我国火电厂脱硫脱硝行业2010年发展综述

（中国环境保护产业协会锅炉炉窑除尘脱硫委员会，北京 100037）

我国火电厂脱硫脱硝行业2010年发展综述

（中国环境保护产业协会锅炉炉窑除尘脱硫委员会，北京 100037）

综述了2010年我国火电厂脱硫脱硝行业的发展概况，介绍了行业目前采用的主要技术及新技术，分析了行业的市场特点及存在的主要问题，提出了对策及建议，并对行业的发展进行了展望。

火电厂;脱硫;脱硝;行业发展

1 火电厂烟气脱硫脱硝行业发展概况

1.1 行业发展环境分析

针对我国SO2和NOx严重污染的态势，国家在“十一五”期间实施了SO2减排战略，同时将在“十二五”实施更加严格的SO2和NOx排放控制标准。我国的脱硫脱硝等烟气污染控制技术也取得了实质性进展，建设了大量的大气污染物治理装置，烟尘和SO2污染恶化的趋势得到了有效的遏制，2009年，全国SO2排放量为2214.4万吨，同比下降4.6%。但是，总体上大气污染物浓度仍处于较高的水平，特别是大气中的NOx浓度还在呈稳步增长的趋势，发达国家历经近百年出现的环境问题在我国近二三十年就集中出现了，酸雨、细颗粒污染和臭氧污染等大气污染已逐步演变为复合型区域性污染，大气环境形势非常严峻。如此规模和复杂程度的大气污染治理在国际上还没有现成的经验可以借鉴，迫使我国面临不同于发达国家和地区的大气污染治理难题，成为制约我国经济可持续发展的重要瓶颈问题之一。

2010年9月，国务院常务会议审议并原则通过《国务院关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》，将节能环保产业确定为七个战略性新兴产业发展的重点方向之一。胡锦涛总书记在2010年中国科学院、中国工程院院士大会上的讲话中指出∶“建设创新型国家，加快转变经济发展方式，赢得发展先机和主动权，最根本的是要靠科技的力量，最关键的是要大幅提高自主创新能力” 。作为对国家长远发展具有带动作用的战略技术，脱硫脱硝产业的健康发展必须依靠自主创新，加快产业创新支撑体系建设，走“技术专利化—专利标准化—标准产业化”的自主创新发展之路，把解决环境外部性问题转化成促进内涵式发展的驱动力量，推动脱硫脱硝产业从规模优势向技术优势转变，提升我国脱硫脱硝产业的自主发展能力和国际竞争力。

1.2 燃煤电站脱硫产业发展概况

我国是一个能源结构以煤炭为主的发展中大国，随着社会经济的高速发展，每年直接用于燃烧的煤炭达12亿吨以上，尽管国家出台了一系列强有力的节能减排措施，我国的SO2排放量在经历了持续增长之后还是排在了世界第一位。近年来，我国对于SO2排放的重视程度和治理力度，已经达到了前所未有的高度。美国用30多年时间发展起来的脱硫产业，我国仅用了不到10年已发展成为全球最大的烟气脱硫市场，脱硫产业从只有几家企业的小规模起步，发展到如今仅年新增需求就达100多亿元的市场。

（1）石灰石-石膏湿法脱硫技术仍是市场主流

在国内脱硫市场上得到应用的已有石灰石-石膏法、烟气循环流化床法、海水脱硫法等10多种烟气脱硫工艺技术。石灰石-石膏湿法脱硫技术仍是市场主流，投运、在建和已经签订合同的火电厂烟气脱硫项目中，这一工艺所占比重达90%以上。其余脱硫方法中，海水法占3%，烟气循环流化床法占2%，氨法脱硫比例有所增加，占2%，其它方法占1%。

（2）资源回收型脱硫工艺有所发展，但尚未成熟

2010年，脱硫脱硝一体化、氨法脱硫、有机胺脱硫、活性焦法和其它资源回收型脱硫新技术取得了工业性进展。国家有关部门在政策、项目和资金上继续支持和组织实施300MW及以上火电机组的烟气脱硫完善化技术示范和引进技术再创新，重点解决工艺设计、设备成套和运行规范化等问题，提高脱硫设施工程建设质量和运行管理水平。

（3）脱硫产业化管理进一步加强，技术标准和规范进一步完善

2010年，我国火电厂烟气脱硫装置的工艺设计、制造、安装、调试、运行、检修、技术标准和规范进一步完善，烟气脱硫设施运行监管进一步强化，行业自律体系有效完善，行业协会等中介组织的作用进一步发挥，脱硫产业化发展日趋成熟和规范。

（4）火电厂烟气脱硫特许经营试点项目快速发展

截止2010年底，共有9个脱硫公司参与了脱硫特许经营试点项目，包括：北京国电龙源环保工程有限公司、中国博奇环保科技（控股）有限公司、中电投远达环保工程有限公司、福建龙净环保股份有限公司、浙江浙大网新机电工程有限公司、中国华电工程（集团）有限公司、北京国电清新环保技术股份有限公司、武汉东湖高新集团股份有限公司。

