張 荀，柏 源，劉 濤，李忠華

(國電科學(xué)技術(shù)研究院，江蘇 南京 210031)

0 引言

“十二五”規(guī)劃將氮氧化物列入主要控制排放污染物，提出五年消減10%的減排目標。新的《火電廠大氣污染物排放標準》(GB13223-2011)對氮氧化物的排放提出了強制性的要求，并于2012年1月1日起正式實施[1]。更加嚴格的排放標準促使火電廠加大了煙氣脫硝的力度，火電脫硝已取代脫硫成為減排工作的重中之重。隨著2014年7月氮氧化物達標“大限”的臨近，脫硝電價補貼政策《關(guān)于擴大脫硝電價政策試點范圍有關(guān)問題的通知》和《關(guān)于調(diào)整可再生能源電價附加標準和環(huán)保電價有關(guān)事項的通知》相繼出臺[2-3]，進一步刺激脫硝市場的快速發(fā)展，脫硝行業(yè)進入黃金發(fā)展時期。按照2011年電監(jiān)會《關(guān)于脫硝電價政策的研究和建議》公布的脫硝裝置成本均價110元/kW推算，“十二五”期間脫硝工程市場規(guī)模約為1000億元。2012-2014年我國脫硝市場將持續(xù)爆發(fā)式增長，到2014年市場的需求總量將出現(xiàn)下滑，2015年以后，電力脫硝市場需求將以新建機組為主。預(yù)計到“十三五”期間，脫硝市場需求約275億元[4]。

火電廠大規(guī)模的脫硝工程建設(shè)及其產(chǎn)業(yè)化的實施，需要綜合考慮脫硝技術(shù)的選擇性、氮氧化物控制排放標準、材料供應(yīng)余力、氨在線監(jiān)測、廢棄催化劑處置等因素，研究確定適合具體電廠氮氧化物控制技術(shù)選擇的對策，避免出現(xiàn)“十一五”脫硫產(chǎn)業(yè)化中出現(xiàn)的脫硫市場低價惡性競爭、實際運行工況高于設(shè)計值、工期不合理等一系列問題，對推動我國脫硝產(chǎn)業(yè)化有序發(fā)展具有重要意義。

1 脫硝產(chǎn)業(yè)化面臨的問題[5]

1.1 脫硝經(jīng)濟政策及技術(shù)方面

(1)脫硝經(jīng)濟政策。2013年8月27日，國家發(fā)改委下放了《關(guān)于調(diào)整可再生能源電價附加標準和環(huán)保電價有關(guān)事項的通知》(發(fā)改價格[2013]1651號)，將火電企業(yè)脫硝電價補償提高。雖然脫硝電價補貼上調(diào)，600MW及1000MW級的機組脫硝基本能彌補虧損，甚至略有盈余，不過300MW及以下機組脫硝電價仍不能覆蓋成本。這部分補貼將通過電煤價格下降騰出的電價空間來解決資金來源，這或?qū)⒓涌旎痣娚暇W(wǎng)電價下調(diào)步伐。

(2)火電廠煙氣脫硝產(chǎn)業(yè)標準化工作滯后。火電廠煙氣脫硝產(chǎn)業(yè)化標準體系建設(shè)滯后，缺乏符合我國國情的國家層面統(tǒng)一的技術(shù)標準體系；產(chǎn)品檢測、認證、評估體系不健全，標準與標準、標準與政策之間難以協(xié)同和統(tǒng)一，不利于脫硝產(chǎn)業(yè)的健康發(fā)展。

(3)脫硝核心技術(shù)的自主化尚待提高。目前，我國引進的脫硝技術(shù)大多側(cè)重于技術(shù)應(yīng)用層面，技術(shù)主導(dǎo)者依然是外方，對核心技術(shù)的消化吸收和再創(chuàng)新能力明顯不足，自主知識產(chǎn)權(quán)還很缺乏。脫硝引進技術(shù)對我國火電廠燃煤特點、煤種變化、負荷變化等復(fù)雜多變工況的適應(yīng)性尚待提高。

