1 引言
黄冈大别山电厂一期工程安装两台640MW国产超临界燃煤发电机组，本工程于2006年2月25日开工建设，2008年实现双投。锅炉采用三井巴布科克能源公司技术由哈尔滨锅炉厂设计制造，系HG-1970/25.4-YM4型、一次中间再热、超临界变压运行带内置式再循环泵启动系统的本生直流锅炉，单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢架、全悬吊结构、∏型露天布置。锅炉设计煤种为安徽淮南与河南平顶山混煤。
2 环保改造背景
根据2013年2月国家发布的《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》，要求重点控制区域(19个省的47个城市)主城区的燃煤机组自2014年7月1日起执行特别排放限值，非主城区的在“十三五”期间执行特别排放限值。大别山电厂两台机组自投产以来，空气预热器换热效果逐年下降并发生严重堵灰，造成锅炉排烟温度长期严重超设计值运行，满负荷下锅炉排烟温度最高已达163℃。加之燃烧市场经济煤，原燃烧器在一定程度上已不能满足设计要求，造成锅炉NOx时长期超标排放，最差时NOx排放浓度高达1000mg/NM3。因此大别山电厂分别利用两台机组的等级检修进行了锅炉空预器、低氮燃烧器及增加脱硝系统的环保升级改造，通过升级改造有效提高锅炉热效率，大幅降低机组供电煤耗。
3 环保改造项目
3.1 低氮燃烧器改造
锅炉原设计为30只低N0x轴向旋流燃烧器，采用前后墙布置、对冲燃烧，6台HP1003中速磨煤机配备正压直吹制粉系统，每台磨煤机供布置于前墙或后墙同一层的LNASB燃烧器，前后墙各3层，每层布置5只。炉膛前墙下层为C磨煤机+等离子点火器，后墙下层为A磨煤机+微油点火器。在煤粉燃烧器的上方前、后墙各布置1层燃尽风，每层有5只风口。
由于煤源不稳定，设计煤种得不到可靠保证，燃烧器已不能满足当前掺烧煤种的要求，造成锅炉NOx时常超标排放。其中#2炉U201B检修前NOx排放浓度基本维持在700mg/NM3左右，在机组满负荷六台磨运行时NOx排放浓度最高时达1000mg/NM3，远超设计值。
改造后燃烧器布置方式不变，仍采用6台中速磨煤机，前后墙上各布置3层燃烧器，二、三层各有5只HYLNB型旋流燃烧器，将前后墙原最上方布置的顶层10只燃尽风口进行上移改造，在原燃尽风口上方3米位置布置安装新的20只燃尽风。后墙A层安装5只微油点火燃烧器，同时对微油管路原设计不合理部分(管路)进行了优化。
3.2空预器换型
大别山电厂每台锅炉配置两台哈尔滨锅炉有限公司生产的31-VI(T)-1950-QMR型三分仓、容克式、转子直径12450mm、传热元件总高1800mm的空气预热器。空预器设计偏小及效率降低造成锅炉效率明显下降，满负荷运行时锅炉效率在92.5%左右，低于93.88%的设计值。通过与设计院及豪顿华空预器生产厂家沟通，并对比技术升级和增容改造的两个投资方案，采用一次性将空预器转子更换，即在原空预器位置上重新安装两台大直径的空预器。经豪顿华公司实地勘察，原空预器就地空间有限，只适合安装直径13.35米的空预器。经过测算，在不增加空预器高度的情况下可增加空预器有效换热面积约12%，充分利用锅炉排烟温度，提高锅炉利用效率。
3.3 增加脱硝系统
脱硝系统采用选择性催化还原(SCR)工艺，脱硝效率按入口NOx浓度为450mg/Nm3，脱硝效率
80%设计，能适应锅炉50%BMCR工况和100%BMCR工况之间的任何负荷，并能适应机组的负荷变化和机组启停次数的要求。SCR脱硝装置采用高含尘布置方案，不设烟气调温旁路和SCR烟气旁路。催化剂选用蜂窝式，布置两层，预留一层。本系统采用液氨为还原剂，一期两台机组共用一套液氨储存与供应系统。液氨总储量为170m3，采用2个85m3的液氨储罐储存(充装系数0.9)，氨气化站的总供应能力为530kg/h，供气压力0.25～0.3MPa。站区为未来预留了2×85m3的液氨储罐以及气化器和缓冲罐的位置，预留供气能力为530kg/h。炉侧脱硝装置的控制系统接入机组DCS系统，脱硝系统的吹灰控制也在DCS系统中完成。
