我國脫硫脫硝行業2016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）

1 2016年脫硫脫硝行業發展概況

1.1 行業發展環境

1.1.1 大氣污染治理效果初現

根據環境保護部發布的《大氣污染防治行動計劃》工作進展情況，截至2016年末，各項工作取得積極進展，效果初現：

（1）建立了以改善空氣質量為核心的評估考核體系，實行黨政同責、一崗雙責，運用約談、督察等多種手段，切實落實地方政府責任。

（2）各項重點工程進展順利。國務院辦公廳印發《控制污染物排放許可制實施方案》；全國累計完成燃煤電廠超低排放改造達到了4.25億千瓦，占燃煤火電的47%；京津冀地區共完成80萬戶散煤替代工作，削減散煤約200萬噸；淘汰老舊車、黃標車390萬輛，完成了年度指標；發布了《關于實施第五階段機動車排放標準的公告》及輕型機動車的國六排放標準。

（3）嚴厲打擊環境違法行為。環保、公安開展聯動執法1.7萬次，聯合整治突出問題6500余個，對涉及污染大氣環境類違法案件的1500余人予以行政拘留。

（4）完善環境管理政策。完成排污費征收標準的調整工作，發布實施超低排放環保電價、北方采暖季水泥錯峰生產、船舶排放控制區等政策措施。

（5）積極應對重污染天氣。定期會商，運用多種高科技手段進一步提升空氣質量預報能力；統一了京津冀區域重污染天氣預警分級標準，實施大范圍高級別應急聯動；多次派出督查組，督查各地重污染天氣應對情況。

1.1.2 《電力發展“十三五”規劃》發布，煤電裝機受到嚴格控制

2016年11月7 日，國家發展改革委員會、國家能源局發布《電力發展“十三五”規劃》（2016～2020年）。“十三五”期間，我國電力工業投資規模將達到7.17萬億元，以2020年非化石能源消費比重達到15%為硬指標，提出全國煤電裝機規模力爭控制在11億千瓦以內，穩步發展核電、天然氣，優先發展新能源，棄風、棄光率控制在5%左右的合理水平。

“十三五”期間，取消和推遲煤電建設項目1.5億千瓦以上，力爭淘汰火電落后產能2000萬千瓦以上。節能減排方面，要求新建燃煤發電機組平均供電煤耗低于300克標煤/千瓦時，現役燃煤發電機組經改造平均供電煤耗低于310克標煤/千瓦時。火電機組二氧化硫和氮氧化物年排放總量均力爭下降50%以上。30萬千瓦級以上具備條件的燃煤機組全部實現超低排放，煤電機組二氧化碳排放強度下降到865克/千瓦時左右。火電廠廢水排放達標率實現100%。

1.1.3 控制污染物排放許可制開始實施，污染物治理管理進入新階段

2016年11 月，國務院印發《控制污染物排放許可制實施方案》。根據方案將分行業推進排污許可管理，逐步實現排污許可證全覆蓋。率先對火電、造紙行業企業核發排污許可證，2017年完成“大氣十條”和“水十條”重點行業及產能過剩行業企業排污許可證的核發。

2016年12 月，環境保護部印發《排污許可證管理暫行規定》，從國家層面統一了排污許可管理的相關規定，主要用于指導當前各地排污許可證申請、核發等工作，是實現2020年排污許可證覆蓋所有固定污染源的重要支撐，同時為下一步國家制定出臺排污許可條例奠定基礎。

1.1.4 工業鍋爐發展環境

自2013年國家出臺《大氣污染防治行動計劃》以來，又連續出臺了《燃煤鍋爐節能環保綜合提升工程實施方案》《工業領域煤炭清潔高效利用行動計劃》《煤炭清潔高效利用行動計劃》《熱電聯產管理辦法》等一系列針對工業鍋爐的節能環保提效政策方案。2016年，各地也出臺了多項政策推動工業鍋爐治理。

北京：《高污染燃料禁燃區劃定方案》（試行）、《燃氣（油）鍋爐低氮改造以獎代補紫荊管理辦法》、《北京市2013～2017年加快壓減燃煤和清潔能源建設工作方案》。

天津：《天津市2016年小工廠小作坊燃煤污染治理工作方案》《2016年“三小”燃煤污染治理專項資金補貼方案》《〈 關于“四清一綠”行動2016年重點工作的實施意見〉的通知》。

河北：《河北省燃煤鍋爐治理實施方案》（到2017年全省將淘汰燃煤鍋爐11071臺）、《河北省推進燃煤工業鍋爐改造行動計劃》《保定市大氣污染防治三年攻堅行動及2016年重點工作》《邢臺市城區原煤散燒治理實施方案》。

山東：《關于加快推進燃煤機組（鍋爐）超低排放的指導意見》（積極推進燃煤鍋爐超低排放改造）；《山東省燃煤鍋爐節能環保綜合提升工程實施方案》（下發2016～2017年燃煤鍋爐改造計劃）。

