煙氣脫硝，加入治霾行列

周路菡

脫硝則由于技術、政策和補貼等原因，成為我國節能減排領域中急需解決的關鍵問題

中國是產煤大國，同時煤炭也是我國主要的發電燃料。但在發電廠隆隆的發電機和鍋爐響聲背后，卻是燃煤煙氣對大氣的嚴重污染威脅。

雖然中國尚沒有一份國家層面的大氣污染排放源清單，不過根據統計，煤燃燒排放的煙氣中含有硫氧化物SOx（包括SO2，SO3）和氮氧化物NOx（包括NO，NO2，N2O3，N2O4，N2O5）。而SO2、NOx都是一次PM2.5、二次PM2.5的主要前體污染物，因此SO2、NOx的排放增長是PM2.5治理的巨大威脅。數據顯示，火電行業、金屬加工行業是PM2.5一次顆粒物的主要貢獻者，兩者加合貢獻一半以上；形成二次PM2.5的主要前體物SO2、NOx，電力行業排放分別占47%、58%。

除去或減少燃煤過程中的SO2和NOx的過程簡稱脫硫和脫硝。經過多年發展，我國脫硫行業已相對成熟，但脫硝則由于技術、政策和補貼等原因成為我國節能減排領域中急需解決的關鍵問題。

火電脫硝成趨勢

國家為了治理火電對大氣的污染，實際上從2008年就開始了。記者了解到，國家要求火電廠上馬脫硫脫硝設備，由于原來一些老電廠設備陳舊，無法馬上安裝脫硝設備，所以最開始是安裝脫硫設備，這也是由于脫硫工藝比較簡單，比如傳統的石灰石/石灰—石膏法煙氣脫硫工藝，采用鈣基脫硫劑吸收二氧化硫后生成的亞硫酸鈣、硫酸鈣，工藝設備容易掌握。

但脫硝設備則需要大量的投資，運行過程中也需要較多的耗費。因此即使一些脫硝設備上馬了，一些企業為了節約成本，也是時開時閉。而各地的監管部門又不能每天都盯著，所以脫硝的問題一直沒有得到解決。

受到華北地區霧霾天氣的影響，在2013年兩會上，關于治理火電廠氮氧化物的污染的提案成了兩會的焦點之一。中央領導在談及空氣污染治理問題時“必須有所作為”的表述，也凸顯出高層治理的決心和力度。

2月19日，環境保護部部長周生賢主持召開環境保護部常務會議。會議提出的重點之一是，在重點控制區實施對重點行業的大氣污染物特別排放限值。火電、鋼鐵、石化、水泥、有色、化工等六大重污染行業被點名“入圍”。

2013年3月，環保部和國家發改委近日聯合印發了《關于加快燃煤電廠脫硝設施驗收及落實脫硝電價政策有關工作的通知》。環保部有關負責人表示，自2013年1月1日起，脫硝電價政策由14個省份試點擴大到全國所有省份。記者統計，僅2013年2月以來，環保部等有關部委就陸續發布6項與脫硝相關的政策措施，火電脫硝成為趨勢。

據研究報道，火電煙氣和汽車尾氣是最主要的氮氧化物來源，分別占比56%、36%左右。業內專家介紹說，為了減少火電廠氮氧化物的排放量，目前主要采取兩種控制技術：一是控制燃燒過程中NOx的生成，即低氮燃燒技術；二是對生成的NOx進行處理，即煙氣脫硝技術。煙氣脫硝技術主要有SCR、SNCR和SNCR-SCR，還有實際應用較少的液體吸收法、微生物法、活性炭吸附法和電子束法等。

行業與地區協同治理

要治理霧霾，需要區域聯動。以北京為例，山西、內蒙古、河北等地都是煤炭消耗和產出的重點地區，在氣象條件適合的時候，風會將其他地區的污染物帶到北京來，就像沙塵暴一樣。如果您沿著京石高速公路往南走，可以看到廣大的農村地區，而這些地區在冬季基本采取分散的燃煤采暖方式，缺少減排設施，所以，大氣污染問題，絕對不是一個行業或幾個行業的問題，而是整個我國經濟結構和社會結構的集中體現。

“中國一年大約消耗原煤 40 億噸，其中 50%用來發電。從技術層面上說，火力發電廠的排放物是 PM2.5 的形成原因之一，但不是最主要的原因。”中電投集團公司黨組書記、總經理陸啟洲說。除電力行業之外，鋼鐵、冶金、建材等行業都是燃煤大戶，但這些行業的排放標準遠低于火力發電廠，而這些行業正是剩下50%的煤炭所流向的行業。所以，為了減少二氧化硫、氮氧化物、粉塵的排放，目前各地政府也開始密集出臺政策，對火電、鋼鐵、冶金、建材等行業進行脫硝管控，力求把氮氧化合物的排放提到更高的標準。

