我國火電廠脫硫脫硝行業2010年發展綜述

（中國環境保護產業協會鍋爐爐窯除塵脫硫委員會，北京 100037）

我國火電廠脫硫脫硝行業2010年發展綜述

（中國環境保護產業協會鍋爐爐窯除塵脫硫委員會，北京 100037）

綜述了2010年我國火電廠脫硫脫硝行業的發展概況，介紹了行業目前采用的主要技術及新技術，分析了行業的市場特點及存在的主要問題，提出了對策及建議，并對行業的發展進行了展望。

火電廠;脫硫;脫硝;行業發展

1 火電廠煙氣脫硫脫硝行業發展概況

1.1 行業發展環境分析

針對我國SO2和NOx嚴重污染的態勢，國家在“十一五”期間實施了SO2減排戰略，同時將在“十二五”實施更加嚴格的SO2和NOx排放控制標準。我國的脫硫脫硝等煙氣污染控制技術也取得了實質性進展，建設了大量的大氣污染物治理裝置，煙塵和SO2污染惡化的趨勢得到了有效的遏制，2009年，全國SO2排放量為2214.4萬噸，同比下降4.6%。但是，總體上大氣污染物濃度仍處于較高的水平，特別是大氣中的NOx濃度還在呈穩步增長的趨勢，發達國家歷經近百年出現的環境問題在我國近二三十年就集中出現了，酸雨、細顆粒污染和臭氧污染等大氣污染已逐步演變為復合型區域性污染，大氣環境形勢非常嚴峻。如此規模和復雜程度的大氣污染治理在國際上還沒有現成的經驗可以借鑒，迫使我國面臨不同于發達國家和地區的大氣污染治理難題，成為制約我國經濟可持續發展的重要瓶頸問題之一。

2010年9月，國務院常務會議審議并原則通過《國務院關于加快培育和發展戰略性新興產業的決定》，將節能環保產業確定為七個戰略性新興產業發展的重點方向之一。胡錦濤總書記在2010年中國科學院、中國工程院院士大會上的講話中指出∶“建設創新型國家，加快轉變經濟發展方式，贏得發展先機和主動權，最根本的是要靠科技的力量，最關鍵的是要大幅提高自主創新能力” 。作為對國家長遠發展具有帶動作用的戰略技術，脫硫脫硝產業的健康發展必須依靠自主創新，加快產業創新支撐體系建設，走“技術專利化—專利標準化—標準產業化”的自主創新發展之路，把解決環境外部性問題轉化成促進內涵式發展的驅動力量，推動脫硫脫硝產業從規模優勢向技術優勢轉變，提升我國脫硫脫硝產業的自主發展能力和國際競爭力。

1.2 燃煤電站脫硫產業發展概況

我國是一個能源結構以煤炭為主的發展中大國，隨著社會經濟的高速發展，每年直接用于燃燒的煤炭達12億噸以上，盡管國家出臺了一系列強有力的節能減排措施，我國的SO2排放量在經歷了持續增長之后還是排在了世界第一位。近年來，我國對于SO2排放的重視程度和治理力度，已經達到了前所未有的高度。美國用30多年時間發展起來的脫硫產業，我國僅用了不到10年已發展成為全球最大的煙氣脫硫市場，脫硫產業從只有幾家企業的小規模起步，發展到如今僅年新增需求就達100多億元的市場。

（1）石灰石-石膏濕法脫硫技術仍是市場主流

在國內脫硫市場上得到應用的已有石灰石-石膏法、煙氣循環流化床法、海水脫硫法等10多種煙氣脫硫工藝技術。石灰石-石膏濕法脫硫技術仍是市場主流，投運、在建和已經簽訂合同的火電廠煙氣脫硫項目中，這一工藝所占比重達90%以上。其余脫硫方法中，海水法占3%，煙氣循環流化床法占2%，氨法脫硫比例有所增加，占2%，其它方法占1%。

（2）資源回收型脫硫工藝有所發展，但尚未成熟

2010年，脫硫脫硝一體化、氨法脫硫、有機胺脫硫、活性焦法和其它資源回收型脫硫新技術取得了工業性進展。國家有關部門在政策、項目和資金上繼續支持和組織實施300MW及以上火電機組的煙氣脫硫完善化技術示范和引進技術再創新，重點解決工藝設計、設備成套和運行規范化等問題，提高脫硫設施工程建設質量和運行管理水平。

（3）脫硫產業化管理進一步加強，技術標準和規范進一步完善

2010年，我國火電廠煙氣脫硫裝置的工藝設計、制造、安裝、調試、運行、檢修、技術標準和規范進一步完善，煙氣脫硫設施運行監管進一步強化，行業自律體系有效完善，行業協會等中介組織的作用進一步發揮，脫硫產業化發展日趨成熟和規范。

（4）火電廠煙氣脫硫特許經營試點項目快速發展

截止2010年底，共有9個脫硫公司參與了脫硫特許經營試點項目，包括：北京國電龍源環保工程有限公司、中國博奇環保科技（控股）有限公司、中電投遠達環保工程有限公司、福建龍凈環保股份有限公司、浙江浙大網新機電工程有限公司、中國華電工程（集團）有限公司、北京國電清新環保技術股份有限公司、武漢東湖高新集團股份有限公司。

