脫硫脫硝行業2014年發展綜述

（中國環境保護產業協會脫硫脫硝委員會，北京 100037）

脫硫脫硝行業2014年發展綜述

（中國環境保護產業協會脫硫脫硝委員會，北京 100037）

綜述了2014年我國脫硫脫硝行業的發展環境及現狀、行業的發展特點和重要動態，重點分析了火電廠煙氣脫硫脫硝發展和非電行業脫硫脫硝發展中存在的主要問題，提出了解決對策和建議。

脫硫；脫硝；火電廠；工業鍋爐；脫硝催化劑；行業發展

1 2014年行業發展概況

1.1 行業發展環境

1.1.1 行業整體發展環境

（1）監測結果顯示重點城市的空氣質量有所改善

2013年全國性霧霾天氣創52年之最，表明了我國的大氣污染狀況仍十分嚴重。工業總量的持續增長也給環保領域帶來前所未有的壓力，具體表現為城市大氣環境總懸浮顆粒物普遍超標、二氧化硫污染保持在較高水平，機動車尾氣污染物排放總量增加迅速，氮氧化物型酸雨呈加重趨勢。

2015年3月16日，環保部公布了今年2月74個重點城市的空氣質量狀況。數據顯示，京津冀地區2月份的平均達標天數比1月份提高了1.9%，空氣質量有所改善。數據好轉的不只是今年2月，記者從近日京津冀三省、市曬出的“治霾成績單”中了解到，2014年PM2.5平均濃度北京下降4%、河北下降12%、天津下降13.5%，變化不可謂不大。2013年，中國平均霧霾天數創52年之最；2014年秋至2015年初，濃霧頻頻造訪，監測顯示，中國的大氣污染物數據正在下降。

2014年，北京PM2.5濃度為每立方米85.9微克，較2013年下降4%；上海為每立方米52微克，較上年下降16.1%；廣東9城市PM2.5濃度下降10.6%。2014年在按照《環境空氣質量標準》（GB3095-2012）監測的161個城市中，城市空氣質量達標的城市占9.9%，未達標的城市占90.1%。

（2）煤炭仍然是第一污染源

國家統計局數據顯示，2014年中國原煤消耗38.7億噸，下降2.5%；出口煤炭574萬噸，進口煤炭2.9億噸。

煤煙型污染仍是我國二氧化硫、氮氧化物和粉塵產生的第一大污染源，電力行業是燃煤主體，近年來其在環保領域付出的努力有目共睹，脫硫脫硝除塵工程數量與火電廠機組容量同步發展。非電行業燃煤的污染效應較為突出。

工業和信息化部指出：煤炭在我國一次能源消費中約占66%，煤炭消費總量約37億噸，占全球煤炭消費量的50%左右。全國煙粉塵排放的70%、二氧化硫排放的85%、氮氧化物排放的67%都源于以煤炭為主的化石能源燃燒，是影響大氣環境質量的主要因素。

除電力行業外，2012年工業領域煤炭消耗占煤炭消耗總量的46%，達16億噸。此外，工業用煤行業多、分布范圍廣、利用效率低、污染物排放高，是大氣污染防治的重要領域。

除電力行業外，工業領域煤炭消耗量大的領域分別為焦化、煤化工、工業鍋爐、工業爐窯，以上4個耗煤重點領域煤炭消耗量占工業煤炭消耗量（除電力）的

95%，煙粉塵、二氧化硫、氮氧化物排放量分別約占全國排放量的36%、45%、24%。

國家統計局數據顯示：受國內外經濟形勢的影響，2014年我國國民經濟增長趨于平穩，工業生產平穩增長。全年全部工業增加值22,7991億元，比上年增長7.0%。規模以上工業增加值增長8.3%。在規模以上工業中，分經濟類型看，國有及國有控股企業增長4.9%；集體企業增長1.7%，股份制企業增長9.7%，外商及港澳臺商投資企業增長6.3%；私營企業增長10.2%。分門類看，采礦業增長4.5%，制造業增長9.4%，電力、熱力、燃氣及水生產和供應業增長3.2%。

2014年全年第二產業中所涉及的大氣污染物排放量較高的行業主要有電力熱力生產業，固定資產投資22,916億元，比上年增長17.1%。

（3）超低排放發展促使火電成為清潔能源

2012年以來，中國火電行業進入了前所未有的大變革時代，高參數、大容量，環保排放標準不僅達到全球最嚴格，而且引領國際煤電清潔利用。2014年是這個大變革過程中的又一個無法磨滅的年份。

國家統計局數據顯示，2014年末全國發電裝機容量136,019萬千瓦，比上年末增長8.7%。其中，火電裝機容量91,569萬千瓦，增長5.9%；水電裝機容量30,183萬千瓦，增長7.9%；核電裝機容量1988萬千瓦，增長36.1%；并網風電裝機容量9581萬千瓦，增長25.6%；并網太陽能發電裝機容量2652萬千瓦，增長67.0%。雖然清潔能源發電投資比重不斷增加，但通過比較近幾年火電與清潔能源的實際發電量和裝機容量，可以發現國內對火電發電的依賴性依然很明顯。

與此同時，對火電發電的依賴性也使得火電行業的環保壓力逐漸增大。2014年，全國發電量55,459億千瓦時，比上年增長3.6%。分類型看，水電發電量10,661億千瓦時，同比增長19.7%，占全國發電量的19.2%，比上年提高2.6個百分點；火電發電量41,731億千瓦時，同比下降0.7%，占全國發電量的75.2%，比上年降低3.3個百分點；核電、并網風電和并網太陽能發電量分別為1262億千瓦時、1563億千瓦時和231億千瓦時，同比分別增長13.2%、12.2%和171%，占全國發電量的比重分別比上年提高0.2、0.2和0.3個百分點。面對污染物基數逐年增加，污染物排放標準日益嚴格，電力行業按照國家要求，一直致力于燃煤污染物的全面治理， 因此脫硫脫硝產業的主要收入來源是在電站鍋爐領域。

根據中國環保產業協會脫硫脫硝委員會的推算，2014年當年新建投運火電廠煙氣脫硫機組容量超過3700萬千瓦；截至2014年底，已投運火電廠煙氣脫硫機組容量約7.65億千瓦，占全國現役燃煤機組容量的92.3%。

2014年底，國內各大發電企業脫硫裝置安裝率達到了近100%，脫硝裝置安裝率超過90%。全國發電企業節能環保投入超過600億元，其中華能投入173億元，大唐投入70億元，中電投投入55億元。

中國華電集團對于國家提出新建煤電機組供電煤耗必須小于每度電300克標煤表示，東部地區新建煤電機組大氣污染物排放濃度要基本達到燃氣機排放限值，中西部地區也要爭取達到這一要求。在認真落實國家環保政策要求，貫徹執行新的《環境保護法》后，中國華電集團現役脫硝機組容量同比提高44%。河北裕華、山東章丘、天津軍糧城等企業在公司系統率先實現超低排放。

中國國電集團公司持續優化電源結構，重大戰略性項目取得積極進展，火電60萬千瓦及以上機組比重達48.5%，同比提高4.1個百分點。

此外，2014年國電節能減排技術改造力度繼續加強，脫硫機組比重達到99.8%，脫硝機組比重達到93.7%，按期完成了二氧化硫、氮氧化物排放總量任務。

2014年，中國華能集團公司投產的百萬千瓦超超臨界機組由2010年初的7臺增至13臺，居全國首位，熱電聯產和30萬千瓦及以上超臨界、超超臨界純凝煤電裝機占煤電比重超過70%。華能還不斷提高煤電機組環保水平，全面開展燃煤機組脫硫、脫硝和除塵提效技術改造。2014年，供熱和節能環保改造投入達到153億元，煤機除塵、脫硫、脫硝裝備率分別達到100%、100%和90%。

中國大唐集團數據顯示，2014年全年完成供電煤耗同比降低3.73克/千瓦時，完成發電廠用電率同比降低0.25個百分點，完成發電油耗同比降低1.08噸/億千瓦時，完成發電水耗同比降低0.05千克/千瓦時。

2014年大唐集團共投入70多億元進行以脫硫、脫硝、除塵為重點的環保改造。據統計，集團公司全年共完成42臺機組的脫硫改造項目、47臺機組的脫硝改造項目、87臺機組的除塵改造項目，全面完成了環保部脫硝改造責任書目標任務。截至2014年底，大唐集團火電機組脫硫裝備率達到100%，脫硝裝備率達到96.3%，脫硫旁路封堵率達到97.2%。

中國電力投資集團公司一直以火電、水電板塊為主要的利潤支撐，把煤電減排作為企業的重要責任，2014年中電投投入相當大的資金在燃煤發電機組的環保改造上。

到2014年年底，中電投燃煤機組供電煤耗累計下降10克/千瓦時，達到309克/千瓦時，脫硫裝備率達到100%，脫硝裝備率達到94%。污染物減排能力進一步增強。

1）煙塵控制方面：2014年，按照修訂后的《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011），燃煤電廠除塵設施進行了大范圍改造，在繼續應用低溫電除塵器、高頻電源、移動電極技術的基礎上，濕式電除塵器等開始在一些新建機組和改造機組上大規模應用。同時，通過優化現有脫硫吸收塔內流場、改造濕法脫硫除霧系統等方式提高了對煙塵的協同脫除能力。經中電聯初步分析，2014年煤電平均除塵效率達到99.75%以上，比2013年提高0.1個百分點。

2）二氧化硫控制方面：經中電聯初步統計，截至2014年底，統計口徑內的燃煤發電機組基本上全部采取了脫硫措施，其中，煙氣脫硫機組容量約7.55億千瓦，約占全國煤電機組容量的91.5%，比2005年提高77個百分點，比美國（2011年）高31個百分點；其他機組主要為具有爐內脫硫能力的循環流化床鍋爐（見圖1）。

圖1 2005～2014年全國煙氣脫硫機組投運情況

3）氮氧化物控制方面：經中電聯初步統計，截至2014年底，煙氣脫硝機組容量約6.6億千瓦，約占全國煤電裝機容量的80%，比2013年提高了近22個百分點，比美國（2011年）高30個百分點；預計火電煙氣脫硝比例達到72%左右（見圖2）。

圖2 2005～2014年全國火電廠煙氣脫硝機組投運情況

4）環保資金投入方面：2014年，煤電企業積極籌措資金，克服困難，進行了大規模環保設施改造。經中電聯初步測算，僅2014年脫硫、脫硝、除塵建設和改造費用超過500億元，每年用于煤電環保設施運行的費用超過800億元。

