制上述高加给水的流量占上述省煤器入口给水的流量的10％～30％。
进一步地，上述锅炉与上述高低压旁路系统同时启动，上述高低压旁路系统对上述高压加热器中的水进行加热形成高加给水，上述脱硝工艺还包括：控制上述高加给水的温度在160～200℃之间。
进一步地，上述汽机系统包括给水泵，上述高压加热器与上述给水泵以及上述高低压旁路系统均连接，上述给水泵向上述高压加热器输送泵水，上述高低压旁路系统输出的蒸汽对上述泵水加热形成上述高加给水，控制上述蒸汽的压力在0.7～1.1MPa之间。
进一步地，控制上述泵给水的温度在280～300℃之间。
进一步地，控制上述锅炉内的压力大于或等于6.0MPa，以使上述泵给水的温度大于或等于280℃。
进一步地，控制上述高加给水的流量占上述省煤器入口给水的流量的10％～20％。
进一步地，上述高低压旁路系统包括低压旁路，当上述低压旁路内的压力上升至大于或等于0.5MPa时，启动上述高压加热器。
应用本申请的技术方案，只需要控制高加给水的温度大于或等于160℃和/或同时控制泵给水的温度大于或等于280℃，以使得上述省煤器入口给水的温度大于或等于265℃就可以实现火电机组的全负荷脱硝，且该脱硝工艺不需要对火电机组的设备进行任何的改造，不需要改造成本，实现了低成本下的全负荷脱硝。
附图说明
构成本申请的一部分的说明书附图用来提供对本申请的进一步理解，本申请的示意性实施例及其说明用于解释本申请，并不构成对本申请的不当限定。在附图中：
图1示出了根据本申请的实施例1的火电机组的结构示意图。
其中，上述附图包括以下附图标记：
10、锅炉本体；11、SCR脱硝设备；12、过热器；13、再热器；14、省煤器；15、分离器；16、循环泵；21、1号高压加热器；22、2号高压加热器；23、3号高压加热器；24、高压缸；25、中压缸；26、低压缸；27、凝汽器；28、凝结水泵；29、除氧器；30、给水泵。
具体实施方式
应该指出，以下详细说明都是例示性的，旨在对本申请提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本申请所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本申请的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作、器件、组件和/或它们的组合。
正如背景技术所介绍的，现有技术中的脱硝工艺无法同时达到低成本以及全负荷，为了解决如上的技术问题，本申请提出了一种全负荷的脱硝工艺。
本申请的一种典型的实施方式中，提供了一种全负荷的脱硝工艺，上述火电机组包括高低压旁路系统、锅炉与汽机系统，锅炉与汽机之间由高低压旁路系统连接，上述锅炉包括循环泵与省煤器、、上述汽机系统包括汽机与设置在上述汽机中的高压加热器，上述循环泵与上述省煤器的入口连接并向上述省煤器的入口输送泵给水，上述高压加热器与上述省煤器的入口连接并向上述省煤器的入口输送高加给水，上述高加给水与上述泵给水形成省煤器入口给水，上述脱硝工艺包括：控制上述高加给水的温度大于或等于160℃和/或控制上述泵给水的温度大于或等于280℃，使得上述省煤器入口给水的温度大于或等于265℃，由于该省煤器入口给水与烟气在省煤器中进行换热，并且，省煤器入口给水作为冷源，烟气作为热源，使得省煤器入口给水的温度大于或等于265℃，使得SCR脱硝设备入口处的烟气的温度较高，保证了脱硝反应的顺利进行，实现全负荷脱硝，本申请中的全负荷是指发电机开始发电至停机止。
本申请的脱硝工艺中，只需要控制高加给水的温度大于或等于160℃和/或同时控制泵给水的温度大于或等于280℃，以使得上述省煤器入口给水的温度大于或等于265℃，就能使得SCR设备入口处的烟气的温度较高，进而提高了脱硝反应发生的可能性，实现了火电机组的全负荷脱硝，且该脱硝工艺不需要对火电机组的设备进行任何的改造，不需要改造成本，实现了低成本下的全负荷脱硝。
