0 引言

我國在酸雨控制區(qū)對SO2排放開展了全面控制工作，2003年國家規(guī)定新建火電廠必須配套安裝脫硫設(shè)備，我國的脫硫產(chǎn)業(yè)呈現(xiàn)出爆發(fā)式的發(fā)展勢頭，截止到2007年底，煙氣脫硫機(jī)組占燃煤機(jī)組的比例上升至40%以上，2007年成為SO2排放控制史上的一個標(biāo)志年，全國SO2排放量在2006年達(dá)到歷史新高后，開始逐年下降?？墒荖Ox排放總量的快速增長及其大氣濃度和氧化性的提高有可能抵消對SO2的控制效果，使酸雨的惡化趨勢得不到根本控制。研究表明，HNO3對酸雨的影響呈增長之勢，降水中NO3-/SO42-摩爾比值在全國范圍內(nèi)逐漸增加［1］。我國NOx排放量和大氣NOx濃度的快速增加，使大氣污染的性質(zhì)發(fā)生根本性變化，大氣氧化性增加，導(dǎo)致城市和區(qū)域一系列的環(huán)境問題，對人體健康和生態(tài)環(huán)境構(gòu)成巨大威脅，NOx控制任務(wù)非常艱巨。氮氧化物是酸雨的主要成分，燃煤火電廠是二氧化硫、氮氧化物的主要排放體。因此，火電廠排放的大氣污染物若得不到有效控制，將直接影響我國大氣環(huán)境質(zhì)量的改善和電力行業(yè)的可持續(xù)發(fā)展。

1 脫硫產(chǎn)業(yè)在我國電力行業(yè)的發(fā)展

1973年我國環(huán)保機(jī)構(gòu)正式成立，火電廠的煙氣脫硫工作開始受到重視，電力行業(yè)SO2的排放控制試驗(yàn)也正式進(jìn)入開發(fā)研究階段，可是局限于小煙氣量的試驗(yàn)或規(guī)模較小的工業(yè)鍋爐上，在125MW以上的大型電站鍋爐應(yīng)用很少［2］。重慶華能珞璜電廠采用石灰石-石膏法進(jìn)行煙氣脫硫［3］，標(biāo)志著我國開始引進(jìn)國外煙氣脫硫技術(shù)對火電廠SO2進(jìn)行控制。直到目前我國40%以上的燃煤機(jī)組投運(yùn)了脫硫裝置，已超過發(fā)達(dá)國家（如美國）30%的脫硫比例［4］。

縱觀脫硫技術(shù)及脫硫產(chǎn)業(yè)在我國火電廠的發(fā)展，可概括為3個階段：（1）1992—2002年為“冷態(tài)”階段。國家對火電廠煙氣脫硫的政策并不明朗，火電廠加裝煙氣脫硫裝置多為示范性質(zhì)，技術(shù)全部國外引進(jìn)，設(shè)備國產(chǎn)化程度低，國內(nèi)專門從事脫硫的公司寥寥無幾。（2）2002—2007年為“熱態(tài)”階段。是我國火電廠煙氣脫硫產(chǎn)業(yè)發(fā)展的“爆炸式”階段，首先國家對火電廠煙氣脫硫的政策十分明朗，新的政策、法規(guī)及標(biāo)準(zhǔn)陸續(xù)出臺和修訂，包括一些強(qiáng)制性政策，如《排污費(fèi)征收使用管理?xiàng)l例》，國內(nèi)的脫硫公司也發(fā)展到200多家，基本采用與國外合作的技術(shù)模式，國內(nèi)脫硫公司總承包，國外提供技術(shù)支持，國產(chǎn)化設(shè)備占的比重越來越高；此階段，適應(yīng)我國火電機(jī)組不同情況的煙氣脫硫技術(shù)得到全面發(fā)展，如石灰石-石膏濕法、煙氣循環(huán)流化床、海水脫硫法、脫硫除塵一體化、半干法、旋轉(zhuǎn)噴霧干燥法、爐內(nèi)噴鈣尾部煙氣增濕活化法、活性焦吸附法、電子束法等煙氣脫硫工藝；從投運(yùn)的情況看，石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝技術(shù)是主流，占90％以上。（3）2007年后為“溫態(tài)”階段。經(jīng)過“熱態(tài)”階段的“爆炸式”發(fā)展，脫硫公司經(jīng)過優(yōu)勝劣汰，很多脫硫公司離開了脫硫市場，而且國內(nèi)許多省份（如廣東）已經(jīng)完成了在役機(jī)組加裝煙氣脫硫裝置的任務(wù)，接下來的工作就是新建機(jī)組煙氣脫硫裝置；由于脫硫裝置的國產(chǎn)化程度越來越高，部分脫硫公司擁有自主知識產(chǎn)權(quán)，脫硫工程造價大幅度下降。

