火电脱硝能不能别走弯路？
一直沉寂的脱硝行业在这个春天成为焦点，分析认为，行业爆发点正在临近。
根据“十二五”规划纲要，今后5年，氮氧化物排放量要削减10％。控制氮氧化物排放，火电行业是重点之一。脱硝市场启动在即，脱硝行业是否已经准备好了？与脱硫市场启动情况类似，国内仍然面临缺少核心技术等问题，能否避免重走脱硫市场的弯路？
电力行业成为排放老大 氮氧化物排放的快速增长抵消了二氧化硫减排的成果
“十一五”期间，我国二氧化硫排放量下降14.29％。但是，氮氧化物排放的快速增长加剧了区域酸雨的恶化趋势，部分抵消了我国在二氧化硫减排方面所付出的巨大努力。研究结果显示，氮氧化物排放量的增加使得我国酸雨污染由硫酸型向硫酸和硝酸复合型转变，硝酸根离子在酸雨中所占比例从上世纪80年代的1/10逐步上升到近年来的1/3。
中国工程院院士、北京大学教授唐孝炎说:“现在来看，在全国，特别是在珠江三角洲、长江三角洲、京津冀等地区的大气污染很严重，都是复合型污染。我国大气污染特点不仅是多污染物排放，更是多污染物高浓度排放，这是其他国家没有的。多污染物高浓度排放就造成大气之间发生各种各样的物理和化学反应，形成二次污染物。大气氮氧化物会影响大气的氧化性，造成光化学污染、二次颗粒物大大增加、灰霾问题等，已经到非解决不可的地步了。”
氮氧化物不仅会伤害人体健康，还会产生多种二次污染。比如，氮氧化物是生成臭氧的重要前体物之一，也是形成区域细粒子污染和灰霾的重要原因，从而使我国珠江三角洲等经济发达地区大气能见度日趋下降，灰霾天数不断增加。
氮氧化物污染问题越发严重，究竟哪些行业是氮氧化物排放的重点行业？答案首先是电力行业，因为排放量巨大，迫切需要进行控制。
根据中国环保产业协会《中国火电厂氮氧化物排放控制技术方案研究报告》的统计分析，2007年火电厂排放的氮氧化物总量为840万吨，比2003年增加了近40.6％，约占全国氮氧化物排放量的35％～40％。
我国2007年单位发电量的氮氧化物排放水平为3.1克/千瓦时，同世界主要工业国家比较，高于美国、日本、英国、德国等发达国家1999年的单位发电量排放水平。
因地制宜 因炉制宜 合理使用燃料与污染控制技术相结合、燃烧控制技术和烟气脱硝技术相结合
尽管企业生存状况艰难，但脱硝是火电行业在“十二五”期间必须完成好的节能减排工作。
“两会”前夕，《火电厂大气污染物排放标准》(二次征求意见稿)公布。从2012年1月1日开始，要求所有新建火电机组氮氧化物排放量达到100毫克/立方米；从2014年1月1日开始，要求重点地区所有火电投运机组氮氧化物排放量达到100毫克/立方米，而非重点地区2003年以前投产的机组达到200毫克/立方米。
根据目前执行的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223—2003)，自2004年1月1日起，通过建设项目环境影响报告书审批的新建、扩建、改建燃煤电厂建设项目氮氧化物最高允许排放浓度在450~1100毫克/立方米之间。可见，要满足新的排放标准，燃煤电厂还有很长的路要走。
近几年，我国高效率大容量机组增速较快，单位发电量的煤耗有所降低，而且这些机组大多采用了较为先进的低氮燃烧技术，同时，在役机组也采取了低氮燃烧改造和烟气脱硝工作，对降低氮氧化物排放水平起到了一定作用，使氮氧化物排放量的增加速率明显小于总装机容量和煤耗量的增长率。但从整个行业来说，对氮氧化物排放的控制尚处于起步阶段，难以满足环保要求。
去年开始实施的《火电厂氮氧化物防治技术政策》确定了这样的防治技术路线:倡导合理使用燃料与污染控制技术相结合、燃烧控制技术和烟气脱硝技术相结合的综合防治措施，以减少燃煤电厂氮氧化物的排放；燃煤电厂氮氧化物控制技术的选择应因地制宜、因煤制宜、因炉制宜，依据技术上成熟、经济上合理及便于操作来确定；低氮燃烧技术应作为燃煤电厂氮氧化物控制的首选技术。采用低氮燃烧技术后，氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量控制要求时，应建设烟气脱硝设施。
