【中国环保在线 行业动态】火电工业是重要的基础性行业，而其燃烧产物却对大气环境造成严重的破环。在国家大气污染防治行动计划中，火电厂作为大气污染物排放大户，必须以削减大气污染物排放量为根本，实现电力工业绿色发展、循环发展和低碳发展。
　　　　现代工业的发展是一把双刃剑，一方面给人类带了物质文明，另一方面也带来了严重的环境问题。由于大气污染排放物导致的雾霾问题已经成为中国切实需要解决的重大环境问题。工业生产中使用煤作燃料而排放的废气是导致大气污染主要的原因。煤炭燃烧后排出SO2和NOx，NOx和碳氢化合物一起形成光化学烟雾，严重危害人类的健康。
　　
　　中国是产煤大国也是用煤大国，新中国成立以来，煤炭在中国发电和工业活动中占据非常重要的位置，年用煤量的一半左右都用于燃煤发电。研究表明，火电厂是中国大气污染物排放大户。在这样的背景下，控制火电厂锅炉烟气中的SO2和NOx迫在眉睫。
　　
　　对于燃煤企业污染的控制，国家早已有行动。电力工业在“十一五”大气污染物控制卓有成效，烟尘、二氧化硫控制达世界先进水平，超额完成国家节能减排任务的基础上，面对世界上严排放标准《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），该标准与美国、欧盟和日本相比，无论是现役机组还是新建机组，烟尘、SO2和NOx排放限值全面超过了发达国家水平。
　　
　　“十二五”前2年电力工业在大气污染控制方面也迈出了新步伐，取得了新成就。在除尘上面：99%以上的火电机组建设了除尘器。在脱硫上面：脱硫装机容量达6.8亿kW，约占煤电容量90%。在脱硝上面：约90%的机组进行了低氮燃烧改造，脱硝装机容量达2.3亿kW，约占煤电容量28.1%。
　　
　　近年来，我国氮氧化物排放量随着能源消费的快速增长而迅速上升，年排放量保持在1000万吨的水平之上。据有关专家预测，若无控制，2020年我国氮氧化物排放量将达到3000万吨。2010年，环保部对两部国家环境保护标准征求意见，《火电厂大气污染物排放标准（征求意见稿）》和《硝酸工业污染物排放标准（征求意见稿）》对烟气中氮氧化物的排放有了更严格的规定，中国大规模治理氮氧化物污染的序幕由此拉开，企业也纷纷寻求有效的脱硝技术和方法。
　　
　　与烟气脱硫技术相比，国内在烟气脱硝实用技术的研究方面相对滞后。目前，控制烟道气中氮氧化物排放的主要技术有低氮燃烧技术、选择性催化还原（SCR）、选择性非催化还原法（SNCR）等。在对氮氧化物排放控制较为严格的地区，通常先采用低氮燃烧技术，后再进行烟气脱硝。当前烟气脱硝的方法，无论是SCR法，还是SNCR法，多为国外引进，不仅投入大，运行成本高，年运行维护费用在千万元以上。而且更重要的是，脱硝和脱硫设施各自单独运行，占用场地空间大，不符合中国国情。
　　
　　在我国的脱硫技术中，有一部分具有脱硝的作用，但是效果很不理想，比较好的也只能达到20%的脱硝效果，远远不符合国家对污染物排放标准的要求，不具有脱硫脱硝一体化意义。
　　
　　一体化脱硫脱硝工艺是当前火电厂环保工程的新方向。当前比较通行的是Wet-FGD SCR组合工艺，即湿式烟气脱硫（Wet-FGD）和NH3选择性催化还原（SCR）技术融合而成的新工艺。
　　
　　Wet-FGD利用碱性浆液或溶液作吸收剂，与SO2反应生成硫酸盐产物来除去SOx。以石灰石或石灰作为吸收剂的强制氧化湿式脱硫方式是其中典型代表。使用这种工艺脱硫率和吸收剂利用率均可高于90%。
　　
　　NH3选择性催化还原脱硝工艺利用催化剂在含氧环境中将煤炭废气中NOx经NH3还原为N2和水。该工艺技术成熟可靠，良好状态下脱硝率高可达90%，在发达国家使用广泛。
　　
　　一体化脱硝除尘设备从多方面考虑都优于传统的干法、半干法及湿法脱硫技术，是催化术双碱法脱硫、脱碳、脱硝、除尘、除黑烟一体化设备。具有占地小、造价低，运行成本低、除尘脱硫效率可达99%以上。经国家环保部门现场检测二氧化硫排放浓度优于国家现行标准的47倍多，优于欧洲标准10.5倍。
　　
　　根据中国的实际情况，现在火电厂脱硫脱硝技术的研究和应用应注重缩小占地面积、减少工艺流程、降低投资运行金额、提高生产效率、提升产业化应用水平，并且重点研究切实可行的一体化脱硫脱硝技术。
　　
　　（参考资料：国电集团、能源与节能、中国化工报）