我国脱硫脱硝行业2011年发展综述

（中国环境保护产业协会脱硫脱硝委员会，北京 100037）

我国脱硫脱硝行业2011年发展综述

（中国环境保护产业协会脱硫脱硝委员会，北京 100037）

综述了2011年我国脱硫脱硝行业的发展环境及发展概况；分析了行业发展中存在的主要问题，提出了解决对策和建议。

脱硫;脱硝;行业发展;对策;建议

1 行业发展环境分析

近些年来，随着我国社会经济的快速发展，环境问题也日益突出。硫氧化物、氮氧化物是主要的大气污染物，严重地危害了生态环境和人们的身体健康。根据中国历年的环境状况公报，我国近十年二氧化硫的排放量如图所示。二氧化硫排放量自2006年以来呈下降趋势，2010年二氧化硫排放量为2185万t，比2005年下降约14.29%。电力行业是我国二氧化硫排放大户，根据中电联统计，2010年，全国火电二氧化硫排放926万t，比2009年下降2.3%，比2005年降低28.80%，提前1年超额完成“十一五”减排目标；火电二氧化硫排放绩效值每kW·h由2005年的6.4g下降到2.7g，实现了国家“十一五”规划目标，好于美国2009年水平（美国2009年为3.4g/kW·h）。钢铁企业和工业锅炉也是重要的二氧化硫污染源，2008年全国钢铁企业二氧化硫排放量为150万～180万t，约占全国二氧化硫排放总量的8%；2008年全国燃煤工业锅炉排放二氧化硫519.1万多t，占全国二氧化硫排放量的22.2%。

2010年，我国的氮氧化物排放量为2274万t，主要来源于火电厂、机动车和水泥窑。据中国环境保护产业协会组织的《中国火电厂氮氧化物排放控制技术方案研究报告》的统计分析，2007年火电厂排放的氮氧化物总量已增至840万t，比2003年的597.3万t增加了近40.6%，占全国氮氧化物排放量的35%～40%。2010年全国水泥工业排放氮氧化物约200万t，约占全国氮氧化物排放总量的10%，仅次于火电行业和机动车尾气排放，位居第三。2008年全国燃煤工业锅炉排放氮氧化物187.4万t。我国二氧化硫和氮氧化物排放量巨大，重点行业应承担起相应的减排责任。

我国2000—2010年二氧化硫年排放量[1]

2011年8月，国务院发布的《“十二五”节能减排综合性工作方案》中明确提出了“十二五”二氧化硫减排8%和氮氧化物减排10%的约束性指标。这就要求二氧化硫和氮氧化物排放大户火电厂、钢铁行业、水泥厂、燃煤工业锅炉承担起相应的减排责任。另外，我国关于二氧化硫和氮氧化物排放的标准也日趋严格。2011年7月29日发布的《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2011），要求二氧化硫的排放限值降低到100mg/m3（重点地区50mg/m3），NOx（以NO2计）的排放限值降低到100mg/m3。《钢铁工业大气污染物排放标准 烧结（球团）》（送审稿）中规定现有企业烧结（球团）设备二氧化硫的排放限值为600mg/m3，新建企业为200mg/m3。《水泥工业大气污染物排放标准》（GB 4915-2004）规定水泥行业氮氧化物排放限值为800mg/m3，更为严格的排放标准正在研究制订中。工信部颁布的水泥行业准入条件要求，新建或改扩建水泥（熟料）生产线项目须配置脱除NOx效率不低于60%的烟气脱硝装置。另外，国家发改委出台的《国家采取综合措施调控煤炭和电力价格》规定，自2011年12月1日起，对安装并正常运行脱硝装置的燃煤电厂试行脱硝电价政策，每kW·h加价0.8分钱，以弥补脱硝成本增支。由此可见，脱硫脱硝行业发展面临着机遇与挑战。

2 脱硫脱硝行业发展概况

2.1 脱硫行业发展概况

随着工业的快速发展以及越来越高的环保需求，世界各地现已开发出200多种脱硫技术。其中烟气脱硫是控制二氧化硫污染最有效和最主要的技术手段。目前主要应用的烟气脱硫技术包括石灰石－石膏法、海水脱硫法、氨－硫铵法和烟气循环流化床法。

