脱硫脱硝行业2015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）

脱硫脱硝行业2015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2015年我国脱硫脱硝行业的发展环境及现状，介绍了行业发展的主要动态，针对脱硫脱硝行业发展中存在的主要问题，提出了相关解决对策和建议。

脱硫；脱硝；火电厂；工业锅炉；催化剂；行业发展

1 2015年行业发展概况

1.1 行业发展环境

（1）空气质量呈好转趋势

2016年2月4日，环境保护部发布2015年全国城市空气质量状况：全国338个地级及以上城市平均达标天数比例为76.7%，73个城市空气质量达标，占21.6%，达标城市主要分布在福建、广东、云南、贵州、西藏等省份。环境保护部环境监测司对全国338个地级及以上城市均按空气质量新标准要求，开展了包括细颗粒物（PM2.5）、可吸入颗粒物（PM10）、二氧化硫（SO2）、二氧化氮（NO2）、一氧化碳（CO）和臭氧（O3）等6项指标的监测。监测结果表明，338个城市PM10、SO2和NO2三项可比指标平均浓度同比分别下降7.4%、16.1%、6.3%。从各指标的平均浓度来看，SO2、NO2、CO和O3等4项指标均达标，PM2.5、PM10分别超过年均值二级标准的42.9%、24.3%。可以看出，我国大气污染状况仍十分严重，但总体呈转好趋势。

2015年，京津冀区域13个城市的平均达标天数比例为52.4%，同比提高9.6%。PM2.5、PM10、SO2和NO2浓度同比明显下降，CO同比上升，O3同比持平。京津冀区域进入冬季采暖期，受污染物排放量大和不利气象条件影响，发生多次污染程度重、影响范围广、持续时间长的空气重污染过程，大幅拉升了全年颗粒物浓度，京津冀区域冬季采暖季期间的PM2.5浓度同比上升9.6%。

2015年，北京市空气质量达标天数186天，占全年天数的51.0%，同比增加14天，其中优级天数增加13天。出现重度及以上污染共46天，占12.6%，同比减少1天。PM2.5年均浓度为80.6微克/立方米，同比下降6.2%。2015年以PM2.5为首要污染物的重污染天数共42天，其中仅在11～12月就出现22天重污染，同比增加15天。2015年1～10月份北京市PM2.5浓度同比降幅达到21.3%，但是由于采暖季的PM2.5浓度同比上升75.9%，导致统计全年的PM2.5浓度同比降幅仅为6.2%。

（2）煤炭消耗增速下降，仍然是主要污染源

中国经济从持续30年的高速增长转向中高速增长阶段，带来的能源消耗下降在电力生产和消费上表现明显。2000年至2014年的14年间，全国发电量年均增加近3000亿千瓦时。2015年，发电量仅增加277亿千瓦时，不及以往年均增量的1/10，势头明显减退。2015年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数为3969小时，同比降低349小时。其中，水电设备平均利用小时3621小时，同比降低48小时；火电设备平均利用小时4329小时，同比降低410小时；核电7350小时，同比降低437小时；风电1728小时，同比降低172小时。

受到用电量增速下滑和清洁能源发电量增加的双重影响，全国煤炭消费发生了巨大转折。2000年至2013年的13年间，全国煤炭消费量年均增加2.18亿吨，年均增长8.8%。2013年煤炭消费量达到峰值，总量超过42.2亿吨。2014年则出现首次下滑，总量减少1.23亿吨，降幅为2.9%。国家统计局数据显示，2015年煤炭消费量继续下滑，降幅达3.3%，全国总产量37.5亿吨，虽然消费量下降，煤炭依然是我国的主体能源。中电联数据显示，2015年中国发电装机总容量15.07亿千瓦，其中煤电装机8.84亿千瓦，比重58.7%；2015年全国发电量5.60万亿千瓦时，其中煤电3.76万亿千瓦时。

煤炭消费量占能源消费总量的67.2%，水电、风电、核电、天然气等清洁能源消费量占能源消费总量的17.9%。我国已经明确，到2020年，非化石能源占一次能源消费总量的比重达到15%左右，到2030年达到20%左右。同时，逐步降低煤炭消费比重，到2020年，煤炭消费比重控制在62%以内。

煤烟型污染仍是我国二氧化硫、氮氧化物和粉尘产生的主要污染源。2015年底，京津冀及周边地区经历了持续多日的重污染过程。环境保护部分析，重污染期间，化石燃料或生物质燃烧排放的一次颗粒物增加明显，原煤散烧对近地面污染贡献最高，低矮面源污染对PM2.5浓度贡献最大。从观测数据看，与燃煤排放直接相关的有机物、硫酸盐、黑炭等物质，是PM2.5的主要组成成分，也证明了煤炭污染，特别是城乡接合部与广大农村地区的原煤散烧，是导致近期华北地区大范围空气污染的重要来源。

电力行业是燃煤主体，中国环保产业协会脱硫脱硝委员会估算，燃煤电站行业消耗煤炭约16.58亿吨。电力行业近年来在环保领域付出的努力有目共睹，脱硫脱硝除尘工程数量与火电厂机组容量同步。而非电行业燃煤的污染较为突出。除电力行业外，工业领域煤炭消耗量大的领域分别为钢铁、水泥、冶金焦化、煤化工、工业锅炉、工业炉窑。国家发改委能源研究所的数据显示，目前中国尚在使用的工业燃煤小锅炉超过47万台，这些小锅炉一般是小的水泥厂、玻璃厂、钢厂等所拥有，在环保设备的使用方面基本少有资金支持。据计算，工业锅炉排放的烟尘和二氧化硫分别占到全国总排放量的41.6%和22.2%。上述47万台工业锅炉一年散烧约18亿吨煤，而散烧一吨煤排放的污染物是电厂等大型锅炉处理后的10倍以上。也就是说，散烧18亿吨煤的排放量相当于180亿吨以上电厂用煤燃烧产生的污染。

（3）燃煤电厂全面推行超低排放

2015年12月2日，国务院总理李克强召开国务院常务会议，决定全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造，大幅降低发电煤耗和污染排放。会议指出，通过加快燃煤电厂升级改造，在全国全面推广超低排放和世界一流水平的能耗标准，是推进化石能源清洁化、改善大气质量、缓解资源约束的重要举措。会议决定，在2020年前，对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造，使所有现役电厂每千瓦时平均煤耗低于310克、新建电厂平均煤耗低于300克，对落后产能和不符合相关强制性标准要求的坚决淘汰关停，东、中部地区要提前至2017年和2018年达标。改造完成后，每年可节约原煤约1亿吨、减少二氧化碳排放1.8亿吨，电力行业主要污染物排放总量可降低60%左右。

超低排放技术针对燃煤烟气中的氮氧化物（NOx）、二氧化硫（SO2）、烟尘（PM）的排放提出了“50355”的要求，即在基准氧含量6%的条件下，污染物排放浓度NOx＜50mg/Nm3、SO2＜35mg/Nm3、PM＜5mg/Nm3。

2015年12月9日，国家发展改革委员会、环境保护部、国家能源局三部门联合下发了《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》，将从2016年1月1日起对完成超低排放改造的燃煤发电企业给予上网电价补贴。对2016年1月1日以前已经并网运行的现役机组，对其统购上网电量加价每千瓦时1分钱（含税）；对2016年1月1日之后并网运行的新建机组，对其统购上网电量加价每千瓦时0.5分钱（含税）。上述电价加价标准暂定执行到2017年底，2018年以后逐步统一和降低标准。地方制定更严格超低排放标准的，鼓励地方出台相关支持奖励政策措施。此前，山西、江苏、河北、安徽等省都陆续推出了地方补贴鼓励超低排放改造。而此次补贴政策出台标志着超低排放成为全国电力企业共同享有政策。

（4）脱硝废弃催化剂许可证发放提速

2015年底我国火电装机容量将接近8.9亿千瓦，SCR脱硝催化剂总用量近80万立方米，目前，2012年前安装的脱硝催化剂已经进入更换期，总量在10万立方米左右，而到2018年，每年更换的废旧SCR脱硝催化剂将达到25万立方米。大量的危废SCR脱硝催化剂将对我国的土壤和水体构成巨大的环境压力。

国家环境保护部于2014年8月正式发布了《关于加强废烟气脱硝催化剂监管工作的通知》，将废烟气脱硝催化剂（钒钛系）纳入危险废物进行管理，并将其归类为《国家危险废物名录》中“HW49其他废物”。2015年6月11日，江苏龙净科杰催化剂再生有限公司正式获得江苏省环保厅颁发的废烟气脱硝催化剂危险废物经营许可证，成为全国首个拥有脱硝催化剂危废许可证的企业。

