自2011年我国收紧燃煤电厂氮氧化物排放标准以来，煤电机组开始大规模使用脱硝技术。从今年起未来数年内，我国燃煤电厂脱硝催化剂将迎来报废高峰。日前，国家能源集团北京低碳清洁能源研究院（下称“低碳院”）发布的脱硝催化剂再生方法专利获中国专利奖银奖，低碳院环保中心技术总监王宝冬告诉记者，当前我国燃煤电厂脱硝催化剂再生技术已走向成熟，资源化、低温化、智能化将成为未来我国脱硝催化剂发展方向。
今年进入脱硝催化剂报废高峰
记者了解到，自2011年原环保部颁布《火电厂大气污染物排放标准》以来，新建火电机组氮氧化物最大排放量不得超过100毫克/立方米，此后我国燃煤电厂又进行了“超低排放”改造，氮氧化物最大排放量须低于50毫克/立方米。
在此背景下，高效脱硝催化剂市场需求应运而生。据了解，在脱硝过程中，选择性催化还原（SCR）技术是目前最为广泛采用的脱硝技术之一，能够有效减少氮氧化物排放。根据中国环境保护产业协会发布的数据，通过近10年的治理，截至2020年，我国煤电超低排放改造完成率已达80%，全国8.1亿千瓦的燃煤机组基本达到天然气的排放水平。
记者查阅相关数据了解到，截至2019年底，我国火电装机容量达到11.9亿千瓦，以当前燃煤机组“超低排放”标准来计算，SCR催化剂的总填装量约为120万立方米。钢铁、各种窑炉、有色冶金以及各行业的自备燃煤动力锅炉、自备电厂及散煤等非电燃煤行业消耗国内煤炭总量的50%左右，粗略估计催化剂总填装量100万立方米。
王宝冬指出，我国SCR催化寿命约为3-5年，2014年我国燃煤电厂开始大规模启用SCR催化剂达成脱硝目标，随着SCR脱硝系统在全国范围内火电和非电领域催化剂使用量的递增，从今年往后的1-2年，我国将有大量脱硝催化剂面临报废。预测认为，到2025年脱硝催化剂废弃量将达到40.01万立方米，年报废量达到20万吨。
国外经验不可直接照搬
据王宝冬介绍，过去5年，我国燃煤电厂脱硝催化剂已存在报废现象，但由于市场尚未形成规模，催化剂再利用市场也未打开。“SCR催化剂一旦达到使用寿命，因其本身组成而被定义为危险固废，而此前企业的处理方法大多为填埋或无害化处理等，对环境仍有一定的破坏，对资源也是浪费。”王宝冬说。
据了解，最初我国企业为达到脱硝目标，大多仍使用国外SCR催化剂。有业内专家指出，此前由于国内催化剂市场不规范，存在低价中标、恶性竞争等多种现象，脱硝催化剂在生成过程中没有严格按照规范操作，导致国产脱硝催化剂质量受损。另外，我国燃煤电厂“超低排放”要求比国外标准更高，但环保监管部门并不考核氨排放，因过量喷入氨而引发的氨逃逸以及催化剂中毒现象屡见不鲜。
然而，王宝冬指出，由于欧美国家燃煤电厂运行环境与国内不同，国内燃煤电厂负荷环境变化相对更多，因“超低排放”标准影响催化剂使用强度更高，催化剂中毒、失活等现象较为严重。因此，按照国际标准直接引进脱硝催化剂难免“水土不服”。
为此，多年来，国内多家催化剂厂商在引入国外技术后不断创新，目前脱硝催化剂从原料到设备等方面均已实现国产化，催化剂质量也逐步提升至国际先进水平。在脱硝催化剂面临大规模报废之际，催化剂再生以及回收领域的技术创新也成为行业发展的必由之路。
技术进展推动环保进程
据低碳院介绍，该院近日发布的具有“中毒元素靶向去除-活性成分梯度分布”的催化剂再生技术，解决了催化剂活性和机械强度无法兼顾的再生技术难题。这种新型催化剂再生技术利用离子型络合剂定向清除中毒元素而不破环催化活性组分，并提高催化剂强度以及脱硝活性，技术成本与使用新催化剂相比下降60%。
事实上，自2018年以来，随着国内环保管控形势愈加严格，国家和地方政府出台了更加严苛的政策和标准治理非电燃煤领域的大气污染问题。从未来情况来看，业内人士指出，多省市已发布钢铁行业超低排放相关政策，非电行业脱硝需求预计会有所增加，随着国内企业逐步推进非电燃煤行业环保设施建设及改造，未来废旧脱硝催化剂总量也将持续上涨。
对此，王宝冬指出，当前国内脱硝催化剂再生技术仍在不断发展，未来脱硝催化剂再生将更加向资源化的方向转变，从传统的资源开采、生成、使用、报废的线性工艺，逐步转变为新催化剂生产、再生、回收的循环工艺，实现原料再利用。另外，脱硝技术也将更多的利用大数据、人工智能等技术实现智能化脱硝，更加精准地对过程实现管控，甚至能够开发除尘、脱硫、脱硝以及脱二噁英等一体化技术。
