1燃煤火力发电厂生产过程中的主要污染来源1.1燃煤运输与制备从燃煤火力发电厂的生产过程分析，燃煤运输与制备过程中容易产生较多的污染物。在燃煤从煤场经转运站运输至锅炉的输送阶段，容易产生少量的煤粉，为了防止这些煤粉造成扬尘污染，通过定期喷洒和冲洗的方式改善，但会导致整个运输过程中产生输煤废水[1]。在燃煤的制备阶段也会产生煤粉尘，燃煤制备应用的机械在运行中也会产生噪声，污染环境。1.2燃煤过程燃煤投入锅炉进行燃烧，会产生较多含有二氧化硫、PM2.5等气体灰尘的废气以及灰渣。用于火力发电的锅炉通常需要长时间的运行，很容易聚集铁垢、铜垢等固体杂质，为了保证锅炉的运行效果，通常需要对锅炉进行酸洗维护。这一过程会产生大量的酸洗废水，汽轮机、发电器等工艺设备在运行中也会产生一定的噪声。1.3化学水预处理化学水是燃煤发电厂火力发电的基本原料之一，当前发电厂应用的化学水通常源自天然水，对天然水进行预处理，平衡水的硬度和酸碱度，去除水中的杂质[2]。化学水的预处理过程会产生含有有机物、COD等物质的废水，同时伴随一定的设备运行噪声。火力发电生产过程，化学水预处理产生的废水污染以钙离子和镁离子等多价金属离子为主，主要可以应用反渗透膜过滤配合弱酸氢离子交换树脂的方式，将水中的碳酸盐和部分有机物转化为游离的二氧化碳，实现对于废水的有效控制处理。1.4工艺过程脱硫脱硝过程主要会产生废催化剂、氨气、废水等污染物；清理石灰渣过程中会受到运输影响而洒落或产生扬尘污染。在收集处理灰渣的过程中也会产生飞灰。设备冲洗会产生废水，特别是发电厂中涉及用油工艺的设备，在清洗过程中产生的含油废水排放对于环境的影响更大[3]。2气体污染物控制措施分析2.1烟气脱硝技术以选择性催化还原法为例，在火电厂生产中应用该气体污染控制技术，需要在350 ℃以上的温度条件下，让火力发电中排放的污染物气体进入提前放置催化剂的反应室中。在催化剂的作用下，将燃煤过程中产生的氢氧化物还原为氮气和水，被分离出的氨气会进入氨储运系统，经由氨喷射系统对氨气进行转化处理，最终将达标气体排放。整个技术应用过程涉及的化学反应原理如下：4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O (1)NO+2NH3+NO2→2N2+3H2O (2)烟气脱硝技术流程如图1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2024.02.035.F001图1烟气脱硝技术流程脱硝反应器是烟气脱硝技术应用的核心装置，通常包括水平和垂直气流两种布置方式，应将脱硝装置安装在垂直烟道中，避免烟气中含尘量较高，对燃煤锅炉的正常运行产生影响。为了验证该工艺技术的实际应用效果，结合火电厂火力发电的实际情况，通过构建模型的方式，基于典型变量分析算法实现对技术应用效果的评价分析。选择两个烟气脱硝的控制机组为研究对象，在明确火力发电过程中产生的机组运行数据之后，提取过程状态，对算子空间状态和空间矩阵进行估算，从而建立动态过程的子空间模型。两台机组不同负荷条件下实际氮氧化物浓度均值如表1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2024.02.035.T001表1两台机组不同负荷条件下实际氮氧化物浓度均值机组入口处设计值实际运行时的均值稳燃负荷中低负荷中高负荷满负荷机组1400340280260230机组2400340280260230mg/m3应用该方法对污染物进行防治处理时，需要着重考虑不同催化剂类型对反应效果的影响。