至今，江苏省已经颁发了4张脱硝固废处置许可证，据不完全统计，国内已经超过7家企业获得脱硝固废处置许可证（苏州华乐大气污染控制科技发展有限公司、河北欣芮再生资源利用有限公司、安徽省元琛环保科技有限公司、清远市恒德环保科技有限公司、江苏肯创催化剂再生技术有限公司、郴州市富昌废弃资源再生有限公司、江苏龙净科杰催化剂再生有限公司等）。

（5）钢铁行业提升环保标准淘汰落后产能

2015年，国内钢材需求连续两年下滑，出口虽然达到了1.1亿吨，但仍未能弥补内需下降的缺口，全年粗钢产量出现了多年未见的下降局面，同比下降2.33%。从全年走势看，粗钢日产水平也逐步下降，由上半年的220万吨左右的规模下降至下半年210万吨左右，12月份已降至210万吨以下，为年内最低水平。

2015年，我国铁、钢、材产量分别为6.91亿吨、8.04亿吨和11.23亿吨，同比分别下降3.45%、下降2.33%和增长0.56%。从分季度看，第1、2、3、4季度粗钢产量分别为2.00亿吨、2.10亿吨、1.99亿吨和1.95亿吨，同比降幅分别为1.68%、0.89%、3.87%和2.92%；环比分别下降0.32%、增长4.88%、下降5.19%和下降2.05%。国内焦炭、铁矿石和铁合金产量分别为4.48亿吨、13.81亿吨和3666.4万吨，同比降幅分别为6.45%、7.69%和2.61%。

钢铁业是产能严重过剩行业，自2012年以来，我国粗钢产能利用率持续处于合理水平线以下，到2015年，我国粗钢产能高达12亿吨，产能利用率降至不足67%。2011～2014年，我国累计淘汰炼铁产能7711万吨、炼钢产能7780万吨。钢铁业提前1年完成“十二五”淘汰落后任务目标。2016年2月国务院印发《关于钢铁行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》（以下简称《意见》），指出从2016年开始，在近年来淘汰落后钢铁产能的基础上，用5年时间再压减粗钢产能1亿～1.5亿吨。《意见》要求，要严禁新增产能，对违法违规建设的，要严肃问责。严格执行环保、能耗、质量、安全、技术等法律法规和产业政策，达不到标准要求的钢铁产能要依法依规退出。

通过加强环保执法和严格实施能耗标准来压减产能，有助于加快落后产能淘汰和生产结构调整。钢铁行业是污染和能耗大户，钢铁业排放的二氧化硫、氮氧化物、烟粉尘等污染物占全国工业的7%～14%，是形成雾霾的主要污染源之一。因此，钢铁业成为我国环境治理的重点领域。《国务院关于钢铁行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》提出，严格执行环保、能耗、质量、安全、技术等法律法规和产业政策，达不到标准要求的钢铁产能要依法依规退出。

2015年，全国钢铁行业以改善环境质量为核心的各项工作取得了积极进展。安装脱硫设施的钢铁烧结机面积由2.9万平方米增加到13.8万平方米，安装率由19%增加到88%。在2011～2014年，我国累计淘汰火电装机2365万千瓦，淘汰炼铁产能7700万吨、炼钢7700万吨，“十二五”重点行业淘汰落后产能任务均提前一年完成，工业本身的排污情况在明显好转。根据部署，“十三五”期间钢铁工业排放标准将大幅收紧，烧结机头颗粒物、炼铁颗粒烧结机头二氧化硫等主要排放标准将分别降低60%、92%和90%。

（6）水泥行业脱硝发展环境

根据国家统计局公布的数据显示，2015年1～12月全国水泥产量23.48亿吨，同比下降4.9%，而去年同期为增长1.8%；利润方面，预计2015年水泥行业实现利润总额约300亿元，同比下降60%，已经回落至2008年水平。2015年水泥熟料产能约为18.1亿吨，同比2014年增加2.2%，仅仅是增长速度放缓。然而，在水泥需求快速下降的压力下，2015年全国熟料产能利用率仅约为67%，同比2014年下降5%，熟料产能过剩进一步加剧，供需矛盾更加恶化。从各省来看，山西、新疆、内蒙古、辽宁、河北五省产能利用率均小于50%，产能严重过剩。其中，2015年10个省份落后全国平均产能利用率，安徽等省产能利用率超过了98%，大幅领先全国平均水平。由于受需求下滑和产能增长双重影响，2015年水泥价格达到2008年以来最低点，行业利润率跌至历史谷底。

水泥行业是继电力、机动车之后的氮氧化物第三大排放源，其氮氧化物排放量约占工业系统总排放量的10%。水泥行业CO2排放量居工业领域第二位，占全球碳排量的5%，是导致气候问题和环境污染的重要因素。要降低大气污染排放总量，就要减少水泥等排放大户的污染物排放。

近年来，中央和地方政府对能源密集型的水泥行业加强管控，要求其提高生态效益和可持续发展能力。在最新修订的《水泥工业大气污染物排放标准》，粉尘排放限值由50mg/m3（水泥窑等热力设备）和30mg/m3（水泥磨等通风设备）分别收严至30mg/m3和20mg/m3，氮氧化物排放限值由现行标准的800mg/m3收严至400mg/m3。

2016年1月1日是北京市《水泥工业大气污染物排放标准》第二阶段的实施日期。从这个时间节点开始，北京市的水泥制造企业将依照“水泥窑及窑尾余热利用系统氮氧化物排放不得超过200mg/m3”的新标准进行运行。相比此前的320mg/m3的老标准，意味者北京市的水泥制造企业将进一步针对氮氧化物排放做出减排约40%的努力。而对水泥制造企业来说，则意味着脱硝工艺路线的全新升级，由SNCR（选择性非催化还原）全面转向SCR（选择性催化还原技术）。

2014年11月25日，环境保护部印发《长三角地区重点行业大气污染限期治理方案》和《珠三角及周边地区重点行业大气污染限期治理方案》。对水泥行业提出要求：2015年7月1日前，长三角地区完成112条、32.7万吨/日新型干法水泥熟料生产线脱硝工程，完成132家水泥企业除尘综合治理；珠三角及周边地区完成93条、24万吨/日新型干法水泥熟料生产线脱硝工程，完成173家水泥企业除尘综合治理。

（7）工业锅炉行业脱硫脱硝发展环境

根据中国环保产业协会脱硫脱硝委员会估计，发电用煤占我国全部煤炭消费的44%左右，发电燃煤排放不到燃煤排放的15%。而消耗了其余超过50%煤炭的非电用煤行业和散煤用户的排放量占燃煤总排放的85%。其中工业窑炉消费了25%的煤炭，大气污染物排放占比为25%；而污染最严重的中小型锅炉消费了25%的煤炭，其大气污染物排放占比高达60%。目前我国在用燃煤工业锅炉烟尘排放约占全国排放总量的44.8%，二氧化硫排放量占全国排放总量的36.7%。据报道，目前全国共约有47万台工业锅炉（含钢铁、水泥等工业锅炉），其燃煤效率、排放控制和污染治理远低于大型燃煤火电。

2013年9月，国务院发布《大气污染防治行动计划》，明确提出“到2017年，全国地级及以上城市可吸入颗粒物浓度比2012年下降10%以上，优良天数逐年提高；京津冀、长三角、珠三角等区域细颗粒物浓度分别下降25%、20%、15%左右”。同时还强调要“加强工业企业大气污染综合治理。全面整治燃煤小锅炉”。同时“加快重点行业脱硫、脱硝、除尘改造工程建设”“20蒸吨/时及以上的燃煤锅炉要实施脱硫。除循环流化床锅炉以外的燃煤机组均应安装脱硝设施”“燃煤锅炉和工业窑炉现有除尘设施要实施升级改造”。国办印发的《能源发展战略行动计划（2014～2020年）》已明确“实施电机、内燃机、锅炉等重点用能设备能效提升计划，推进工业企业余热余压利用。深入推进工业领域需求侧管理，积极发展高效锅炉和高效电机，推进终端用能产品能效提升和重点用能行业能效水平对标达标。认真开展新建项目环境影响评价和节能评估审查”的要求。

2014年11月，国家发改委、工信部等7部委联合印发了《燃煤锅炉节能环保综合提升工程实施方案》，指出“到2018年，推广高效锅炉50万蒸吨/时，高效燃煤锅炉市场占有率由目前的不足5%提高到40%；淘汰落后燃煤锅炉40万蒸吨/时；完成40万蒸吨/时燃煤锅炉的节能改造；燃煤工业锅炉平均运行效率在2013年的基础上提高6个百分点，形成年4000万吨标煤的节能能力；减排100万吨烟尘、128万吨二氧化硫、24万吨氮氧化物”“到2017年，天津市、河北省地级及以上城市建成区基本淘汰35吨/时及以下燃煤锅炉”。

