【中國環保在線 廢氣處理】隨著大氣污染防治行動計劃逐步推進，燃煤電廠的排放改造開始列入議程，燃煤電廠“超潔凈排放”受到追捧，但質疑之聲也不絕于耳。“超潔凈排放”到底值不值？　　
　　燃煤電廠是我國各種大氣污染物的重要排放源，大約90%的SO2、67%的NOx、70%的粉塵來源于燃煤電廠。
　　
　　隨著大氣污染防治行動計劃逐步推進，燃煤電廠的排放改造開始列入議程。2014年10月，國家發改委、環境保護部和國家能源局聯合印發《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014—2020年)的通知》，行動目標中提出“東部地區新建燃煤發電機大氣污染物排放濃度基本達到燃氣輪機組排放限值(即在基準氧含量6%條件下，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別不高于10、35、50mg/m3)，即通常據說的‘超潔凈排放’”。通知發布不久，我國多家燃煤電廠先后宣稱實現了煙氣中煙塵、SO2、NOx三項大氣污染物的“近零排放”、“超清潔排放”或“超低排放”。
　　
　　然而，燃煤電廠“超潔凈排放”受到追捧的同時，質疑之聲也不絕于耳。“超潔凈排放”到底值不值？
　　
　　煙氣治理技術仍有短板
　　
　　在電力行業煙氣治理措施的機理和技術上，我國目前已經具備了相對成熟的經驗。然而從煙氣治理設施運行的情況來看，由于受系統設計、設備質量、安裝、調試以及運行管理等因素的影響，很多電廠煙氣處理效率運行穩定性尚待提高。
　　
　　以煙氣脫硫為例，目前燃煤機組脫硫工藝主要為濕法脫硫，以石灰石—石膏法為常見。濕法脫硫雖然是一項較為成熟的技術，但是部分電廠存在燃煤硫份偏離設計值(電廠為節約成本，使用劣質煤)的情況，直接造成脫硫設施入口煙氣量和SO2濃度超出設計范圍，脫硫設施無法長期穩定運行。而且在一些電廠，脫硫吸收塔常常被當成第二級除塵器，大量煙塵進入脫硫塔，輕則降低脫硫效率，影響副產物的脫水性能，加劇系統的磨損，重則可引起吸收漿液的品質惡化，脫硫設施無法運行，被迫停運。
　　
　　另外，由于煙氣換熱器(GGH)普遍存在積灰、堵灰，阻力劇增、漏風大引發SO2超標等問題，目前安裝濕法煙氣脫硫系統的燃煤發電機組普遍拆除了GGH。但取消了GGH后往往會出現煙囪排煙溫度降低，容易出現夾帶液態污染物的排放，導致正常天氣情況下，煙囪附近區域經常出現下降小液滴的“石膏雨”現象。“石膏雨”產生的原因，還包括脫硫塔設計偏小、塔內流速較大、濕法脫硫系統運行效率降低、除霧器效果較差、煙囪內部冷凝液收集設計不合理等。
　　
　　在脫硝方面，電廠脫硝主流工藝是選擇性催化還原法(SCR)，約占脫硝機組總裝機容量的95%以上，非選擇性催化還原法(SNCR)占5%以下。脫硝系統存在的潛在問題主要包括：液氨的安全性問題、脫硝技術國產化問題、失效催化劑的再生與處置問題、氨逃逸問題等。此外，由于近年實體經濟發展不足，電廠機組長期在低負荷狀態運行，煙溫下降，SCR煙氣脫硝裝置不能正常運行，NOx濃度是額定負荷的2～3倍，這個問題也亟待解決。
　　
　　除塵工藝主要有電除塵、袋式除塵和電袋復合等，除塵的問題主要在于設計原因，目前運行的電除塵器比收塵面積偏小，其除塵器的除塵效率和煙塵排放濃度不能滿足更嚴格的標準限值。加上電廠實際燃煤煤質經常偏離設計煤質，除塵設施不能適應煤質的變化，引起運行性能下降。設備的老化，運行維護不及時，也會影響除塵器的投運率等。