陸建偉，曹志勇，李輝

(浙江省電力公司電力科學(xué)研究院，浙江杭州 310014)

0 引言

隨著我國經(jīng)濟(jì)的發(fā)展和環(huán)保要求的提高，對(duì)煙氣中NOx的排放和控制日益引起人們重視，NOx的排放嚴(yán)重污染了環(huán)境，危害了人體健康和生態(tài)環(huán)境。抑制NOx的排放，是當(dāng)前控制大氣污染的重要工作之一。我國NOx污染日益嚴(yán)重的根本原因是以煤炭為主的能源消耗結(jié)構(gòu)，并且在短期內(nèi)這種格局也不會(huì)有所改變，在我國，電廠是用煤大戶，也是NOx排放的重點(diǎn)單位，因此電廠燃煤鍋爐的NOx的減排和控制是今后環(huán)?？刂乒ぷ鞯闹攸c(diǎn)之一。2011年07月29日，國家環(huán)境保護(hù)部和國家質(zhì)量監(jiān)督檢驗(yàn)檢疫總局聯(lián)合發(fā)布了新修訂的《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》，燃煤鍋爐的NOx(以NO2計(jì))排放標(biāo)準(zhǔn)降低到100mg/m3，在新的排放標(biāo)準(zhǔn)要求下，火電企業(yè)為了控制氮氧化物的達(dá)標(biāo)排放，必須要加裝或改裝煙氣脫硝設(shè)施。

1 燃煤機(jī)組煙氣脫硝設(shè)施概況

1.1 燃煤機(jī)組煙氣脫硝設(shè)施配置現(xiàn)狀

截至2012年6月，浙江省已經(jīng)投運(yùn)SCR煙氣脫硝系統(tǒng)的燃煤機(jī)組共有19臺(tái)，配置脫硝設(shè)施的機(jī)組容量為1432萬kW，約占統(tǒng)調(diào)燃煤機(jī)組43%。其中1000MW機(jī)組10臺(tái)、660MW機(jī)組2臺(tái)、600MW機(jī)組4臺(tái)、300MW機(jī)組1臺(tái)，150MW機(jī)組2臺(tái)。19臺(tái)脫硝設(shè)施中，7臺(tái)為技改建設(shè)項(xiàng)目，其余12臺(tái)為機(jī)組“三同時(shí)”建設(shè)設(shè)施。

1.2 SCR脫硝設(shè)施建設(shè)和改造成本

脫硝設(shè)施改造，屬于重大技改項(xiàng)目，涉及審批、資金、場地、設(shè)備等很多因素，建設(shè)周期也相對(duì)較長。一般600MW及以上機(jī)組投資均在6000萬元/臺(tái)以上。建設(shè)成本主要包括建筑工程費(fèi)、安裝工程費(fèi)、設(shè)備購置費(fèi)及其他費(fèi)用。其中，設(shè)備購置費(fèi)是主要的成本項(xiàng)目，約占50%以上。脫硝設(shè)施單位建設(shè)成本在70～150元/kW不等。脫硝技術(shù)改造項(xiàng)目和同步建設(shè)項(xiàng)目成本差異較大，一般來說同步建設(shè)的成本較小，后期加裝的項(xiàng)目成本較大。近幾年，投產(chǎn)的一些大機(jī)組脫硝設(shè)施基本上都為同步建設(shè)，其單位建設(shè)成本也呈逐步下降趨勢，如浙江省內(nèi)某燃煤電廠2×1000MW機(jī)組，脫硝設(shè)施同步建設(shè)，單位投資僅為59.21元/kW。

1.3 燃煤機(jī)組脫硝設(shè)施運(yùn)行成本測算

脫硝設(shè)施的運(yùn)行成本主要包括還原劑成本、催化劑成本、折舊費(fèi)用、人工費(fèi)用及其他費(fèi)用。其中，還原劑和催化劑成本占主要部分，一般占50%以上。還原劑(如液氨或尿素)為耗費(fèi)品，需要通過外購加工。脫硝催化劑使用年限為2～3年，需重新更換或再生。目前，浙江省電廠脫硝設(shè)施運(yùn)行成本在0.0061～0.013元/(kW·h)，大部分電廠脫硝設(shè)施運(yùn)行成本在0.01元/(kW·h)以上。

