（山西鲁能河曲发电有限公司山西忻州036500）
摘要：目前，我国的环境污染问题突出表现在燃煤电厂中，现阶段，煤炭是供应发电的主要能源材料，与此同时带来的也是首要的污染源。国内的工业化在逐渐升华，电能的需求量越来越大，这促使了电力行业的不断进步，由燃煤所造成的污染现象也越来越严重，我国的环保事业面临巨大而严峻的挑战。因此，针对燃煤电厂的环保问题我们需要引起高度的重视，认真贯彻落实中央定的减排政策，不断加大环境保护的投资力度，实现可持续的发展。下面文中将对于燃煤电厂的环保现状进行深人的讨论，在结合现状的基础上提出污染物协同控制的相关措施。
关键词：燃煤电厂；环保现状；污染物控制；协同措施
前言：所谓的燃煤电厂就是把煤炭中所含的能量转化为电能，在转换能量的时候，控制污染的能力和煤炭的使用效率是密切相关的，同时对于环境保护的实施效果也有较大的影响。进入新世纪后，国际上对于环境问题越来越关注，对于中国这个具有特殊国情的国家而言，如今，要面对日益突出的环境问题，尤其是由于燃煤发电厂带来的一系列环境问题。随着环境形势的不断严峻，我国不能以破坏环境为代价来换取断电力行业的发展，这就需要我们不断的牢记可持续发展这一理念，使社会、环境、经济能够协同发展。因此现阶段，需要正确的认识燃煤发电厂所面临的环保现状，在绿色可持续发展观的指导下，协同治理概念被提出并在燃煤电厂中得到应用。
1燃煤电厂污染物协同控制概述
在燃煤电厂的生产过程中，由于污染物的减排与温室气体的减排之间存在一定的关联，所以，可以通过运用大气污染物与温室气体的协同控制措施，在这一过程中，通过对任何一种物质进行控制，都会引起其他物质有关浓度的变化。在燃煤电厂的污染控制管理中，经过协同控制措施的处理，不仅能够达到污染物的减排目标，并且还可以有效的降低碳排放的强度。协同效应具有综合性，受到气候变化以及大气污染控制的政策影响，效应是多样的，包括环境的优化、公共健康的提升、社会效益的增加等等。大气污染物与温室气体的协同控制目标主要包含两方面：①通过控制温室气体的排放过程，有效的减少其他的局域污染物排放；②通过控制局域污染物的排放及生态建设的过程，从而有效的减低或者吸收温室气体。我国的社会经济发展十分迅速，能源的消耗量增加趋势也不断加大，在燃煤电厂的日常生产中，空气污染以及温室气体的排放迅速增加问题越来越凸显，就此，需要将协同控制的相关管理措施进行推广并应用，有效的降低单一的实行污染物和温室气体减排政策而产生的成本和消耗。
2燃煤电厂环保现状
2.1燃煤电厂水污染防治现状
在燃煤电厂的生产过程中，为了有效处理水污染问题，可以通过采用循环冷却水系统节水技术、干除渣节水技术等，这些各类型的水污染防治技术，可以有效的降低燃煤电厂生产过程中在鲜水取用量方面的消耗，很大程度上环节电厂的水资源紧缺问题，防止对环境造成的污染。燃煤电厂的废水种类繁多，并且在水质方面的差异也比较大，所以，需要防治过程中需要通过进行分类处理，包括混凝澄清、超滤处理、过滤、反渗透以及石灰处理等等，回收和处理废水，达到一定的标准后才可以进行排放。当前，很多的燃煤电厂都采用了上述的污水处理技术。
2.2燃煤电厂固体废物污染防治现状
在燃煤火电厂的生产过程中，会出现大量的固体废物，例如污水处理的污泥、煤灰、失效脱硝催化剂、脱硫的副产物以及炉渣等等。这些固体废气物种，燃煤火电厂的粉煤灰和炉渣能够被成功运用到生产粉煤灰水泥、砌块以及混凝上掺料等多个方面，此外，对于污泥等的固体废物，需要依据排放的标准，作为一般的工业固体废物或危险废物采取有效处理。
2.3燃煤电厂大气污染防治现状