全国经批准实施火电厂烟气脱硫特许经营试点的项目共有59台机组，24,448.5万kW，其中，已投运的试点项目为1939.5万kW，在建项目132万kW，推迟项目137万kW，未实施项目240万kW。

1.3 燃煤电站脱硝产业发展概况

随着2007年1月《国务院批转发展改革委、能源办＜关于加快关停小火电机组若干意见＞的通知》的贯彻实施，100MW 以下的凝汽机组将会被逐步淘汰。仅据2007年和2008年两年的不完全统计，关停小火电已超过3700万kW，约占100MW以下总装机容量的33%。同时，通过“上大压小”电源结构调整政策的实施，近几年新建的燃煤机组，基本上是300MW及以上的大容量、高参数机组，控制住这些机组的氮氧化物排放，必将有利于氮氧化物减排目标的实现，也符合国家相关的产业政策。

火电厂氮氧化物排放控制是自2003年颁布的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）后逐步开始的。此后，一批新建火电机组大多采用了低氮氧化物燃烧技术，有的火电厂结合技术改造安装了低氮氧化物燃烧器，商业化烟气脱硝装置也已在30万kW、60万kW装机容量的多台机组上投入运行，为火电厂降低氮氧化物的排放控制积累了经验。

目前，已建、在建或拟建的火电厂烟气脱硝项目主要分布在北京、上海、江苏、浙江、广东、山西、湖南、福建等省（市）。所采用的工艺技术主要是选择性催化还原法（SCR）（约占96%）和非选择性还原催化法（SNCR）（约占4%）。

（1）烟气脱硝关键技术和设备国产化等方面均取得了重要进展

从技术层面来看，除了个别环保工程公司开发了具有自主知识产权的核心技术外，绝大多数公司均引进的是成熟先进的烟气脱硝技术，但是由于脱硝市场的规模并未扩大，这些公司总体上仍处于对引进技术的熟悉、消化吸收和初步应用阶段。从催化剂生产来看，国内数家公司与国外公司通过成立合资公司或引进生产技术投资建厂生产脱硝催化剂，其生产能力已经能够满足国内市场的需要。

（2）烟气脱硝产业化管理已经起步

从产业化发展的形式和内容看，具有一定脱硝能力和意愿的环保公司是推进产业发展的最活跃的力量，但从产业化发展的要素上看，进展是不平衡的。

随着我国节能减排、“上大压小”等政策的实施，氮氧化物的控制力度不断加强，电力行业氮氧化物排放量增长趋势明显放缓。由于目前尚未出台脱硝电价政策，企业难以自行消化较高的脱硝成本，脱硝装置投运率还不高。

1.4 工业锅炉脱硫脱硝产业发展概况

国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006—2020年）和“十一五”科技攻关计划纲要中，已将煤的洁净高效开发利用和燃煤污染物综合控制和利用的技术装备列为重点研究内容。

国家发改委、科技部和国家环保总局等八部委联合下发的《“十一五”十大重点节能工程实施意见》和节能中长期规划已将燃煤工业锅炉（炉窑）改造，列为十大重点节能工程之首，并明确将高效煤粉锅炉列为“采用新型高效锅炉房系统更新、替代低效锅炉”的内容。

（1）工业锅炉特点分析

1）保有量大，分布广泛。我国是当今世界工业锅炉生产和使用最多的国家，全国31个省市均分布有工业锅炉，且广泛分布于国民经济各个部门，其中江苏、浙江、河北、辽宁、山东等东部经济较发达地区的总保有量较大，而西藏、青海、宁夏和海南等经济欠发达地区的保有量较小。

2）总容量大，单台容量小。据测算，截止到2008年底，全国工业锅炉总蒸发量达到294.5万t/h，其中蒸气锅炉195.6万t/h，热水锅炉（含导热油锅炉）98.9万t/h（69.28MW），单台平均蒸发量为5.17t/h。且逐渐有总蒸发量和单台平均蒸发量的增长速度明显大于总台数的增长速度的趋势。

（2）工业锅炉脱硫产业

燃煤工业锅炉排放的二氧化硫与燃煤量、煤中的含硫量、燃烧方式等因素有关。煤粉炉由于其炉膛温度较高，煤中的含硫量转化为SO2的份额也就较小，层燃炉居中，其SO2转化率在0.8～0.85之间。我国的燃煤工业锅炉大部分是层燃炉，其中20t/h及以上燃煤工业锅炉基本上采用了以镁、钙为脱硫剂的脱硫除尘一体化技术，小于20t/h的燃煤工业锅炉仅有约10%采用了脱硫除尘一体化技术。我国燃煤工业锅炉烟气脱硫起步较早，但发展缓慢。早在20世纪50年代初，我国南京永利宁化工厂就在工业锅炉内喷撒石灰，以防止烟气中SO2对锅炉设备的腐蚀。到了80年代末或90年代初，由于我国大气SO2污染及酸雨污染日趋严重，研究与开发燃煤工业锅炉烟气脱硫技术便应运而生。许多部门着手研究及开发燃煤工业锅炉烟气脱硫技术。在90年代后期，我国研究与开发的烟气脱硫技术多达十几种。