（4）廢脫硝催化劑被定義為危險廢棄物

2014年8月，環保部辦公廳發布《關于加強廢煙氣脫硝催化劑監管工作的通知》，明確規定為切實加強對廢煙氣脫硝催化劑（釩鈦系）的監督管理，將廢脫硝催化劑納入危險廢物進行管理。

（5）鋼鐵行業壓縮產能但脫硫脫硝裝置安裝率進一步提高

中國鋼鐵工業協會的數據顯示：2014年，全國共生產粗鋼8.23億噸、生鐵7.12億噸、鋼材11.26億噸，分別比上年同期增長0.89%、0.47%和4.46%，增幅同比回落6.65、5.77和6.89個百分點。我國粗鋼產量占世界鋼產量的50.26%。2014年，會員企業粗鋼產量6.58億噸，同比增長1.65%，高于全國增速；其他企業生產粗鋼1.65億噸，同比下降2.03%。

2014年，中國鋼鐵企業普遍加大節能減排方面的投資，進一步加強以燒結脫硫、“三干三利用”、能源管控中心等為代表的節能技術的全面升級和推廣應用，噸鋼主要污染物排放量逐步減少，其綜合能耗同時下降，鋼鐵行業大氣污染物排放總量增長勢頭得到遏制。

2014年，我國鋼鐵行業噸鋼綜合能耗下降7.17千克標煤，同比下降1.21%；全行業耗水量下降8.5億立方米，再創近年來新記錄；行業二氧化硫排放量同比下降16%；煙粉塵類排放量同比下降9%；整體行業的煤氣、高爐煤氣等利用率普遍提高。我國鋼鐵行業節能環保整體水平再上新臺階。

與動力行業不同，鋼鐵行業最大的熱點是壓縮產能而非擴建。對于鋼鐵行業來說，其未來的發展走向還有一個重要的外部因素必須考慮，那就是環保風暴。2013年9月，環境保護部、發展改革委、工業和信息化部、財政部、住房城鄉建設部、能源局聯合印發《京津冀及周邊地區落實大氣污染防治行動計劃實施細則》要求河北省到2017年底，壓縮鋼鐵產能6000萬噸以上。河北省隨后制定了《削減煤炭消費及壓減鋼鐵等產能任務分解方案》，提出到2015年底，壓縮煉鐵產能1447萬噸、粗鋼產能1586萬噸，減少煤炭消費875萬噸。2014年，中國鋼鐵行業大氣環保的主要戰場是除塵、脫硫脫硝行業整體發展平穩。

中國鋼鐵工業協會的數據顯示：全年淘汰落后煉鋼產能3110萬噸、水泥8100萬噸、平板玻璃3760萬重量箱，圓滿完成了政府工作報告確定的目標。2011年至2014年，累計淘汰落后煉鋼產能7700萬噸、水泥（熟料及粉磨能力）6億噸、平板玻璃1.5億重量箱，提前一年完成“十二五”淘汰任務。2014年單位工業增加值能耗和用水量分別降低7%和5.8%。

（6）水泥行業脫硝發展環境

根據國家統計局公布的數據顯示，2014年水泥產量20,401萬噸，同比下降1.4%；全國規模以上水泥產量247,619萬噸，全年累計水泥產量增長為1.8%。水泥產量占世界總產量的一半。

據中國水泥協會統計，截至2013年底，全國新型干法水泥生產線約1714條，設計熟料產能達17億噸，較2012年新增72條生產線，新增熟料生產能力9430萬噸。

國內外經濟形勢的影響在一定程度上減緩了水泥企業的發展速度，但如此規模的產能大量釋放給環保行業帶來了巨大壓力。2013年環保部向水泥行業發布了征求意見稿，重新制定了水泥行業大氣污染物的排放標準，嚴格控制排放限值。新標準的提出使全國水泥企業進行環保整改，因此未來脫硝產業在水泥行業將有很好的市場前景。

環保部于2013年12月27日發布《水泥工業大氣污染物排放標準》（GB4915-2013）和《水泥窯協同處置固體廢物污染控制標準》（GB30485-2013），新標準重點提高了顆粒物、NOx的排放控制要求。根據除塵脫硝技術的進步，新標準將PM排放限值由原標準的50mg/m3（水泥窯等熱力設備）、30mg/m3（水泥磨等通風設備）收嚴至30mg/m3、20mg/m3；將NOx排放限值由800mg/m3收嚴到400mg/m3。

新標準對水泥行業的除塵、脫硝改造給出了明確時間表。標準規定，新建企業自2014年3月1日起執行新的排放限值，現有企業則在標準發布后給予一年半過渡期，2015年7月1日后執行新標準。

據了解，此次發布的《水泥工業大氣污染物排放標準》和上年初發布的征求意見稿的主要區別在于：將NOx排放限值由“現有企業450mg/m3、新建320mg/m3”統一確定為400mg/m3。由于現有企業體量更大，因而標準更加趨嚴。環保新標準實施后，熟料線必須同時采用分級燃燒技術和SNCR設備才可達標，但成本增加不大。

（7）工業鍋爐行業脫硫脫硝發展環境

1）2 014年5月30日環境保護部會同國家質檢總局發布《鍋爐大氣污染物排放標準》（GB 13271-2014）

鑒于我國的鍋爐爐型多、量大面廣，制定一個全國統一的嚴格標準可操作性不強，新標準綜合考慮環境管理需求和環保標準體系建設，確定基于成熟的、最佳可行的污染防治技術制訂較為嚴格的國家排放標準。同時，還需考慮各地對地方環境質量管理的需求，在標準中明確地方省級人民政府根據各自情況可依法制定更嚴格的地方排放標準。兩級排放標準體系將共同構成我國鍋爐行業的排放標準體系。新標準對燃煤鍋爐規定，新建工業鍋爐二氧化硫和氮氧化物排放限值均為300mg/m3，重點地區特別排放限值200mg/m3，在役鍋爐均為400mg/m3。

執行新標準后，10t/h以下的燃煤鍋爐需要進行燃油和燃氣鍋爐改造，采用集中供熱或并網、替代優質型煤鍋爐和生物質成型燃料鍋爐等措施，10t/h以上燃煤鍋爐需要安裝機械除塵+濕法脫硫或電除塵+濕法脫硫裝置。這些措施的應用可使鍋爐煙塵排放削減66萬噸，二氧化硫排放削減314萬噸。

為滿足排放標準的要求，大部分在用鍋爐需要新投入污染治理設施，根據不同改造方案的選擇，10t/h以下小鍋爐改造總成本在1600億～2000億元，10t/h以上燃煤鍋爐改造總投資在1608億～2067億元。

制定標準的主要依據是國家的相關文件要求，綜合考慮工業鍋爐實際情況，嚴格落實加速淘汰燃煤小鍋爐的政策，制定較為嚴格的排放限值。小鍋爐改造可選用以下方案：改用燃氣、燃油鍋爐；拆除小型燃煤鍋爐，實施區域集中供熱或并網；在廣大農村地區、小城鎮地區，鼓勵使用生物質成型燃料；使用低硫優質潔凈煤；

實施尾端治理。

近年來，國內的工業鍋爐總數變化不大，但在國家“上大壓小”的節能減排政策的推動下，總蒸發量和單臺平均蒸發量增長較快，總蒸發量和單臺平均蒸發量的增長幅度遠高于臺數的增幅。統計數據顯示：截至2014年底，全國的工業鍋爐總數約62萬臺，其中85%以上為各類燃煤鍋爐，總數約48萬臺，總蒸發量約320萬t/h。

雖然工業鍋爐正向著大容量、高參數、高能效、低排放的方向發展，逐步淘汰了10t/h以下小型鍋爐，但在廣大農村和小城鎮范圍內，仍有相當大的市場，這部分燃煤鍋爐不具備清潔用煤的能力，是影響城市空氣質量的重要原因之一。可以認為，燃煤工業鍋爐造成的環境污染在一定程度上抵消了其他行業在環境質量改善方面作出的努力。如工業鍋爐，無論在燃煤總量上還是污染排放方面，均僅次于火電燃煤，其燃煤能源消耗約占全國煤產量的1/4，遠遠高于鋼鐵、建材、石化等高能耗行業；鍋爐平均運行效率約65%，實際效率低于設計效率，且各類鍋爐已安裝的脫硫脫硝除塵工藝僅能保證滿足舊標準中二類地區的排放限值規定。據估算，2013年工業鍋爐排放的SO2達900萬m3/a。

2）2014年10月29日國家發改委等部委就燃煤鍋爐節能環保綜合提升工程實施方案出臺文件

按照全面整治小型燃煤鍋爐的要求，地級及以上城市建成區禁止新建20噸/時以下的燃煤鍋爐，其他地區原則上不得新建10噸/時及以下的燃煤鍋爐。北京、天津、河北、山西、山東等地區地級及以上城市建成區原則上不得新建燃煤鍋爐。新生產和安裝使用的20噸/時及以上燃煤鍋爐應安裝高效脫硫和高效除塵設施。提升在用燃煤鍋爐脫硫除塵水平，10噸/時及以上的燃煤鍋爐要開展煙氣高效脫硫、除塵改造，積極開展低氮燃燒技術改造示范，實現全面達標排放。大氣污染防治重點控制區域的燃煤鍋爐，要按照國家有關規定達到特別排放限值要求。20噸/時及以上燃煤鍋爐應安裝在線監測裝置，并與當地環保部門聯網。我國是當今世界生產和使用鍋爐最多的國家，“十一五”期間，工業鍋爐行業迎來了規模化發展的契機，并呼應了巨大的市場需求，無論產量、銷售量還是利潤，每年都穩中有升，企業自身的科研投入進一步加大，產品的種類和數量也不斷增加。但是總體看來，由于行業發展的關鍵技術并沒有真正意義上的突破，加之中國制造業同時面臨的匯率問題、用工短缺、外企轉移等外部環境的挑戰和國內宏觀經濟增長放緩等問題，也使得其在“十二五”期間的發展受到影響，已連續兩年出現工業鍋爐產量同比增長率出現負值。

3）《工業領域煤炭清潔高效利用行動計劃》

2015年3月6日，工信部、財政部等發布的《工業領域煤炭清潔高效利用行動計劃》指出，除電力行業外，2012年工業領域煤炭消耗占煤炭消耗總量的46%，達16億噸，其中焦化約占29%、煤化工約占20%、工業鍋爐約占30%、工業爐窯約占16%。以上四個領域煙粉塵、二氧化硫、氮氧化物排放量分別約占全國排放量的36%、45%、24%。

