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脱硝、脱硫、除尘装置由于运行成本及一次性投资比较高，在达到环保要求的同时，电厂进行了环保装置设计优化以减少占地和设备投资，为了降低运行成本采用一些新技术进行节能，但相应带来的问题也需要我们 加以分析解决。
一、脱硝装置1、SCR脱硝系统
目前，燃煤电厂安装的基本上是 采用SCR工艺的脱硝系统，绝大多数以液氨为还原剂，但目前城市及周边电厂不允许使用液氨，而使用氨水也要考虑 运输成本和存储的泄漏问题，因此只能使用尿素作为SCR脱硝系统的还原剂。脱硝系统使用尿素只有采用将尿素热解和水解的方法，由于热解和水解消耗大量的燃油和蒸汽，迫使电厂采用锅炉一次风通过加热方法作为热解尿素溶液的能源，以降低脱硝运行成本，但热风热解炉的一次风所含粉尘在氨气管道内壁与其他物质易形成硬垢堵塞喷嘴，进而造成反应器入口喷氨的分布不均，采用此技术的关键是 解决一次风带粉，减少空预器漏风，此技术应用需要不断的完善及摸索经验。
以往锅炉在启停或低负荷工况时采用燃油或煤油混烧，一般而言点火油炬雾化效果比较好，对锅炉尾部烟道基本不会发生二次燃烧，但现在多数锅炉采用无油等离子点火技术.等离子点火技术可节约大量的燃油。锅炉在投入等离子点火期间对脱硝反应器中催化剂有负面影响，等离子点火时烟气含大量未燃尽煤粉，易在催化剂表面沉积和烧结，影响催化剂的活性，因此需要在锅炉点火前将各层催化剂的吹灰器投入，避免催化剂表面未燃尽煤粉的堆积，同时投入稀释风机保证喷氨管道清洁，避免烟气返灌。
SCR投入NH3后烟气中少量的NH4HSO4对下游设备空预器易造成堵塞，应对空预器做相应的防范措施，如改造更换搪瓷换热片、加强吹扫等。同时脱硝系统的氨逃逸也会对下游除尘器造成影响。
对于电除尘器而言，虽然NH3逃逸对除尘效率有所提高，但长期运行后烟气中NH4HSO4易在集尘极、放电极形成灰垢板结，不易被振打脱落对于袋式除尘器或电袋复合式除尘器长期运行易产生糊袋及挂袋现象由于SCR反应器出口烟道的在线氨逃逸仪表准确度一般不高，应控制反应器入口喷氨的均匀性及喷氨量，防止过多的氨喷入而逃逸，避免出现潜在的问题。
2、SNCR脱硝系统
SNCR脱硝装置是 适应某些地区的NOx排放标准不高而设置的，以降低改造及运行成本SNCR脱硝装置是 尿素溶液喷入锅炉炉膛内与烟气中NOx反应，SNCR脱硝效率一般比较低，与锅炉类型、炉膛内烟气流场、锅炉负荷、燃烧温度、投入磨层、喷氨高度及方位等诸多因素有关，因此采用SNCR工艺需要进行全面的分析研究，如果SNCR设计、控制及调整不佳，易造成喷入锅炉的尿素溶液在锅炉燃烧温度高于其反应温度时直接分 解N2和CO2而没有形成氨气，并且部分NH3与烟气中的H2O、SO3反应产生NH4HSO4、或NH4SO4，对下游设备易造成板结、堵塞，烟囱排放出烟气形成气溶胶。
对于采用SNCR装置的锅炉需对锅炉在不同负荷、不同尿素流量、不同磨层的组合进行摸索试验，取得最 佳组合控制方式，达到减少NOx排放同时降低尿素的分 解及减少二次污染。
3、SNCR+SCR组合工艺脱硝系统
SNCR+SCR组合工艺脱硝装置是 通过锅炉炉膛温度热解尿素溶液而产生的一部分氨气在炉膛内部与NO反应，未反应的氨在锅炉尾部通过催化剂进一步与NO反应，进而达到较高的脱硝效率，其设计目的是 即保证较高脱硝效率又降低改造成本。SNCR+SCR脱硝组合技术应用有广阔的前景，但也存在与SNCR脱硝工艺相同的问题，如尾部烟道腐蚀、结垢及气溶胶等问题，也需进行最 佳控制方式的摸索。
二、脱硫装置
多数燃煤电厂烟气脱硫装置采用石灰石一石膏湿法脱硫工艺，以往的工艺设计基本是 设有旁路烟道，但严格的环保监察及系统优化要求使许多燃煤电厂取消了旁路烟道，采用增压风机和引风机合并的设计方式，虽然确保了环保要求、减少占地面积、节约一次性投资，但也带来相应的运行问题；
1、无旁路脱硫系统
无旁路脱硫系统运行问题主要在启停设备顺序与常规机组不同，在锅炉点火前必须提前投入除尘器及吸收塔浆液循环泵，因此要求电除尘器必须具有冷态投入的高压控制功能，防止锅炉启动烟风系统后粉尘进入吸收塔浆液及吸收塔超温。