（3）工业锅炉脱硝产业

由于我国目前对燃煤工业锅炉排放氮氧化物污染尚未作为重点控制对象，在现行的排放标准中，对燃煤工业锅炉氮氧化物也尚未提出排放限值的要求。所以，从全国范围来说，燃煤工业锅炉氮氧化物的控制工作还没有开展。近年来通过对当前大气环境污染形势的分析，火电厂氮氧化物污染防治技术政策的颁布实施以及“十二五”环境保护规划的编制，对燃煤工业锅炉氮氧化物的控制日益引起有关部门和单位的关注。

2 脱硫脱硝行业经营状况

2010年全国脱硫脱硝行业企业总数为70～80家；全年总产值约为60亿元，同比2009年增长约10%；利税总额约为3.5亿元，同比2009年增长约3%；利润率约为5%，其中脱硝行业利润率略高于脱硫行业，设备制造及运营业利润率略高于工程服务业。

2.1 脱硫行业经营状况

火电厂脱硫产业排名前20的脱硫企业的合同容量占全行业合同总量的83.2%，当年投运容量占全国总量的88.5%。

与2009年相比，2010年累计投运脱硫工程容量排名前10名的脱硫公司变化不大，分别为：北京国电龙源环保工程有限公司、中国博奇环保科技（控股）有限公司、武汉凯迪电力环保有限公司、福建龙净环保股份有限公司、中电投远达环保工程有限公司、浙江浙大网新机电工程有限公司、中国华电工程（集团）有限公司、山东三融环保工程有限公司、清华同方环境股份有限公司、浙江天地环保工程有限公司。主要脱硫企业及其采用的脱硫方法统计见下表。

主要脱硫企业及采用的脱硫方法一览表（排名不分先后）

2.2 脱硝行业经营状况

我国大型火电机组的烟气脱硝工程几乎均由国内锅炉厂或环保公司总承包建设。承包公司如：哈尔滨锅炉厂有限责任公司、东方锅炉（集团）股份有限公司、北京国电龙源环保工程有限公司、同方环境股份有限公司、浙江天地环保工程有限公司、中电投远达环保工程有限公司、福建龙净环保股份有限公司、中国华电工程（集团）有限公司、中国大唐集团科技工程有限公司、神华国华（北京）电力研究院有限公司、中环（中国）工程有限公司等。

为了摆脱催化剂完全依赖进口的局面，北京国电龙源环保工程有限公司、重庆远达催化剂制造有限公司、东方电气集团旗下的成都东方凯特瑞环保催化剂有限责任公司、大拇指环保科技集团、瑞基催化科技有限公司等公司的SCR催化剂生产线相继投产。截至2010年底，我国催化剂产能将达到6万m3/a，可满足7500万kW的烟气脱硝催化剂容量。

3 脱硫脱硝行业技术发展

3.1 脱硫脱硝行业总体技术进展

国家对燃煤烟气脱硫脱硝系列标准进行了立项，对脱硫脱硝产业发展加以引导。燃煤烟气脱硫脱硝系列国家标准项目组在充分吸收国内外最新科学研究成果和实践经验的基础上，结合国家自然科学基金、国家“863”计划项目、国家火炬计划项目、国家“十一五”科技支撑计划项目等国家重大科研项目，对燃煤烟气脱硫脱硝系列关键技术及技术标准化进行了深入研究，最终创新性地建立了具有自主知识产权的与国际接轨的以3项国家标准为主的重要脱硫脱硝装备标准体系，填补了我国在燃煤烟气脱硫脱硝方面缺乏标准的现状。

（1）烟气脱硫技术

烟气脱硫作为目前世界上唯一大规模商业化应用的脱硫方法，按脱硫的方式和产物的处理形式划分，一般可分为干法、半干法和湿法三大类。发达国家对烟气脱硫技术研究开展较早，到20世纪90年代，美国、日本、欧洲等发达国家和地区已广泛采用了脱硫设施，其中以石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术应用最为广泛。我国目前的燃煤烟气脱硫技术以引进为主，在实际应用过程中，引进技术常常因为与我国国情适应性差，导致已建烟气治理设施在运行中出现性能不稳定、投运率不高、经济性差等问题。通过对22家2008年底前建设的火电厂烟气脱硫工程后评估结果的综合分析，60%电厂脱硫机组实际燃煤含硫量超出设计值，67%气-气换热器、44%除雾器等设备存在严重质量问题，且脱硫设备缺乏有效诊断系统性能的手段，造成重复建设和国家投资的浪费。脱硫脱硝国家标准编制项目组通过制修定《燃煤烟气脱硫设备 第1部分燃煤烟气湿法脱硫设备》（GB/T 19229.1-2008），首次在脱硫脱硝技术装备的核心设计、关键设备配置、运行维护和安全问题等各关键环节上通过国家标准进行严格全面的质量控制，创新性地解决了系统的可用率低和设备腐蚀、结垢、堵塞、烟气带水等问题，提高了产品质量，降低了成本。填补了石灰石-石膏湿法燃煤烟气脱硫设备缺乏国家统一标准的空白，创新性地提出了人机安全要求，从脱硫设备的劳动安全卫生和人体功效角度要求防止职业健康危害，使武汉凯迪、北京博奇、国电龙源、远达环保、浙大网新等企业的脱硫产品走向国际市场，成功出口欧洲、美洲和中国香港等地区。