以削減煤炭消耗量、減少污染物排放為目標，以焦化、工業爐窯、煤化工、工業鍋爐等工業用煤為重點，以煤炭消耗量大的城市為載體，結合本地產業實際，充分發揮市場主導作用，加大地方政府組織協調力度，推動轄區內相關企業實施清潔生產技術改造，提升技術裝備水平、優化產品結構、加強產業融合，綜合提升區域煤炭清潔高效利用水平，實現控煤、減煤，防治大氣環境污染，促進區域環境質量改善。

到2017年，實現節約煤炭消耗8000萬噸以上，減少煙塵排放量50萬噸、二氧化硫排放量60萬噸、氮氧化物排放量40萬噸，促進區域環境質量改善。到2020年，力爭節約煤炭消耗1.6億噸以上，減少煙塵排放量100萬噸、二氧化硫排放量120萬噸、氮氧化物排放量80萬噸。

綜上所述，未來工業鍋爐脫硫脫硝行業市場前景廣闊，潛力巨大。

1.1.2 脫硫脫硝產業發展現狀

（1）火電廠脫硫脫硝產業發展現狀

根據中電聯節能環保分會的不完全統計：2014年當年新建投運火電廠煙氣脫硫機組容量約3616.5萬千瓦；截至2014年底，已投運火電廠煙氣脫硫機組容量約7.6億千瓦，占全國現役燃煤機組容量的91.6%。2014年度產業登記的脫硫公司累計投運的火電廠煙氣脫硫機組容量情況見表1。

2014年投運的火電廠煙氣脫硝機組容量約為2.5億千瓦；截至2014年底，已投運的火電廠煙氣脫硝機組容量約6.8億千瓦，占全國現役火電機組容量的74%。

參加2014年度脫硝公司累計投運火電廠煙氣脫硝機組容量情況見表2。

表1 2014年產業登記的脫硫公司累計投運的火電廠煙氣脫硫機組容量情況（按2014年底累計投運的火電廠煙氣脫硫機組容量大小排序）

注：“*”為2013年底的累計數據。

表2 主要環保企業累計投運的火電廠煙氣脫硝機組容量情況（按2014年底累計投運的火電廠煙氣脫硝機組容量大小排序）

注：“*”為2013年底的累計數據。

由于SCR工藝對氮氧化物有高效的去除效果，適用于高標準排放限值的火電行業，一直以來，該技術相關的工藝和設備建設備受火電行業的重視。國內脫硝技術的發展初期全部依靠引進國外SCR關鍵技術和設備的建設方法。近年來，隨著我國煙氣脫硝技術的國產化及產業化自主創新發展全面提速，適應于中國燃煤復雜多樣的SCR技術已在全火電行業迅速推廣。據統計，2013年全行業火電SCR脫硝機組容量達3.26億kW，約占現役機組容量的96.18%，較上一年增加了1.65億kW。

（2）鋼鐵行業脫硫脫硝產業發展現狀

2015年1月1日，經修訂、被定義為“史上最嚴”的《中華人民共和國環境保護法》正式施行。新環保法正式實施后，超標排放等環境違法行為將受到“按日計罰、上不封頂”“治安拘留、刑事責任”等處罰。

同時，從2015年1月1日起，《鋼鐵燒結、球團工業大氣污染物排放標準》等一系列行業新排放標準的緩沖期也將結束，屆時所有鋼鐵企業將執行新建企業污染物排放限值，重點區域的鋼鐵企業還將執行更加嚴格的特別排放限值。因此，2015年1月1日也被鋼鐵業稱為行業環保的“大限”。

通過實地調研了解到的情況是，即使是環保意識較強、設備投入也較高的大鋼廠目前都很難做到100%達標。另外，由于監管不嚴，部分民營小鋼廠出于成本的考慮，執行情況也比較差。按照鋼廠類型來看，大型國有鋼廠基本都能按要求安裝脫硫脫硝除塵等裝置，并能相對比較嚴格地執行環保標準，但一些設備比較老舊的中小型鋼廠卻沒有安裝相關設備。有些已經安裝了脫硫脫硝裝置的鋼廠，出于成本的考慮，也只在環保部門檢查時才運行環保裝置。據了解，噸鋼環保成本約為100元，其中運營成本約為30元/噸。對于已是微利經營的鋼鐵行業而言，安裝脫硫脫硝除塵等裝置是筆不小的成本。因此，除非政策上嚴格推行，否則鋼廠主動執行的積極性不高。據業內專家表示，按照新環保法要求，目前沒有一家鋼鐵企業能夠完全實現達標排放。

燒結、球團是鋼鐵行業污染物排放的主要生產環節，現行的針對該環節的排放標準是環保部于2012年頒布的《鋼鐵燒結、球團工業大氣污染物排放標準》。按照該標準規定，從2012年10月1日起到2014年12月31日止，現有企業執行的大氣污染排放標準，即顆粒物、二氧化硫、氮氧化物排放上限分別為80、600、500毫克/立方米。自2015年1月1日起現有企業，以及2012年10月1日之后新建企業執行的排放標準，即顆粒物、二氧化硫、氮氧化物排放上限分別為50、200、300毫克/立方米。而對于建造在環境承載能力較弱地區的鋼鐵企業，按照規定需要執行更加嚴格的排放限值標準。新《環保法》的“鐵腕”措施主要有：一是違規違法企業如果在法律規定的整改期限內達不到整改目標，將按日連續計罰，上不封頂，這加大了污染企業的違法成本；二是追究企業法人法律責任，對未批先建拒不改正、故意造成嚴重污染事故的違法行為，可給予企業法人治安拘留等處罰。企業環保違規，不但面臨經濟處罰，而且可能帶來企業社會聲譽的損失。近年來燒結機脫硫設施投運情況統計見表3。

表3 近年來燒結機脫硫設施投運情況統計

2014年我國鋼鐵行業燒結機存量約1230臺，總面積達到14.6萬m2以上；其中重點鋼鐵企業有520臺，總面積約9.6萬m2。據推算，2014年我國鋼鐵行業脫硫燒結機面積累計9.87萬m2，意味著鋼鐵燒結機脫硫裝置的安裝率約68%，比上一年提高了10%以上。脫硝基本處于起步階段。

國內的鋼鐵市場存在亂象叢生，不公平競爭現象由來已久，對于環保不達標的鋼企來說，生產相同數量的鋼材所消耗的成本要比那些安裝了環保設施的鋼企低得多，而這些不環保鋼企往往通過低價賣鋼的手段搶占市場份額，同時也攪亂了鋼鐵市場，在鋼企之間大打價格戰，導致最后損失最大的往往是那些環保達標的鋼企。這也嚴重阻礙了鋼鐵行業的健康發展。

近年來，鋼鐵工業大氣污染物排放占總工業污染物的比例迅速增長，鋼鐵行業成為繼火電行業之后的又一大污染性行業。據環保部統計，2013年鋼鐵行業的SO2、NOx和煙（粉）塵排放量分別為200萬噸、54.3萬噸和60.1萬噸，其中SO2排放量占到工業源總排放量的10.5%，僅次于火電行業的排放量。而燒結工序則是這些污染物產生的主要來源，其排放的SO2、NOx和顆粒物等污染物分別占到了鋼鐵企業排放總量的70%、40%和35%以上，也因此成為鋼鐵企業大氣污染防治的一個最重要環節。

在目前已投運的脫硫工藝中，從煙氣脫硫的方法來看，以高效穩定的石灰石-石膏濕法市場占有率最高，循環流化床、氨法、SDA旋轉噴霧法、氧化鎂法和雙堿法技術市場占有率差別不大，即使個別工藝在運行數量上略占優勢，但各工藝的總脫硫面積基本接近。除以上主流工藝外，其他工藝也逐步占據了一定的市場規模，未來是否能夠與主流工藝形成競爭，還需看這類工藝能否充分展示其適用于燒結煙氣的優勢。各種脫硫技術投運面積、噸燒結礦成本及投資估算見表4。

表4 全國各脫硫技術投運面積、噸礦成本及投資估算

注：數據來源于調研及公開資料；由于各工程承攬公司投標不等，投資按平均值估算。

（3）水泥行業脫硫脫硝產業發展現狀

截至2014年底，水泥行業脫硝裝置安裝超過1350條生產線，占生產線總量的80%。

據統計，我國水泥工業顆粒物排放占全國排放量的15%～20%，二氧化硫排放占全國排放量的3%～4%。水泥工業也是我國繼火電廠、機動車之后的第三大NOx排放源。

在環境惡化的背景下，水泥行業排放標準也越加嚴格。2013年12月，環境保護部發布了第3次修訂的《水泥工業大氣污染物排放標準》（GB4915-2013），被業內稱為“史上最嚴標準”。新標準重點提高了顆粒物、NOx的排放控制要求。根據除塵脫硝技術的進步，新標準將顆粒物排放限值由原標準的50mg/m3（水泥窯等熱力設備）、30mg/m3（水泥磨等通風設備）收嚴至30mg/m3、20mg/m3；將NOx排放限值由800mg/m3收嚴到400mg/m3；新標準增加了氨（NH3）和汞（Hg）控制指標。標準規定在使用氨水、尿素等含氨物質作為還原劑去除煙氣中NOx時需執行NH3排放限值。NH3和Hg兩項指標的控制強化了臭味擾民和重金屬污染的防治要求。

據相關統計資料顯示，目前，我國水泥行業90%的企業能實現脫硫達標，60%的企業能滿足顆粒物達標，而僅10%的企業能滿足脫硝達標。新的排放標準于2014年7月1日起實施，水泥企業應該在新標準實施前，提前做好除塵、脫硝等污染治理工作，同時，加強企業自身的社會責任感，不要對治污存有僥幸心理。雖然從目前看加裝運行環保設備會增加企業的生產成本，但比起污染后治理以及污染帶來的健康成本，仍然是小數目，而且，從長遠來看是有利于國家和企業的長遠發展的。

