1.项目背景
华润电力登封发电有限公司规划装机总容量为1900MW, —期工程2*300MW国产亚临界燃煤发电机组，分别于 2004年7月和9月投产发电。目前登封电厂2 X 300MW机组配套有低氮燃烧器、选择性催化还原法脱硝装 置(2+1层催化剂)、电袋除尘器、一炉一塔石灰石-石膏湿法脱硫装置。烟囱出口烟气中各项污染物浓度分别为：S02浓度低于200mg/Nm3, NOx浓度低 于100mg/Nm3,烟尘浓度低于30mg/Nm3,均满足现行环保标准。
2014 年8月12日国家发展和改革委员会、环境保护部、国家能源局共同发布了 《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》(发改能源 [2014]2093号)，该文件中提出燃煤发电机组大气污染物排放浓度应基本达到或接近燃汽轮机组排放标准(烟尘、S02、NOx排放浓度分别不高于10、 35、50mg/Nm3)，鼓励现有机组通过环保设施改造达到以上标准。华润电力登封发电有限公司地处省会城市郑州周边，属于河南省大气污染防治重点区域。为及早响应国家号召进行大气污染物超低排放改造，以燃汽轮机组排放标准作为改造目标，一方面对改善周边环境，实现蓝天青山绿水人居环境。另一方面，超洁净排放改造工程的建设有利于提高企业社会形象，在履行社会责任方面起到一定的模范作用，具有显着的社会效益。
登封2*300MW机组采用东方锅炉股份有限公司产品，锅炉型号DG1025/18.2-II12型亚临界自然循环汽包炉、采用钢球磨中储式制粉系统、热风送粉，直流式百叶窗水平浓淡燃烧器，四角布置，切向燃烧方式，尾部双烟道布置，烟气挡板调节再热汽温，喷水减温控制过热汽温，容克式三分仓回转式空气预热器，刮板捞渔机连续固态出渣，平衡通风，全钢构架，露天岛式布置。
锅炉容量和参数：
过热蒸汽最大连续蒸发量(B-MCR)1025t/h
蒸汽压力17. 35MPa(g)
蒸汽温度540 °C
再热蒸汽蒸汽流量844. lt/h
进/出口蒸汽压力3.80/3. 62MPa(g)
进/出口蒸汽温度327/540 °C
给水温度 280°C (BMCR)
锅炉效率(以低位发热量计) 92.69%
燃煤特性：
改造设计煤质条件：
项目符号单位设计煤种校核煤种
1燃料元素分析
①收到基碳分 %53. 27
②收到基氢分HU%0.78
③收到基氧分Oar%2.23
④收到基氮分rc%0.38
⑤收到基硫分 %1.21. 50
⑥收到基全水分Mt%8. 2
⑦收到基灰分 %33.94
⑧空气干燥基水分Mad%0.87
2收到基低位发热量Qnet.arkj/kg17990
kcal/kg4296. 8
3干燥无灰基挥发分vdaf%19. 15
2. 机组运行情况
登封电厂2X300MW机组脱硫岛烟气按一炉一塔100%烟气脱硫，设计煤种含硫量0.35%，校核煤种含硫量1.1%。2013年两台机组又分别进行了烟气脱硝技改，加装了选择性催化还原法脱硝装置，采用2+1层板式催化剂，还原剂为液氨，脱硝效率不低于83%。同期进行的还有除尘器技改，将原有的静电除尘器改造为电袋复合式除尘器，采用2个电场+1个袋区，改造后除尘器出口烟尘浓度低于30mg/Nm3。
2.1脱硝装置运行情况：
登封电厂一期工程2X300MW机组#1锅炉己于2013年进行脱硝改造，采用炉内低氮燃烧器改造+选择性催化还原法(SCR)烟气脱硝技术。根据1号锅炉低氮燃烧器改造后性能试验报告》，#1锅炉在300MW、 270 MW、240 MW、210MW负荷工况时NOx排放浓度分别是466.44mg/m3、 474. 444mg/m3、460 mg/m3。 #1炉脱硝系统 在设计工况入口 NOx浓度550mg/Nm3时，在布置2层催化剂条件下脱硝装置 脱硝效率均不小于83%。采用板式催化剂，催化剂按“2+1”模式布置，备用层在下。