在锅炉煤油混烧及等离子点火期间电除尘器必须投入，并严格控制投入电场的二次电压低于闪络电压，防止烟气中未燃尽物质在电场内燃烧，同时电场投入易使集尘极和放电极积灰板结，应尽量缩短此工况运行时间并且少投入电场数量，等待锅炉高负荷时通过烟气冲刷己投入的集尘极、放电极。
电袋复合式或布袋除尘器在锅炉煤油混烧及等离子点火期间也必须投入，提前进行除尘器布袋预喷涂处理为避免在吸收塔循环泵提前投入时产生的湿气流向除尘器侧，造成糊袋现象，尽量缩短浆液循环泵和锅炉烟风系统之间的启动间隔。
当烟气超温或浆液循环泵全部故障停运时，需投入事故喷淋甚至停炉，以保护吸收塔，因此无旁路脱硫系统故障会增加锅炉停运的几率。
当除尘器电场出现故障或出口粉尘浓度大于设计值时，需要严密监控吸收塔pH值，同时加强化验吸收塔浆液品质，连续排废水以避免吸收塔浆液“中有害”，严重时需要降低负荷运行或停炉，因此无旁路脱硫系统的锅炉对除尘器效率的要求比较高。
脱硫系统吸收塔入口烟气中SO2质量浓度不应超过设计值，否则无法控制浆液pH值，造成脱硫系统无法长期稳定运行，因此对燃用煤质、石灰石品质等均有较高要求。
2、烟塔合一技术
为达到满足污染物排放的要求，同时综合考虑 一次性投资、场地布置、运行成本等，烟塔合一技术逐渐被采用，烟塔合一为无旁路烟道、无GGH、增压风机和引风机合并设计，运行启停程控与无旁路脱硫系统基本相同。
烟塔合一脱硫净烟气送入冷却塔中心位置，净烟气中携带的部分石膏会沉降在冷却塔池内，对出现除雾器故障、气候环境温度变化时产生的石膏雨起到缓解作用，但相应造成冷却塔循环水品质下降，需定期进行循环水的化学处理停机时需要检查冷却塔内壁防腐材料脱落及散热板。
3、增压风机与引风机合并、设有旁路挡板的锅炉运行
脱硫系统满负荷运行时旁路挡板前后压差约为1200Pa，脱硫系统故障时开旁路挡板过程中造成炉膛较大负压，如引风机自动调整不及时易导致锅炉跳闸，因此需要根据旁路烟道的烟气流速通过试验摸索旁路挡板的开启时间，最 大限度地降低炉膛压力波动。
如果旁路挡板密封不严或密封风机压力不足，部分原烟气易漏入净烟道，造成脱硫出口混合烟道上CEMS显 示的SO2质量分数偏大，影响运行人员对脱硫装置运行状态判断，传输到环保部门的数据不准确。
4、脱硫系统取消GGH设备
脱硫系统的GGH堵塞问题目前无法从根本上解决，现在设计脱硫系统基本取消GGH设备，但又带来烟囱腐蚀及产生石膏雨等问题。
(1)烟囱腐蚀烟囱即使进行了较好的防腐，也会因各种问题而出现渗漏腐蚀、防腐材料裂缝、脱落、与烟囱内壁分层等问题，原因如下：a.脱硫系统出现故障或定期试验开旁路时，造成湿烟囱内温度从50℃变为150℃左右，烟气温度的骤变会使防腐材料与烟囱内壁热胀冷缩不均，产生裂纹或裂缝，同时烟囱内壁冷凝液酸性物质浓缩结晶，对烟囱产生更强的腐蚀。b.如果脱硫系统运行时不能及时供应石灰石浆液，吸收塔pH值控制相对较低时，除雾器出口液滴携带的酸性物质对烟囱也具有腐蚀作用。
(2)烟囱产生石膏雨问题分析。无GGH脱硫系统的烟囱易出现的石膏雨，石膏雨是 取消GGH后出现的一个新难题，石膏雨由以下因素造成：a.原有机组改造脱硫系统后，干烟囱变成湿烟囱，烟气的湿度、温度、临界流速、密度及烟囱内部压力等发生变化造成烟气自拔力降低，并且干烟囱与湿烟囱在设计结构等方面不同，改造后的烟囱不可避免会出现携带沉积在烟囱内壁的石膏现象。b.吸收塔设计塔径小，塔速过高，塔出口流场不均等，烟气易携带石膏。c.除雾器冲洗流量、压力、频率等参数未达到设计要求，冲洗喷嘴堵塞脱落及除雾器局部堵塞偏流等问题造成烟气携带石膏。d.产生石膏雨与电厂所处的环境气候、天气变化及季节等因素有关。
烟囱运行条件相对比较恶劣、条件多变，综合考虑 在不同的地区、不同的锅炉运行工况、不同的脱硫吸收塔类型等方面进行不断摸索研究加以解决。
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