摘要：目前，我国环境污染问题在燃煤电厂中表现的比较明显，目前煤炭是发电过程中提供能源的主要材料，同时它带来的污染也是国内污染的主要来源。国内工业化在不断的升华，对于电能的需求越来越多，就会促使电力行业的不断发展，由燃煤带来的污染也就会越来越严重，对我国的环保事业来讲是一个巨大的挑战。所以，对于燃煤电厂的环境污染问题我们要给予高度的重视，对于中央制定的减排政策要切实的落实，不断对环境保护进行投资，让可持续发展实现。在文中笔者对于燃煤电厂的环保问题进行了深人的讨论，在结合现状的基础上提出了几点整改意见。
关键词：燃煤电厂；环保；协同控制
1燃煤电厂环保现状
1.1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。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。
1.2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。
1.3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火电燃煤电厂对环境质量的影响
2.1排污水
从燃煤发电厂排出的废水PH大于7，同时在水里还有可能存在过量的氟、砷以及悬浮物，包括除尘水、酸性和碱性废水、热排水等。要是一但废水排放过多，超过这个水域自己净化的极限，这会给生长在水中的生物带来严重的影响，给他们生长和繁殖带来困难，让水体产生大范围的污染。
2.2二氧化硫
酸雨的主要成分是二氧化硫。最近几年，酸雨对我国造成的侵蚀程度严重程度越来越重，而火力发电厂就是产生二氧化硫的主要源头之一。在煤炭中存在硫元素，在煤炭燃烧的过程中氧气和硫结合就会产生二氧化硫，经过阳光紫外线的照射二氧化硫就会发生反应生成酸雾，然后融人雨水中降落后对建筑物进行侵蚀，对人体的健康造成极大的危害，所以在火力发电厂中控制二氧化硫的排放量是非常关键的。
2.3氮氧化物
在火力发电过程中需要煤炭的燃烧，在这个过程中就会产生氮氧化物，它是一种大气污染物煤炭燃烧的氮氧化物主包括一氧化氮和二氮氧化物，其中一氮氧化物含量比较多。一氧化氮会损对人的中枢神经系统会产生极大地损害，有可能引发高铁血红蛋白症，二氮氧化物对刺激人的呼吸道和呼吸器官并对其进行损害。
2.4尘粒
燃煤粉尘颗粒包括降尘和飘尘粉尘，粉尘在10hm以下的占全部颗粒的20%到40%，对人体有很大的伤害。尘埃粒子除了对环境造成污染之外，和氮氧化物、硫化物结合在一起让其对环境的破坏更为严重。
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2.5固废的影响
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，如果没有按照标准进行排放，就会对环境以及人们的健康造成影响，一般会对环境的影响较大。
3燃煤电厂污染物协同控制
3.1燃煤电厂污染物协同原理
在燃煤电厂生产过程中，由于污染物减排与温室气体减排之间存在一定的关联，因此，可以采用大气污染物与温室气体的协同控制措施，在此过程中，通过对任何物质采取控制措施，都会造成其他物质的浓度发生变化。在燃煤电厂污染控制管理中，通过应用协同控制措施，不仅可以达到污染物减排目标，而且还能够有效降低碳排放强度。协同效应是综合的，在候变化或大气污染控制政策影响下，会产生多种效应，包括环境优化、公共健康提升、社会效益增加等等。大气污染物与温室气体协同控制的目标主要有两点：①通过对温室气体排放过程进行控制，有效减少其他局域污染物排放；②通过对局域污染物排放及生态建设过程进行控制，从而有效减少或者吸收温室气体。随着我国社会经济的快速发展，能源消耗量逐渐增加，与此同时，化石能源的消耗量日益增多，在燃煤电厂日常生产中，空气污染以及温室气体排放快速增加的问题越来越严重，对此，应该推广并应用协同控制管理措施，有效降低单独实施污染物和温室气体减排法律政策的实施成本。
3.2燃煤电厂污染物协同控制措施
3.2.1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。
3.2.2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SCR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，Hg0吸附在催化剂活性的中心位置，然后，Hg0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Hg0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Hg0，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，Hg0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Hg0的氧化。
3.2.3低氮燃烧与烟气脱硝的协同
在燃煤电厂生产过程中，综合考虑低氮燃烧与SCR烟气脱硝的减排量优化、煤种与燃烧方式的适用性以及低氮燃烧对锅炉效率及蒸汽参数的影响等问题，可以应用低氮燃烧技术。通过应用该项技术，能够有效减少氮氧化物的生成，在该项技术的实际应用中，还应该综合考虑SCR烟气脱硝成本、低氮燃烧的建设成本、对锅炉效率的影响等，优化SCR烟气脱硝整体设计。
综上所述，在燃煤电厂生产过程中，会产生大量污染物，包括温室气体、污染水、固体颗粒等等，环境污染问题已经成为民众广泛关注的热点问题。协同控制的提出和实施对于污染治理具有积极作用，通过推动协同控制措施的应用，有利于对燃煤电厂生产过程中的污染物进行高效治理，改善大气环境质量，推进生态文明建设和落实创新发展。
参考文献
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论文作者:王厉
论文发表刊物:《基层建设》2018年第24期
论文发表时间:2018/10/1
标签：电厂论文; 燃煤论文; 烟气论文; 污染物论文; 过程中论文; 氧化物论文; 技术论文; 《基层建设》2018年第24期论文;