2.2设计烟气参数
SCR入口烟气参数表：
序项目单位设计煤种
号BMCRECR
一SCR入口烟气参数
1烟气温度V357357
2烟气过量空气系数/1. 2501. 250
3烟气体积(标态，湿基，实际〇2)X lOW/h1. 00390. 9048
4烟气体积(实际状态，湿基，实际〇2)X lOW/h2. 42842. 1887
5含尘浓度(标态，湿基，实际〇2)g/Nm346. 2346. 23
6烟气体积(标态，干基，实际〇2)X lOW/h6. 1096. 109
7烟气体积(实际状态，干基，实际〇2)X 106Nm3/h0. 95880. 8641
8烟气体积(标态，干基，6%02)X lOW/h1. 07280. 9669
二SCR入口烟气成份(标态，湿基，实际02)
1co2%15. 5415. 54
2S02%0. 120. 12
3n2%75.8275.82
4〇2%4.034.03
5h2o%4.494.49
6烟气密度(标态，湿基，实际〇2)kg/Nm31. 3501. 350
三SCR入口烟气成份(标态，干基，实际02)
1co2%16. 2716. 27
2so2%0. 120. 12
3n2%79. 3979. 39
4〇2%4.224.22
四SCR入口烟气成份(标态，干基，6%02)
烟气过量空气系数 1. 3981. 398
1co2%14. 5414. 54
2S02%0. 110. 11
3n2%79. 3579. 35
4〇2%66
五SOj so3浓度
1so2浓度(标态，湿基，实际o2)mg/Nm33377. 03377. 0
2so3浓度(标态，湿基，实际〇2)mg/Nm321. 1121. 11
3S(V浓度(标态，干基，实际02)mg/Nm33535. 73535. 7
4so3浓度(标态，干基，实际02)mg/Nm322. 1022. 10
5S〇2浓度(标态，干基，6%〇2)mg/Nm33160. 13160. 1
6S〇3浓度(标态，干基，6%02)mg/Nm319. 7519. 75
目前，国家环保标准进一步提高，提出 火电厂燃煤锅炉NOx排放低于50mg/Nm3的超洁净排放要求，为了满足该要求，需要对原有SCR装置进行提效改造， 提高脱硝效率，最终达到超洁净排放的要求。
3、(SCR)装置方案选择
原有(SCR)脱硝装置催化剂层数按2+1设置，原有2层催化剂己经安装投运，预留一层备用催化剂。本工次改造脱硝效率按90%设计，
(SCR)装置有两 种方案可供选择：
面积更换年限催化剂层数催化剂单价
方案一(2+1)*196.8m3/层/炉3年3+018000 元/m3
方案二(3+1)*196.8m3/层/炉4年3+118000 元/m3
方案二催化剂的更换费用比方案一少29. 52万元/年/炉。考虑四层催化剂比三层催化剂运行时的阻力多出150Pa,折合到引风机的电耗，方案二比方案一年运行增加费用约为15.2万元/年/炉。方案二的脱硝装置改造工程量大，投资比方案一约高出500万元/炉。综合对比，脱硝改造采取方案一。
4、脱硫提效技改
登封电厂一期2X300MW机组#1号锅炉各配一套FGD装置，一炉一塔配置，采用 石灰石一石膏湿法烟气脱硫工艺，副产物为二水硫酸钥(石膏)，脱硫效率不低于95%,脱硫装置可用率不小于95%。原脱硫装置主要性能参数见表4.1。
4.1 原脱硫装置主要性能数据(单台炉)
