我国燃煤电厂烟气脱硝产业化发展的思考

—1—我国燃煤电厂烟气脱硝产业化发展的思考中电联王志轩引言2008年，在全球性金融危机大背景下，在历史罕见的大面积凝雪冰冻自然灾害和汶川特大地震影响下，在电煤价格持续高涨而电价联动不及时、不到位致使火电企业巨额亏损的情况下，我国电力行业以高度的政治责任感和使命感，圆满完成了奥运保电重大任务，有力支撑了国民经济的发展和调整。全年全国电源新增生产能力9202万kW，到年底的装机容量达到7.93亿kW，同比增长10.37%；全国全口径发电量3.45万亿kW•h，同比增长5.72%，增速比上年回落8.83个百分点。与此同时，节能减排也取得了显著成就，为全国节能减排目标的完成做出了决定性贡献。2008年，全国6000kW及以上电厂供电标准煤耗为345g/(kW•h)，比上年降低11g/(kW•h)；截至2008年底，全国火电厂烟气脱硫机组容量已达到3.63亿kW，占煤电机组容量的60%以上，比上年升高约10个百分点；全国二氧化硫排放量2321.2万t，比上年下降5.95%（国家环保部公布）,其中电力二氧化硫排放—2—量约1050万t，比上年下降了12.5%（中电联数据）。在二氧化硫控制取得巨大成就之时，随着燃煤发电量的快速增长，火电厂氮氧化物的排放对环境影响的比重逐步提高，如果不加以有效控制，我国在二氧化硫控制上取得的环境效果，将会被氮氧化物排放增长部分抵消。氮氧化物控制技术主要分优化燃烧技术和烟气脱硝技术，而烟气脱硝技术是解决氮氧化物排放的根本措施。研究烟气脱硝产业化的问题，就是要从产业发展的基本要求出发，通过总结烟气脱硫产业化过程中和脱硝产业化前期中出现的问题，提出脱硝产业化发展的指导思想，寻找符合中国国情的技术路线和配套相应的经济政策及管理制度，为控制火电厂氮氧化物排放提供坚实的技术支撑，促进电力工业的可持续发展。1我国烟气脱硝产业化发展现状1.1烟气脱硝产业化的主要内容烟气脱硝产业化属环保产业化的范畴，但环保产业化并没有明确定义，一般只是从不同目的、不同需求和不同角度去阐述和理解。从2001年5月国家经贸委等八部委《关于加快发展环保产业的意见》、2002年9月国家计委等三部委《关于印发推进城市污水、垃圾处理产业化发展意见的通知》、2005年12月《国—3—务院关于落实科学发展观加强环境保护的决定》以及2007年6月《国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知》等文件中理解，环保产业化的目的、原则和措施等方面的内容和要求可以归纳如下：环保产业化主要目的是促进环保设施的建设和运营达到经济有效、安全可靠、资源节约、综合利用；主要目标是促进环保设施的国产化、标准化（系统化、成套化）、现代化；推进环保产业化的原则是以法律为准绳、以市场为导向、以科技为先导、以效益为中心、以企业为主体；环保设施的建设上要做到规模化、集约化，统一开放、竞争有序；在运营上要推进社会化、专业化、市场化模式；在措施上要强化政策引导，依靠技术进步，培育规范市场，加强监督管理，加大环境执法力度，充分发挥行业协会等中介组织的作用。由以上要求可以分析出，烟气脱硝产业化是一项涉及体制、机制的系统工程。在体制上涉及政府（宏观经济部门、环境保护部门、财政、税收、质量、金融、电力监管机构等）、用户（电力企业）、供应方（脱硝公司、设备厂家、科研单位等）、行业组织（电力联合会、中介组织）等各部门；在机制上要做到法规强制与市场引导相结合。1.2烟气脱硝产业化发展的基本情况—4—由于我国还没有关于烟气脱硝产业化发展的专门规定，也没有在政府宏观指导下的系统性推进方式，在目前阶段产业化发展主要以烟气脱硝公司进行大量的前期准备和部分电力工程开展烟气脱硝建设为特征。从产业化发展的形式和内容看，具有一定脱硝能力和意愿的环保公司是推进产业发展的最活跃的力量，但从产业化发展的要素上看，进展是不平衡的。主要情况可从以下几个方面来观察：（1）从脱硝装置的建设情况看，截至2008年底，全国已有近2000万kW的脱硝机组投运，正在规划及在建的烟气脱硝机组已超过1亿kW。