近年來，隨著我國霧霾等惡劣天氣的頻發(fā)，火力發(fā)電等重點(diǎn)行業(yè)的污染物排放狀況受到了更多關(guān)注。為此，自2015年以來，我國燃煤電廠逐步開始實(shí)施超低排放改造，改造后其主要污染物(煙塵、SO2和NOx)可達(dá)到國家對(duì)燃?xì)鈾C(jī)組的排放限值要求，部分電廠氮氧化物排放濃度已達(dá)到25mg/m3水平。  

眾所周知，由于燃料特性的不同，燃?xì)獍l(fā)電相比燃煤發(fā)電更為清潔高效，但隨著燃煤電廠實(shí)施超低排放改造，燃?xì)怆姀S的環(huán)保優(yōu)勢(shì)受到挑戰(zhàn)。特別是近年來氣電裝機(jī)容量的迅速擴(kuò)充，加之燃?xì)怆姀S主要位于經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)、環(huán)境敏感區(qū)域，所以其環(huán)保問題已日益凸顯。江蘇省作為沿海經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)地區(qū)，燃?xì)獍l(fā)電裝機(jī)容量已接近1000萬kW，預(yù)計(jì)2020年將達(dá)到2000萬kW。同時(shí)，江蘇省10萬kW以上燃煤機(jī)組將全部完成超低排放改造，排放水平將達(dá)到燃?xì)怆姀S環(huán)保排放標(biāo)準(zhǔn)要求，省內(nèi)燃?xì)怆姀S環(huán)保優(yōu)勢(shì)已受到挑戰(zhàn)。  

隨著江蘇省氣電裝機(jī)容量的擴(kuò)充，燃?xì)獍l(fā)電的污染物排放情況將受到足夠重視，燃?xì)怆姀S應(yīng)積極開展降氮潛力評(píng)估工作，為迎接更高的環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)做好技術(shù)儲(chǔ)備。  

1江蘇省燃?xì)怆姀S的環(huán)�，F(xiàn)狀  

截至2016年底，我國燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組總裝機(jī)容量已達(dá)7860萬kW。作為沿海經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)地區(qū)的江蘇，近幾年燃?xì)庋b機(jī)容量增長迅速，如圖1所示。  

隨著江蘇省燃?xì)獍l(fā)電裝機(jī)容量的遞增，其污染物排放現(xiàn)狀已不容忽視。通過對(duì)江蘇省13座在役燃?xì)廨啓C(jī)電廠和8座在建燃?xì)廨啓C(jī)項(xiàng)目進(jìn)行了環(huán)�，F(xiàn)狀調(diào)研，其主要污染物排放水平匯總?cè)绫?所示。目前，江蘇省燃?xì)鈾C(jī)組污染物排放水平均能達(dá)到《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)GB13223－2011》(以下簡稱“國家標(biāo)準(zhǔn)”)，其中需要關(guān)注的主要污染物為氮氧化物。  

如表1所示，在未安裝任何脫硫除塵環(huán)保設(shè)施的情況下，SO2和粉塵實(shí)際排放水平均遠(yuǎn)低于國家標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的排放限值，也遠(yuǎn)優(yōu)于超低排放燃煤機(jī)組的排放水平;此外，燃?xì)怆姀S運(yùn)行過程中除生活廢水外基本無生產(chǎn)廢水外排，其噪聲通過防噪墻等降噪措施處理后也能達(dá)到國家環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)要求;氮氧化物為燃?xì)怆姀S的主要污染物，但排放水平也能達(dá)到國家標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的排放限值。  

現(xiàn)役機(jī)組氮氧化物排放水平分布情況存在差異。為了便于研究和預(yù)測(cè)地區(qū)排放限值，圖2分析了江蘇省在役13座電廠近30臺(tái)燃?xì)廨啺l(fā)電機(jī)組最近一年的最高氮氧化物小時(shí)排放均值。  

機(jī)組的排放數(shù)據(jù)為小時(shí)均值，當(dāng)一年內(nèi)排放最高的20個(gè)數(shù)據(jù)的平均值介于50～40mg/m3，則將該機(jī)組化歸為“50－40檔”;當(dāng)該平均值介于40～30mg/m3，則將該機(jī)組化歸為“40－30檔”;當(dāng)該平均值介于30～20mg/m3，則將該機(jī)組化歸為“30－20檔”。如圖2所示，54%的機(jī)組NOx最高濃度平均數(shù)值在30mg/m3以上。  

