刘克良，苏红石 ，郭正昊

（吉林省长春生态环境监测中心，吉林 长春 130000）

火力发电虽然为社会经济发展、人们生活品质提升做出了巨大贡献，但火电厂大气污染问题却日益严峻，非常不利于城市生态环境建设和居民身体健康，更难以实现社会经济与环保效益协调发展。在抑制火电厂大气污染的过程中，烟气脱硫脱硝技术具有非常理想的应用效果，可以使火力发电厂大气污染问题得到有效控制。有必要针对这项技术的应用与发展进行更加深入细致的研究，力争使其技术优势和使用价值得到最大限度的发挥。

1 火电厂大气污染物的排放现状及应用

火电厂是通过燃烧煤炭作为热源，最终实现电力输送的。但是，在煤炭燃烧所产生的烟气中，含有NOx、SO2、粉尘、CO2等物质。其中，SO2和NOx会造成较严重的大气污染。下面，分别针对这两种污染物大气排放污染现状进行阐述与分析：（1）NOx——通过相关调查资料显示，在近年的火力发电中，所产生的NOx含量以每年两位数的增长速度急剧攀升。这虽然是由于加大火力发电量所导致的，但无疑对空气环境造成严重污染。另外，通过对我国目前的能源使用情况进行统计分析，发现煤炭仍然是使用率最高、消耗量最大的能源，由此带来巨大的NOx大气污染危害；（2）SO2——在火力发电时，还会生另外一个污染物，即SO2。其污染程度与生成原理与NOx基本相似，其数量也会随着火电厂发电规模的增加而增加。以2020年的相关统计数据为例，当电力装机容量达到13亿千瓦时，火电厂务必针对SO2排放量进行严格控制，否则，势必造成严重的大气污染。由于脱硫脱硝技术可有效抑制NOx和SO2这两种污染物的生成与扩散,为了降低火力发电对生态环境和空气质量所造成的危害，火电厂有责任和义务对烟气脱硫脱硝技术进行科学有效的应用，最大限度降低NOx和SO2p所带来的危害，在社会经济建设提供电力资源的同时，为环保事业做出积极贡献。

2 火电厂烟气脱硫技术的应用

2.1 石灰石-石膏法

世界上最早的石灰石-石膏FGD工业装置诞生于20世纪30年代的英国伦敦，由巴特西电站和班科赛德电站率先完成研制，并且投入应用。但是，直至20世纪中后期，该项技术的发展速度依然非常缓慢。为了加快其发展，日本、美国、德国等发达国家纷纷加入脱硫技术研究工作中，为之开展了大量的科学研究试验工作，使其技术水平得到了较大程度的提升。目前，石灰石-石膏法已经进入成熟阶段，在我国目前的烟气脱硫工程项目中，石灰石-石膏技术的使用率已经高达90%以上。其主要技术原理是利用石灰石浆液对烟气中的SO2进和有效吸收，达到降低其污染程度的目的。该项技术具有低成本、脱硫效果显著、利用率高等特性，而且其副产物——石膏，已经成为制作加工水泥过程中的主要原料。所以，石灰石-石膏法在火电厂和建筑行业内实现了多元化应用。

2.2 湿法烟气脱硫

该项脱硫技术是目前碚硫率最高的一项FGD技术，其碚硫率通常可达到Ca/S为1.05左右，脱硫率也高达90%以上。现阶段，湿法工艺同时存在多工艺类型。其中，使用率最高、脱硫效果最显著的是石膏烟气碚硫工艺。其技术原理是以石灰石或者石灰作为吸收剂，再通过逆流喷淋塔、顺流填料塔或者喷射流泡反应器三种应用形成的合理选择与应用达到脱硫目的。通过以往的技术应用结果显示，该项技术不会对火电厂除尘器、烟道和烟囱等设备设施造成腐蚀性影响。在达到脱硫目的同时，避免因除尘器、烟道、烟囱腐蚀现象导致电耗、水耗的增加，从而使火电厂生产成本得到有效控制。

