烟气治理技术存短板 燃煤电厂“超洁净排放”受宠
燃煤电厂是我国各种大气污染物的重要排放源，大约90%的SO2、67%的NOx、70%的粉尘来源于燃煤电厂。随着大气污染防治行动计划逐步推进，燃煤电厂的排放改造开始列入议程。2014年10月，国家发改委、环境保护部和国家能源局联合印发《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020年)的通知》，行动目标中提出“东部地区新建燃煤发电机大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值(即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50mg/m3)，即通常据说的‘超洁净排放’”。通知发布不久，我国多家燃煤电厂先后宣称实现了烟气中烟尘、SO2、NOx三项大气污染物的“近零排放”、“超清洁排放”或“超低排放”。然而，燃煤电厂“超洁净排放”受到追捧的同时，质疑之声也不绝于耳。“超洁净排放”到底值不值？烟气治理技术仍有短板在电力行业烟气治理措施的机理和技术上，我国目前已经具备了相对成熟的经验。然而从烟气治理设施运行的情况来看，由于受系统设计、设备质量、安装、调试以及运行管理等因素的影响，很多电厂烟气处理效率运行稳定性尚待提高。以烟气脱硫为例，目前燃煤机组脱硫工艺主要为湿法脱硫，以石灰石—石膏法为常见。湿法脱硫虽然是一项较为成熟的技术，但是部分电厂存在燃煤硫份偏离设计值(电厂为节约成本，使用劣质煤)的情况，直接造成脱硫设施入口烟气量和SO2浓度超出设计范围，脱硫设施无法长期稳定运行。而且在一些电厂，脱硫吸收塔常常被当成第二级除尘器，大量烟尘进入脱硫塔，轻则降低脱硫效率，影响副产物的脱水性能，加剧系统的磨损，重则可引起吸收浆液的品质恶化，脱硫设施无法运行，被迫停运。另外，由于烟气换热器(GGH)普遍存在积灰、堵灰，阻力剧增、漏风大引发SO2超标等问题，目前安装湿法烟气脱硫系统的燃煤发电机组普遍拆除了GGH。但取消了GGH后往往会出现烟囱排烟温度降低，容易出现夹带液态污染物的排放，导致正常天气情况下，烟囱附近区域经常出现下降小液滴的“石膏雨”现象。“石膏雨”产生的原因，还包括脱硫塔设计偏小、塔内流速较大、湿法脱硫系统运行效率降低、除雾器效果较差、烟囱内部冷凝液收集设计不合理等。在脱硝方面，电厂脱硝主流工艺是选择性催化还原法(SCR)，约占脱硝机组总装机容量的95%以上，非选择性催化还原法(SNCR)占5%以下。脱硝系统存在的潜在问题主要包括：液氨的安全性问题、脱硝技术国产化问题、失效催化剂的再生与处置问题、氨逃逸问题等。此外，由于近年实体经济发展不足，电厂机组长期在低负荷状态运行，烟温下降，SCR烟气脱硝装置不能正常运行，NOx浓度是额定负荷的2～3倍，这个问题也亟待解决。除尘工艺主要有电除尘、袋式除尘和电袋复合等，除尘的问题主要在于设计原因，目前运行的电除尘器比收尘面积偏小，其除尘器的除尘效率和烟尘排放浓度不能满足更严格的标准限值。加上电厂实际燃煤煤质经常偏离设计煤质，除尘设施不能适应煤质的变化，引起运行性能下降。设备的老化，运行维护不及时，也会影响除尘器的投运率等。