2014年，国家能源局编制的“关于促进可再生能源供热利用的指导意见（讨论稿）”中提出了“按照技术先进、环境友好、经济可行的总体要求，大力推进可再生能源供热技术进步，促进可再生能源供热与常规能源体系的融合，积极培育可再生能源供热利用市场，扩大可再生能源在城市、城镇、农村地区供热的应用范围，推动可再生能源供热的生物质能供热应用实现商业化和规模化利用”的指导思想；“到2015年和2020年，生物质颗粒燃料和生物质能热电联产供热利用量达到750万吨标煤和2000万吨标煤；大力推动工业锅炉替代利用。重点结合城市燃煤锅炉关停、工业锅炉/窑炉改造、小型城市热电厂改造、热力管网建设和改造等节能改造工程，积极推广生物质锅炉、生物质热电联产技术的替代应用，以可再生能源替代煤炭燃料，减少煤炭消耗量。在生物质资源丰富城市的燃煤锅炉改造中，有条件的地区采用大型可再生能源集中供热系统；在中小型燃煤锅炉分布较为分散、不适宜建设集中供热管网的地区，因地制宜地采用中小型生物质供热锅炉替代原有燃煤锅炉供热”。

1.2 脱硫脱硝产业发展现状

（1）火电脱硫脱硝产业发展现状

根据中电联节能环保分会的不完全统计：2015年新建投运火电厂烟气脱硫机组容量约0.53亿千瓦；截至2015年底，全国已投运火电厂烟气脱硫机组容量约8.2亿千瓦，占全国火电机组容量的82.8%，占全国煤电机组容量的92.8%。2005～2015年全国烟气脱硫机组投运情况见图1。2015年累计投运的烟气脱硫新建工程机组容量情况见表1。

图1 2005～2015年全国烟气脱硫机组投运情况

图2 2005～2015年全国火电厂烟气脱硝机组情况

表1 2015年底累计投运的烟气脱硫新建工程机组容量情况（按2015年底累计投运的烟气脱硫新建机组容量大小排序）

2015年当年投运火电厂烟气脱硝机组容量约1.6亿千瓦；截至2015年底，已投运火电厂烟气脱硝机组容量约8.5亿千瓦，占全国火电机组容量的85.9%，占全国煤电机组容量的95.0%。2005～2015年全国火电厂烟气脱硝机组情况见图2。参加2015年度脱硝公司累计投运火电厂烟气脱硝机组容量情况见表2。

表2 2015年底累计投运的火电厂烟气脱硝机组容量情况（按2015年底累计投运的火电厂烟气脱硝机组容量大小排序）

由于SCR工艺对氮氧化物有高效的去除效果，适用于高标准排放限值的火电行业，一直以来，与该技术相关的工艺和设备备受火电行业的重视，国内脱硝技术发展初期全SCR关键技术和设备。近年来，随着我国烟气脱硝技术的国产化及产业化自主创新发展全面提速，适应于中国燃煤复杂多变的SCR技术在全火电行业迅速推广，截至2015年底，已投运火电厂烟气脱硝机组容量约8.4亿千瓦，占全国燃煤机组容量的95%。参加2015年度火电厂环保产业登记的脱硝催化剂生产（再生）厂家中，SCR脱硝催化剂生产产能情况见表3，SCR脱硝催化剂再生产能情况见表4。

表3 2015年火电厂烟气脱硝催化剂生产厂家产能情况（按2015年底催化剂生产厂家产能大小排序）

表4 2015年火电厂烟气脱硝催化剂再生厂家产能情况（按2015年底催化剂再生厂家产能大小排序）

（2）钢铁脱硫脱硝产业发展现状

经调研分析表明，钢铁行业在“十二五”期间继续对环保工作加大治理力度，按照环境保护部污染物排放总量核算结果，我国已建成的约550台套烧结脱硫设施共实现二氧化硫减排量约60万吨，实施脱硫的烧结机面积9.4万平方米，较“十一五”期间有80%以上，为今后的进一步改善脱硫达标项目提出了现实需求，与此同时，经过多年的运行实践，多种主流钢铁行业脱硫工艺已初步形成。表5、表6分别列举了国内具有代表性的烧结烟气脱硫工艺概况及处理规模。

表5 国内主要烧结烟气脱硫项目总汇

表6 烧结机脱硫设施近年投运情况概览

据不完全统计全国共有烧结机1186台，总面积130,351.9平方米。其中90平方米以下烧结机587台，总面积26,042.1平方米；90～180平方米烧结机422台，总面积51,867.8平方米；180平方米以上烧结机176台，总面积52,382平方米。钢铁烧结脱硫设施342台，总面积49,042.8平方米，所占比例为37.6%。其中90平方米以下烧结机脱硫比例20%，90～180平方米烧结机脱硫比例39.1%，180平方米以上烧结机脱硫比例44.9%。这主要源于近年我国新建和改造的烧结设备均向着节能大型标准化的方向发展，其中，中型烧结机数量的增加使其成为钢铁行业主要的脱硫对象。在众多的脱硫工艺当中，钢铁行业应用的脱硫技术种类繁多，各种烧结脱硫工艺的市场占有情况统计（按烧结机产能计算）如图3所示。

图3 各种烧结脱硫工艺的市场占有比重

图3可清楚的看到，在目前已投运的脱硫工艺中，以最为成熟稳定、基建投资较少的石灰石-石膏法脱硫工艺市场占有率最高，循环流化床、氨-硫胺法市场占有率差别不大。除以上主流工艺外，其他工艺如密相干塔法、氧化镁法和双碱法等也逐步占据了一定的市场规模，未来是否能够与主流工艺形成竞争，还需观望这些工艺能否充分显示其在烧结烟气实用性上的优势。国内几家重点钢铁企业主要应用烧结脱硫技术投运面积、工程投资及吨烧结矿成本见表7。

表7 全国几家重点钢企业各脱硫技术投运面积、工程投资及吨矿成本

从现有烧结脱硫技术投资状况来看，凭借脱硫效率高、系统运行可靠、减排目标易于实现等优势，湿法脱硫技术仍占主导地位，这也表明目前业主仍依赖于该项成熟技术，但少数脱硫公司为打价格战，提高中标几率，在实际施工过程中对吸收塔的尺寸与钢结构予以缩减，致使塔内烟气流速过大，系统负荷加剧，除雾器寿命缩短，烟气携带浆液由烟囱外排，造成“石膏雨”现象，由此所带来的运行费用和缴纳排污费的高昂开销进一步拉高了钢铁生产成本，无论面对国内钢铁企业的内部竞争，还是对于企业自身的转型升级结构调整，都会产生不利的影响，减缓了钢铁企业走出“寒冬”实现利润增长的步伐。因此在接下来的脱硫系统整改环节要严把施工单位资质，并加大对此种扰乱脱硫市场，损害企业利益行为的惩处力度。而其他干法、半干法工艺除活性炭法和法外，单位烧结面积的投资基本都能控制在业主的承受范围内，不过也存在运行成本偏高的现象，分析认为主要是个别项目在设计过程中后期不合理的频繁改造以及运营人员未经专业培训违规操作所致。此外，由于烧结烟气中含有的重金属、二英、HCl和HF等酸性物质，还将导致脱硫石膏、硫胺、脱硫渣等副产物中存在一定量的危险废物，存在二次污染的隐患，资源化利用难度较大，因此钢铁行业脱硫废水和副产品的处理问题，在将来日益健全的环保法规大背景下将面临巨大挑战。

虽然截至目前，对于钢铁行业烧结烟气的脱硝工作还未全面启动，但随着国家对氮氧化物更为严格的排放标准出台，钢铁行业脱硝必然面临着调整工艺、推陈出新的一个历史任务，预计未来钢铁行业选择烧结烟气净化技术时考虑的将会是同时脱硫脱硝一体化技术，目前只有活性炭法可兼具几种污染物协同脱除能力。半干法脱硫+喷活性炭+袋式除尘器+GGH换热后串联一个传统WO3-V2O5/TiO2基SCR脱硝工艺或将处于中试层面的低温SCR脱硝技术的工业化落地，将是一种较为普遍的协同脱除思路。

（3）水泥脱硫脱硝产业发展现状

作为世界水泥的主要生产国，中国在2015年的水泥产量接近24亿吨，全国上规模的水泥生产线超过2300条，占世界产量的一半以上。在水泥生产过程中每年排放氮氧化物约200万吨，约占全国氮氧化物工业排放量的15%，是继电力、汽车尾气之后的第三大氮氧化物排放源。同时，“十二五”期间，氮氧化物的排放首次被列入约束性指标体系。随着国家对于大气污染治理的力度进一步加大，对于水泥行业的排放标准也面临着进一步收紧。而北京作为全国空气污染治理的重点城市，已在这方面先行一步，将在2016年1月1日起执行水泥制造企业氮氧化物排放不得高于200mg/m3的新标准。