NOx排放水平分檔規(guī)律因機(jī)組參數(shù)不同而不同。由于燃?xì)廨啓C(jī)透平前溫決定氮氧化物生成速率，F(xiàn)級(jí)機(jī)組透平前溫高于E級(jí)機(jī)組，因此F級(jí)機(jī)組的氮氧化物排放濃度一般會(huì)高于E級(jí)機(jī)組。  

目前，江蘇省燃?xì)鈾C(jī)組氮氧化物濃度分檔情況如圖3所示，在低濃度檔位，E級(jí)機(jī)組占比更大，F(xiàn)級(jí)機(jī)組占比更小。SCＲ預(yù)留和加裝情況存在差異。目前，江蘇省在役機(jī)組只有2座電廠加裝有SCＲ脫硝系統(tǒng)。  

如圖4所示，大部分在役機(jī)組未預(yù)留SCＲ安裝位置;而所有在建機(jī)組全部預(yù)留了SCＲ安裝位置(其中1座電廠已安裝SCＲ)，但部分機(jī)組預(yù)留空間偏小。從裝機(jī)容量角度考慮，江蘇省在役機(jī)組中約有598萬kW未預(yù)留SCＲ脫硝位置，約占總裝機(jī)容量的60%。  

因此，在研究脫硝技術(shù)路線時(shí)，大部分在役機(jī)組由于無法加裝SCＲ，能采用的脫硝技術(shù)明顯有別于在建機(jī)組。同時(shí)，燃?xì)怆姀S環(huán)保裝置存在較大優(yōu)化空間。  

江蘇省燃?xì)廨啓C(jī)電廠燃燒器均采用低氮燃燒器，由于燃?xì)廨啓C(jī)燃燒特性，電廠在啟動(dòng)階段有短時(shí)間NOx超標(biāo)情況，部分電廠啟動(dòng)階段有黃煙現(xiàn)象。調(diào)研的燃?xì)怆姀S環(huán)保裝置還存在以下問題:已加裝脫硝系統(tǒng)的電廠SCＲ運(yùn)行效率偏低，一般在50%左右，還有較大提升空間;對(duì)NOx的檢測(cè)手段有待完善(未測(cè)量NO2);大部分CEMS檢測(cè)原理為紅外法，檢測(cè)量程偏大等。  

2燃?xì)廨啓C(jī)氮氧化物排放的影響因素分析  

目前，國內(nèi)外燃?xì)廨啓C(jī)氮氧化物減排技術(shù)多樣，有燃燒室注水/注蒸汽技術(shù)、干式低氮燃燒技術(shù)、催化燃燒技術(shù)等，目前主流技術(shù)為干式低氮燃燒技術(shù)。根據(jù)對(duì)江蘇省燃?xì)怆姀S調(diào)研，低氮燃燒技術(shù)受到生產(chǎn)廠家、燃?xì)廨啓C(jī)控制方式以及外界溫濕度變化等因素影響，因此本文將從這三個(gè)方面加以分析。  

2.1不同主機(jī)廠家的排放差異  

為了比較江蘇省現(xiàn)有燃?xì)鈾C(jī)組本體在正常負(fù)荷下的氮氧化物減排能力，本文對(duì)三大主機(jī)廠家透平出口NOx排放水平進(jìn)行了比較。  

如表2所示，除三菱E級(jí)機(jī)組樣本少未計(jì)入外(數(shù)據(jù)不具代表性)，江蘇省其它所有在役機(jī)組均已統(tǒng)計(jì)其中。表2排放水平為本文圖2表述的每臺(tái)機(jī)組最高濃度平均值之和與機(jī)組數(shù)量的比值。  

從表2可知，對(duì)于F級(jí)和E級(jí)機(jī)組，正常負(fù)荷條件下不同主機(jī)廠家的氮氧化物排放水平差異不大，其中西門子機(jī)組由于采用環(huán)型或筒型燃燒室，有別于其它廠家的環(huán)筒型燃燒室，實(shí)現(xiàn)正常負(fù)荷下的低氮排放難度更大。目前，江蘇省燃?xì)怆姀S由于排放達(dá)標(biāo)，均未對(duì)燃?xì)廨啓C(jī)本體進(jìn)行升級(jí)或改造，省內(nèi)現(xiàn)有燃?xì)廨啓C(jī)的低氮燃燒技術(shù)差異不大。  