序号项 目保证值
1FGD装置脱硫效率水95%
2可利用率永95%
3石灰石粉耗量(设计含硫量、烟气量下)41t/h
4FGD系统总烟气阻力>1902Pa
5除雾器出口水雾含量}75mg/Nm3
6工艺水耗量>48. 2t/h
7电耗>2608kWh/h (轴功率)
8石贫品质
—CaS04 • 2H20^90%
一 PH值6〜8
一平均粒径中性
一 C1 (水溶性)0. 01%
-CaS03 • ^ H20<1%
-CaCOj MgC03<0• 5%
-(可氧化有机物)<3%
一烟灰(以C表示)<0. l%wt
9S02出口浓度mg/m3 (标态、干基、6%02)>117. 53
10噪声> 85dB (A)
4.2总体工艺方案选择
石灰石/石灰-石膏湿法烟气脱硫工艺是技术最成熟、应用最广泛的烟气脱硫技术，我国95%左右的电厂烟气脱硫装置都是采用该种工艺。由于原系统为石灰石一石膏法，采用本工艺改造还可以利旧原有的吸收剂储存制备系统、石膏脱水及氧化系统等的部分设备， 可以大大减少改造工程量，大大缩短改造工期和节省改造费用。因此，在本次改造中，仍采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺。
4.3方案比选
4.3.1 S02吸收及除尘系统改造方案对比表
项目方案一方案二方案三
技术方案均布板+塔外浆池串联双塔超净脱硫除尘一体化脱硫塔
吸收塔配置利旧原喷淋层，新增 2层喷淋层，前塔利旧，后塔新增 3层喷淋层，改造3层喷淋层，新增一层 喷淋层，流量5100m3/h
流量 5200m3/h流量 4500m3/h
吸收塔阻力3640原塔阻力+1400Pa1920Pa
工艺水耗量 (单台机组)66t/h66t/h66t/h
吸收剂耗量 (单台机组)7701kg/h7701kg/h7701kg/h
除尘器配置湿式除尘器湿式除尘器离心管束式除尘器
初投资 (两台机组)+45 元/kW+85 元/kW基准
较多极少+430万元/年基准
4.3.2方案选择
超净脱硫除尘一体化脱硫塔方案
原理：超净脱硫除尘一体化脱硫塔是在原有吸收塔内加装旋汇耦合器的技术，旋汇耦合器基于多相紊流掺混的强传质机理，利用气体动力学原理，通过特制的旋汇耦合装置产生气液旋转翻腾的湍流空间，气液固三相充分接触，大大降低了气液膜传质阻力，大大提高传质速率，迅速完成传质过程, 从而达到提高脱硫效率的目的，该技术与同类脱硫技术相比，除具有空塔喷淋的防堵、维修简单等优点外，由于增加了气体的漩流速度，还具有脱硫效率高和除尘效率高的优点。
4.3.2.1高效旋汇耦合脱硫除尘
该技术基于多相紊流掺混的强传质机理，利用气体动力学原理，通过特制的旋汇耦合装置产生气液旋转翻覆湍流空间，气液固三相充分接触，迅速完成传质过程，从而达到气体净化的目的。
1.1 高效旋汇耦合技术说明
图1
旋汇耦合技术的理论依据
吸收传质过程可分三个步骤(见图1)溶质由气相主体扩散到气液两相界面;穿过相界面;由液相界面扩散到主体。
吸收反应很快，在液相中任一点化学反应都达到了平衡状态，二氧化硫一旦到达界面，就在界面与液体反应达到平衡，但由于反应是可逆的，界面必有平衡分压，在界面由于有大量的反应发生，其液相吸收剂的活性组分浓度相应减少，而反应物浓度相应增加。因此，界面二氧化硫的平衡分压必较液流主体要高一些，这就在液膜中产生了界面未被完全反应的二氧化硫组分向液流主体扩散和继续反应的倾向。
取单位面积的微元液膜进行考察，其离界面深度为x，微元液膜厚度为dx，(见图2)
