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摘要：现如今，我国是科技快速发展的新时期，对燃煤发电机组进行超低排放改造，但在机组启动过程中不可避免存在烟温低现象，导致脱硝喷氨不能尽快投入。现行环保法规从机组并网开始对NOx排放进行考核，通过对机组启动过程中重要操作进行优化和调整，实现机组并网加负荷时间缩短，减少污染物排放。
关键词：超临界;机组启动;烟温;脱硝喷氨
引言
伴随着工业的发展，近年来环境污染问题越来越严重，世界上人们对环境污染越来越来越关注，特别是大气环境污染更是重中这重。我国的环境污染问题也越来越严重，国家对环境污染的治理更加重视。对于燃煤电厂对大气造成的污染主要二氧化硫及氮氧化物，对于脱硫技术我国已有很多成熟的经验，但对于脱硝技术（氮氧化物）却是才刚刚开始。从2011年起，国家规定脱硝项目必须和主体工程同时设计、同时施工、同时投入运行。在这种情况下，我厂的600MW机组在工程建设的同时也投入脱硝项目的建设并随机组同时投入了运行，但是在最初投入的阶段却未能投入自动运行，而是运行人员手动进行喷氨量的控制，这就要求我们必须有一套自动控制喷量的逻辑策略。此控制策略避免了需要增加专门的PID调节器即可实现较好的自动控制喷氨量。
1设备概况
某电厂600MW超临界燃煤机组作为上海锅炉厂有限公司生产的SG-1913/25.4-M960超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、四角切园燃烧方式，平衡通风、∏型露天布置、固态排渣、全钢架悬吊结构燃煤锅炉，设计煤种为神府东胜煤，2台机组于2007年初投产。机组安装的SCR脱硝系统由脱硝反应器、液氨储槽、氨喷射器、混合器、氮氧化物监测装置等组成，其中氨喷射器布置在反应器的水平入口烟道里。每台机组省煤器和空预器之间烟道上配备2台SCR脱硝系统，各处理50%的锅炉烟气量，属于高温高尘布置，此处烟道温度为280～420℃，能够满足脱硝反应所需温度。2台机组分别于2014、2015年进行了超低排放改造，吸收塔进行了扩容，加装湿式电除尘器，省煤器进行了高低温分级改造，实现了在220MW以上负荷脱硝喷氨保持投入。
2影响机组并网问题及解决方法
2.1首先确定给定值氨需量
根据给煤量计算烟气量：（1）理论干空气量V0（空气过剩系数a-1）的计算：V0=（1÷0.21）*（1.866*Car÷100+5.55*Har÷100+0.7*Sar÷100-0.7*Oar÷100）=0.0889*（Car+0.375*Sar）+0.2643*Har-0.0333*Oar=0.0889*Kar+0.2643*Har-0.0333*Oar其中Kar=Car+0.375*Sar，Car，Har，Sar，Oar均与燃煤煤质有关，当锅炉燃煤一定时，理论干空气量V0为一常量，DCS厂家可根据以上公式通过DCS模块实现理论干空气量V0的计算，其单位为m3（标准）/kg。（2）干烟气容积Vgy的计算：Vgy=（1.866*Car÷100+0.7*Sar÷100）+（0.79*V0+0.8*Nar÷100）+（a-1）*V0=1.866*（Car+0.375*Sar）÷100+（0.79*V0+0.8*Nar÷100）+（a-1）*V0=1.866*Kar÷100+（0.79*V0+0.8*Nar÷100）+（a-1）*V0上式中Kar=Car+0.375*Sar，Car，Har，Sar，Oar，Nar均与燃煤煤质有关，空气过剩系数a取1.4（根据实际情况也可设定为其他值），当锅炉燃煤煤质一定时，干烟气容积Vgy可通过上式计算，DCS厂家可根据以上公式通过DCS模块实现理论干烟气容积Vgy的计算，其单位为m3（标准）/kg。