本申请中可以根据实际情况单独控制高加给水的温度大于或等于160℃，或者单独控制控制上述泵给水的温度大于或等于280℃，也可以同时控制上述高加给水的温度大于或等于160℃与上述泵给水的温度大于或等于280℃。
本申请中的一种实施例中，上述脱硝工艺中，同时控制上述高加给水的温度大于160℃与上述泵给水的温度大于280℃，就可以较容易地将省煤器入口给水的温度大于265℃，实现全负荷脱硝，且还可以保证脱硝工艺安全顺利地进行。
本申请中的高加给水的流量与泵给水的流量可以是任何的比例，本领域技术人员可以根据实际情况确定二者的比例。本申请中要求高加给水的流量与锅炉蒸发掉对应的流量是相同，禁止从锅炉分离器放水，通过上述泵水流量保证锅炉安全运行。
本申请的一种实施例中，上述脱硝工艺还包括：控制上述高加给水的流量占上述省煤器入口给水的流量的10％～30％。一般锅炉的蒸发量占省煤器入口给水的流量的10～30％，所以将高加给水的流量控制在这个范围内，能够保证省煤器入口给水温度达到SCR运行温度要求。
本申请的另一种实施例中，与现有技术中不同(现有技术中并不是在高低压旁路系统启动的同时投入上述高压加热器)，上述高低压旁路系统对上述高压加热器中的水进行加热形成较高温度的高加给水，上述脱硝工艺还包括：控制上述高加给水的温度在160～200℃之间。这样可以进一步保证省煤器入口给水的温度可以较容易第控制到265℃以上，进而实现全负荷脱硝。
本申请的再一种实施例中，上述汽机系统包括给水泵，上述高压加热器与上述给水泵以及上述高低压旁路系统均连接，上述给水泵向上述高压加热器输送泵水，上述高低压旁路系统输出的蒸汽对上述泵水加热形成上述高加给水，控制上述蒸汽的压力在0.7～1.1MPa之间，即低压旁路的蒸汽的压力在0.7～1.1MPa之间时，再采用该蒸汽对汽机的水加热，这样就可以将高价给水的温度控制在大于或等于160℃，继而进一步保证了全负荷脱硝工艺的实现。
为了将省煤器入口给水的温度控制在265℃～280℃之间，进一步保证省煤器出口烟气的温度达到SCR反应温度，本申请的一种实施例中，上述泵给水的温度在280～300℃之间。
本申请的又一种实施例中，控制上述锅炉内的压力大于或等于6.0MPa，以使上述泵给水的温度大于或等于280℃。这样只需要通过控制锅炉内的压力就可以使得泵给水的温度大于或等于280℃，进一步保证了全负荷脱硝。
为了使得循环泵大流量循环，进而有效地避免省煤器汽化振动，同时，进一步保证全负荷脱硝工艺的实现，本申请的一种实施例中，控制上述高加给水的流量占上述省煤器入口给水的流量的10％～20％。且相对于通过省煤器分置改造实现全负荷脱硝的亚临界汽包炉(存在省煤器汽化锅炉跳闸隐患，威胁设备安全)来说，该控制可消除机组并网带负荷初期汽包水位低MTF动作隐患。
本申请的另一种优选的实施例中，控制上述高加给水的温度大于或等于160℃且控制上述泵给水的温度大于或等于280℃，同时控制上述高加给水的流量占上述省煤器入口给水的流量的10～20％之间，这样不仅可以保证以低成本的方式实现低脱硝甚至是全脱硝，还可以保证机组的可靠性。
为了进一步使得高加给水的温度较快地达到190℃，进而保证全负荷或者全程脱硝的实现，本申请的一种实施例中，上述高低压旁路系统包括低压旁路，当上述低压旁路内的压力上升至大于或等于0.5MPa时，启动上述高压加热器，上述低压旁路压力达到1.1Mpa时，高加给水温度达到190℃。
本申请的技术方案实际主要包括：
控制除氧器温度：
锅炉点火至机组并网带负荷初期，辅助蒸汽加热除氧器水温105℃-130℃，停机过程参数相同，除氧器水温随锅炉参数调整。
