明晟環(huán)保：從脫硫產業(yè)的發(fā)展談我國NOx控制策略

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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 硫設備，我國的產業(yè)呈現出爆發(fā)式的發(fā)展勢頭， 截止到2007 年底，煙氣組占燃煤機組的比例 上升至40%以上，2007 年成為SO2 排放控制史上的 一個標志年，全國SO2 排放量在2006 年達到歷史新 高后，開始逐年下降。可是NOx 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 -/SO4 2-摩爾比值在全國范圍內逐漸增加。我國 NOx 排放量和大氣NOx 濃度的快速增加， 使大氣污 染的性質發(fā)生根本性變化，大氣氧化性增加，導致城 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) 境構成巨大威脅，NOx 控制任務非常艱巨。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)境質量的 改善和電力行業(yè)的可持續(xù)發(fā)。

1 產業(yè)在我國電力行業(yè)的脫硫   

 1973 年我國環(huán)保機構正式成立，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 制試驗也正式進入開發(fā)研究階段， 可是局限于小 煙氣量的試驗或規(guī)模較小的工業(yè)鍋爐上，在125 MW 以上的大型電站鍋爐應用很少。重慶華能珞璜 電廠采用石灰石-石膏法進行煙氣脫硫，標志著 我國開始引進國外煙氣脫硫技術對火電廠SO2 進 行控制。直到目前我國40%以上的燃煤機組投運 了脫硫裝置，已超過發(fā)達國家（如美國）30%的脫 硫比例。
    縱觀脫硫技術及脫硫產業(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， 技術全部國外 引進，設備國產化程度低，國內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 火電廠煙氣脫硫產業(yè)發(fā)展的“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)及標準陸續(xù)出臺和修訂，包括一些強制性政策，如 《排污費征收使用管理條例》， 國內的脫硫公司也發(fā) 展到200 多家，基本采用與國外合作的技術模式，國 內脫硫公司總承包，國外提供技術支持，國產化設備 占的比重越來越高；此階段，適應我國火電機組不同 情況的煙氣脫硫技術得到全面發(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、旋轉噴霧干燥法、爐內噴鈣尾部煙氣增濕活化法、活性焦吸附法、電子束法、氨法脫硫等煙氣脫硫工 藝；從投運的情況看，石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工 藝技術是主流，占90％以上。（3）2007 年后為“溫態(tài)” 階段。經過“熱態(tài)”階段的“式”發(fā)展，脫硫公司經過優(yōu)勝劣汰，很多脫硫公司離開了脫硫市場，而且國 內許多省份（如廣東）已經完成了在役機組加裝煙氣脫硫裝置的任務， 接下來的工作就是新建機組煙氣脫硫裝置；由于脫硫裝置的國產化程度越來越高，部分脫硫公司擁有自主知識產權， 脫硫工程造價大幅度下降。
    2脫硫產業(yè)存在的問題
    我國的脫硫產業(yè)經過30 多年努力探索，前后經 歷了自主創(chuàng)新技術試驗階段、與國外合作技術試驗 示范試點階段以及引進技術吸收創(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）脫硫技術自主創(chuàng)新能力仍然較低。2002—2007年，我國的脫硫產業(yè)呈現出式發(fā)展，可由于監(jiān)管不到位，脫硫行業(yè)的準入門檻低，致使我國 專門從事脫硫公司一度發(fā)展到200 多家［4］?？墒谴蠖鄶得摿蚬驹谝M技術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)進行優(yōu)化設 計，并存在一種技術被國內多家脫硫公司引進的 情況。
    （2）部分脫硫系統(tǒng)難以高效運行，工程質量及運行效果不甚理想。目前已建成投產的煙氣脫硫設施實際投運率低，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和設備依賴度較高，沒有完全掌握工藝技術，系統(tǒng)設計先天不足，幾乎所有的電廠不能保證燃用設計煤種，實際燃用煤中含硫遠超過設計值， 造成小馬拉大車等先天不足問題； 另外由于設備質量等原因也影響了系統(tǒng) 的正常運行。
    （3）GGH（Gas-Gas Heater，煙氣換熱器）堵塞問題。我國最早的石灰石-石膏濕法脫硫技術主要從德國和日本引進，在2005 年發(fā)布的《火電廠煙氣脫 硫工程技術規(guī)范（石灰石/石灰-石膏法）》中也規(guī)定： “現有機組在安裝脫硫裝置時應配置煙氣換熱器”。 因此目前投運的脫硫裝置90%以上都設置了GGH。 設置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， 尤其對多臺機組共用1 根煙囪 的在役機組，無需對煙囪進行專門防腐，有利于脫硫 工程的順利開展。可是從近年濕法脫硫工程實踐看， GGH 的設置存在很大問題，不僅增加了系統(tǒng)的投資 和運行電耗，堵塞嚴重，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。我國脫硫市場的準入門檻低，對脫硫公司資質、人才、業(yè)績、融資能 力等方面無明確規(guī)定， 相關管理規(guī)定和技術規(guī)范出 自電力、環(huán)保、機械等多個行業(yè)，沒有形式統(tǒng)一的標 準體系， 致使一些脫硫公司承建的煙氣脫硫工程質 量不過關［4］。
    （5）脫硫設施運行依法監(jiān)督不利。《燃煤發(fā)電機 組脫硫電價及脫硫設施運行管理辦法（試行）》已經 出臺，對于加裝脫硫的火電機組也給予電價補貼，可 是由于各地經濟發(fā)展不平衡， 脫硫電價受到標桿電價的制約，對經濟不發(fā)達的地區(qū)，現有電廠脫硫成本計入電價非常困難， 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，對脫硫設施日 常運行缺乏嚴格監(jiān)管， 部分電廠為獲得不應該得到 的經濟利益，故意停運脫硫設施。
    3 我國NOx 控制策略
    3.1 現狀及排放水平
    目前我國沒有出臺相關強制性政策要求火電廠必須安裝脫硝裝置，可是國家標準除對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 鍋爐須預留煙氣脫除氮氧化物裝置空間。很多地方政府也都根據當地的實際情況制定了地方標準（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）。目前新上火電機組在環(huán)境影響報告書批 復和部分地方政府頒布的排放標準中，要求裝設煙氣脫氮裝置?？梢灶A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 比結果，看出世界主要發(fā)達國家如美國、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。

（4）明晟環(huán)保氨法脫硫技術國際先進水平，真正實現超低排放，變廢為寶的目的。