从界面情况来分析，被吸收组分二氧化硫一达界面，一部分立即被反应成平衡状态，在界面上，由于活性组分碳酸钙浓度较低，而产物亚硫酸钙浓度较高，因此界面处二氧化硫组分必向平衡分压较低的液流主体方向扩散，同时，界面上已经反应了的二氧化硫组分将以生成物亚硫酸钙的形式向液体主体扩散，而未反应的二氧化硫则以溶解态的二氧化硫继续向液体主体方向扩散，二氧化硫的吸收速率等于已反应了的二氧化硫组分与未反应的二氧化硫组分向液膜扩散速度之和，
1.2旋汇耦合技术的关键部件—旋汇耦合器
工作原理：旋汇耦合器基于多相紊流掺混的强传质机理,利用气体动力学原理，通过特制的旋汇耦合装置产生气液旋转翻腾的湍流空间,气液固三相充分接触，大大降低了气液膜传质阻力，大大提高传质速率，迅速完成传质过程，从而达到提高脱硫效率的目的,该技术与同类脱硫技术相比，除具有空塔喷淋的防堵、维修简单等优点外，由于增加了气体的漩流速度，还具有脱硫效率高和除尘效率高的优点。
技术特点：
1)均气效果好
吸收塔内气体分布不均匀，是造成脱硫效率低和运行成本高的重要原因，安装旋汇耦合器的的脱硫塔，通过CFD流场模拟显示，均气效果比一般空塔提高15%-30%，脱硫装置能在比较经济、稳定的状态下运行。
2)传质效率高，脱硫效率、除尘效率高
烟气脱硫的工作机理，是SO2从气相传递到液相的相间传质过程，传质速率是决定脱硫效率的关键指标。旋汇耦合器达到增加液气接触面积、提高气液传质效率的目的，实现高效脱硫的同时对烟尘进行初步的洗涤。
3)降温速度快
从旋汇耦合器端面进入的烟气,通过旋流和汇流的耦合,旋转、翻覆形成湍流都很大的气液传质体系，烟气温度迅速下降，有利于塔内气液充分反应，各种运行参数趋于最佳状态。
4)适应范围宽
—不同工艺：由于降温速度快，有效的保护了脱硫塔内壁防腐层，提高了脱硫系统安全性。
-不同工况：较好的均气效果，受气量大小影响较小，系统稳定性强。
-不同煤种：脱硫效率高，受进塔气二氧化硫含量变化影响小，煤种范围宽。
-原料的不同粒径：石灰石粒度200目—325目均可。
5)能耗低
由于脱硫效率高，液气比小，溶液循环量小,比同类技术节约电能10%-30%。
1.3高效节能喷淋技术
优化喷淋层结构，改变喷嘴布置方式，提高单层浆液覆盖率达到300%以上，增大化学吸收反应所需表面积，完成第二步的洗涤，烟气经高效旋汇耦合装置和高效节能喷淋装置2次洗涤反应，两次脱硫效率的叠加，可实现烟气中二氧化硫可降低至35mg/Nm3以下。
5、除尘提效技改
5.1除尘装置运行情况
登封电厂一期工程2X300丽机组#1、#2 炉电除尘器进行了技 术改造，增加了烟气调质系统，改造成电袋复合除尘器。电袋复合除尘器进行了性能试验#1锅炉286MW负荷，燃用试验煤种、电袋除尘器在电区全部投运、 袋区吹扫正常情况下运行A、B电袋除尘器折算最高烟尘排放浓度分别为22.3mg/Nm3、27.78 mg/Nm3。根据河南省环保局监测数据显示，登封电厂则#1机组烟囱入口烟尘 浓度基本维持在20mg/Nm3左右。
5.2设计烟气参数
经过燃烧热力计算，登封电厂FGD脱硫装置出口烟气参数见表5.2.1
表5.2.1FGD出口烟气参数表(_台炉)
序
号项目单位设计煤种
BMCRECR
一FGD出口烟气参数
1烟气温度 4747
2过量空气系数 1.481.48
3烟气体积(标态湿基实际〇2)X 106Nm3/h1. 23641. 1219
4烟气体积(实际状态湿基实际〇2)X 106Nm3/h1. 53141. 3785
5烟气体积(标态干基实际〇2)X 106Nm3/h1. 13611. 0239
6烟气体积(标态干基6%02)X 106Nm3/h1. 07280. 9669
二FGD出口烟气成份(标态湿基实际02)
1C02%12. 5212. 53