全國經批準實施火電廠煙氣脫硫特許經營試點的項目共有59臺機組，24,448.5萬kW，其中，已投運的試點項目為1939.5萬kW，在建項目132萬kW，推遲項目137萬kW，未實施項目240萬kW。

1.3 燃煤電站脫硝產業發展概況

隨著2007年1月《國務院批轉發展改革委、能源辦＜關于加快關停小火電機組若干意見＞的通知》的貫徹實施，100MW 以下的凝汽機組將會被逐步淘汰。僅據2007年和2008年兩年的不完全統計，關停小火電已超過3700萬kW，約占100MW以下總裝機容量的33%。同時，通過“上大壓小”電源結構調整政策的實施，近幾年新建的燃煤機組，基本上是300MW及以上的大容量、高參數機組，控制住這些機組的氮氧化物排放，必將有利于氮氧化物減排目標的實現，也符合國家相關的產業政策。

火電廠氮氧化物排放控制是自2003年頒布的《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2003）后逐步開始的。此后，一批新建火電機組大多采用了低氮氧化物燃燒技術，有的火電廠結合技術改造安裝了低氮氧化物燃燒器，商業化煙氣脫硝裝置也已在30萬kW、60萬kW裝機容量的多臺機組上投入運行，為火電廠降低氮氧化物的排放控制積累了經驗。

目前，已建、在建或擬建的火電廠煙氣脫硝項目主要分布在北京、上海、江蘇、浙江、廣東、山西、湖南、福建等?。ㄊ校Ｋ捎玫墓に嚰夹g主要是選擇性催化還原法（SCR）（約占96%）和非選擇性還原催化法（SNCR）（約占4%）。

（1）煙氣脫硝關鍵技術和設備國產化等方面均取得了重要進展

從技術層面來看，除了個別環保工程公司開發了具有自主知識產權的核心技術外，絕大多數公司均引進的是成熟先進的煙氣脫硝技術，但是由于脫硝市場的規模并未擴大，這些公司總體上仍處于對引進技術的熟悉、消化吸收和初步應用階段。從催化劑生產來看，國內數家公司與國外公司通過成立合資公司或引進生產技術投資建廠生產脫硝催化劑，其生產能力已經能夠滿足國內市場的需要。

（2）煙氣脫硝產業化管理已經起步

從產業化發展的形式和內容看，具有一定脫硝能力和意愿的環保公司是推進產業發展的最活躍的力量，但從產業化發展的要素上看，進展是不平衡的。

隨著我國節能減排、“上大壓小”等政策的實施，氮氧化物的控制力度不斷加強，電力行業氮氧化物排放量增長趨勢明顯放緩。由于目前尚未出臺脫硝電價政策，企業難以自行消化較高的脫硝成本，脫硝裝置投運率還不高。

1.4 工業鍋爐脫硫脫硝產業發展概況

國家中長期科學和技術發展規劃綱要（2006—2020年）和“十一五”科技攻關計劃綱要中，已將煤的潔凈高效開發利用和燃煤污染物綜合控制和利用的技術裝備列為重點研究內容。

國家發改委、科技部和國家環?？偩值劝瞬课摵舷掳l的《“十一五”十大重點節能工程實施意見》和節能中長期規劃已將燃煤工業鍋爐（爐窯）改造，列為十大重點節能工程之首，并明確將高效煤粉鍋爐列為“采用新型高效鍋爐房系統更新、替代低效鍋爐”的內容。

（1）工業鍋爐特點分析

1）保有量大，分布廣泛。我國是當今世界工業鍋爐生產和使用最多的國家，全國31個省市均分布有工業鍋爐，且廣泛分布于國民經濟各個部門，其中江蘇、浙江、河北、遼寧、山東等東部經濟較發達地區的總保有量較大，而西藏、青海、寧夏和海南等經濟欠發達地區的保有量較小。

2）總容量大，單臺容量小。據測算，截止到2008年底，全國工業鍋爐總蒸發量達到294.5萬t/h，其中蒸氣鍋爐195.6萬t/h，熱水鍋爐（含導熱油鍋爐）98.9萬t/h（69.28MW），單臺平均蒸發量為5.17t/h。且逐漸有總蒸發量和單臺平均蒸發量的增長速度明顯大于總臺數的增長速度的趨勢。

（2）工業鍋爐脫硫產業

燃煤工業鍋爐排放的二氧化硫與燃煤量、煤中的含硫量、燃燒方式等因素有關。煤粉爐由于其爐膛溫度較高，煤中的含硫量轉化為SO2的份額也就較小，層燃爐居中，其SO2轉化率在0.8～0.85之間。我國的燃煤工業鍋爐大部分是層燃爐，其中20t/h及以上燃煤工業鍋爐基本上采用了以鎂、鈣為脫硫劑的脫硫除塵一體化技術，小于20t/h的燃煤工業鍋爐僅有約10%采用了脫硫除塵一體化技術。我國燃煤工業鍋爐煙氣脫硫起步較早，但發展緩慢。早在20世紀50年代初，我國南京永利寧化工廠就在工業鍋爐內噴撒石灰，以防止煙氣中SO2對鍋爐設備的腐蝕。到了80年代末或90年代初，由于我國大氣SO2污染及酸雨污染日趨嚴重，研究與開發燃煤工業鍋爐煙氣脫硫技術便應運而生。許多部門著手研究及開發燃煤工業鍋爐煙氣脫硫技術。在90年代后期，我國研究與開發的煙氣脫硫技術多達十幾種。