2 脫硫產(chǎn)業(yè)存在的問題

我國的脫硫產(chǎn)業(yè)經(jīng)過30多年努力探索，前后經(jīng)歷了自主創(chuàng)新技術(shù)試驗(yàn)階段、與國外合作技術(shù)試驗(yàn)示范試點(diǎn)階段以及引進(jìn)技術(shù)吸收創(chuàng)新階段，常規(guī)發(fā)展過程為“冷態(tài)”、“溫態(tài)”到“熱態(tài)”階段，因此我國脫硫產(chǎn)業(yè)的發(fā)展過程與常規(guī)發(fā)展過程有所不同，取得成績的同時也暴露出了一些問題。

（1）脫硫技術(shù)自主創(chuàng)新能力仍然較低。2002—2007年，我國的脫硫產(chǎn)業(yè)呈現(xiàn)出爆炸式發(fā)展，可由于監(jiān)管不到位，脫硫行業(yè)的準(zhǔn)入門檻低，致使我國專門從事脫硫公司一度發(fā)展到200多家［4］?？墒谴蠖鄶?shù)脫硫公司在引進(jìn)技術(shù)的同時忽視消化吸收，不重視二次開發(fā)和創(chuàng)新，難以對系統(tǒng)進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)，并存在一種技術(shù)被國內(nèi)多家脫硫公司引進(jìn)的情況。

（2）部分脫硫系統(tǒng)難以高效運(yùn)行，工程質(zhì)量及運(yùn)行效果不甚理想。目前已建成投產(chǎn)的煙氣脫硫設(shè)施實(shí)際投運(yùn)率低，脫硫裝置減排SO2的作用未能完全發(fā)揮。主要是有些脫硫公司對國外技術(shù)和設(shè)備依賴度較高，沒有完全掌握工藝技術(shù)，系統(tǒng)設(shè)計(jì)先天不足，幾乎所有的電廠不能保證燃用設(shè)計(jì)煤種，實(shí)際燃用煤中含硫遠(yuǎn)超過設(shè)計(jì)值，造成小馬拉大車等先天不足問題；另外由于設(shè)備質(zhì)量等原因也影響了系統(tǒng)的正常運(yùn)行。

（3）GGH（Gas-GasHeater，煙氣換熱器）堵塞問題。我國最早的石灰石-石膏濕法脫硫技術(shù)主要從德國和日本引進(jìn)，在2005年發(fā)布的《火電廠煙氣脫硫工程技術(shù)規(guī)范（石灰石/石灰-石膏法）》中也規(guī)定：“現(xiàn)有機(jī)組在安裝脫硫裝置時應(yīng)配置煙氣換熱器”。因此目前投運(yùn)的脫硫裝置90%以上都設(shè)置了GGH。設(shè)置GGH后，可提高煙氣排煙溫度和抬升高度，降低污染物落地濃度，降低系統(tǒng)耗水量，減輕濕法脫硫后煙囪冒白煙問題，尤其對多臺機(jī)組共用1根煙囪的在役機(jī)組，無需對煙囪進(jìn)行專門防腐，有利于脫硫工程的順利開展?？墒菑慕隄穹摿蚬こ虒?shí)踐看，GGH的設(shè)置存在很大問題，不僅增加了系統(tǒng)的投資和運(yùn)行電耗，堵塞嚴(yán)重，還大大降低了系統(tǒng)的可靠性和可用率。

（4）對脫硫市場的監(jiān)管急需加強(qiáng)。我國脫硫市場的準(zhǔn)入門檻低，對脫硫公司資質(zhì)、人才、業(yè)績、融資能力等方面無明確規(guī)定，相關(guān)管理規(guī)定和技術(shù)規(guī)范出自電力、環(huán)保、機(jī)械等多個行業(yè)，沒有形式統(tǒng)一的標(biāo)準(zhǔn)體系，致使一些脫硫公司承建的煙氣脫硫工程質(zhì)量不過關(guān)［4］。

