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(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(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^［2］。重慶華能珞璜 電廠采用石灰石-石膏法進行煙氣脫硫^［3］，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^［4］。
    縱觀脫硫技術及脫硫產(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)， 技術全部國外 引進，設備國產(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(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模式，國 內(nèi)脫硫公司總承包，國外提供技術支持，國產(chǎn)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(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(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(chǎn)化程度越來越高，部分脫硫公司擁有自主知識產(chǎn)權， 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(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］。可是大 多數(shù)脫硫公司在引進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(nèi)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(zhì)量及運 行效果不甚理想。目前已建成投產(chǎn)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(zhì)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(xiàn)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(zhì)、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(zhì)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(jīng) 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(jīng)濟發(fā)展不平衡， 脫硫電價受到標桿電 價的制約，對經(jīng)濟不發(fā)達的地區(qū)，現(xiàn)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(jīng)濟利益，故意停運脫硫設施。
    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(jù)當?shù)氐膶嶋H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。

    3.2 策略探討
    目前國內(nèi)外電站鍋爐控制NOx 技術主要有2 種：一是控制生成，主要在燃燒過程中通過各種技術 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；二是生成后的轉化，主要是將 已經(jīng)生成的NOx 通過技術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，運行成本高，而且目前 核心技術仍然掌握在少數(shù)發(fā)達國家手中，如SCR 技 術采用的催化劑基本依靠進口。 因此，我國NOx 的控制原則應綜合考慮企業(yè)的 經(jīng)濟實力和發(fā)展水平，借鑒發(fā)達國家的先進經(jīng)驗。首 先進行一次脫硝，采用各種低NOx 燃燒技術，減少 煤燃燒過程中NOx 的生成；
然后進行煙氣脫硝，如 SCR 技術、SNCR 技術等，以降低投資和運行成本^［1］。 在發(fā)展煙氣脫硝技術時，推進各種煙氣脫硝技術的中、外合作，最終實現(xiàn)煙氣脫硝技術的國產(chǎn)化，建立 我國煙氣脫硝工程標準體系。圖2 為我國NOx 控制 原則。

    3.3 建議
    （1）堅持低NOx 燃燒控制原則。低NOx 燃燒控制的優(yōu)點是技術成熟，投資和運行成本低，考慮我 國技術經(jīng)濟發(fā)展水平和電力企業(yè)的承受能力，應繼續(xù)采用各種低NOx 燃燒技術，如目前廣泛應用的深 度空氣分級燃燒技術、三級分級燃燒技術等；在 新建機組上采用低NOx 燃燒技術，對老機組進行低 NOx 燃燒技術改造?？煽刂芅Ox 排放濃度在300~ 350 mg/m3。
    （2）開發(fā)我國自主知識產(chǎn)權的煙氣脫硝技術。吸取我國脫硫產(chǎn)業(yè)發(fā)展過程中的經(jīng)驗和教訓，避免脫硫產(chǎn)業(yè)化過程中的彎路，通過示范工程，引進、消化國外技術，培育出掌握先進煙氣脫硝技術、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指標， 如參數(shù)選取、機組匹配和技術選擇方法等，建立我國的煙氣脫硝工程標準體系。
    （3）NOx 排放標準的制定要科學合理。排放標準 的制定應根據(jù)我國不同地區(qū)的地理位置、經(jīng)濟發(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、標準體系。依靠完善 的法制體系，讓企業(yè)主動承擔社會責任，選擇適合自 己的脫硝技術，而不應采用過多的行政手段干預企業(yè)的生產(chǎn)，甚至指定某種脫硝技術；目前新建機組實 施煙氣脫硝大多是為有利新建項目的批復或者是爭 取示范項目和重點項目的改造。
    （5）及時出臺科學合理的脫硝電價政策。加裝煙 氣脫硝裝置（如SCR 裝置），可是投資運行成本昂 貴，國家應及時出臺科學合理的脫硝電價政策，針對不同的煙氣脫硝技術，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 術自主創(chuàng)新能力較低、部分脫硫系統(tǒng)的工程質(zhì)量及運行效果不甚理想、GGH 堵塞，對脫硫市場的監(jiān)管和 脫硫設施運行需要進一步加強監(jiān)管。
    （2）我國的NOx 控制應堅持先一次脫硝再煙氣 脫硝的原則，以降低投資和運行成本。
    （3）我國的NOx 控制應吸取脫硫產(chǎn)業(yè)發(fā)展過程 中的經(jīng)驗和教訓，開發(fā)我國自主知識產(chǎn)權的煙氣脫硝 技術，并制定科學合理的NOx 排放標準和完善的法律、政策體系，及時出臺科學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。
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