2n2%72. 3072. 39
3〇2%6. 236. 24
4h2o%8.958.84
5烟气密度(标态湿基实际〇2)kg/Nm31. 271.274
5.3工艺方案
5.3.1方案：电袋除尘器+超净脱硫除尘一体化脱硫塔
超净脱硫除尘一体化脱硫塔是旋汇耦合装置、高效节能喷淋装置、管束式除尘装置三套系统一体化结合，是脱硫除雾除尘三合一设备。旋汇耦合装置和高效节能喷淋装置能够保证脱硫塔具有高效脱硫效率，保证脱硫塔出口SO2浓度低于35mg/Nm3。管束式除尘器能够保证脱硫塔具有高效除尘效率，保证脱硫塔出口粉尘排放浓度低于5 mg/Nm3。
对比项目湿电除尘器离心管束式除尘器
改造工程量需进行大规模改造无需大规模的改造
复杂程度场地受限，荷载大布置简洁，重量轻
设备阻力增加约500Pa新增约150pa
工期4个月1个月
投资和运行运行费用高，投资成本大运行费用是常规技术的15%-30%，
投资成本比常规技术低约40%以上
5.3.3 离心式管束式除尘除雾技术
5.3.3.1离心式管束式除尘除雾装置结构
汇流环控制液膜厚度，维持合适的气流分布状态。管束筒体内筒壁面光洁，筒体垂直，断面圆滑，无偏心。导流环是控制气流出口状态，防止捕悉液滴被二次夹带。增速器用于确保以最小的阻力条件提升气流的旋转运动。速度分离器实现不同粒径的雾滴在烟气中分离。
5.3.3.2离心式管束式除尘除雾装置原理
1)使用环境的特点
管束式除尘装置的使用环境是含有大量液滴的～50℃饱和净烟气，特点是雾滴量大，雾滴粒径分布范围广，由浆液液滴、凝结液滴和尘颗粒组成;除尘主要是脱除浆液液滴和尘颗粒。
2)细小液滴与颗粒的凝聚
大量的细小液滴与颗粒在高速运动条件下碰撞机率大幅增加，易于凝聚、聚集成为大颗粒，从而实现从气相的分离。
3)大液滴和液膜的捕悉
除尘器筒壁面的液膜会捕悉接触到其表面的细小液滴，尤其是在增速器和分离器叶片的表面的过厚液膜，会在高速气流的作用下发生“散水”现象，大量的大液滴从叶片表面被抛洒出来，在叶片上部形成了大液滴组成的液滴层，穿过液滴层的细小液滴被捕悉，大液滴变大后跌落回叶片表面，重新变成大液滴，实现对细小雾滴的捕悉。
4)离心分离下的液滴脱除
经过加速器加速后的气流高速旋转向上运动，气流中的细小雾滴、尘颗粒在离心力作用下与气体分离，向筒体表面方向运动。而高速旋转运动的气流迫使被截留的液滴在筒体壁面形成一个旋转运动的液膜层。从气体分离的细小雾滴、微尘颗粒在与液膜层接触后被捕悉，实现细小雾滴与微尘颗粒从烟气中的脱除。
5)多级分离器实现对不同粒径液滴的捕悉
气体旋转流速越大，离心分离效果越佳，捕悉液滴量越大，形成的液膜厚度越大，运行阻力越大，越容易发生二次雾滴的生成;因此采用多级分离器，分别在不同流速下对雾滴进行脱除，保证较低运行阻力下的高效除尘效果。
对比项目传统除雾器离心管束式除尘器
运行阻力管式+2层屋脊式除雾器阻力约 200Pa运行阻力约350Pa
堵塞问题有石膏堵塞风险无堵塞风险
局限性应用有局限性不能适应所有项目能适应所有项目
吸收塔出口指标雾滴≤40mg/Nm³;
尘排放≤15-20mg/Nm³雾滴20-25mg/Nm³;
尘排放≤5mg/Nm³
SPC单塔一体化脱硫除尘深度净化技术技术特点及优势
1)脱硫效率高、除尘效率高
吸收塔入口SO2浓度在1500—15000mg/Nm3时，脱硫效率高达99.8%;吸收塔入口烟尘浓度在50mg/Nm3以下时，出口烟尘浓度≤5mg/Nm3，净烟气雾滴含量≤30mg/Nm3。
2)改造工期短、工程量小
可利用原有吸收塔改造，不改变吸收塔外部结构。布置简洁，工程量小，改造工期为20—30天。
3)投资低、运行费用低
