（11） 除雾器堵塞与损坏。电厂在2006年6月对除雾器进行检查时发现，上层除雾器有均匀的积灰，下层除雾器 靠烟气入口处局部完全堵死，有6块变形坍塌并使冲洗水管和支架受压变形，其它不同部位有堵塞。除雾器有不同程度的下弯变形，由于积灰较多，单块除雾器板的质量达100Kg，将其锯成两半才能移出塔外。实验表明除雾器本身捕集的雾粒是经过吸收塔反应的含石膏浆液的烟气，通过除雾器叶片时浆液的石膏相对饱和度将增加，处于亚硫酸钙和硫酸钙的饱和状态，易产生结垢堵塞。在一些FGD系统中，除雾冲洗水含Ca2+很高，或来自真空皮带脱水机的虑液水，其硫酸钙相对饱和度在50%左右，易造成结垢。运行不当吸收塔浆液pH高时，钙利用率不高，含量增大，在除雾器捕集的浆液中过多的钙，使其中的相对饱和度不断升高直至结垢。在脱硫过程中如长时间pH值过低无法保持正常水平，说明脱硫进入致盲病态，此时钙利用率低于85%，除雾器赌塞成为运行中的严重问题。当吸收塔氧化不充分时SO32-高，会在除雾器上产生CCS垢，新的结垢会以原有结垢为基础不断发展壮大，进入恶性循环，***终使除雾器严重堵塞而无法运行。
（12） 二次污染（排放脱硫废水）。脱硫废水来源于持液槽、石膏脱水系统排放水。在脱硫装置运行过程中，由于吸收液是循环使用，其中的盐分和悬浮液杂质浓度会影响副产品石膏的品质。因此，脱硫浆液不能无限地浓缩，当杂质浓度达到一定值后，需要定时从系统内排出一部分废水，以保持吸收液的杂质浓度，维持循环系统的物料平衡。脱硫废水既含有一类污染物，又含有二类污染物。所含的一类污染物有镉、汞、铬、铅、镍等重金属离子，对环境有很强的污染性。二类污染物有铜、锌、氟化物。另外，废水的COD、悬浮物都比较高。脱硫废水的水质极差，悬浮物、含盐量、CL-、Ca2-、Mg2+、F-、重金属离子等指标都比火电厂的其它废水高很多，许多水质指标都超过了排放标准。
我国脱硫技术现状、对高新技术支持政策
1.目前，我国已有石灰、石灰石——石膏湿法、烟气循环流化床法、海水脱硫法、旋转喷雾法、炉内喷钙尾部烟气增湿活化法、电子束法等近10种烟气脱硫工艺，在火电厂烟气脱硫工程中应用。据调查，采用石灰、石灰石——石膏法湿式烟气脱硫工艺的约占投运、在建和已签约合同的火电厂脱硫工程总装机容量的90%以上。到2008年底火电厂总装机容量约5.6亿千瓦，并以每年15.3%的速度增长。预计到十一五末我国将有3亿千瓦燃煤发电机组配置石灰、石灰石——石膏脱硫设施。
2.脱硫技术重复引进的现象甚为普遍。我国引进的脱硫技术主要是当前国际火电厂脱硫市场中广泛采用的石灰、石灰石——石膏湿法工艺。据了解，国外不同公司开发的这类技术。就其工艺来说大致相同。主要技术指标差异不大。***大的不同是吸收塔型式和内部结构的区别。德国比晓夫公司和奥地利公司分别向国内四家公司，日本川崎公司和美国公司分别向国内三家公司转让了该种技术。在技术引进中，除了需交付一定额度的技术入门费外。每个20万千瓦以上机组的脱硫工程尚需交付200万元人民币的技术使用费。重复引进同一样的技术造成不必要的浪费。
3.缺乏拥有完全自主知识产权的烟气脱硫工艺技术。目前，我国大型火电厂机组上所采用的烟气脱硫工艺技术都是从国外引进的。从技术层面看，缺乏拥有自主知识产权的脱硫技术。而拥有原创性自主知识产权的自行开发的脱硫工艺技术，因受各种条件的限制，难以在实际工程中得到应用。
4.设备的引进还仅仅停留在购置方面，没有引进设计和制造技术，致使一些关键配套设备，如湿法脱硫工程中的搅拌机、除雾器、换热器和干法脱硫工程中的斜槽调节器及检测仪器中的传感件等制造技术，国内尚未完全掌握。个别的设备即使能生产，其产品质量、性能与国外同类产品相比也有一定的差距。
