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摘要：火力发电厂作为大气污染的主要排放企业，每年都要向环境排放大量的污染物，做好火力发电厂环境污染预防控制工作就变得刻不容缓。近年来随着我国工业技术的不断发展，SCR脱硝选择性催化还原法技术在火电厂的脱硝工作中得到了广泛的应用，这种技术能够有效回收90%以上的NOx，回收效率高，但是另一方面SCR 技术运行经济费用比较昂贵，限制了该技术的进一步推广。针对这一问题，需要加强火电厂环保设备投运成本以及维护成本的分析工作，保证火电厂的经济运行和大气污染物的有效控制。 关键词转基因鸡：火力发电厂；环保脱硝；运行
我国煤炭产量居世界首位，储藏量居世界前三位，煤炭作为我国主要能量来源，广泛应用于工业生产。我国对于煤炭的使用以煤炭发电为主，从而形成了“以电力为中心、以煤炭为基础”的能源政策。煤炭为中心的能源政策也决定了我国煤烟型大气污染的现状。酸性气体是煤炭燃烧排放的主要污染物之一，因煤炭燃烧而排放的NOx 和SO2 对生态环境的影响、
对工农设施的破坏和对人体健康的危害不容小觑。电力工业是煤炭使用与污染排放的大户，近年来，我国脱硫脱硝装置配备率居世界首位，还要不断摸索出环保设备运行的最优条件，提高设备利用率，降低设备运行成本，保证环保设备高效稳定地运行。 一、SCR 法脱硝中催化剂的作用
火电厂 SCR 反应器多布置在除尘器前，大量飞灰的存在易造成催化剂堵塞、磨损和增加压力损失。为解决这些问题，通常将催化剂固定在不锈钢板表面或制成蜂窝状。NH3选择性催化还原脱硝工艺反应机理是 NH3在一定温度和催化剂的作用下，选择地将烟气中的 NO 还原成 N2和 H2O。反应方程式为：
在典型燃煤烟气中，NO 占 95%，NO2占 5%。式是整个反应过程中的主反应。理论上在 NH3与 NO 的摩尔比接近 1：1 时，可得到 90% 以上的脱硝率。事实上，在没有催化剂的情况下，NH3与 NO 也能发生反应将 NOx 转化成 N2，但需要很大的活化能，即反应需要在较高、窄的温度(930~ 1090℃)范围内进行，这是 SNCR 法的反应机理。当添加了催 压电陶瓷超声换能器化剂，如 V2O5 -WO3 /TiO2，可有选择地加速反应进行，使温度降至 300℃左右反应就能进行，从而使脱硝反应器得以安装在省煤器和空预器之间。 从反应物和反应过程可以看出，在这个催化反应中，催化剂与反应物处于不同的相，催化剂为固体，反应物NH3、NO 均为气体。对于这类多相催化反应，反应物在催化剂表面上的接触是影响反应的关键因素之一。
二、发电厂的常见环保设备
卷轴门1、石膏湿法脱硫原理。目前，我国火力发电厂多是通过湿法烟气脱硫技术来进行脱硫处理，脱硫效率高，并且技术工艺已相对成熟。此外，该技术下产生的硫副产品还能够进行回收利用，为电厂带来一定的经济效益。石膏湿法脱硫主要是通过氧化钙（CaO）以及碳酸钙（CaCO3）作为硫的吸收剂，将两种吸收剂与水配置成溶液，然后通过吸收塔进行烟气的洗涤及二氧化硫的吸收，达到良好的脱硫效果，该过程属于气液吸收反应。
2、SCR 原理。目前，我国火力发电厂多是采用SCR 技术来进行脱硝处理，这种技术也是国际上电站锅炉烟气脱硝的主流技术。该技术的工作原理是将NH3 作为还原剂，在催化剂的作用下，将锅炉尾气中的NO2 转变为N2，从而达到脱硝的目的。但是需要注意的是，
当温度达到420℃以上时，在反应过程中会有副反应的发生，因此在脱硝过程中要将反应温度控制在300-420℃左右，避免副反应的发生，确保良好的脱硝效果。
焊接钢板三、环保设备运行中常见问题及预控措施
结合火电厂环保设备生产工艺流程和运行情况，进行设备运行维护成本的合理选择。一般设备的运行成本包含原材料、电能、用水、催化剂、用油、蒸汽以及人工成本等等，在设备进行检修维护时还会有备品备件的材料成本。除了以上必不可少的设备成本外，电厂在污染物控制处理方面还要有额外的脱硝成本和脱硫成本，例如电耗成本。电耗成本是指环保设备运行过程中的耗电量所导致厂用电成本的增加，具体而言电耗成本是单位电价、厂用电率增加率、额外出力以及年利用小时数四者的乘积，而人工成本主要指的是参与到环保设备安装、运行以及维修等工作中的运行人员的工资总和。
