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烟气脱硝

2012年我国火电行业NOx排放量为948万吨，同比下降5.48%，首次实现年度电力NOx排放总量下降。电力行业NOx排放量占全国NOx排放量的比例从2011年的46.0%下降至40.6%。全国电力行业NOx排放绩效值由2011年的2.6克/千瓦时下降到2.4克/千瓦时。

截至2012年底，有2.26亿千瓦的脱硝机组建成，火电脱硝装机容量占全国火电机组容量的比例从2011年的16.9%提高到27.6%(2013年火电脱硝装机容量已达到4.3亿千瓦)。其中，2012年新投运的烟气脱硝机组装机总容量达9000万千瓦，占全国脱硝机组容量的42.79%;规划及在建的烟气脱硝机组超过4.5亿千瓦。所采用的工艺主要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。

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。

延伸阅读：

【专题】：火电企业该不该追求超低排放?

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