陜西：《關中地區2015～2017年燃煤消費減量替代工作實施方案》《陜西省“治污降霾——保衛藍天”五年行動計劃（2013～2017年）》（部署全省燃煤電廠超低排放改造及下達2016年關中地區改造計劃的通知）。

河南：《治理燃煤污染攻堅戰實施方案》《河南省電能替代工作實施方案（2016～2020年）》《2016年河南省各地煤鍋爐改造補貼政策》《河南省2015年燃煤鍋爐拆除改造方案》《河南省電能替代工作實施方案（2016～2020年）》。

浙江：《高污染燃料小鍋爐淘汰改造實施方案》《燃煤鍋（窯）爐清潔化改造專項補助資金管理辦法》《“無燃煤區”建設實施方案》。

廣東：《鍋爐污染整治實施方案（2016～2018年）》《能源行業加強大氣污染防治工作方案的通知》《廣東省大氣污染防治行動方案（2014～2017年）》。

湖北武漢：《人民政府辦公廳關于印發武漢市2016年擁抱藍天行動方案的通知》《武漢市大氣污染防治強化措施》《市人民政府關于印發武漢市改善空氣質量動計劃（2013～2017年）的通知》。

1.2 脫硫脫硝產業發展現狀

1.2.1 火電行業脫硫脫硝產業發展現狀

根據中電聯發布的《2016年全國電力工業統計快報一覽表》，截至2016年底，全國發電裝機容量共計164,575萬千瓦（新增12,061萬千瓦）；其中，火電裝機容量105,388萬千瓦（新增4836萬千瓦），包括燃煤裝機容量94,259萬千瓦、燃氣裝機容量7008萬千瓦。

根據中國環保產業協會脫硫脫硝委員會總結的數據：2016年新建投運火電廠煙氣脫硫機組容量約5000萬千瓦，投運火電廠煙氣脫硝機組容量約9000萬千瓦。根據該委員會統計，截至2016年底，全國已投運火電廠煙氣脫硫機組容量約84,800萬千瓦，占全國火電機組容量的80.5%，占全國煤電機組容量的90.0%；已投運火電廠煙氣脫硝機組容量約86,400萬千瓦，占全國火電機組容量的82%，占全國煤電機組容量的91.7%。

2016年，國內燃煤電站脫硫脫硝行業全面進入超低排放改造的高峰，脫硫脫硝行業營業收入的大部分工程都來自于電力行業的超低排放改造，燃煤電站超低排放新建和改造竣工9600千瓦。根據環境保護部部長的講話，截至2016年底，全國燃煤電站超低排放改造竣工4.25億千瓦，完成全國計劃6.8億千瓦的63%。

中國環境保護產業協會脫硫脫硝委員會根據中電聯節能環保分會2015年的數據與委員會自己的統計結果，2016年國內脫硫脫硝行業部分主要企業運營情況見表1；2016年投運的煙氣脫硫技改工程機組容量情況見表2；2016年底累計投運的煙氣脫硫新建工程機組容量情況見表3；2016年投運的火電廠煙氣脫硝機組容量情況見表4；2016年底累計投運的火電廠煙氣脫硝機組容量情況見表5。

表1 2016年投運的煙氣脫硫新建工程機組容量情況（按2016 年投運的煙氣脫硫新建機組容量大小排序）

表2 2016年投運的煙氣脫硫技改工程機組容量情況（按2016年投運的煙氣脫硫技改工程機組容量大小排序）

表3 2016年底累計投運的煙氣脫硫新建工程機組容量情況（按2016年底累計投運的煙氣脫硫新建工程機組容量大小排序）

序號 脫硫公司名稱 累計投運容量（MW）9浙江天地環保工程有限公司 30,390 10 同方環境股份有限公司 26,512 11 大唐環境產業集團股份有限公司 20,340 12 北京清新環境技術股份有限公司 18,250 13 浙江菲達環保科技股份有限公司 14,789 14 浙江藍天求是環保股份有限公司 10,205 15 永清環保股份有限公司 7585 16 江蘇新世紀江南環保股份有限公司 6631 17 廣州市天賜三和環保工程有限公司 5228 18 湖南麓南脫硫脫硝科技有限公司 2251 19 中鋼集團天澄環保科技股份有限公司 1335 20 江蘇科行環保科技有限公司 1150 21 江蘇新中環保股份有限公司 1012 22 上海電氣電站環保工程有限公司 660 23 山東泰開環保科技有限公司 212 24 浙江德創環保科技股份有限公司 135

表4 2016年投運的火電廠煙氣脫硝機組容量情況（按2016年投運的煙氣脫硝工程機組容量大小排序）

表5 2016年底累計投運的火電廠煙氣脫硝機組容量情況（按2016年底累計投運的煙氣脫硝機組容量大小排序）

序號 脫硝公司名稱 累計投運容量（MW）采用的脫硝方法及所占比例（%）25 廣州市天賜三和環保工程有限公司 1105 SCR 90.95 SNCR+SCR 9.05 26 中鋼集團天澄環保科技股份有限公司 690 SCR 100 27 山西同煤電力環保科技有限公司 600 SCR 100 27 永清環保股份有限公司 600 SCR 100 29 江蘇新世紀江南環保股份有限公司 345 SCR 52.17 SNCR 47.83 30 湖南麓南脫硫脫硝科技有限公司 250 SNCR 100 31 江蘇新中環保股份有限公司 200 SNCR 100 32 山東泰開環保科技有限公司 36 SNCR 100

