0 引言
    我國(guó)在酸雨控制區(qū)對(duì)SO2 排放開(kāi)展了全面控制 工作，2003 年國(guó)家規(guī)定新建火電廠必須配套安裝脫 硫設(shè)備，我國(guó)的脫硫產(chǎn)業(yè)呈現(xiàn)出爆發(fā)式的發(fā)展勢(shì)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(gè)標(biāo)志年，全國(guó)SO2 排放量在2006 年達(dá)到歷史新 高后，開(kāi)始逐年下降?？墒荖Ox 排放總量的快速增 長(zhǎng)及其大氣濃度和氧化性的提高有可能抵消對(duì)SO2 的控制效果，使酸雨的惡化趨勢(shì)得不到根本控制。研究表明，HNO3 對(duì)酸雨的影響呈增長(zhǎng)之勢(shì)， 降水中 NO3 -/SO4 2-摩爾比值在全國(guó)范圍內(nèi)逐漸增加^［1］。我國(guó) 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(wèn)題， 對(duì)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(guó)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(guó)電力行業(yè)的發(fā)展
    1973 年我國(guó)環(huán)保機(jī)構(gòu)正式成立，火電廠的煙氣 脫硫工作開(kāi)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(kāi)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125 MW 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(guó)開(kāi)始引進(jìn)國(guó)外煙氣脫硫技術(shù)對(duì)火電廠SO2 進(jìn) 行控制。直到目前我國(guó)40%以上的燃煤機(jī)組投運(yùn) 了脫硫裝置，已超過(guò)發(fā)達(dá)國(guó)家（如美國(guó)）30%的脫 硫比例^［4］。
    縱觀脫硫技術(shù)及脫硫產(chǎn)業(yè)在我國(guó)火電廠的發(fā) 展，可概括為3 個(gè)階段：（1）1992—2002 年為“冷態(tài)” 階段。國(guó)家對(duì)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(guó)外 引進(jìn)，設(shè)備國(guó)產(chǎn)化程度低，國(guó)內(nèi)專門從事脫硫的公司 寥寥無(wú)幾。（2）2002—2007 年為“熱態(tài)”階段。是我國(guó)火電廠煙氣脫硫產(chǎn)業(yè)發(fā)展的“爆炸式”階段，首先國(guó) 家對(duì)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(tái)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(guó)內(nèi)的脫硫公司也發(fā) 展到200 多家，基本采用與國(guó)外合作的技術(shù)模式，國(guó) 內(nèi)脫硫公司總承包，國(guó)外提供技術(shù)支持，國(guó)產(chǎn)化設(shè)備占的比重越來(lái)越高；此階段，適應(yīng)我國(guó)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(guò)“熱態(tài)”階段的“爆炸式”發(fā)展，脫硫公司經(jīng) 過(guò)優(yōu)勝劣汰，很多脫硫公司離開(kāi)了脫硫市場(chǎng)，而且國(guó)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(lái)的工作就是新建機(jī)組煙氣 脫硫裝置；由于脫硫裝置的國(guó)產(chǎn)化程度越來(lái)越高，部分脫硫公司擁有自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)， 脫硫工程造價(jià)大幅 度下降。
    2 脫硫產(chǎn)業(yè)存在的問(wèn)題
    我國(guó)的脫硫產(chǎn)業(yè)經(jīng)過(guò)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(guó)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(guò)程為“冷態(tài)”、“溫態(tài)”到“熱態(tài)”階段，因此我國(guó)脫 硫產(chǎn)業(yè)的發(fā)展過(guò)程與常規(guī)發(fā)展過(guò)程有所不同， 取得 成績(jī)的同時(shí)也暴露出了一些問(wèn)題。
    （1）脫硫技術(shù)自主創(chuàng)新能力仍然較低。2002— 2007年，我國(guó)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(guó)專門從事脫硫公司一度發(fā)展到200 多家^［4］?？墒谴?多數(shù)脫硫公司在引進(jìn)技術(shù)的同時(shí)忽視消化吸收， 不重視二次開(kāi)發(fā)和創(chuàng)新， 難以對(duì)系統(tǒng)進(jìn)行優(yōu)化設(shè) 計(jì)，并存在一種技術(shù)被國(guó)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(duì)國(guó)外技術(shù)和設(shè)備依賴 度較高， 沒(méi)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(guò)設(shè)計(jì)值， 造成小馬拉大車等先天 不足問(wèn)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-Gas Heater，煙氣換熱器）堵塞問(wèn) 題。我國(guó)最早的石灰石-石膏濕法脫硫技術(shù)主要從 德國(guó)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(shí)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(wèn)題， 尤其對(duì)多臺(tái)機(jī)組共用1 根煙囪 的在役機(jī)組，無(wú)需對(duì)煙囪進(jìn)行專門防腐，有利于脫硫 工程的順利開(kāi)展。可是從近年濕法脫硫工程實(shí)踐看， GGH的設(shè)置存在很大問(wèn)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(duì)脫硫市場(chǎng)的監(jiān)管急需加強(qiáng)。我國(guó)脫硫市場(chǎng) 的準(zhǔn)入門檻低，對(duì)脫硫公司資質(zhì)、人才、業(yè)績(jī)、融資能 力等方面無(wú)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(gè)行業(yè)，沒(méi)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(guò)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(jià)及脫硫設(shè)施運(yùn)行管理辦法（試行）》已經(jīng) 出臺(tái)，對(duì)于加裝脫硫的火電機(jī)組也給予電價(jià)補(bǔ)貼，可是由于各地經(jīng)濟(jì)發(fā)展不平衡， 脫硫電價(jià)受到標(biāo)桿電 價(jià)的制約，對(duì)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(jià)非常困難， 部分老電廠的脫硫電價(jià)政策沒(méi)
