位凯娜
（北京绿碳众诚环境科技有限公司，北京 101100）
为进一步加强环境的综合治理，不断改善人民群众的生活环境，我国已逐步加强燃煤设施的日常监督管理，严格控制中心市区及周边企业生产炉窑氮氧化物、烟尘、二氧化硫等污染物的排放浓度及总量。环保改造工程完成后，不仅减少了烟气中污染物的排放量，改善了本地区的生活环境，且提高了社会效益和环境效益。
企业为重要的生产炭阳极基地之一，在注重经济效益的同时还负有较高的社会责任。为加强企业竞争实力，树立良好的企业形象，并保证企业的可持续发展，同时也为了满足《铝行业规范条件》中要求“铝用炭阳极项目采用中、高硫焦原料时，必须配备高效的烟气脱硫净化装置”和《铝工业污染物排放浓度标准》 （GB25465-2010） 中的要求，企业决定对炭素厂煅烧系统回转窑烟气进行脱硝、除灰、脱硫的改造治理，使烟气中的氮氧化物、烟尘、二氧化硫的排放浓度均能达到环保要求。
本文阐述了一种炭素回转窑烟气净化工艺，针对炭素厂烟气脱硫、脱硝、除尘净化的工艺进行了探讨。鉴于本企业内部同时建有炭素厂及自备电厂，综合考虑企业特有的生产设施配置，分析探讨了炭素厂烟气掺烧至自备电厂进行协同净化处置的方案。经处理后，烟气满足环保要求，实现达标排放。从净化效果、改造工程量及投资、运行维护费用等方面进行研究，选择更适合于本企业的炭素厂烟气净化工艺。
1.1 自备电厂简介
自备电厂有3 台300 MW 机组和3 台1 014 t/h锅炉。
（1） 环保工程配套建设脱硝采用低氮燃烧器改造+SCR 脱硝装置。
（2） 除尘采用双室四电场静电除尘器。
（3） 脱硫采用石灰石-石膏湿法来烟气脱硫工艺。
自备电厂3 台机组合使用1 座高210 m 的三管烟囱，且建有工业废水处理设施和生活污水处理设施，及贮灰场和储煤场等公用及辅助设施。设计排放指标烟尘≤5 mg/m3，SO2≤35 mg/m3，NOX≤50 mg/m3。
1.2 炭素厂简介
炭素一分厂煅烧系统设有2 套φ2.84 m×58 m 的回转窑，在每套回转窑尾部烟气出口处各设置1 台余热蒸汽锅炉（Q=28 t/h，P=1.6 MPa，t=350℃），其出口烟气初始排放浓度（标态、干基、α=1.7） ：
烟 尘≤600.1 mg/m3， SO2≤332.41 mg/m3NOX≤191.25 mg/m3。
2.1 掺烧方案简介
本次掺烧烟气方案拟以二次风的形式掺烧送入到炉膛中，需设计相关的烟气管道及风机、阀门或挡板机构等，管道及附件如挡板、阀门等应采取防磨措施。
（1） 将烟气以二次风的形式送入到炉膛（燃烧器中上部二次风喷口） 中，在一定程度上能够降低炉内燃烧的温度，可能对锅炉的NOX排放有利。
若烟气的喷口设置在原二次风喷口中，由于烟气中含有粉尘，为了防止磨损，就需在空气风室中设计耐磨的喷嘴体。耐磨喷嘴体放置在原空气风室中，会影响相应二次风喷口的配风（停运时会更加加剧）。
若烟气的喷口设置在独立的二次风喷口中，停运时，需设计冷却风，影响锅炉的燃烧及NOx的排放。
（2） 将烟气以二次风的形式送入到炉膛（燃烧器最下部二次风喷口） 中，可能会提升燃烧器火焰中心的位置，降低燃尽高度及主燃烧器与燃尽风之间的还原区，加大飞灰可燃物含量及锅炉NOx的排放。
但由于烟气中含有一定量的Cl 及S 元素，在燃烧过程中会给受热面带来高温腐蚀。此外，烟气中还含有一定量的NOx，增加了锅炉中NOx的排放量。
2.2 掺烧烟气导致排烟温度上升的解决办法
2.2.1 基本方案
掺烧烟气之后，锅炉排烟温度为154 ℃，对比未掺烧烟气前，锅炉的排烟温度上升了26 ℃，排烟热损失增加，锅炉的效率降低。
为了充分利用排烟的余热，在预热器尾部的烟道位置布置低温省煤器，用于加热凝结水。增设低温省煤器之后，其排烟温度降为120 ℃，充分利用了排烟的余热，同时，排烟温度的降低，在一定程度上提高了除尘的效率。
2.2.2 受热面设计选型
对于低温省煤器的设计有一套成熟的选型规则，对于高硫分、高灰分的煤质，低温省煤器受热面布置在除尘器之后的低尘区，受热面选择H 型鳍片，会大大加剧积灰板结。
本工程煤质的含硫量为1.2%，采用H 型鳍片无积灰的风险，并且对于改造工程，烟道的空间有限，H 型鳍片管能有效节省空间，使受热面的布置方式更加合理、高效。
2.2.3 改造效果
经初步核算，在预热器尾部烟道增设低温省煤器，可将排烟温度由154 ℃降低为120 ℃，吸收了排烟的余热，增加了锅炉的经济性。
2.2.4 掺烧烟气走向