2016年國內的脫硝催化劑出貨量約9萬立方米，絕大部分是超低排放改造帶來的需求。主要生產廠家有：江蘇龍源催化劑有限公司、大唐南京環保科技有限責任公司、國家電投集團遠達環保催化劑有限公司、成都東方凱特瑞環保催化劑有限責任公司、浙江德創環保科技有限公司、河南康寧特環保科技股份有限公司、山東天璨環保科技有限公司等。2016年，除大唐南京環保科技有限責任公司建設了催化劑再生項目外，其它主要廠家都沒有擴建產能。所以，主要廠家產能與2015年基本一致。2016年SCR脫硝催化劑生產產能情況見表6。

表6 2016年火電廠煙氣脫硝催化劑生產廠家產能情況

1.2.2 鋼鐵行業脫硫脫硝產業發展現狀

國家統計局2017年1月公布的最新數據顯示，2016年全國粗鋼產量80,837萬噸，增長1.2%；生鐵產量70,074萬噸，增長0.7%；鋼材產量113,801萬噸，增長2.3%。2016年粗鋼產量略微超過2015年的80,382.3萬噸。截至10月底，我國已提前完成4500萬噸的鋼鐵去產能年度任務，2016年完成化解鋼鐵過剩產能6500萬噸以上，其中央企1020萬噸，地方國企1600萬噸，合計占40%。

鋼鐵行業的二氧化硫（SO2）年排放量僅次于燃煤電力，居第二位，占全國SO2總排放量的10%。鋼鐵生產過程排放的SO2主要來源于燒結、煉焦和動力生產。燒結工序外排SO2占鋼鐵生產總排放量的60%以上，在長流程生產工藝中占總排放量的85%以上，是鋼鐵行業SO2的主要排放源。燒結煙氣是燒結混合料點火后，在高溫下燒結成型過程中產生的含塵廢氣，與燃煤鍋爐煙氣相比，具有成分復雜，煙氣量波動大（±40%），溫度波動大（120℃ ～185℃），含水量大（8%～13%），含氧量高（14%～18%）等特點，這增加了燒結煙氣的治理難度。燒結煙氣脫硫是鋼鐵行業減排SO2的重點。按照《鋼鐵燒結球團工業大氣污染物排放標準》（GB28662～2012）規定新建燒結機煙氣SO2的排放限值為200mg/m3，其中京津冀、長三角和珠三角等大氣污染物特別排放限值地域，SO2的排放限值為180mg/m3；顆粒物的排放限值為50mg/m3；新增氮氧化物（NOx）排放限值為300mg/m3和二英為0.5ng-TEQ/m3。加強鋼鐵燒結煙氣污染排放控制勢在必行，鋼鐵燒結企業都配套有除塵裝置，目前已發展到關注脫硫的階段。

全國現有各種規模燒結機1240余臺，截至2012年底，已建及在建脫硫裝置不足1/3。與燃煤電力行業煙氣脫硫相比，已投運的燒結煙氣脫硫裝置在不同程度上存在同步運行率較低的問題。從2016年鋼鐵行業脫硫脫硝現狀來看，脫硫脫硝設施的安裝率在90%以上，但市場混亂，簡單模仿、低質低價、惡性競爭現象普遍；防腐、外保溫、副產物處理等環節缺失；設施運行效果不好，普遍缺乏有效的運營維護，設備故障率高，投運率低。

控制燒結工序SO2排放主要有三種方法：原料控制、燒結過程控制和燒結煙氣脫硫。其中，燒結煙氣脫硫被認為是控制SO2污染最切實可行的方法。煙氣脫硫工藝按脫硫產物的形態可分為濕法、半干法和干法三類。濕法脫硫是利用濕態吸收劑吸收煙氣中的SO2，脫硫產物為濕態，主要有石灰石-石膏法、氨法、雙堿法和氧化鎂法等。半干法脫硫是向反應器內噴入吸收劑漿液或者同時噴入吸收劑與水霧，利用煙氣顯熱蒸發吸收產物中的水分，最終產物為粉狀，主要有循環流化床法（CFB）、旋轉噴霧干燥法（Spray DryingAdsorption-SDA）等。

石灰石-石膏法、氨法、氧化鎂法和雙堿法總投運燒結煙氣脫硫裝置303套，占全國總投運套數的78%，CFB法和SDA法投運48套，占比為12%。這說明，工程應用數量大于5套的6種脫硫工藝占全國總投運套數的90%。隨著燒結機面積的增加，即處理煙氣量的增加，石灰石-石膏法、雙堿法、氨法和氧化鎂法等濕法脫硫工藝應用的比例降低，CFB法和SDA法等半干法脫硫工藝應用的比例逐漸升高。