（1）石灰石-石膏法

主要利用送入吸收塔的吸收剂——石灰石浆液与烟气接触混合，烟气中的二氧化硫与吸收剂浆液中的碳酸钙以及鼓入的空气中的氧气发生化学反应，生成二水硫酸钙即石膏。

（2）海水脱硫法

主要原理是天然海水中含有大量的OH-、CO2-、3HCO3-等呈碱性的盐类，利用天然海水的这种特性，脱除烟气中的二氧化硫。

（3）氨－硫铵法

该脱硫技术是用氨作为吸收剂，在脱除燃煤烟气中二氧化硫后，可生产出具有高附加值的产品——硫铵。该方法是一种将二氧化硫资源化的符合循环经济要求的脱硫技术，尤其适宜在燃用中、高硫煤和有稳定氨源地区的燃煤发电锅炉上应用。

（4）烟气循环流化床法

该方法是一种半干法烟气脱硫技术。含硫烟气和消石灰在循环流化床内充分混合反应，除去二氧化硫等酸性气体。

2.1.1 火电厂脱硫发展概况

截至2010年底，全国已投运的烟气脱硫机组超过5.6亿kW，约占全国燃煤机组容量的86%，比美国2009年的数据高36%。其中我国五大发电集团公司投运的烟气脱硫机组共计3.4亿kW，约占全国已投运燃煤脱硫机组容量的60.7%。在全国已投运的烟气脱硫机组中，石灰石-石膏湿法仍是主要采用的脱硫方法，占92%；其余脱硫方法中，海水法占3%，烟气循环流化床法占2%，氨法占2%，其他方法占1%。2010年累计投运的脱硫工程容量排名前10位的脱硫公司及其采用的脱硫方法如表1所示，由表1中可以看出，石灰石-石膏法作为最主要的脱硫技术的地位不可动摇。

表1 主要脱硫企业及采用的脱硫方法一览表（按2010年底前累计已投运的脱硫工程容量大小排序）

由于海水烟气脱硫技术具有系统简单、维护方便、不需添加脱硫剂、运行费用低等优点，海水脱硫技术也越来越受到滨海电厂的青睐。据不完全统计，全国已有12个燃煤电厂的47套、总装机容量为21,624MW的机组，先后投运或在建。对于海水脱硫技术，人们普遍关心其排水对海域环境的影响。国内外的相关单位对此进行了大量的调查和研究，研究表明：脱硫后的海水和循环冷却水混合，并经海水恢复系统调整后，pH值由3.18～3.86恢复到6.94～7.13，符合脱硫海水混合曝气后pH≥6.8入海的可研要求；脱硫后的入海海水与海水泵房海水（天然海水）相比较，除pH值和水温外，SS、总铬、锌三项指标大于本底值外，COD、砷、铜、铅、铬、汞等指标几无变化。海水烟气脱硫技术适宜于我国东、南部沿海地区及脱硫后海水排放海域扩散条件良好、燃用含硫量＜1%的煤种及200MW及以上新建燃煤发电锅炉建设烟气脱硫设施时选用，并要求进入脱硫塔前，烟气中的含尘浓度＜30mg/m3（标态，干烟气）。

国家发展和改革委员会2005年组织了赴美氨法烟气脱硫技术的考察，考察报告客观评价了氨法烟气脱硫技术的发展情况，提出了此技术在我国应用的可能性及必要性。截止到2009年年底，氨-硫铵法烟气脱硫技术已在天津碱厂、云南解化集团热电厂、重庆中梁山煤电集团发电厂、中石化扬子石化有限公司电厂、山东众泰电力有限公司和广西田东电厂等18个热电联产和燃煤发电锅炉上得到应用，已建脱硫装置的处理烟气量近850万Nm3/h，年产硫铵超过30万t。在建装置的处理烟气量也超过700万Nm3/h。其中：广西水利集团有限公司田东电厂2×135MW火电机组，采用二炉一塔设计，单塔处理烟气量为110万Nm3/h的氨法脱硫工程，自2009年8月投运后，运行正常，脱硫效率为96.1%，年产硫铵6.18万t。