（3）根据给煤量（由机组DCS发出）可计算出一台机组燃煤产生的干烟气量：干烟气量（m3（标准）/h）=干烟气容积（m3（标准）/kg）*给煤量（kg/h）。（4）一台反应器的干烟气量为一台机组的干烟气量除以2，调试时根据调试测得的两台反应器的烟气流量比进行修正。（说明：DCS实现的功能为在DCS操作屏上输入燃煤煤质相关参数即可求得上述公式中的相关量，并在DCS上显示脱硫效率。）（5）根据公式Fnh3=V*（CNO入口-CNOX出口）*（0.95*17/1.53*30+0.05*2*17/46）*10-6CNOX=CNO*1.53/0.95*15/（21-O2）（其中：CNO、O2为现场来的测量值）计算出所需要的喷氨量。
2.2尽量提高除氧器水温
锅炉上水通过采用临机辅汽对除氧器进行加热，锅炉点火升压后尽量多回收启动分离器疏水回除氧器。汽轮机挂闸后打开四段抽汽电动阀和四段抽汽供除氧器电动阀，使四段抽汽管路随机滑启。由于采取了点火后投入2号高加及1、3号高加随机滑启操作，机组并网后可逐步提前回收高加疏水至除氧器。经过试验，机组负荷150MW高加疏水完全实现逐级自流转为正常运行方式。采用以上举措后除氧器水温保持不低于150℃，使锅炉给水温度始终保持在较高水平，有利于烟温提高。当除氧器水位由120℃提升至150℃，可提高排烟温度约10℃。
2.3采用汽动给水泵全程调节
机组给水系统配置2台50%容量的汽动给水泵（以下简称汽泵）和1台30%容量的电动给水泵（以下简称电泵）。按照原设计，机组启动时，从锅炉上水到并网带负荷至150MW由电泵给水，然后并入1台汽泵运行，加负荷至300MW后并入另外1台汽泵退出电泵，给水系统转至正常方式运行。这就导致机组加负荷至150MW时不得不停下来，等待汽泵冲转正常并入给水系统才能继续加负荷，严重拖慢了加负荷提高烟温的节奏。从2015年起，实施汽泵全程调节技术。锅炉上水时，只需启动1台汽泵前置泵运行，通过省煤器进口电动阀节流维持10%BMCR的流量上水。上水完成后全开省煤器进口电动阀，启动第2台汽泵前置泵并列运行，通过开关1台汽泵出口阀实现锅炉变流量冲洗，冲洗完成后全开2台汽泵出口阀建立启动给水流量，锅炉点火。点火后利用临机辅汽冲转1台小机，锅炉起压后逐渐提高小机转速维持给水流量，停运另1台汽泵前置泵。锅炉继续升压，再热器压力建立后投入在运小机高压汽源。
2.4优化控制策略的实现
由于DCS中无法实现预测控制等先进控制模块，本文采用了由东南大学研制的电厂实时优化控制平台INFIT来实现新型的SCR脱硝优化控制系统，INFIT控制平台不仅具有各种常规的经典控制模块，还具有如广义预测控制、自适应smith补偿控制、模糊智能前馈控制等各种先进的现代控制算法模块，可以实现基于经典控制算法和现代控制算法的各类优化控制方案，专门用于解决火电机组中的各种难点控制问题。
结语
由于脱硝项目属于国家新型的刚刚起步的项目，而喷氨量自动控制系统尚未有完全成熟的控制策略，很多厂是增加了专门的装置来控制的，此套控制策略在我厂完美的实现的喷氨量的自动控制，实际运行效果相当好，属于有创造性的控制策略，在当前电厂行业中有一定的先进性和可借鉴性。本技术在我厂的应用情况反应很好，但由于受现场测量技术的影响，有时运行人员需要设置的偏差比较大，希望同仁们能找到更加理想的控制策略。
参考文献
〔1〕侯剑雄，刘志东.超临界机组启停过程节能及环保策略〔J〕.電力科技与环保.2017（3）：52-55.
