摘要：不断提升的工业化水平，使得水体污染以及空气污染问题加剧，因此，人们也加强了对环保问题的重视。其中，因燃煤发电具有较大的规模，同时，燃煤量的增加是引发污染问题的重要原因之一，并且，为了满足人们的用电需求，燃煤规模仍然在不断加剧。鉴于此，本文就燃煤电厂环保现状及污染物协同控制措施展开探讨，以期为相关工作起到参考作用。
关键词：水体污染；大气污染；协同控制
1.概述
1.1燃煤电厂烟气多污染物协同治理技术概述
在进行燃煤电厂烟气污染物的协同治理过程中，协同治理技术的运用主要表现在控制燃煤和污染物的脱除、低氮燃烧与烟气脱硝等方面。其一，是指控制燃煤和污染物的协同脱除处理，此类技术的应用重点在于成本控制，即将使用劣质煤源所投入的环保成本与优质煤源所投入的环保成本进行综合比对，计算出妹煤源质量的浮动上下限，得出最佳处理方案。其二是指将低氮燃烧处理技术与烟气脱硝处理技术的协同使用，使用的重点内容在于从燃烧的根源上进行有效管控氮氧化物的产生，计算出具体的技术运用成本，继而进行技术的协同优化。其三主要是指将除尘器和湿法脱硫塔技术进行协同使用，功效在于将燃煤除尘的工作效率进行提升，进一步满足燃煤电厂更多的烟气排放需求。最后是指燃烧锅炉一体化技术，处理重点集中在锅炉的尾部烟道位置，将烟气的处理工作效率进行优化。
1.2环保在燃煤电厂污染控制中的作用
随着我国经济发展速度的不断加快，国家对结构减排和工程减排也开始变得越来越重视了，因此燃煤电厂必须要不断加强对环保的重视度，燃煤电厂必须要不断对现有的环保设施进行更新，这样燃煤电厂的减排的目标才能得到实现。现在脱硫产能也已经被纳入自主创新体系，并且对于脱硫在环保工作中的应用也非常重视，我们必须要不断对脱硫的关机键性措施进行创新，这样环保工作的基础性才能得到增强。要想提高燃煤电厂环保的水平，就必须要不断加强对脱硫环保设备的重视度，不断完善现有的脱硫标准体系，对脱硫环保设备的施工、运行、验收等都必须要进行严格的监管，我国关于脱硫产业的相关法律和法规有很多原国家发改委先后颁布或联合环保部等其他部委颁布了《关于加快火电厂烟气脱硫产业化发展的若干意见》、《燃煤机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法》、《火电厂烟气脱硫工程后评估管理暂行办法》、《关于开展烟气脱硫特许经营试点工作的通知》等文件，这些文件对电价的处罚和法规的强制都有规定，燃煤电厂在进行脱硫设施建设的时候，必须要不断根据电厂的实际发展需求来进行调整，这样电厂环保设施的性能才能得到增强。燃煤电厂的减排措施的实施效果是非常明显的，燃煤电厂已经提前完成了“十一五”的控制目标，因此为了更进一步促进燃煤电厂的发展，我们必须要制定新的发展目标，进一步扩大燃煤电厂减排的空间，这样燃煤电厂环保的发展速度才能得到提升。政府部门要不断加强对脱硫设施和SO2的重视度，这样环保设施的运行状况才能得到提升，我们要不断加大对诊断技术的研究力度，这样环保设备的工作效率才能够得到提升，必须要不断提高和环保的主动性，这样环保设施的稳定性才能达到相关规定的标准，燃煤电厂的经济效益和社会效益才能得到提高。
2.燃煤电厂环保现状
2.1燃煤电厂水污染防治现状
在燃煤电厂生产过程中，为了防治水污染，可以采用循环冷却水系统节水技术、空冷系统节水技术、干除渣节水技术以及污水回用技术等等，通过应用各类水污染防治技术，能够有效减少燃煤电厂生产过程中的鲜水取用量，解决电厂水资源紧缺问题，避免对环境造成污染。燃煤电厂废水种类多，而且水质差异比较大，因此，需要采用分类处理方法，包括混凝澄清、超滤处理、过滤、反渗透以及石灰处理等等，对废水进行回收和处理后，当达到一定标准后即可排放。现如今，很多燃煤电厂均采用上述污水处理技术。