1.2 行業技術進展

1.2.1 嚴格的新排放標準催生了新技術開發應用

燃煤電站方面，為滿足新的排放要求，石灰石-石

膏雙循環煙氣脫硫工藝等具有高脫硫效率的技術迅速得到推廣。

燃燒低硫煤機組排放的SO2濃度＜1000mg/m3，FGD入口SO2濃度在3000～4000mg/m3，一般單塔技術即可滿足≤35mg/m3的排放要求。要求脫硫效率＞98.8%，通過優化吸收塔設計，提高吸收塔液氣比或者增強氣液傳質措施，增加噴淋強度單塔技術也可以滿足≤35mg/m3的排放要求。高硫煤FGD入口SO2濃度＞4000mg/m3，要求脫硫效率在99.2%以上，可采用串聯雙塔雙循環技術，一級吸收塔脫硫效率80%～90%，控制一級吸收塔出口SO2濃度到500～700mg/m3，再利用脫硫效率約95%的二級吸收塔控制SO2排放濃度至35mg/m3以下。

（1） 二級串聯吸收塔石灰石-石膏濕法脫硫工藝

原理為：采用價廉易得的石灰石作為脫硫吸收劑，石灰石小顆粒經磨細成粉狀與水混合攪拌制成吸收漿液。在兩級吸收塔內，吸收漿液分兩次分別與鍋爐煙氣接觸混合，煙氣中的二氧化硫與漿液中的碳酸鈣及鼓入的氧化空氣進行化學反應被脫除，最終反應產物為石膏。脫硫后的煙氣經除霧器除去攜帶的細小液滴，再經換熱器加熱升溫后排入煙囪。脫硫石膏漿液經脫水裝置脫水后回收，脫硫石膏和脫硫廢水經處理后供電廠綜合利用。串塔（雙塔雙循環）方案可以通過控制一、二級吸收塔的pH值實現分區控制：一級吸收塔低pH值運行，利于石膏氧化結晶；二級吸收塔高pH值運行，利于高效脫硫。串聯雙塔雙循環技術的脫硫率可達99.2%以上。

石灰石-石膏濕法脫硫工藝具有脫硫效率高（可達95%～ 98%）、吸收劑利用率高、技術成熟、運行穩定等特點，是目前世界上應用最多的脫硫工藝。

白楊河電廠兩級脫硫吸收塔均采用噴淋塔結構，噴淋塔具有脫硫效率高、系統可靠性和可用率高、系統適應性強等優點，目前運行的噴淋塔對于低、中、高燃煤硫分都有較多成熟的應用案例，國內90%以上的濕法脫硫裝置都是采用的噴淋塔。

（2）吸收塔內增加托盤

對于脫硫，主要是采用脫硫系統改造技術并輔以脫硫添加劑等，可使二氧化硫的排放由100mg/m3進一步降至35mg/m3以下；對于脫硝，主要是進一步改進低氮氧化物燃燒系統，并在SCR脫硝系統中增加一級催化劑，托盤還能提供煙氣均布效果，煙氣進入吸收塔后經過托盤時得到強制均布，能較好地與噴淋層漿液分布匹配。

（3）濕法雙循環脫硫技術

石灰石-石膏濕法單塔/雙塔雙循環技術是在成熟的石灰石-石膏濕法脫硫技術基礎上，經技術攻關掌握的脫硫新技術。濕法雙循環技術是在一座吸收塔內完成了兩次脫硫，適用于脫硫效率要求較高的FGD系統。其主要特點是：煙氣分兩級脫硫，一級循環pH值控制在4.5～5.3之間，有利于石灰石的溶解和石膏的結晶，能夠得到品質很高的石膏；二級循環pH值控制在5.8～6.4之間，能夠在較低液氣比的工況下得到較高的脫硫效率，從而降低能耗；一級循環還可減少煙氣中塵、HCl、HF的含量，有利于二級循環達到高脫硫效率；每個循環獨立控制，易于優化和快速調整，能適應含硫量和負荷的大幅變化；獨立的一級循環漿池和二級循環漿池能夠減小事故漿罐的儲存容積；錐型收集碗能夠均布煙氣流場，提高除霧器除霧效果。雙循環技術使得脫硫系統裝置的脫硫效率達到98%甚至99%以上，突破了脫硫效率只能到97%左右的技術瓶頸，在漿液功能強化原理、功能區雙效疊加原理上實現了創新，具有獨有的技術參數設計、控制原理。

在煙氣入口SO2濃度3000mg/Nm3（燃煤含硫量約1.6%）時，可以實現99%以上的脫硫效率，滿足SO2濃度＜35mg/Nm3的排放要求。解決了重點區域電廠二氧化硫排放濃度不超過50mg/m3標準的行業難題。

（4）超低排放水平的電站鍋爐開始大量出現

為實現PM、SO2和NOx的同時超凈排放，在現有技術的基礎上，降低燃煤火力發電的排放、達到低于燃氣電站的排放標準，對我國環境保護和火力發電的發展具有重要意義。開發高效、低能耗具有自主知識產權的煙氣脫硫、脫硝、除塵以及煙氣深度凈化技術與裝備，成為一些企業技術進步的新趨勢。

煤燃燒生成的三個主要污染物：NOx、SO2及煙塵，從技術經濟角度需要多個設備來脫除，對整個煙氣凈化系統必須進行一體化設計和優化。NOx排放控制的策略：爐內低氮燃燒+煙氣SCR脫硝；SO2排放控制的策略：控制入爐煤硫份 + 濕法脫硫 + 取消回轉式煙氣換熱器（GGH）；煙塵排放控制的策略：干式電除塵器（低低溫、高效電源、分區供電、振打優化等）+濕法脫硫+濕式電除塵器。

燃煤電站鍋爐煙氣排放標準見表5；全國燃煤電廠超低排放機組（不完全統計）情況見表6。

為了達到煙氣超凈排放的技術指標，國電龍源、福

建龍凈、煙臺龍源和國電環保研究院等單位聯合對目前使用的煙氣治理技術進行了整合、優化、統籌考慮，充分發掘各自技術的潛力，發揮各技術的優點并做到關聯技術的互配互補，達到有效利用煙氣資源、實現煙氣綜合治理，從而形成一體化的煙氣治理工藝體系，實現超凈排放的要求。針對煙氣中的PM、SO2、NOx主要污染物以及深度凈化的要求，選用的超凈排放技術流程如圖3所示。

表5 燃煤電站鍋爐煙氣排放標準（mg/Nm3）

圖3 火電廠超凈排放技術流程

針對SO2，主要采用石灰石-石膏濕法雙循環工藝。雙循環技術在一座吸收塔內完成了兩次脫硫，達到了雙塔串聯效果，同時噴淋系統對煙氣的洗滌，實現了對粉塵的脫除。與傳統濕法脫硫工藝相比，在較低液氣比的經濟運行工況下實現SO2超凈排放，并且由于吸收塔持液量降低，“石膏雨”問題也可以得到緩解。雙循環技術研究采用理論分析與工業實驗相互印證的方式展開，通過對比總結，最終形成600MW機組應用的技術示范。

針對NOx，采用等離子超低排放技術和低氮燃燒器結合然后聯合SCR的系統脫除技術：在爐內通過等離子體燃燒技術對部分煤粉進行預處理以及空氣分級燃燒等低氮燃燒的組織形式達到超低氮氧化物生成的效果，將燃燒器出口NOx控制在150mg/Nm3以內，從而減少后續SCR催化劑用量及噴氨量，提高脫硝系統的經濟性。爐外采用精細SCR脫硝技術，通過對噴氨量和噴氨位置的精細調控，反應器的優化設計達到煙氣NOx超低排放的要求，同時研發寬溫催化劑以適應機組負荷波動導致的煙溫變化，以提高SCR系統高效運行時間。研究開發從理論分析、數值模擬出發，通過實驗室實驗、小試實驗、工業實驗，最終優選方案，應用到600MW示范工程。

針對煙氣中的顆粒物，采用的技術路線包括低低溫電除塵和濕式靜電除塵技術。煙氣通過低低溫電除塵脫除大部分粉塵和部分SO3，同時通過煙氣余熱的回收利用，節約電煤消耗，降低煙溫和煙氣量，使后續濕法脫硫節水、提效，同時緩解“石膏雨”現象；然后通過濕式靜電除塵，一方面使得煙氣含塵量達到超凈排放要求，同時對SO3、重金屬、NOx等多污染物協同凈化，并有效減少“石膏雨”；最后通過對脫硫后濕煙道/煙囪進行優化設計，避免冷凝水的卷吸攜帶，根除“石膏雨”。除塵技術開發在理論分析和參數優化的基礎上，通過數值模擬等計算手段，形成關鍵環節的優化方案，并經過工藝實驗驗證和工業驗證，最終形成600MW示范工程的應用。

在綜合各自技術的研發成果和工業實驗的基礎上，統籌考慮污染物脫除效果、經濟性、安全性、穩定性等工程應用要素，形成600MW機組超低排放整體工藝技術體系，并在蚌埠600MW機組上進行工業示范，實現電廠的超低排放。

（5）濕式電除塵技術

2012年新頒布的《火電廠大氣污染物排放標準》（GB 13223-2011）正式實施。燃煤電廠粉塵排放限值由50mg/Nm3加嚴到30mg/Nm3。2013年隨著《關于執行大氣污染物特別排放限值的公告》的實施，進一步將重點地區的粉塵排放限值加嚴到20mg/Nm3。但隨著環境形勢越來越緊迫，有些地區甚至提出了5mg/Nm3的粉塵濃度排放標準。

對于如此嚴的排放限值要求，傳統的電除塵裝置已較難達到，袋式除塵器雖然可以達到此標準，但袋式除塵器一般安裝在濕法脫硫系統前，對從脫硫塔出口的石膏夾帶無能為力，由此濕式電除塵器成為控制粉塵排放濃度的終端處理裝置。

復合式濕式電除塵器原產生于工業硫酸生產過程中的除霧過程，技術已經成熟，應用于濕法脫硫之后的系統中，能夠保證粉塵排放＜5mg/m3，滿足近零排放的標

準。本體阻力≤350Pa；粉塵脫除效率≥80%；SO3脫除率≥75%；霧滴脫除率≥75%。

表6 全國燃煤電廠超低排放機組（不完全統計）

1.2.2 鋼鐵行業脫硫新技術

與2013年相比，鋼鐵行業的多起污染物控制技術沒有明顯的變化。

由于鋼鐵行業燒結過程的特殊工況，脫硫技術的成熟程度無法和規范化的火電脫硫相比，現役燒結煙氣脫硫技術種類多而雜，常規的有石灰石-石膏法、氨法、鎂法、雙堿法、循環流化床法、SDA旋轉噴霧干燥法，目前應用最為廣泛的是石灰石-石膏濕法，但僅占脫硫市場的一半。

