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摘要：现阶段我国大部分电厂都是以煤炭作为燃料进行发电，但是煤炭在燃烧过程中会释放出大量的有害气体，对人们生产生活造成危害的同时，还给大气环境造成了极大的污染，并且由于对电量的需求急剧增加，我国能源逐渐开始紧缺，为了实现我国经济的长久可持续发展，火电厂实施了节能减排计划，为进一步减少燃煤对空气造成的污染，我国电力企业对大气污染物进行了超净排防处理。
关键词：火电发电厂；大气污染物；超净排放工艺；优化
电力处于我国能源战略的中心，无论是电源还是电网，在建设和生产运营过程中都必须使用或者耗费大量的自然资源（水资源、土地、环境容量、煤炭、石油、天然气等）。目前电力市场已将环境成本纳入发电总成本中，因而发电厂大气污染物的控制已经是发电成本的组成部分，影响到发电企业的市场竞争力。国内外针对火电厂大气污染物的研究主要为针对单一污染物的控制技术研究，如除尘、脱硫等。近年来，已经开始从发电技术角度来考虑污染物的控制及资源节约的问题。
一、主要火力发电技术
当前，为提高火电机组的环保性和经济性，很多先进国家应用的火电新技术包括：燃气--蒸汽联合循环发电技术、超（超）临界发电技术、循环流化床（CFB）发电技术、整体煤气化联合循环（IGCC）发电技术、大容量热电联产发电技术及大型空冷发电技术等。根据发电技术的基本发展趋势，结合对经济、技术、环境等各方面因素的考虑，可以预测，在中长期内，世界发电技术的发展将主要集中在以下几项技术：常规燃煤技术，流化床燃烧技术，燃气-蒸汽联合循环发电技术、超临界和超超临界发电技术、整体煤气化联合循环发电技术。
二、现阶段火电厂大气污染物超净排放工艺
2.1电袋复合式除尘器工艺。电袋复合式除尘器是利用原电除尘器的外壳及储灰系统，保留电除尘器的前级电场，拆除后级电场，在被拆除的后级电场空间内布置布袋。将两种除尘技术有机结合，充分发挥各自优点，从而达到高效、阻力适中、滤袋寿命长的目的。其技术特点主要体现在以下几方面：（1）适合高浓度烟尘场合。前级电场收集烟尘中大部分粉尘，收尘效率可达90%以上，并使微细粉尘电离荷电，小颗粒凝聚成大颗粒，有助于后级布袋的收集。（2）长期高效稳定运行。出口排放不受煤种、烟气特性、飞灰比电阻等影响，可以保持长期高效、稳定。
2.2湿式电除尘器工艺。湿式电除尘器是在阳极和阴极线之间施加数万伏的高压电，依靠高压电场中库仑力的作用将烟气中的粉尘、液滴收集到集尘极（阳极），然后通过水膜清灰的方式将其清除。虽然湿式电除尘器的除尘原理与干式电除尘器相同，但湿式电除尘器的除尘性能不受粉尘比电阻的影响，也不存在振打清灰引起二次扬尘的问题，能够保证除尘效果。湿式电除尘器的优势：①能够有效的控制多种污染物，主要表现为对于重金属、细微颗粒物等的脱除效果；②不同于干式电除尘器，湿式电除尘器的收尘极主要是通过水膜的方式来进行冲洗，这样一来，就能够对粉尘堆积和二次扬尘的发生进行合理而有效的避免；③不存在运动部件，因运行维护的工作量就会得到很大程度上的降低，具有很高的可靠性。
2.3脱硫工艺
2.3.1石灰石－石膏湿法脱硫工艺。以价廉易得的石灰石作为脱硫吸收剂，脱硫效率高、技术成熟，具有较多在大型发电机组上应用的业绩，运行可靠，脱硫副产物也具有较为广阔的市场。主要有单塔双循环工艺、双塔串联工艺、双托盘工艺以及单塔双区工艺等，具体脱硫工艺可电厂不同的技术特点进行选择。
2.3.2海水法脱硫提效。沿海发电厂在燃煤硫含量低的情况下，可以选择采用海水法脱硫，天然海水中含有大量的可溶性盐，呈现碱性，PH值为7.8～8.3，具有天然的酸碱缓冲能力及吸收二氧化硫的能力，海水烟气脱硫工艺技术就是利用海水的这种特性来洗涤烟气中的二氧化硫，以达到烟气净化的效果。