而对水泥制造企业来说，则意味者脱硝工艺路线的全新升级，由SNCR（选择性非催化还原）全面转向SCR（选择性催化还原技术）。我国2500t/d以上的生产线普遍加装余热锅炉，其排烟温度在150℃左右，故低温脱硝成首选工艺。按每条水泥生产线的烟气脱硝治理投资需1000万元以上来计算，市场容量超过230亿元。工艺流程图如图4所示。

图4 水泥窑脱硝工艺流程图

我国水泥企业众多，很多水泥企业每年SO2排污费用高达几百万元。污染物排放情况可见一斑，SO2减排任务非常艰巨。根据欧洲水泥协会颁布的BAT最佳范例技术推荐及基于国内水泥生产厂家多年的水泥脱硫经验，针对水泥厂不同的工艺设计及运行工况，水泥厂的脱硫技术主要可以分为两步走：第一步，挖掘水泥工艺自身的脱硫潜力及优化调整原料配料或采矿方案。水泥厂的一些工艺设备本身具有较高的脱硫效果，所以水泥厂可以使用并优化水泥工艺本身具有的脱硫能力；第二步，如通过第一步的实施，SO2的排放还高于国家标准，那水泥厂可能就需考虑其它的烟气脱硫装置了。

2 行业发展特点及重要动态

2.1 煤电厂全面推行超低排放

2015年12月2日，国务院总理李克强召开国务院常务会议，国务院第114次常务会议和国家三部委《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》指示要求，决定全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造，大幅降低发电煤耗和污染排放。在2020年前全国具备条件的机组都将达到超低排放，现役机组平均供电煤耗低于310克标煤/千瓦时。东、中部地区要提前至2017年和2018年达标。其实，一年多以前，燃煤电站烟气超低排放已经在中国大地成为一股不可阻挡的潮流，全国燃煤电站锅炉烟气超低排放工程实施量突飞猛进，根据中国环境保护产业协会脱硫脱硝委员会的估算，截至2015年底，国内约27%，超过2亿千瓦的燃煤机组已经完成了以“50355”为排放指标的超低排放改造，2016是国内燃煤发电机组超低改造的高峰，不必等到2020年，很可能在2018年国内就基本上完成超低排放的改造。全国电力集团纷纷响应，90%以上的燃煤机组都计划实施超低排放改造，预计实施超低排放的将超过8.0亿千瓦（含已经实施的15%～20%）。超低排放改造市场空间为952亿～1429亿元（包含已经完成的超低改造排放项目），分3～4年完成，扣除已经完成的超低排放改造项目约12%，实际每年257亿元，新建与超低排放改造共计每年约397亿元。

截至2016年1月，全国近2亿千瓦煤电机组完成了超低排放技术改造，正在进行技术改造的煤电机组，超过了8000万千瓦。煤电机组正在向超低排放时代全员加速中。

神华集团在全国已经有50多台燃煤机组达到超低排放，主要污染物烟尘、二氧化硫、氮氧化物的排放量远低于国家环境保护部《火电厂大气污染物排放标准》限值，甚至低于燃气发电机组大气污染物排放限值的一半。到2020年底，神华300MW等级（含）以上燃煤发电机组也将全部实现“超低排放”。

2015年，大唐集团完成了58台机组超低排放改造。截至2015年底，大唐集团的超低排放机组达到65台，占煤电机组容量的25.2%，在五大发电集团中比例最高。2016年，大唐集团计划完成84台机组超低排放改造，投入资金将达到50亿元。

2015年，华能集团二氧化硫、氮氧化物和烟尘排放绩效，比2010年分别下降71%、83%和69%，保持行业领先。华能集团有21%的煤电机组实现了超低排放。

2012年至2014年，国电集团一方面推进节能环保型电厂建设，另一方面加大环保设施维护和治理力度，在进行脱硝改造的同时，全面推进脱硫提效、除尘器提效和废水零排放等升级改造工作。截至2015年底，国电集团的北仑三发、江苏谏壁、新疆红雁池等单位顺利完成改造，共计16台机组实现超低排放。国电集团力争2018年，确保2019年所有在运机组全部实现超低排放改造。

“十二五”期间，华电通过燃煤机组脱硫、脱硝和超低排放等环保技术改造，2015年，二氧化硫、氮氧化物排放总量完成“十二五”减排任务的239%、134%；脱硫、脱硝项目分别超额完成78台2976.9万千瓦、75台2124.4万千瓦。截至2015年底，华电共投运30台949.5万千瓦超低排放机组，计划到2020年实现全部燃煤机组“超低排放”。

国家电投集团电力总装机容量10,740.15万千瓦，其中：火电6827.39万千瓦，水电2094.30万千瓦，核电335.65万千瓦，太阳能发电484.99万千瓦，风电997.83万千瓦，在全部电力装机容量中清洁能源比重占，具有鲜明的清洁发展特色。2014年投入环保资金55亿元，对48.26%的煤电机组进行环保改造，减排氮氧化物17.33万吨，减排二氧化硫10.76万吨，供电煤耗同比下降3.77克/千瓦时。国家电投集团积极参与煤电节能减排升级与改造行动，平顶山发电分公司两台百万机组启动并确定了“脱硝增容改造+电袋除尘器改造+脱硫除尘改造”的超低排放技术改造路线。其中1号机组超低排放改造从2015年4月1日开始，到6月16日结束；2号机组8月31日开始改造，11月17日投运。改造工程共投入资金2.5亿元。1号机组已于当年9月28日取得省环保厅超低排放验收批文。两台百万级燃煤机组烟气超低排放改造完成后，将达到二氧化硫减排1500吨/年、氮氧化物减排1600吨/年、烟尘减排500吨/年的效果。

实施超低排放的火电企业多达数十家，范围涵盖五大发电集团，据不完全统计，各大发电集团已经实施超低排放的燃煤机组见表8所示。

2.2 民营企业异军突起

“十三五”环保企业再迎发展新机遇。2016年3月5日发布的《国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要（草案）》里提出，要发展绿色环保产业，培育服务主体，推广节能环保产品，支持技术装备和服务模式创新，完善政策机制，促进节能环保产业发展壮大。扩大环保产品和服务供给，发展环保技术装备。“十三五”期间节能环保产业有望达到年增速20%以上，环保投入将增加到每年2万亿元左右，社会总投资有望超过17万亿元。

规划纲要草案又提出，要坚持和完善基本经济制度。坚持公有制为主体、多种所有制经济共同发展。毫不动摇巩固和发展公有制经济，毫不动摇鼓励、支持、引导非公有制经济发展。依法监管各种所有制经济。大力推进国有企业改革，完善各类国有资产管理体制，积极稳妥发展混合所有制经济，支持非公有制经济发展。

“十三五”规划为民营企业发展鼓足了劲，为提振市场信心注入了强心剂。具备活力的民营企业将会发挥更重要的作用，这对于我们跨越中等收入陷阱、实现全面建成小康的目标十分重要。在当下，发展民营经济对加快供给侧结构改革，提高供给质量也很有现实意义。

表8 全国燃煤电厂部分超低排放机组统计

从中电联发布的2015年火电厂环保产业信息中也可以看出，2015年签订合同的烟气脱硫新建工程排名前两名，分别为福建龙净环保股份有限公司和北京清新环保技术股份有限公司，2015年当年合同容量分别达到了13,768MW和12,360MW。这些民营企业的技术日益成熟且成本较低，抓住我国环保产业迅速发展的机会，实现了企业自身的快速发展。

2.3 脱硫脱硝市场向非电行业拓展，工业锅炉是重点

国家通过出台火电行业脱硫、脱硝及除尘补贴电价政策，极大地调动了火电企业建设、改造环保设施的积极性，目前已基本解决了火电行业脱硫、脱硝问题。继火电后，水泥、钢铁行业、工业小锅炉等非电行业的脱硫、脱硝已成为完成大气污染物减排任务。

“十二五”以来，钢铁业整体节能环保水平提高很快，但仍存在企业间环保治理良莠不齐、投入差距大、全行业排放总量大等问题。钢铁生产过程会产生大量污染物，实施清洁生产并配置相应环保设施十分必要。目前，我国钢铁企业环保设施平均运行成本为吨钢55元，宝钢、唐钢等先进企业环保设施运行成本为吨钢100多元，而一些小企业只有吨钢10元至20元。从吨钢污染物排放量上看，落后企业的排放强度可达到先进企业的10倍，甚至更高。一些企业的环保意识淡薄，甚至存在违法偷排等行为。