1.4 燃煤機(jī)組NOx單位電量平均排放績效情況

火電廠鍋爐煤燃燒產(chǎn)生的NOx中，NO占90%，NO2占5% ～10%。一般為燃料中的氮化物在燃燒中氧化而成。由于燃料中氮的分解溫度低于煤粉的燃燒溫度，在600～800℃就會(huì)生產(chǎn)NOx，燃料生產(chǎn)的NOx一般占60% ～80%。據(jù)統(tǒng)計(jì)，燃煤機(jī)組NOx單位指標(biāo)平均排放績效約為1.1g/(kW·h)。配備SCR脫硝設(shè)施的機(jī)組NOx單位指標(biāo)排放量明顯低于無脫硝設(shè)施的機(jī)組，如某廠2臺(tái)百萬脫硝機(jī)組的單位排放量為0.41g/(kW·h)，某廠600MW脫硝機(jī)組單位排放量為0.75g/(kW·h)。

1.5 統(tǒng)調(diào)火電機(jī)組低氮燃燒器配置情況

低氮燃燒技術(shù)是減少NOx生成的重要手段，因此很多電廠都把低氮燃燒器改造作為減少NOx排放的方式之一，從源頭上對(duì)NOx的產(chǎn)生進(jìn)行了限制。一般情況下，低氮燃燒器可以減少 NOx(約20%～40%)的生成，目前性能較好的低氮燃燒技術(shù)可以將氮氧化物濃度降至200mg/m3以下，這樣可以大大減少進(jìn)入SCR脫硝反應(yīng)器的NOx入口濃度，分?jǐn)係CR反應(yīng)器的壓力，減少脫硝劑的使用，從而達(dá)到節(jié)能減排的效果。據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，目前省內(nèi)燃煤火電機(jī)組裝有SCR脫硝設(shè)施的機(jī)組基本上都同步配有低氮燃燒器，說明SCR加低氮燃燒技術(shù)，脫硝效果更好。未配置低氮燃燒器和SCR的機(jī)組氮氧化物排放濃度較大，都在550mg/m3以上。

1.6 機(jī)組SCR投退溫度情況

脫硝設(shè)施的投運(yùn)與退出是根據(jù)鍋爐負(fù)荷以及煙氣溫度來決定的，機(jī)組一般都設(shè)定最低投運(yùn)溫度，當(dāng)機(jī)組處于啟停階段或降負(fù)荷階段，若煙氣溫度低于最低投運(yùn)溫度，則脫硝退出，否則會(huì)對(duì)催化劑產(chǎn)生一定的影響。SCR脫硝系統(tǒng)催化劑的適應(yīng)溫度一般在320～425℃，不同性質(zhì)的催化劑有不同的活性溫度窗口。過高或過低的溫度都會(huì)導(dǎo)致催化劑無法正常起催化作用，使系統(tǒng)脫硝效率降低。目前，浙江省脫硝機(jī)組設(shè)定的最低投運(yùn)溫度基本上在290～322℃，設(shè)定的最低投運(yùn)溫度較低，主要是為了能夠提高脫硝設(shè)施的實(shí)際投運(yùn)率，以減少NOx的排放。

2 燃煤機(jī)組脫硝設(shè)施建設(shè)與運(yùn)行存在問題

2.1 脫硝設(shè)施建設(shè)工期緊、任務(wù)重

隨著《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》(GB 13223－2011)實(shí)施，預(yù)留給省內(nèi)火電機(jī)組進(jìn)行脫硝設(shè)施改造僅為2年半左右時(shí)間。目前浙江省仍有一半以上燃煤機(jī)組尚未配置SCR脫硝設(shè)施，需要在這兩年內(nèi)完成脫硝設(shè)施的改造，改造時(shí)間緊，任務(wù)艱巨。脫硝改造是一項(xiàng)環(huán)保技術(shù)改造，資金投入較大，項(xiàng)目支撐手續(xù)較多，前期需要進(jìn)行調(diào)研、立項(xiàng)、設(shè)備采購、施工以及調(diào)試等環(huán)節(jié)，同時(shí)需要環(huán)境影響評(píng)價(jià)、安全性評(píng)價(jià)、職業(yè)健康衛(wèi)生評(píng)價(jià)、節(jié)能評(píng)估和審查等各種評(píng)價(jià)性材料，因此每個(gè)電廠都要提前籌劃、積極準(zhǔn)備、穩(wěn)步有序的推進(jìn)此項(xiàng)工作。

