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技术短板

在这波紧急的环保改造运动中，还进一步暴露出我国在电厂烟气处理技术上的不足。虽然，我国引进国外先进技术并加以利用的能力颇强，但由于缺少时间的积淀，以及排放要求的进一步提升，让电厂越来越感受到运行环保设备的压力。

“我国脱硫、脱硝的技术和设备，在设计、试验时所使用的煤种和电厂实际运行中采用的燃料煤质并不一致。实验数据非常完美，实际运行则是另一回事。”一电力物资集团的负责人对记者说。

据记者了解，目前我国脱硫普遍采用的石灰石—石膏湿法脱硫装置，应对原先的400mg/m3的标准，难度不大，但要符合200mg/m3排放标准，则有点力不从心。

“对煤质比较好的地区，实现的难度不大;但对于煤质较差的地区，尤其是西南等高硫煤质地区，采用目前的脱硫技术方法，达标的难度就非常大。”某电力集团安全生产部主任说，但是，目前还没有成熟高效的脱硫工艺可供选择，所以只能等科研机构的技术研究。

在已经安装脱硫装置的火电厂中，部分设备由于技术原因，已经出现不少故障，急待进一步改进。

而对于脱硝技术，问题则更为严峻。由于环保部门对火电厂提出脱硝要求的时间不长，脱硝技术相对脱硫而言，更为薄弱。

记者采访的多家电厂，均表示，此轮脱硝改造还存在技术不够完善的问题。最突出的是脱硝设施在电厂低负荷的情况下不能运行的问题。我国火电厂脱硝普遍采用选择性催化还原法(SCR)工艺，而SCR装置对工作温度(烟气温度)的要求较高，在机组低负荷下，锅炉排烟温度降低，SCR工作烟温将不能维持，SCR不得不退出运行。

一般情况下，火电机组的运行负荷在是50%-100%之间。“目前的情况是，如果机组在50%-60%的负荷运行，脱硝设施就不能够运转了。”国电泰州电厂总工程师刁保圣告诉记者。

这是一个纯粹的技术弊端。因为在50%-60%的负荷区间下，烟道内的温度较低(通常是指低于305度的情况下)，如果要强制运行脱硝设备，在这两年内新安装的大多数脱硝设施，都会出现催化剂中毒的现象，在积累一定程度后，催化剂就会失效，以致脱硝设备完全不能运行。

“在用电低谷时期，尤其是冬季、节假日等时期，电厂的负荷不能达到60%以上，也就意味着脱硝装置是无法启动的”，华兴也对记者表示。“这是环保部门默认的。”

实际上，新技术已经得到了研发。例如，上海外高桥第三发电厂就已经研制出“全天候脱硝技术”，使脱硝系统全年投入率达98%以上;也有技术通过改进催化剂，来提高催化剂适应温度的范围。

遗憾的是，这些技术目前未得到很大范围的推广，其中重要的原因在于，脱硝市场的疾步前进，并没有给予技术的改进空间，造成了已改造完成的绝大多数脱硝装置，都存在此问题。

“上马速度太快，一旦目前应用的技术存在缺陷，就影响了一片。”刁保圣说，“此问题要想解决，只能进行再一次技术改造，或者三年催化剂到期后，另换新的催化剂。”

在马楠看来，脱硝技术并不复杂，问题在于国内一些公司对国外技术的引进并不彻底，且缺少磨合时间，在流程中往往会有忽略的环节。

脱硝装置和电厂锅炉是一体的，根据如今的环保部要求，烟气装置中不允许有旁路，一旦脱硝装置出现问题停止运转，会直接影响到电厂锅炉，还会引起空气预热器堵塞等其他设备故障。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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