1.2 材料供應(yīng)余力問題

脫硝產(chǎn)業(yè)化原材料供應(yīng)主要是催化劑、鈦白粉、液氨的生產(chǎn)能力。當前在催化劑生產(chǎn)、使用存在的問題是制約煙氣脫硝工程的主要瓶頸之一。根據(jù)《技術(shù)政策編制說明》提示，催化劑價格昂貴，約4.2～5萬元/m3，一臺600MW的燃煤機組，需要600m3左右的催化劑，約占整個脫硝工程造價的40%左右。此外，催化劑的使用壽命較短，一般3年左右就需要更換，更換后催化劑的再生技術(shù)尚需探索，一臺600MW機組每年更換催化劑費用600～1000萬元。這些SCR/SNCR主要生產(chǎn)技術(shù)和原料若不被我國自主控制和掌握，在實施火電廠氮氧化物控制過程中必將嚴重阻礙我國煙氣脫硝產(chǎn)業(yè)的健康穩(wěn)定的發(fā)展。

1.3 技術(shù)吸收及流場數(shù)值模擬

SCR系統(tǒng)設(shè)計性能的優(yōu)劣在很大程度上還取決于SCR催化劑供應(yīng)商提供的催化劑和流場公司對流場的計算與優(yōu)化。我國SCR脫硝工程大多采用技術(shù)引進或者項目合作的方式，其中項目合作的方式外方對技術(shù)有所保留，無法掌握SCR脫硝的關(guān)鍵技術(shù)；技術(shù)引進方式則可以相對較為徹底的轉(zhuǎn)讓SCR脫硝技術(shù)。但是即使是技術(shù)引進，引進的只是工藝系統(tǒng)設(shè)計技術(shù)。在工程實施過程中，發(fā)現(xiàn)由于脫硝催化劑的選型、設(shè)計、布置只能由脫硝催化劑廠商提供，如果提供的催化劑存在缺陷會使得運行結(jié)果低于設(shè)計值，承包商承擔更大的風險。

對于流場設(shè)計，如果流場設(shè)計不合理會造成到達催化劑表面的氣流、溫度和氨氮比分布不均，使得系統(tǒng)運行結(jié)果低于預(yù)期值，并在某些區(qū)域造成積灰、堵塞，壓降上升。國內(nèi)SCR工程招標中，均要求提供計算流體動力學(xué)(CFD)流場模擬和物理流動模型的試驗結(jié)果和優(yōu)化方案。根據(jù)火電廠環(huán)境保護評價情況來看，多數(shù)電廠對流場模擬不夠重視。國內(nèi)目前還沒有SCR脫硝流場設(shè)計公司，同時SCR的流場計算軟件和化學(xué)反應(yīng)模擬軟件的核心技術(shù)都還要依靠國外，SCR的系統(tǒng)布置和關(guān)鍵設(shè)備需要國外流場模擬公司進行支撐，這樣不僅影響SCR脫硝工程的進度，而且工程質(zhì)量得不到保證。

1.4 氮氧化物及氨在線監(jiān)測技術(shù)問題

SCR氮氧化物控制技術(shù)相對成熟，但氮氧化物及氨在線監(jiān)測技術(shù)尚存在問題。

1.4.1 氮氧化物在線監(jiān)測

現(xiàn)有的在線分析儀表NO/O2，部分電廠采取負壓抽取稀釋測量方法，其主要問題是：

(1)脫硝原煙氣進口取樣管道管線較長、彎頭多，風機抽取的濕煙氣攜帶飛灰量高，在抽取管道內(nèi)冷卻后易積灰堵塞管道，另外由于管線較長，管道前端抽氣流速較高，管壁容易磨漏，進而漏風造成儀表測量不準。進出口NO/O2不準不利于根據(jù)脫硝裝置實際情況控制氨的噴入量。

(2)煙氣取樣系統(tǒng)雖有濾網(wǎng)，但由于煙氣含塵量高積灰難以避免，鍋爐短時正壓會造成飛灰進入稀釋風管道，由于各稀釋風支管進入煙道時為垂直向上管道，稀釋風風速不足以攜帶飛灰返回煙道，長時間積累后形成積灰。

