原料必须进口造成催化剂制造成本居高不下，催化剂生产是烧制高级陶瓷工艺品，但国内很多企业在用烧砖的工艺生产在烟气脱硝产业存在的众多问题中，催化剂是最受关注的问题之一。目前，国际上电力行业烟气脱硝主要有两种方法:选择性催化还原(SCR)和选择性非催化还原。前者具有脱硝效率高(脱硝效率可以达到50％~90％，而后者脱硝效率为30％~50％)、系统简单、运行维护方便、可靠性高、故障率低等优点，这也是这项技术能够得到普及的原因。
但是，SCR烟气脱硝反应必须在催化剂的作用下才能进行。因为一般氨与氮氧化物的反应温度在800~1100℃，加入催化剂后反应温度可以降低到300~420℃之间，与国内一般电厂省煤器和空预器之间的烟气温度相符。催化剂也就成为SCR装置中最为重要的部分，其初投资占SCR系统总投资的40％~60％，而且属于消耗品，需要定期更换，对电厂的运行成本有较大影响。在选择方面，需要根据烟气条件对催化剂进行选型。如果选型不当，容易引起磨损过快、堵塞、中毒等事故，给用户造成经济损失。SCR装置用的催化剂分为蜂窝式、板式和波纹板式3种，其中蜂窝式催化剂的应用最为广泛，占全球SCR催化剂供货总量的80％左右。
目前，我国的催化剂还主要依赖进口。王志轩说:“国内虽已建立催化剂生产线，但仅指利用催化剂原料压缩制作蜂窝状、板式等形式的催化剂模块。生产催化剂用的钛白粉制作技术仅掌握在国外少数厂家手中，因此，原料必须进口，这也就造成了脱硝催化剂的制造成本居高不下。”
国内已有多家企业的催化剂生产线已经投产或者正在筹建过程中。据江苏龙源催化剂有限公司的赵禹介绍，其公司的已投产产量为3000立方米/年，扩建后的产量可达到1.2万立方米/年。根据他的预测，到2010年年底，全国催化剂总产能将达到5万~8万立方米/年，基本能够满足国内市场要求。
赵禹说:“江苏龙源引进的是日本触媒化成的生产线，但是催化剂设计技术是装在一个黑匣子里面的。”他也认为，原料国产化问题是当前的主要问题。催化剂所需要的主要原料是超细晶型钛白粉，并在生产工艺中加入钨、钡、硅等成分，来提高产品热稳定性和成型性能，而这项技术目前国内钛白粉厂商并没有完全掌握。
对于催化剂的生产，中国工程院院士郝吉明介绍说，美国75％以上的催化剂都是由康明泰克公司提供的，生产过程实施全程监测，对操作工的精准化要求非常高，公司甚至对每个操作工存在的问题都有详细记载，而且公司的科研人员要比操作人员还要多。
做出合格的催化剂产品对每一个厂都是挑战，国内企业纷纷上马这一项目也让很多专家担忧。东南大学教授孙克勤说:“催化剂的生产是烧制青花瓷，不是烧砖，但很多企业都当作烧砖来做，产品质量是否能够保证？如果使用了质量不好的产品，必将会造成很大的损失。”
很多企业都看到了国内催化剂市场的潜力，但是遍地开花很难实现优化发展。专家提出，鼓励有实力、有市场、有技术的企业加快发展，有2~3家企业就可以满足国内市场的需求了。
对于如何实现国内催化剂行业的健康发展，美国康宁公司商务总监王剑波说:“目前国内的采购形式不鼓励企业进行研发。在目前的国内采购中，一个原则是低价中标，另一个原则是指标性采购，也就是关注产品的脱硝效率、使用时间等，而业主不能判断企业是否能够兑现承诺。这样，在竞争激烈的时候，就可能使得厂家竞相压价，甚至可能说谎。因为市场不能健康发展，催化剂企业的研发成本无法回收，企业也就无法开展研发工作。”对此，他建议，增强业主方的知识储备，同时借鉴欧美电力企业在催化剂采购中的经验，关注催化剂本身的性能指标，鼓励企业不断去研发和进步。
煤种多变对低氮燃烧、烟气脱硝造成了困难
应对典型煤种对氮氧化物排放和相关燃烧特性影响开展研究，催化剂生产的配方要个性化
我国的一次能源结构决定了现在及未来相当长时期内，燃煤火电(煤电)仍是我国发电装机容量的主要组成部分。煤质问题成为我国电站锅炉运行中要面对的现实问题。
哈尔滨工业大学教授吴少华告诉记者，我国劣质煤占据了电厂燃煤的重要份额。根据他最近对50个电厂91个煤种的统计结果，无烟煤占24.2％，贫煤占15.4％，高灰分煤占16.7％。他说:“劣质煤不仅燃烧的稳定性不好，燃烧效率低，容易发生高温腐蚀和结渣的问题，而且氮氧化物的排放很难控制。但是，煤炭供应紧张、煤质变化频繁又是很多电厂面临的问题。”华能集团的代表在发言中提到，煤的问题是中国的国情，对低氮燃烧、烟气脱硝等都造成了困难，也因为煤种的问题，很多技术在实际应用中不能得到充分发挥。
