3实施计划
乐东电厂超低排放改造方案包括脱硝改造、除尘改造、湿羽处理和脱硫废水零排放工艺 。具体流程如图1所示 。
3.1脱氮转化
本项目要求脱硝改造后脱硝效率高达96% 。为脱硝增效而增加催化剂体积和喷氨量，可能导致氨逃逸超标的风险 。从技术角度来看，通过优化流场、改造注氨系统、优化注氨控制、采用精确分区测量技术，可以实现低氨逃逸 。
3.1.1四层可控硅反应器系统
将原反应器提升一层，布置四层催化剂，其中原两层催化剂新增两层催化剂，并相应增加蒸汽吹灰器系统 。新增催化剂孔数量与原催化剂孔相同，均为20-20孔催化剂，每炉催化剂用量约280 m3 。
3.1.2高温烟气旁路系统
当机组负荷对应的烟气温度低于脱硝喷氨最低温度时，脱硝装置无法投入正常运行 。为保证机组并网时脱硝装置的正常运行，在锅炉尾部低于入口侧壁的适当位置引入高温烟气旁路至脱硝入口，以保证机组并网时省煤器入口温度高于300℃，满足最低SCR反应温度 。
3.1.3 SCR喷氨及流场优化系统
每个反应器配有20块涡流混合板，前后壁分为10个喷氨区，每个区域用10个调节阀控制喷氨量 。每个反应器的出口设置净氮氧化物测量仪，与脱硝入口注氨调节阀联锁，实现注氨的精细化，提高SCR装置注氨的均匀性，减少氨逃逸 。
3.1.4尿素溶液储存和供应系统的改造
厂区氨产品气管道伴热蒸汽系统效果差，影响产品气输送，进而影响SCR装置运行 。本次改造将更换尿素水解产品气伴热蒸汽母管的蒸汽源，产品气伴热管道将配备传热水泥 。伴热蒸汽采用再热冷却段蒸汽，蒸汽压力为4 。0 MPa，温度320℃，管径DN40 。伴热蒸汽管道采用20G无缝钢管 。
3.2除尘改造和湿羽控制
采用DUC协同除尘冷凝一体化工艺除尘冷凝烟气，实现烟气深度除尘降温降湿(如图2所示) 。DUC除尘冷凝一体化装置除尘后的烟气经湿式静电除尘器净化，烟囱出口烟气浓度在1mg/m3以下(如图3所示) 。烟气冷凝的设计温降考虑为8℃ 。DUC装置一炉一套，安装在脱硫塔顶部 。配置热风混合加热系统，对降温降湿后的脱硫烟气进行加热，加热后无白烟的烟气通过烟囱排出，实现白烟消除 。
3 . 2 . 1 DUC装置的除尘功能
主要由DUC亲水除尘填料实现 。通过布水喷层，水均匀地喷在除尘填料上，在填料上形成水膜 。当烟气通过填料区间时，烟气中的粉尘被填料上的水膜截留，实现了DUC的深度除尘功能 。
3 . 2 . 2 DUC装置脱硫功能
烟气经碱中和后用循环水喷淋，进一步脱除烟气中的SO2，达到深度脱硫和SO2超低排放的目的 。
3 . 2 . 3 DUC装置烟气冷凝
在烟气冷凝路上设置水-水换热器对循环喷淋水进行冷却，冷却后的循环喷淋水对烟气进行喷淋冷却，从而达到对烟气进行冷却除湿的作用 。烟气冷凝液经处理后可回用于电厂脱硫系统或作为电厂淡水补给水，达到环保、升级、节水的目的 。烟气冷凝液的回收流程如图4所示 。
3.3脱硫废水零排放工艺
采用低成本烟气余热浓缩+热风干燥脱硫废水零排放处理系统，如图5所示 。
废水浓缩和预处理系统由两台炉共用 。废水浓缩干燥系统采用单元设计，各系统脱硫废水处理能力为5m3/h，共两套 。除尘器出来的烟气作为废水浓缩的热源，浓缩比按12设计 。废水浓缩后的烟气送至脱硫吸收塔入口 。利用锅炉热二次风对废水进行干燥，干燥后的混合盐含水量按5%设计 。干燥后的混合盐随二次空气进入袋式除尘器，与烟尘一起收集回收 。
4转化效应
乐东电厂1号机组改造后，实现了烟气污染物超低排放的目标，烟气中粉尘、NOx和SO2的排放浓度分别小于1mg/m3、10mg/m3和10mg/m3，如表1所示 。在表1中，单元1是经过改造的，而单元2不是 。
该机组实现了消除烟囱“白烟”的目标，全年95%以上没有烟囱冒出白烟 。同时，烟气中的冷凝水得到回收利用，年均回收淡水约40万吨 。按照乐东公司12元/t的海水淡化处理成本，平均每年可节约制水成本约480万元 。实现电厂高盐度脱硫废水零排放 。
5结论
该项目是环保协同招标的关键技术研究与示范项目，具有较强的示范效应 。改造后，电厂烟尘、NOx、SO2排放浓度超低排放目标分别小于1 mg/ m3、10 mg/m3、10 mg/m3，消除了烟囱湿烟柱，实现了脱硫废水零排放，具有较大的社会效益 。
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