4 环保改造实施前后指标对比(以#2炉为例)
#2机组环保改造前后邀请国网河南省电力公司电力科学研究院分别于修前的2013年04月07日至13日和修后的2013年09月21日至30日进行了环保改造的相关试验。
4.1 改造前性能测试
4.1.1 锅炉性能测试结果
100%额定负荷，干烟气热损失为5.24%，水分热损失为0.48%，未燃碳热损失为0.96%，CO未完全燃烧热损失为0.01%，石子煤热损失为0.32%，辐射和对流热损失为0.17%，不可测量热损失为0.30%，实测锅炉效率为92.51%，修正后锅炉效率为92.40%。
75%额定负荷，实测锅炉效率为93.27%，修正后锅炉效率为93.25%;50%额定负荷，实测锅炉效率为92.93%，修正后锅炉效率为92.90%。
100%额定负荷A/B空预器漏风率分别为8.84%/16.60%。
4.1.2 汽轮机性能测试结果
#2汽轮机大修前600MW工况热力性能试验数据显示，试验热耗值为7859.51 kJ/kWh，经修正后为7873.75kJ/kWh，比设计值高361.75 kJ/kWh。高压缸效率为86.98%左右，比设计值低2.29个百分点;中压缸效率为92.51%左右，比设计值高0.21个百分点。
75%负荷工况热力性能试验数据显示，试验热耗值为7960.09 kJ/kWh，经修正后为7993.06kJ/kWh。
50%负荷工况热力性能试验数据显示，试验热耗值为8290.73 kJ/kWh，经修正后为8343.88kJ/kWh。
4.1.3 厂用电率及供电煤耗
在600MW、450MW、300MW负荷工况下，#2机组厂用电率分别为4.59%，5.09%、6.71%;电能平衡结果显示：辅机累计功率略小于高厂变与高公变功率总和，电能平衡结果合格。
在600MW、450MW、300MW负荷试验工况下，修正后的发电煤耗分别为293.68g/kWh、295.42g/kWh、309.55g/kWh;修正后的供电煤耗分别为307.82g/kWh、311.28g/kWh、331.82g/kWh。
4.2 环保改造后性能测试
4.2.1 锅炉性能测试
环保改造后锅炉性能测试试验依据标准采用ASME PTC4.1《锅炉机组性能试验规程》，空气预热器试验依据标准采用GB10184-88《电站锅炉性能试验规程》。试验方法、条件和数据修正依照试验标准中的相关内容执行，修正项目包括送风温度和排烟温度，数据处理采用平均值计算。试验期间锅炉投运的辅机与改造前一致。
100%额定负荷进行了两次效率试验，修正后效率分别为92.89%、93.02%，两次试验结果偏差(0.13%)小于0.35%，试验结果有效。
100%额定负荷，干烟气热损失为4.67%，水分热损失为0.46%，未燃碳热损失为0.79%，CO未完全燃烧热损失为0.21%，石子煤热损失为0.35%，辐射和对流热损失为0.17%，不可测量热损失为0.30%，实测锅炉效率为93.05%，修正后锅炉效率为92.95%。
75%额定负荷，实测锅炉效率为93.72%，修正后锅炉效率为93.60%;50%额定负荷，实测锅炉效率为94.25%，修正后锅炉效率为94.23%。
100%负荷A/B空预器漏风率分别为5.56%/4.88%。
4.2.2 汽轮机性能测试
#2机组改造后汽轮机热力性能测试试验标准采用中国国家标准化管理委员会《汽轮机热力性能验收试验规程》(GB/T8117.1-2008)，以现场安装在省煤器入口给水管道上标准喷嘴作为主流量，共安装了压力、温度、差压、功率共计63个测点。