按照中國鋼鐵工業協會2016年5月發布的《2016版中國鋼鐵工業發展報告》中的數據，中國鋼鐵工業協會主要會員企業平均噸鋼能耗為572千克標煤；噸鋼耗新水量為3.25立方米；噸鋼二氧化硫排放量為0.74千克；噸鋼化學需氧量為22克。以此計算，2016年鋼鐵行業化解產能6500萬噸，帶來的節能環保效益巨大，全年共計減少煤耗3718萬噸標準煤，減少耗新水量2.11億立方米，減少二氧化硫排放量4.81萬噸，減少化學需氧量1430噸。

1.2.3 水泥行業脫硫脫硝產業發展現狀

根據國家發展改革委員會經濟運行調節局子站數據，2016年，全國水泥產量240,295萬噸，同比增長2.5%（上年為下降4.9%）；商品混凝土產量179,200萬立方米，增長7.4%，增速同比提高5.3個百分點。

雖然供給側改革進程不斷提速，但2016年產能化解重點更多集中在煤炭及鋼鐵行業，水泥行業產能不降反升，但增速放緩。據中國水泥網統計，2016年，全國新增20條新型干法水泥熟料生產線，累計新增熟料產能2737.3萬噸，較2015年的新增產能總量減少超21%，新增產能連續第六年呈遞減走勢。

以噸水泥綜合煤耗100千克計算，2016年水泥行業新增的約2700萬噸產能帶來了新增煤耗270萬噸。按照《全國污染源普查工業污染物核算手冊》，2016年水泥行業新增煤耗共產生2.3萬噸二氧化硫、2萬噸氮氧化物。

從2016年水泥行業脫硫脫硝現狀來看，水泥行業脫硝裝置安裝率超過85%，但是排放標準寬松，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。

鋼鐵、水泥行業環保市場一方面具有極為廣闊的開拓潛力，鋼鐵行業燒結機脫硫裝置安裝率超過70%，脫硝基本未展開；水泥行業脫硝裝置安裝率超過80%，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。另一方面，鋼鐵、水泥行業陷入產能嚴重過剩的危機，整個行業盈利能力低，無法支付環保工程建設及運維費用。

1.2.4 工業爐窯、工業鍋爐

根據國家發展改革委員會的統計數據，2016年全國自備電廠裝機容量超過1.1億千瓦，約占當年全國總發電裝機容量的8%，鍋爐數量約2000臺。自備電廠主要集中在鋼鐵、電解鋁、石油化工、水泥等高耗能行業，主要分布在資源富集地區和部分經濟較發達地區。機組類型以燃煤機組為主，燃煤自備機組占70%以上。“十二五”期間納入統計的動力鍋爐共178臺，其中燃煤鍋爐134臺、燃油氣鍋爐44臺，截至2015年已關停或停用燃煤鍋爐36臺、燃油氣鍋爐12臺。其中完成鍋爐煙氣脫硫改造的13臺、脫硝改造的35臺。自備電廠環保改造可直接沿用火電行業燃煤機組脫硫技術，無需或只需較少改動，市場前景巨大。石油煉化行業催化裂化裝置的煙氣尾氣治理是目前重點環保監控指標。國家于2015年發布的《石油煉制工業污染物排放標準》，要求國內新建煉油裝置自2015年7月1日起、現有裝置自2017年7月1日起，催化裂化再生煙氣中二氧化硫、氮氧化物、顆粒物含量分別低于100、200、50mg/m3。對于重點污染地區的控制指標更加嚴格，要求低于50、100、30mg/m3。在如此嚴格的環保指標下，煉油裝置煙氣排放增設脫硫脫硝系統已成為必然趨勢。

2015年中國工業鍋爐年產量約2100臺，合40萬噸蒸發量。目前，國內各種工業鍋爐約47萬臺，預計除京津冀等地少數工業鍋爐實現煤改氣外，其余絕大多數工業鍋爐仍然是燃煤。2014年10月，國家發展改革委員會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。根據文件要求，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；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，主要地區全部按照特別排放限值管理。目前，大部分地區對工業燃煤鍋爐的需求水平依然較高，同時要求對工業燃煤鍋爐進行超低排放改造，2020年之前環保改造需求旺盛。現階段針對工業燃煤鍋爐進行的環保改造缺乏技術經濟指標合理的技術，急需適合中小鍋爐脫硫脫硝除塵的技術。

1.2.5 海外燃煤污染物控制市場需求成為熱點

目前，很多中國企業積極介入印度市場。火力發電（燃煤、燃氣和燃油）是印度的主要電力來源，據統計，截至2016年6月底，印度總裝機容量約2億千瓦，火力發電約占70%，其中燃煤電站裝機容量約占61.44%。現行燃煤機組的污染物排放標準較低，為SO2：200mg/Nm3、NOx：300mg/Nm3、塵：50mg/Nm3。大量電廠沒有安裝相應的環保設施。印度政府于2016年初頒布了新的環保政策，印度發電委員會也發布了嚴格的環保措施與法規，要求從2017年開始，燃煤電廠必須安裝脫硫脫硝裝置，大氣污染物排放標準提高到SO2：100mg/Nm3、NOx：100mg/Nm3、塵：30mg/Nm3。在嚴格的環保政策法規要求下，預計在2017年印度全國將有8000MW燃煤機組需要安裝環保設備，2018年將有11,000MW的機組需要安裝環保設備，電力環保市場將迎來井噴式發展。

