曾经它的建设，创造了云南省运输史上的六个“第一”;它的投产，创立了我国拥有自主知识产权的洁净煤发电技术。它就是由云南大唐国际红河发电有限责任公司(以下简称“大唐国际红河发电公司”)建设和经营的全国第一、二台国产300MW级循环流化床机组，现在它将以新的机遇、新的挑战、新的姿态屹立在那七彩之滇。
大唐国际红河发电公司：
国产300MW循环硫化床机组逆势攻坚 整装彰显新活力
新华网9月18日电 追溯大唐国际红河发电公司十年历史，2001年公司成立、2003年桩基工程动工、2004年工程正式开工建设，随后仅用了两年的时间就将两台引进技术国内设计制造的300MW循环流化床机组建成投产。该项目开创了我国技贸结合引300MW循环流化床锅炉技术国产化的先河，为大型循环流化床锅炉机组在我国的成功应用和推广树立了不朽的丰碑，荣获了“鲁班奖”、“中国电力行业优质工程”、“中国电力科学技术一等奖”、“国家科学技术进步二等奖”、“云南省科技进步二等奖”等诸多荣誉。投产后，公司安全生产形势稳定，各项生产技术指标领先，实现了“既投产、既稳定、既赢利”的目标。
成绩只代表过去，随着时代的变迁，大唐国际红河发电公司面临着新的机遇、新的挑战。为进一步履践企业社会责任，改善地区环境空气质量，将污染物排放量降到国家硬性指标之下，该公司工程技术人员认真摸索反复试验，勇于突破不断创新，积极对两台300MW机组进行脱硫增容、电除尘改造，还寻找到了一种提高循环流化床锅炉脱硫效率的方法，并取得了相关技术专利，为公司争取企业所得税的减免提供了实践基础，全面开启了公司节能降耗减排工作的新篇章。
紧盯政策迎难上
2012年以来，公司生产经营形势面临自投产以来最为严峻的挑战，一是云南省水电装机大幅增长、外送通道建设滞后，严重挤压火电发电空间，导致公司电量大幅下滑，创投产以来历史新低;二是在全国煤炭价格大幅下降的形势下，滇南地区的煤价仍呈高位运行态势，导致公司煤价达到了投产以来最高点;三是国家货币政策收紧，资本市场持续低迷，融资成本升高、资金筹措难度加大。包括红河发电公司在内的全省11家火电企业均面临巨大的经营压力，出现了不同程度的亏损。与此同时，火电企业面临的环保减排压力与日俱增，2011年修订的《火电厂大气污染物排放标准》对2014年二氧化硫、烟尘及氮氧化物排放均提出了非常严苛的新要求。然而有多大压力就会有多大动力，该公司积极探索，迎难而上，密切关注政策变化，及时跟踪国家政策信息和环保技术重点，与上级单位、地方政府积极沟通，精心研究集团和地方各级政府出台的政策和导向，牢牢把握公司可享受政策的关键环节，制定具体实施方案，细化工作目标与任务，下大力气开展脱硫脱硝、电除尘改造工作。
与此同时，云南省环境保护厅也相继发布了关于《“十二五”主要污染物总量削减目标责任书》，明确要求红河发电公司2014年底1#、2#机组完成减排任务。在此基础上，国家发展改革委还下发了现行的《排污费征收标准管理办法》(国务院令字第369号)对NOX实行“零排放”收费政策，通过一系列改造工程开工建设可减少缴纳排污费。中国大唐集团、大唐国际发电股份有限公司和红河发电公司高度重视环保减排工作，控制SO2、NOX迫在眉睫。
技术攻关勤脱硫
大唐国际红河发电公司在不改变原输煤系统运行方式的情况下，脱硫改造项目采用炉外石灰石-石膏湿法全烟气脱硫系统，脱硫装置入口SO2浓度按4000 mg/Nm3(标态、干基、6%O2)、烟气量(标态、干基、6%O2)1177000 Nm3/h、煤种设计按含硫量2.5%设计，新增湿法系统脱硫效率为95%，除尘效率为50%，改造后机组排放浓度小于200 mg/Nm3、满足国家《火电厂大气污染物排放标准》的相关要求，可实现SO2年削减量1707.77t/a，粉尘年削减量880.9t/a，真正做到云南省委、省政府提出的“既要发展工业经济又要注重保护环境”的要求。
炉外脱硫装置采用全烟气脱硫，每台炉设置1套SO2吸收系统，2台炉设置1套吸石灰石贮运系统、收剂制备系统、石膏脱水处理系统、脱硫废水处理系统、排水及事故浆液系统。吸收塔(塔径14米、四层喷淋层)增加烟气阻力1650Pa。液气比大于11.5L/m3，浆液循环停留时间不大于5min，塔内烟气流速小于3.3m/s。烟气系统不设置烟气-烟气换热器(GGH)及旁路烟道，引风机与增压风机合并设置、引风机实施增容改型改造。改造强度大，难点多，工期紧，公司成立脱硫改造工程领导小组，带领技术人员个个攻破，坚持不懈的打好技术攻坚战，打破壁垒，全面突围。