（2）SCR技术

SCR技术是脱硝效率高、最具市场前景的脱硝技术，已成为国际上火电厂NOx排放控制的主流技术。目前，我国火电厂烟气脱硝技术及相关政策还处于探索阶段，国内已建或在建的烟气脱硝工程96%以上采用SCR工艺，基本是采用全套引进SCR关键技术和设备的方法建设，不仅投资及运行成本高，且存在适应性的难题。因此，结合中国煤的特点，开展煤组分对催化剂的作用机理等关键技术的研究，开发适合中国煤燃烧系统的烟气脱硝相关工艺和设备，是实现我国烟气脱硝技术的国产化及产业化自主创新发展的关键。燃煤烟气脱硫脱硝系列国家标准项目组通过《燃煤烟气脱硝技术装备》（GB/T 21509-2008）的编制，对SCR脱硝各关键环节进行了规范化、标准化引导，解决了SCR工艺及催化剂如何适应中国燃煤复杂多变的难题。该标准填补了国内燃煤烟气SCR脱硝装备标准的空白，形成了SCR脱硝行业的准入门槛，避免了不合格的SCR产品充斥市场，打破了国外企业对SCR催化剂的垄断，推动国内企业建立了SCR催化剂生产基地（如国电龙源、中电投远达等），为我国“十二五”全面开展脱硝工作提供了技术支撑。

3.1.1 脱硫行业目前的主要技术

（1）石灰石-石膏湿法脱硫技术

石灰石-石膏湿法脱硫技术是目前国内外最成熟的烟气脱硫技术，其基本原理是：锅炉排放的热烟气（经过除尘）经过具有一定折反角度的烟道从吸收塔下侧进入吸收塔，多层喷嘴将吸收浆液以雾状均匀地喷布于充有烟气的塔中。SO2与烟气与上侧喷淋的吸收浆液逆流接触，在塔内进行中和反应，生成亚硫酸钙，落入吸收塔浆池，在浆池内通入过量的空气与亚硫酸钙进行氧化反应，得到脱硫副产品二水石膏；脱硫后的烟气经两级除雾器，除去烟气中所带的细小液滴，排出吸收塔。烟气在FGD装置中完成脱硫、氧化、除雾（湿度）后进入GGH升高温度，以提高烟气的抬升高度并减少烟气对烟囱的腐蚀，而后进入烟囱，排入大气。烟气脱硫过程完成。

（2）海水脱硫技术

海水脱硫是以天然海水作为吸收剂脱除烟气中二氧化硫（SO2）的湿法脱硫技术，是海水直接利用的一个重要领域。其基本原理是：滨海电厂用于机组冷却的循环海水是一种天然碱资源，将其用于烟气脱硫取代对石灰石的消耗，既保护了环境，减少资源浪费，又降低了能耗，是符合循环经济理念、实现节能减排的先进环保技术。

（3）烟气循环流化床法脱硫技术

（4）干法、半干法脱硫技术

3.1.2 脱硝行业目前的主要技术

（1）SCR烟气脱硝技术

SCR烟气脱硝装置采用选择性催化还原烟气脱硝工艺，在320℃～420℃的环境下，在特定的催化剂作用下，吹入NH3使NOx还原为氮气和水蒸气，达到脱除NOx的目的。

（2）SNCR烟气脱硝技术

选择性非催化还原（SNCR）是当前NOx治理中广泛采用且具有前途的炉内脱硝技术之一。SNCR是一种不用催化剂，在850℃～1100℃范围内能还原NOx的方法。SNCR技术是把还原剂如氨、尿素喷入炉膛温度为850℃～1100℃的区域，该还原剂迅速生成NH3气并与烟气中的NOx进行SNCR反应生成N2和H2O。该方法以炉膛为反应器，可通过对锅炉进行改造实现。

在炉膛850℃～1100℃这一狭窄的温度范围内，在无催化剂作用下，氨或尿素等氨基还原剂可选择性地还原烟气中的NOx，基本上不与烟气中的O2反应。

3.1.3 工业锅炉脱硫脱硝技术

（1）石灰/石灰石法脱硫技术

石灰/石灰石法是指用石灰或石灰石吸收烟气中的二氧化硫，反应生成亚硫酸钙（硫酸钙），净化后的烟气可达标排放。该技术的优点是：自然界存在大量石灰石，吸收剂原料易得、价廉，运行费用低；副产物容易处理；技术成熟、运行可靠。因此，石灰/石灰石法是工业锅炉烟气脱硫应用最广泛的方法。