2 市場特點及重要動態

2.1 超低排放全面提速

2014年被稱作脫硫脫硝行業的“超低排放”元年，明確了“超低排放”的概念，開始了最初的嘗試。2015年則是各種脫硫脫硝技術路線在各種容量等級機組上的探索與推廣。據統計，2015年全國煤電超低排放改造助力電力行業減排成效顯著，煙塵、二氧化硫、氮氧化物與此前排放峰值相比，分別下降了93.3%、85.2%、82.0%。

2016年，“超低排放”改造結束了蹣跚學步，開始奔跑。超低排放改造時限提前，東、中、西部地區滿足改造條件的燃煤電廠要分別于2017年、2018年、2020年前完成相應改造工作。國家能源局、環境保護部于6月28日發布《關于印發2016年各省（區、市）煤電超低排放和節能改造目標任務的通知》，將改造任務分解細化。地方政府則通過出臺相關配套政策，提高煤電企業改造積極性：《山東省燃煤機組（鍋爐）超低排放績效審核和獎勵辦法（試行）》按照機組改造減排量與逐年“退坡”的獎勵標準，給予當地企業總額超過2.8億元的獎勵資金；《山西省燃煤發電機組超低排放改造項目省級獎補資金管理暫行辦法》以機組容量與脫硫系統改造方式確定投資標準，對2017年底前完成改造的機組給予相應獎補資金。

政策的出臺讓早先對于超低排放的反對與質疑聲迅速減少。盡管超低排放在技術細節的規范、監測及評價標準、各地改造經濟性與必要性等方面仍存在可以討論與改善的空間，但當風能、太陽能等清潔可再生能源發電成本不斷降低，開始侵蝕原先屬于煤電的市場份額時，“將自己打造為比燃氣發電還清潔的電源”已成為煤電謀求生存必須要走的道路。一年時間，已有越來越多的燃煤電廠實現了“全廠超低排放”。

環保改造在電力行業的強力推行也激發了環保行業的活力。多元化的技術路線讓電廠有了更多選擇，激烈的市場競爭下，環保改造成本不斷降低，同時促進了環保行業整體水平提高。隨著超低排放改造在電力行業內的迅速成熟，環保行業的未來或將移向燃煤電廠的三氧化硫、汞、廢水、固廢排放，并逐漸向非電行業延伸。

據不完全統計，截至2016年底，國電集團共121臺、5221萬千瓦燃煤機組實現超低排放，占在運燃煤機組總裝機的52.6%；華能集團累計6921萬千瓦機組完成超低排放改造，占煤電裝機的59%；大唐集團完成88臺機組超低排放改造，累計超低排放機組數量達到157臺，容量6454.5萬千瓦，占在役煤電機組容量的67.8%；華電集團全年新增超低排放機組3418萬千瓦，累計達4532萬千瓦，占到了煤電裝機的51%；國家電投集團超低排放機組裝機容量3557.8萬千瓦，超低排放機組占煤電裝機比例為52.25%；國華電力共計47臺燃煤機組實現超低排放，超低排放機組容量達2719萬千瓦，占燃煤機組裝機的75%。

2.2 技術同質化加速，火電脫硫脫硝市場進入“紅海階段”

當前，環保行業發展進入快速期。首先，環保法規、監管進入史上最嚴時期，新環保法的出臺使環保考核更加行政化、處罰更加合理化；其次，投資空前高漲，數據顯示“十三五”期間環保產業總投資預計超17萬億元，是“十二五”期間的兩倍以上，而“氣十條”等政策“紅包”將直接撬動萬億級產業風口；再次，環保產業政策法規密集醞釀出臺，PPP、第三方治理、環境稅、服務性環境監測等政策理念正在改變著環保市場格局。在這種局勢下，帶來的是環保產業的持續快速增長。

然而在火電脫硫脫硝領域，技術同質化特點愈發突出。根據2016年發布的《火電廠污染防治技術政策》，火電廠煙氣脫硫技術主要選用石灰石-石膏法煙氣脫硫技術、氨法煙氣脫硫技術、海水法煙氣脫硫技術、煙氣循環流化床法脫硫技術；火電廠氮氧化物治理應采用低氮燃燒技術與煙氣脫硝技術配合使用的技術路線，煤粉鍋爐煙氣脫硝宜選用選擇性催化還原技術（SCR）；循環流化床鍋爐煙氣脫硝宜選用非選擇性催化還原技術（SNCR）。相對成熟的脫硫脫硝技術導致了產能過剩、低價競爭加劇的局面，使得火電脫硫脫硝市場已成為不折不扣的“紅海”。