今年又恰逢浙江省火電機(jī)組進(jìn)行脫硫取消旁路改造，這一改造項(xiàng)目涉及的機(jī)組更多，對(duì)機(jī)組安全運(yùn)行影響更大，改造亦需要機(jī)組停運(yùn)。因此，大部分電廠目前都選擇同時(shí)進(jìn)行脫硝改造和脫硫取消旁路改造，這樣可以節(jié)省因此而造成的機(jī)組停運(yùn)時(shí)間。如何安排好脫硝改造計(jì)劃是每個(gè)發(fā)電企業(yè)以及電力調(diào)度機(jī)構(gòu)需要解決的主要問題。

2.2 機(jī)組負(fù)荷率低，脫硝設(shè)施投運(yùn)情況堪憂

2012年上半年，受經(jīng)濟(jì)增速趨緩的影響，發(fā)電量出現(xiàn)下滑，燃煤火電機(jī)組發(fā)電利用小時(shí)下降明顯，機(jī)組平均負(fù)荷率較去年同期也有所下降。負(fù)荷率下降導(dǎo)致機(jī)組長期處于低負(fù)荷狀態(tài)下運(yùn)行，脫硝設(shè)施撤出時(shí)間增加，不利于污染物減排。若脫硝設(shè)施長期在低負(fù)荷、煙氣溫度不高的情況下運(yùn)行，則會(huì)對(duì)脫硝設(shè)施的催化劑產(chǎn)生一定的副作用，影響催化劑的實(shí)際催化效果和使用壽命。如某電廠300MW機(jī)組，由于催化劑工作溫度在314℃ ～400℃之間，機(jī)組負(fù)荷低于180MW，煙溫低于300℃時(shí)就不能滿足投運(yùn)要求，就要退出SCR運(yùn)行，影響機(jī)組的實(shí)際減排效果。根據(jù)上半年統(tǒng)計(jì)情況，19臺(tái)脫硝機(jī)組能夠達(dá)到或超過設(shè)計(jì)脫硝效率的僅為9臺(tái)，達(dá)標(biāo)率為47.36%，其余10臺(tái)機(jī)組脫硝效率均低于設(shè)計(jì)效率，其中有2臺(tái)機(jī)組脫硝效率甚至低于設(shè)計(jì)效率的80%。機(jī)組脫硝效率未能達(dá)到設(shè)計(jì)效率的原因有很多，主要有機(jī)組負(fù)荷上下波動(dòng)頻繁、運(yùn)行工況不穩(wěn)定、催化劑未能在最佳工況下運(yùn)行、催化劑中毒或失效等原因。

2.3 脫硝設(shè)施運(yùn)行對(duì)機(jī)組產(chǎn)生的不利影響

SCR煙氣脫硝技術(shù)所采用的釩鈦系催化劑通常被布置在省煤器出口和空預(yù)器進(jìn)口，由于流經(jīng)脫硝催化劑的煙氣還未經(jīng)過除塵設(shè)備，煙氣中的含塵量較高，會(huì)給機(jī)組帶來多種不利因素。在實(shí)際運(yùn)行過程中，煙氣中的水蒸汽、SO3和逃逸的氨在一定條件下反應(yīng)會(huì)生成硫酸氫銨。硫酸氫銨在液態(tài)下是一種很粘的腐蝕性物質(zhì)，會(huì)引起脫硝反應(yīng)器和下游設(shè)備堵塞和腐蝕。當(dāng)氨逃逸濃度較高時(shí)，因?yàn)榱蛩釟滗@導(dǎo)致空預(yù)器的堵塞，空預(yù)器的壓損上升很快;當(dāng)氨逃逸濃度較低時(shí)，空預(yù)器的壓損上升較慢。目前一些電廠脫硝運(yùn)行一段時(shí)間后，后續(xù)設(shè)備腐蝕增加，部分煙風(fēng)道的膨脹節(jié)、煙道壁經(jīng)常被腐蝕破損，外部保溫除銹銹蝕。