（2）钠钙双碱法脱硫技术

双碱法用钠碱与烟气在吸收塔内逆向接触，生成含NaHSO3-Na2SO3的吸收液，再用Na2CO3或NaOH溶液进行脱硫，然后再用石灰乳或CaCO3对吸收液进行再生，由于采用钠基清液吸收，可大大减少结垢现象。由于纯碱只是作启动和补充用，而更多消耗的是石灰乳，因此运行费用不算高，同时脱硫效率可保持在80%～85%。但在实际运行中，由于再生系统缺少有效的工艺控制，效果不理想，因而影响到运行效果。

（3）氧化镁法脱硫技术

氧化镁法脱硫工艺是在近年来随着烟气脱硫技术不断发展和完善的过程中出现的一种新型烟气脱硫工艺。其工艺流程为，含SO2的烟气进入吸收塔后与循环吸收液逆流接触，气体中的SO2被脱除，净化后的气体经除雾器除湿后排放。由于MgSO4的溶解度是CaSO4的近百倍，因此工艺系统运行稳定，不易发生堵塞现象。

3.2 脱硫脱硝行业新技术进展

3.2.1 脱硫行业新技术

（1）氨法脱硫技术研究项目

氨法脱硫工艺的基本原理是烟气从电厂锅炉引出后，进入预洗涤塔。利用吸收塔氧化池溶液对烟气进行降温、除尘，同时液体受热汽化结晶析出硫酸铵结晶，由排出泵抽出送往脱水系统生产花费硫酸铵。冷却后的烟气进入到吸收塔内进行脱硫反应。我国土壤缺硫状况日趋严重，已成为影响农作物产量和质量的重要因素。氨法脱硫产品硫酸铵的氮利用效率最高，比碳铵高1倍，比尿素高20%，经济效益显著。

（2）资源回收型有机胺脱硫技术

有机胺法脱硫作为一种可资源化的脱硫技术日益受到人们的广泛关注，在工业供热锅炉、冶金、钢铁烧结等尾气净化工程中得到应用，而在电力行业中应用较少，多应用于规模容量较小的供热机组，随着近年来大容量燃煤机组陆续投产，结合未来以大代小的电力发展模式，开发满足循环经济政策并适用于大型燃煤机组的有机胺法烟气脱硫技术是非常必要的，并通过技术开发和依托工程的应用使之成熟并推广，使未来电力行业发展能够真正成为循环经济中的一环，有利于环保事业的深化。

（3）脱硫特许经营

脱硫服务运营市场的兴起已成为必然趋势，已经拥有行业运营业绩和经验的企业将成为产业调整期的先行者。专业运营服务商的兴起也将得益于运营。为贯彻落实国家节能减排综合性工作方案，进一步提高火电厂脱硫装置运行水平及投运率，确保二氧化硫约束性指标顺利实现，需要对火电厂脱硫设施的运行实行全面科学管理。目前已有部分脱硫公司取得了运营管理资质并负责脱硫设施的运行。

3.2.2 脱硝行业新技术

（1）SCR脱硝催化剂

选择性催化还原（SCR）脱硝是国内外公认的烟气脱硝主流技术，其原理是利用氨在催化剂的作用下将烟气中的NOx还原为无毒的N2。催化剂占脱硝总成本的40%，是SCR技术的核心烟气脱硝的控制因素。我国的脱硝催化剂生产技术和原材料还依赖国外，催化剂价格十分昂贵，导致国内及集团公司所属燃煤电厂整体脱硝成本非常高，限制了烟气脱硝工作的发展。

随着技术引进、消化吸收及产业化的发展，国内已经有7～8家具备一定产能的脱硝催化剂生产厂家，包括北京国电龙源环保工程有限公司、中电投远达环保工程有限公司等。

（2）低温SCR脱硝技术

研制适于火电厂低温烟气条件下（120℃～150℃）能有效去除NOx的SCR脱硝催化剂，研究催化剂制备的最佳配方及SCR反应工艺条件。

（3）纳米金属氧化物催化剂协同脱硝除汞

NOx和Hg协同控制的技术核心——新型双功能SCR催化剂研究，研究NOx和Hg污染物协同催化净化过程中复杂反应的各种促进和抑制作用机理，揭示NOx催化还原及HgO氧化活性位，结合催化剂表征，优化的双功能SCR催化剂配方，并提出催化剂可能的中毒机制和协同控制多种污染物的反应机理。

（4）等离子体双尺度低NOx燃烧技术

以等离子体技术为基础，以高效低NOx等离子体陶瓷燃烧器为核心，开发新型的内燃式、高效燃烧、低NOx燃烧器。结合双尺度燃烧优化技术，优化炉内燃烧过程，降低煤粉锅炉的NOx排放，形成产业化的、可以替代SCR（SNCR）的高效清洁燃烧技术。

3.2.3 工业锅炉脱硫脱硝新技术分析

（1）生物质成形燃料

目前，由于地方排放标准的不断加严以及重点城市陆续划定了燃煤“禁燃区”，使得清洁燃料替代燃煤工作取得了一定进展。在燃油、燃气及电锅炉得到了不同程度发展的同时，生物质成型燃料替代燃煤在一些地区也得到了广泛应用。可预见的是，生物质成型燃料以其低污染、低成本的特点，在未来工业锅炉燃料替代方面将大有可为。