“紅海階段”下，為更好滿足更高的環保標準要求、深耕脫硫脫硝市場，需要積累技術優勢，完成技術升級，形成核心競爭力脫離“紅海”。同時，隨著供給側改革的大力開展，監管力度的不斷加大，未來只有進一步進行技術升級、工藝技術路徑領先的企業才能符合行業標準。

3 脫硫脫硝行業發展存在的主要問題

3.1 電力行業脫硫脫硝發展存在的主要問題

3.1.1 電力市場“雙低雙降”競爭壓力傳導到火電環保產業

按照“三去一降一補”的改革思路，要求優化新建火電建設時序，取消一批，緩核一批，緩建一批和停建火電項目，新增投產規模控制在2億千瓦以內。對于現有火電機組要求，淘汰落后產能：逐步淘汰不符合環保、能效等要求且不實施改造的30萬千瓦以下、運行滿20年以上純凝機組、25年及以上的抽凝熱電機組，力爭淘汰落后產能2000萬千瓦。而從電力市場角度，降電價、降利用小時數、電量低增長、機組低負荷的“雙低雙降”通道將持續延伸，發電企業的市場競爭壓力勢必傳導到火電環保產業。

近年來電力行業總發電量持續增加，未來隨著裝機規模及下游需求的增加，電力行業總發電量將繼續增加；在火電發電量方面，近年來火電發電量的增速受用電需求及其他能源發電擠壓影響波動較大。2016年以來，受國家控制煤電裝機規模及下游需求小幅回暖影響，火電發電量降幅同比有所收窄。近年來火電發電量在電力總發電量中的占比均達到70%以上，但隨著非化石能源發電的不斷發展，火電發電量占比呈逐年下降趨勢，預計未來占比將進一步降低。

中電聯公布的一組發電利用小時數據顯示，2016年1～8月，全國規模以上電廠發電量38,772億千瓦時，同比增長3.0%，增速比上年同期提高2.5個百分點。其中，全國規模以上電廠火電發電量28,639億千瓦時，同比下降0.5%，降幅比上年同期收窄1.7個百分點。各省份中，火電發電量同比增長超過5%的有7個省，分別為北京（11.8%）、安徽（9.3%）、浙江（6.3%）、陜西（6.0%）、山東（5.4%）、新疆（5.3%）和江蘇（5.2%）；全國有19個省份火電發電量出現負增長，其中，福建（-22.6%）、湖南（-21.2%）同比下降超過20%。

從設備利用率看，受火電裝機規模擴大、其他能源發電方式擠壓以及下游用電需求低迷的影響，近幾年全國火電設備平均利用小時數持續維持較低水平；2016年以來，受國家嚴格控制煤電新增規模以及全社會用電量增速同比小幅提高影響，火電設備利用小時降幅收窄；分區域看，華東和華北地區火電設備年平均利用小時數較高，西南地區年平均利用小時數最低；考慮到目前整體用電需求提振有限，加之前兩年火電投資項目的陸續投產以及非化石能源裝機規模的增加，預計在未來幾年內，火電設備利用率將繼續維持在較低水平。

受宏觀經濟及電源投資的周期變化影響，我國火電機組利用小時也呈現周期性變化。2012年以來，我國經濟增速下降導致用電需求增速放緩。截至2015年底，我國火電裝機容量達到100,554萬千瓦，較上年增長8.87%，火電發電量達到42,307億千瓦時，較上年增長0.08%，火電發電量增速遠小于火電裝機容量增速。受此影響，2015年，全國發電設備累計平均利用小時為3969小時，同比減少163小時，是1978年以來的最低水平。其中，火電利用小時為4364小時，較上年減少375個小時。2016年1～8月，全國發電設備累計平均利用小時為2507小時，同比減少173小時。其中，全國火電設備平均利用小時為2727小時，同比減少228小時。

從煤炭供應角度看，受煤炭行業去產能政策的影響，動力煤價格自2016年初連續上漲，火電企業成本大幅增加；隨著2016年下半年煤炭去產能的力度和速度進一步加大，電煤供給側會繼續相對緊張，考慮到國家相關部門在煤價漲幅過大或庫存過低的情況下將會釋放部分產能來平抑價格波動，預計2016年下半年煤價增速可能會略有放緩，但是上漲的趨勢仍不變；盡管2016年動力煤價上漲觸發2017年初煤電聯動上調電價的可能性較大，但考慮到在目前中國經濟處于低迷時期、國家努力降低工商業用電價格的大環境下，即使2016年煤價上漲至煤電聯動觸發點，預計上網電價調整的可能性也不大；在電煤成本上升、上網電價不調整的情況下，預計未來一段時期內火電企業成本或將加大，盈利空間將被進一步壓縮。