要求电厂建设烟气脱硝工程主要有两种情况，一是地方政府制定了比国家标准更为严格的氮氧化物排放标准或规划，二是新建机组在环境影响评价审批时被要求脱硝。我国《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223－2003）主要是以低氮氧化物燃烧技术作为排放限制确定的原则，同时规定新建火力发电锅炉需预留烟气脱除NOx装置空间，而如北京市《锅炉大气污染物排放标准》要求火电厂燃煤锅炉自2005年11月1日起，NOx的排放限值为250mg/m3；2007年修订后的标准进一步要求燃煤锅炉自2008年7月1日起，NOx排放限值降低为100mg/m3，大大严于国家排放标准；再如上海市实施的锅炉大气污染物排放标准和山东省实施的火电厂大气污染物排放标准也严于国家标准的—5—限值；还有广东省发改委2008年初印发了《关于做好全省火电机组脱硝工程建设的通知》，要求“新建火电机组要积极采取低氮燃烧技术，并同步建设烟气脱硫、脱硝装置”。同时，由于扩张或发展的需求，为使新建项目的环保审批能够容易通过，一些电力企业主动要求建设烟气脱硝装置的情况也时有发生。（2）从脱硝工艺的应用情况看，大部分机组采用SCR方法。与烟气脱硫的发展里程相似，火电厂烟气脱硝也是率先以美、日、德开始，通过对多种烟气脱硝技术工艺的开发和探索，在世界范围内逐步确立了以选择性催化还原法（SCR）为主、选择性非催化还原法（SNCR）次之的技术路线。早在1996年，德国的SCR装置容量就已达到3000万kW，日本为770万kW，美国200万kW。进入21世纪以来，烟气脱硝技术发展异常迅速，2002年，日本全国SCR装置达到2310万kW，增加了2倍；美国建成157套装置，总容量约1亿kW，增加了近50倍。美国2004年烟气脱硝机组1.5亿kW，其中SCR机组占66%左右。美国烟气脱硝机组占其煤电机组容量的45%左右，其比例已高于烟气脱硫的比例。我国自20世纪90年代在福建后石电厂单机600MW火电机组上率先建成了SCR烟气脱硝装置；我国第一家采用具有自主知识产权SCR核心技术设计建设的国华太仓发电有限公司7号机组（600MW）烟气脱硝工程于2006年1月20日成功投入运行，浙—6—江大唐乌沙山电厂（单机600MW）、河北三河电厂（单机300MW）、北京太阳宫燃气锅炉（单机350MW）、国电北仑（单机1000MW）等不同容量机组配用的SCR法烟气脱硝装置和广东瑞明电厂（单机125MW）、国华北京热电分公司（单机200MW）、江苏利港电厂（单机600MW）机组配用SNCR法烟气脱硝装置也已先后投入运行。截至2008年底，全国已投运的烟气脱硝机组约50多台共1957万kW，其中SCR机组占90.5%；全国已投运的烟气脱硝机组占煤电机组容量的3.4%。（3）从SCR烟气脱硝技术的设计及总承包能力上来看，基本能满足我国火电厂脱硝市场的需求。与烟气脱硫工艺不同，烟气脱硝SCR装置的核心即脱硝反应器一般安装于锅炉省煤器后、空预器前，这一特性使得锅炉厂商具有一定的技术优势；同时，烟气脱硝与烟气脱硫、除尘技术都是针对烟气中的污染物，而且相互之间有密切的相关性，而专业化的烟气处理尤其是在脱硫方面有丰富经验的公司开展烟气脱硝也具有得天独厚的条件。我国部分锅炉厂和国内10多家环保工程公司分别引进了美国B&W公司、德国鲁奇和FBE公司、日本三菱和日立公司、意大利TKC公司、丹麦托普索公司的烟气脱硝（SCR、SNCR）技术，承包建设的烟气脱硝机组已陆续投运约2000万kW。我国大型火电机组的烟气脱硝工程几乎均由国内锅炉厂或环保公司总承包建设。已有—7—30、60万kW及以上火电机组的烟气脱硝工程建设业绩。可以说世界上已有先进的、成熟的SCR、SNCR技术在我国火电厂已基本采用。国内承包商在必要的技术指导下，已经具备了大型火电厂烟气脱硝系统的设计、建造、调试运行能力，基本满足我国烟气脱硝市场的需求。