生物质燃料的含硫量明显低于煤炭的含硫量，燃烧后其排放的SO2浓度很低，可不再配置SO2治理装置；另据调查，生物质燃料挥发物析出燃尽后，受到灰烬包裹，固定碳燃烧速度缓慢，为了使其燃尽，采用往复炉排燃烧方式，取得较好的效果；并由于生物质燃料燃烧时所释放的二氧化碳，大体相当于其生长时所吸收的二氧化碳量，所以有助于缓解温室效应。

（2）“以废治废”脱硫工艺

由于燃煤工业锅炉的使用单位不同于电厂，一般规模都比较小，在二氧化硫排放达标的前提下，对脱硫的成本最为关注。如何因地制宜地利用现有碱性废物进行“以废治废”脱硫，实现脱硫成本最小化，是一条符合循环经济的脱硫技术路线。

以印染废水脱硫工艺为例，其基本原理是：以经细格栅除渣后的印染废水（pH为9～11，主要有效成分为NaOH）为脱硫剂，经过喷嘴雾化后，与烟气在脱硫塔内逆向接触发生化学反应，将SO2充分吸收脱除，净烟气从烟囱排放。该工艺的反应操作过程分为三段：溶解、吸收、中和再生。

（3）亚硫酸镁清液脱硫技术

亚硫酸镁清液烟气脱硫工艺，根据氧化镁再生反应的特性，通过外部再生诱导结晶工艺，生成了高pH值、高吸收剂含量的亚硫酸镁吸收清液，并采用与循环吸收清液特性相适应的低液气比的高效雾化喷淋吸收技术来进行脱硫吸收，从而达到高吸收效率、低投资、低运行成本的目的。

4 脱硫脱硝行业市场结构特点

4.1 脱硫市场结构

近年来，通过自主研发和引进、消化吸收、再创新，烟气脱硫产业化取得了重大进展，火电厂烟气脱硫技术国产化能力基本可以满足“十一五”时期减排SO2的需要。

在2010年新投运的烟气脱硫机组中，从脱硫机组性质看，新建工程比例增加，从央企脱硫机组容量等级来看，仍以30万kW及以上烟气脱硫机组为主，占90%。

目前，在国内脱硫市场上应用的已有石灰石-石膏法、烟气循环流化床法、海水脱硫法等10多种烟气脱硫工艺技术。其中，石灰石-石膏法烟气脱硫技术仍是主流。

据估计，截至2010年底，燃煤电厂烟气脱硫机组容量达到5.6亿kW左右，比上年增长19.2%，烟气脱硫机组占煤电机组的比例约为79.2%。

市场短期内不会饱和，市场会更加细化，脱硫将向非火电行业发展。脱硫企业已经从拼技术、拼价格，转变为拼服务、拼管理。原来靠价格战争地盘，技术不过硬的小型脱硫企业自然萎缩、退出或转行；大型企业在扩大市场、技术创新、管理创新等方面也有了更大的动力，行业集中度进一步提高。

4.2 脱硝市场结构

（1）脱硝市场容量迅猛增加

已投运的烟气脱硝机组以新建机组为主，且大部分采用选择性催化还原法（SCR）工艺。截至2010年底，全国已投运的烟气脱硝机组容量超过2亿kW，约占煤电机组容量的28%。其中SCR机组占95%。

（2）已具备SCR烟气脱硝技术的设计及总承包能力

我国大型火电机组的烟气脱硝工程几乎均由国内锅炉厂或环保公司总承包建设。已有30万kW、60万kW及以上火电机组的烟气脱硝工程建设业绩。世界上先进、成熟的SCR、SNCR等技术已在我国火电厂采用。国内承包商在必要的技术指导下，已经具备了大型火电厂烟气脱硝系统的设计、建造、调试运行能力，基本满足了我国烟气脱硝市场的需求。

5 行业发展存在的主要问题

5.1 火电厂脱硫行业存在的主要问题

（1）脱硫石膏的处置和消纳困难

我国已投运的脱硫工艺中以石灰石-石膏法为主，但脱硫工艺路线单一，对脱硫副产物的处置和消纳尚未引起足够重视；部分电厂已出现堆放和抛弃的处置方式。预计到“十一五”末，我国将有3亿kW燃煤发电机组配置石灰石-石膏法脱硫设施，按1台300MW机组燃用含硫量为1%的煤种，每年运行5000～6000小时计，将产生脱硫石膏4.5万～5.0万吨，届时全国每年将产生5000万～6000万吨的脱硫石膏。如此大量的脱硫石膏要得到处置和消纳是十分困难的，既浪费资源、占用场地，又会产生新的二次污染。

（2）火电厂脱硫特许经营中存在的问题亟待解决

火电厂烟气脱硫特许经营试点过程中暴露出增值税抵扣项小，脱硫公司税收负担重，脱硫公司进口环节税收优惠政策难以享受到，脱硫电价未与上网电价同步调整造成脱硫设施用电成本增加（电费约占脱硫设施总成本费用的25%），脱硫电价结算相对滞后（脱硫电价收益由电厂支付给脱硫公司），以及供热部分脱硫加价不落实等问题。