（3）工業鍋爐脫硝產業

由于我國目前對燃煤工業鍋爐排放氮氧化物污染尚未作為重點控制對象，在現行的排放標準中，對燃煤工業鍋爐氮氧化物也尚未提出排放限值的要求。所以，從全國范圍來說，燃煤工業鍋爐氮氧化物的控制工作還沒有開展。近年來通過對當前大氣環境污染形勢的分析，火電廠氮氧化物污染防治技術政策的頒布實施以及“十二五”環境保護規劃的編制，對燃煤工業鍋爐氮氧化物的控制日益引起有關部門和單位的關注。

2 脫硫脫硝行業經營狀況

2010年全國脫硫脫硝行業企業總數為70～80家；全年總產值約為60億元，同比2009年增長約10%；利稅總額約為3.5億元，同比2009年增長約3%；利潤率約為5%，其中脫硝行業利潤率略高于脫硫行業，設備制造及運營業利潤率略高于工程服務業。

2.1 脫硫行業經營狀況

火電廠脫硫產業排名前20的脫硫企業的合同容量占全行業合同總量的83.2%，當年投運容量占全國總量的88.5%。

與2009年相比，2010年累計投運脫硫工程容量排名前10名的脫硫公司變化不大，分別為：北京國電龍源環保工程有限公司、中國博奇環?？萍迹毓桑┯邢薰?、武漢凱迪電力環保有限公司、福建龍凈環保股份有限公司、中電投遠達環保工程有限公司、浙江浙大網新機電工程有限公司、中國華電工程（集團）有限公司、山東三融環保工程有限公司、清華同方環境股份有限公司、浙江天地環保工程有限公司。主要脫硫企業及其采用的脫硫方法統計見下表。

主要脫硫企業及采用的脫硫方法一覽表（排名不分先后）

2.2 脫硝行業經營狀況

我國大型火電機組的煙氣脫硝工程幾乎均由國內鍋爐廠或環保公司總承包建設。承包公司如：哈爾濱鍋爐廠有限責任公司、東方鍋爐（集團）股份有限公司、北京國電龍源環保工程有限公司、同方環境股份有限公司、浙江天地環保工程有限公司、中電投遠達環保工程有限公司、福建龍凈環保股份有限公司、中國華電工程（集團）有限公司、中國大唐集團科技工程有限公司、神華國華（北京）電力研究院有限公司、中環（中國）工程有限公司等。

為了擺脫催化劑完全依賴進口的局面，北京國電龍源環保工程有限公司、重慶遠達催化劑制造有限公司、東方電氣集團旗下的成都東方凱特瑞環保催化劑有限責任公司、大拇指環保科技集團、瑞基催化科技有限公司等公司的SCR催化劑生產線相繼投產。截至2010年底，我國催化劑產能將達到6萬m3/a，可滿足7500萬kW的煙氣脫硝催化劑容量。

3 脫硫脫硝行業技術發展

3.1 脫硫脫硝行業總體技術進展

國家對燃煤煙氣脫硫脫硝系列標準進行了立項，對脫硫脫硝產業發展加以引導。燃煤煙氣脫硫脫硝系列國家標準項目組在充分吸收國內外最新科學研究成果和實踐經驗的基礎上，結合國家自然科學基金、國家“863”計劃項目、國家火炬計劃項目、國家“十一五”科技支撐計劃項目等國家重大科研項目，對燃煤煙氣脫硫脫硝系列關鍵技術及技術標準化進行了深入研究，最終創新性地建立了具有自主知識產權的與國際接軌的以3項國家標準為主的重要脫硫脫硝裝備標準體系，填補了我國在燃煤煙氣脫硫脫硝方面缺乏標準的現狀。

（1）煙氣脫硫技術

煙氣脫硫作為目前世界上唯一大規模商業化應用的脫硫方法，按脫硫的方式和產物的處理形式劃分，一般可分為干法、半干法和濕法三大類。發達國家對煙氣脫硫技術研究開展較早，到20世紀90年代，美國、日本、歐洲等發達國家和地區已廣泛采用了脫硫設施，其中以石灰石-石膏濕法煙氣脫硫技術應用最為廣泛。我國目前的燃煤煙氣脫硫技術以引進為主，在實際應用過程中，引進技術常常因為與我國國情適應性差，導致已建煙氣治理設施在運行中出現性能不穩定、投運率不高、經濟性差等問題。通過對22家2008年底前建設的火電廠煙氣脫硫工程后評估結果的綜合分析，60%電廠脫硫機組實際燃煤含硫量超出設計值，67%氣-氣換熱器、44%除霧器等設備存在嚴重質量問題，且脫硫設備缺乏有效診斷系統性能的手段，造成重復建設和國家投資的浪費。脫硫脫硝國家標準編制項目組通過制修定《燃煤煙氣脫硫設備 第1部分燃煤煙氣濕法脫硫設備》（GB/T 19229.1-2008），首次在脫硫脫硝技術裝備的核心設計、關鍵設備配置、運行維護和安全問題等各關鍵環節上通過國家標準進行嚴格全面的質量控制，創新性地解決了系統的可用率低和設備腐蝕、結垢、堵塞、煙氣帶水等問題，提高了產品質量，降低了成本。填補了石灰石-石膏濕法燃煤煙氣脫硫設備缺乏國家統一標準的空白，創新性地提出了人機安全要求，從脫硫設備的勞動安全衛生和人體功效角度要求防止職業健康危害，使武漢凱迪、北京博奇、國電龍源、遠達環保、浙大網新等企業的脫硫產品走向國際市場，成功出口歐洲、美洲和中國香港等地區。

