吴李刚

摘 要：作为生产以及生活中使用的一种关键的能源，电能的消耗量逐渐上涨。特别是在我国的北方地区，主要使用火力发电的方法，但是，火力发电也会引发大量的污染物，尤其是在发电量不断增加的现状之下，污染物的排放量也呈现出直线上升的趋势，从而严重危害了大气环境。面对这种情况，需要做好火电厂大气污染排放的治理工作，通过运用相应的措施从而最大限度的降低危害。鉴于此，本文就火电厂大气污染排放现状及烟气脱硫脱硝技术展开探讨，以期为相关工作起到参考作用。

关键词：火电厂;大气污染物;烟气脱硫脱硝技术

中图分类号：TM62 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2019）09-0003-02

如今，我国的工业化建设进程正在不断推进，社会的经济发展也在不断加快，因此，使得我国的火力发电厂的建设数量以及建设规模正在不断增加，同时，污染物的排放量也在不断增多，这种现象的存在会对大气造成较为严重的污染，并且也会在一定程度上加剧生态环境的破坏程度，因此，应该制定一套科学合理的预防措施，从而最大限度的降低危害程度。通过分析目前我国的具体情况能够看出，需要尽量开工至大气污染物的排放量，同时要使用脱硫脱硝技术对电厂用煤炭之后有害气体的排放量进行控制，从而有效降低危害，使我们的经济向着更加稳定的局面前进。

1 火电厂大气污染物的排放现状及应用

众所周知，火电厂都是通过燃烧煤炭来发电的，但是，在煤炭燃烧的过程红会产生SO2、粉尘、NOx、CO2等污染物，而其中危害最大的两种是NOx和SO2。下面就对目前这两种污染物的排放情况以及使用脱硫脱硝的技术进行探讨。

1.1 NOx

通过研究相关资料能够发现，每年，我国在进行火力发电的过程中产生的NOx以两位数的增长趋势不断上升，因此，对于环境的影响程度比较大。除此之外，通过分析目前我国的能源使用情况就能够发现，煤炭仍然是目前乃至未来是使用的关键能源。由此可见，必须使用相应的措施来减少NOx带来的危害。充分落实火电厂烟气脱硝工作，达到降低NOx危害的目的，以此来顺应环保理念的要求。

1.2 SO2

在火电厂运行的过程中，不仅要除去NOx带来的危害，同时，煤炭在燃烧的过程中也会伴随有SO2的产生，在此基础之上，如果火电厂的规模不断增加，污染程度也会相应加剧。根据我国的相关资料统计表明，于2020年，电力装机容量就会达到13亿千瓦时，这就要求应该对SO2的排放量进行科学合理的控制，做好火电厂大气污染物的脱硫处理工作，以此来降低其对环境带来的威胁。

2 火电厂烟气脱硫技术

如今，国内外对于烟气脱硫技术的研究，也就是煤炭燃烧前、燃烧过程以及燃烧之后脱硫的三種方法。（1）燃烧前的脱硫。运用洗煤或者选煤的方法，在燃烧煤炭资源之前，对其开展脱硫工作。这也属于洁净煤燃烧技术，脱硫效率在10%～20%的范围内;（2）燃烧中脱硫技术。使用比较先进的煤气技术以及循环硫化床技术等比较先进的燃烧方法，对二氧化硫的排放加以控制;（3）燃烧后烟气脱硫技术，是国际上使用的最为广泛的一项脱硫技术。燃烧后烟气脱硫的投资成本比较大，对技术方面的要求比较高。烟气脱硫技术主要包含了半干法、干法以及湿法烟气脱硫三种。干法以及半干法烟气脱硫的整体效率比较低，并且需要投入大量的资金，后期在运行的过程中，所耗费的成本也比较大，由此可见，该项技术并不适合推广使用。所谓湿法烟气脱硫，使用的是石灰石、石灰、Mg（HO）2、Ca（HO）2以或氨水等，并且将其作为吸收剂来完成脱硫工作。这些吸收剂很容易取得，并且价格也比较低，而且这项技术所用到的设备也比较简单，其能够适用的煤质范围也比较广泛，能够实现很好的脱硫效果。

湿法烟气脱硫技术是目前我国范围内使用最为广泛的一项技术，属于石灰石-石膏烟气脱硫的范畴，该项技术在湿法处理中占比高于80%。所谓的石灰石-石膏烟气脱硫技术也就是借助增压风机加压的方法将锅炉中的烟气经过降温除尘处理之后，再将其输送到吸收塔之中，然后，与吸收塔中的喷淋浆液发生接触，对烟气进行一定程度的洗涤，因此，就能够很好地吸收烟气中的二氧化硫，此时产生的烟气也就相对比较干净，之后再使用除雾器对这部分烟气进行除雾处理，然后将其排入烟道。在此过程中，将水和石灰石粉通过一定的比例混合形成吸收液，在泵的作用下将其吸收到循环池中，对需要进行喷淋的吸收液，借助浆液循环泵在循环池中进行升压处理之后，使其能够与吸收塔中的烟气发生逆流接触。当烟气中的氧和二氧化硫发生作用之后，就能够成为含有石膏的混合液，借助过滤系统以及排放口的排放，使混合液最终成为固体状态的石膏。脱硫技术中，使用石灰石-石膏烟气脱硫的效率高于90%，并且有着较低的钙硫比，脱硫塔的阻力大概是1500Pa，石膏则是脱硫过程中产生的副产品。受到不同的SO2浓度以及烟气负荷的影响，能够得到较高的脱硫效率。并且，这一脱硫技术所使用的原材料的成本较低，而且很容易获取，其存储以及运输过程比较安全，适用性比较高，并且有较快的技术发展速度。