石家莊在2013年春節后就提出了要以燃煤污染，揚塵污染，機動車尾氣，水泥建材和露天礦山等行業污染治理為重點，年底前，全市日產2000噸及以上水泥熟料生產線要全部安裝煙氣脫硝設施，年底前將拆除市區剩余的全部155臺分散燃煤鍋爐。

同樣是空氣污染重點城市，邯鄲市要求2013新建燃煤機組全部安裝脫硝設施，推動20萬千瓦及以上現役燃煤機組脫硝工程，其他未采用低氮燃燒技術或低氮燃燒效率差的現役燃煤機組進行低氮燃燒改造；現有規模大于2000噸熟料/日的新型干法水泥窯安裝脫硝設施，35噸以上的燃煤鍋爐全部實現煙氣脫硫。而廊坊市確定年內三河電廠和燕新建材完成脫硝工程，力爭40家以上農業源減排項目符合國家要求。

補貼不給力，企業很難受

脫硝是火電行業在“十二五”期間面臨的重要挑戰之一。目前國內火力發電公司分為兩類，一是國有發電集團，比如國電、華能、大唐、華電等等，而它們幾乎都成立了集團公司所屬的環保公司，如國電龍源、大唐科技等；二是一些小型的發電廠，對它們進行脫硝服務的主要是新介入脫硝市場的環保公司，如廣州怡地環保、浙江百能、浙江融智等。2013年3月發改委頒布的《關于擴大脫硝電價政策試點范圍有關問題的通知》，將脫硝電價試點范圍由14個省擴大到全國，雖然減輕了電廠的環保支出壓力，但是很多火電企業依然感到壓力重重。

2013年初，山西省環保廳宣布的一則消息則驚動了整個火電業。由于沒有完成脫硝任務，山西省環保廳對外公布了2012年度燃煤電廠煙氣脫硝建設工程情況，13家燃煤電廠因未按時完成煙氣脫硝工程被通報，包括燃煤電廠煙氣脫硝建設工程情況，其中國電太原第一熱電廠、大唐國際（山西）神頭發電有限公司、華能榆社發電有限責任公司、山西漳澤電力河津發電分公司、山西兆光發電有限責任公司等。

而燃煤電廠則是一肚子苦水。據了解，我國電廠煙氣脫硝設備的建設成本為100～150元/千瓦左右，運行成本為1分/千瓦時以上。而2011年末頒布的“燃煤發電機組試行脫硝電價政策”已經在全國14個省（區、市）試點實施了一年多，但每千瓦時的補貼只有8厘錢，因此8厘錢/千瓦時的補貼直接導致了我國電廠煙氣脫硝行業存在著脫硝企業低價中標嚴重，設施運轉率低；脫硝電價補貼無法彌補電廠建設和運營成本等問題，另外也明顯打壓了發電企業投資脫硝設施的積極性。

中國電力企業聯合會研究室主任潘荔指出，脫硝成本主要有還原劑成本、電費、催化劑更換費用、維修費、折舊、財務費用等。其中還原劑費用、催化劑更換費用、折舊費比重最大。煙氣脫硝的成本與機組的規模、還原劑的類型、改造的范圍、機組年利用小時等密切相關，成本差距較大。一般來說，現役機組脫硝成本高于新建機組，小機組成本高于大機組，采用尿素作為還原劑的成本高于液氨等。從運行情況看，燃無煙煤的現役機組改造，脫硝成本在2分錢上下；燃煙煤的百萬千瓦級新建機組的脫硝成本0.8分錢能夠控制得住。

大唐國際（山西）神頭發電有限公司介紹，兩臺50萬千瓦的機組安裝脫硝設備的費用是1.9億多。測算的補貼每千瓦時1.2分才夠。此外，目前最成熟的脫硝技術為SCR（選擇性催化還原）系統，其核心是催化劑，而這種催化劑價格昂貴，占總成本的40%，一臺60萬千瓦燃煤機組需要600立方米左右的催化劑，而催化劑的使用壽命只有3年左右，而催化劑的再生技術尚在探索中。

2012年，國電環境保護研究院相關專家在《能源技術經濟》上撰文指出，至2015年，如果我國燃煤電廠煙氣脫硝全部采用SCR技術，則脫硝投資費用將達到925.83億元，年運行費用為362.07億元；如果600MW以下機組采用SNCR-SCR脫硝技術，600MW及以上機組采用SCR脫硝技術，則脫硝投資費用將達到780.72億元，年運行費用為344.32億元。巨大的脫硝投資費用讓很多企業在脫硝問題上一拖再拖。