环保部监查数据显示，截至2014年底，70%的钢铁企业环保不达标。自“史上最严”的新环保法实施以来，钢铁企业普遍大幅增加环保投入，进行环保改造升级。截至2015年底，仍有20%左右的钢铁企业环保不达标，其中约40%的钢铁企业由于装备水平比较落后、改造升级难度大、资金紧张，无法实现环保达标改造，将依法退出，涉及产能约1亿吨。

在水泥生产过程中每年排放氮氧化物约200万吨，约占全国氮氧化物工业排放量的15%左右，是继电力、汽车尾气之后的第三大氮氧化物排放源。同时，“十二五”期间，氮氧化物的排放首次被列入约束性指标体系。随着国家对于大气污染治理的力度进一步加大，对于水泥行业的排放标准也面临着进一步收紧。而北京作为全国空气污染治理的重点城市，已在这方面先行一步，将在2016年1月1日起执行水泥制造企业氮氧化物排放不得高于200mg/m3的新标准。

现有水泥企业脱硝基本采用SNCR（选择性非催化还原）技术，即将质量浓度25%～30%的氨水，通过雾化喷射系统直接喷入窑炉合适温度区域-旋风分离器（760℃～950℃），雾化后的氨与氮氧化物（NO、NO2等混合物）进行选择性非催化还原反应，将氮氧化物转化成无污染的N2。该项技术的主要特点是脱硝装置简单、工艺成熟稳定、一次性投资降低，主要面临的课题是由于工艺局限性导致脱硝效率不高（最高约为50%）及运行费用较高（氨水消耗量较大）。在面对200mg/m3的新标准时显得力不从心。

SCR是工业上应用最广的一种脱硝技术，但一次性投入较高。采用SCR技术脱硝需要增设装置、占用空间、投资大、运行费用较高。有资料显示，2500t/d生产线利用SCR总投资在2000万元以上，运行成本吨熟料6元左右。

工业锅炉的环保工作已经全面启动，河北、河南、山东及西安等省市甚至推出了在部分工业锅炉实施超低排放的要求，但是经过咨询多个工业锅炉领域的环保公司，因各地政府普遍的原则是今后不再新建工业锅炉，尽可能实施煤改气、以电代煤等淘汰小锅炉，而且政府并没有给工业锅炉资金支持，因此工业锅炉行业脱硫脱硝除尘的市场并不乐观，环保业界普遍认为项目有限且低价竞争非常严重。

2.4 火电厂污染物第三方治理

2015年1月14日，国务院办公厅印发了《关于推行环境污染第三方治理的意见》（简称《意见》）。

推行环境污染第三方治理，走市场化、专业化、产业化之路。环境污染第三方治理是排污者通过缴纳或按合同约定支付费用，委托环境服务公司进行污染治理的新模式。第三方治理的基本原则是污染者付费、市场化运作和政府引导推动。《意见》提出，以环境公用设施、工业园区等领域为重点，以市场化、专业化、产业化为导向，健全统一规范、竞争有序、监管有力的第三方治理市场，推动建立排污者付费、第三方治理的治污新机制。

《意见》提出的几个亮点：1）治污与监管分开，权责分明。提出“改革投资运营模式”，采取投资、运营、建设与监管分开，形成权责明确的有效制约机制；但在具体执行细则上仍需出台相关政策配套执行。2）鼓励综合环境治理，打破以项目为单位的分散运营模式，形成整体设计、模块化建设和一体化运营。3）首次提出把环境修复纳入治理范围，建议将环境绩效合同服务模式引入第三方治理。4）提出实施限期第三方治理。对部分特殊行业以及被环保部责令限制生产整顿而不自治的企业实行限期委托第三方治理。

（1）已签订火电厂烟气脱硫脱硝特许经营合同相关信息

截至2015年底，已签订火电厂烟气脱硫特许经营合同的机组容量1.33亿千瓦，其中，1.067亿千瓦机组已按照特许经营模式运营。已签订火电厂烟气脱硝特许经营合同的机组容量0.66亿千瓦，其中，0.44亿千瓦机组已按特许经营模式运营。

参加2015年度火电厂环保产业登记的环保公司中，截至2015年底累计签订合同的火电厂烟气脱硫特许经营机组容量情况见表9，累计签订合同的火电厂烟气脱硝特许经营机组容量情况见表10。

表9 2015年底累计签订火电厂烟气脱硫特许经营合同的机组容量情况（按2015年底累计签订火电厂烟气脱硫特许经营合同的机组容量大小排序）

表10 2015年底累计签订火电厂烟气脱硝特许经营合同的机组容量情况（按2015年底累计签订火电厂烟气脱硝特许经营合同的机组容量大小排序）

（2）火电厂烟气脱硫脱硝委托运营相关信息

2015年，已投运火电厂烟气脱硫委托运营的机组容量约2755万千瓦；已投运火电厂烟气脱硝委托运营的机组容量为680万千瓦。参加2015年度火电厂环保产业登记的环保公司中，2015年已投运的火电厂烟气脱硫委托运营机组容量情况见表11，已投运的火电厂烟气脱硝委托运营机组容量情况见表12。

表11 2015年当年投运的火电厂烟气脱硫委托运营合同的机组容量情况（按2015年当年投运的火电厂烟气脱硫委托运营合同的机组容量大小排序）

表12 2015年当年投运的火电厂烟气脱硝委托运营合同的机组容量情况（按2015年当年投运的火电厂烟气脱硝委托运营合同的机组容量大小排序）

3 脱硫脱硝行业的问题与展望

3.1 火电厂烟气脱硫脱硝发展展望

3.1.1 未来新建电厂数量明显减少

根据煤炭研究网2016年3月消息，全国政协2015年11月在京召开了“优化新能源布局促进清洁能源健康发展”主题座谈会。会上国家发改委能源研究所研究员周大地对“十三五”期间的能源消费增长进行了预测和分析。他指出，“十三五”期间我国能源将进入低速增长期，近两年的能源增长速度明显下降，目前中国电力需求也在下降，但建设速度仍在提速，特别是2015年火电装机或将超过5500万千瓦，在建火电装机量仍有近8000万千瓦。如此状态下，“十三五”期间电力市场的盲目竞争将进一步恶化，这将让可再生能源处于非常不利的状态。对此他建议尽快停建、缓建火电。国家能源局在2016年体制改革工作要点中也指出延缓燃煤电站建设速度。

3.1.2 竞价上网成为趋势、社会发电需求创新低

随着电力体制改革的不断深入，竞争性电价难以消化昂贵的环保改造成本。竞价上网对燃煤电厂超低排放的影响值得进一步关注。

根据国家发改委和能源局《关于做好电力体制改革试点的通知》，目前输配电价改革确定在深圳、内蒙古、湖北、安徽、宁夏、云南、贵州等七个省区进行试点，重庆、广东首批试点配售电改革，云南、贵州被列为首批综合改革试点。全国成立的售电公司也已经超过200多家。

2016年2月22日，国家发展改革委发布了《关于做好2016年电力运行调节工作的通知》，通知要求坚持市场化方向，积极推进直接交易。以电力直接交易为抓手，扩大交易规模、规范交易方式，还原电力商品属性，促进经济稳增长。各地直接交易电量占全社会用电量的比例应在2015年基础上进一步提高。参与直接交易的发电机组，可根据对应用户最大负荷利用小时数、本地工业用户平均利用小时数或一定上限等方式折算扣除发电容量；积极探索交易方式，鼓励各地尝试双边协商和集中撮合相结合进行交易，为建立完善电力市场积累经验，并研究建立市场化的电力平衡机制。《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号文件）印发后新核准的煤电机组，电量原则上以市场交易为主。

由于中国实体经济发展速度持续下降，国民经济向第三产业转移，电力需求持续走低，再加上新能源、水电、核电等夹击，燃煤电站发电小时将创造新低。2015年全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时为3969小时，同比降低349小时，是1978年以来的最低水平。与上年相比，除江西、西藏外其他省份利用小时数均有不同程度下降，其中重庆下降超过1000小时。一方面受电力需求增长放缓、新能源装机容量占比不断提高等因素影响，全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时继续下降。另一方面全国电源新增生产能力不断增加，在2015年1月1日至9月30日期间，国家环境保护部、各省级环境保护部门陆续公示了155个燃煤电厂项目的环评，其装机容量合计达123吉瓦，相当于每周有四个燃煤电厂开工建设。