（1）脱硫运行维护成本计算模型。就脱硫运行成本而言，其每年需要减排的SO2 量等于锅炉每小时烟气总量X（FGD 入口处SO2 含量-FGD 出口处SO2 含量）×年利用小时率/锅炉负荷率。此外，在化学反应过程方面，除去1 摩尔的SO2 需要1摩尔的CaCO3 参与反应，这也属于脱硫成本的一部分。在进行充分考虑，并且结合脱硫实际运行工艺的基础上，
获得脱硫运行维护的成本模型，并在此基础上对脱硫工艺的运行成本进行有效的计算。
（2）脱硝运行维护成本计算模型。电厂脱硝处理多应用的是SCR 技术，就其化学反应过程分析，除去1 摩尔的NO2 需要1 摩尔的CO（NH2）2 参与反应，同时就每年需要减排的NO2 量进行分析，其总量为锅炉每小时的烟气总量X（反应器入口处NO2 含量-反应器出口处NO2 含量）×年利用小时数×锅炉的台数。因此电厂要在结合自身实际脱硝工艺以及所采取技术工艺的基础上，通过统计获得催化剂的应用成本，从而获取脱硝运行维护成本模型，对脱硝生产过程中的总运营成本进行有效的计算。在结合计算模型的基础上来进行脱硫脱硝成本的合理计算进行分析，可以发现电耗成本是火力发电厂在脱硫脱硝操作过程中所需要的主要成本，其占据了总维护成本的45%左右。除了电耗成本之外，尿素以及催化剂的更换费用也是在脱硫脱硝处理过程中的主要成本，并且分别占据了25%以及14%。因此说在进行火力发电厂的脱硫脱硝成本计算以及分析过程之中，还需要将电耗量、尿素用量以及石灰石等催化剂的应用量作为重要的研究指标，并在此基础上获得良好的成本分析效果。结合我国的电力企业进行分析，我国的火电装机容量已经能够得到7.5 亿千瓦，如果给予所有的火电厂均投入相同的脱硫以及脱硝设备，其每年所需要使用的尿素含量也就能够达到1300 万吨，而石灰石则需要应用2600 万吨，在排除了建设资金的情况下进行计
算，我国火力发电站每年在脱硫脱硝处理过程中的维护资金就需要达到1400 亿元左右。因此说在对火力发电厂进行脱硫脱硝处理过程之中，还需要投入大量的人力以及物力，这也就要求我国的电力行业能够在脱硝方法的选择过程之中，做好其环保成本的计算工作，并在结合该火电厂自身发展现状的基础上，来取得良好的生态效益保护效果以及环保效果。假设在脱硝过程中使用的尿素这一原材料是农用化肥，那么我国火电厂每年在脱硝处理过程中所使用的尿素含量能够满足1300 万亩地的施肥需求，并能够解决我国7.1%左右耕地面积的施肥问题。而在进行脱硫处理的过程中，每隔四年就需要耗费掉一个中型的石灰石矿山。但是我国目前在能源结构方面还存在有比较多的问题，想要在短时间内解决火力发电过程中的燃烧污染问题还存在有一定的难度，针对这些问题，也就需要进一步加强对环保方面的科技投入力度以及研究力度，这样才能够实现环境治理变为预防的转变，借此来获得良好的经济效益。
（3）空预器堵塞。
由于SCR喷氨最低连续运行温度通常为290℃，受锅炉燃煤硫含量及入口SCR浓度影响而变化，在最低设计运行烟气温度下，喷入烟道内的NH3易与Nox反应生成硫酸铵盐，铵盐
沉积在催化剂中会引起催化剂失活，且大量没有反应的氨气会造成空预器低温段严重积灰堵塞。所以电厂运行中，要控制好机组低负荷烟气温度低的问题，防止铵盐沉积造成空预器堵塞，导致机组出力受限。
针对这一问题，要求各火电企业能够处理好污染物治理和电厂效益。在最低设计运行烟气温度下，合理转变运行模式，如采用空预器二次风烟气再循环，合理启停燃烧器运行方式，做好合理配风及氧量控制，在反应器区域进行精准喷氨精细化改造等方法，促进我国火力发电与环境保护的协调发展。
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