循环流化床烟气脱硫技术具有耗水量少、设备占地面积小、投资和运行费用低等优点。截止到2009年底的不完全统计，全国已有10余家环保工程公司承接过燃煤发电锅炉二氧化硫污染治理设施的工程建设。据不完全统计，其应用规模已超过2000万kW。单台机组容量也突破原技术政策中规定小于200MW的要求，并已在660MW机组建成一炉两塔成功应用的实例。

2.1.2 钢铁烧结脱硫发展概况

钢铁行业是控制燃煤工业炉窑二氧化硫污染的先行者。钢铁行业排放的二氧化硫主要来自烧结机，其排放的二氧化硫量占钢铁企业排放总量的70%以上（不含燃煤自备电厂产生的二氧化硫量）。由于烧结排放的烟气量、二氧化硫浓度、水分含量、波动大，成分复杂，增加了二氧化硫的治理难度。对烧结烟气二氧化硫的控制，主要是通过安装脱硫设施来完成。截止到2009年5月底，我国已在40台烧结机上建成烧结烟气脱硫装置35套，配用烧结机面积6312m2，占我国烧结机总面积的11.7%，形成年脱硫能力8.2万t。采用的脱硫技术主要有石灰石-石膏法、烟气循环流化床法、氨-硫铵法、密相干塔法等。2010年工信部曾组织有关专家对石灰石－石膏法和烟气循环流化床法烟气脱硫工程进行了后评估，认为：上述工程针对烧结机烟气特点，采用改进技术后工艺系统配置完善合理，运行稳定，二氧化硫排放浓度可控制在200mg/m3以下，并具有协同脱除多种其它污染物的能力。

2.1.3 工业锅炉脱硫发展概况

我国是当今世界工业锅炉生产和使用最多的国家，截止到2008年底，全国有燃煤工业锅炉约为48万台，总蒸发量约为250多万t/h，占全国工业锅炉总台数和总蒸发量的85%左右，年耗原煤约6.4亿t。这些燃煤锅炉大多分布在城市及其周围地区，又是低烟囱排放，是影响城市空气环境质量的主要污染源之一。我国燃煤工业锅炉烟气脱硫起步较早，但发展缓慢。目前对城市中小型燃煤工业锅炉二氧化硫污染防治大多采用以燃气、燃油以及燃用含硫量较低的原煤替代含硫量较高的原煤的措施；对蒸发量20t/h及以上的大中型燃煤工业锅炉普遍采用了除尘器和烟气脱硫装置串联工艺，其采用的脱硫工艺有钙法、镁法等。例如北京顺义区鑫浩供热中心近三年来新建的15台45.5MW的燃煤热水采暖锅炉，已全部配用袋式除尘器串联镁法脱硫装置，污染物减排效果明显，除尘、脱硫效率分别达到99.0%和95%以上。除了上述工艺外，一些企业利用锅炉自身排放的碱性物质、废电石渣、印染废水，因地制宜地采用除尘后串联碱性废物的“以废治废”脱硫工艺，也取得了良好效果。

2.2 脱硝行业发展概况

目前针对控制燃煤NOx排放的脱硝技术主要包括低氮燃烧技术和烟气脱硝技术两类。

（1）低氮燃烧技术

主要包括：低NOx燃烧器技术、空气分级燃烧技术、燃料分级燃烧技术、烟气再循环技术和循环流化床锅炉燃烧技术。低氮燃烧技术的脱硝效率仅有25%～40%。

（2）烟气脱硝技术

该技术是目前世界上发达国家普遍采用的减少NOx排放的方法，其中选择性催化还原（SCR）技术，脱硝率可达90%以上，已成为国际上火电厂NOx排放控制的主流技术。SCR技术是在特定催化剂的作用下，用氨或其他还原剂选择性地将NOx还原为氮气和水，反应温度一般为300℃～450℃，所以SCR催化剂是SCR的核心，占脱硝成本的40%左右。选择性非催化还原（SNCR）技术是把含有NHx基的还原剂喷入炉膛温度为850℃～1100℃的区域后，与烟气中的NOx进行反应而生成氮气，在反应过程中没有催化剂参与。