汽轮机改造后600MW工况热力性能试验数据显示，试验热耗值为7914.91 kJ/kWh，由于试验在机组启动8周后进行，根据试验规程，需对600MW额定负荷工况试验结果进行老化修正。经修正后热耗值为7775.21kJ/kWh，比改造前试验降低了98.54 kJ/kWh。
75%负荷工况热力性能试验数据显示，试验热耗值为7960.28 kJ/kWh，经修正后为7913.24kJ/kWh，比改造前试验降低了79.82 kJ/kWh。
50%负荷工况热力性能试验数据显示，试验热耗值为8220.67kJ/kWh，经修正后为8264.27kJ/kWh，比改造前试验降低了79.61 kJ/kWh。
4.2.3 厂用电率及辅机电耗性能测试
#2机组改造前厂用电率和主要辅机功耗等测试试验标准采用《火力发电厂技术经济指标计算方法》(DL/T 904-2004)，在试验期间保持辅机运行方式稳定，没有重要辅机启停，2个600MW工况期间，辅机运行方式保持一致，并与改造前试验运行方式保持一致。
在600MW、450MW、300MW负荷工况下，电能平衡结果显示：辅机累计功率略小于高厂变与高公变功率总和，电能平衡结果合格。
由于机组在大修中进行了脱硝改造，增加烟道阻力，造成引风机功率增加，与大修前运行状态相比发生偏差，因此根据烟道阻力变化值对引风机功率进行了修正，修正后的厂用电率结果分别为4.15%，4.64%、6.33%;分别比改造前试验值低0.44、0.45、0.38个百分点。
在600MW、450MW、300MW负荷试验工况下，修正后的发电煤耗分别为288.30 g/kWh、291.38g/kWh、302.27g/kWh;修正后的供电煤耗分别为300.78g/kWh、305.55g/kWh、322.71g/kWh。
5 环保指标分析
5.1 环保改造前NOx排放
该厂基建时锅炉燃烧器选型为LNASB低氮燃烧器，其理论上符合设计煤种要求，运行中能起到抑制NOx生成量的作用，但由于燃料来源的不稳定和其它原因，在实际运行中，每当最上层的E或F制粉系统投运时，锅炉NOx生成量就会大幅度的升高，对环保指标产生较大压力。表1和图1为环保改造前锅炉烟气中NOx排放浓度统计表及NOx含量变化曲线(mg/Nm3)。
负荷(MW)300360420480540600640
制粉系统ABCDABCDABCDABCEABCDEABCDEABCDEF
NOx(mg/Nm3)680675660760845880920
表1 环保改造前，锅炉NOx排放浓度
5.2 环保改造实施后NOx排放
SCR的投停与SCR入口烟温密切相关，当SCR入口烟温低于314℃(目前修改为300℃)时，SCR自动退出，因此锅炉低氮燃烧器与脱硝装置的投运有效地改善了锅炉NOx排放。表2为低氮燃烧器改造后及脱硝投运时的NOx排放浓度统计表(以#2炉为例)。
负荷(MW)300360420480540600640
SCR退出退出投入投入投入投入投入
脱硝效率(%)008788868483
制粉系统ABCDABCDABCDABCDABCDEABCDFABCDEF
NOx(mg/Nm3)2602904446496672
表2 环保改造后，各负荷段锅炉NOx排放浓度
月份2012年2014年同比
#2机发电量(亿KWh)NOx排放总量(吨)NOx排污费(万元)#2机发电量(亿KWh)NOx排放总量(吨)NOx排污费
(万元)液氨消耗量(吨)NOx减排量(吨)节省排污费(万元)
100.891529.592.11261.63931267.94
112.8980350.713.23372.3314276648.26
123.6485453.932.27291.829882551.97
合计7.421809114.237.61925.783331717108.17
表3 2014年四季度与2012年度同期#2炉NOx排放及排污费对比
