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脱硝烟温与发电效率如何兼顾?
将原先布置在脱硝反应器上游的省煤器一分为二, 60万千瓦的机组在发电负荷不低于25万千瓦时,能正常脱硝,实现超低排放
唐永光表示,给水回热和锅炉热水再循环改造方案投入成本比较低,能够提高机组运行负荷,达到脱硝装置投运率要求,但是机组发电效率略有降低。
为了既保证脱硝烟温,又尽量减少对锅炉热效率的影响,广东珠海金湾发电公司采用了锅炉省煤器分级布置改造方案。
金湾发电公司生产技术分部主任薛智介绍,锅炉省煤器分级布置改造方案将原先布置在脱硝反应器上游的省煤器一分为二,切除部分省煤器,将其安装在反应器的下游。这样,减少了反应器上游省煤器的吸热量,烟气经过上游省煤器后,仍能保持相对较高的烟温进入脱硝装置,烟气脱硝完成之后再进入下游省煤器。
“改造前脱硝装置入口烟温只有280℃,改造后能达到310℃。”薛智介绍,金湾电厂3、4号机组装机容量都是60万千瓦,此前,由于电网调峰,机组发电负荷低于40万千瓦的时候,脱硝装置就自动退出。现在,只要发电负荷不低于25万千瓦,都能保证脱硝设施正常运行。据介绍,金湾发电公司3号机组改造项目还被列为国家能源局煤电机组环保改造示范项目。
“氮氧化物排放浓度15.86mg/Nm3,二氧化硫6.48mg/Nm3,烟尘2.30mg/Nm3。”记者近日在金湾发电公司中控室看到,3号机组3项污染物排放指标均优于燃气机组的排放标准(氮氧化物≤50mg/Nm3,二氧化硫≤35mg/Nm3,烟尘≤5mg/Nm3),实现了超低排放。
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