（2）SCR技術

SCR技術是脫硝效率高、最具市場前景的脫硝技術，已成為國際上火電廠NOx排放控制的主流技術。目前，我國火電廠煙氣脫硝技術及相關政策還處于探索階段，國內已建或在建的煙氣脫硝工程96%以上采用SCR工藝，基本是采用全套引進SCR關鍵技術和設備的方法建設，不僅投資及運行成本高，且存在適應性的難題。因此，結合中國煤的特點，開展煤組分對催化劑的作用機理等關鍵技術的研究，開發適合中國煤燃燒系統的煙氣脫硝相關工藝和設備，是實現我國煙氣脫硝技術的國產化及產業化自主創新發展的關鍵。燃煤煙氣脫硫脫硝系列國家標準項目組通過《燃煤煙氣脫硝技術裝備》（GB/T 21509-2008）的編制，對SCR脫硝各關鍵環節進行了規范化、標準化引導，解決了SCR工藝及催化劑如何適應中國燃煤復雜多變的難題。該標準填補了國內燃煤煙氣SCR脫硝裝備標準的空白，形成了SCR脫硝行業的準入門檻，避免了不合格的SCR產品充斥市場，打破了國外企業對SCR催化劑的壟斷，推動國內企業建立了SCR催化劑生產基地（如國電龍源、中電投遠達等），為我國“十二五”全面開展脫硝工作提供了技術支撐。

3.1.1 脫硫行業目前的主要技術

（1）石灰石-石膏濕法脫硫技術

石灰石-石膏濕法脫硫技術是目前國內外最成熟的煙氣脫硫技術，其基本原理是：鍋爐排放的熱煙氣（經過除塵）經過具有一定折反角度的煙道從吸收塔下側進入吸收塔，多層噴嘴將吸收漿液以霧狀均勻地噴布于充有煙氣的塔中。SO2與煙氣與上側噴淋的吸收漿液逆流接觸，在塔內進行中和反應，生成亞硫酸鈣，落入吸收塔漿池，在漿池內通入過量的空氣與亞硫酸鈣進行氧化反應，得到脫硫副產品二水石膏；脫硫后的煙氣經兩級除霧器，除去煙氣中所帶的細小液滴，排出吸收塔。煙氣在FGD裝置中完成脫硫、氧化、除霧（濕度）后進入GGH升高溫度，以提高煙氣的抬升高度并減少煙氣對煙囪的腐蝕，而后進入煙囪，排入大氣。煙氣脫硫過程完成。

（2）海水脫硫技術

海水脫硫是以天然海水作為吸收劑脫除煙氣中二氧化硫（SO2）的濕法脫硫技術，是海水直接利用的一個重要領域。其基本原理是：濱海電廠用于機組冷卻的循環海水是一種天然堿資源，將其用于煙氣脫硫取代對石灰石的消耗，既保護了環境，減少資源浪費，又降低了能耗，是符合循環經濟理念、實現節能減排的先進環保技術。

（3）煙氣循環流化床法脫硫技術

（4）干法、半干法脫硫技術

3.1.2 脫硝行業目前的主要技術

（1）SCR煙氣脫硝技術

SCR煙氣脫硝裝置采用選擇性催化還原煙氣脫硝工藝，在320℃～420℃的環境下，在特定的催化劑作用下，吹入NH3使NOx還原為氮氣和水蒸氣，達到脫除NOx的目的。

（2）SNCR煙氣脫硝技術

選擇性非催化還原（SNCR）是當前NOx治理中廣泛采用且具有前途的爐內脫硝技術之一。SNCR是一種不用催化劑，在850℃～1100℃范圍內能還原NOx的方法。SNCR技術是把還原劑如氨、尿素噴入爐膛溫度為850℃～1100℃的區域，該還原劑迅速生成NH3氣并與煙氣中的NOx進行SNCR反應生成N2和H2O。該方法以爐膛為反應器，可通過對鍋爐進行改造實現。

在爐膛850℃～1100℃這一狹窄的溫度范圍內，在無催化劑作用下，氨或尿素等氨基還原劑可選擇性地還原煙氣中的NOx，基本上不與煙氣中的O2反應。

3.1.3 工業鍋爐脫硫脫硝技術

（1）石灰/石灰石法脫硫技術

石灰/石灰石法是指用石灰或石灰石吸收煙氣中的二氧化硫，反應生成亞硫酸鈣（硫酸鈣），凈化后的煙氣可達標排放。該技術的優點是：自然界存在大量石灰石，吸收劑原料易得、價廉，運行費用低；副產物容易處理；技術成熟、運行可靠。因此，石灰/石灰石法是工業鍋爐煙氣脫硫應用最廣泛的方法。

（2）鈉鈣雙堿法脫硫技術

雙堿法用鈉堿與煙氣在吸收塔內逆向接觸，生成含NaHSO3-Na2SO3的吸收液，再用Na2CO3或NaOH溶液進行脫硫，然后再用石灰乳或CaCO3對吸收液進行再生，由于采用鈉基清液吸收，可大大減少結垢現象。由于純堿只是作啟動和補充用，而更多消耗的是石灰乳，因此運行費用不算高，同時脫硫效率可保持在80%～85%。但在實際運行中，由于再生系統缺少有效的工藝控制，效果不理想，因而影響到運行效果。

