北極星節能環保網訊:目前，我國發電裝機容量已突破4億kW，絕大多數為燃煤機組。以火電廠為主排放的SO2和NOx不斷增加。盡管NOx所帶來的危害有目共睹，但目前我國火電廠環保措施主要集中于脫硫處理，而在控制NOx排放方面則剛剛起步，與世界先進國家相比尚有很大差距，主要原因是這項技術發展較晚，需要的投資較大;另一方面，我國目前對NOx排放的要求較低，新建火電廠鍋爐燃燒器只需采用低NOx燃燒技術就可以達到國家排放標準，故脫硝技術在整個火電廠環保措施中所占的比重較小。針對這些問題，我國已著手進行煙氣脫硝示范工程，要求已建和新建火電機組要逐漸把脫硝系統列入建設規劃，到2010年，從目前的新建火電廠規�？紤]，排除采用其他方式脫硝的機組。專家估測認為，至少有2億kW的機組容量需要建設脫硝系統，在脫硝項目上會形成可觀的市場規模。脫硝領域正在迅速形成一個總量達到1 100億元的大市場。它將是繼火電廠脫硫技術后，又一個廣闊的極具爆發性增長的市場。從2004年底的“環保風暴”到2005年初的《京都協議書》正式生效、從國家不斷發布扶持政策鼓勵電力環保到大手筆的撥款資助，表明國家對電力環保產業化發展的支持力度越來越大，而煙氣脫硝產業正是在此背景下進入快速發展時期。

煙氣脫硝是繼煙氣脫硫之后國家控制火電廠污染物排放的又一個重點領域。2004年7月，我國公布并實施《火電廠大氣污染物排放標準》，對火電廠NOx排放要求有了大幅度的提高，并將成為控制火力發電廠大氣污染物排放、改善我國空氣質量和控制酸雨污染的推動力。今后，國家將對重點火電企業以發電污染物排放績效為基礎，制定全國統一的火電行業SO2和NOx排放總量控制指標分配方法，并由國家統一分配30萬kW以上火電企業的排放總量控制指標。從“十一五”開始，國家與省級環保部門將對30萬kW以上的火電企業的SO2、NOx排放總量控制指標實施共同監控。

目前應用的火電廠鍋爐脫硝技術中，選擇性催化還原(Selective Catalytic Reduction簡稱SCR)法脫硝工藝被證明是應用最多且脫硝效率最高、最為成熟的脫硝技術，是目前世界上先進的火電廠煙氣脫硝主流技術之一。1975年在日本Shimoneski電廠建立了第一個SCR系統示范工程，其后SCR技術在日本得到了廣泛應用，大約有170套裝置，接近100 GW容量的電廠安裝了這種設備。在歐洲已有120多臺大型裝置的成功應用經驗，其NOx的脫除率可達到80%～90%。美國政府也將SCR技術作為主要的電廠控制NOx技術。

SCR法是一種燃燒后NOx控制工藝，關鍵技術包括將氨氣噴入火電廠鍋爐燃煤產生的煙氣中;把含有NH3(氣)的煙氣通過一個含有專用催化劑的反應器;在催化劑的作用下，NH3(氣)同NOx發生反應，將煙氣中的NOx轉化成H2O和N2等過程，脫硝效率≥90%。目前，利用該項技術的產品在全球占有率高達98%，居世界發達國家煙氣脫硝技術首位。

在我國，1995年第一次修訂《大氣污染防治法》時，就在增加的有關條款中要求“企業應當逐步對燃煤產生的NOx采取控制的措施”;1996年修訂火電廠排放標準時，對新建30萬kW以上火電機組提出了NOx排放控制標準，《火電廠大氣污染物排放標準》GB13223-2003對新老機組提出更嚴格的NOx排放濃度限值;在2003年7月1日開始實施的《排污費征收使用管理條例》中，也規定對NOx征收排污費，征收標準與SO2相同;電力工業環境保護“十五”規劃中，提出“大力推廣低氮燃燒器及采用分級燃燒技術;現有20萬kW火電機組開始啟動低氮燃燒技術改造，“十五”期末，力爭在運行鍋爐上完成排煙脫硝工業示范試驗”。20世紀90年代建成的福建后石電廠60萬kW火電機組已建成排煙脫硝裝置，NOx排放濃度85 mg/m3，遠低于650 mg/m3。由此可見，對火電廠排放NOx實行總量控制已具備法律、排放標準、排污收費、治理技術等方面的條件。“十一五”對火電廠排放NOx實施總量控制將是最佳的時機。

相對于火力發電脫硫，煙氣脫硝是控制火力發電污染排放的更高要求。由于技術的特殊性，煙氣脫硝裝置必須與電廠建設同步進行。2005年4月，電力規劃設計總院主持召開火電廠煙氣脫硝技術及SCR脫硝裝置預留方案專題研討會，對在大容量常規燃煤火電機組的建設中預留煙氣脫硝裝置的設計方案進行了分析研究。根據GB13223-2003中“第3時段火力發電鍋爐須預留煙氣脫除NOx裝置空間”的要求，結合我國火電廠脫硝技術現階段的實際情況，2004年1月1日起新建的300 MW及以上容量燃煤鍋爐，須暫按SCR預留脫硝裝置空間。重點對SCR反應器布置場地預留、催化劑層數及荷載預留、爐膛瞬態防爆壓力的選取、空預器改造條件預留、引風機改造條件預留、電除塵器設計選型要求、還原劑儲存、制備場地的預留等技術方案進行了充分的論證并形成了初步意見。