（5）脫硫設(shè)施運(yùn)行依法監(jiān)督不利?！度济喊l(fā)電機(jī)組脫硫電價及脫硫設(shè)施運(yùn)行管理辦法（試行）》已經(jīng)出臺，對于加裝脫硫的火電機(jī)組也給予電價補(bǔ)貼，可是由于各地經(jīng)濟(jì)發(fā)展不平衡，脫硫電價受到標(biāo)桿電價的制約，對經(jīng)濟(jì)不發(fā)達(dá)的地區(qū)，現(xiàn)有電廠脫硫成本計(jì)入電價非常困難，部分老電廠的脫硫電價政策沒有及時到位；地方環(huán)保部門執(zhí)法不嚴(yán)，對脫硫設(shè)施日常運(yùn)行缺乏嚴(yán)格監(jiān)管，部分電廠為獲得不應(yīng)該得到的經(jīng)濟(jì)利益，故意停運(yùn)脫硫設(shè)施。

3 我國NOx控制策略

3.1現(xiàn)狀及排放水平

目前我國沒有出臺相關(guān)強(qiáng)制性政策要求火電廠必須安裝脫硝裝置，可是國家標(biāo)準(zhǔn)除對NOx排放濃度做出明確規(guī)定外，還明確火力發(fā)電鍋爐第3時段鍋爐須預(yù)留煙氣脫除氮氧化物裝置空間。很多地方政府也都根據(jù)當(dāng)?shù)氐膶?shí)際情況制定了地方標(biāo)準(zhǔn)（如廣東），國家鼓勵企業(yè)對氮氧化物采取控制措施（如大氣法）。目前新上火電機(jī)組在環(huán)境影響報(bào)告書批復(fù)和部分地方政府頒布的排放標(biāo)準(zhǔn)中，要求裝設(shè)煙氣脫氮裝置?？梢灶A(yù)見，煙氣脫硝必將成為我國火電廠煙氣凈化繼煙氣脫硫后又一個爆發(fā)式的發(fā)展階段。

圖1為部分國家單位發(fā)電量NOx排放情況對比結(jié)果，看出世界主要發(fā)達(dá)國家如美國、日本、英國、德國等，其單位發(fā)電量NOx排放水平從1985年到1999年都有大幅降低，我國單位發(fā)電量NOx排放水平從2000年到2007年也有降低，可是與上述國家相比，我國2007年單位發(fā)電量NOx排放水平仍然高于上述國家1999年的單位發(fā)電量NOx排放水平，更高于上述國家同時期的單位發(fā)電量NOx排放水平。

3.2策略探討

目前國內(nèi)外電站鍋爐控制NOx技術(shù)主要有2種：一是控制生成，主要在燃燒過程中通過各種技術(shù)手段改變煤的燃燒條件，從而減少NOx的生成量，如低NOx燃燒技術(shù)；二是生成后的轉(zhuǎn)化，主要是將已經(jīng)生成的NOx通過技術(shù)手段從煙氣中脫除掉，如選擇性催化還原法（SCR）、選擇性非催化還原法（SNCR）等。后一種投資巨大，運(yùn)行成本高，而且目前核心技術(shù)仍然掌握在少數(shù)發(fā)達(dá)國家手中，如SCR技術(shù)采用的催化劑基本依靠進(jìn)口。因此，我國NOx的控制原則應(yīng)綜合考慮企業(yè)的經(jīng)濟(jì)實(shí)力和發(fā)展水平，借鑒發(fā)達(dá)國家的先進(jìn)經(jīng)驗(yàn)。首先進(jìn)行一次脫硝，采用各種低NOx燃燒技術(shù)，減少煤燃燒過程中NOx的生成；然后進(jìn)行煙氣脫硝，如SCR技術(shù)、SNCR技術(shù)等，以降低投資和運(yùn)行成本［1］。在發(fā)展煙氣脫硝技術(shù)時，推進(jìn)各種煙氣脫硝技術(shù)的中、外合作，最終實(shí)現(xiàn)煙氣脫硝技術(shù)的國產(chǎn)化，建立我國煙氣脫硝工程標(biāo)準(zhǔn)體系。圖2為我國NOx控制原則。

3.3建議

（1）堅(jiān)持低NOx燃燒控制原則。低NOx燃燒控制的優(yōu)點(diǎn)是技術(shù)成熟，投資和運(yùn)行成本低，考慮我國技術(shù)經(jīng)濟(jì)發(fā)展水平和電力企業(yè)的承受能力，應(yīng)繼續(xù)采用各種低NOx燃燒技術(shù)，如目前廣泛應(yīng)用的深度空氣分級燃燒技術(shù)、三級分級燃燒技術(shù)等；在新建機(jī)組上采用低NOx燃燒技術(shù)，對老機(jī)組進(jìn)行低NOx燃燒技術(shù)改造?？煽刂芅Ox排放濃度在300~350mg/m3。