（3）氧化鎂法脫硫技術

氧化鎂法脫硫工藝是在近年來隨著煙氣脫硫技術不斷發展和完善的過程中出現的一種新型煙氣脫硫工藝。其工藝流程為，含SO2的煙氣進入吸收塔后與循環吸收液逆流接觸，氣體中的SO2被脫除，凈化后的氣體經除霧器除濕后排放。由于MgSO4的溶解度是CaSO4的近百倍，因此工藝系統運行穩定，不易發生堵塞現象。

3.2 脫硫脫硝行業新技術進展

3.2.1 脫硫行業新技術

（1）氨法脫硫技術研究項目

氨法脫硫工藝的基本原理是煙氣從電廠鍋爐引出后，進入預洗滌塔。利用吸收塔氧化池溶液對煙氣進行降溫、除塵，同時液體受熱汽化結晶析出硫酸銨結晶，由排出泵抽出送往脫水系統生產花費硫酸銨。冷卻后的煙氣進入到吸收塔內進行脫硫反應。我國土壤缺硫狀況日趨嚴重，已成為影響農作物產量和質量的重要因素。氨法脫硫產品硫酸銨的氮利用效率最高，比碳銨高1倍，比尿素高20%，經濟效益顯著。

（2）資源回收型有機胺脫硫技術

有機胺法脫硫作為一種可資源化的脫硫技術日益受到人們的廣泛關注，在工業供熱鍋爐、冶金、鋼鐵燒結等尾氣凈化工程中得到應用，而在電力行業中應用較少，多應用于規模容量較小的供熱機組，隨著近年來大容量燃煤機組陸續投產，結合未來以大代小的電力發展模式，開發滿足循環經濟政策并適用于大型燃煤機組的有機胺法煙氣脫硫技術是非常必要的，并通過技術開發和依托工程的應用使之成熟并推廣，使未來電力行業發展能夠真正成為循環經濟中的一環，有利于環保事業的深化。

（3）脫硫特許經營

脫硫服務運營市場的興起已成為必然趨勢，已經擁有行業運營業績和經驗的企業將成為產業調整期的先行者。專業運營服務商的興起也將得益于運營。為貫徹落實國家節能減排綜合性工作方案，進一步提高火電廠脫硫裝置運行水平及投運率，確保二氧化硫約束性指標順利實現，需要對火電廠脫硫設施的運行實行全面科學管理。目前已有部分脫硫公司取得了運營管理資質并負責脫硫設施的運行。

3.2.2 脫硝行業新技術

（1）SCR脫硝催化劑

選擇性催化還原（SCR）脫硝是國內外公認的煙氣脫硝主流技術，其原理是利用氨在催化劑的作用下將煙氣中的NOx還原為無毒的N2。催化劑占脫硝總成本的40%，是SCR技術的核心煙氣脫硝的控制因素。我國的脫硝催化劑生產技術和原材料還依賴國外，催化劑價格十分昂貴，導致國內及集團公司所屬燃煤電廠整體脫硝成本非常高，限制了煙氣脫硝工作的發展。

隨著技術引進、消化吸收及產業化的發展，國內已經有7～8家具備一定產能的脫硝催化劑生產廠家，包括北京國電龍源環保工程有限公司、中電投遠達環保工程有限公司等。

（2）低溫SCR脫硝技術

研制適于火電廠低溫煙氣條件下（120℃～150℃）能有效去除NOx的SCR脫硝催化劑，研究催化劑制備的最佳配方及SCR反應工藝條件。

（3）納米金屬氧化物催化劑協同脫硝除汞

NOx和Hg協同控制的技術核心——新型雙功能SCR催化劑研究，研究NOx和Hg污染物協同催化凈化過程中復雜反應的各種促進和抑制作用機理，揭示NOx催化還原及HgO氧化活性位，結合催化劑表征，優化的雙功能SCR催化劑配方，并提出催化劑可能的中毒機制和協同控制多種污染物的反應機理。

（4）等離子體雙尺度低NOx燃燒技術

以等離子體技術為基礎，以高效低NOx等離子體陶瓷燃燒器為核心，開發新型的內燃式、高效燃燒、低NOx燃燒器。結合雙尺度燃燒優化技術，優化爐內燃燒過程，降低煤粉鍋爐的NOx排放，形成產業化的、可以替代SCR（SNCR）的高效清潔燃燒技術。

3.2.3 工業鍋爐脫硫脫硝新技術分析

（1）生物質成形燃料

目前，由于地方排放標準的不斷加嚴以及重點城市陸續劃定了燃煤“禁燃區”，使得清潔燃料替代燃煤工作取得了一定進展。在燃油、燃氣及電鍋爐得到了不同程度發展的同時，生物質成型燃料替代燃煤在一些地區也得到了廣泛應用?？深A見的是，生物質成型燃料以其低污染、低成本的特點，在未來工業鍋爐燃料替代方面將大有可為。

生物質燃料的含硫量明顯低于煤炭的含硫量，燃燒后其排放的SO2濃度很低，可不再配置SO2治理裝置；另據調查，生物質燃料揮發物析出燃盡后，受到灰燼包裹，固定碳燃燒速度緩慢，為了使其燃盡，采用往復爐排燃燒方式，取得較好的效果；并由于生物質燃料燃燒時所釋放的二氧化碳，大體相當于其生長時所吸收的二氧化碳量，所以有助于緩解溫室效應。