2.3.3循环流化床半干法脱硫除尘一体化技术。主要应用于炉内喷钙且排烟SO2浓度不高的循环流化床锅炉的脱硫除尘改造。该技术通常为一炉一塔串联布置，烟气经除尘器进入吸收塔，塔内与加入的水、吸收剂充分混合发生反应，而后布袋除尘器进行除尘，最终经引风机排至烟囱。该技术可以同时实现烟气SO2和烟气颗粒物的超净排放。
三、现阶段火电厂大气污染物超净排放工艺优化探讨
对火电厂的大气污染物进行净化之后再排放，其实就是减少煤炭燃烧后的大气污染物中SO2、NOX、烟尘以及汞等有害物质的含量，将火电厂燃煤污染物降低到超净排放标准，下面我们对如何优化超净排放中SO2、NOX、烟尘以及汞的排放技术进行分析。
3.1优化超净排放工艺中的脱硝技术。现阶段我国发电厂电站锅炉采用的是低氮燃烧技术，其主要是通过LNB（NOX燃烧器）、SAS（空气分级燃烧）、OFA（燃料分级燃烧）以及FGR（烟气再循环）等有效控制烟气中NOX的含量。我国目前常用的脱硝技术是将低氨燃烧以及SCR烟气脱硝相结合的技术，该技术经过长时间的探索已经逐渐形成成熟的体系，满足我国现阶段的氮氧化物排放要求。我国火电厂烟气净化过程中常用的烟气脱硝催化剂适用的温度一般是在300~420℃，一旦烟气温度发生变化都将影响催化剂的使用效率。在发电机组负荷较低时，进入SCR入口的烟气温度就会低于适用温度，此时要想使得脱硝效率达到排放标准要求就需要增加催化剂的温度窗口，使之达到既定温度，最大限度发挥催化剂的作用。为了对催化剂的窗口温度进行调节，可以通过技术改造提高省煤器给温度或者对省煤器进行分段布置。在提高脱硝装置入口温度后，为保证机组热效率不下降，可采取同时增加空预器换热面积、设置烟气余热利用技术方案。
3.2优化超净排放工艺中的脱汞技术。燃煤电厂烟气脱硝工艺中，选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR）是两种常用的脱硝工艺。火电厂烟气在脱硝、除尘和脱硫的同时，可对汞产生协同脱除的效应，利用现有脱硫脱硝设备脱汞是目前大型火电厂脱汞技术的首选，也符合我国烟气控制政策。因此，汞的脱除优先考虑采用高效除尘、烟气脱硫和脱硝协同控制的技术路线，经过脱硫、脱硝、除尘的协同作用，脱汞率可达70%～85%，即最后的汞排放浓度约为0.01毫克/立方米，已经低于初步设定的0.03毫克/立方米的限值。
3.3优化超净排放工艺中的脱硫技术。现阶段我国火电厂进行烟气脱硫时基本上采取石灰石-石膏法烟气脱硫技术，其脱硫效率与其他脱硫技术相比较高，达到90~95%，但是在煤炭中含硫量较高时，该脱硫效率也无法满足超净排放要求，为了达到超净排放标准，在现有的湿法脱硫技术中增加喷淋层及浆池容积、两级串联烟气脱硫以及持液筛盘湿法烟气脱硫等，实现串联双塔双循环脱硫，提高脱硫效率。在锅炉出口烟气中SO2含量低于1000mg/m3采用单塔脱硫即可达到既定的脱硫目标，FGD入口中SO2含量低于3000mg/m3时，对吸收塔设计进行优化，增加汽液传质措施也可以达到脱硫目标；当FGD入口中S2含量高于3000mg/m3时，其脱硫效率要求在99.2%以上，此时单塔脱硫无法满足排放需求，需要采取串联双塔双循环脱硫技术利用级吸收塔对烟气中的SO2含量进行循环吸收，使其达到超净排放的标准。
结语
节能减排的大气污染物超净排放措施是火电厂可持续发展的必然之路，为了提高超净排放工艺对大气污染物的净化效率，对火电厂大气污染物超净排放工艺进行优化是十分必要的，设计人员应当在保证超净排放工艺下大气污染物满足排放标准的同时尽可能的降低电力企业在节能减排方面的成本，最大限度的增加企业的经济效益。
参考文献
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