5.2 火电厂脱硝行业存在的主要问题

（1）缺乏火电厂氮氧化物控制相关政策法规和标准体系

目前，我国火电厂烟气脱硝产业刚刚起步，有关技术标准和规范正在制订，尚存在一些问题。一是根据技术引进方的不同采用不同国外标准建设，使得SCR设计、设备、调试、验收以环保公司的标准为依据；二是国家有关部门在制订技术标准或规范时，没有一个统一的体系。从领域看，脱硝产业涉及环保、电力、机械、化工、建筑等行业；从过程看，脱硝产业涉及设计、建设、调试、运行等各个环节，而且与除尘、脱硫紧密联系，如果缺乏系统的考虑，则难以使各标准协调一致，从而容易造成混乱，阻碍火电厂脱硝产业的健康发展。

（2）催化剂核心制备技术和原材料尚需进口

目前应用于脱硝技术的催化剂主要依赖进口，致使脱硝运行成本较高；尽管国内目前已经建设了部分催化剂生产基地，但由于均是采用国外技术，甚至原料也要进口，因而制约着脱硝产业的发展；失效催化剂属危险废物，对它的处理处置问题应引起足够重视；普遍作为脱硝还原剂的液氨在储运和使用中的安全问题必须得到高度重视。

（3）部分烟气脱硝工程的建设具有盲目性

在控制NOx方面，采用低氮氧化物燃烧技术降低氮氧化物排放量在经济性和清洁生产方面都有很多优势，部分电厂（尤其是新建电厂）如果用低氮氧化物燃烧技术完全可以达到排放标准的要求时，则暂不宜建设SCR装置。但在实际中，为了能够使项目得到环保核准，建设SCR的项目比比皆是，但由于不上SCR也可以达到环保要求，就使得建设了SCR的装置并不能很好运行，这不仅浪费了资金，也有悖于经济控制氮氧化物排放的目的。

5.3 工业锅炉脱硫脱硝存在的主要问题

（1）工业锅炉种类繁多，技术路线多种多样，标准不好统一。

（2）加装脱硫脱硝装置投资较大，增加工业锅炉的运营负担。

6 对策和建议

6.1 脱硫政策措施建议

（1）鼓励发展符合循环经济的环保技术

开展脱硫石膏等脱硫副产物工业化利用途径的研究和示范；开展氨法、有机胺脱硫、活性焦法和其他资源回收型脱硫新技术的工业性研究；脱硝技术催化剂国产化技术示范；积极争取利用环保专项资金、国债等资金渠道支持进行脱硫脱硝新技术示范。

国家有关部门在政策、项目和资金上继续支持和组织实施300MW及以上火电机组的烟气脱硫完善化技术示范和引进技术再创新，重点解决工艺设计、设备成套和运行规范化等问题，提高脱硫设施工程建设质量和运行管理水平。国家应采取相应措施，帮助脱硝企业引进、消化吸收国外先进脱硝技术，通过示范使脱硫脱硝工程技术达到国际先进水平，并形成具有自主知识产权的工艺技术。

（2）停止天然石膏开采，综合利用脱硫副产品

2010年，全国燃煤电厂采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫等工艺产生的副产品石膏约4300万吨，比上年增长23%，2010年，全国脱硫石膏综合利用率平均约56%，但受地域和经济发展水平影响，各地脱硫石膏综合利用情况不一。北京、河北、珠三角和长三角等地区的脱硫石膏综合利用情况较好，西南地区脱硫石膏的综合利用相对较低。部分电厂出现了脱硫石膏无处消纳的问题。石膏堆放和抛弃不仅占用大量土地，增加灰场的投资，而且处理不好可能会对周围环境造成二次污染。建议停止过度开采天然石膏，提高脱硫石膏的综合利用率。

6.2 脱硝政策措施建议

（1）完善脱硝相关政策法规和标准体系

美国、欧盟、日本等发达国家或地区氮氧化物控制工作起步较早，各种氮氧化物控制政策也较为成熟，因此，我国可以借鉴国外的相关政策法规和标准，尽快形成一个完善的氮氧化物控制法规标准体系。

（2）出台鼓励火电厂烟气脱硝的经济政策

1）综合运用各种经济手段推进火电厂的氮氧化物控制工作，以最小的成本换取最大的环境效益，如排污权交易政策；2）将脱硝的环境保护成本导入到电价中，使电力成本真正体现资源和环境成本；3）收取的氮氧化物排污费用要全部用于氮氧化物的治理，尤其是用于老电厂低氮燃烧器改造奖励、烟气脱硝奖励；4）对一时不能实现国产化的设备要有免税或减税措施；5）通过国家环保专项资金补助或中央预算内投资资金补助对现役电厂建设烟气脱硝装置。

烟气脱硝成本进入电价是推进烟气脱硝的关键性也是根本性的措施，但烟气脱硝电价的计算是以脱除的氮氧化物多少来确定，还是以地区为单位计算脱硝的社会平均成本来确定，或是按煤质（挥发分）情况来确定，需要进行系统研究，最好是纳入电价机制的改革方案之中统筹解决。在电价机制不做大的改革之前，可以同脱硫电价一样结合考虑煤质（挥发分）情况，给脱硝企业每度电量一定的电价补贴；也可以地区或地市为单元计算当地脱除氮氧化物的平均成本，以平均成本和企业实际脱除的氮氧化物量为依据，计算各企业烟气脱硝成本，然后通过电价支付给脱硝企业。