截至2009年年底，全国已投运的烟气脱硝机组接近5000万千瓦，约占煤电机组容量的8％。据介绍，这些已建成的电厂烟气脱硝设施绝大部分都采用了选择性催化还原工艺(SCR)，这也是目前世界上应用最多、最为成熟且最有成效的一种烟气脱硝技术，其脱硝效率一般可达80％～90％，氮氧化物排放浓度可降至100mg/m3左右。但是，一次投资费用和运行成本较高。
拿出过硬的“金刚钻” 广泛采用的SCR工艺中，催化剂是瓶颈之一
据预测，新标准实施后，到2015年，需要新增烟气脱硝容量8.17亿千瓦，若都以安装高效低氮燃烧器和SCR，以老机组改造每千瓦脱硝装置投资为280元、新机组每千瓦脱硝装置投资为150元计，共需脱硝投资1950亿元。以每台机组年运行5000小时，每度电脱硝运行费用为0.015元计，2015年需运行费用612亿元/年。
这是一场诱人的环保盛宴，但要揽上这“瓷器活儿”，必须得拿出过硬的“金刚钻”。
与发达国家相比，我国燃煤电厂氮氧化物排放控制尚处于起步阶段，国内脱硝工程基本采用全套进口或引进技术和关键设备的方法建设，不仅建设投资大、运行费用高，采用引进技术还需要支付高额的技术使用费。
对于SCR工艺而言，催化剂是其主要瓶颈之一，催化剂的配方和生产工艺的关键技术目前为国外企业所掌握。近几年国内有的企业虽已分别引进或拟引进日本、德国、美国等国的技术，但规模均较小，处于试生产阶段，且受到国内原材料品质的影响，还难以生产出品质优良的产品。
据专家介绍，因为工艺要求严格，做出合格的催化剂产品对每一个企业都是挑战，但潜在的市场让很多国内企业纷纷上马这一项目。东南大学教授孙克勤说:“催化剂的生产是烧制青花瓷，但很多企业都当做烧砖来做，产品质量是否能够保证？如果使用了质量不好的催化剂，必将会造成很大的损失。”
催化剂的价格昂贵，每立方米的标价约为5万元，一台600MW的燃煤机组，需要600立方米左右的催化剂，约占整个脱硝工程造价的40％。此外，催化剂的使用寿命较短，一般3年左右就需要更换，更换后催化剂的再生技术尚需探索，一台60万千瓦机组每年更换催化剂的费用高达1000万元。而催化剂中含有大量重金属，处置方法有待于进一步开发，否则，将会造成污染转移。
现在从事脱硝的企业大部分由过去的脱硫企业演变而来，他们对于脱硫产业发展中的教训应该更为印象深刻。今年2月，重庆远达环保公司主编的首个电力行业脱硝标准《火电厂烟气脱硝(SCR)装置检修规程》由国家能源局正式发布，而是否能够得到贯彻实施、能发挥多大的作用还有待观察。
行业分析：脱硝市场启动三类企业受益
中投顾问环保行业研究员侯宇轩认为，一旦脱硝市场启动，就整个市场而言，受极大利好的将有3类企业:
一类是催化剂生产企业，这类企业若具有强大的产能释放能力将是最大的受益者，因为催化剂的成本占整个脱硝装置投资的30％~50％；其次是设备生产企业，这类企业直接受益于设备安装，旧火电机组的更新换代和新建火电机组的新兴需求利好设备生产企业；再次是项目设计企业或是一条龙服务企业。
他也指出，在市场爆发的情况下，并不是所有的企业都能分得一杯羹，具有强大竞争力的企业通常是少数。比如，有强大的火电集团为后盾，有丰富的项目经验，有良好的品牌效应，有较为核心的技术的这类企业都将是竞争中最有资本的企业。
尽管有脱硫市场的成熟经验可以借鉴，但根据我国的实际情况，在利用国外技术的基础进行创新才是独立发展的重要途径之一。脱硝系统复杂，变量因素的增多对性能指标的调试增添了负担，如何在实际运用中研发出具有自主知识产权的新技术将是脱硝产业发展的重点。以大型企业牵头，集中行业力量进行突破是主要措施，政府也应对新技术开发提供政策、资金支持。
据中投顾问发布的《2010~2015年中国环保产业投资分析及前景预测报告》显示，脱硝业务前景明朗。“十一五”末火电机组存量带来的脱硝市场潜在容量将异常突出，考虑到“十二五”期间新增火电机组，未来国内脱硝市场对于有较多项目经验、有技术优势和成本优势的企业而言将是非常大的市场空间。
中投顾问研究总监张砚霖指出，若按照政策实行节能减排的发电调度，让上了脱硫脱硝装置、煤炭消耗低的燃煤发电大机组多发电，将极大地影响电厂的利润。火电行业赢利三要素分别是到场煤炭价格、上网电价与上网电量，现阶段前两者差距不大，而上网电量的调控将直接影响火电企业的盈利情况，此举或将成为推动火电企业积极增加环保投入的有力举措。
使用微信“扫一扫”功能添加“谷腾环保网”