經火電行業檢驗多年的煙氣脫硫技術為燒結煙氣脫硫工藝的選擇提供了重要的理論和實踐經驗，發展較為迅速。但煙氣脫硝屬于起步階段，據調研了解，目前鋼鐵行業幾乎沒有安裝真正意義上的煙氣脫硝裝置。

為滿足逐步完善的鋼鐵行業污染物排放標準，“十二五”以來，部分重點鋼鐵企業試探性地向燒結煙氣綜合治理一體化技術方向發展，也有了一定的進展。

寶鋼研究院針對行業燒結煙氣治理的難題，根據燒結煙氣特性，對國內外各種脫硫技術進行了對比分析，研發形成了專門針對燒結（球團）煙氣的一體化濕法治理成套技術， 在脫硫的同時也具有部分削減 NOx、二

英等污染物的效果。太鋼采用的活性炭五位一體吸附工藝：脫硫、脫硝、脫二英、脫重金屬、 除塵。其副產品制備濃硫酸，國內燒結專業為首例。柳鋼采用焦化廢氨水吸收燒結煙氣中SO2的氨－硫銨工藝，通過不斷地改進， 目前系統各工藝參數穩定， 操作控制良好，達到了以廢制廢的目的。攀鋼研究院的研究形成了有機胺法燒結煙氣高效脫硫工藝裝備成套技術，開展了脫硫系統防腐蝕技術研究，運用該成套技術設計建造了攀鋼3號燒結煙氣脫硫系統，投產3天就實現了連續穩定運行，與燒結機同步作業率達到80%以上，脫硫率達到90%以上，日產硫酸70噸，噸硫酸脫硫劑消耗小于10千克，具有十分重要的參考示范價值。

1.2.3 脫硝技術進展

（1） 脫硝還原劑制備技術

目前國內絕大多數的燃煤發電廠都采用SCR脫硝技術，均采用氨作為還原劑，脫硝還原劑制備系統根據氨的來源不同有氨水蒸發、液氨氣化、尿素制氨（尿素水解、尿素熱解）三種制備技術。由于新研發的尿素水解制氨技術的高安全性、低運行成本和可公用性，在北京國電龍源環保、東方鍋爐環保、上海龍凈環保、國電環境保護研究院等環保工程公司的工程項目中得到了廣泛使用。成都銳思環保技術股份有限公司于2011年6月成功研發該項技術并通過鑒定，目前全國有60套尿素水解制氨設備用于電廠脫硝項目，其中80%為該公司設計供貨。

（2）廢棄脫硝催化劑再生與回收技術

針對脫硝催化劑大量使用的狀況和催化劑壽命的預期，我國將面臨廢棄脫硝催化劑的合理處置問題，為此國家鼓勵了一系列的廢棄脫硝催化劑再生及回收技術研發項目。目前，國電集團已完成了脫硝催化劑再生關鍵技術研究：形成了一套可靠、穩定的再生工藝路線，再生后催化劑性能符合重新使用的要求；根據廢棄脫硝催化劑中毒程度和失活原因的不同，對廢棄脫硝催化劑實施了不同的再生處理手段，再生后催化劑的脫硝活性為新催化劑的90%以上；磨損強度和機械強度分別為新催化劑的87.95%和88.90%；SO2氧化率等性能指標與新催化劑接近。

面對每年即將產生的10萬～20萬立方米廢棄脫硝催化劑，如何處置是行業內外共同面對的嚴峻問題。一些企業紛紛推出了自己的廢脫硝催化劑再生技術并已經取得了應用業績，但這些工藝一般都是大同小異。典型的廢棄脫硝催化劑再生流程見圖4。

圖4 典型的廢棄脫硝催化劑再生流程

廢棄脫硝催化劑回收技術也有了一定的進展，國內部分環保骨干企業已經形成了濕法回收催化劑中金屬元素的工藝路線：針對不具有可再生價值的廢棄脫硝催化劑，研究了從其中提取釩、鎢、鈦氧化物的資源化利用技術；形成了一條成熟的脫硝催化劑回收工藝路線，按照回收工藝可以回收廢棄催化劑中90%的鎢，產物以鎢酸鈣形式計算純度在90%以上，其中三氧化鎢含量在76%以上；兩次提取后釩的分離率可以達到75%，提取液可以多次重復使用；鈦以鈦酸鈉形式回集，回收率可達95%。

廢棄脫硝催化劑再生與回收技術是具有創新性和巨大的市場應用前景的技術，該項技術也成為各催化劑生產廠的研究熱點。

2 2014年行業發展特點及重要動態

2.1 燃煤電廠超低排放成為新常態

2.1.1 環保連發“三道金牌”，特別排放限值催生“超低排放”

目前，我國環境污染嚴重，霧霾天氣頻現，國家對火電企業環保政策層層加碼、日趨嚴苛。2014年4月，環保部要求京津冀所有火電廠年底前完成大氣污染物特別排放限值改造；7月1日，國家要求火電企業全面實施“史上最嚴厲”的新版《火電廠大氣污染物排放標準》；9月17日，《煤電節能減排升級與改造行動計劃2014～2020》，要求全國新建煤機平均供電煤耗低于300克/千瓦時，大氣污染物排放濃度基本達到燃氣機排放限值。

（1）國華電力和浙能集團首創煤電煙氣超低排放先河，超低排放儼然成為國內煤電發展“新常態”

超低排放或超清潔排放，是指燃煤機組在完成改造之后的煙氣排放達到天然氣機組標準，即二氧化硫不超

過35毫克/立方米、氮氧化物不超過50毫克/立方米、煙塵不超過5毫克/立方米。2014年7月，被稱為“史上最嚴”的火電大氣污染排放新標準開始執行。為了企業的發展和生存，在環保壓力巨大的地方政府的支持下，一些煤電企業開始探路天然氣標準的超低排放，試圖擺脫燃煤行業“黑老粗”的印象。國內煤電行業掀起了一場煤電清潔改造的熱潮。

2014年5月3 0日13 時45分，我國首套煙氣超低排放裝置在浙能嘉興發電廠8號機組投入運行。2014年6月25日神華集團國華舟山電廠4號35萬千瓦國產超臨界燃煤發電機組投運，標志著國內首臺新建的“近零排放”燃煤發電機組順利投入商業運行。

幾乎與此同時，華潤電力廣州熱電1號機組（華潤電力稱“超潔凈排放”）、神華國神大港電廠4臺機組（國神集團 稱“趨零排放”）、華電集團石家莊裕華熱電1號機組（華電集團稱“超凈排放”）也相繼投運（根據2015年“兩會”政府工作報告，以上各種不同稱呼一律改稱為“超低排放”）。

在舟山電廠4號新建超低排放機組投產后，神華集團國華電力公司宣布，新建燃煤機組都將使用這一技術，新建電廠全部實現“超低排放”，同時，在2017年前對大部分已投產機組進行“超低排放”技術改造。

浙能集團也計劃在2016年年底前完成所屬60萬千瓦及以上機組的改造工作，2017年年底前完成30萬千瓦機組改造工作，從而實現集團燃煤機組超低排放全覆蓋。預計全部改造工程總投資將達到50億元。

煤電清潔、高效環保改造儼然成為國內煤電發展“新常態”。據悉，五大發電集團對其燃煤電廠的“超低排放”都提出了改造規劃和明確的工作目標。

五大發電集團已經相繼在東部發達地區部署超低排放戰略。浙江、江蘇、廣東與山東，近期也紛紛探路燃煤電廠超低排放改造，隨著一個個超低排放電廠的誕生，各大企業進入了爭先恐后的狀態，超低排放的燃煤電廠儼然代表了燃煤電廠的未來。一度被指為霧霾元兇的燃煤發電行業，已經踏入一個“超低排放時代”。

2014年7月16日，江蘇省內首臺套煤機“超低排放”環保改造機組在國電江陰蘇龍熱電有限公司正式投運。

2014年7月21日，華東地區最大火力發電廠——浙能嘉興電廠兩臺百萬千瓦燃煤機組超低排放技術改造項目通過國家權威機構檢測認定，該機組發電主要污染物排放量能與天然氣機組相媲美，達到了國際先進水平，開啟了煤電清潔時代。

廣州恒運集團是廣州市第二大發電企業。2014年7月，該集團剛剛完成“超潔凈”改造的燃煤9號機組正式投入運行。根據第三方環境監測現場取樣數據，三項主要污染物：氮氧化物、二氧化硫及煙塵的排放值分別為4毫克/立方米、25毫克/立方米、1.94毫克/立方米，均優于燃氣機組污染物限值。

2014年9月17日11時17分，我國首家“超低排放”電廠——浙能六橫電廠2號機組圓滿通過168小時連續滿負荷試運行，正式移交生產，該電廠1號機組已于2014年7月10日投入商業運行。至此，浙能六橫電廠一期工程全面建成投產發電，這標志著浙能集團大力推進“清潔化戰略”再上一新臺階，更為浙江海洋經濟和舟山群島新區建設增添了新的動力。

2014年9月11日，華能淄博白楊河發電有限公司6號機組總排口廢氣通過山東省環境監測中心站監測，數據完全達到超低排放標準。

2014年9月，中國華電集團公司重大科技攻關項目—河北華電石家莊裕華熱電有限公司1號機組環保“超低排放”技術改造項目竣工并完成順利投產。這是華電集團投運的首臺“超低排放”燃煤機組，也是河北省南部電網投運的首臺“超低排放”機組。

（2）各地方政府紛紛出手，“超低排放”寫入總理政府工作報告

2015年“兩會”政府工作報告中也提到了“超低排放”：推動燃煤電廠超低排放改造，促進重點區域煤炭消費零增長。

2014年以來，在發電行業爭先恐后進行超低排放改造時，一些地方政府也開始大力推廣煤電“超低排放”改造。從全國的情況來看，火電“超低排放”改造之風正由浙江、廣東、江蘇、山東、河北、山西等省份迅速向全國蔓延。江蘇、安徽、浙江、山西、廣州、河北、河南等省市的地方政府紛紛出臺“超低排放”政策。

2015年2月5日，浙江省經信委在嘉興召開全省燃煤機組清潔排放技術裝備現場會上提出：“大幅減少發電行業大氣污染物排放，促進霧霾治理，推進‘兩美’浙江建設，力爭在2017年前完成所有燃煤機組的清潔排放改造工作。”