由于煙氣流經(jīng)SCR煙氣脫硝催化劑以及脫硝系統(tǒng)的進(jìn)出口連接煙道，會(huì)產(chǎn)生一定煙氣阻力，一般情況下，在反應(yīng)器中布置2層催化劑的脫硝系統(tǒng)，在滿負(fù)荷下脫硝系統(tǒng)的煙氣阻力為800Pa左右，這樣一方面會(huì)導(dǎo)致引風(fēng)機(jī)電耗增高，從而提高廠用電率。另一面，由于高飛灰布置的SCR煙氣脫硝系統(tǒng)安裝在空氣預(yù)熱器之前，脫硝系統(tǒng)的煙氣阻力的存在，會(huì)導(dǎo)致空氣預(yù)熱器熱端壓差升高，從而導(dǎo)致空氣預(yù)熱器漏風(fēng)率增大，空預(yù)器漏風(fēng)率增大后，將影響熱一次風(fēng)和熱二次風(fēng)風(fēng)溫，從而影響鍋爐熱效率。

2.4 發(fā)電企業(yè)脫硝電價(jià)補(bǔ)貼力度有限，運(yùn)行成本日趨增高、脫硝運(yùn)營壓力大

目前，浙江省燃煤電廠脫硝電價(jià)自2011年12月1日開始試行，對(duì)安裝脫硝裝置的燃煤發(fā)電企業(yè)，經(jīng)國家或省級(jí)環(huán)保部門驗(yàn)收合格的，報(bào)物價(jià)局審核后試行脫硝電價(jià)，標(biāo)準(zhǔn)暫按0.008元/(kW·h)執(zhí)行，補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)略低于電廠運(yùn)行成本。電廠運(yùn)行時(shí)發(fā)電企業(yè)除日常運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用如脫硝劑(液氨或尿素)成本支出外，一些機(jī)組的催化劑使用年限到期，需要再生或更換，也是一筆較大的支出。目前浙江省對(duì)于脫硝機(jī)組只有100個(gè)基礎(chǔ)利用小時(shí)的獎(jiǎng)勵(lì)政策，不足以填補(bǔ)脫硝運(yùn)行帶來的成本。

3 建議

火電廠脫硝設(shè)施配套改造是繼脫硫設(shè)施改造后我國電力企業(yè)又一重大環(huán)保工程，燃煤機(jī)組配置脫硝設(shè)施也是國家積極鼓勵(lì)和要求的，對(duì)于實(shí)現(xiàn)“十二五”節(jié)能減排約束性目標(biāo)，緩解資源環(huán)境約束，促進(jìn)經(jīng)濟(jì)發(fā)展方式轉(zhuǎn)變，增強(qiáng)可持續(xù)發(fā)展能力具有重要意義。電力行業(yè)氮氧化物排放量，作為國家“十二五”期間節(jié)能減排重要控制指標(biāo)，要求2015年排放量在2010年排放量的基礎(chǔ)上削減29%，因此發(fā)電企業(yè)脫硝設(shè)施肩負(fù)著氮氧化物減排的重要任務(wù)。

3.1 積極推進(jìn)火電機(jī)組脫硝改造工程

按照要求，浙江省大部分機(jī)組將在2014年7月前進(jìn)行脫硝設(shè)施改造，脫硝改造機(jī)組眾多、時(shí)間緊迫、任務(wù)繁重，又恰逢脫硫取消旁路改造，停運(yùn)改造與電力生產(chǎn)及保障全省電力供應(yīng)任務(wù)將產(chǎn)生矛盾。政府有關(guān)部門、各有關(guān)發(fā)電企業(yè)及電力調(diào)度機(jī)構(gòu)需加強(qiáng)脫硝改造統(tǒng)一規(guī)劃，協(xié)調(diào)好統(tǒng)調(diào)火電機(jī)組脫硝改造和供電需求的關(guān)系，合理安排機(jī)組停運(yùn)時(shí)間，避免扎堆改造造成社會(huì)供電不足等情況產(chǎn)生。各發(fā)電集團(tuán)和企業(yè)要提前規(guī)劃、積極調(diào)研、狠抓落實(shí)、按時(shí)保質(zhì)的完成脫硝工程項(xiàng)目改造。

3.2 高標(biāo)準(zhǔn)嚴(yán)要求地進(jìn)行脫硝設(shè)施建設(shè)