3.1.3 火电厂烟气脱硫热点问题和技术

（1）超低排放技术存在的问题

超低排放改造技术路线、流派很多，各种技术缺乏长期稳定运行考验，难言成熟可靠，对这几年投产的超低排放工程缺乏技术可靠性、成熟性的权威评估。

超低排放达标考核方式过严，如排放标准按小时均值考核，基本上没有100%达标电厂（中电联材料）。目前，通过对湿法脱硫喷淋塔的单塔强化（增强喷淋强度，强化传质），以及双pH区双循环脱硫技术的应用，可使常规脱硫塔的脱硫效率从95%提高到98%～99%以上。国内众多大中型燃煤机组烟气脱硫项目中的应用实现了超低排放。但是，这些新型脱硫技术都是在近2～3年开发出来的，需要多年满负荷运行时限的考验和总结评价，来实现设计、施工安装调试、运行技术的成熟。

燃煤电厂的烟气中SO2含量与煤种、运行工况关系密切，由于煤价较低，电厂多选用品质较好的低硫煤，且发电负荷偏低，导致原烟气中的SO2含量较低。可通过多种技术，如单塔强化技术和双循环技术等来达到超低排放，各种技术能达到的性能水平之间的差别不显著。例如双循环技术更适用于高硫煤的超低排放，但在目前的形势下也无法显示其技术优势。

通过在湿法脱硫喷淋塔内增加喷淋强度、增加传质、均流器件等单塔强化手段，可以强化传质、提高流场均匀度以提高脱硫效率。单塔强化技术较为简洁且适应性强，特别是在对旧脱硫系统的提效改造中，具有改造周期短、工程量小、不改变吸收塔外部结构和原系统运行方式的特点。由于不同电厂情况各不相同，旋汇耦合、沸腾式泡沫脱硫技术等在目前应用中常遇到的问题包括旧机组的改造中，针对个别老机组改造，需要考虑吸收塔荷载能力以及吸收塔喷淋层下方安装空间。同样的，脱硫系统阻力的增加对电厂旧引风机的负担增加也常面临的问题。

双循环技术采用双pH值控制，一级塔低pH值保证了石膏浆液的充分氧化结晶，二级塔高pH值有利于吸收反应，可实现较高的SO2脱除率，其脱硫效率可高达99%以上，可以满足燃用中、高硫煤的机组长期稳定超低排放；另外，对原单塔单循环喷淋塔进行双循环技术改造时，对原吸收塔的设备利用效率高；同时可适应不同工况灵活运行控制，较为节能。

（2）脱硫废水面临“零排放”的压力成为新热点

当前，我国废水排放标准的要求日益严格，尤其是最新颁布的《水污染防治行动计划》（以下简称《水十条》），更是将水环境保护上升到了国家战略层面。火电作为用水、排水大户，用水占工业总量的20%，从经济运行和保护环境出发，节约发电用水，提高循环水的重复利用率，实现火电厂废水“零排放”意义重大。

自2000年以来，火电厂的节水工作虽然取得了很大成就，但随着《水十条》的颁布，资源约束与排放限值共同施压，未来火电厂面临着更加严峻的废水治理压力。在“零排放”要求下，火电厂对节水的要求发生了很大变化。其中极其重要的，就是要求技术的可靠性、经济性更高。而且，在当下火电厂正承受着来自环保投资上升、发电利用小时数降低的双重压力，企业降本增效需求巨大的背景下，对技术的经济性做考量显得越发重要。

以脱硫废水治理为例，其成为全厂废水“零排放”的关键制约因素已经是电力行业内的共识。早在2006年颁布的《火力发电厂废水治理设计技术规程》就已明确提出：火电厂的脱硫废水处理设施要单独设置，优先考虑处理回用，不设排放口，必须实现废水“零排放”。但现实情况是，目前国内真正实现废水“零排放”的电厂屈指可数。

究其缘由，一方面，由于脱硫废水水质具有重金属含量高、pH值偏酸性、氯离子含量超高、浊度大、腐蚀性强等特点，处理难度大；另一方面，市面上普遍采用的脱硫废水治理技术在可靠性、经济性方面表现得不尽人意。例如，目前大多数电厂采用的三联箱技术，虽然该技术工艺简单，投资造价较低，但无法满足全厂废水“零排放”的环保要求。少数电厂采用的独立热源蒸发结晶技术，虽可做到废水“零排放”，但又因为技术工艺相对复杂、运行稳定性差、投资大、运行费用高，而鲜被市场接受。

全国火电90%以上是湿法脱硫市场。按照当前的火电厂废水“零排放”政策，目前投运的以及新建的湿法脱硫设施产生的废水都需要深度处理。脱硫废水“零排放”市场空间巨大，据保守估计，可达1000亿元以上。

在脱硫废水的“零排放”处理中，主要包括以下两类工艺路线：

1）蒸发法。蒸发法是废水“零排放”处理中常用的方法之一，该工艺也被应用于脱硫废水的处理中。由于蒸发法具有能耗高、设备易结垢和投资大的缺点，限制了它的推广应用。因此，要降低零排放处理成本和保证系统正常运行，需要从以下两方面对废水进行预处理，即废水的减量化和防结垢处理。一方面，通过减量化处理方法对废水进行预处理，可以减少蒸发结晶器的处理负荷，有效降低处理成本。膜分离法是最为常用的废水减量化处理技术，如采用反渗透等膜分离技术首先对废水进行减量化处理，膜分离产生的浓水再进行蒸发结晶，可以有效降低蒸发处理负荷和节约处理成本。另一方面，通过软化法对废水进行预处理，可防止蒸发器内结垢。

在实际应用方面，广东河源电厂采用化学沉淀+多效蒸发结晶组合处理工艺处理脱硫废水。具体工艺流程为：废水首先经过化学沉淀法预处理，澄清池出水进入多效蒸发结晶处理系统。该工程于2009年完成调试验收并投入商业运行，系统处理能力为22t/h。经过上述工艺处理后，产生的结晶盐满足二级工业盐标准。其不足之处在于系统能耗和运行成本高昂，吨水综合运行费用高达180元。

华能长兴电厂采用Oasys水处理公司的RO+正向渗透（Forward Osmosis，FO）+蒸发结晶组合处理脱硫废水，实现废水的“零排放”处理。所谓正向渗透，是以半透膜为介质，在渗透压的推动下，废水侧（低渗透压）的液态水穿过半透膜进入提取液（高渗透压）中，然后将提取液回收复用，从而实现废水的浓缩过程。除了废水处理外，FO技术在海水淡化领域中也有大量的研究报道。华能长兴电厂采用的FO系统设计处理能力为650m3/d，废水首先经过软化去除硬度，然后进入RO系统进行初步浓缩，RO浓缩液进入FO系统进一步浓缩处理，FO浓水进入蒸发结晶器，各工艺产水回用于电厂生产，生成的结晶盐可用做工业原料。

2）烟道处理法。烟道处理法是在烟道内对废水进行喷雾蒸发处理的一种方法。喷雾蒸发法在食品、化工等领域应用广泛，但在废水处理中应用较少。采用烟道蒸发法处理脱硫废水时，首先采用一定的喷射方式将脱硫废水雾化后喷入电除尘器之前的烟道内，废水以小液滴的形式经过高温烟气加热后迅速蒸发气化，其中的悬浮物和可溶性固体形成细小固体颗粒，然后在气流的夹带作用下进入电除尘器并被电极捕捉去除，最终实现脱硫的废水近零排放处理。

在实际应用方面，采用烟道法处理脱硫废水的报道很少，大多停留在实验室研究阶段。主要原因包括烟道蒸发工艺中存在许多潜在问题尚未解决，如废水组成对烟气组成等特性的影响、废水水质成分的变化可能对烟气后续处理产生的影响，以及由于污染物在烟道内壁吸附可能引起烟道腐蚀等问题。

北京国电龙源环保工程有限公司、成都锐思环保技术股份有限公司、国电金堂电厂于2014年实施大型燃煤电厂脱硫废水“零排放”技术研究及工程示范项目（国电集团2014年重点科技项目），装置于2014年建设、2015年5月投运、2015年12月通过了国电集团项目验收。该项目的废水零排放技术研究，采用了两种“零排放”技术，分别是利用烟气余热浓缩蒸发技术和利用乏汽多效蒸发技术。通过实际运行，利用乏汽多效蒸发工艺技术，针对电厂脱硫废水的特点对常规多效蒸发技术进行了改进并获得国家发明专利，产品盐可达到工业二级品盐标准；利用烟气余热浓缩蒸发技术是利用电厂特有的锅炉烟气余热，对高含盐废水进行蒸发浓缩处理，该项技术由于不需要对脱硫废水进行任何的预处理，不需要添加任何药剂，具有工艺简单，运行费用低等优势，运行成本为15～21元/吨水。这两项技术彻底解决了脱硫废水“零排放”的技术难题，并提供了全厂工业废水“零排放”的解决手段。

