0 引言
    我国在酸雨控制区对SO2 排放开展了全面控制 工作，2003 年国家规定新建火电厂必须配套安装脱 硫设备，我国的脱硫产业呈现出爆发式的发展势头， 截止到2007 年底，烟气脱硫机组占燃煤机组的比例 上升至40%以上，2007 年成为SO2 排放控制史上的 一个标志年，全国SO2 排放量在2006 年达到历史新 高后，开始逐年下降。可是NOx 排放总量的快速增 长及其大气浓度和氧化性的提高有可能抵消对SO2 的控制效果，使酸雨的恶化趋势得不到根本控制。研 究表明，HNO3 对酸雨的影响呈增长之势， 降水中 NO3 -/SO4 2-摩尔比值在全国范围内逐渐增加［1］。我国 NOx 排放量和大气NOx 浓度的快速增加， 使大气污 染的性质发生根本性变化，大气氧化性增加，导致城 市和区域一系列的环境问题， 对人体健康和生态环 境构成巨大威胁，NOx 控制任务非常艰巨。氮氧化物 是酸雨的主要成分，燃煤火电厂是二氧化硫、氮氧化 物的主要排放体。因此，火电厂排放的大气污染物若 得不到有效控制， 将直接影响我国大气环境质量的 改善和电力行业的可持续发展。
    1 脱硫产业在我国电力行业的发展
    1973 年我国环保机构正式成立，火电厂的烟气 脱硫工作开始受到重视， 电力行业SO2 的排放控 制试验也正式进入开发研究阶段， 可是局限于小 烟气量的试验或规模较小的工业锅炉上，在125 MW 以上的大型电站锅炉应用很少［2］。重庆华能珞璜 电厂采用石灰石-石膏法进行烟气脱硫［3］，标志着 我国开始引进国外烟气脱硫技术对火电厂SO2 进 行控制。直到目前我国40%以上的燃煤机组投运 了脱硫装置，已超过发达国家（如美国）30%的脱 硫比例［4］。
    纵观脱硫技术及脱硫产业在我国火电厂的发 展，可概括为3 个阶段：（1）1992—2002 年为“冷态” 阶段。国家对火电厂烟气脱硫的政策并不明朗，火电 厂加装烟气脱硫装置多为示范性质， 技术全部国外 引进，设备国产化程度低，国内专门从事脱硫的公司 寥寥无几。（2）2002—2007 年为“热态”阶段。是我国 火电厂烟气脱硫产业发展的“爆炸式”阶段，首先国 家对火电厂烟气脱硫的政策十分明朗，新的政策、法 规及标准陆续出台和修订，包括一些强制性政策，如 《排污费征收使用管理条例》， 国内的脱硫公司也发 展到200 多家，基本采用与国外合作的技术模式，国 内脱硫公司总承包，国外提供技术支持，国产化设备 占的比重越来越高；此阶段，适应我国火电机组不同 情况的烟气脱硫技术得到全面发展， 如石灰石-石 膏湿法、烟气循环流化床、海水脱硫法、脱硫除尘一 体化、半干法、旋转喷雾干燥法、炉内喷钙尾部烟气 增湿活化法、活性焦吸附法、电子束法等烟气脱硫工 艺；从投运的情况看，石灰石-石膏湿法烟气脱硫工 艺技术是主流，占90％以上。（3）2007 年后为“温态” 阶段。经过“热态”阶段的“爆炸式”发展，脱硫公司经 过优胜劣汰，很多脱硫公司离开了脱硫市场，而且国 内许多省份（如广东）已经完成了在役机组加装烟气 脱硫装置的任务， 接下来的工作就是新建机组烟气 脱硫装置；由于脱硫装置的国产化程度越来越高，部 分脱硫公司拥有自主知识产权， 脱硫工程造价大幅 度下降。
    2 脱硫产业存在的问题
    我国的脱硫产业经过30 多年努力探索，前后经 历了自主创新技术试验阶段、与国外合作技术试验 示范试点阶段以及引进技术吸收创新阶段， 常规发 展过程为“冷态”、“温态”到“热态”阶段，因此我国脱 硫产业的发展过程与常规发展过程有所不同， 取得 成绩的同时也暴露出了一些问题。
    （1）脱硫技术自主创新能力仍然较低。2002— 2007年，我国的脱硫产业呈现出爆炸式发展，可由 于监管不到位，脱硫行业的准入门槛低，致使我国 专门从事脱硫公司一度发展到200 多家［4］。可是大 多数脱硫公司在引进技术的同时忽视消化吸收， 不重视二次开发和创新， 难以对系统进行优化设 计， 并存在一种技术被国内多家脱硫公司引进的 情况。
    （2）部分脱硫系统难以高效运行，工程质量及运 行效果不甚理想。目前已建成投产的烟气脱硫设施 实际投运率低， 脱硫装置减排SO2 的作用未能完全 发挥。主要是有些脱硫公司对国外技术和设备依赖 度较高， 没有完全掌握工艺技术， 系统设计先天不 足，几乎所有的电厂不能保证燃用设计煤种，实际燃 用煤中含硫远超过设计值， 造成小马拉大车等先天 不足问题； 另外由于设备质量等原因也影响了系统 的正常运行。
