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以往脱硫留下多少隐患?

以往火电脱硫只关注二氧化硫脱除率，未考虑到三氧化硫排放后会直接生成气溶胶

我国燃煤电厂大规模脱硫改造始于“十一五”期间，大量工程迅速上马为削减二氧化硫排放、改善环境质量做出了重要贡献，但“萝卜快了不洗泥”，加之恶性竞争、工程质量参差不齐，留下了很多隐患。

2012年8月，国务院印发的《节能减排“十二五”规划》中提出，“十一五”时期，全国燃煤电厂投产运行脱硫机组容量达5.78亿千瓦，占全部火电机组容量的82.6%。同样是这份文件中，所罗列的节能减排重点工程之一，就是对已安装脱硫设施但不能稳定达标的4267万千瓦燃煤机组实施脱硫改造，这一数字占已投产运行脱硫机组容量的比例超过7%。

随着“503510”超净排放要求的推广，脱硫改造规模将更大。据了解，我国绝大部分电厂脱硫的设计指标为小于200mg/m3，若要满足50 mg/m3的排放要求，几乎所有湿法脱硫塔都要推倒重来，或者采用双塔结构，不仅工程量大，而且技术难度高。用福建龙净脱硫脱硝有限公司总经理张原的话说，现在，很多电厂的脱硫改造都是“螺丝壳里做道场”。

一直以来，我国的火电脱硫都是关注二氧化硫脱除率。但是，原国电南京环保所研究员马果骏提醒，三氧化硫的治理对于近地污染非常重要，因为三氧化硫排放到空气中后，能够更快地与正离子反应生成气溶胶，也就是PM2.5颗粒，可很多人还没有意识到这个问题。

我国90%以上的火电机组采用了湿法脱硫工艺，一个重要原因是，湿法脱硫不仅脱硫效率高，而且具有一定的除尘作用。但监测表明，湿法脱硫对二氧化硫的脱除率可以达到95%以上，对三氧化硫的脱除率仅20%左右。增加SCR脱硝设施后，脱硝催化剂的作用使得二氧化硫向三氧化硫的转化率进一步提高。

我国早期的湿法脱硫装置严格按照国外技术的规范，均安装了脱硫烟气再热装置——GGH，其作用是将脱硫后50摄氏度的脱硫烟气，与经电除尘器净化后未脱硫的高温烟气进行热交换，将脱硫后烟气加热到80摄氏度左右排放，以提升烟气排放的抬升高度，降低烟气中未净化污染物的落地浓度。

但由于电力企业对脱硫前电除尘器的维护不够重视，加之电除尘器选型偏紧，甚至偏小，遇到煤种变化或建设、运行维护不当，电除尘器效率大幅下降，造成GGH装置堵塞、结垢严重，导致脱硫装置运转率大幅度下降。当时考虑到GGH的作用仅是抬升烟气高度，对脱硫效率没有影响，取消GGH的建议被采纳。

GGH堵塞实际上起到一个物理监管除尘器效率下降和湿法脱硫除雾器效果差的作用，提醒企业重视对除尘器和湿法脱硫装置的维护。GGH拆除后，堵塞的细微颗粒只能直接排向大气。

为了解决三氧化硫问题、降低粉尘排放浓度，国内一些项目选择了湿式电除尘器，满足了超低排放要求。但记者在与一些电厂代表交流时了解到，投资大、场地紧张等问题都让他们对采用湿式电除尘存有疑虑，而且其还会带来废水处置问题。“如果政府再要求废水零排放，我们该怎么办?”一位电厂环保负责人向记者说出了他的顾虑。

运行费用也是电厂必须考虑的因素。“湿式电除尘器的厂用电率太高，有可能达到0.5%。有些电厂为了批项目拼命提高标准、增加环保设施，但厂用电率提高就要多烧煤，如果多烧1%的煤，脱硫效率提高1%，就相当于什么都没干，这不是排放指标的问题。”马果骏直言。

原标题：燃煤电厂还能更低排放？

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