国电新能源研究院、成都锐思环保技术股份有限公司正在实施全厂废水“零排放”的示范工程，并正在进行脱硫废水固体废弃物处理技术的研究。

3.1.4 火电厂烟气脱硝存在的问题和热点技术

目前脱硝系统存在的潜在问题主要包括：三氧化硫转化率增加，氨逃逸、空预器堵塞问题；流场的均匀性问题；催化剂的磨损问题；全负荷脱硝；废脱硝催化剂的处置等。

由于燃煤电厂超低排放普遍采用增加催化剂用量的方式，预计二氧化硫转化率将增加50%左右，三氧化硫含量增加，导致的烟气排放蓝烟问题，加上超低排放要求的氨用量提供导致的氨逃逸量增加，这些叠加产生的气溶胶空气污染问题（目前法规并不控制三氧化硫排放）、燃煤电厂空预器堵塞问题将逐渐突出。

针对低负荷脱硝问题，国内企业进行了大量的努力，首先通过省煤器改造提高烟温，取得了很好的效果；在不具备省煤器改造条件的电厂，各企业正在研发的碱基吸附剂喷吹技术是控制SO3排放的主要技术手段，其主旨是在锅炉省煤器出口至SCR反应器一段低温烟道内，喷入碱性的吸收剂（钠基或钙基），使之与SO3充分混合，发生中和反应降低烟气SO3浓度，祛除烟气中的SO3。避免SO3与逃逸氨生成硫酸氢铵，减缓空预器堵塞、腐蚀，进而降低SCR喷氨温度，实现脱硝装置的全负荷运行。长远看，低温高活性SCR催化剂的开发也是烟气脱硝的必然发展趋势。

流场的不均匀会影响催化剂脱硝效率、带来催化剂的不均匀磨损和氨逃逸现象，通过调整烟道结构、安装导流叶片、加装整流格栅等措施，可以获得较好的烟气流场均匀性。在工艺设计阶段，可通过物理模型实验和计算流体力学（CFD）辅助设计等手段，来优化烟道结构和内构件设计，降低流场的不均匀度。

催化剂的磨损问题是国内高灰煤、反应器流场、高硫煤烟气和流速设计等问题共同导致的。提高流场的均匀度对减轻催化剂的磨损有显著影响，另外，可以通过对催化剂制备工艺（钛钨粉制备方式、催化剂干燥方式、煅烧条件）等的改进，生产高活性、高强度的脱硝催化剂。

SCR烟气脱硝低负荷下的投运问题亟待解决，因为在机组低负荷运行时，烟温下降，脱硝装置不能正常运行，但此时锅炉产生的NOx浓度是额定负荷的2～3倍。解决该问题有多种途径，低温高活性SCR催化剂的开发、碱基喷吹技术吸收SO3等都取得了一定的进展。

失活催化剂的再生技术可使催化剂活性恢复到新鲜催化剂的90%以上，从而有效延长催化剂的使用寿命、降低更换新鲜催化剂的成本，并减少了废弃催化剂的处置费用和给环境带来的二次污染，实现资源的可循环利用。在废脱硝催化剂再生过程中，存在SO2氧化率较高、废水处理、不能再生和废弃催化剂的最终处理等问题。

废脱硝催化剂再生和回收技术发展中，需要关注催化剂的最终处理问题和部分不能再生催化剂的处理问题。SCR催化剂的设计使用寿命一般为十年，在未来几年，将会有大量的催化剂达到该使用寿命，如何对这部分催化剂进行妥善的最终处理是一个重大问题；另外，在每次再生时，都有部分催化剂因破损等物理结构破坏而无法再生，亟待开发废催化剂的回收技术来解决这些问题，以资源化利用为目标，提高过程经济性。

3.2 非电行业脱硫脱硝发展存在的主要问题

3.2.1 钢铁行业巨亏影响环保进程

2015年，中国钢铁厂迎来了历史上最为残酷的一年，1～10月整个行业巨亏720亿元，且长期看不到好转的迹象。许多钢铁企业经营资金困难、采购煤炭款一拖再拖，对于行业环保水平的提高带来了较大的压力。

在钢铁行业兴盛时期，永清环保公司拿下了华菱钢铁、石家庄钢铁等全国多地钢铁厂环保订单。当时有机构预测，国家节能减排政策将催生未来5年180亿钢铁脱硫市场，而永清环保也将钢铁行业作为市场主攻方向。然而，从2011年起，中国钢铁陷入产能严重过剩的危机，整个行业出现了罕见的巨亏。由于政府节能减排政策压力，许多钢厂刚刚开始亏损，尚有能力投资脱硫、除尘设备，但回款周期却是越拖越长。

2015年底，国家发展改革委、环境保护部、国家能源局联合下发《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》。尽管电厂机组大小不同、燃煤成本各异，但上述电价补贴政策基本能使多数电厂获得与环保投入大致相当的补偿。逐年递减补贴金额的政策也激发了电厂加快安装环保设施的热情，这为环保企业带来了更多订单。

然而钢厂数量众多，上下游市场竞争充分，政府很难通过补贴来刺激企业投入环保设施；而电厂数量相对较少，尽管上游发电领域多头竞争，但下游电网却是国有占绝对优势，易于实施政策调节机制。目前政府推行超低排放电价补贴政策，电厂的环保投资积极性显然超过钢厂。

与此同时，钢厂生产流程要比电厂复杂的多，污染源数量、程度也要远高于后者。电厂燃煤发电的污染源通常主要是燃煤环节，烟气均通行于管道；钢厂要将铁矿石先行炼铁，再由铁来炼钢，最后轧制成钢板、螺纹钢等产品，每一个环节都有众多的污染源。一个年产量五六百万吨的中等钢厂，要投入五六百万吨焦炭去冶炼上千万吨铁矿石，比中等电厂排放的废气更多，环保的投入也要更高。

环保企业在钢铁行业遭遇的困境，是环保产业面临的共性问题，也是我国大气治理需要解决的问题之一。

3.2.2 水泥脱硝行业发展经济和技术压力大

《水泥工业大气污染物排放标准》（GB4915-2013）显著加严了颗粒物、氮氧化物等污染物的排放限值。新标准实施中面临较大的经济和技术压力。

一是污染治理设施改造和运行费用不菲。大部分水泥熟料线窑头和一定比例的窑尾仍采用静电除尘器除尘，无法稳定达到相关标准，需要进行改造。东北三省需要改造的生产线约有76条，改造费用约5亿元。而烟气脱硝运行增加的成本为4～5元/吨熟料。按产能发挥率70%计算，年产熟料6083万吨，年增加运行费用2.7亿元。东北三省水泥熟料产能占全国的比例为5%，可以预见，全国为执行新排放标准投入的改造费用将达到100亿元，年增加运行费用超过54亿元。

二是烟气脱硝工艺需要进一步探索和改进。烟气脱硝可以减少NOx排放，减轻对空气的污染。然而，目前采用的脱硝工艺主要为SNCR，面对400mg/m3以下的氮氧化物排放指标，其技术成熟度和操作稳定性欠缺。部分地区对企业NOx排放浓度提出了更高要求，要求烟气脱硝后排放浓度低于200mg/m3。然而，由于SNCR烟气脱硝工艺本身具有局限性，NOx浓度降低必然需要喷氨量大幅提高，势必造成氨逃逸的二次污染，并且随着指标提高，脱硝的经济性急剧降低。

使用SCR技术可以达到排放要求，但存在成本限制和使用温度限制的问题：首先在投资和运行成本方面，采用SCR技术脱硝需要要增设装置、占用空间、投资大、运行费用较高。有资料显示，2500t/d生产线利用SCR总投资在2000万元以上，运行成本为吨熟料6元左右；其次，在SCR运行温度方面，低温催化剂是技术难点。当今最普遍应用的是多孔Ti2O5（载体）做成蜂窝状模块化SCR催化剂，载体表面敷有起催化作用的活性成分V2O5和WO3，反应温度在280℃～400℃为佳。而在新型干法水泥生产线中，预热器出口的温度先进的已降到300℃以下，同时为贯彻国家节能降耗政策，我国2500t/d以上的生产线普遍加装余热锅炉，其排气温度在150℃左右，这也对脱硝催化剂提出了新的挑战，要能够在较低的温度下达到80%以上的脱硝效率，这对于核心技术均为日本及德国外购的国内催化剂生产商来说是个巨大的挑战。

三是在环境标准实施过渡期间，运行脱硝设施和未建脱硝设施企业之间市场竞争有失公平。对于现有企业来说，距离新标准实施还有近半年时间，部分企业已经按照新标准运行脱硝设施，增加了4～5元/吨的熟料成本，而其他未建脱硝设施的企业不存在脱硝成本增加的问题。在激烈的市场竞争中，存在不公平现象。