2.2燃?xì)廨啓C(jī)的控制方式變化  

目前，燃?xì)廨啓C(jī)本體降氮受到多重因素約束。較難在平衡其它重要運(yùn)行參數(shù)后實(shí)現(xiàn)更低的氮氧化物排放水平。以江蘇省某9F級(jí)機(jī)組啟動(dòng)階段的燃料控制為例。  

如表3所示，在啟動(dòng)階段初期，機(jī)組需要增加值班燃料閥(擴(kuò)散燃燒方式)開度確保燃燒穩(wěn)定，此時(shí)值班燃料閥開度是正常運(yùn)行階段的1.29倍。在正常負(fù)荷下，為確保燃燒溫度不致過高而導(dǎo)致氮氧化物排放超標(biāo)，值班燃料閥開度減小，同時(shí)預(yù)混燃料閥開度達(dá)到開機(jī)階段的2.2倍。  

燃?xì)廨啓C(jī)的排放也受到機(jī)組安全性的影響。某9F級(jí)機(jī)組在正常負(fù)荷階段，通過減少燃料量降低了機(jī)組出力和效率，同時(shí)減少了氮氧化物排放濃度，但機(jī)組振動(dòng)加速度(ACC值)明顯升高，機(jī)組安全性受到一定影響。  

因此，燃?xì)廨啓C(jī)的燃燒控制需平衡出力、安全、排放等多方面因素，通過控制燃燒降低氮氧化物同時(shí)會(huì)受到其他因素的制約，較難實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷低氮排放。  

2.3大氣溫濕度的變化  

理論分析，大氣溫度、濕度的變化，將會(huì)影響機(jī)組的燃燒溫度，進(jìn)而影響氮氧化物的排放。通常情況下，環(huán)境濕度升高時(shí)，NOx排放會(huì)降低。江蘇省實(shí)際調(diào)研情況，如下圖5至圖7所示。  

圖中A、B、C電廠機(jī)組分別為西門子、GE和三菱機(jī)組，圖中統(tǒng)計(jì)的是一年排放數(shù)據(jù)。由圖5、圖6、圖7可知，盡管三臺(tái)機(jī)組氮氧化物排放受環(huán)境濕度的影響存在差異，但趨勢(shì)一致，大氣濕度越大，氮氧化物排放濃度有降低的趨勢(shì)。  

大氣溫度對(duì)氮氧化物排放影響趨勢(shì)存在差異，A電廠環(huán)境溫度升高，氮氧化物濃度有升高的趨勢(shì);B電廠氮氧化物濃度升高趨勢(shì)不明顯;C電廠氮氧化物濃度先升高再降低。目前由于外界環(huán)境較難控制，燃?xì)廨啓C(jī)基本為被動(dòng)應(yīng)對(duì)，同時(shí)通過大氣濕度來降低氮氧化物濃度的空間有限(5～10mg/m3)，因此建議作為輔助降氮手段應(yīng)用。  

綜上所述，通過對(duì)氮氧化物排放的影響因素分析，省內(nèi)現(xiàn)有本體燃燒技術(shù)的降氮能力差異不大，但較難實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷低氮排放，并受到自身出力、安全性等因素約束以及受到外界溫度、濕度變化影響，降氮空間有限。隨著未來幾年江蘇省環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)的提高，燃?xì)怆姀S還應(yīng)考慮加入其它降氮措施。  

3降氮技術(shù)路線的研究  

國內(nèi)現(xiàn)有降氮技術(shù)路線主要為加裝SCＲ和燃?xì)廨啓C(jī)本體改造，兩項(xiàng)技術(shù)部分關(guān)鍵參數(shù)對(duì)比如表5。加裝SCＲ影響機(jī)組的效率;在煙氣溫度達(dá)到反應(yīng)要求條件下即可實(shí)現(xiàn)脫硝;同時(shí)存在脫硝效率較難達(dá)到設(shè)計(jì)值、燃?xì)怆姀S用脫硝催化劑尚未國產(chǎn)化等問題。燃燒器升級(jí)改造較難實(shí)現(xiàn)全負(fù)荷低氮排放。  

