现行烟气治理存在的主要问题

　　我国电力行业烟气治理措施虽然在机理和技术上已经很成熟，但从目前已投运的烟气治理设施运行情况来看，仍有很多电厂由于受系统设计

　　、设备质量、安装、调试以及运行管理等因素的影响，尤其是随着《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2011)的执行，实际运行时脱除效率的提高及排放浓度的下降仍有空间。

　　烟尘超标问题

　　部分电厂烟尘排放不稳定，存在超标现象。主要原因包括：由于设计原因，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；实际燃煤煤质偏离设计煤质，除尘设施不能适应煤质的变化，引起运行性能下降；设备老化，运行维护不及时，影响电除尘器电场的投运率等。

　　脱硫系统问题

　　部分电厂存在燃煤硫份偏离设计值的情况。电厂实际燃煤硫份和热值偏离设计值是脱硫装置存在的普遍问题之一，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。部分电厂的实际燃煤硫份较设计值有较大幅提高，有的甚至超过设计值的1倍以上。

　　部分电厂脱硫设施入口烟尘浓度较高，不能满足脱硫设施要求。脱硫吸收塔常常被当成第二级除尘器，特别是老厂改造时，这一问题尤为严重。大量的烟尘进入脱硫塔，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。部分电厂还存在人为因素，造成综合脱硫效率低的情况。

　　脱硝系统问题

　　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。

　　另外，还需要解决SCR烟气脱硝低负荷下的投运问题。通常情况下，机组低负荷运行时，烟温下降，脱硝装置不能正常运行，但此时锅炉产生的NOx浓度是额定负荷的2～3倍，所以SCR烟气脱硝低负荷下投运问题亟待解决。此外，脱硝系统的投运还容易导致空预器等堵塞。

　　“石膏雨”问题

　　安装湿法烟气脱硫系统的燃煤发电机组在取消烟气换热器(GGH)以后，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。该现象一般出现在烟囱下风向800米左右的范围以内，当机组运行负荷高、环境温度低时，“石膏雨”现象尤为严重。“石膏雨”现象产生的主要原因，除了取消GGH后烟气温度降低之外，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原因，另外天气也是形成“石膏雨”的原因之一，尤其是在冬季，烟温与环境温度相差较大时，越容易发生“石膏雨”现象。

　　“石膏雨”现象属于燃煤电厂的二次污染问题，主要成分是石膏，液滴直径在1～8毫米。石膏雨中含有的硫酸钙虽然对人体健康没有显著影响，但是在脱硫过程中产生的杂质和粉尘，被人体吸入后仍会有一定影响。同时，“石膏雨”现象也会影响厂区的生活和生产，以及附近居民区的生活。

　　运行管理问题

　　部分电厂运行管理存在的问题包括：脱硫设施旁路运行现象；GGH堵灰现象，造成系统阻力增大，影响脱硫设施的投运率；设备和管道的腐蚀

　　、磨损和堵塞问题；管理、运行、维护水平低的问题；脱硫废水处理系统不能正常运行情况；烟气连续监测系统安装位置不符合管理规定，以及测量数据不能真实反映实际情况等。