能源是人类赖以生存和发展的重要物质基础，煤炭既是我国的主体能源，又是我国大气中各种污染物的主要来源。国家环保部于2011年7月发布了最新的《火电厂大气污染物排放标准：GB13223—2011》，规定燃煤锅炉的烟尘、二氧化硫、氮氧化物这3项质量浓度排放限值分别为30、100、100mg/m3。为进一步削减上述3种大气污染物的排放，2014年9月国家发改委、环保部、国家能源局联合制定出台了《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020）》，计划要求重点地区及新建燃煤发电机组的烟尘、二氧化硫、氮氧化物这3项质量浓度排放限值分别设为10、35、50mg/m3。在此基础上，部分省市地区及发电企业依据自身实际运行情况进一步削减燃煤电厂污染物排放总量，相继制定了燃煤超低排放指标，即烟尘、二氧化硫、氮氧化物这3项质量浓度排放限值分别为5、35、50mg/m3，并将此排放限值作为燃煤锅炉的“超低排放”标准。这一系列的环保措施实行间接的表明了，燃煤电厂在大气污染防治方面面临着严峻的考验。通过加强燃煤电厂内的物料管理，例如控制好煤场、石灰等，实行有效的仓储管理，配置袋式除尘器、有效利用SCR和SNCR脱硝技术等，可以很大程度的降低燃煤发电的生产过程产生污染物。然而，需要因此关注的是，为了可以使排放标准达标，企业还需要继续加大成本投入，改造机组的除尘、脱硫、脱硝等技术。
3燃煤电厂污染物协同控制的具体措施
3.1燃煤电厂烟气Hg的协同脱除
根据相关的统计分析，在燃煤电厂的烟气Hg治理中运用CR烟气脱硝系统，不但可以有效的降低烟气NOx的含量，而且还可以促使生成Hg2+，更好的提升了汞污染在除尘、脱硫装置中的处理效果。SCR脱汞的机理如下：首先，Hg0在催化剂活性的中心位置吸附着，接着，Hg0伴随着烟气中的O2和HCl起到氧化作用而转变为Hg2+，然后，Hg2+脱附于活性中心。在这一过程中，收到烟气的流速、氨的浓度和HCl的浓度影响，汞氧化的效率也受到了影响，通过降低烟气的流速，可以有效的增加催化剂和Hg0的接触时间，然而，假如停留的时间过长，就会导致NH3的还原效应增加，最终使得Hg2+还原成Hg0，所以，在SCR催化剂的协同脱汞工艺实践应用中，应当综合考虑实际的情况，合理的选择最佳的停留时间。另外，随着HCl浓度的逐渐增加，Hg0的氧化效率出现增加趋势，所以，可以适当的提高烟气HCl的含量，从而带动Hg0的氧化效应。
3.2低低温高效烟气治理系统对烟气SO3的协同控制
低低温电除尘器是在静电除尘器前增设低温省煤器或热媒体气气换热装置（MGGH）使电除尘器入口烟气温度低于酸露点温度以下（最低温度应满足湿法脱硫温度要求），从而使烟气中SO3冷凝成硫酸雾黏附至粉尘表面中和，降低粉尘比电阻提高除尘效率，并实现PM2.5、SO3、Hg的协同脱除。
3.3低氮燃烧与烟气脱硝的协同
在燃煤电厂的生产过程中，综合考虑到低氮燃烧与SCR烟气脱硝的减排量优化、煤种与燃烧方式的适用性和低氮燃烧对锅炉的效率及蒸汽参数的影响等方面，可以运用低氮燃烧技术。通过采用这项技术，可以有效的降低生成氮氧化物，在这一技术的实践应用中，还需要综合考虑到SCR烟气脱硝成本、低氮燃烧的建设成本、对锅炉效率等的影响，优化SCR烟气脱硝的整体设计。
结语：综上所述，在环境不断恶化、环保标准不断提高的社会状态下，协同治理措施在燃煤电厂污染物处理中得到应用，有效提高了燃煤电厂对污染物的处理效果，实现了电厂污染物的协同脱除目的，从而促进了燃煤电厂环保治理系统的稳定性，确保了电厂的安全运行。
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