由表5可知，加裝SCＲ脫硝系統(tǒng)的技術(shù)可靠，性價(jià)比更高，但仍需要解決脫硝效率偏低和國產(chǎn)催化劑等問題。因此，針對(duì)江蘇省燃?xì)怆姀S降氮技術(shù)路線開展研究，還應(yīng)結(jié)合燃?xì)怆姀S環(huán)保設(shè)施現(xiàn)狀，并考慮機(jī)組的排放差異。根據(jù)調(diào)研，在不同排放水平下，江蘇省燃?xì)鈾C(jī)組預(yù)留SCＲ的情況如圖8所示。  

假設(shè)江蘇省在役燃?xì)怆姀S需要將氮氧化物排放濃度降低至30mg/m3以下，則57%的50－40檔燃?xì)鈾C(jī)組無法選擇SCＲ脫硝，86%的40－30檔燃?xì)鈾C(jī)組無法選擇SCＲ脫硝。因此，江蘇省燃?xì)怆姀S需要根據(jù)實(shí)際情況采用合適的降氮技術(shù)手段。  

結(jié)合江蘇省調(diào)研情況及現(xiàn)有脫硝技術(shù)現(xiàn)狀，對(duì)脫硝技術(shù)路線提出以下幾點(diǎn)建議:  

(1)針對(duì)未預(yù)留SCＲ安裝位置的燃?xì)怆姀S，建議可在鍋爐側(cè)加裝直噴氨脫硝系統(tǒng)或在燃?xì)廨啓C(jī)側(cè)升級(jí)低氮燃燒器。  

(2)針對(duì)預(yù)留空間不足的燃?xì)怆姀S，建議在鍋爐側(cè)優(yōu)化煙氣流場(chǎng)的基礎(chǔ)上加裝SCＲ脫硝系統(tǒng)，確保脫硝效率達(dá)到50%以上，同時(shí)在燃?xì)廨啓C(jī)側(cè)通過燃燒調(diào)整提高排氣中污染物濃度均勻性;在燃?xì)廨啓C(jī)電廠投產(chǎn)較早、低氮燃燒器等級(jí)較低的情況下，可考慮升級(jí)低氮燃燒器。  

(3)針對(duì)預(yù)留空間充足的燃?xì)怆姀S，建議綜合考慮SCＲ脫硝和燃?xì)廨啓C(jī)改造的技術(shù)潛力和經(jīng)濟(jì)成本來選擇降氮措施。從目前技術(shù)和經(jīng)濟(jì)指標(biāo)分析，加裝SCＲ脫硝系統(tǒng)初投資低，運(yùn)行后可滿足更嚴(yán)的地方標(biāo)準(zhǔn)要求，可優(yōu)先考慮。  

4燃?xì)怆姀S環(huán)保趨勢(shì)分析  

為規(guī)范燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)組污染物排放水平，2011年我國發(fā)布了《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)GB13223－2011》(以下簡稱“國家標(biāo)準(zhǔn)”);隨后部分經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)地區(qū)也相繼發(fā)布地方標(biāo)準(zhǔn)或出臺(tái)政策要求:2011年年底北京發(fā)布《固定式燃?xì)廨啓C(jī)大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)DB11847－2011》;2017年深圳市人民政府發(fā)布一號(hào)文《深圳市大氣環(huán)境質(zhì)量提升計(jì)劃(2017—2020年)》，進(jìn)一步降低燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)組氮氧化物排放限值，具體情況如表6所示。  

目前，歐美發(fā)達(dá)國家早已對(duì)燃?xì)獍l(fā)電的污染物排放水平實(shí)施嚴(yán)格控制，以美國為例，通過低氮燃燒+SCＲ脫硝技術(shù)(與國內(nèi)主流技術(shù)相同)，燃?xì)廨啓C(jī)出口可達(dá)到30mg/m3排放水平，SCＲ脫硝效率高至80%，最終實(shí)現(xiàn)氮氧化物(2×10負(fù)6次方～5×10負(fù)6次方的排放水平，這說明燃?xì)怆姀S進(jìn)一步降低氮氧化物的技術(shù)可行性。  