有及時(shí)到位；地方環(huán)保部門執(zhí)法不嚴(yán)，對(duì)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(guó)NOx 控制策略
    3.1 現(xiàn)狀及排放水平
    目前我國(guó)沒(méi)有出臺(tái)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(guó)家標(biāo)準(zhǔn)除對(duì)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(shí)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(guó)家鼓勵(lì)企業(yè)對(duì)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。可以預(yù)見(jiàn)，煙氣脫硝必將成為我國(guó)火電廠煙氣凈化繼煙氣脫硫后又一個(gè)爆發(fā)式的發(fā)展 階段。
    圖1 為部分國(guó)家單位發(fā)電量NOx 排放情況對(duì) 比結(jié)果，看出世界主要發(fā)達(dá)國(guó)家如美國(guó)、日本、英國(guó)、 德國(guó)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(guó)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(guó)家 相比， 我國(guó)2007 年單位發(fā)電量NOx 排放水平仍然 高于上述國(guó)家1999 年的單位發(fā)電量NOx 排放水 平，更高于上述國(guó)家同時(shí)期的單位發(fā)電量NOx 排放 水平。

    3.2 策略探討
    目前國(guó)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(guò)程中通過(guò)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(guò)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(guó)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(guó)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(guó)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(guò)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(shí)，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(guó)產(chǎn)化，建立 我國(guó)煙氣脫硝工程標(biāo)準(zhǔn)體系。圖2 為我國(guó)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(guó)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(jí)燃燒技術(shù)、三級(jí)分級(jí)燃燒技術(shù)等；在 新建機(jī)組上采用低NOx 燃燒技術(shù)，對(duì)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~ 350 mg/m3。
    （2）開(kāi)發(fā)我國(guó)自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)的煙氣脫硝技術(shù)。吸取我國(guó)脫硫產(chǎn)業(yè)發(fā)展過(guò)程中的經(jīng)驗(yàn)和教訓(xùn)，避免脫硫產(chǎn)業(yè)化過(guò)程中的彎路，通過(guò)示范工程，引進(jìn)、消化國(guó)外技術(shù)，培育出掌握先進(jìn)煙氣脫硝技術(shù)、具有市場(chǎng) 競(jìng)爭(zhēng)能力的工程公司，為啟動(dòng)國(guó)內(nèi)脫硝市場(chǎng)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(guó)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(guó)不同地區(qū)的地理位置、經(jīng)濟(jì)發(fā)展 水平等，要有針對(duì)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(dòng)承擔(dān)社會(huì)責(zé)任，選擇適合自 己的脫硝技術(shù)，而不應(yīng)采用過(guò)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(zhēng) 取示范項(xiàng)目和重點(diǎn)項(xiàng)目的改造。
    （5）及時(shí)出臺(tái)科學(xué)合理的脫硝電價(jià)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(guó)家應(yīng)及時(shí)出臺(tái)科學(xué)合理的脫硝電價(jià)政策，針對(duì)不同的煙氣脫硝技術(shù)，制定合理的脫硝電價(jià)，充分調(diào) 動(dòng)電力企業(yè)治理NOx 排放的積極性。
    4 結(jié)語(yǔ)
    （1）脫硫產(chǎn)業(yè)近年在我國(guó)呈現(xiàn)出爆炸式發(fā)展，取 得了顯著的成績(jī)，同時(shí)也暴露出一些問(wèn)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(duì)脫硫市場(chǎng)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(guó)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(guó)的NOx 控制應(yīng)吸取脫硫產(chǎn)業(yè)發(fā)展過(guò)程 中的經(jīng)驗(yàn)和教訓(xùn)，開(kāi)發(fā)我國(guó)自主知識(shí)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(shí)出臺(tái)科學(xué)合理的脫硝電價(jià)政策， 調(diào)動(dòng)電力企業(yè)治理NOx 排放的積極性。
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