2014年第四季度#2炉NOx排放总量与排污费与上2012年度同期对比分析如表3。#2炉脱硝改造前进入烟囱的NOx浓度平均为700mg/Nm3左右，低氮燃烧器改造后SCR入口NOx浓度发生较大下降，基本维持在360mg/Nm3左右，降幅约45%，大大减轻了SCR的脱硝压力，节省了大量液氨的消耗量，同时也减轻了脱硝后烟囱入口处的NOx排放浓度。目前两台机组在SCR投运状态下，烟囱入口处的NOx排放浓度基本上在20-60mg/Nm3(详见图4)，即使在掺烧市场煤达到60%的情况下，SCR出口烟气中NOx排放浓度也不会超过100mg/Nm3，实现了环保排放，低氮燃烧器及脱硝改造达到了预期目标。
通过燃烧器、空预器及脱硝装置改造，大别山电厂2014年实现NOx排放浓度170.59mg/Nm3，(因为#1机组4月份进行脱硝改造，所以全年平均值偏高)较上年度同期降低了308.01mg/Nm3，NOx全年累计排放量为2925吨，较2013年NOx排放量7991T大幅减少5066吨，减排率达63.4%。
6 环保改造后的经济分析
6.1 综合分析
对于大型电站锅炉,排烟热量损失是锅炉效率损失中最大的一项,约占锅炉所有损失的75%。一般锅炉的排烟温度设计值在120～130℃,相关资料表明,排烟温度每降低1℃,机组供电煤耗可下降0.187 g/(kWh)。大别山电厂一期两台锅炉设计制造时由于空预器选型偏小，造成实际运行中排烟温度明显偏高，影响了锅炉效率。经国网河南省电力公司电力科学研究院对#2炉性能试验得出的结论，在环保改造后，锅炉效率提升了0.55%。
项目主要参数
负荷MW(BMCR)360420480520560600640
设计烟温(环境温度20℃)98101106110114118122
空预器A/B侧排烟温度(冬季)(℃)124
/108129
/113132
/118139
/126142
/129145
/131148
/133
空预器A/B侧排烟温度(夏季)(℃)133
/120138
/126144
/131149
/136153
/141158
/146163
/152
空预器出口二次风温(℃)256262270274282285289
空预器出口一次风温(℃)240247253256261265269
一次风机电流(A)102104110115125130134
送风机电流(A)60646772768290
引风机电流(A)163172181190202220242
表 4 #2炉环保改造前数据统计
项目主要参数
负荷MW(BMCR)360420480520560600640
设计烟温(环境温度20℃)98101106110114118122
空预器A/B侧排烟温度(冬季)(℃)108
/105114
/112118
/115122
/118125
/122127
/124130
/127
空预器A/B侧排烟温度(夏季)(℃)121
/118125
/122130
/126134
/131138
/135140
/138144
/140
空预器出口二次风温(℃)270276287293299308314
空预器出口一次风温(℃)269274283289294300305
一次风机电流(A)98102108112115118120
送风机电流(A)60636672788592
引风机电流(A)162177190208220234248
表 5 #2炉环保改造后数据统计
综合表4和表5的数据分析，#2炉环保改造后，锅炉排烟温度较修前降低约16℃，空预器出口二次风风温提升约18℃，热一次风风温提升约30℃。由于热一次风风温的提升，有效地增加了磨煤机干燥出力，满足了机组满负荷时热一次风需求，彻底解决了锅炉满负荷时因磨煤机干燥出力不足被迫开六台磨煤机运行和磨煤机堵磨问题。
6.2 经济分析