同時(shí)，作為沿海經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)地區(qū)的江蘇環(huán)境容量小，公眾對(duì)環(huán)境污染十分關(guān)注。因此，隨著裝機(jī)容量的日益遞增，江蘇省燃?xì)獍l(fā)電行業(yè)的環(huán)保減排工作將受到足夠重視，地區(qū)性污染物排放標(biāo)準(zhǔn)將進(jìn)一步提高。  

假設(shè)將氮氧化物排放濃度統(tǒng)一定為30mg/m3，根據(jù)本文圖2，則有54%的燃?xì)鈾C(jī)組需要采取進(jìn)一步降氮措施;根據(jù)本文圖3，假設(shè)制定統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)，則需要加裝降氮設(shè)施的主要為F級(jí)機(jī)組;根據(jù)圖8，機(jī)組SCＲ預(yù)留情況存在差異，應(yīng)區(qū)別對(duì)待�；谝陨戏治觯疚淖髡邔�(duì)未來江蘇省燃?xì)怆姀S氮氧化物排放限值預(yù)測(cè)如下:  

5江蘇省典型案例分析  

江蘇省內(nèi)燃?xì)怆姀S數(shù)量眾多，氮氧化物排放水平和環(huán)保裝置運(yùn)行現(xiàn)狀差異較大。由于江蘇省西門子SGT5－4000F機(jī)組較多，因此，選取江蘇國信協(xié)聯(lián)燃?xì)廨啓C(jī)電廠(簡稱“協(xié)聯(lián)電廠”)作為典型案例加以分析。  

5.1環(huán)保設(shè)施現(xiàn)狀與環(huán)保排放水平  

協(xié)聯(lián)電廠采用西門子SGT5－4000F(4+)型燃?xì)廨啓C(jī)，采用環(huán)形燃燒室。根據(jù)以往項(xiàng)目經(jīng)驗(yàn)，西門子9F級(jí)機(jī)組NOx排放濃度偏高、濃度場(chǎng)不均勻，屬于該級(jí)別中NOx控制難度較大的機(jī)組。如圖9，該31機(jī)組氮氧化物排放水平處在50－40檔。

同時(shí)，協(xié)聯(lián)電廠余熱鍋爐采用立式布置，鍋爐內(nèi)預(yù)留有SCＲ脫硝空間，預(yù)留距離約5．65m，預(yù)留空間較為理想。  

5.2降氮目標(biāo)和潛力分析  

依據(jù)本文表7對(duì)江蘇省燃?xì)鈾C(jī)組排放限值的預(yù)測(cè)，協(xié)聯(lián)電廠氮氧化物濃度需降至25mg/m3以下。  

根據(jù)本文表5，該電廠降氮技術(shù)有兩種選擇:SCＲ脫硝技術(shù)和燃燒器升級(jí)改造。與燃燒器升級(jí)改造相比，在脫硝效率能夠保障的條件下(50%～60%)，SCＲ脫硝后的排放水平不僅能滿足未來排放限值，而且指標(biāo)更優(yōu)。經(jīng)測(cè)算，改造后每臺(tái)機(jī)組每年將減排氮氧化物200t左右，環(huán)境效益明顯。同時(shí)，由于SCＲ脫硝技術(shù)成熟，國內(nèi)應(yīng)用案例較多，因此本文推薦選擇SCＲ脫硝技術(shù)。  

5.3項(xiàng)目前景與困難分析  

進(jìn)一步降低燃?xì)怆姀S氮氧化物排放，將不僅提升江蘇省大氣環(huán)境質(zhì)量，同時(shí)也可解決電力環(huán)保產(chǎn)業(yè)的關(guān)鍵技術(shù)問題，例如解決高NOx排放濃度、高濃度場(chǎng)和溫度場(chǎng)分布不均勻的NOx排放控制問題，突破SCＲ系統(tǒng)脫硝效率低、氨逃逸率高的技術(shù)難題，提升國內(nèi)燃?xì)廨啓C(jī)電廠脫硝催化劑國產(chǎn)化水平等。為降低燃?xì)廨啓C(jī)電廠氮氧化物超低排放的實(shí)施成本，對(duì)需要SCＲ改造的同類型機(jī)組提供借鑒和參考，建議選擇1～2臺(tái)已具條件的機(jī)組進(jìn)行工程示范。  