6.3 工业锅炉脱硫脱硝政策措施建议

（1）6t/h及以下的燃煤工业锅炉

对于该类燃煤工业锅炉，最主要的减排方法应该是燃料替代，主要包括天然气、生物质成型燃料和工业型煤。对于城市内划定的“禁燃区”，如果有天然气管道，则使用天然气或其他清洁能源替代燃煤。对于天然气尚未普及的地区，且有稳定的生物质成型燃料来源的地区，可考虑使用生物质成型燃料来替代燃煤。在一些排放标准要求不高的地方，也可使用工业型煤替代散煤。

（2）6～20t/h的燃煤工业锅炉

对于大于6t/h，小于20t/h的燃煤工业锅炉，可适当发展一部分脱硫除尘一体化技术。对于已经装配了湿式除尘器的在役锅炉，可进行一体化技术改造。在一些经济比较发达，且环境质量要求较高的地区，也可发展一部分除尘脱硫串联工艺。

（3）20t/h及以上的燃煤工业锅炉

对于该类燃煤工业锅炉应参照火电厂大气污染治理的方法，先除尘，后脱硫脱氮氧化物，即发展脱硫除尘串联工艺，除尘技术以静电或布袋除尘为主，脱硫技术以钙法、镁法等传统高效率技术为主。在一些地区，根据当地特点，应鼓励发展“以废治废”脱硫工艺。由于脱硫脱尘一体化技术在大型燃煤工业锅炉上运行存在很多的问题，所以不鼓励发展。

（4）低硫煤替代中高硫煤

对于6t/h以上的燃煤工业锅炉，在一些排放标准比较宽松，或环境容量比较大的地区可采用低硫煤替代中高硫煤的措施，以减少SO2的排放。

（5）采用SCR等高效脱硝技术与装备

由于目前适用于燃煤工业锅炉的氮氧化物脱除技术很少，且尚未成熟，但随着技术发展，可在少部分锅炉上应用低氮燃烧技术，个别地区，可采用并装配SCR等高效脱硝技术与装备。

7 行业发展展望

7.1 火电厂烟气脱硫特许经营范围将进一步扩大

烟气脱硫特许经营工作试点已经开展了3年，应在认真总结成绩和教训的基础上，积极推进烟气脱硫特许经营工作，不断完善污染物治理的市场机制。

在烟气脱硫产业快速发展的同时，也暴露出部分烟气脱硫工程建设存在低价中标、质量不过关、脱硫设施投运率低、运行维护专业化水平低、运行效果差等问题。这些问题如不尽快解决，将会严重影响SO2排放控制的效果。而采取由发电企业将国家出台的脱硫电价和与脱硫相关的优惠政策等形成的收益权以合同形式特许给专业化脱硫公司，让专业化脱硫公司承担电厂脱硫设施的投资、建设、运行、维护及日常管理，并完成合同规定的脱硫任务的特许经营方式，则是保障脱硫设施建设和运行质量的机制性措施。

7.2 脱硫资源化综合利用等新工艺研发力度将进一步提高

提高脱硫的资源化综合利用，由于目前的政策支持力度不够，行业之间合作不多，火电厂脱硫副产物石膏约4000万t/a，而利用率仅为30%。因此应制订鼓励脱硫副产物综合利用的经济政策，研究制订天然石膏开采生态补偿的经济政策（收生态税），鼓励建立区域性的脱硫副产物综合利用专业机构，实现脱硫副产物的集约型利用。开展脱硫石膏等脱硫副产物工业化利用途径的研究和示范，提高利用率，减少二次污染。

积极开展脱硫新工艺研究，在高硫煤地区开展回收单质硫新技术的工业性研究及示范。开展氨法、活性焦法和其它资源回收型脱硫新技术的工业性研究。积极争取利用环保专项资金、国债等资金渠道支持进行新技术示范。扶持自有知识产权的脱硫脱硝技术，以废治废，利用白泥、电石渣为脱硫剂，因地制宜，开展脱硫脱硝新技术示范。

7.3 烟气脱硝技术和设备国产化进程加速

火电厂烟气脱硝产业从2007年以来逐步发展且有加速的趋势。在国家层面还没有强制性的法规要求火电厂建设烟气脱硝设施之时，在对氮氧化物排放总量、不同行业氮氧化物排放对环境质量影响等尚不明确，以及在投入产出还没有进行分析预测、在管理还不能到位的情况下，对火电厂开展大规模烟气脱硝具有一定的盲目性。

国家应采取相应措施，加大脱硝技术自主创新扶持力度，帮助脱硝企业在引进、消化吸收国外先进脱硝技术的基础上进行再创新，使自主知识产权的工艺技术有用武之地，并通过工程不断完善和优化，促进脱硝技术达到国际先进水平。

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