对此，吴少华建议，对典型煤种的煤质特性和燃烧参数对氮氧化物排放和相关燃烧特性影响开展研究，并建立我国的数据库。东南大学教授孙克勤认为:“煤种多变对于我国的催化剂生产也是一个挑战。从国外引进的催化剂生产技术的软件包中不一定有中国的煤种，或者煤种的数据不全。而催化剂生产的配方是要个性化的，以适应煤质的变化。因此，尽可能多地搜集相关数据，是非常重要的。”
由于产生机理与二氧化硫不同，氮氧化物的排放与煤质特征、燃烧方式甚至司炉工的操作方式等因素都有重要关系。因此，控制氮氧化物的排放，不仅要关注煤质问题，还要注重燃烧方式的选择与改进，以及对于司炉工的培训和考核。
脱硝工艺的选择要根据当地排放要求确定
脱硝效率和经济成本应二者兼顾
低氮燃烧技术具有投资与运行费用低、技术成熟等优点，且已在发达国家和我国新出厂发电机组上得到广泛应用。因此，专家认为，低氮燃烧技术应作为我国火电厂氮氧化物减排的基本技术。在采用低氮燃烧技术后，机组的氮氧化物排放浓度仍达不到排放标准限值或光化学烟雾频繁出现的环境敏感地区，应增设烟气脱硝装置。在烟气脱硝技术的选择上，有专家认为，厂家应综合考虑减排要求、成本等多方面因素。
美国燃料技术公司的刘明辉说:“在国内近几年的脱硝工程实践中，存在不管现场条件和减排要求，都选择SCR的倾向。”选择性催化还原具有脱硝效率高等优点，但相应投资也会加大。
刘明辉以4×350MW机组的脱硝工程改造为例，来说明不同工艺选择的成本问题。这一机组的初始氮氧化物浓度为800mg/Nm3，目标氮氧化物排放浓度为200mg/Nm3。如果采用低氮燃烧和SNCR，改造的初期投资为1.5亿元左右；如果采用低氮燃烧和SCR(液氨作为还原剂)，改造的初期投资将超过3亿元；如果采用低氮燃烧和SNCR/SCR混合工艺进行改造，初期投资在2.08亿元左右。所谓SNCR/SCR混合工艺，就是把SNCR工艺的低成本特点同SCR工艺的高脱硝率进行有效结合的一种联体的混合工艺，可以降低催化剂的使用量，与电除尘/布袋除尘相结合的电袋除尘技术类似。美国从上世纪90年代开始对这一工艺进行研发，其脱硝效率在50％~95％之间，一次投资介于SNCR和SCR之间。
由此可见，不同的工艺选择，成本有很大的差异。刘明辉认为，脱硝工艺的选择应该根据当地的排放要求来确定，而不是一味地追求高脱硝率，经济性也是需考虑的。他认为，应该将各个工艺的利弊向业主说明，将选择权交给业主。
确保建成工程真正运行，而不是上项目的敲门砖
加强监管，对项目实行后评估，并制订相应配套政策
“脱硝产业化要避免脱硫产业化过程中出现的教训，比如低价中标、工程质量问题等。”这是被专家多次提及的一个问题。据王志轩介绍，国内烟气脱硝工程建设也存在很多问题，“部分烟气脱硝工程的建设具有盲目性，为了实现产能扩张，环保在很多地方是项目的敲门砖。缺乏系统性的脱硝工程设计、制造、施工、安装、调试、验收标准和规范。对于已建成脱硝工程的电厂，缺少必要的调研和评价，而对于烟气脱硝装置较高的运行费用，目前尚无电价政策的支持。”
郝吉明认为，应该保证已建成的烟气脱硝工程正常运行，并建立相应的数据库，因为这是我国电力企业烟气脱硝工程现成的生产力，是提高技术水平的第一批试验台，也是将来实现技术升级的基础。他说:“环保部门要对电厂烟气脱硝设施的运行情况进行整体评估，环保公司也应该对自己的工程进行跟踪和后评估，将这些工程真正变成自己的财富。同时，电力企业与环保公司应该联合建立烟气脱硝的示范厂，用样本来带动工作的开展。”
刘明辉提到，现在普遍存在工程建成试运行后不投运的情况，并没有真正取得环境效益。这就使得相关部门在制定下一阶段的法规、技术政策时缺乏参考和借鉴的经验，工程质量的问题没能得到充分的暴露和改进。另一方面，选择液氨作为还原剂的诸多弊端无法呈现，这一重大危险源的潜在风险也就越埋越深。
专家认为，只有强有力的监管，才能保证环保设施的正常运行，而建立有效的脱硝运行管理办法也是非常必要的。同时，王志轩建议，国家应出台鼓励火电厂烟气脱硝的经济政策，如排污权交易、脱硝电价等，保障技术与经济的平衡，以最小的成本换取最大的环境效益。
转载：中国环境报