（2）開發(fā)我國自主知識產(chǎn)權(quán)的煙氣脫硝技術(shù)。吸取我國脫硫產(chǎn)業(yè)發(fā)展過程中的經(jīng)驗(yàn)和教訓(xùn)，避免脫硫產(chǎn)業(yè)化過程中的彎路，通過示范工程，引進(jìn)、消化國外技術(shù)，培育出掌握先進(jìn)煙氣脫硝技術(shù)、具有市場競爭能力的工程公司，為啟動國內(nèi)脫硝市場創(chuàng)造條件；在完成示范工程后，可以取得煙氣脫硝的技術(shù)指標(biāo)，如參數(shù)選取、機(jī)組匹配和技術(shù)選擇方法等，建立我國

的煙氣脫硝工程標(biāo)準(zhǔn)體系。

（3）NOx排放標(biāo)準(zhǔn)的制定要科學(xué)合理。排放標(biāo)準(zhǔn)的制定應(yīng)根據(jù)我國不同地區(qū)的地理位置、經(jīng)濟(jì)發(fā)展水平等，要有針對性，避免一刀切。

（4）制定完善的法律、政策、標(biāo)準(zhǔn)體系。依靠完善的法制體系，讓企業(yè)主動承擔(dān)社會責(zé)任，選擇適合自己的脫硝技術(shù)，而不應(yīng)采用過多的行政手段干預(yù)企業(yè)的生產(chǎn)，甚至指定某種脫硝技術(shù)；目前新建機(jī)組實(shí)施煙氣脫硝大多是為有利新建項(xiàng)目的批復(fù)或者是爭取示范項(xiàng)目和重點(diǎn)項(xiàng)目的改造。

（5）及時出臺科學(xué)合理的脫硝電價政策。加裝煙氣脫硝裝置（如SCR裝置），可是投資運(yùn)行成本昂貴，國家應(yīng)及時出臺科學(xué)合理的脫硝電價政策，針對不同的煙氣脫硝技術(shù)，制定合理的脫硝電價，充分調(diào)動電力企業(yè)治理NOx排放的積極性。

4 結(jié)語

（1）脫硫產(chǎn)業(yè)近年在我國呈現(xiàn)出爆炸式發(fā)展，取得了顯著的成績，同時也暴露出一些問題，如脫硫技術(shù)自主創(chuàng)新能力較低、部分脫硫系統(tǒng)的工程質(zhì)量及運(yùn)行效果不甚理想、GGH堵塞，對脫硫市場的監(jiān)管和脫硫設(shè)施運(yùn)行需要進(jìn)一步加強(qiáng)監(jiān)管。

（2）我國的NOx控制應(yīng)堅(jiān)持先一次脫硝再煙氣脫硝的原則，以降低投資和運(yùn)行成本。

（3）我國的NOx控制應(yīng)吸取脫硫產(chǎn)業(yè)發(fā)展過程中的經(jīng)驗(yàn)和教訓(xùn)，開發(fā)我國自主知識產(chǎn)權(quán)的煙氣脫硝技術(shù)，并制定科學(xué)合理的NOx排放標(biāo)準(zhǔn)和完善的法律、政策體系，及時出臺科學(xué)合理的脫硝電價政策，調(diào)動電力企業(yè)治理NOx排放的積極性。

參考文獻(xiàn)：

［1］孫克勤，鐘秦.火電廠煙氣脫硝技術(shù)及工程實(shí)例［M］.北京:化學(xué)工業(yè)出版社，

［2］曾庭華，楊華，廖永進(jìn)，等.濕法煙氣脫硫系統(tǒng)的調(diào)試、試驗(yàn)及運(yùn)行［M］.北京:中國電力出版社，2008.

［3］曾庭華，楊華，馬斌，等.濕法煙氣脫硫系統(tǒng)的安全性及優(yōu)化［M］.北京:中國電力出版社，2005.

［4］王志軒.火電廠煙氣脫硫：轉(zhuǎn)折與發(fā)展［C］//2007年全國電力行業(yè)脫硫脫硝技術(shù)協(xié)作網(wǎng)暨技術(shù)研討會論文集.武漢,

  使用微信“掃一掃”功能添加“谷騰環(huán)保網(wǎng)”