1.4.2 氨氣在線監(jiān)測

目前為止市場上還沒有一種現(xiàn)場運行穩(wěn)定、價格適宜的在線氨氣檢測儀的產(chǎn)品。國內(nèi)部分工程項目氨逃逸濃度采用比色法測量，效果不理想。國外均采用化學(xué)取樣吸收，再分析吸收溶液反算煙氣中的氨濃度。如果氨在飛灰中的沉積是由于積累的長期的低濃度的氨逃逸引起，監(jiān)視飛灰中的銨離子濃度比較穩(wěn)妥，但系統(tǒng)的啟停多、氨逃逸濃度變化大，則需要使用實時的氨氣檢測。氨氣不能快速有效的在線監(jiān)測對火電廠的安全生產(chǎn)和精細化管理都造成一定的影響。

此外氮氧化物的監(jiān)管也存在尚待解決的問題，如NOx的生成與鍋爐爐型，燃煤煤種揮發(fā)份、燃燒過程中溫度和氧量諸多因素相關(guān)。環(huán)保部門在進行總量監(jiān)管時就必須靠在線監(jiān)測來統(tǒng)計排放量，而按照物料衡算法將會產(chǎn)生不小的偏差。

1.5 廢棄催化劑處置問題

根據(jù)國外經(jīng)驗，一般在催化劑在初裝6年后，需要將其中一層催化劑更換，再隔3年后需要將另一層更換。在此之后，催化劑需要每隔3年更換其中的一層。從容量分析，在“十二五”末開始每年需要處理的廢催化劑的能力將達到4～6萬m3。由于二氧化鈦有一定毒性，且催化劑中含有重金屬，所以這些廢棄催化劑如何有效處置也是值得關(guān)注的問題。目前國內(nèi)尚未出臺專門的催化劑管理辦法，只能參照《固體廢棄物處理辦法》處理。按照固體廢棄物管理，含有重金屬的催化劑屬于有毒固體廢棄物，其處置難度較大。如果掩埋，填埋場必須采用防滲漏、防重金屬遷移的技術(shù)處理。在未出臺專項催化劑管理辦法時，只能靠設(shè)立一定數(shù)量的失效催化劑處置場所，避免因處置不當造成對環(huán)境的二次污染。

2 火電廠氮氧化物控制對策

根據(jù)脫硝技術(shù)的發(fā)展現(xiàn)狀和火電廠工程運用的實際情況，要實現(xiàn)新的氮氧化物排放要求，就需要將現(xiàn)有的成熟低氮燃燒、SCR、SNCR控制技術(shù)融合，并加以推廣，同時盡快研發(fā)出有潛力有前景的脫硫脫硝脫汞多污染物協(xié)同控制技術(shù)、低溫SCR技術(shù)并盡早開展工程示范，取得成熟經(jīng)驗后加以推廣。

煙氣脫硝技術(shù)路線的選擇與確定，是煙氣脫硝產(chǎn)業(yè)化健康發(fā)展的基礎(chǔ)和關(guān)鍵。不同機組應(yīng)因地制宜選取最優(yōu)工藝，控制對策如下[6-7]：

(1)應(yīng)優(yōu)先采用低氮燃燒技術(shù)，最大限度地減少鍋爐燃燒過程中氮氧化物的生成。新建機組需同步采用低NOx燃燒技術(shù)；現(xiàn)役機組進行低NOx燃燒技術(shù)改造。

(2)對于采用低NOx燃燒技術(shù)后仍不能達標排放的燃無煙煤、貧煤(揮發(fā)分較低)的發(fā)電機組(包括新建和現(xiàn)役發(fā)電機組)，宜采用選擇性催化還原煙氣脫硝技術(shù)；不具備安裝SCR裝置條件的，應(yīng)考慮選擇性非催化還原法(SNCR)工藝或SCR/SNCR聯(lián)合脫硝工藝。