2.2燃煤电厂大气污染防治现状
现如今，雾霆问题已经受到人们的广泛关注，近年来各项有关大气污染防治的法律标准陆续修订，新修订的《火电厂大气污染物排放标准》于2014年7月1日全面施行，《中华人民共和国环境保护法》于2015年1月1日实施，《中华人民共和国大气污染防治》于2016年1月1日正式实施，燃煤电厂面临着巨大的大气污染防治压力。通过加强对煤场、石灰等物料的管理，设置防风抑尘网，实行仓储管理，安装袋式除尘器、采用低氮氧化物燃烧技术、SCR和SNCR脱硝技术、湿法和干法脱硫技术、大型循环流化床锅炉发电技术等，能够在燃煤发电生产过程中减少大气污染物的产生。但是，值得注意的是，为了能够达到排放标准，企业还应该继续投入巨大的成本对机组进行脱硫、脱硝和除尘等技术改造。巨大的成本已经成为一些燃煤电厂的沉重负担。
2.3燃煤电厂固体废物污染防治现状
在燃煤火电厂生产过程中，会产生大量固体废物，包括污水处理污泥、煤灰、失效脱硝催化剂、脱硫副产物以及炉渣等等。其中，燃煤火电厂粉煤灰和炉渣可以被应用于生产粉煤灰水泥、粉煤灰砖、建筑砌块以及混凝上掺料、道路路基处理等多个方面，另外，对于污泥等固体废物，应该依据排放标准，作为一般工业固体废物或危险废物进行处理。
2.4燃煤电厂噪声污染防治现状
对于燃煤火电厂噪声污染，在治理过程中，需要严格依据环境功能合理布置声源，采取有效的降噪技术：①发电系统噪声治理技术，对汽轮机、发电机等安装隔声装置；②燃料制备系统噪声治理技术，对磨煤机等主要噪声设备采用局部隔声法；③脱硫系统噪声治理技术，对氧化风机、增压风机等加装隔声罩等；④冷却系统噪声治理技术，在冷却塔进风口安装消声器与隔声屏障等。
3.传统烟气污染物脱除技术
3.1烟气脱硫技术
烟气脱硫方法有干法、半干法和湿法脱硫。干法脱硫典型方法有氧化物法和活性炭法，在较低含硫量的情况下有很高的脱硫效率，但此技术的缺点在于脱硫产物无法循环利用；半干法脱硫技术主要有喷雾半干法，炉内喷钙炉后活化法、灰外循环增势半干法和烟道流化床脱硫法等，虽然其工艺有较高的脱硫效率，但是反应产物的灰循环效率低；湿法脱硫的优点在于脱硫效率高、处理烟气量大、循环性大、运行成本较低、脱硫后的产物可再利用，但是系统比较复杂，设备成本高。近些年来，祁贵生等人以尿素溶液为吸收剂在超重力旋转填料床中进行研究，超重力尿素脱硫工艺具有设备体积小、液气比低、投资少等优点。
3.2烟气脱硝技术
目前应用较多的是选择性催化还原法（SCR）、选择性非催化还原法（SNCR）以及联合法（SNCR－SCR）。选择性催化还原法是世界上应用最多且最为成熟有效的烟气脱硝技术。其脱硝效率可达到90%。但存在催化剂价格昂贵、氨水对管道腐蚀性强且易泄露、还原剂的消耗大等缺点。SNCR具有工艺简单、投资成本低、操作简单等优点，适用于老机组的改造，其脱硝效率一般为25%～40%。SNCR－SCR技术脱硫率可达80%。
3.3烟气除尘技术
3.3.1静电除尘器
静电除尘器的优点：在除尘时不受高温影响，运行效率较高，可以去除大多数粉尘，可以进行高强度的处理作业，设备磨损小，使用年限长。静电除尘器的缺点：细小粉尘较难去除。
3.3.2旋转电极除尘器