    （3）GGH（Gas-Gas Heater，烟气换热器）堵塞问 题。我国最早的石灰石-石膏湿法脱硫技术主要从 德国和日本引进，在2005 年发布的《火电厂烟气脱 硫工程技术规范（石灰石/石灰-石膏法）》中也规定： “现有机组在安装脱硫装置时应配置烟气换热器”。 因此目前投运的脱硫装置90%以上都设置了GGH。 设置GGH 后，可提高烟气排烟温度和抬升高度，降 低污染物落地浓度，降低系统耗水量，减轻湿法脱硫 后烟囱冒白烟问题， 尤其对多台机组共用1 根烟囱 的在役机组，无需对烟囱进行专门防腐，有利于脱硫 工程的顺利开展。可是从近年湿法脱硫工程实践看， GGH 的设置存在很大问题，不仅增加了系统的投资 和运行电耗，堵塞严重，还大大降低了系统的可靠性 和可用率。
    （4）对脱硫市场的监管急需加强。我国脱硫市场 的准入门槛低，对脱硫公司资质、人才、业绩、融资能 力等方面无明确规定， 相关管理规定和技术规范出 自电力、环保、机械等多个行业，没有形式统一的标 准体系， 致使一些脱硫公司承建的烟气脱硫工程质 量不过关［4］。
    （5）脱硫设施运行依法监督不利。《燃煤发电机 组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》已经 出台，对于加装脱硫的火电机组也给予电价补贴，可 是由于各地经济发展不平衡， 脱硫电价受到标杆电 价的制约，对经济不发达的地区，现有电厂脱硫成本 计入电价非常困难， 部分老电厂的脱硫电价政策没 有及时到位；地方环保部门执法不严，对脱硫设施日 常运行缺乏严格监管， 部分电厂为获得不应该得到 的经济利益，故意停运脱硫设施。
    3 我国NOx 控制策略
    3.1 现状及排放水平
    目前我国没有出台相关强制性政策要求火电厂 必须安装脱硝装置，可是国家标准除对NOx 排放浓 度做出明确规定外，还明确火力发电锅炉第3 时段 锅炉须预留烟气脱除氮氧化物装置空间。很多地方 政府也都根据当地的实际情况制定了地方标准（如 广东），国家鼓励企业对氮氧化物采取控制措施（如 大气法）。目前新上火电机组在环境影响报告书批 复和部分地方政府颁布的排放标准中，要求装设烟 气脱氮装置。可以预见，烟气脱硝必将成为我国火 电厂烟气净化继烟气脱硫后又一个爆发式的发展 阶段。
    图1 为部分国家单位发电量NOx 排放情况对 比结果，看出世界主要发达国家如美国、日本、英国、 德国等， 其单位发电量NOx 排放水平从1985 年到 1999 年都有大幅降低，我国单位发电量NOx 排放水 平从2000 年到2007 年也有降低， 可是与上述国家 相比， 我国2007 年单位发电量NOx 排放水平仍然 高于上述国家1999 年的单位发电量NOx 排放水 平，更高于上述国家同时期的单位发电量NOx 排放 水平。

    3.2 策略探讨
    目前国内外电站锅炉控制NOx 技术主要有2 种：一是控制生成，主要在燃烧过程中通过各种技术 手段改变煤的燃烧条件， 从而减少NOx 的生成量， 如低NOx 燃烧技术；二是生成后的转化，主要是将 已经生成的NOx 通过技术手段从烟气中脱除掉，如 选择性催化还原法（SCR）、选择性非催化还原法 （SNCR）等。后一种投资巨大，运行成本高，而且目前 核心技术仍然掌握在少数发达国家手中，如SCR 技 术采用的催化剂基本依靠进口。 因此，我国NOx 的控制原则应综合考虑企业的 经济实力和发展水平，借鉴发达国家的先进经验。首 先进行一次脱硝，采用各种低NOx 燃烧技术，减少 煤燃烧过程中NOx 的生成； 然后进行烟气脱硝，如 SCR 技术、SNCR 技术等，以降低投资和运行成本［1］。 在发展烟气脱硝技术时，推进各种烟气脱硝技术的 中、外合作，最终实现烟气脱硝技术的国产化，建立 我国烟气脱硝工程标准体系。图2 为我国NOx 控制 原则。

    3.3 建议