不論是“三同時(shí)”建設(shè)的脫硝設(shè)施，還是后期通過技術(shù)改造建設(shè)的脫硝設(shè)施，目前在建設(shè)和投運(yùn)中都有比較好的建設(shè)改造實(shí)踐和自主創(chuàng)新成果，當(dāng)然也存在的一些不足和缺陷。因此建議各火電企業(yè)在設(shè)計(jì)、施工和進(jìn)行脫硝改造時(shí)，能夠積極調(diào)研、深入研究、互相學(xué)習(xí)，借鑒先進(jìn)成果，吸取教訓(xùn)，盡量少走彎。在進(jìn)行脫硝設(shè)施設(shè)計(jì)時(shí)，在滿足目前環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)的同時(shí)，要預(yù)留相應(yīng)的設(shè)計(jì)裕量，以便屆時(shí)更加嚴(yán)格的環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)(列入環(huán)保重點(diǎn)地區(qū)，執(zhí)行特別排放限值等)出臺(tái)時(shí)，可通過增加催化劑層數(shù)等手段進(jìn)行適當(dāng)調(diào)整，避免重復(fù)改造，費(fèi)時(shí)費(fèi)力。新建脫硝機(jī)組要認(rèn)真做好設(shè)備選型和招投標(biāo)工作，選擇與機(jī)組性能相匹配的SCR技術(shù)和設(shè)備，避免出現(xiàn)建成后脫硝設(shè)施經(jīng)常不能投運(yùn)等問題，影響企業(yè)安全生產(chǎn)和經(jīng)濟(jì)效益。

3.3 積極優(yōu)化、調(diào)整完善，提高脫硝設(shè)施投運(yùn)穩(wěn)定性和投運(yùn)率

由于SCR煙氣脫硝系統(tǒng)的主要設(shè)備多為靜態(tài)設(shè)備，因設(shè)備故障導(dǎo)致未投用SCR煙氣脫硝系統(tǒng)的情況較為少見，影響SCR煙氣脫硝系統(tǒng)投用率的因素主要是煙氣溫度低于SCR煙氣脫硝催化劑最低煙氣溫度。在SCR煙氣脫硝系統(tǒng)的設(shè)備選型階段，應(yīng)該考慮催化劑最低投用煙溫與機(jī)組低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)省煤器出口煙氣溫度的匹配性，為了保證脫硝投用率，可適當(dāng)可慮選擇最低投用煙氣溫度較低的催化劑。電廠亦適當(dāng)犧牲一定的經(jīng)濟(jì)性(如鍋爐效率)，通過調(diào)整燃燒工況來提高進(jìn)入煙氣脫硝系統(tǒng)的煙氣溫度。SCR脫硝系統(tǒng)投入實(shí)際運(yùn)行的時(shí)間較短，系統(tǒng)尚未完善，對(duì)于脫硝系統(tǒng)普遍存在的CEMS測試準(zhǔn)確性、氨逃逸大和自動(dòng)調(diào)節(jié)品質(zhì)等問題，建議各電廠積極組織技術(shù)力量開展脫硝設(shè)施運(yùn)行優(yōu)化調(diào)整，逐步完善和解決運(yùn)行過程存在的問題，提高脫硝設(shè)施投運(yùn)穩(wěn)定性和投運(yùn)率。

3.4 優(yōu)化調(diào)度方式，開展節(jié)能發(fā)電調(diào)度和有序調(diào)停，充分發(fā)揮脫硝機(jī)組在節(jié)能減排中的作用

目前浙江省10臺(tái)1000MW機(jī)組均配置了脫硝設(shè)施，大機(jī)組在供電煤耗和廠用電率等指標(biāo)均有較大優(yōu)勢，2012年上半年1000MW機(jī)組平均供電煤耗僅為288g/(kW·h)，因此應(yīng)該積極發(fā)揮大機(jī)組節(jié)能減排方面的重要作用。鼓勵(lì)發(fā)電企業(yè)建設(shè)、運(yùn)行脫硝設(shè)施，對(duì)于安裝并平穩(wěn)運(yùn)行脫硝設(shè)施的火電機(jī)組優(yōu)先調(diào)度、優(yōu)先上網(wǎng)，提高脫硝機(jī)組的年度計(jì)劃電量，以提高脫硝投運(yùn)率。開展節(jié)能發(fā)電調(diào)度，讓高效環(huán)保脫硝機(jī)組多發(fā)滿發(fā)。在用電低負(fù)荷階段，開展有序調(diào)停，加強(qiáng)廠級(jí)調(diào)度方式的研究，適當(dāng)提高脫硝機(jī)組的最低運(yùn)行負(fù)荷，減少不必要的資源浪費(fèi)，降低污染物排放，提高經(jīng)濟(jì)和社會(huì)效益。