提升高压加热器给水温度：
大型汽轮发电机组回热系统均设计1台冷再供汽高压加热器；
绝大部分机组配置30％BMCR-100％BMCR容量高低压旁路系统，以配合汽机(汽轮机)中压缸启动或高、中压缸联合启动。
汽机冲转前低压旁路(冷再热段)供汽投入1台高压加热器，汽机定速前给水温度提升至160℃-200℃；对于已完成1台高压加热器临机供汽改造的机组，辅汽压力提升至0.8Mpa-1.2Mpa，高加疏水排凝汽器；停机过程全部高加连续运行。
启机提升高加给水温度，锅炉启动阶段蒸发量相对增大，有效改善锅炉各受热面运行条件，有利于避免局部超温和氧化皮形成。
提升省煤器入口给水温度：
机组启动锅炉升温升压阶段，保持省煤器大流量，控制高加给水的流量(即相当于锅炉的蒸发量)占省煤器入口总给水流量的10％～20％，省煤器入口给水温度＞265℃，大流量循环可有效避免省煤器汽化振动。可消除机组并网带负荷初期汽包水位低MTF动作隐患；停机参数的控制策略相同。
机组并网前及停机解列前脱硝连续运行：
省煤器循环流量可调，SCR入口烟温可控，保持SCR入口烟气温度＞290℃，脱硝连续运行。对于超临界直流炉，湿态转直流干态，应及时升负荷至40％以上，维持SCR入口烟气温度＞290℃，避免短时烟温低脱硝退出。停机过程锅炉由直流干态转湿态，及时启动炉水循环泵，逐渐增加流量，保持SCR入口烟气温度＞290℃。
本申请的技术方案是基于国内三大发电设备制造厂典型热力系统实施的运行优化，核心是省煤器入口流量可调、温度可控，对大多数现役超临界机组不需要系统改造，实施以上技术方案即可实现全负荷脱硝，节约大量改造费用，实现绿色发电目标。
并且，本申请的技术方案避免大规模改造保证机组利用小时；对于配置循环泵的超临界百万机组，不需分置省煤器改造，也可实现全负荷脱硝；对亚临界强制循环汽包炉，不需要实施省煤器分置改造，只对省煤器再循环管道增容即可实现全负荷脱硝；改造费用低，运行方式灵活，可消除机组并网带负荷初期省煤器汽化汽包水位低MTF动作隐患。
为了使得本领域技术人员可以更加清楚地了解本申请的技术方案，以下将结合具体的实施例来说明本申请的技术方案。
实施例1
神华国能哈密电厂有四台同型号的660MW超临界燃煤机组(火电机组中的一种)，分别为1号机组、2号机组、3号机组与4号机组，每台机组的结构如图1所示，该型号机组设备选型如下：
锅炉：
本工程安装上海电气集团4×660MW超临界塔式直流锅炉，型号：SG-2236/25.4-M6007，螺旋管圈、单炉膛、四角切园燃烧、摆动喷嘴调温、一次再热、平衡通风、干式捞渣机固态排渣锅炉。设计燃用当地劣质烟煤，锅炉包括锅炉本体10，锅炉还包括省煤器14以及后布置的SCR脱硝设备11，下部两侧各布置1台三分仓容克式空气预热器。
锅炉设备设计特点：
每台锅炉配置6台磨煤机，BMCR(锅炉最大连续蒸发量)的工作情况下，5台磨煤机运行，1台磨煤机备运行；其中，锅炉下部的A磨燃烧器与B磨燃烧器配置等离子点火装置，并保证锅炉整体性能。
每台锅炉配一台KSB制造循环泵16，用于保证启动至纯直流干态前水冷壁水动力安全，设计流量30％BMCR(671t/h)。
机组配置两级串联高压旁路系统与低压旁路系统，按30％的额定容量(额定容量即锅炉最大蒸发量)配置。
脱硝装置：采用纯度为99.6％的液氨作为脱硝反应剂，蜂窝式2+1层催化剂，BMCR工况设计入口NOx含量500mg/Nm3，脱硝效率＞80％，出口NOx排放浓度＜100mg/Nm3，SCR连续运行烟温＞290℃。
机组冷态启动冲转前锅炉参数：设计高低压旁路系统自动控制，过热器12(是锅炉出口的换热器，此蒸汽引入汽机做功，在进入汽机前设计有旁路管道，即高压旁路，下一级压力配置低压旁路，锅炉蒸汽可以通过高低压旁路系统排至汽机冷却系统冷凝为水)出口压力达8.4～8.9MPa，主汽温度380℃、再热汽温340℃，蒸汽温度与汽机相匹配，锅炉还包括再热器13与分离器15。