在火電企業的所有成本中，煤炭成本約占60%，煤價的上漲對電廠的成本有著重要影響。據統計，2015年，中國約有18.4億噸的煤炭用于發電，煤炭價格每噸漲10元，對發電企業而言，就會增加180億元的成本。雖然2016年上半年煤炭去產能未能完成2016年全年煤炭減產目標的一半，但煤炭減產已經使煤價上漲超出預期。同時，據秦皇島煤炭網分析顯示，環渤海港口煤炭庫存水平繼續保持在相對低位，沿海六大電廠庫存也在持續下降，庫存水平創2013年以來新低，階段性的需求高峰暫時還在持續。據2016年10月19日數據，環渤海地區5500大卡動力煤價平均價格報收577元/噸，較年初上漲217元/噸，漲幅60.28%，已連續十六期上漲，繼續刷新年內最高紀錄。受到煤價大幅上漲影響，火電企業績同比下滑，盈利能力受到極大影響。

同時，電價結構發生較大變化，燃煤上網電價自1月1日下調3分錢/千瓦時，新的煤電價格聯動機制已經發布，直供電量、交易電量比重越來越大，競爭越來越激烈，降電價已成為縮減工商業成本的“重頭戲”，火電企業盈利空間受到進一步壓縮。

隨著《煤電環保污染第三方治理指導意見》的出臺，節能環保投入將增加，而機組運行負荷不高已成常態，剛性成本不斷上升，發電量逐步下降，資產回報率回落明顯，“增裝機不增電量，增投資不增收益”的情況成為火電企業普遍遇到的難題。

3.1.2 火電脫硫脫硝升級改造市場面臨快速萎縮

《電力發展“十三五”規劃》部署：“十三五”期間，火電機組二氧化硫和氮氧化物排放總量均力爭下降50%以上，30萬千瓦級以上具備條件的燃煤機組全部實現超低排放。此外，還要求燃煤機組二氧化碳排放強度下降到865克每千瓦時左右，火電廠廢水排放達標率實現100%。《“十三五”生態環境保護規劃》中也將二氧化硫、氮氧化物排放量納入約束性指標。全面實施燃煤機組超低排放與節能改造，推廣應用清潔高效煤電技術，嚴格執行能效環保標準，強化發電廠污染物排放監測。2020年煤電機組平均供電煤耗控制在每千瓦時310克以下，其中新建機組控制在300克以下，二氧化硫、氮氧化物和煙塵排放濃度分別不高于每立方米35毫克、50毫克、10毫克。節能減排改造方面，“十三五”期間完成煤電機組超低排放改造4.2億千瓦，節能改造3.4億千瓦。其中：2017年前總體完成東部11省市現役30萬千瓦及以上公用煤電機組、10萬千瓦及以上自備煤電機組超低排放改造；2018年前基本完成中部8省現役30萬千瓦及以上煤電機組超低排放改造；2020年前完成西部12省區市及新疆生產建設兵團現役30萬千瓦及以上煤電機組超低排放改造。不具備改造條件的機組實現達標排放，對經整改仍不符合要求的，由地方政府予以淘汰關停。東部、中部地區現役煤電機組平均供電煤耗力爭在2017年、2018年實現達標，西部地區到2020年前達標。大部分國內火電超低排放改造即將完成，屆時，火電脫硫脫硝升級改造市場快速萎縮，以此為主營業務的環保公司將面臨嚴重的生存危機。

3.1.3 污染物排放許可制帶來新局面

排污許可證是每個排污單位必須持有的“身份證”，是企事業單位生產運行期排污行為的唯一行政許可。初次申領有效期三年，換發五年有效，持證才允許排放。根據《控制污染物排放許可實施方案》，排污許可證中明確許可排放的污染物種類、濃度、排放量、排放去向等事項，載明污染治理設施、環境管理要求等相關內容。從長遠看，涵蓋的污染物肯定比現在監管的多。以往由于監管力量有限，往往只能針對主要污染物，有了許可證，將把有標準要求且有監測及統計手段的污染物逐步納入，實現對更多污染物排放的監管。火電行業作為重點行業，要求6月30日前，完成排污許可證的申請與核發，并從7月1日起建立自行監測、信息公開、記錄臺賬及定期報告制度。

污染物排放許可制的實施，統一了環境管理制度體系，簡化了政府管理方式，同時也減少了企業行政許可審批數量；推動了落實企業治污主體責任，持證按證排污，實現企業從“要我守法”向“我要守法”的轉變；規范了企業排污行為，避免污染轉移、應付檢查、制造假數據等各種違法行為；規范了監管執法，提升環境管理精細化水平，避免漏查、漏管等現象。

污染物排放許可制的推廣勢必對現有排放二氧化硫和氮氧化物局面帶來新的影響。對燃煤發電企業來說，排污許可制的影響不大。中國燃煤發電企業多數為國企、央企，遵紀守法，社會責任強，愿意承擔排污的經濟責任。經過多年多次的環保改造，環保設施達標、環保管理規范、排放數據幾乎全部實時上傳到地方環保局，改為排污許可證制度，只是增加了排放設施的運行臺賬，完善了“自證清白”的數據鏈。整體上看，新制度對發電企業影響不大。但對于第三方運維企業，執行排污口許可制會對其產生一定的影響。對燃煤電廠環保第三方運維方而言，主要依賴環保電價補貼作為收入主要來源，排污許可證的實施，將加大環保補貼獲得的難度，督促第三方運維必須提高運維人員的專業素質，強化設備運行和維護的規范性，提高環保設備運行的穩定性和可靠性。據悉，伴隨排污許可證實施后，各級政府的火電行業SO2、氮氧化物、粉塵超低排放的電價補貼將直接到期，這直接影響到第三方運維的收益。