3.5 落實(shí)脫硝機(jī)組獎(jiǎng)勵(lì)機(jī)制和脫硝設(shè)施運(yùn)行管理考核辦法，緩解發(fā)電企業(yè)建設(shè)和運(yùn)行壓力

目前浙江省每年獎(jiǎng)勵(lì)脫硝機(jī)組100h的發(fā)電利用小時(shí)數(shù)，對(duì)于脫硝機(jī)組來說也是杯水車薪，不足以彌補(bǔ)脫硝設(shè)施投運(yùn)的成本，建議在年初確定發(fā)電小時(shí)時(shí)可適當(dāng)增加獎(jiǎng)勵(lì)發(fā)電小時(shí)數(shù)。脫硝電價(jià)補(bǔ)貼僅為0.008元/(kW·h)，也略低于企業(yè)脫硝運(yùn)行成本。建議根據(jù)各電廠實(shí)際運(yùn)行效果進(jìn)行分級(jí)補(bǔ)貼，對(duì)運(yùn)行效果較好的企業(yè)可適當(dāng)提高補(bǔ)貼電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)。

根據(jù)浙江省脫硝電價(jià)相關(guān)文件精神，燃煤發(fā)電企業(yè)當(dāng)月脫硝設(shè)施投運(yùn)率低于80%的，不得享受脫硝電價(jià)。當(dāng)月脫硝設(shè)施投運(yùn)率達(dá)到80%及以上的，根據(jù)當(dāng)月實(shí)際脫硝效率是否達(dá)到設(shè)計(jì)效率的80%來進(jìn)行脫硝電價(jià)核定。浙江省大部分燃煤機(jī)組采用SCR法進(jìn)行脫硝，此方法存在“最低噴氨溫度”這一瓶頸制約，即:燃煤機(jī)組在省煤器出口段煙氣溫度不能滿足脫硝裝置的“最低噴氨溫度”的要求，為保護(hù)催化劑活性，脫硝裝置將被迫停運(yùn)。因此，建議對(duì)運(yùn)行于50%額定負(fù)荷以下的機(jī)組，脫硝設(shè)施投運(yùn)率分段考核(當(dāng)機(jī)組在50%以下額定負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，脫硝設(shè)施投運(yùn)率不考核，當(dāng)機(jī)組在50%額定負(fù)荷以上運(yùn)行時(shí)，對(duì)脫硝設(shè)施投運(yùn)率進(jìn)行考核)。對(duì)于脫硝效率的考核規(guī)定要求達(dá)到設(shè)計(jì)效率的80%以上，此指標(biāo)對(duì)于設(shè)計(jì)脫硝效率較高的機(jī)組來說反而成為了一個(gè)負(fù)擔(dān)，不利于新建或改建機(jī)組進(jìn)行設(shè)計(jì)時(shí)選定較高的設(shè)計(jì)效率(因?yàn)樵O(shè)計(jì)效率越高，實(shí)際運(yùn)行考核的指標(biāo)也越高)。建議對(duì)脫硝機(jī)組出口排放濃度制定具體的考核標(biāo)準(zhǔn)，只要出口排放濃度達(dá)到排放標(biāo)準(zhǔn)，就不考慮脫硝效率，這樣可以避免某些設(shè)計(jì)效率較高的機(jī)組，在滿足排放標(biāo)準(zhǔn)的情況下不必為追求單一考核脫硝效率而“非經(jīng)濟(jì)性”運(yùn)行。

電量安排、稅收、貼息、脫硝廢料回收處理等政策措施的配合，可以進(jìn)一步鼓勵(lì)企業(yè)加快環(huán)保設(shè)施的建設(shè)，加快電源結(jié)構(gòu)調(diào)整?；鹆Πl(fā)電企業(yè)進(jìn)行脫硝系統(tǒng)改造要投入大量的資金，建議在貸款利率、財(cái)政稅收等方面考慮優(yōu)惠政策，同時(shí)對(duì)進(jìn)口設(shè)備給予相關(guān)退稅政策支持。鼓勵(lì)企業(yè)利用催化劑再生替代全新更換催化劑，促進(jìn)國產(chǎn)催化劑生產(chǎn)和再生企業(yè)的發(fā)展，避免更換下來的催化劑的二次污染。

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