汽机本体：
汽机为东方汽机厂制造的超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽与直接空冷凝汽式汽机，型号：NZK660-24.2/566/566。
汽机设备设计特点：
机组设计7级非调整回热抽汽、3个高压加热器(分别为1号高压加热器21、2号高压加热器22与3号高压加热器23)、凝汽器27、凝结水泵28、除氧器29、给水泵30、高压缸24、中压缸25、低压缸26与3个低压加热器(图1中未示出)，其中，3个高压加热器分别与上述汽机以及上述锅炉连接，高压缸排汽冷再热对其中的2号高压加热器供汽，且2号高压加热器的出口与省煤器14的入口连接，向省煤器14的入口输送高加给水。
机组采用旁路系统配合高压缸24与中压缸25联合启动，冷态启动汽机冲转前主汽压力8.73Mpa，主汽温度390℃，再热压力1.1Mpa，冷再热蒸汽温度240℃，热再热蒸汽温度340℃。冷态启动高压缸24预暖至机组并网10小时，机组并网至40％负荷投脱硝5小时。
3号机组并网前投脱硝：
2016年7月27日，按国网调度令哈密电厂3号机组启动，实施机组并网前投脱硝方案：
除氧器29连续除氧，水温控制110℃-120℃；
提升2号高压加热器的出口给水温度：
7月27日00时30分，3号炉点火，低压旁路(冷再热)压力达到0.5Mpa，投入2号高压加热器。4时40分，低压旁路(冷再热)压力达到设计值1.1Mpa，2号高压加热器22出口的给水温度(高加给水)达到193℃。
提升循环泵出口的给水温度：
点火前锅炉循环泵16投入运行，保持泵出口循环流量550t/h。27日5时49分，3A磨等离子模式运行，煤量40t/h，锅炉升压至6.3Mpa，循环泵16出口的给水(即泵给水)温度为281℃，循环泵16保持大流量，使得高加给水(2号高压加热器出口的水)的流量与上述泵给水的流量的比为7:37。
泵给水与高加水混合后，省煤器入口给水的温度达到267℃。
汽机冲转前投脱硝
27日5时50分，3号汽机冲转前SCR入口烟气温度达到297℃，脱硝投入运行，锅炉各部烟温平稳。6时，烟窗NOx降至75mg/Nm3，之后稳定在20mg/Nm3；6时30分，3号机冲转。12时50分，3号机组并网，脱硝参数平稳；机组升负荷启磨通风，有3分钟NOx超100mg/Nm3。15时，机组升负荷至240MW，锅炉转干态，保持SCR入口烟温＞297℃，脱硝系统参数平稳，烟窗NOx稳定在40mg/Nm3以内。
实施例2
神华国能哈密电厂1号机组并网前投脱硝
2016年7月27日，按国网调度令哈密电厂1号机组启动，机组并网前脱硝投入运行，并网至40％负荷烟窗NOx达标排放。
实施例3
神华国能哈密电厂1号机组滑参数停机连续脱硝
2016年国庆节前，接国调中心令哈密1号机组9月26日晚高峰后停机备用，实施停机过程连续脱硝方案。
锅炉转湿态启动炉水循环泵提升省煤器入口水温，脱硝连续运行：
9月26日22时40分，1号机组降出力至30％(200MW)，锅炉转湿态，省煤器入口给水温度219℃，SCR入口烟温297℃，启动炉水循环泵；22时50分，机组降出力至15％(100MW)，主蒸汽温度滑至430℃，高加后给水温度209℃，炉水循环泵流量调至440t/h，省煤器入口给水温度提升至277℃，SCR入口烟温291℃(脱硝厂家规定：SCR入口烟温280℃脱硝连续运行≯4小时)，脱硝连续运行。
打闸停机前脱硝退出运行：
9月26日22时52分，为避免SCR催化剂内残存氨，打闸停机前14分钟关闭喷氨阀，SCR入口烟温292℃，退出脱硝。22时06分，1号机组降出力至6％(40MW)，打闸停机，锅炉熄火吹扫。