2.3 海水法

该项技术是利用天然海水的碱度达到脱硫目的。这项技术具有操作简便、无须使用化学原料、成本低、无污染等众多优势特点。为此，国家发改委已经将这项技术列入我国大力推广的脱硫技术行列中。海水法脱硫技术主要包含烟气系统、二氧化硫吸收系统、海水供应和水质恢复系统四个关键环节。在应该这种方法进行脱硫前，需要使用高效纤维或者静电除尘器对烟气进行除尘处理。通过情况下，需要将静电除尘器安装在二氧化硫吸收塔的顶部，以便于除尘之后的烟气进入二氧化硫吸收塔底部，并且与海水自上而下的相向流过，达到初步净化的效果；得到净化处理后的烟气再通过GGH加温，最终经烟囱排入大气中。那些吸收到二氧化硫的海水依靠自身重力流至海水处理厂，与其他海水混合的同时通入适量空气，由此完成脱硫任务。

2.4 烟气循环硫化床脱硫

烟气循环流化床脱硫技术诞生于20世纪80年代，首台CFB烟气脱硫装置由德国一家燃褐煤电站研制成功，其脱硫率高达90%以上。其技术原理为：脱硫塔内排放的烟气与加入的消石灰、循环灰及工艺水等物质发生相应的反应，从而去除掉烟气当中的SO2和SO3。其脱硫剂以石灰粉为主，为了确保脱硫塔在低负荷运行情况下，依然能够呈现出最佳工作状态，在脱硫塔中设置了洁净烟气再循环系统，使塔内烟气流量的稳定性获得显著提升。烟气循环硫化床脱硫技术的特点是占地面积小、工艺流程简单、无须烟气加热系统，即使在低钙硫比下，依然可以呈现出湿法脱硫的效果。所以，这项脱硫技术在火电厂中具有较高的使用率。

3 火电厂烟气脱硝技术的应用

3.1 SCR选择性催化还原脱硝法

SCR选择性催化技术于在20世纪初起源于美国，于20世纪70年代末在日本实现商业化。自从20世纪末，我国就已经开展了SCR脱硝系统工程建设，但由于中途受到氨量误差因素的影响，导致脱硝成效不够显著。经过近几年的技术改进与革新，选择性催化还原脱硝法的应用效果已经得到了大幅提升。将这项技术应用于火电厂，可有效遏制烟气中的硝化物对大气质量产生的污染与危害。该法主要是依靠催化剂、适宜的温度条件以及烃、氨等物质作为脱硝还原剂，共同营造出一个良好的反应环境。然后，将硝化物选择性的还原成氮气、水这一类无毒害性物质。从选择性催化还原脱硝法在火电厂的实际应用效果来看，其脱硝率可达到90%以上。尤其是NH3-SCR型脱硝技术，凭借其强大的技术优势已经在全球范围内得到了广泛的应用。在实际应用的过程中，需要火电厂将SCR反应器安装在锅炉省煤器和空预器中间，还需要将氨喷射于省煤器与SCR反应器之间的烟道位置。这种设计方式，有助于混合之后的烟气与氮氧化物之间快速产生反应，从而收到事半功倍的脱硝效果。

3.2 SNCR选择性非催化还原脱硝法

这种脱硝方法也被称为热力脱硝法，它是将尿素、氨类物质作为还原剂喷在炉膛内部高温区域，该部位温度可达到900～1050摄氏度，最终达到脱硝目的。目前，选择性非催化还原脱硝法已经在世界各国的工业锅炉、发电厂锅炉以及垃圾焚烧炉领域内得到了广泛应用。而且无须企业投入较大的成本费用，只需要针对现有锅炉设备进行简单改造即可。但是，这种方面的弊端问题是氨逃逸率比较高，所以脱硝效率相对较低，而且对还原剂的需求量比较大。之所以造成还原剂需求量较大，其主要原因是当还原剂发生氧化反应时会生成水和二氧化碳。所以，当选择性非催化还原脱硝法与再燃烧技术以及低硝化物燃烧技术联合使用时，其脱硝效果最显著。

4 结语

随着火电厂发电量的大幅增长以及国家及社会对于生态环保工程重视程度的不断提升，火电厂要针对大气污染现状问题给予高度重视，并且结合自身实际情况采用适合的烟气脱硫脱硝技术，最大限度消除烟气中SO2、NOx等有害物质，避免火力发电过程中所排放的气体对大气构成严重污染。在为社会生产、人们日常生活提供电力能源的同时，为环保事业做出积极贡献。