5.加强技术创新，开展脱硫新技术示范
（1） 国家有关部门在政策、项目和资金上继续支持和组织实施30万千瓦及以上火电机组的烟气脱硫完善化技术示范和引进技术再创新，重点解决工艺设计，设备成套和运行规范化等问题，提高脱硫设施工程建设质量和运行管理水平。通过示范使脱硫工程技术达到国际先进水平，形成具有完全自主知识产权的工艺技术。
（2） 开展脱硫石膏等脱硫副产物工业化利用途径的研究和示范。开展氨法、活性焦法和其它资源回收型脱硫新技术的工业性研究，积极争取利用环保专项资金、国债等资金渠道支持进行新法脱硫技术示范。
（3） 开展对GGH问题的专题研究，确定其使用条件、为环境管理提供决策参考，开展取消烟气旁路的前期可行性研究。为从根本上解决偷排问题提供技术支持。
第二部分：脱硝技术背景
已有研究表明，HNO3对酸雨的影响呈快速增长之势。降水中 NO3-/ SO42-比值在全国范围内快速增加。我国已在两控区(酸雨和SO2 控制区)对S02排放开展了部分控制工作。但 NOX排放总量的快速增长及其大气浓度和氧化性的提高有可能抵消对 SO2的控制效果，使酸雨的恶化趋势得不到根本控制。火电厂是氮氧化物排放总量***大户,因此，烟气脱硝是火电机组控制 NOX排放的必然选择，也是国家环保政策的要求，可以预见烟气脱硝将成为烟气脱硫产业化后又一个爆发性增长朝阳产业。
对火电厂燃煤中大型锅炉燃烧过程中生成的 NOX浓度低总量大，实施控制是一项世界性难题及较复杂的技术。由于NOX的生成机理不同，影响其生成量的因素也各不相同。同一控制因素对它们的影响程度也各有差异，甚至一项控制因素对一类型 NOX可以实施有效控制，而对另一类型NOX的控制则完全无效。为服务于我国燃煤NOX排放控制的需要，努力找到一种投资费用低，运行费用低、催化剂经济实用、脱除效率高、没有二次污染适合中国国情的完全自主知识产权的技术。该技术一旦突破，便有很大的市场潜力和应用前景。
选择性催化还原法（SCR）干法脱硝
选择性催化还原法SCR是指燃煤烟气在固体催化剂(蜂窝状或片状)的作用下，以NH3作为还原剂有选择性地与烟气中的NOX在特定温度范围内反应并生成无毒N2 和 H2O。其原理首先由美国公司发现并以1957年申请***，后来日本在该国环保政策的驱动下，成功开发出现今被广泛使用的V2O5/TiO2催化剂,并在1977年在燃煤锅炉上成功投入商业运用，可用于火电厂锅炉、工业锅炉，在理想状态下（温度310℃时）NOX的脱除率可达90%，但实际上由于温度的变化及氨的控制误差而造成二次污染等原因使得通常仅能达到65——80%的净化效果。由于此法效率较高，是目前能找到的***好的可以广泛用于固定源NOX治理技术。1983年在日本竹原电厂3号机组70万千瓦全负荷应用成功,NOX脱除率达到80%。目前日本国内配置SCR脱除NOX的装置已超过300套，占该国脱除NOX能力的93%。德国于1985年引进SCR技术，现在他们装备SCR技术的发电设备的装机容量已超过60000千瓦。美国在1990年空气净化修正案的推动下，美国联邦政府推广并增加资金投入力度，1993年美国***套燃煤锅炉SCR装置在新泽西州的28.5万千瓦热电厂建成投产。目前世界上采用SCR技术***大的锅炉容量为70万千瓦。
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