2.2.1 火电厂脱硝发展迅猛

火电厂是我国氮氧化物排放的第一大户，占全国氮氧化物排放总量的30%～40%。自《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2003）颁布后，对氮氧化物的控制已引起火电行业的高度重视。根据中电联的统计，截止到2011年3月底，国内已投运烟气脱硝机组容量为9689万kW，约占煤电机组容量的14%；其中，采用SCR法的占93.31%；SNCR法的占6.28%，SCR＋SNCR方法的占0.41%。在建、规划（含规划电厂项目）的脱硝工程容量超过1.5亿kW。

2012年1月1日，随着《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2011）的颁布以及脱硝电价政策的出台，新标准较此前要严格得多，达到世界上最严格的排放标准，这将导致 “十二五”脱硝产业将迎来爆发式增长。

（1）环保部的预测

根据环保部的预测，新标准实施后，到2015年，需要新增烟气脱硝容量8.17亿kW，共需脱硝投资1950亿元，2015年需运行费用612亿元。到2020年，需要新增烟气脱硝容量10.66亿kW，共需脱硝投资2328亿元，2020年需运行费用800亿元，按照这个基础估算，全国每年新增烟气脱硝容量约1.6亿kW，投资为300亿～400亿元。

（2）中电联的预测

全国火电厂改造范围：约有90%的机组需进行脱硝改造，外加新建机组，全国部分发电企业“十二五”期间的脱硝改造机组预测为：华能6000万kW；大唐4500万kW；华电4500万kW；国电5500万kW等等。

根据估算，全国在“十二五”期间，将有5.69亿kW现有机组需要技术改造安装脱硝装置；将有2.6亿kW新建机组需要加装SCR脱硝装置。

仅在2012年，我国就将有7000万～8000万kW装机容量建成或开工建设脱硝装置，约有160台锅炉安装脱硝装置，总投资额达100亿元。

2.2.2 水泥行业脱硝发展概况

对水泥行业来说，由于GB 4915-2004排放标准中的氮氧化物排放800mg/m3的限值较为宽松，与欧盟等国外水泥企业氮氧化物排放限值500mg/m3有较大差距，并且与实际中新型干法水泥窑的氮氧化物排放普遍在800mg/m3左右基本相当，影响到水泥行业脱硝工程的进展，且不能满足水泥行业“十二五”规划明确的氮氧化物排放量下降10%的目标，以及即将修订颁布的水泥工业大气污染物排放标准的要求。近期，湖南、山西、广东、杭州等省市都已下发了水泥生产线实施脱硝的相关文件，必将会大大推进水泥行业氮氧化物的减排和脱硝行业的发展。

2.2.3 工业锅炉脱硝发展概况

由于我国现行的国家排放标准中对燃煤工业锅炉氮氧化物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以及“十二五”环境保护规划的实施，对燃煤工业锅炉氮氧化物控制日益引起有关部门和单位的关注，燃煤工业锅炉氮氧化物的控制工作也有了一些积极的进展。例如，北京西山新干线公司和东南大学联合在顺义区城北集中供热锅炉房#3炉（64MW），实施了以锅炉结构改进+SCR工艺+尿素热解制氨为技术路线的氮氧化物控制工程，目前运行情况良好，氮氧化物排放浓度可控制在50mg/m3以内，脱硝效率可稳定在90%左右，氨逃逸可低于1ppm。

2.2.4 脱硝催化剂产业发展概况

选择性催化还原脱硝技术SCR的技术关键是催化剂，催化剂占脱硝工程成本的40%，构成了主要的脱硝装置运行成本。2006年之前，国内的催化剂供应完全依赖国外。伴随着脱硝产业的推进，国内厂家纷纷组建了自己的脱硝催化剂生产基地，目前国内已经形成了较大的脱硝催化剂生产能力。

（1）“十二五”期间脱硝催化剂需求预测

脱硝催化剂需求方面，“十二五”期间新建 + 技术改造共计建设8.29（2.60+5.69）亿kW脱硝容量，按2012—2015年估算，每年的催化剂需求量约为15.6万m3。

预计“十二五”以后，国内脱硝市场平稳运行，以每年一定的新建机组和在役机组的催化剂更换需求为主，每年新建机组0.5亿kW，催化剂需求约为4万m3/a，更换需求约为12.44万m3/a，预计到时催化剂再生技术将成熟，一部分（按20%计算）废弃脱硝催化剂可通过再生的方式再利用，约2.5万m3/a，三者相抵，每年需求约13.94万m3/a。“十二五”期间及以后国内脱硝催化剂市场供需预测见表2。