除了補貼不給力，另外一個問題就是脫硝電價的“一刀切”——沒有考慮到機組類型、脫硝工藝和煤質的劃分。由于煤質、機組類型等方面的差異，火電企業脫硝成本差距很大，在中電聯的測算中，1.5～1.9分/千瓦時的運行成本都是存在的。潘荔說，“我們寄希望于政府相關部門在脫硝電價制定中不是‘一刀切，而是根據煤質、機組類型、工藝等劃定不同范圍，這樣的價格補貼才更科學。但是，這也會帶來管理成本的增加。”

企業發力，技術攻關

據統計，電力行業占國內氮氧化合物排放總量的近六成。《火電廠大氣污染物排放標準》要求在2014年7月，現役火電機組必須全部達到環保部《火電廠大氣污染物排放標準》公布的排放標準。但是2012年前期，由于自身利潤低迷，火電環保投入一直不達預期。數據顯示到2012年上半年，平均脫硝率僅40%。實際上這其中的原因不僅是脫硝的補貼問題，技術問題也是擺在企業面前的一道難關。

目前脫硝市場存在著兩種類型企業：一類是脫硫脫硝煙氣處理企業及設備提供企業，如龍源技術、燃控科技、永清環保、九龍電力、凱迪電力、龍凈環保、科林環保、菲達環保等；另一類是國內脫硝催化劑生產廠家，如重慶遠達、成都東方凱特瑞、江蘇龍源、江蘇萬德、瑞基科技、九龍電力等。我國的相關企業雖多，但是目前已建或擬建的脫硝工程幾乎均以購買歐美和日本技術使用權為主。

在各種脫硝技術中，選擇性催化還原法（SCR）是目前世界上最成熟的、脫硝效率最高的一種脫硝技術，脫硝效率可達到80%以上，但要實現更高的脫硝效率，則需要技術上的創新。另外，由于脫硫脫硝一體化的要求，聯合脫硫脫硝和同時脫硫脫硝技術也經常被提上日程。這主要是分體脫硫脫硝需要安裝較多的設備，占地面積也較大，所以，目前相關企業為了贏得市場都在積極地推動相關技術的發展。2012年，華能集團公司自主研發的新型煙氣脫硝裝置、FCS165現場總線技術等9項技術裝備，在40多家單位得到應用。

此外，中電投遠達環保、清華大學、國電龍源環保、浙江大學、藍天環保設備、上海碧科能源等都在進行新型脫硝技術的研究和推廣，力圖降低其中設備和催化劑的價格，延長其使用壽命，比如SNRB、NFT、DESON2OX、活性炭脫硫脫硝技術、鈣基同時脫硫脫硝技術、NOXSO、電子束法、電暈放電法等技術等。

正是由于脫硝技術難度大，核心技術（特別是催化劑）仍未實現國產化，而引進技術存在著技術使用費高、可升級性差等突出難題，國內11家煙氣脫硝領域內產、學、研單位組成了氣脫硝產業技術創新戰略聯盟。這個聯盟包括了中電投遠達環保、清華大學、國電龍源環保、浙江大學、中國標準化研究院、西安熱工研究院、藍天環保設備、南京理工大學、上海交通大學、重慶大學、上海碧科能源等。目前，該聯盟承擔了國家863計劃“高效低成本燃煤電站煙氣SCR脫硝催化劑開發與示范”項目，有望在近期將國產化、高效低成本的蜂窩式催化劑以及適合寬溫度范圍的脫硝催化劑及其生產技術推向市場。目前國內脫硝催化劑總產能大概在15萬立方米左右，而我國催化劑市場需求空間大概為65萬立方米，因此，聯盟所帶動的技術上的突破在一定程度上可解決我國一直以來的催化劑原材料依賴進口，脫硝成本較高等問題。

為了在2014年7月1日前達到《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）規定的排放濃度限值，一些地區，如湖北省在2013年3月末已經開始部署電力行業脫硫脫硝工作，強力推進火電脫硝工程建設；同時湖北省規定2014年6月底前未能建成投運的火電脫硝改造項目，省級減排專項資金將不再給予獎勵，同時環保部門將按國家環保法律法規和新標準要求加大排污費征收和行政處罰力度。在這樣的政策驅動下，火電企業的壓力會更大，但也會讓脫硝市場更加活躍，脫硝技術的生命力也會更持久。