目前，江蘇省燃?xì)怆姀S普遍處在保本微利狀態(tài)，為響應(yīng)國家和地方逐步加嚴(yán)的環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)環(huán)保設(shè)施實(shí)施升級(jí)改造勢(shì)必在一定程度上加重電廠經(jīng)營壓力。同時(shí)每年還需考慮一定運(yùn)行成本。  

因此，為促進(jìn)江蘇省燃?xì)獍l(fā)電的高效和清潔發(fā)展，建議相關(guān)部門對(duì)前期實(shí)施脫硝示范的燃?xì)怆姀S提供一定政策扶持和經(jīng)濟(jì)補(bǔ)貼，同時(shí)在新標(biāo)準(zhǔn)出臺(tái)后對(duì)燃?xì)怆姀S提供連貫的政策支持，以緩解電廠經(jīng)濟(jì)效益與環(huán)境效益的突出矛盾。  

6結(jié)論與建議  

6.1結(jié)論  

(1)與已實(shí)現(xiàn)“超低排放”的燃煤電廠相比，江蘇省燃?xì)怆姀S在二氧化硫和粉塵排放方面仍具有明顯的環(huán)保優(yōu)勢(shì)，但氮氧化物排放優(yōu)勢(shì)已受到省內(nèi)超低排放燃煤機(jī)組的挑戰(zhàn)。  

(2)三家主機(jī)廠商的低氮燃燒技術(shù)差異不大，但由于需平衡出力、安全、效率等多方面因素，同時(shí)受到大氣溫度、濕度影響，江蘇省現(xiàn)有燃?xì)廨啓C(jī)低氮燃燒技術(shù)降氮潛力有限。  

(3)相比燃?xì)廨啓C(jī)燃燒器升級(jí)改造，燃?xì)怆姀S加裝SCＲ脫硝系統(tǒng)的案例更多，性能更可靠，性價(jià)比更高。  

(4)燃?xì)怆姀S需考慮現(xiàn)有機(jī)組環(huán)保排放水平及環(huán)保設(shè)施運(yùn)行現(xiàn)狀，綜合分析現(xiàn)有脫硝手段的技術(shù)和經(jīng)濟(jì)可行性，選擇更合適的降氮技術(shù)路線。  

(5)江蘇省燃?xì)怆姀S氮氧化物排放標(biāo)準(zhǔn)加嚴(yán)是大勢(shì)所趨，同時(shí)省內(nèi)燃?xì)怆姀S還應(yīng)關(guān)注機(jī)組啟停階段的黃煙問題及全負(fù)荷氮氧化物減排問題，做好降氮技術(shù)儲(chǔ)備。  

6.2建議  

在燃?xì)廨啓C(jī)進(jìn)一步降低氮氧化物排放的大趨勢(shì)下，本文提出以下建議:  

(1)我省燃?xì)怆姀S應(yīng)密切跟蹤國家及地方環(huán)保政策的變化趨勢(shì)，提前做好相關(guān)技術(shù)準(zhǔn)備。  

(2)在新標(biāo)準(zhǔn)出臺(tái)前，建議新建電廠應(yīng)提前預(yù)留SCＲ脫硝系統(tǒng)的合理安裝位置。  

(3)燃?xì)廨啓C(jī)行業(yè)內(nèi)相關(guān)科研機(jī)構(gòu)、主機(jī)廠商等單位應(yīng)加強(qiáng)產(chǎn)學(xué)研力度，進(jìn)一步優(yōu)化SCＲ脫硝技術(shù)，提高脫硝效率，降低初投資成本，特別是加快國產(chǎn)催化劑研發(fā)進(jìn)度，促進(jìn)產(chǎn)業(yè)化應(yīng)用。  

(4)建議各級(jí)環(huán)保部門應(yīng)合理借鑒國外燃?xì)怆姀SNOx排放標(biāo)準(zhǔn)和先進(jìn)管理經(jīng)驗(yàn)，充分調(diào)研國內(nèi)燃?xì)怆姀S環(huán)�，F(xiàn)狀，合理調(diào)整新的環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)。  

(5)江蘇省應(yīng)對(duì)排放水平優(yōu)于國家標(biāo)準(zhǔn)的燃?xì)怆姀S給予一定的電價(jià)補(bǔ)貼或利用小時(shí)獎(jiǎng)勵(lì)，以調(diào)動(dòng)燃?xì)怆姀S減排積極性。

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