(3)對于采用低NOx燃燒技術(shù)后仍不能達標排放或位于敏感地區(qū)的燃煙煤、褐煤的發(fā)電機組，如需安裝煙氣脫硝裝置，宜首選SCR工藝。

(4)新建燃煤電廠，根據(jù)環(huán)境影響報告書批復(fù)要求建設(shè)煙氣脫硝裝置，應(yīng)首選SCR工藝。

(5)應(yīng)鼓勵和推進火電廠脫硫、脫硝、除塵多污染物系統(tǒng)控制技術(shù)的研究開發(fā)和工程示范工作。

(6)加大脫硝催化劑的國產(chǎn)化研究，重視催化劑再生和廢棄催化劑處置工作，預(yù)防二次污染。

3 結(jié)語

(1)遵循“系統(tǒng)性、開放性、一致性、協(xié)調(diào)性”原則，建立和完善適合我國國情的火電廠脫硝標準體系，建立健全檢測、認證和評估體系，推動脫硝技術(shù)研發(fā)和產(chǎn)業(yè)發(fā)展。

(2)按照依法節(jié)能減排和科學(xué)節(jié)能減排的要求，合理規(guī)劃火電廠煙氣脫硝產(chǎn)業(yè)化發(fā)展；加快脫硝國產(chǎn)化進程，包括脫硝技術(shù)開發(fā)、催化劑生產(chǎn)和流場研究的國產(chǎn)化；進一步規(guī)范和整頓脫硝市場，建立市場準入制度、建議建立國家鼓勵的脫硝工藝設(shè)備名錄制度，引導(dǎo)脫硝產(chǎn)業(yè)和技術(shù)的良性發(fā)展。

(3)新的脫硝、除塵電價補貼政策出臺后，火電環(huán)保電價體系已經(jīng)基本成型，國家將出臺更加嚴格的環(huán)保電價考核管理辦法。脫硝、除塵設(shè)施改造后應(yīng)及時進行環(huán)保驗收，確保已經(jīng)建成投運的裝置能夠享受電價補貼；盡早出臺合理、高效的脫硝和除塵考核辦法。

(4)盡快開展脫硝工程后評估工作。對已投運的煙氣脫硝工程進行技術(shù)后評估，開展脫硝系統(tǒng)關(guān)鍵設(shè)備綜合研究和評級工作，對脫硝系統(tǒng)投資和運行成本等關(guān)鍵經(jīng)濟指標進行評估。通過后評估，總結(jié)經(jīng)驗教訓(xùn)以對今后建設(shè)的煙氣脫硝工程起到借鑒和指導(dǎo)作用。

[1]GB13223-2011,火電廠大氣污染物排放標準[S].

[2]國家發(fā)展改革委.國家發(fā)展改革委關(guān)于擴大脫硝電價政策試點范圍有關(guān)問題的通知[EB/OL].http://www.sdpc.gov.cn/zcfb/zcfbtz/2012tz/t20130110_522704.htm.

[3]國家發(fā)展改革委.國家發(fā)展改革委關(guān)于調(diào)整可再生能源電價附加標準與環(huán)保電價有關(guān)事項的通知[EB/OL].http://www.sdpc.gov.cn/zcfb/zcfbtz/2013tz/t20130830_556008.htm.

[4]中國環(huán)境保護產(chǎn)業(yè)協(xié)會脫硫脫硝委員會.我國脫硫脫硝行業(yè)2012年發(fā)展綜述[J].中國環(huán)保產(chǎn)業(yè),2013,(7):8-20.

[5]劉建民,薛建明,王小明,等.火電廠氮氧化物控制技術(shù)[M].北京:中國電力出版社,2012.

[6]王志軒.我國燃煤電廠煙氣脫硝產(chǎn)業(yè)化發(fā)展的思考[J].中國電力,2009,42(1):1-5.

[7]沈魯鋒,薛建明,劉 濤,等.燃煤電廠應(yīng)對新標準的氮氧化物控制策略研究[J].電力科技與環(huán)保,2012,28(1):15-18.