3 主要脱硝技术

3.1 低氮燃烧技术

3.1.1 空气分级燃烧

该项技术是通过对炉膛中的配风设计进行改进，或者改进燃烧器设计，然后对送入燃烧段中的空气进行合理的分配。在第一阶段，需要降低主燃烧器中供入炉膛的空气量为空气总量的70%～75%，确保燃料首先在缺氧的燃烧状态下燃烧，将燃烧区域中的燃烧速度以及燃烧温度降至最低。如此一来，不仅延长了燃烧的过程，同时还在还原的过程中减少了产生NOx的效率。在第二个阶段中，需要将完全燃烧剩下的空气送入炉膛，将富氧燃烧区域创造于主燃烧区域之后，确保燃烧的充分燃烧。使用这种方法的主要特点在于，能够适用于劣质烟煤、无烟煤以及贫煤等各种燃料，并且不会改变锅炉中的燃烧效率以及烟气的流量，对锅炉的影响也不大。

3.1.2 燃料分级燃烧

在主燃区送入80%～85%的主燃料，剩下的燃料则送入二级燃烧区，在该燃区中，就会将NOX还原成N2，同时还能够控制NOX的生成。并且要将“燃尽风”喷口布置在再燃区的上方位置处，从而使再燃区中未燃烧完全的产物燃尽。

3.2 烟气脱硝技术

3.2.1 SNCR技术

该项技术也就是在温度为800～1100℃下，还原剂氨类化合物与NOX发生反应之后生成的氮气，这样一来能够有效降低NOX的排放。在温度比较高的时候，可以在不适用催化剂的作用下迅速发生反应，从而实现节约成本的目的。但是，如果还原剂的喷射位置在烟气流速比较高的情况下，再加上烟气在炉膛中的停留时间比较短，就会在一定程度上影响到反应速率，同时，因锅炉的负荷发生变化，就会导致炉中最佳的反映温度出现变化，面对这种情况，只有通过调整还原剂的喷射，才能够不断提升反应效率。

3.2.2 SCR技术

所谓的选择性还原法也就是在催化剂的作用下，使烟气中的NOX和氨选择性的发生氧化还原反应，并且生成没有污染物质的H2O和N2，如图1所示为工艺流程。对这种方法能够产生影响的因素主要有还原剂的选择以及催化剂的选择等。

催化剂是脱硝工艺的关键，占到了投资比重的25%。为了确保系统安全、有效的运行，应该选择寿命长、成本低的催化剂，并且使其具备一定的抗中毒性，在一定范围中的活性比较高，而且能够有效控制温度的波动。目前，多数催化剂都是将TiO2作为载体，并且将以V2O5-MOO3或V2O5作为主要的活性成分。常见的催化剂类型主要有平板型和蜂窝型两种。其中，平板型的催化剂使用的是不锈钢网作为基材，在其上方敷有活性成分和载体，防堵塞以及防积灰性能良好，在烟气环境中的适应能力比较强。蜂窝型催化剂是通过对其整体进行挤压形成的，其表面积比较大，因其具有质量轻以及耐腐蚀性强的特点得到了廣泛的使用。

在脱硝工艺中，常见的还原剂有氨水、纯氨以及尿素等。在蒸发器中将氨液加热之后使其成为氨气则为纯氨法，之后将其与空气进行混合，成为有着5%氨气体积含量的混合气体，将其通入到氨气系统。作为反应剂，纯氨可以直接和NOX反应成为无害的氮气和水，并且不会产生副产品、运输费用、反应剂以及初期投资的费用都比较低。

4 脱硫及烟气除尘一体化技术的创新研究

尽管如今火电厂的脱硫除尘技术在我国取得了很大的进步，但是，其中也存在多方面的问题，这些问题的存在影响了该项技术的发展。从经济角度分析，如今，很多火力发电厂中使用的脱硫脱硝设备的价格比较高，明显加剧了电厂的日常运营成本，这就使得很多电厂都无意使用该设备。比如，一台脱硫设备一年的运营成本高达千万元，这些现状的存在都导致电价和电厂脱硫成本无法同步实施。并且，做好老机组的脱硫改造工作也是一项难点内容，要求火电厂的脱硫脱硝设备以相应的电价以及一定的场地为支撑。但是，现下很显然火电厂的条件难以满足上述要求，这就使得人们必须加大对火电厂烟气脱硫以及脱硝技术的研究力度。比如，可以借助脱硫之后的湿除尘器以及脱硫之前的前干式旋转电极除尘，同时在烟气系统中安装热量回收装置，从而不断强化脱硫脱硝效果。

5 结语

总而言之，为了很好地解决火电厂运行过程中存在的较为严重的大气污染排放问题，就需要强化烟气脱硫脱硝工作的研究力度，并且改善该项工作中的不足之处，使其能够朝着健康可持续的发展方向迈进。

参考文献

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