势在必行重脱硝
2011年由国家环保部发布的《火电厂大气污染物排放标准》，相较2003年第二次修订的限值更为严苛，其中氮氧化物排放执行“史上最严”标准。新的环保标准要求：新建火电机组2012年1月1日起 NOx排放低于100mg/Nm3，一般必须上脱硝装置;现役W火焰炉、CFB机组NOx排放低于200mg/Nm3(6%O2)，重点地区也执行新建机组要求;现役机组脱硝技术改造在2014年7月1日前完成。未来，除火电新增机组均需装配脱硝装置外，现役机组大部分也需要增设脱硝装置。
2013年1月5日，红河发电公司收到了国家发改委《关于扩大脱硝电价政策试点范围有关问题的通知》。通知规定，自 2013 年1 月1 日起，将脱硝电价试点范围由现行14个省(自治区、直辖市)的部分燃煤发电机组，扩大为全国所有燃煤发电机组。发改价格[2013]1651号文，将脱硝电价标准提高为每千瓦时1分钱。脱硝运行成本将得到消化，并能较快收回投资，这极大地提高了公司脱销改造工作的积极性。
由于CFB机组具有低NOx排放的优势，绝大部分CFB机组NOx排放在100-200mg/m3，目前国内尚无大型CFB锅炉机组投运脱硝装置的先例。而根据新环保标准，部分CFB锅炉进行脱硝改造势在必行。红河发电公司1#、2#机组目前NOx排放值低于170mg/Nm3(6%O2)，其NOx排放已相对较低，但排放浓度及总量无法满足地方政府要求。因此，公司拟通过建设烟气脱硝装置来满足新标准对NOx排放的要求。该公司2个机组脱硝工程实施后，脱硝效率可达到50%以上，电厂NOx排放总量将明显降低，具有显著的环保效益。
争分夺秒强跟进
红河发电公司对各项改造工程工作进展积极跟进，强化时间意识，行动意识，高效优质的开展各项工作。以脱硫改造工程为例，该公司于2013年8月完成脱硫改造工程可研报告的编制审查、2013年9月完成脱硫改造工程EPC总承包招标、2013年11月完成脱硫改造工程EPC总承包的合同及技术协议签订、2013年12月完成脱硫改造工程初步设计审查、2014年1月完成脱硫改造工程施工工期计划的确认，2014年2月正式开工。2014年4月26日一号吸收塔底板正式开始安装，安装单位采用倒装法，24小时连续施工，经过两个多月的努力，42米高的吸收塔一层一层倒装至逐步封顶并马上开始了吸收塔内部件的安装工作。2014年6月下旬，各主体建筑基本竣工。2014年9月3日6KV脱硫A段带电一次成功。2014年9月8日，制浆MCC成功带电。
至此，红河发电公司#1机组脱硫系统6KV脱硫A段、#1低压脱硫变压器、380V脱硫A段、脱硫保安MCCI段、脱水及废水MCC段、制浆MCC段实现了成功带电，并进行了联锁试验，为下一步单体及分系统试运创造了条件，为尽早实现脱硫系统投运奠定了坚实基础，为公司最终实现脱硫目标争取了时间。
硕果累累抢新机
一直以来，大唐国际红河发电公司将环保作为企业不可触碰的底线。
一是通过对国家环保部2013年度污染物总量核查反馈问题的整改，严格执行环保指标及相关管理办法，炉内石灰石喷粉系统连续稳定高效运行、脱硫设施投运率达到100%、SO2瞬时超标次数大幅减少。 二是进行脱硫系统改造工程，改造后将炉内喷钙、煤中掺烧石灰石等作为燃煤硫分波动、入口SO2浓度超出设计值的调节手段，确保SO2排放浓度小于200mg/Nm³，满足新排放标准要求。
三是从源头治理废水处理存在的问题，完成现场雨污分流改造治理，杜绝发生环境污染事件。
四是精细化机组环保节能运行。通过执行机组启停过程辅机投停管理规定，落实低负荷停运风机水泵和锅炉低氧燃烧等措施，厂用电率逐年下降;执行江边取水系统间断供水降低综合水耗0.42kg/kWh。 五是积极主动投身到机组脱销增容技术的攻坚中，想办法、下功夫，合理利用CFB锅炉低温、分段燃烧技术，使NOx排放浓度保持在可控范围内，为最终实现公司脱销效率符合国家标准的攻关目标奠定了设备基础，并通过严格执行煤质化验、加大燃煤掺烧力度、严格控制石灰石质量、进行石灰石掺烧、加大污染物超标管理力度、加强CEMS在线监测系统维护及管理、加大环保设备改造力度，如进行干煤棚延长、皮带添加石灰石系统改造、低压省煤器改造，以及增设石灰石大棚、增设燃煤筛分系统等，加强大气环境综合治理，环境与社会效益显著(可实现SO2削减量1707.77t/a，粉尘880.94t/a)。
大唐国际红河发电公司的一系列环保措施将对改善开远市的大气环境，提升企业形象，促进公司持续发展起到十分重要的作用。