3月10日，河北省燃煤電廠超低排放升級改造專項行動全面啟動，提出在2015年底前，河北省燃煤電廠全部實現超低排放，否則堅決予以關停。在啟動會上，燃煤

電廠部分代表簽署了企業環境管理自律承諾書。

3月11日，山西省人民政府辦公廳印發《關于進一步加快推進全省燃煤發電機組超低排放改造工作的通知》，決定進一步加快推進山西全省燃煤發電機組超低排放改造工作，要求山西現役單機30萬千瓦及以上燃煤機組要在確保正常電力生產供應的同時，按照區域分布、錯峰改造科學合理安排改造工作，全部完成超低排放改造的時限由2020年提前至2017年底。

超低排放機組誕生后，呼吁國家對實現超低排放的燃煤機組給予相應補貼政策的呼聲不絕于耳。

2015年1月1 5日，國家發展改革委、工信部、財政部、環保部、統計局和能源局六部委聯合印發的《重點地區煤炭消費減量替代管理暫行辦法》（發改環資〔2010〕2984號）提出，適當提高能效和環保指標領先機組的利用小時數。燃煤機組排放基本達到燃氣輪機組排放限值的，應適當增加其下一年度上網電量。業內人士認為，這是國家層面首次對排放基本達到燃氣輪機組排放限值的燃煤機組做出的實質性鼓勵。其實，在地方政府層面，各種鼓勵政策早已陸續出臺。

2014年11月20日，江蘇省環保廳召開新聞發布會，宣布將在全國范圍內率先出臺燃煤發電機組超低排放環保電價政策。據悉，江蘇省分別于2007年、2012年、2013年實施了脫硫、脫硝、除塵環保電價，并于2014年10月出臺規定，達到燃氣發電機組排放限值的燃煤機組實行電價加價政策，暫定超低排放環保電價為每千瓦時1分錢。

為推動統調燃煤機組清潔排放改造，浙江省經信委計劃自2014年開始，對達到清潔排放的機組獎勵200小時的發電時間，以促進清潔排放機組多發電；浙江省經信委、省環保廳聯合制定《浙江省統調燃煤發電機組新一輪脫硫脫硝及除塵改造管理考核辦法》，對清潔排放改造項目實施、生產運行以及監督考核等方面進行了嚴格規范和要求；浙江省物價局也出臺了清潔排放補貼電價政策。

為了鼓勵企業進行現役燃煤發電機組超低排放改造，山西省將從資金、電量獎勵以及產業支持等方面給予支持。山西省決定對現役機組一次性改造投資給予的資金支持由5%～10%加大為10%～30%，所需資金由山西省財政預算資金安排。為鼓勵現役機組盡快實施改造，對2015年完成改造的補助30%，2016年完成改造的補助20%，2017年完成改造的補助10%。而對于到2017年底仍未完成改造、達不到超低排放標準的30萬千瓦及以上燃煤發電機組，山西省將一律予以關停。山東省環保廳副廳長謝鋒表示，要在全省積極推廣燃煤機組（鍋爐）超低排放技術，現役燃煤火電機組要按照要求進行升級改造，達到超低排放限值要求；城區和近郊燃煤供熱鍋爐要按照第二時段標準限值配套治污設施，確保穩定達標排放并安裝在線監控裝置；農村地區燃煤鍋爐應選用環保型鍋爐和低硫低灰分煤，改變當前粗放的煤炭利用方式。

（3）國家層面政策出手《煤電節能減排升級計劃》

在國內超低排放持續升溫的大背景下，2014年9月12日國家發展改革委、環保部和國家能源局三部委下發了《煤電節能減排升級與改造行動計劃（2014～2020年）》的通知，目標是：全國新建燃煤發電機組平均供電煤耗低于300克標準煤/千瓦時（以下簡稱“克/千瓦時”）；東部地區新建燃煤發電機組大氣污染物排放濃度基本達到燃氣輪機組排放限值，中部地區新建機組原則上接近或達到燃氣輪機組排放限值，鼓勵西部地區新建機組接近或達到燃氣輪機組排放限值。

到2020年，現役燃煤發電機組改造后平均供電煤耗低于310克/千瓦時，其中現役60萬千瓦及以上機組（除空冷機組外）改造后平均供電煤耗低于300克/千瓦時。東部地區現役30萬千瓦及以上公用燃煤發電機組、10萬千瓦及以上自備燃煤發電機組以及其他有條件的燃煤發電機組，改造后大氣污染物排放濃度基本達到燃氣輪機組排放限值。

在執行更嚴格能效環保標準的前提下，到2020年力爭使煤炭占一次能源消費比重下降到62%以下，電煤占煤炭消費比重提高到60%以上。

（4）科技部給予項目支持

國家科技支撐計劃2015年10月以科技支撐項目批準支持了《大型燃煤電站超凈排放控制關鍵技術及工程示范》，項目由中國國電集團公司作為負責組織單位，國電科技環保集團股份有限公司、中國神華能源股份有限公司國華電力分公司分別組織實施。依托工程是國電蚌埠電廠600MW和國華徐州發電有限公司1000MW機組，目標是在60萬千瓦及以上等級燃煤機組上進行示范應用，實現燃煤電廠煙氣污染物排放達到現行燃氣輪機發電機組排放水平（PM＜4.5mg/Nm3、SO2＜20mg/Nm3、NO2＜30mg/Nm3），集成開發NOx、SO2、PM2.5高效脫除控制關鍵技術。

2.1.2 電力脫硫脫硝產業其它值得關注的重點

1）燃煤電廠仍然是脫硫脫硝重點和領軍行業，根據權威估計（金融時報專家），我國在2020年以前，仍然需要新建2.48億千瓦燃煤機組，平均每年投產4000萬千瓦；2）燃煤電站超低排放形成風氣。 據了解，各大發電集團均推出了自己的部分機組超低排放或近零排放的計劃；3）2015年起，汞的排放將納入國家的監管，需要引起注意和觀察；4）廢棄脫硝催化劑即將被國家納入危險廢棄物進行管理，將引起行業的變化值得關注；5）脫硫廢水的零排放已經引起重視，多個電廠實行了廢水零排放。

2.2 脫硫脫硝市場向非電行業拓展，工業鍋爐是重點

非電行業將成為脫硫脫硝的重點，鋼鐵、水泥、爐窯等會加強監管，進一步嚴格修訂排放標準，出臺工業鍋爐等標準，嚴格監管。改變工業鍋爐燃煤規模小、效率低、污染嚴重的狀況，實現工業鍋爐的規模化集中燃燒、集中排放、集中處理，調整能源結構，盡可能實現煤改氣。

鼓勵具有清潔煤炭利用能力的行業多使用煤炭，限制煤炭的隨意使用。

由于我國火電脫硫建設高峰已過，且火電行業二氧化硫排放量所占比重逐年下滑，另考慮到國家宏觀調控和節能減排政策的影響，2014年脫硫脫硝行業市場規模持續增長，脫硫脫硝公司以電力行業為主要服務對象的局面基本沒有改變。脫硫行業集中程度較高，無法搶占大型火電脫硫脫硝項目的公司將注意力轉向鋼鐵燒結煙氣脫硫行業；脫硝行業方面，火電脫硝改造以高效的SCR工藝為主，水泥生產線脫硝改造以成本較低的SNCR工藝為主，但均成為未來脫硝工作的整治重點。電力脫硫脫硝建設一直以來是行業市場的主體，但非電行業脫硫脫硝市場規模也正在逐年擴大，據統計，截至目前僅鋼鐵和水泥脫硫脫硝市場的總投資額已達約150億元，這些項目基本是“十一五”后期開始執行的，未來還有很大的市場空間。

2.3 火電廠污染物第三方治理

2015年1月14日，國務院辦公廳印發了《關于推行環境污染第三方治理的意見》（簡稱《意見》）。推行環境污染第三方治理，走市場化、專業化、產業化之路。環境污染第三方治理是排污者通過繳納或按合同約定支付費用，委托環境服務公司進行污染治理的新模式。第三方治理的基本原則是污染者付費、市場化運作和政府引導。《意見》提出，以環境公用設施、工業園區等領域為重點，以市場化、專業化、產業化為導向，健全統一規范、競爭有序、監管有力的第三方治理市場，推動建立排污者付費、第三方治理的治污新機制。

《意見》提出的亮點：1）治污與監管分開，權責分明。提出“改革投資運營模式”，采取投資、運營、建設與監管分開，形成權責明確的有效制約機制；但在具體執行細則上仍需出臺相關政策配套執行。2）鼓勵綜合環境治理，打破以項目為單位的分散運營模式，形成整體設計、模塊化建設和一體化運營。3）首次提出把環境修復納入治理范圍，建議采用環境績效合同服務模式引入第三方治理。4）提出實施限期第三方治理。對部分特殊行業以及被環保部責令限制生產整頓而不自治的企業實行限期委托第三方治理。

（1）已簽訂火電廠煙氣脫硫脫硝特許經營合同相關信息

截至2014年底，已簽訂火電廠煙氣脫硫特許經營合同的機組容量1.17億千瓦，其中，9636.5萬千瓦機組已按照特許經營模式運營。已簽訂火電廠煙氣脫硝特許經營合同的機組容量為1970萬千瓦，其中，1397萬千瓦機組已按特許經營模式投入運營。

截至2014年底，已簽訂火電廠煙氣脫硫特許經營合同的機組容量情況見表7；已簽訂火電廠煙氣脫硝特許經營合同的機組容量情況見表8。

（2）火電廠煙氣脫硫脫硝委托運營相關信息

截至2014年底，已簽訂火電廠煙氣脫硫委托運營合同的機組容量約2130萬千瓦；已簽訂火電廠煙氣脫硝特許經營合同的機組容量為691萬千瓦。

截至2014年底，已簽訂火電廠煙氣脫硫委托運營合同的機組容量情況見表9；已簽訂火電廠煙氣脫硝委托運營合同的機組容量情況見表10。

3 脫硫脫硝行業存在的主要問題

3.1 火電廠煙氣脫硫脫硝領域

3.1.1 關于煤電超低排放的爭議

燃煤電廠大氣污染物“超低排放”是否科學在其誕生時曾經飽受爭議。

根據環保部公布的數據，為了達到超低排放，脫硫改造成本為100～150元/千瓦，脫硝改造成本為100～150元/千瓦，除塵改造成本為50～100元/千瓦，對龐大的火電規模而言，改造費用是十分驚人的。