在2 套回转窑余热锅炉尾部合并设置2 台增压风机（一运一备），回转窑烟气经增压风机增压后，汇合至烟气母管，烟气经烟气母管送至兰州铝业自备电厂3 台300 MW 机组锅炉燃烧系统（二次风）进行掺烧。
在每支进入锅炉燃烧系统的烟气母管上设置可调节型烟气挡板门，便于炭素烟气选择进入锅炉及调节进风量，经掺烧后的炭素烟气最终形成锅炉烟气，进入各机组的脱硝、除尘、脱硫系统，经净化处理后满足现有自备电厂污染物排放要求，通过机组主烟囱排放。
烟道采用架空方式布置；
跨越铁路上空时，净高≥10 m；
跨越天然气管道时，净高≥6 m。
厂区内烟道布置，满足规范要求，烟道材质采用Q235A。
掺烧烟气后，污染物排放设计排放指标：烟尘≤5 mg/m3，SO2≤35 mg/m3，NOx≤50 mg/m3。
3.1 脱硝系统掺烧烟气排放的改造方案
3.1.1 催化剂的改造
经过对原有催化剂设计参数的分析，其结果满足了本次掺烧烟气后脱硝改造的要求，但因氮氧化物的总消减量的增加，原催化剂的体积量有可能增加。
3.1.2 吹灰系统的改造
此次脱硝改造不新增催化剂层，原有催化剂层满足排放要求，因此，现有脱硝系统的吹灰系统不进行改造。
3.1.3 稀释风系统的改造
经脱硝掺烧烟气改造，稀释风用量约为3 300 m3/h，而原稀释风机设计流量约为3 600 m3/h，风压约为5 000 Pa，因此，原稀释风机参数满足本次改造的要求，不进行改造。
3.1.4 还原剂存储制备及供应系统的改造
液氨储存能力按2×50 m3设计，在设计条件下，满足3 台机组连续运行120 h 的消耗量，液氨蒸发能力按2×300 kg/h 设计（考虑了BMCR 工况下120%的容量设计）。
本次掺烧烟气后，单台机组的耗氨量为130 kg/h，3 台机组总耗氨量为390 kg/h，现液氨蒸发器氨气蒸发能力为2×300 kg/h，满足掺烧烟气后液氨蒸发的出力，因此，氨区不进行改造。
3.2 除尘系统掺烧烟气排放的改造方案
本次改造的单台回转窑出口烟尘含量为600.10 mg/m3，烟尘成分为未燃烧完全的炭颗粒，经过引风机和增压风机送至锅炉二次风烟道上进入锅炉后，烟尘燃烧完全，产生CO2，电除尘器入口尘基本不增加。
目前，电除尘出口烟尘含量为60 mg/m3，湿式电除尘入口设计值为＜30 mg/m3，出口＜5 mg/m3，因此，本次掺烧烟气排放改造电除尘器满足技术要求，不进行改造。
3.3 脱硫系统掺烧烟气排放改造方案
3.3.1 吸收塔的改造
本次掺烧烟气改造，经核算后烟气量由1 283 333 mg/m3变为1 327 496 mg/m3，烟气流速由3.97 m/s 变为4.81 m/s，吸收塔推荐流速为3.5 ～4.8 m/s。烟气停留时间由原来的3.70 s 缩短至3.06 s，烟气在塔内的推荐停留时间约为2 ～3 s。
本次掺烧烟气后，吸收塔的流速和烟气停留时间均满足原设计要求，因此，吸收塔不需要改造。
3.3.2 喷淋层和循环泵改造
原有4 层喷淋层对应4 台浆液循环泵，流量分别为6 695、6 695、5 400、5 400 m3/h，扬程分别为17.8、19.6、23.4、25.2 m。经核算，掺烧烟气后浆液循环量为16 770 m3/h，而原脱硫系统设计浆液循环量为24 190 m3/h，掺烧后，烟气需要的循环量小于原脱硫系统设计，因此，原喷淋层及循环泵满足设计要求，不需要改造。
经核算，氧化空气系统、石灰石制浆系统、石膏脱水系统、烟气系统、废水系统、工艺水系统等各系统均满足掺烧后烟气的净化要求。
综上所述，炭素厂烟气掺烧进入自备电厂后，脱硫、脱硝、除尘系统无需新增设备，即可满足炭素烟气和自备电厂烟气协同处置，且满足烟气的排放要求。
整个脱硝、除尘、脱硫系统进行掺烧烟气后，脱硝、除尘、脱硫系统均未改动，因此，系统的阻力基本与原系统设计一致。
掺烧烟气改造后，各系统整体阻力仍在设计范围内，现有引风机压头可满足改造后系统的阻力要求，不需要改造。
自备电厂掺烧烟气方案在原自备电厂的脱硝、除尘、脱硫系统的基础上进行改造，技术成熟，系统运行稳定，可靠性高，适用各种工况的变化，污染物的脱除率高，且本次改造没有对原自备电厂的脱硝、除尘、脱硫系统新增设备，全部利用原自备电厂系统的设备处理。
综上所述，同时考虑初投资、能耗、维护费用、改造技术的可靠性、改造周期的长短、改造措施经济、合理、有效以及设备检修维护方便性等各方面因素，本企业炭素烟气掺烧自备电烟气净化改造方案为最优工艺。
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