调研也发现，地方政府对节能工作支持力度不够。水泥熟料生产线配套余热发电机组，既能够降低生产成本，提高企业竞争力，又能减少企业从电网的购电量。同时，电厂燃煤消耗量的减少，也减少了各类污染物排放量。目前，东北三省水泥熟料生产线余热发电建设比例较低，仍有28条生产线未配套建设余热机组，合计产能为2238万吨/年。由于东北三省窝电严重，个别省份对水泥熟料窑余热发电机组建设支持力度不足。虽然国家对此有要求，企业配套建设意愿非常强烈，但是真正上项目时却遭遇重重阻力，相应支持政策缺乏。并且，机组建成发电后虽然只并网不上网，仍然要按上网电量收取相应管理费。

此外，生活垃圾、剩余污泥协同处置推进困难。水泥熟料窑协同处置生活垃圾、剩余污泥，技术上比较成熟。一条4000t/d熟料生产能力的生产线，每天可处置80%含水率污泥200～300t，处置生活垃圾200～300t。目前，由于水泥行业产能总体过剩，多数水泥熟料生产企业转型意愿强烈。然而，目前东北三省只有两条协同处置剩余污泥的水泥熟料生产线，还没有协同处置生活垃圾的生产线。

究其原因，就在于建设生活垃圾或剩余污泥协同处置设施需要投入。一般来说，配套建设4000t/d水泥熟料生产线，设计处置可燃性生活垃圾200t/d能力的设施，需投入1亿元左右。同时，日常运行也需要一定费用，每吨处置费用约150元，并需要保障原料有效、持续供给。各地目前在经济、环境政策方面未给予支持，处置费用也距离处置成本有较大差距，使得这项工作无法有效推进。

3.2.3 工业锅炉脱硫脱硝行业的问题

工业锅炉，其燃煤效率、排放控制和污染治理远低于大型燃煤火电。每年约8亿吨的生活煤散烧等排放污染源也是广泛存在，污染物未经治理或仅仅是简单治理就进行排放，对空气质量的危害十分严重。工业锅炉的烟气治理可以借鉴火电机组超低排放的经验，结合自身工业的特点，收紧烟气排放标准，把大气污染物的排放降到最低。

工业锅炉低排放改造或将面临着许多问题：

（1）按照现在的环保工艺技术，工业锅炉环保改造需投入巨额资金，其投入远远超过锅炉本身的造价，如果没有国家、地方的政策、资金配套，这样的环保改造是不可持续的。从国内形势看，中国步入新常态，经济增速趋缓。资源环境的约束不断强化，劳动力要素成本不断上升，投资和出口明显放缓。过去那种依靠要素投入来实现规模扩张的外延式增长模式难以为继。调结构转型升级，时不我待。受国家宏观经济形势影响，固定资产投资降低，尤其是房地产销售的萎缩，近期锅炉市场会受到一定的冲击。

目前经济增长速度放慢，企业经营困难，是我们过去长期依靠投资驱动造成结构性扭曲的结果，去产能化是当前经济最紧迫的任务。而且在环保技术、人力、设备的投入相对较大，且无环保电价等经济政策的支持，在这种形势下，环保进程推进动力不足。

（2）缺乏经济实用技术。不能经济有效地达到低排放的标准。

（3）设备相对较分散，统一标准的难度系数大。

3.2.4 第三方运营的问题

由掌握专业技术及管理经验的环境服务公司治理污染，有利于提高排污企业的治污效率。同时，排污企业治污责任通过合同方式向环境服务公司转移，可以实现环境污染集中治理，使环保部门的监管对象大为减少，有利于执法成本的大幅降低。因此，在我国推行环境污染第三方治理有着重要的战略意义。但是，环境污染第三方治理在我国属于起步阶段，尚存在着诸多的现实问题和机制问题未能解决，在一定程度上阻碍了环境污染第三方治理的顺利发展。

从现实问题来看，首先由于工业生产增长趋缓、用电量需求不足，2015年全年火电设备平均利用小时数同比下降410小时，为4329小时。再加上运营方技改投入巨大，导致脱硫第三方运营板块生产经营形势严峻，盈利能力被削弱。

另外，由于产业结构和布局不合理，环境污染第三方治理企业竞争力不强；部分核心技术尚未完全掌握，部分关键设备靠进口，技术障碍成为我国环境污染第三方治理企业发展的重要瓶颈；未能形成市场化、清晰化的污染物排放价格，低价无序竞争严重影响了环境污染第三方治理模式的推行；政府、市场和企业三者间的职责不清，资源配置机制未能理顺；区域经济发展差异较大，最需要实施环境污染第三方治理的农村地区和老旧工业区反倒重视不足。

从机制运行环境来看，我国的生态环境产权交易制度尚未建立，在现实生活中，未能将生态环境作为产权体系中安排的对象，导致排污企业难以从经济利益的动机和角度去选择环境污染第三方治理；环境污染第三方治理的市场缺乏有序性，第三方治理的管理体制比较松散，部分非专业化和低效性的环境产业服务充斥着市场；环境污染第三方治理主体的法律地位并没有得到明晰和科学的界定，我国环境法主张“排污者”承担侵权责任，但是现在的“排污者”却是指环境污染第三方治理的“治理者”。此外，我国促进环境污染第三方治理发展的法律机制并不完善，造成环境污染第三方治理发展的原动力不足，加之环境保护投入资金额大、周期长、风险高和专业化强的特点，也难以吸引资金、资本市场向环境治理产业进行持续投入。

4 解决对策及建议

未来煤电将稳步增长，但是在整个能源中占比下降，燃煤量向电厂转移是大势所趋。与其他国家相比，中国煤炭的利用集中度较低。公开资料显示，2015年，中国煤炭产量达37.5亿吨，约占全球的一半，但煤炭的利用集中度却不足50%。全球平均煤炭利用集中度在60%左右，欧美日等发达国家及地区可以达到90%以上。

另外，不同燃煤行业烟气排放标准差异较大，针对各行业对大气污染的贡献率，应该完善不同行业燃煤排放标准差异。

4.1 电力脱硫脱硝行业

1）对于近2～3年广泛应用的各种湿法脱硫强化技术，应通过较长周期、不同工况下的运转，对其稳定可靠性进行综合评价。2）对于脱硫废水“零排放”，应保持理性的态度，更多地着眼于水资源的梯级利用。对于特殊地区，需要开展脱硫废水“零排放”时，可通过对水量浓缩及工艺的优化组合，降低投资和能耗。3）解决第三方运营的问题。4）加强对SCR催化剂行业再生行业的监督，防止二次污染；需积极研发不可再生催化剂的回收技术，解决催化剂的最终处理问题。

4.2 钢铁、水泥脱硫脱硝行业

钢铁、水泥等行业产能过剩，去产能是第一要务。国家目前提倡通过提高环保要求来淘汰落后产能。但限于目前这两个行业亏损的现状，单纯地通过行政处罚已越来越多地显露出局限性。治污“政策激励”的作用越来越凸显，采取奖惩并重的综合手段进行环境治理已经逐渐成为共识。一项好的环保激励政策，往往能起到事半功倍的作用。若国家对钢铁、水泥等行业也实行类似电力行业的环保激励政策，可有力推动节能减排工作的开展。

对于钢铁、水泥行业的环保技术中不成熟的地方，需加大研发的投入力度，例如水泥行业氮氧化物处理的低温SCR技术等。

4.3 工业锅炉脱硫脱硝行业

工业锅炉发展过程中，应以燃料优质化为前提，以减排为目标，做好中小容量（≤35t/h）燃煤工业锅炉低NOx燃烧和排放控制技术及系统优化应用及推广。

1）在严格控制燃料品质的前提下，通过对炉排燃料适应性定量化、炉排配风均匀化、精确化的试验研究，对炉排结构进行优化、标准化，进而提高炉排的综合质量水平；在此基础上结合锅炉本体的优化设计、高效传热元件和低NOx燃烧技术的运用，提高燃烧锅炉的节能和环保性能及其保证能力。2）煤粉工业锅炉在突破燃料适应性、运行稳定性、粉尘排放、氮氧化物排放的难题后，将会得到发展。但重点应在10～35t/h的煤粉工业锅炉及系统研发、使用，特别是燃烧技术及系统设备的优化与产业化。3）在开展燃料适应性（灰分、热值、结焦性等）定量化研究的基础上提高流化床锅炉设计、运行的精确性和标准化程度；通过精细化制造提高流化床锅炉的可靠性和可用性，重点发展单台容量35～130t/h、压力≤5.3MPa的循环流化床工业蒸汽锅炉。4）在条件适合的地区，推广热电联产、煤改气、以电代煤。

Development Report on Desulfurization and Denitration Industries in 2015

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

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1006-5377（2017）01-0006-16