（4）从烟气脱硝关键技术和设备国产化分析看，均取得了重要进展。从技术层面来看，除了个别环保工程公司开发了具有自主知识产权的核心技术外，绝大多数公司引进的是成熟先进的烟气脱硝技术，但是由于脱硝市场并未大规模开始，这些公司总体上仍处于对引进技术的熟悉、消化吸收和初步应用阶段。从催化剂生产来看，国内数家公司与国外公司通过成立合资公司或引进生产技术投资建厂生产脱硝催化剂，其生产能力已经能够满足国内市场的需要。从SCR关键设备上看，液氨还原剂系统可以做到国产化，但尿素系统的尿素水/热解系统还未掌握其技术；脱硝设备中的喷氨隔栅（AIG）、静态混合器等可以实现国产化，声波吹灰器、测量及控制仪器中的关键阀门与仪器仪表等一般仍需进口。（5）从烟气脱硝产业化的管理状况上看，政府部门高度重视，行业自律已经起步，部分规范开始制定。由于我国的烟气脱硝产业的发展是在烟气脱硫产业发展的基础上展开的，脱硫产业—8—化管理的经验为脱硝产业发展奠定了基础。国家环保产业管理部门和环保行政主管部门对烟气脱硝产业化发展非常重视，在吸收脱硫产业化管理经验的基础上，委托中电联或相关部门开展了烟气脱硝技术路线研究、技术经济政策研究、燃煤机组脱硝规划研究等。从行业管理来看，一是成立了全国电力行业脱硫脱硝技术协作网，定期发布《脱硫脱硝信息》，开展技术交流和专题研究，积极争取相关政策，开展相关技术规范的制订。二是国家有关部门已批准开展相关规范的制订，包括火力发电厂排烟脱硝技术导则、火电厂烟气脱硝技术设计规程、火力发电厂烟气脱硝（SCR）装置运行规范、火力发电厂烟气脱硝（SCR）装置性能检测技术规范等。2存在的主要问题2.1引进脱硝技术与掌握脱硝技术之间还有较大差距与烟气脱硫技术相比，SCR烟气脱硝系统虽然较为简单但涉及的关键技术或诀窍难以突破。其关键技术主要包括：SCR工艺系统设计、SCR脱硝催化剂技术和物理流动模型/CFD流场模拟技术。我国SCR脱硝工程大多采用项目合作或技术引进的方式，主要停留在技术应用层面，其中项目合作的方式外方仍是技术的主导者，我国无法掌握关键技术；而对于引进方式，大多只是引进工艺系统设计技术，对核心技术和物理流动模型/CFD流场模拟—9—等尚未完全掌握。除取决于工艺系统设计外，SCR系统性能在很大程度上还取决于SCR催化剂供应商提供的催化剂和流场公司对流场的计算与优化。而目前，由于脱硝催化剂的选型、设计、布置只能由脱硝催化剂厂商提供，增加了承包商协调难度并带来质量风险。流场设计甚至对于SCR系统经济可靠运行起着关键作用，如果流场设计不合理会使催化剂表面的气流、温度和氨浓度分布达不到要求，不仅影响脱硝效果，而且会造成催化剂积灰、堵塞，压降上升。SCR的系统布置和关键设备，如烟道、AIG、静态混合器、导流板和飞灰整流器的布置等需要流场设计作为技术支撑，在国内SCR工程招标中，均要求提供物理流动模型/CFD流场模拟实验/计算结果和优化方案，国内只有一些有实力环保公司刚开始进行这方面的工作，处于积累经验阶段。2.2催化剂真正国产化并未实现催化剂国产化仍是制约SCR产业化发展的瓶颈。目前国内外电厂广泛采用的SCR脱硝催化剂是V2O5/TiO2基催化剂，其中TiO2载体占催化剂粉体的80%～90%，总成本的40%～50%，目前全球只有日本和欧洲的少数厂家可以生产TiO2。虽然国内数家公司建成和正在建设脱硝催化剂生产线，但基本上是引进制造技术、设备和TiO2粉体等原料，压缩制作蜂窝状/板式等催化剂。TiO2粉体制作技术的垄断，使催化剂制造成本居高不下；另外，—10—催化剂中其他成分的制作及依据不同煤质进行配比的技术经验和诀窍也未掌握。因此，只有真正解决了脱硝催化剂TiO2粉体的国产化和针对不同煤种调整配方后，并能够对废催化剂再生和有效、安全处置后，才能摘掉“来料加工”的帽子，真正实现国产化。2.3部分烟气脱硝工程的建设具有盲目性在控制NOx方面，采用低氮氧化物燃烧技术降低氮氧化物排放量在经济性和清洁生产方面都有很多优势，部分电厂（尤其是新建电厂）如果用低氮氧化物燃烧技术完全可以达到排放