表2 国内脱硝催化剂市场供需预测

（2）国内脱硝催化剂产能调查

据中国环境保护产业协会脱硫脱硝委员会的初步调查统计，国内目前的脱硝催化剂生产厂家可分为二类。第一类是生产线已经投产，已经有了产品应用业绩，具备供货能力的企业，如重庆远达催化剂制造有限公司、江苏龙源催化剂有限公司、成都东方凯特瑞环保催化剂有限责任公司、江苏万德电力环保有限公司、瑞基（中国）科技发展有限公司、庄信万丰雅基隆（上海）环保技术有限公司等，已形成约10.3万m3/a的产能。第二类，一些厂家的脱硝催化剂生产线正在建设，预计到2012年底投产的企业，大约有6.18万m3/a的产能。两类企业的产能形成总计16.48万m3/a。

目前，催化剂厂家的经营状况苦乐不均，第一类的催化剂厂家瓜分了国内大部分的市场，具体调查情况见表3。

表3 已经投产的国内脱硝催化剂生产厂家（排序不分先后）

表4 将于2012年底投产的国内脱硝催化剂生产厂家（排序不分先后）

目前，我国在脱硝催化剂原材料国产化方面取得了很大进展，采用国产原材料生产的催化剂性能达到了国际先进水平，预计将结束脱硝催化剂原材料钛白粉进口的局面。国内部分脱硝催化剂原材料生产厂家的调研结果见表5。

表5 国内脱硝钛白粉主要生产厂家

据不完全统计，前3家钛白粉厂家的产能足以支撑10万m3的脱硝催化剂生产。

（3）“十二五”期间脱硝催化剂供需形势预测

到2012年底，国内脱硝催化剂将形成164,800m3/a总产能，而国内同期的需求预测为15万～16万m3/a。综上所述，在不考虑国外供应商、国内不再增加新的催化剂生产线的条件下，“十二五”期间，国内脱硝催化剂供需总量基本平衡，但是在脱硝建设投产的高峰时段，脱硝催化剂将出现供不应求的状态。由于各厂家的品牌、业绩和市场能力不同，预计催化剂厂家将出现两极分化的局面，一些厂家的产品将供不应求。而在“十二五”以后，国内催化剂将面临供过于求的局面。

3 行业发展存在的主要问题及分析

3.1 脱硫行业存在的主要问题

（1）现有的脱硫技术对燃用中、高硫煤的火电机组难以达到新标准要求

新的《火电厂大气污染物排放标准》规定二氧化硫的排放限值为100mg/m3，对于含硫量1%的煤，二氧化硫的初始排放浓度约为2000mg/m3，这就要求脱硫设备连续稳定的脱硫效率能达到95%以上；而对于含硫量2%的煤，二氧化硫的初始排放浓度约为4000mg/m3，则要求脱硫设备连续稳定的脱硫效率能达到97.5%以上，目前作为主流脱硫技术的石灰石-石膏法配用于燃用中、高硫煤的火电机组时，难以达到新标准的要求。对现役燃煤机组已采用石灰石-石膏法烟气脱硫的工程，将面临大量的技术改造。

（2）钢铁烧结脱硫技术尚处于试用阶段

在借鉴火电厂烟气脱硫技术以及国外钢铁烧结脱硫技术的基础上，目前我国投运的钢铁烧结脱硫技术主要有石灰石-石膏法、循环流化床法、氨-硫铵法、密相干塔法等，这些工艺投运时间短，多数处于试运行阶段，因此这些技术是否与我国钢铁烧结（球团）排放的具体情况相适应，急需总结经验和评估考核。

（3）脱硫石膏的消纳问题不容忽视

我国已投运的脱硫工艺中以石灰石-石膏法为主。2010年，我国由脱硫工艺产生的副产品石膏约为5230万t，比上年增长21.6%。2010年全国脱硫石膏综合利用率约69%。截至2010年底，燃煤电厂脱硫石膏仍有库存近8000万t，部分电厂对过剩的脱硫石膏采取了堆放或丢弃的处理方式，既造成了资源的浪费又污染了环境。由此可见，脱硫石膏的综合利用问题不容忽视。而由烧结烟气脱硫产生的副产物成分复杂，其利用途径还有待于进一步开拓。