表7 已簽訂火電廠煙氣脫硫特許經營合同的機組容量情況（按2014年底累計簽訂火電廠煙氣脫硫特許經營合同的機組容量大小排序）

表8 已簽訂火電廠煙氣脫硝特許經營合同的機組容量情況（按2014年底累計簽訂火電廠煙氣脫硝特許經營合同的機組容量大小排序）

不可否認，超低排放具有積極的發展意義，有助于減少污染物排放、改善大氣環境質量。刺激企業加大在脫硫、脫硝和優化燃燒等新技術上的研發，倒逼企業引入新技術和環保設備，以更先進的技術和設備實現污染物排放量的降低，不斷提升自身治理水平，有助于推動形成企業盡責的社會氛圍。實行超低排放是企業履行社會責任的需要，也是企業履職盡責姿態的表達。

此外，煤電超低排放比煤改氣有優勢，若將燃煤鍋爐改成燃氣鍋爐，由于燃料不同造成的結構形式完全不同，需對鍋爐進行更換，工程改造投資成本不算，僅發電成本為1.0836元/千瓦時。遠遠高于煤電。

表10 已簽訂火電廠煙氣脫硝委托運營合同的機組容量情況（按2014年底累計簽訂火電廠煙氣脫硝委托運營合同的機組容量大小排序）

實現超低排放，技術不是問題，推廣的核心在于投入的性價比。

超低排放或近零排放環境經濟效益不明顯。環境效益可以從排放總量減少和環境質量改善兩個方面來分析。兩臺600MW機組，“近零排放”比起特別排放限值要求，3項污染物合計可多脫除0.47個百分點。考慮到電廠高架源排放對環境影響要小的特點，多脫除的部分對環境質量改善作用輕微。目前脫除3項污染物的綜合環保電價為2.7分/千瓦時，實現“近零排放”的環保成本在原有電價的基礎上增加1～2分/千瓦時，多脫除的污染物平均成本為34～68元/千克，遠高于全社會平均治理成本。

從綜合效益方面看，主要從環保系統對資源、能源消耗方面和對機組的可靠性影響方面進行分析。“近零排放”增加了更多的環保設備，系統阻力增大、能耗水平提高、設施整體技術可靠性降低。如，脫硫設施需要設計更多層的吸收塔噴淋層甚至需要吸收塔串聯或并聯，脫硝設施需加裝三層催化劑甚至在爐內再加裝SNCR，除塵方面必須加裝濕式電除塵器等。

目前主流的超低排放技術路線如圖5所示。

圖5 主流的超低排放技術路線

與傳統的火電煙氣流程相比，在保證煤質的條件下，強化了濕法脫硫（雙塔及增加噴淋強度）和SCR效率（加安裝脫硝催化劑），提高了脫硫脫硝效率；此外，顯著的特點是增加了低低溫電除塵和尾部增加了濕式電除塵（濕電），濕電可以去除煙氣中的含量較低的微顆粒及小水滴，從而實現低的排放濃度。

因此僅僅從經濟方面考慮，超低排放無利可圖，也無法大面積推廣。王志軒的文章認為，有的企業是為了獲得對企業當前或者未來發展有利的新的煤電項目的審批，有的是為了現有煤電的生存，以防止過度關停還處于“青壯年”且有良好效益的煤電機組，有的是害怕政府讓企業實施燃氣替代煤電從而付出比“近零排放”高出約數十倍的成本，還有的是因為種種原因與地方政府達成某種協議。

非常明顯，企業主動實施超低排放并非僅僅是社會效益和環保公益行動，眾所周知，五大發電集團及神華等大型電力企業之間的競爭是非常激烈的，特別是在我國將面臨煤炭消費總量限制的背景下，競爭的最大目標是新建、擴建燃煤電廠，畢竟這才是電力企業主要利潤的來源。如果因為超低排放而獲得競爭優勢，那么超低排放將很可能擴展到全國。

另一方面，在我國超低排放目前已經成為了政治問題，經濟因素淡化了，地方政府應對環保問題的抓手并不多，雖然電力行業已經不是污染大戶，但畢竟還有環保的空間可以挖掘，因而在地方政府的強力推動下，超低排放還將持續。

國家環保部科技標準司長熊躍輝指出，借超低排放大上燃煤電廠是不理智、不科學的，從長遠來看也是有害的。因為煤炭存在大量的環境外部成本，如果把這些外部成本都加到成本里去，煤炭的經濟優勢將不復存在。環境保護部環境規劃院一份研究報告指出，就煤炭的外部成本而言，生產領域包括廢水處理、煤矸石占地、生態系統破壞等外部成本是67.68元/噸煤；運輸造成的拋灑、揚塵、港口污染等外部成本是52.04元/噸煤；使用過程中造成的身體健康危害和環境治理等外部成本是85.04元/噸煤，總數加起來是204.76元/噸煤。“如果把這些外部成本加入，燃煤發電的經濟優勢將蕩然無存。”

3.1.2 即將到來的電力體制改革

電力市場化改革是對現有電力行業體制機制的一場革命，將完全顛覆現有的電力市場格局，對發電企業經營工作將帶來全方位的深層次影響。電力市場化改革特點：電網作為公用設施，發電企業競價上網，取消標桿電價和環保電價補貼。改革后電廠經營方式將徹底改變；電廠經營難度會大大增加；電廠經營風險將急劇加大；經營效益會明顯降低；經營狀況會出現分化。而這一切都將會傳導到發電輔機的環保裝置的建設和運營。

目前的電力市場普遍供大于求，市場競爭必將導致上網電價出現較大程度降低，交易價格將會通過市場調節與燃料及環保裝置的建設和運營價格來確定。如果電力體制改革實施，通過競價上網而不對環保部分給予特別補貼，環保裝置將卷入整個電廠的競價上網過程中，預計燃煤電廠超低排放將逐步停止，已經建成的超低排放裝置將按環保排放標準運行以降低運行費用，火電廠環保裝置的建成和運營費用將進一步降低。

3.1.3 火電廠煙氣脫硫

（1）“石膏雨”問題

“石膏雨”問題仍然是火電行業脫硫機組的普遍性問題，我國90%現役300MW機組采用的是石灰石-石膏濕法煙氣脫硫技術，但該技術自取消GGH裝置后便引發了“石膏雨”問題。據現場觀測，在煙囪下風向800m的范圍內可明顯察覺到“石膏雨”沉降。當機組運行負荷高、環境溫度降低時，“石膏雨”現象尤為嚴重。沉降的小液滴呈酸性，含有一定量未脫除完全的SO2、SO3及石膏漿液等，對電廠及周邊環境會造成二次污染，影響周邊居民的生活環境。

除了對外部環境產生二次污染外，“石膏雨”問題對脫硫系統的影響也引起了電力行業的重視。主要是對除霧器的影響，“石膏雨”問題嚴重時會引發除霧器的堵塞停運，并增大煙道腐蝕事件的概率，更有甚者將可能造成除霧器的坍塌。

除霧器是濕法脫硫系統中的關鍵設備，其性能直接影響到濕法洗滌煙氣脫硫系統能否連續可靠運行。一旦除霧器出現故障，就可能會使脫硫系統被迫停止運行。更換除霧器將嚴重影響脫硫設施的運行穩定性，也不利于電廠發電機組的達標排放運行。

（2）脫硫廢水面臨零排放的壓力

石灰石-石膏濕法是目前國內大型燃煤電廠鍋爐煙氣脫硫的主流技術，為控制脫硫漿液中Cl-濃度或平衡其他離子濃度，必須定期排出部分經過石膏水力旋流站濃縮所得的溢流液，即脫硫廢水，因廢水中含有從煙氣中吸收過來并逐步濃縮的大量溶解鹽、固體懸浮物及少量氟離子、重金屬離子等有害污染物，不能直接排放。

目前脫硫廢水的處理方法主要是通過加藥凝聚澄清去除固體懸浮物、氟離子、重金屬離子等有害污染物，調整pH，減低COD。這種常規脫硫廢水處理方法的處理效果有限，但由于環境排放標準、技術處理手段、投資等多方面的因素，目前的脫硫廢水處理未對廢水中的大量溶解鹽進行處理。

隨著人們生活水平的提高及對水體污染了解的深入，國內外對水體污染的控制標準也越來越嚴，盡管國內現行的《污水綜合排放標準》（GB8978-1996）未對含鹽量（溶解固形物、氯化物、硫酸鹽）提出控制指標，但目前許多省市已出臺了明確的污水含鹽量（溶解固形物、氯化物、硫酸鹽）排放控制標準。目前許多地方環保局不允許進行常規處理的脫硫廢水外排也是有法可依的。

目前各電廠對全廠水務管理日益嚴格，外排廢水日益減少，不可回用的脫硫廢水的稀釋水減少，不降低含鹽量的外排脫硫廢水的直接危害將日益凸現。同時由于很多電廠將全廠的工業廢水、生活廢水、中水等廢水作為脫硫系統的補充水，這將使得需處理的脫硫廢水量增大許多倍，不降低含鹽量的外排脫硫廢水對水體的直接危害也將更加嚴重。

隨著《火電廠大氣污染物排放標準》的實施，國內絕大部分火力發電廠將建設煙氣脫硝工程，煙氣脫硝系統中允許的氨逃逸現象也將使脫硫廢水中氨氮含量超標，部分氨氮亦會出現在脫硫廢水中。外排的高鹽脫硫廢水的危害主要體現在：1）腐蝕金屬管道和設備，影響廢水輸送和處理設施壽命；2）沖擊污水生化處理系統，致使污水處理設施不能正常運行；3）影響中水的進一步回用；4）影響水體生態環境，引起土壤鹽漬化，污染地下水。這基本決定了高鹽脫硫廢水的不可復用性（部分電廠采用排入水沖灰、渣系統和干灰調濕等措施，但這些措施的局限性很大且干灰調濕吸納不了太多廢水量）和不允許排放性。

隨著“水十條”的頒布和可預期新的水污染排放標準的提高，高含鹽含氨（脫硝氨逃逸）的脫硫廢水的零排放將會日益緊迫。

北京國電龍源環保工程有限公司、成都銳思環保技術股份有限公司、國電金堂電廠正在實施大型燃煤電廠脫硫廢水零排放技術研究（國電集團2014年重點科技項目）。國電新能源研究院、成都銳思環保技術股份有限公司、北京國電龍源環保工程有限公司正在準備實施全廠廢水零排放的示范工程。