旋转电除尘器的优点为：减少了反电晕的发生频率；体积较小，占地面积小。其缺点为：处理烟气量不大且结构具有一定的复杂性，对设备的安装要求相对更为严格。
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3.3.3湿式静电除尘器
湿式静电除尘器优点在于清灰时不仅可以清除附着在集尘板上的细小粉尘，并且可以降低电阻频率以便于荷电粉尘可以快速向集尘极板移动，能高效的控制细微颗粒和酸雾等复合污染物；其缺点在于清灰时需要用大量水并且粉尘对水有一定污染，造成二次污染，不利于环境保护。
3.4烟气脱汞技术
3.4.1燃煤烟气中汞的形态分布
燃煤烟气中汞的浓度一般为1～20μg/m3，主要以元素态Hg0、氧化态Hg2+（主要为HgCl2）以及颗粒态汞Hgp3种形态存在。其中氧化态Hg2+可溶于水，可以在烟气湿法脱硫或脱硝过程中部分去除，颗粒态汞Hgp则可以除尘装置中与粉尘一同去除。然而燃煤烟气中还有20%～50%的元素态汞以气相形式存在，由于元素态汞在低温时不易被氧化，热力学性质稳定，且不溶于水，利用普通的物理化学方法难以脱除，目前通常将烟气中元素态Hg0转化为氧化态Hg2+进而进行脱除为主要发展方向。
3.4.2燃煤电厂中脱汞技术
根据美国电力研究协会（EPRI）统计：催化性氧化还原烟气脱硝系统在降低烟气NOx含量的同时也能够促进Hg0转化为Hg2+，从而有利于汞在后续的装置中去除。研究其反应机理发现，Hg0首先吸附在催化剂活性中心上，通过烟气中的O2氧化为Hg2+，氧化完成后从活性中心脱附。但是此反应效率受到烟气流速、氨浓度共同影响。低流速有利于氧气氧化过程，但是同时增加了氨的还原过程。因此应该找到最佳停留时间来提高SCR脱硝系统对汞的协同脱除效率。
4.燃煤电厂污染物协同控制
4.1燃煤电厂污染物协同原理
燃煤电厂污染物协同的原理。燃煤电厂在进行日常的燃煤发电时，产生的污染物减少排放与温室气体减少排放二者间存在部分联系。所在在对燃煤发电过程中产生的气体污染物进行控制时，可采取和温室气体系统控制的方法。在实施该控制方法时，对任何物质进行控制，便会影响其他物质的浓度，进而使其他物质的浓度发生一定的变化。通过协同控制对燃煤电厂日常燃煤发电产生的污染进行有效的控制和管理，有利于减排目标的实现，并使碳排放的强度有效降低。协同控制措施具有一定的综合性，受燃煤发电过程中产生的大气污染物的相关控制措施的影响，使得多重效应相继产生，如增加社会效益、提升公共的健康、以及优化环境等。在进行温室气体控制和控制燃煤发电系统的大气污染物的协同管理中，主要有以下两点目标：其一便是控制温室气体的排放过程，从而使局部污染物的排放减少。其二便是控制局域污染物的排放，并控制建设生态的过程，进而使温室气体减少，或将温室气体进行有效的吸收。伴随我国社会的的发展和进步，以及现代化建设的开展，工业化程度的提升等，使得能源消耗日渐增加，对能源的需求也日将增加。化石类能源消耗的增加，使能源紧缺的问题加剧。燃煤电厂在进行日常的燃煤发电过程中，需要使用大量的煤炭资源，且燃煤电厂的规模正逐渐扩大。在日常燃煤发电的过程中会产生大量的气体污染物、废水污染物和固体废弃物，对生态环境造成严重破坏，不利于生态平衡型和环境友好型社会的构建。系统控制管理的方法是一个较为科学合理且可行的措施，将其进行有效推广并使用，有利于污染物排放的减少，并减少温室气体的排放，使相关法律政策实施的成本有效降低，既获取社会效益又获取经济效益。
4.2燃煤电厂污染物协同控制的措施
4.2.1燃煤电厂烟气Hg的协同脱除