（4）对脱硫设施监管不到位

我国的火电厂烟气脱硫设施均已配备了烟气在线监测系统，但在实际运行过程中，故障率较高，不能实时准确地反映出脱硫设施的脱硫效果。对钢铁企业烧结排放二氧化硫的监管主要采用间断的监测方式，无法对排放二氧化硫浓度及总量准确监控。

（5）预计脱硫废水将成为下一个环保监测热点

脱硫废水中的高含盐量、高氯问题，一直没有得到很好解决。由于环保法规的滞后，脱硫废水的排放长期没有得到重视，随着监管逐步完善，脱硫装置的运行将逐渐好转，对二氧化硫排放的关注将转移到脱硫废水。

（6）“石膏雨”问题

目前，大部分火力发电厂脱硫系统采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，取消了气-气换热器（gas-gasheater，GGH）装置，直接将净烟气从烟囱排出，烟囱采用内衬防腐材料，形成“湿烟囱”排放的方案。无GGH装置的脱硫系统投产后，虽有效避免了GGH的堵塞问题，但由于“湿烟囱”无烟气再热措施，排烟温度较低，吸收塔出口带有饱和水的净烟气在排出过程中部分冷凝形成液滴，烟气自烟囱口排出后不能有效地抬升、扩散到大气中，导致取消GGH装置后烟气不能迅速消散，特别是当地区温度、气压较低或在阴霾天气的时间段，烟气中携带的粉尘及液滴聚集在烟囱附近，落到地面形成“石膏雨”或酸雨，对电厂及周边环境产生污染，甚至腐蚀设备。“石膏雨”是湿法脱硫系统运行中的一个实际问题，应采取必要的技术措施进行解决。

3.2 脱硝行业存在的主要问题

（1）低价中标，缺乏核心技术

为在竞标中低价中标，SCR脱硝反应器人为减少催化剂设计用量，违背设计原则，不按照运行工况预留必须的设计裕量，结果是很难保证催化剂充分的化学寿命；某些脱硝项目，缺乏必须的辅助设计手段，不做流场模拟试验，导致SCR反应器内风速、积灰严重不均，催化剂层堵塞，反应器阻力大，机组运行隐患增大；某些脱硝项目，由于设计原因，喷氨管积灰堵塞。某些脱硝反应器偷工减料，钢结构设计未考虑极端工况代来的极端最大负荷，给机组运行带来极大的安全隐患。国内电厂普遍缺乏统一的SCR运行维护标准。

（2）脱硝催化剂生产行业发展初期面临的问题

1）脱硝催化剂行业缺乏统一标准和监管。催化剂各厂家都是按照直接从外方标准翻译而来的企业标准进行产品检测，之间差别很大，甚至对于同一检测指标的定义都有差别，使招标方更无从进行质量判断和优选；这是催化剂行业亟待解决的问题。

目前，催化剂领域没有行业的第三方检测机构，无法对不同技术流派和不同厂家的催化剂质量在统一的评价体系内进行质量评价；在催化剂招标中，缺乏专业的评价机构，对于某工程实际所需的催化剂量根本无概念性认识，导致催化剂用量完全由催化剂厂家说了算，而各厂家报价和用量往往差别很大，使业主无从判断工程催化剂的合理用量，容易使不法厂商以低价中标获利，最终贻误和损害了脱硝工程建设。

2）国产催化剂生产核心技术、原材料严重依赖国外，成本较高。我国目前的脱硝催化剂生产，催化剂配方、生产工艺全部是依靠引进国外厂家技术，并购买国外的原材料，在国内生产制成。由于外商控制了催化剂主要原材料的供应，导致催化剂价格居高不下，这成为国内脱硝催化剂面临的主要问题。

与国外燃煤机组相比，我国电厂燃煤烟气的特点是高灰、高钙、高硫，粉尘含量最高达到50g/Nm3以上，催化剂很容易产生严重的磨损，导致催化剂机械寿命大大降低。因此引进国外技术和原材料生产的脱硝催化剂面临着如何适应国内烟气条件的问题。