3.1.4 火電廠煙氣脫硝

（1）催化劑磨損

部分投運的脫硝催化劑磨損的主要原因有：1）催化劑孔內流速過高，普遍在7m/s以上，個別超過8m/s，催化劑不耐磨；2）煙氣粉塵濃度高，超過30～40g/m3的較多，煤質惡劣，人為的因素多；3）流場問題，流場模擬技術水平低。

（2）電站鍋爐低負荷基本不脫硝問題突出

由于煤種和催化劑設計的原因，噴氨設計溫度較高，因此在鍋爐低負荷煙氣溫度降低時，不噴氨不脫硝。主要原因是煙氣含硫分高，為防止SO3與氨生成硫酸氫銨沉積堵塞下游設備。當發電機組不能滿負荷運行或處于低負荷運行時，煙氣溫度不能夠達到最佳噴氨溫度，也就不能使SCR脫硝催化劑達到最佳NOx轉化率，為保證全煙氣脫硫脫硝的要求，脫硝系統持續低效率運行造成了脫硝裝置的浪費。因此，該問題也是完善火電脫硫脫硝系統化的問題之一。

（3）廢棄催化劑處理問題

近年來，燃煤電廠煙氣脫硝裝置的迅猛增加，導致了脫硝催化劑市場需求量和在線運行量的爆發式增長。根據中國電力企業聯合會的估計，預計“十二五”末，運行脫硝裝置的火電機組將達到7億千瓦，55萬～60萬立方米脫硝催化劑在線運行；“十三五”以后，將有10億千瓦火電裝機容量安裝脫硝裝置，80萬～90萬立方米脫硝催化劑在線運行。因脫硝催化劑的使用壽命一般為3年，按照脫硝催化劑的運行更換規律，預計從2014年開始失效的脫硝催化劑將大量被淘汰，并逐年增加，預計在2020年以后廢棄脫硝催化劑量穩定在20萬～25萬立方米/年。

由于脫硝催化劑含有五氧化二釩、三氧化鎢等重金屬成分，屬于國家認定的危險廢棄物，且目前國內尚無處理經驗，因此，每年淘汰的如此大量的廢棄催化劑如不進行妥善處置，勢必對環境造成嚴重的二次污染，同時也會造成催化劑中貴重金屬資源的流失。國內很多企業紛紛研發或引進了脫硝催化劑再生技術，形成了新一輪的競爭。

由于廢脫硝催化劑被定義危險廢物，目前國內所有企業都沒有廢脫硝催化劑的危險廢棄物處置許可證。市場上流傳廣東省一家企業持有許可證，經過了解，該企業是國家非催化劑處置政策出臺前拿到了一個多種廢棄

物（含脫硝催化劑）處理的許可證，且不是危險廢物處理許可證。按照環保部的規定，目前市場上的廢脫硝催化劑處置企業都屬于無證經營。因各地方政府普遍比較慎重，一般程序是廢催化劑處置建設項目實行環評-建設-試生產-三廢驗收合格-申領許可證，所以許可證發放周期相當漫長。為了經營需求，各企業各顯神通，在裝置建設完成后，紛紛從地方政府要到了允許試生產的公文，或要求地方政府出具許可證正在申辦的公文，以作為合法經營的依據。相關企業危廢許可證申領現狀見表11。

表11 危廢處置許可證申領情況

（4）SCR催化劑產能嚴重過剩

2014年，各催化劑廠紛紛擴建。據不完全統計，2014年底國內脫硝催化劑總產能超過65萬立方米/年，2015年，國內煙氣脫硝的需求高峰將下降50%以上，2015年后，國內的SCR脫硝裝置基本改造完畢。國內脫硝催化劑的需求將進入更換 + 新建的局面，每年新建 + 改造的脫硝機組難以超過7000萬千瓦，即使加上更換的需求數量，每年燃煤電站行業脫硝催化劑的需求也難以超過30萬立方米，2015年以后非電行業的市場需求也不樂觀。在“十二五”以后，國內脫硝催化劑將面臨嚴重的供過于求局面。目前主要催化劑生產廠家及產能情況見表12。

3.2 非電行業脫硫脫硝發展存在的主要問題

3.2.1 鋼鐵行業環保裝置的投運率和達標率

目前我國的鋼鐵行業多數已安裝了脫硫裝置，但因環保執法力度不夠，很多企業的環保裝置基本不投運。

（1）部分企業對燒結煙氣脫硫的情況不了解，認為其原理、工藝、設計、維護非常簡單，忽視承建單位的工程能力，選擇報價明顯偏低的脫硫公司或者在其它領域合作過的環保公司，建設的脫硫工程低價低質，難以長期穩定運行。

表12 主要催化劑生產廠家及產能情況（按2014年底催化劑生產廠家催化劑產能大小排序）

（2）部分鋼鐵企業認為燒結煙氣和燃煤電廠煙氣特點差異很大，十分復雜，因此排斥在燃煤電廠煙氣脫硫領域有大量成功工程經驗的承建單位。

（3）部分脫硫公司缺乏實際脫硫工程經驗，在技術交流時經常強調其工藝的先進性，但往往在裝置實際建設和運行維護過程中，由于經驗不足，導致系統難以正常運行。鋼鐵企業在選擇脫硫技術時，也常常忽視脫硫公司的工程設計能力和工程建設經驗，缺乏實際運行維護經驗，使部分裝置長期無法正常投入運行。

（4）脫硫副產物利用情況較差，主要由于燒結煙氣中成分復雜，含有重金屬、二英、HCl、HF等多種污染物，導致副產物品質較低，無法資源化利用。

3.2.2 水泥脫硝行業發展存在的主要問題

從水泥行業目前的現狀來看：

（1）單純依靠重點減排工程很難實現“十二五”的減排目標；

（2）雖然有了嚴格的污染物排放限值，但相應的監管機制還不完善；

（3）SNCR技術在水泥行業脫硝應用廣泛，但脫硝效率不高，同時還存在氨逃逸的隱患。考慮到長遠的減排要求，SNCR技術還需要進一步地改進和完善。

3.2.3 工業鍋爐脫硫脫硝行業的問題

（1）穩定運行能力差，且工業鍋爐自控水平較低，給脫硫脫硝系統的運行帶來很大影響。燃煤工業鍋爐仍以鏈

條爐排鍋爐為主，往復爐排鍋爐次之，成熟的循環流化床鍋爐比例有限；另外，中小型鍋爐的數量多，不集中，投資脫硫脫硝的費用和后期的運行費用往往要高于原先的鍋爐費用，鍋爐企業脫硫脫硝改造積極性不高。

（2）工業鍋爐脫硫脫硝行業準入門檻較低，部分不具備脫硫能力的環保公司誤導工業鍋爐企業，以低價誘導鍋爐企業誤判鍋爐環保改造的難度。中標后，以降低的設計標準應對嚴格的設計要求，通過降低設計采購標準來解決成本，嚴重影響了鍋爐的安全生產和脫硫脫硝裝置的長期穩定運行。

（3）工業鍋爐企業不能夠按照現行規定嚴格要求，為了降低成本，燃燒高硫煤，使脫硫裝置負荷超出原設計負荷。另外，操作管理人員素質不高，系統運行維護不周，導致脫硫設施停運，偷排現象嚴重。

（4）脫硫副產物處置能力有限，脫硫渣的資源化利用效率不高，對礦產資源造成了極大的浪費。

3.2.4 第三方運營的問題

推進第三方治理屬于企業之間的委托行為，國家并無很多強制性舉措，更多是通過加強環境監管和引導外包服務來促進第三方治理的形成，并在排污權交易、技術咨詢、績效評估等方面均有所考慮。國務院發布的《關于推行環境污染第三方治理的意見》中第十一條“限期第三方治理”引入了一定的強制手段。

近年來，隨著國家及地方環保標準的不斷提高，特別是“三群十區”“大氣十條”、京津冀晉魯蒙六省區市特別排放限值和超凈排放的執行，運營方需要投入大量的資金進行技改，導致脫硫特許折舊費用、財務費用及各項運營成本增加，致使優良資產減少，而脫硫電價、熱價、廠用電價格等經營邊界未發生實質性變化，脫硫第三方運營板塊生產經營形勢嚴峻，盈利能力進一步削弱。

4 解決對策及建議

不同燃煤行業煙氣排放標準差異較大，針對各行業對大氣污染的貢獻率，應該完善不同行業燃煤排放標準。

4.1 電力脫硫脫硝行業

1）科學推進超低排放，不宜強推。進一步加強解決當前脫硫脫硝技術問題的手段，完善現有技術漏洞，鼓勵開發以長遠目標和利益為出發點的火電脫硫脫硝技術。2）解決第三方運營的問題。3）加強對催化劑再生行業的監督，防止二次污染。

4.2 鋼鐵、水泥脫硫脫硝行業

進一步推進脫硫裝置的安裝率和投運率，政府機構應加強對鋼鐵企業的監管，督促其嚴格執行排放標準和總量控制，保證所有企業在達標排放的基礎上平等競爭。

4.3 工業鍋爐脫硫脫硝行業

（1）各地政府應該出臺政策和配套資金，加快工業鍋爐改造，提高工業鍋爐自動化控制水平并配備配套的污染物在線監測裝置，各級環保部門加強對鍋爐企業脫硫工程的監測數據和脫硫工程生產記錄的日常監督管理，完善鍋爐企業廢氣減排工程的評價機制和獎懲機制。

（2）加強對鍋爐企業燃煤情況的監督管理，提高鍋爐的燃煤利用率和熱效率，使鍋爐處于最佳的運行狀態；提高司爐人員和脫硫脫硝系統控制人員的素質，注重提高操作人員的專業知識水平和節能意識，進行必要的技能培訓，從人員管理方面提高鍋爐安全運行，增強節能減排綜合能力。

China Development Report on Desulfurization and Denitration Industries in 2014

(Desulfurization and Denitration Committee of CAEPI, Beijing 100037)

The paper summarizes the development environment and status, development characteristic and important trends of the industry of the desulfurization and denitration industries of the country in 2014, analyzes the key problems existed in the flue gas desulfurization and denitration development of the power plants and the desulfurization and denitration development of non-electric industries, and puts forward the resolving countermeasures and suggestions.

desulfurization; denitration; power plant; industrial boiler; denitration catalyzer; industry development

X324

A

1006-5377（2015）12-0004-20