〔2〕任绍军.国产600MW超临界机组无电泵启动的分析〔J〕.能源与节能.2016（9）：167-168.
关键词：超临界;机组启动;烟温;脱硝喷氨
引言
伴随着工业的发展，近年来环境污染问题越来越严重，世界上人们对环境污染越来越来越关注，特别是大气环境污染更是重中这重。我国的环境污染问题也越来越严重，国家对环境污染的治理更加重视。对于燃煤电厂对大气造成的污染主要二氧化硫及氮氧化物，对于脱硫技术我国已有很多成熟的经验，但对于脱硝技术（氮氧化物）却是才刚刚开始。从2011年起，国家规定脱硝项目必须和主体工程同时设计、同时施工、同时投入运行。在这种情况下，我厂的600MW机组在工程建设的同时也投入脱硝项目的建设并随机组同时投入了运行，但是在最初投入的阶段却未能投入自动运行，而是运行人员手动进行喷氨量的控制，这就要求我们必须有一套自动控制喷量的逻辑策略。此控制策略避免了需要增加专门的PID调节器即可实现较好的自动控制喷氨量。
1设备概况
某电厂600MW超临界燃煤机组作为上海锅炉厂有限公司生产的SG-1913/25.4-M960超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、四角切园燃烧方式，平衡通风、∏型露天布置、固态排渣、全钢架悬吊结构燃煤锅炉，设计煤种为神府东胜煤，2台机组于2007年初投产。机组安装的SCR脱硝系统由脱硝反应器、液氨储槽、氨喷射器、混合器、氮氧化物监测装置等组成，其中氨喷射器布置在反应器的水平入口烟道里。每台机组省煤器和空预器之间烟道上配备2台SCR脱硝系统，各处理50%的锅炉烟气量，属于高温高尘布置，此处烟道温度为280～420℃，能够满足脱硝反应所需温度。2台机组分别于2014、2015年进行了超低排放改造，吸收塔进行了扩容，加装湿式电除尘器，省煤器进行了高低温分级改造，实现了在220MW以上负荷脱硝喷氨保持投入。
2影响机组并网问题及解决方法
2.1首先确定给定值氨需量
根据给煤量计算烟气量：（1）理论干空气量V0（空气过剩系数a-1）的计算：V0=（1÷0.21）*（1.866*Car÷100+5.55*Har÷100+0.7*Sar÷100-0.7*Oar÷100）=0.0889*（Car+0.375*Sar）+0.2643*Har-0.0333*Oar=0.0889*Kar+0.2643*Har-0.0333*Oar其中Kar=Car+0.375*Sar，Car，Har，Sar，Oar均与燃煤煤质有关，当锅炉燃煤一定时，理论干空气量V0为一常量，DCS厂家可根据以上公式通过DCS模块实现理论干空气量V0的计算，其单位为m3（标准）/kg。（2）干烟气容积Vgy的计算：Vgy=（1.866*Car÷100+0.7*Sar÷100）+（0.79*V0+0.8*Nar÷100）+（a-1）*V0=1.866*（Car+0.375*Sar）÷100+（0.79*V0+0.8*Nar÷100）+（a-1）*V0=1.866*Kar÷100+（0.79*V0+0.8*Nar÷100）+（a-1）*V0上式中Kar=Car+0.375*Sar，Car，Har，Sar，Oar，Nar均与燃煤煤质有关，空气过剩系数a取1.4（根据实际情况也可设定为其他值），当锅炉燃煤煤质一定时，干烟气容积Vgy可通过上式计算，DCS厂家可根据以上公式通过DCS模块实现理论干烟气容积Vgy的计算，其单位为m3（标准）/kg。