3）个别厂家存在产品质量不稳定问题。由于催化剂配方、生产工艺全部是引进国外厂家技术，一些企业技术力量严重不足，造成催化剂产品质量不稳定。

4）SCR催化剂造价高，再生困难。我国目前应用于脱硝技术催化剂的原材料仍主要依赖进口，致使脱硝运行成本较高。使用中的催化剂因烧结、堵塞、磨蚀和化学中毒等原因失活，SCR催化剂的使用寿命一般为3～5年。对失活催化剂进行再生处理既可以降低SCR系统的成本，又可避免催化剂的抛弃处理对环境造成的危害。我国SCR催化剂的再生处理目前还处于实验室研究阶段，技术尚未成熟，不能满足行业发展的需求。

5）缺乏针对水泥行业脱硝的催化剂。水泥行业生产工况和烟气性质与火电行业有很大的差别，当使用SCR技术进行脱硝时，水泥分解炉中的生料对NOx的一些基本反应有明显的催化作用，烟气中的高浓度颗粒物会阻塞催化剂，碱性物质（CaO等）会引起催化剂的中毒。针对水泥行业的具体情况急需开发新型脱硝SCR催化剂。

6）水泥脱硝行业缺乏相关的政策法规和标准体系。我国水泥厂烟气脱硝产业刚刚起步，有关技术标准和规范正在制订中。国内目前执行的《水泥工业大气污染物排放标准》（GB 4915-2004）规定的氮氧化物排放限值不能满足对水泥行业氮氧化物减排要求，与其配套的技术经济政策也需进一步完善。

4 对策和建议

（1）加强技术创新，开展高效脱硫和脱硝技术研究加强高效的脱硫技术，尤其是适用于燃用中、高硫煤火电机组的脱硫技术和多种污染物协同控制技术的开发。研究增效的石灰石-石膏湿法脱硫技术以满足新排放标准的要求。开展针对水泥行业的催化剂研发。加大对催化剂作用机理、中毒、再生等关键技术的研发力度。

（2）因地制宜，因炉制宜，选择合适的脱硫技术

根据不同地区燃用不同煤质以及不同炉型的要求有针对性的选择脱硫技术。对于燃用中、高硫煤的火电厂且氨源丰富的地方，可选用脱硫效率高的氨法。在缺水、环境容量大的地区和烟气中SO3含量高的火电机组可考虑采用循环流化床脱硫技术。对20t/h（14MW/h）及以上的燃煤工业锅炉应优先选用先除尘后脱硫技术，并鼓励利用锅炉房所在单位排放的碱性水、碱性物（如印染废水、造纸白泥、电石渣等）进行“以废治废”的脱硫工艺。

（3）提高脱硫副产品的综合利用率

针对我国目前脱硫石膏库存量大的问题，应制订鼓励脱硫副产物——石膏综合利用的经济政策，限制天然石膏的过度开采。加强脱硫石膏工业化应用的研究开发和示范推广，延伸脱硫副产品综合利用的产业链。将脱硫石膏资源化利用是发展生态经济的重大举措。

（4）继续推进脱硫特许经营，加强脱硫设施建设与运行的全过程监管

特许经营是保障脱硫设施建设和运行质量的机制性措施，应在已有工作的基础上积极推进烟气脱硫特许经营，不断完善污染物治理的市场机制。新建和改造的火电厂、钢铁企业和工业锅炉脱硫设施要安装在线检测设备，并与当地的电网公司、环保部门联网，对脱硫设施的运行效果实现实时准确的监控。

（5）完善水泥工业脱硝相关的标准体系，并推出适当的经济政策

加快水泥工业氮氧化物排放标准、技术政策、应用指南的制修订工作。借鉴发达国家现有的标准，合理确定水泥工业新的氮氧化物排放标准，并有序推进。在经济政策方面，可以借鉴对燃煤电厂的环境经济政策，对实施脱硝改造的企业给予脱硝投资补贴及水泥产品销售税收适度减免政策，调动企业积极性，促进水泥行业氮氧化物减排的快速发展。■

China Development Report on Desulfurization and Denitration Industry in 2011

(Desulfurization and Denitration Committee of CAEPI, Beijing 100037, China)

X324

A

1006-5377（2012）06-0020-07