哈密1号机组全程脱硝试验结论：
哈密电厂1号机组2016年7月27日启动，机组并网前1500rpm脱硝投入运行，9月26日停机解列脱硝退出运行，实现了超临界燃煤机组启停机全负荷脱硝目标。
实施例4
神华国能鄂温克电厂1号机组并网前投脱硝
鄂温克电厂安装2×600MW超临界燃煤机组，锅炉配置1台启动30％BMCR容量循环泵，高压旁路系统与低压旁路系统，汽机中的高压缸与中压缸联合启动(是指汽机从静止到定速3000rpm过程高压缸、中压缸同时进蒸汽)。2016年9月2日，按调度令鄂温克电厂1号机组启动，参照哈密电厂技术方案实施并网前投脱硝试验：
提升高加给水温度：
为防治锅炉氧化皮，此前鄂温克电厂实施了临机辅助蒸汽供#1高压加热器改造，此次启动，辅汽压力0.7Mpa，高加出口给水温度160℃。
提升省煤器入口给水的温度投脱硝：
锅炉压力11.5Mpa，泵给水温度310℃，泵给水与高加给水流量比约为4:1，汽机定速3000rpm，主汽压力11.0Mpa，省煤器出口水温280℃，SCR入口烟气温度达到320℃，脱硝投入运行。机组带负荷转干态前后，给水流量增大，SCR入口烟温低脱硝短时退出运行，机组负荷升至40％，脱硝重新投入运行。
实施例5
与实施例1的区别在于，提升2号高压加热器的出口给水温度：
7月27日00时30分，3号炉点火，低压旁路(冷再热)压力达到0.5Mpa，投入第二个高压加热器。4时40分，低压旁路(冷再热)压力达到设计值0.8Mpa，2号高压加热器出口的给水温度(高加给水)达到160℃。
提升循环泵出的口给水温度：
点火前锅炉循环泵投入运行，保持泵出口循环流量550t/h。27日5时49分，3A磨等离子模式运行，煤量40t/h，锅炉升压至8.3Mpa，循环泵出口的给水(即泵给水)温度为296℃，循环泵保持大流量，使得高加给水的流量与上述泵给水的流量的比为1:9。
泵给水与高加水混合后，省煤器入口给水的温度达到272.6℃。
汽机冲转前投脱硝
27日5时50分，3号机组SCR脱硝设备入口烟气温度达到297℃，脱硝投入运行，锅炉各部烟温平稳。6时，烟窗NOx降至75mg/Nm3，之后稳定在20mg/Nm3；6时30分，3号机冲转。12时50分，3号机组并网，脱硝参数平稳；机组升负荷启磨通风，有3分钟NOx超100mg/Nm3。15时，机组升负荷至240MW，锅炉转干态，保持SCR入口烟温＞297℃，脱硝系统参数平稳，烟窗NOx稳定在40mg/Nm3以内。
火电厂SCR脱硝连续运行4小时的必要条件是烟气温度＞280℃，充分条件是烟气温度＞290℃，本技术路线采取提升省煤器入口水温满足SCR脱硝设备的运行温度，在3个600MW等级超临界燃煤机组实施方案，效果良好，其中，实施例3的哈密1号机组完成并网前至停机解列全负荷脱硝，在同类型机组具有普遍应用价值。
从以上的描述中，可以看出，本申请上述的实施例实现了如下技术效果：
本申请的脱硝工艺中，只需要控制高加给水的温度大于或等于160℃和/或同时控制泵给水的温度大于或等于280℃，以使得上述省煤器入口给水的温度大于或等于265℃，就能使得SCR设备入口处的烟气的温度较高，进而提高了脱硝反应发生的可能性，实现了火电机组的全负荷脱硝，且该脱硝工艺不需要对火电机系统组的设备进行任何的改造，不需要改造成本，实现了低成本下的全负荷脱硝，对实现2016年国家环保部提出的火电厂煤粉锅炉点火后3小时投脱硝要求提供了新的技术路线。
以上所述仅为本申请的优选实施例而已，并不用于限制本申请，对于本领域的技术人员来说，本申请可以有各种更改和变化。凡在本申请的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的保护范围之内。