1)根据国家能源局和财政部联合发布的《国能电力[2012]1662号、280号》文件，环保项目年节能量计算方法如下：
额定发电能力统一取机组改造前铭牌功率，不考虑增容因素;厂用电率统一取机组改造后发电厂用电率。纯凝机组年发电设备利用小时数取5500小时。原则上，项目年节能量以额定工况性能考核试验测试获得的生产供电煤耗为计算依据。
对纯凝机组，发电降耗形成的年节能量=5500×额定发电能力×(1-厂用电率)×(改造前生产供电煤耗-改造后生产供电煤耗)。
将改造前后试验数据代入以上公式，额定发电能力取600MW，厂用电率取4.15%，改造前生产供电煤耗取307.82 g/kWh，改造后生产供电煤耗取300.78 g/kWh，因此，环保改造后#2机组年节标煤量Q:
Q=5500h×600MW×1000kW/MW×(1-4.15%)×(307.82g/kWh-300.78g/kWh)÷1000000g/t=22267.87t。
根据目前电煤市场价格走势，预测今后5年的平均标煤单价为700元/t，两台机组环保改造后每年节约的标准煤收益：
B=22267.87t×700元/t×2=3117.5万元。
2)脱硝投运后经济分析
月 份脱硝退出时间(T)全月运行时间(T)脱硝投运率(%)机组发电量(万KWh)脱硝退出电量(万KWh)脱硝电量(万KWh)
2014.079172287.43377125533516
2014.085372292.663124322931014
2014.091728894.10100212239798
2014.10143599.77210493021019
2014.11364299.53322748032194
2014.12352099.42227266022666
合计167332994.98151084654150430
表6 脱硝运行统计表
脱硝系统投运后，锅炉烟气系统总阻力增加约100～300Pa，引风机实际运行功率增加约100～200KW，实际运行电流增加10～20A,引风机功率增加值与机组实际负荷也存在一定关系，引风机增容后，电流实际增加值基本在10A左右 ，两台引风机全月运行功率消耗平均增加值约20万KWh，氨区及SCR区耗电量约6万KWh。
脱硝系统投运后每月平均增加厂用电消耗约26万KWh，每年减少上网电量312万KWh，按照公司当前上网结算电价0.38元/KWh计算，每年减少上网售电收益为:
M0=312万KWh×0.38元/KWh=118.56万元。
根据表6中近6个月发电量与脱硝电量的情况分析，脱硝电量比例为：
η=150430÷151084×100%=99.56%。
根据环保用液氨统计，该机组2014年7至12月合计用氨662吨，因此，按目前液氨采购合同价2550元/吨(不含税)结算，该机组全年运行中液氨原材料消耗成本约为：
B1=32×104万KWh×0.9956×(662×2550元÷151084万KWh)=355.97万元。
液氨采购的增值税率为17%，故含税的液氨原材料消耗成本为：
B2=355.97万元×117%=416.48万元。
自2013年9月25日起，对实施脱硝改造后的火力发电厂电价补贴调整为0.01元/KWh，因此两台机组每年可获得国家脱硝补贴电价收益为(从公司近3年的发电量来看，平均单机年发电量约32亿KWh)：
M1=32×108KWh×0.9956×0.01元/KWh×2=6371.8万元。
该公司两台机组脱硝运行每年实际产生的收益：
M2=6371.8万元-416.48万元×2-118.56万元×2=5301.72万元。
7 结论
大别山电厂通过对对两台机组环保设施改造后，充分利用锅炉烟气热量加热一、二次风，可以降低机组供电煤耗，节约大量燃料成本，同时低氮燃烧器升级改造及脱硝系统的投运，降低环保风险，并获得了较高的节能经济效益。从修后性能试验数据看，机组环保改造的经济效益和社会效益巨大。