（2）“以廢治廢”脫硫工藝

由于燃煤工業鍋爐的使用單位不同于電廠，一般規模都比較小，在二氧化硫排放達標的前提下，對脫硫的成本最為關注。如何因地制宜地利用現有堿性廢物進行“以廢治廢”脫硫，實現脫硫成本最小化，是一條符合循環經濟的脫硫技術路線。

以印染廢水脫硫工藝為例，其基本原理是：以經細格柵除渣后的印染廢水（pH為9～11，主要有效成分為NaOH）為脫硫劑，經過噴嘴霧化后，與煙氣在脫硫塔內逆向接觸發生化學反應，將SO2充分吸收脫除，凈煙氣從煙囪排放。該工藝的反應操作過程分為三段：溶解、吸收、中和再生。

（3）亞硫酸鎂清液脫硫技術

亞硫酸鎂清液煙氣脫硫工藝，根據氧化鎂再生反應的特性，通過外部再生誘導結晶工藝，生成了高pH值、高吸收劑含量的亞硫酸鎂吸收清液，并采用與循環吸收清液特性相適應的低液氣比的高效霧化噴淋吸收技術來進行脫硫吸收，從而達到高吸收效率、低投資、低運行成本的目的。

4 脫硫脫硝行業市場結構特點

4.1 脫硫市場結構

近年來，通過自主研發和引進、消化吸收、再創新，煙氣脫硫產業化取得了重大進展，火電廠煙氣脫硫技術國產化能力基本可以滿足“十一五”時期減排SO2的需要。

在2010年新投運的煙氣脫硫機組中，從脫硫機組性質看，新建工程比例增加，從央企脫硫機組容量等級來看，仍以30萬kW及以上煙氣脫硫機組為主，占90%。

目前，在國內脫硫市場上應用的已有石灰石-石膏法、煙氣循環流化床法、海水脫硫法等10多種煙氣脫硫工藝技術。其中，石灰石-石膏法煙氣脫硫技術仍是主流。

據估計，截至2010年底，燃煤電廠煙氣脫硫機組容量達到5.6億kW左右，比上年增長19.2%，煙氣脫硫機組占煤電機組的比例約為79.2%。

市場短期內不會飽和，市場會更加細化，脫硫將向非火電行業發展。脫硫企業已經從拼技術、拼價格，轉變為拼服務、拼管理。原來靠價格戰爭地盤，技術不過硬的小型脫硫企業自然萎縮、退出或轉行；大型企業在擴大市場、技術創新、管理創新等方面也有了更大的動力，行業集中度進一步提高。

4.2 脫硝市場結構

（1）脫硝市場容量迅猛增加

已投運的煙氣脫硝機組以新建機組為主，且大部分采用選擇性催化還原法（SCR）工藝。截至2010年底，全國已投運的煙氣脫硝機組容量超過2億kW，約占煤電機組容量的28%。其中SCR機組占95%。

（2）已具備SCR煙氣脫硝技術的設計及總承包能力

我國大型火電機組的煙氣脫硝工程幾乎均由國內鍋爐廠或環保公司總承包建設。已有30萬kW、60萬kW及以上火電機組的煙氣脫硝工程建設業績。世界上先進、成熟的SCR、SNCR等技術已在我國火電廠采用。國內承包商在必要的技術指導下，已經具備了大型火電廠煙氣脫硝系統的設計、建造、調試運行能力，基本滿足了我國煙氣脫硝市場的需求。

5 行業發展存在的主要問題

5.1 火電廠脫硫行業存在的主要問題

（1）脫硫石膏的處置和消納困難

我國已投運的脫硫工藝中以石灰石-石膏法為主，但脫硫工藝路線單一，對脫硫副產物的處置和消納尚未引起足夠重視；部分電廠已出現堆放和拋棄的處置方式。預計到“十一五”末，我國將有3億kW燃煤發電機組配置石灰石-石膏法脫硫設施，按1臺300MW機組燃用含硫量為1%的煤種，每年運行5000～6000小時計，將產生脫硫石膏4.5萬～5.0萬噸，屆時全國每年將產生5000萬～6000萬噸的脫硫石膏。如此大量的脫硫石膏要得到處置和消納是十分困難的，既浪費資源、占用場地，又會產生新的二次污染。

（2）火電廠脫硫特許經營中存在的問題亟待解決

火電廠煙氣脫硫特許經營試點過程中暴露出增值稅抵扣項小，脫硫公司稅收負擔重，脫硫公司進口環節稅收優惠政策難以享受到，脫硫電價未與上網電價同步調整造成脫硫設施用電成本增加（電費約占脫硫設施總成本費用的25%），脫硫電價結算相對滯后（脫硫電價收益由電廠支付給脫硫公司），以及供熱部分脫硫加價不落實等問題。