考虑选择性催化还原脱硝方法的原理，需要保证温度和催化剂都达到标准。且还原剂本身能够以选择性的方式将烟气中的氮氧化物还原为氮气和水。从系统运行成本方面考虑，催化剂需要具有较高的氮氧化物选择性，并能够在较宽的范围内保持较高的催化活性，自身也应具有一定的化学稳定性和热稳定性，才能更好地保证气体污染物控制的实际效果。从理论的角度分析，氮氧化物与硝酸的物质的量之比为1∶1时，能够将烟气中的氮氧化物完全脱除。但考虑现实的经济性因素和技术水平的限制，脱硝装置的设计需要考虑多方面的因素。为了保证化学反应能够正常发生，通常需要让氮氧化物与硝酸在合适的比例下进行混合，达到完全脱除氮氧化物的目的[4]。在这一过程中，考虑烟气速度分布、温度分布以及物质的量之比分布的具体情况，可以从脱硝装置入口烟气速度温度以及物质的量之比和脱硝反应器性能等方面入手，优化脱硝装置的设计和运行过程。考虑单一参数的入口均匀程度时，可以在确定反应器的性能与入口参数均匀值关系的基础上，计算烟气速度分布与物质的量之比分布平均值的标准偏差（偏离系数）。结合燃煤火力发电厂生产运行的实际情况，以崇山电厂为例，在应用烟气脱硝技术的情况下，计算600 MW机组的投资预算，工程静态投资单位造价为281元/kW，工程投资单位造价为295元/kW，约占电厂基建投资的6%~8%，脱硝年运行成本10 129元/MWh。在脱硝效率为70%的情况下，每吨氮氧化物的脱出成本为8 351元。结合实际的燃煤机组氮氧化物排放量，在核定总煤量为90.90万t的情况下，应用烟气脱硝技术能够让脱硝效率达到73%左右，稳定运行过程中的耗煤量仅为35%。2.2石灰石-石膏湿法脱硫石灰石-石膏湿法脱硫是针对二氧化硫污染物的控制方法。应用石灰石-石膏湿法脱硫技术，借助控制系统来实现自动运行，基于系统接收的控制指令，增压风机启动对整个装置容器进行增压，将锅炉引风机排出的烟气吸收到脱吸收塔中，向其加入石灰石，吸收塔内的循环浆液，并与燃气进行充分接触发生化学反应，达到脱除二氧化硫的目的。经过这一处理方法得到的气体伴随大量水珠，需要应用除雾器后再将烟气通过烟囱进行排放。石灰石-石膏湿法脱硫流程如图2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2024.02.035.F002图2石灰石-石膏湿法脱硫流程石灰石-石膏湿法脱硫技术在实际应用中涉及的化学反应如下：吸收反应：SO2+H2O→H2SO3中和反应：CaCO3+H2SO3→CaCO3+CO2+H2O氧化反应：CaSO3+1/2O2→CaSO4在整个反应发生的过程中，需要注重对循环浆液启动台数、增压风机动叶角度、浆液pH值大小、石灰石浆液密度以及旋流器的调节。在石灰石浆液密度的调节方面，石灰石-石膏湿法脱硫通常规定石灰石浆液密度为1 200~1 250 kg/m3，对应浓度约为30%。在该前提下，对石灰石浆液密度进行调节，可以应用自动和手动两种方法。石灰石浆液密度的自动调节通过给料机功能组实现。石灰石浆液密度为1 180 kg/m3和1 250 kg/m3是给料机的自动开启和自动停止的标准。在浆液自身pH值的调整方面，通常需要将回收浆液的pH值控制为5.3~5.6。回收浆液的pH值小于5时，回收浆液不仅呈现明显的酸性特点，还会伴随有强烈的腐蚀性；回收浆液的pH值超过6时，石膏浆液富含的石灰石浆液会对管道造成较强的磨损。腐蚀作用和磨损都会对管道整体的运行质量和效果产生影响。因而实际应用石灰石-石膏湿法脱硫方法时，也需要注重对浆液pH值的调整控制。