根据相关统计分析，在燃煤电厂烟气Hg治理中应用CR烟气脱硝系统，不仅能够有效降低烟气NOx含量，而且还能够促进Hg2+的生成，更好的提升汞污染在除尘、脱硫装置中的治理效果。SCR脱汞机理如下：首先，HgO吸附在催化剂活性的中心位置，然后，HgO在烟气中O2和HCl的氧化作用下转变为Hg2+，最后，Hg2+从活性中心脱附。在此过程中，在烟气流速、氨浓度和HCl浓度的综合影响下，汞的氧化效率也会受到一定的影响，通过降低烟气流速，能够有效增加催化剂与HgO接触时间，但是，如果如果停留时间过长，则会造成NH3还原效应增强，最终导致Hg2+还原为HgO，因此，在SCR催化剂协同脱汞工艺实际应用中，需要结合实际情况合理选择最佳停留时间。除此以外，随着HCl浓度的增加，HgO的氧化效率也会随之增加，因此，可以适当提高烟气HCl含量，从而有效促进HgO的氧化。
5.2.2低低温高效烟气治理系统对烟气SO3的协同控制
低低温电除尘技术是从电除尘器及湿法烟气脱硫工艺的单一除尘以及脱硫工艺路线逐渐发展而来的，其应用原理为，当电除尘器入口烟气温度降至酸露点温度以下时，气态SO3将转化为液态的硫酸雾，电除尘器入口的含尘浓度比较高，而且粉尘总表面积比较大，因此有利于硫酸雾凝结附，根据实践研究分析，在80～90℃温度条件下，低温电除尘系统对H2SO4酸雾的脱除效率明显在130～150℃温度条件下的常规电除尘系统对H2SO4酸雾的脱除效率。除此以外，通过降低电除尘器进口烟气温度，还能够有效减少粉尘比电阻，并有效增加电除尘器运行电压，从而促进电除尘器的效率的提升。
4.2.3氮氧化物处理技术运用
首先，利用低氮燃烧技术与掺烧技术的协同处理将无烟燃煤锅炉的炉膛出口除的氮氧化物浓度控制在800mg/m3范围内，使用烟气脱硝技术进行再加工，将氮氧化物的质量浓度进行二次压缩，控制在500mg/m3以下，使用炉膛型烟气脱硝技术将氮氧化物的质量浓度控制在50mg/m3以下。之后，将炉膛型烟气脱硝技术与低氮燃烧技术进行协同处理作用于褐煤或贫煤锅炉之内，达到褐煤200mg/m3、500mg/m3以内的质量浓度控制目标。最后是指将燃煤锅炉的燃烧方式进行更改，另外加置省煤器烟气设备将脱硝装置的烟气温度提高，完成改善喷氨温度任务。
结语
燃煤电厂使用的火力发电技术是当期阶段，我国应用较为广泛的发电技术。为使新时期人们用电的实际需求得到有效满足，燃煤电厂扩大了自身的规模。虽然在提供高质量的电力资源上具有较好的效果，但是燃煤电厂日常燃煤发电时产生的污染物也相对较多，严重破坏生态环境。在进行发电时，主要会产生气体污染物、废水、以及固体废弃物。虽然各个燃煤电厂采取了措施进行各项污染的防治，也取得了一定的效果，但是仍存在部分缺陷，且经济性较差，增加了燃煤发电的成本。因此通过协同控制的措施进行污染的防治和控制管理，有利于对燃煤发电过程中产生的污染物进行治理时，更具高效性、及时性和有效性。尤其是对气体污染物和温室气体进行协同控制，有利于大气环境的改善，促进建设生态文明，有利于构建生态平衡型和环境友好型社会，促进我国发电事业的进一步发展。
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论文作者:刘更生,王帅
论文发表刊物:《电力设备》2018年第32期
论文发表时间:2019/5/16
标签：燃煤论文; 烟气论文; 电厂论文; 污染物论文; 技术论文; 浓度论文; 气体论文; 《电力设备》2018年第32期论文;