该技术改造吸收塔内构件，实现脱硫除尘一体化，投资比常规技术低30-50%。且离心管束式除尘器不耗电，阻力与除雾器相当，运行费用是常规技术的15%—30%。
4)系统运行稳定，可靠性高
对烟气污染物含量和负荷波动适应性强，系统运行稳定，操作简单，可靠性高。目前已运行项目实现了投运率100%。
单塔一体化脱硫除尘深度净化技术因其投资少、占地小、改造工期短、脱硫效率高、除尘效率高等优势，是工业烟气脱硫除尘的优选技术。
6、环境效益
华润电力登封有限公司一期2X300MW机组燃用煤的主要煤质情况为， 设计煤种：Vdaf=19.28%，Aar=37.97%，Qnet，ar=18498kJ/kg，St,ar=1.5%, H.74%。
6.1脱硝提效改造环境效益
目前脱硝出口 NOx浓度按lOOmg/Nm3计(干基，6%02),脱硝提效改造后 按50mg/Nm3计(干基，6%02)。实施脱硝提效改造后，两台机组NOx排放情况 见表6.1-1。
表6.1-1 华润电力登封有限公司一期2 X 300MW机组NOx排放情况
项 目单位设计煤种
脱硝提效改造前NOx排放浓度mg/Nm3100(6%02)
脱硝提效改造后NOx最终排放浓度mg/Nm349 (6%02)
脱硝改造前NOx排放量t/a1023.9
脱硝改造后NOx排放量t/a501.7
脱硝改造后NOx减排量t/a522.2
由表6.1-1可知，脱硝提效改造后，华润电力登封有限公司一期2X 300MW机组每年减排NOx达到522. 2t (设计煤种)。
6.2脱硫提效改造环境效益
目前FGD出口 S02浓度按200mg/Nm3计(干基，6%02)，脱硫提效改造后 按35mg/Nm3计(干基，6%02)。
表6.2-2 华润电力登封有限公司一期2 X 300MW机组$02排放情况
项 目单位设计煤种
脱硫提效改造前NOx排放浓度mg/Nm3200 (6%02)
脱硫提效改造后NOx最终排放浓度mg/Nm335(6%02)
脱硫改造前NOx排放量t/a2145. 6
脱硫改造后NOx排放量t/a375.5
脱硫改造后NOx减排t/a1770. 1
由表6.2-2可知，脱硫提效改造后，华润电力登封有限公司一期2X 300MW机组每年减排NOx达到1770. It (设计煤种)。
6. 3除尘提效改造环境效益
目前FGD出口粉尘排放浓度按20mg/Nm3计，除尘提效改造后按5mg/Nm3 计。实施除尘提效改造后，两台机组NOx排放情况见表6.3-3。
表6.3-3 华润电力登封有限公司一期2 X 300MW机组粉尘排放情况
项 目单位设计煤种
除尘提效改造前NOx排放浓度mg/Nm320
除尘提效改造后NOx最终排放浓度mg/Nm35
除尘改造前NOx排放量t/a214. 56
除尘改造后NOx排放量t/a53. 64
除尘改造后NOx减排量t/a160.92
由表6.3-3可知，除尘提效改造后，华润电力登封有限公司一期2X 30CMW机组每年减排粉尘达到160. 92t (设计煤种)。
华润电力登封有限公司一期2X300MW机组烟气超洁净排放改造后S02、 NOx、粉尘排放排量有较大幅度的削减，这将大大改善当地的大气环境质量, 其环境效益显着。
7、结论
根据《火电厂氮氧化物防治技术政策》的原则，首先通过系统改造或运行手段调整锅炉燃烧方式，以保证炉 膛出口 NOx浓度低于5OOmg/Nm3;然后对SCR脱硝进行提效改造，采用2层 原有催化剂+新增1层催化剂的方案(最终为3+0层方案)，三层催化剂方案可以保证本工程NOx排放低于50mg/Nm3。通过对国内高效脱硫方案进行分析比较，采用超净脱硫除尘一体化脱硫塔方案。