（3）根据给煤量（由机组DCS发出）可计算出一台机组燃煤产生的干烟气量：干烟气量（m3（标准）/h）=干烟气容积（m3（标准）/kg）*给煤量（kg/h）。（4）一台反应器的干烟气量为一台机组的干烟气量除以2，调试时根据调试测得的两台反应器的烟气流量比进行修正。（说明：DCS实现的功能为在DCS操作屏上输入燃煤煤质相关参数即可求得上述公式中的相关量，并在DCS上显示脱硫效率。）（5）根据公式Fnh3=V*（CNO入口-CNOX出口）*（0.95*17/1.53*30+0.05*2*17/46）*10-6CNOX=CNO*1.53/0.95*15/（21-O2）（其中：CNO、O2为现场来的测量值）计算出所需要的喷氨量。
2.2尽量提高除氧器水温
锅炉上水通过采用临机辅汽对除氧器进行加热，锅炉点火升压后尽量多回收启动分离器疏水回除氧器。汽轮机挂闸后打开四段抽汽电动阀和四段抽汽供除氧器电动阀，使四段抽汽管路随机滑启。由于采取了点火后投入2号高加及1、3号高加随机滑启操作，机组并网后可逐步提前回收高加疏水至除氧器。经过试验，机组负荷150MW高加疏水完全实现逐级自流转为正常运行方式。采用以上举措后除氧器水温保持不低于150℃，使锅炉给水温度始终保持在较高水平，有利于烟温提高。当除氧器水位由120℃提升至150℃，可提高排烟温度约10℃。
2.3采用汽动给水泵全程调节
机组给水系统配置2台50%容量的汽动给水泵（以下简称汽泵）和1台30%容量的电动给水泵（以下简称电泵）。按照原设计，机组启动时，从锅炉上水到并网带负荷至150MW由电泵给水，然后并入1台汽泵运行，加负荷至300MW后并入另外1台汽泵退出电泵，给水系统转至正常方式运行。这就导致机组加负荷至150MW时不得不停下来，等待汽泵冲转正常并入给水系统才能继续加负荷，严重拖慢了加负荷提高烟温的节奏。从2015年起，实施汽泵全程调节技术。锅炉上水时，只需启动1台汽泵前置泵运行，通过省煤器进口电动阀节流维持10%BMCR的流量上水。上水完成后全开省煤器进口电动阀，启动第2台汽泵前置泵并列运行，通过开关1台汽泵出口阀实现锅炉变流量冲洗，冲洗完成后全开2台汽泵出口阀建立启动给水流量，锅炉点火。点火后利用临机辅汽冲转1台小机，锅炉起压后逐渐提高小机转速维持给水流量，停运另1台汽泵前置泵。锅炉继续升压，再热器压力建立后投入在运小机高压汽源。
2.4优化控制策略的实现
由于DCS中无法实现预测控制等先进控制模块，本文采用了由东南大学研制的电厂实时优化控制平台INFIT来实现新型的SCR脱硝优化控制系统，INFIT控制平台不仅具有各种常规的经典控制模块，还具有如广义预测控制、自适应smith补偿控制、模糊智能前馈控制等各种先进的现代控制算法模块，可以实现基于经典控制算法和现代控制算法的各类优化控制方案，专门用于解决火电机组中的各种难点控制问题。
结语
由于脱硝项目属于国家新型的刚刚起步的项目，而喷氨量自动控制系统尚未有完全成熟的控制策略，很多厂是增加了专门的装置来控制的，此套控制策略在我厂完美的实现的喷氨量的自动控制，实际运行效果相当好，属于有创造性的控制策略，在当前电厂行业中有一定的先进性和可借鉴性。本技术在我厂的应用情况反应很好，但由于受现场测量技术的影响，有时运行人员需要设置的偏差比较大，希望同仁们能找到更加理想的控制策略。
参考文献
〔1〕侯剑雄，刘志东.超临界机组启停过程节能及环保策略〔J〕.電力科技与环保.2017（3）：52-55.
〔2〕任绍军.国产600MW超临界机组无电泵启动的分析〔J〕.能源与节能.2016（9）：167-168.