    （1）坚持低NOx 燃烧控制原则。低NOx 燃烧控 制的优点是技术成熟，投资和运行成本低，考虑我 国技术经济发展水平和电力企业的承受能力，应继 续采用各种低NOx 燃烧技术，如目前广泛应用的深 度空气分级燃烧技术、三级分级燃烧技术等；在 新建机组上采用低NOx 燃烧技术，对老机组进行低 NOx 燃烧技术改造。可控制NOx 排放浓度在300~ 350 mg/m3。
    （2）开发我国自主知识产权的烟气脱硝技术。吸 取我国脱硫产业发展过程中的经验和教训，避免脱 硫产业化过程中的弯路，通过示范工程，引进、消化 国外技术，培育出掌握先进烟气脱硝技术、具有市场 竞争能力的工程公司，为启动国内脱硝市场创造条件； 在完成示范工程后，可以取得烟气脱硝的技术指标， 如参数选取、机组匹配和技术选择方法等，建立我国
    的烟气脱硝工程标准体系。
    （3）NOx 排放标准的制定要科学合理。排放标准 的制定应根据我国不同地区的地理位置、经济发展 水平等，要有针对性，避免一刀切。
    （4）制定完善的法律、政策、标准体系。依靠完善 的法制体系，让企业主动承担社会责任，选择适合自 己的脱硝技术，而不应采用过多的行政手段干预企 业的生产，甚至指定某种脱硝技术；目前新建机组实 施烟气脱硝大多是为有利新建项目的批复或者是争 取示范项目和重点项目的改造。
    （5）及时出台科学合理的脱硝电价政策。加装烟 气脱硝装置（如SCR 装置），可是投资运行成本昂 贵，国家应及时出台科学合理的脱硝电价政策，针对 不同的烟气脱硝技术，制定合理的脱硝电价，充分调 动电力企业治理NOx 排放的积极性。
    4 结语
    （1）脱硫产业近年在我国呈现出爆炸式发展，取 得了显著的成绩，同时也暴露出一些问题，如脱硫技 术自主创新能力较低、部分脱硫系统的工程质量及 运行效果不甚理想、GGH 堵塞，对脱硫市场的监管和 脱硫设施运行需要进一步加强监管。
    （2）我国的NOx 控制应坚持先一次脱硝再烟气 脱硝的原则，以降低投资和运行成本。
    （3）我国的NOx 控制应吸取脱硫产业发展过程 中的经验和教训，开发我国自主知识产权的烟气脱硝 技术，并制定科学合理的NOx 排放标准和完善的法 律、政策体系，及时出台科学合理的脱硝电价政策， 调动电力企业治理NOx 排放的积极性。
    参考文献：
    ［1］ 孙克勤，钟秦. 火电厂烟气脱硝技术及工程实例［M］. 北京: 化 学工业出版社，2007. SUN Ke-qin, ZHONG Qin. Thermal power plant flue gas De -NOx technology and project examples［M］. Beijing:Chemical Industry Press, 2007.
    ［2］ 曾庭华，杨华， 廖永进，等. 湿法烟气脱硫系统的调试、试验及 运行［M］. 北京: 中国电力出版社，2008. ZENG Ting-hua, YANG Hua, LIAO Yong-jin, et al. Debugging, testing and operation of wet flue gas desulphurization system［M］. Beijing: China Electric Power Press,2008.
    ［3］ 曾庭华，杨华，马斌，等. 湿法烟气脱硫系统的安全性及优化 ［M］. 北京: 中国电力出版社，2005. ZENG Ting-hua, YANG Hua, MA Bin, et al. Security and optimization of wet flue gas desulphurization system［M］. Beijing: China Electric Power Press,2005.
    ［4］ 王志轩. 火电厂烟气脱硫：转折与发展［C］//2007 年全国电力行 业脱硫脱硝技术协作网暨技术研讨会论文集. 武汉, 2007. WANG Zhi-xuan. Thermal power plant flue gas desulphurization: transition and development ［C］//National Electric Power Industry in 2007 FGD technology and technology cooperation network symposium. Wuhan, 2007.