5.2 火電廠脫硝行業存在的主要問題

（1）缺乏火電廠氮氧化物控制相關政策法規和標準體系

目前，我國火電廠煙氣脫硝產業剛剛起步，有關技術標準和規范正在制訂，尚存在一些問題。一是根據技術引進方的不同采用不同國外標準建設，使得SCR設計、設備、調試、驗收以環保公司的標準為依據；二是國家有關部門在制訂技術標準或規范時，沒有一個統一的體系。從領域看，脫硝產業涉及環保、電力、機械、化工、建筑等行業；從過程看，脫硝產業涉及設計、建設、調試、運行等各個環節，而且與除塵、脫硫緊密聯系，如果缺乏系統的考慮，則難以使各標準協調一致，從而容易造成混亂，阻礙火電廠脫硝產業的健康發展。

（2）催化劑核心制備技術和原材料尚需進口

目前應用于脫硝技術的催化劑主要依賴進口，致使脫硝運行成本較高；盡管國內目前已經建設了部分催化劑生產基地，但由于均是采用國外技術，甚至原料也要進口，因而制約著脫硝產業的發展；失效催化劑屬危險廢物，對它的處理處置問題應引起足夠重視；普遍作為脫硝還原劑的液氨在儲運和使用中的安全問題必須得到高度重視。

（3）部分煙氣脫硝工程的建設具有盲目性

在控制NOx方面，采用低氮氧化物燃燒技術降低氮氧化物排放量在經濟性和清潔生產方面都有很多優勢，部分電廠（尤其是新建電廠）如果用低氮氧化物燃燒技術完全可以達到排放標準的要求時，則暫不宜建設SCR裝置。但在實際中，為了能夠使項目得到環保核準，建設SCR的項目比比皆是，但由于不上SCR也可以達到環保要求，就使得建設了SCR的裝置并不能很好運行，這不僅浪費了資金，也有悖于經濟控制氮氧化物排放的目的。

5.3 工業鍋爐脫硫脫硝存在的主要問題

（1）工業鍋爐種類繁多，技術路線多種多樣，標準不好統一。

（2）加裝脫硫脫硝裝置投資較大，增加工業鍋爐的運營負擔。

6 對策和建議

6.1 脫硫政策措施建議

（1）鼓勵發展符合循環經濟的環保技術

開展脫硫石膏等脫硫副產物工業化利用途徑的研究和示范；開展氨法、有機胺脫硫、活性焦法和其他資源回收型脫硫新技術的工業性研究；脫硝技術催化劑國產化技術示范；積極爭取利用環保專項資金、國債等資金渠道支持進行脫硫脫硝新技術示范。

國家有關部門在政策、項目和資金上繼續支持和組織實施300MW及以上火電機組的煙氣脫硫完善化技術示范和引進技術再創新，重點解決工藝設計、設備成套和運行規范化等問題，提高脫硫設施工程建設質量和運行管理水平。國家應采取相應措施，幫助脫硝企業引進、消化吸收國外先進脫硝技術，通過示范使脫硫脫硝工程技術達到國際先進水平，并形成具有自主知識產權的工藝技術。

（2）停止天然石膏開采，綜合利用脫硫副產品

2010年，全國燃煤電廠采用石灰石-石膏濕法煙氣脫硫等工藝產生的副產品石膏約4300萬噸，比上年增長23%，2010年，全國脫硫石膏綜合利用率平均約56%，但受地域和經濟發展水平影響，各地脫硫石膏綜合利用情況不一。北京、河北、珠三角和長三角等地區的脫硫石膏綜合利用情況較好，西南地區脫硫石膏的綜合利用相對較低。部分電廠出現了脫硫石膏無處消納的問題。石膏堆放和拋棄不僅占用大量土地，增加灰場的投資，而且處理不好可能會對周圍環境造成二次污染。建議停止過度開采天然石膏，提高脫硫石膏的綜合利用率。

6.2 脫硝政策措施建議

（1）完善脫硝相關政策法規和標準體系

美國、歐盟、日本等發達國家或地區氮氧化物控制工作起步較早，各種氮氧化物控制政策也較為成熟，因此，我國可以借鑒國外的相關政策法規和標準，盡快形成一個完善的氮氧化物控制法規標準體系。

（2）出臺鼓勵火電廠煙氣脫硝的經濟政策

1）綜合運用各種經濟手段推進火電廠的氮氧化物控制工作，以最小的成本換取最大的環境效益，如排污權交易政策；2）將脫硝的環境保護成本導入到電價中，使電力成本真正體現資源和環境成本；3）收取的氮氧化物排污費用要全部用于氮氧化物的治理，尤其是用于老電廠低氮燃燒器改造獎勵、煙氣脫硝獎勵；4）對一時不能實現國產化的設備要有免稅或減稅措施；5）通過國家環保專項資金補助或中央預算內投資資金補助對現役電廠建設煙氣脫硝裝置。

煙氣脫硝成本進入電價是推進煙氣脫硝的關鍵性也是根本性的措施，但煙氣脫硝電價的計算是以脫除的氮氧化物多少來確定，還是以地區為單位計算脫硝的社會平均成本來確定，或是按煤質（揮發分）情況來確定，需要進行系統研究，最好是納入電價機制的改革方案之中統籌解決。在電價機制不做大的改革之前，可以同脫硫電價一樣結合考慮煤質（揮發分）情況，給脫硝企業每度電量一定的電價補貼；也可以地區或地市為單元計算當地脫除氮氧化物的平均成本，以平均成本和企業實際脫除的氮氧化物量為依據，計算各企業煙氣脫硝成本，然后通過電價支付給脫硝企業。