对于污染物控制中增压风机动叶角度的调整，则需要在考虑锅炉负荷以及烟气含量的前提下，以提高脱硫效率和工艺应用稳定性为主要目标，一方面让锅炉烟气中的部分原烟气走脱硫系统的旁路烟道，保证增压风机入口的烟气温度与电除尘器出口的烟气温度保持一致，该情况下静烟道出口的烟气温度相对较高；另一方面让锅炉的原烟气全部走脱硫烟气系统通道，部分净烟气回流又进入脱硫增压风机的情况下，提高进入增压风机的烟气含湿量导致烟气温度降低，进而会使得增压风机入口温度呈现下降的趋势。在该情况下，可以通过调整增压风机动叶角度实现对增压风机流量和入口烟气温度的控制。在应用石灰石-石膏湿法脱硫方法的过程中，还应注重吸收塔水平衡的调节，保证吸收塔在整个工艺方法应用中能够处于水平衡的状态，避免出现设备不正常停运或吸收塔溢流等情况。应以避免将浆液溢流为主要目标，通过定期用水冲洗检查、校验密度计、加入除泡剂等方法避免溢流现象的发生，保证石灰石-石膏湿法脱硫方法的应用效果。以浙江钱清发电公司为例，应用石灰石-石膏湿法脱硫技术，在装机容量为260 MW的情况下，平均脱硫效率达到91.29%，在运行25 046 h后，削减二氧化硫排放量达到18 282 t。2.3气体污染防治技术的应用实例分析半干法烟气脱硫脱硝一体化技术既能够有效处理烟气，又能够减少投资成本。该技术结合了湿法脱硫技术以及干法脱硫技术的优点，能够对现有的烟气脱硫技术工艺操作过程进行优化。半干法烟气脱硫脱硝一体化技术工艺主要包括以下内容：第一，脱硫剂作为烟气脱硫技术中的重要工具，需要对其进行制备以及浆液雾化。半干法烟气脱硫脱硝一体化技术中应用的脱硫剂以含有氧化钙较多的石灰作为主要原料，经过浆液池后，脱硫剂能够变成高浓度浆液，用于烟气的脱硫处理。第二，脱硫剂在浆液雾化过程中产生的雾粒需要与烟气进行接触混合，在这个过程中需要注意对烟气以及烟气的脱硫产物进行升温和降温，以保证接下来的脱硫反应和除尘工序。第三，液滴蒸发与二氧化硫的吸收是整个半干法烟气脱硫脱硝一体化技术中较为重要的工序，需要重点注意换热系统的应用，脱硫反应和除尘工序都需要应用换热系统。第四，灰渣的排出以及再循环利用能够提高物料和产物利用率。这道工序在实际的应用过程中主要可以通过灰渣及再循环系统实现，与传统的干法和湿法脱硫技术相比，这种系统不仅能够提高灰渣的利用率，还能够保持脱硫塔内部的环境，提高整个技术的应用时长，进而节约一定的技术处理成本。第五，对烟气进行除尘处理的过程中，经过分离器分离的硫化剂能够被袋式除尘器中的滤网过滤，再次应用到脱硫反应，在提高烟气除尘效率的同时，提高了硫化剂的应用效率。基于风电机组运行的整体情况，通过构建模型的方式设置模型的相应参数，从相关指标入手，对两种技术的应用优势和特点进行对比。烟气脱硫方法的对比如表2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2024.02.035.T002表2烟气脱硫方法的对比项目干法半干法湿法投资成本低较高高运行成本中低高二氧化硫去除效率40%~70%70%~85%≥85%物质的量之比2.00~3.001.50~1.201.10~1.05废水处理无无有设备磨损大较小小设备腐蚀性小小大再热系统不需要不需要需要系统阻力小小大3结语针对不同类型的污染物采取相对应的污染控制措施，对提升污染物的防治效果具有积极作用。基于当前燃煤火力发电厂生产中产生的污染物情况，废气和废水的处理在整个生产过程中占据着重要的位置。未来仍需要结合火电厂应用的生产工艺和设备，对相应的污染防治技术进行不断优化，提升火电厂运行的经济效益。