6.3 工業鍋爐脫硫脫硝政策措施建議

（1）6t/h及以下的燃煤工業鍋爐

對于該類燃煤工業鍋爐，最主要的減排方法應該是燃料替代，主要包括天然氣、生物質成型燃料和工業型煤。對于城市內劃定的“禁燃區”，如果有天然氣管道，則使用天然氣或其他清潔能源替代燃煤。對于天然氣尚未普及的地區，且有穩定的生物質成型燃料來源的地區，可考慮使用生物質成型燃料來替代燃煤。在一些排放標準要求不高的地方，也可使用工業型煤替代散煤。

（2）6～20t/h的燃煤工業鍋爐

對于大于6t/h，小于20t/h的燃煤工業鍋爐，可適當發展一部分脫硫除塵一體化技術。對于已經裝配了濕式除塵器的在役鍋爐，可進行一體化技術改造。在一些經濟比較發達，且環境質量要求較高的地區，也可發展一部分除塵脫硫串聯工藝。

（3）20t/h及以上的燃煤工業鍋爐

對于該類燃煤工業鍋爐應參照火電廠大氣污染治理的方法，先除塵，后脫硫脫氮氧化物，即發展脫硫除塵串聯工藝，除塵技術以靜電或布袋除塵為主，脫硫技術以鈣法、鎂法等傳統高效率技術為主。在一些地區，根據當地特點，應鼓勵發展“以廢治廢”脫硫工藝。由于脫硫脫塵一體化技術在大型燃煤工業鍋爐上運行存在很多的問題，所以不鼓勵發展。

（4）低硫煤替代中高硫煤

對于6t/h以上的燃煤工業鍋爐，在一些排放標準比較寬松，或環境容量比較大的地區可采用低硫煤替代中高硫煤的措施，以減少SO2的排放。

（5）采用SCR等高效脫硝技術與裝備

由于目前適用于燃煤工業鍋爐的氮氧化物脫除技術很少，且尚未成熟，但隨著技術發展，可在少部分鍋爐上應用低氮燃燒技術，個別地區，可采用并裝配SCR等高效脫硝技術與裝備。

7 行業發展展望

7.1 火電廠煙氣脫硫特許經營范圍將進一步擴大

煙氣脫硫特許經營工作試點已經開展了3年，應在認真總結成績和教訓的基礎上，積極推進煙氣脫硫特許經營工作，不斷完善污染物治理的市場機制。

在煙氣脫硫產業快速發展的同時，也暴露出部分煙氣脫硫工程建設存在低價中標、質量不過關、脫硫設施投運率低、運行維護專業化水平低、運行效果差等問題。這些問題如不盡快解決，將會嚴重影響SO2排放控制的效果。而采取由發電企業將國家出臺的脫硫電價和與脫硫相關的優惠政策等形成的收益權以合同形式特許給專業化脫硫公司，讓專業化脫硫公司承擔電廠脫硫設施的投資、建設、運行、維護及日常管理，并完成合同規定的脫硫任務的特許經營方式，則是保障脫硫設施建設和運行質量的機制性措施。

7.2 脫硫資源化綜合利用等新工藝研發力度將進一步提高

提高脫硫的資源化綜合利用，由于目前的政策支持力度不夠，行業之間合作不多，火電廠脫硫副產物石膏約4000萬t/a，而利用率僅為30%。因此應制訂鼓勵脫硫副產物綜合利用的經濟政策，研究制訂天然石膏開采生態補償的經濟政策（收生態稅），鼓勵建立區域性的脫硫副產物綜合利用專業機構，實現脫硫副產物的集約型利用。開展脫硫石膏等脫硫副產物工業化利用途徑的研究和示范，提高利用率，減少二次污染。

積極開展脫硫新工藝研究，在高硫煤地區開展回收單質硫新技術的工業性研究及示范。開展氨法、活性焦法和其它資源回收型脫硫新技術的工業性研究。積極爭取利用環保專項資金、國債等資金渠道支持進行新技術示范。扶持自有知識產權的脫硫脫硝技術，以廢治廢，利用白泥、電石渣為脫硫劑，因地制宜，開展脫硫脫硝新技術示范。

7.3 煙氣脫硝技術和設備國產化進程加速

火電廠煙氣脫硝產業從2007年以來逐步發展且有加速的趨勢。在國家層面還沒有強制性的法規要求火電廠建設煙氣脫硝設施之時，在對氮氧化物排放總量、不同行業氮氧化物排放對環境質量影響等尚不明確，以及在投入產出還沒有進行分析預測、在管理還不能到位的情況下，對火電廠開展大規模煙氣脫硝具有一定的盲目性。

國家應采取相應措施，加大脫硝技術自主創新扶持力度，幫助脫硝企業在引進、消化吸收國外先進脫硝技術的基礎上進行再創新，使自主知識產權的工藝技術有用武之地，并通過工程不斷完善和優化，促進脫硝技術達到國際先進水平。

China Development Report on Desulfurization and Denitration Industry of Power Plant in 2010

(Committee of Bag Hose Precipitation of CAEPI, Beijing 100037, China)

The paper summarizes the development situation of desulfurization and denitration industry of power plant in 2010 in our country; introduces the main technology and new technique applied in the industry at present time; analyzes the industry market characteristic and main problems existed; puts forward the countermeasures and suggestions and makes a prospect on the industry development.

power plant; desulfurization; denitration; industry development

X324

A

1006-5377（2011）07-0004-09