3.1.4 電力行業煙氣脫硫熱點問題及技術

（1）脫硫廢水零排放問題

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、降低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含量進行處理。

隨著人類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常規處理的脫硫廢水外排也是有法可依的。

目前各電廠對水務管理日益嚴格，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“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）的脫硫廢水零排放將會日益緊迫。

目前國內投運的脫硫廢水零排放存在項目少、工藝路線多、各電廠采用的工藝技術路線不同等情況。主要投運的項目有廣東河源電廠（采用多效蒸發工藝）、廣東三水恒益電廠（臥式MVR工藝）、華能長興電廠（正滲透減量+蒸汽蒸發結晶工藝）。

脫硫廢水因成分復雜、水質變化大、危害大、難以處理等問題，成為下一步燃煤電廠污染治理的重點。廢水零排放是未來發展的方向，目前國內多家研究機構和企業對該項技術進行了研發，其中技術突出的有：浙能技術研究院的鍋爐煙氣旁路干燥實現脫硫廢水零排放技術；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，于2014年實施了大型燃煤電廠脫硫廢水零排放技術的研究及工程示范項目（國電集團2014年重點科技項目），該裝置于2014年建設、2015年5月投運、2015年12月通過了國電集團項目驗收。煙氣余熱濃縮蒸發技術是利用電廠特有的鍋爐煙氣余熱，對高含鹽廢水進行蒸發濃縮處理。該項技術不需要對脫硫廢水進行任何預處理，不需要添加任何藥劑，具有工藝簡單，運行費用低等優勢，運行成本為15～21元/噸水。目前該項技術已由成都銳思環保技術股份有限公司在湖北鄂州2×1050MW機組脫硫廢水零排放項目中實施。

（2）硫的資源化利用問題

根據中電聯有關數據，2016年，我國發電量59,897億千瓦時，其中火電42,886億千瓦時，燃煤發電39,058億千瓦時，平均煤耗312克/千瓦時。根據上述數據計算，2016年煤電共耗煤12.3億噸。按照燃煤平均含硫量1.2%、燃煤電廠平均脫硫效率90%計算，燃煤電站2016年全年向大氣排放SO2369萬噸，而燃煤電站全年通過各種脫硫工藝脫除的SO2多達3321萬噸。現在國內脫硫工藝以濕法石灰石-石膏法為主，則2016年脫硫工藝產生含水石膏9500萬噸，若無合理用途，大量排放占地3000萬畝，形成二次污染，并可能造成水體污染。對應地，為滿足脫硫吸收劑制備需求，還需要5000萬噸的石灰石開采，會造成新的環境問題，同時石灰石磨粉能耗大，會增加溫室氣體CO2的排放量。另外，排放至大氣中的低濃度SO2不僅造成了對大氣環境的危害，也同樣是被浪費的潛在硫資源。

各種硫資源都要通過不同的途徑將其大部分轉化成硫酸后才能被廣泛地應用。目前，我國已取代美國成為世界上最大的硫酸消費國。我國同時是一個硫資源相對缺乏的國家，為彌補硫資源的不足，我國每年都要進口大量硫磺和硫酸，2016年進口硫磺量為1196.07萬噸。硫磺進口不但花費了大量外匯，而且資源結構勢必會降低硫酸行業抵御市場風險的能力，進而影響整個硫酸產業及其相關行業的可持續發展。針對燃煤電站采用資源化脫硫技術，相當于2016年增加1845萬噸硫產量（已大于2016年進口硫磺量），可折合硫酸銨產量2600萬噸，按生產硫酸銨計算增加工業產值260億元。若以部分硫酸銨延長產業鏈，用于進一步生產其他含硫工業原料，則增加的工業產值將會更多，產生的實際環境效益、經濟效益、社會效益還會更大。

現有脫硫工藝中，石灰石/石灰-石膏法產生的脫硫石膏目前的工業利用途徑主要是在建筑材料業中生產建筑石膏、粉刷石膏、水泥緩凝劑、自流平石膏砂漿、路基回填材料、石膏砌塊和充填尾砂膠結劑等。另外，S是排在N、P、K之后的第四種植物營養元素，脫硫石膏在農業上可用作土壤的肥料；含S肥料除提供作物養分之外，還可以調整土壤的堿性和鹽性（土壤含過多的NaCl和碳酸鹽），促進農業增產。

用氨作SO2的吸收劑，與其它堿類相比，主要優點是脫硫劑利用率高和脫硫效率高，且吸收劑可以留在成品內，以氮肥的形式使用。但是氨易揮發，會增加吸收劑的消耗量。在氨吸收法中，因吸收液再生方法的不同而形成不同的脫硫方法，其中以氨-酸法、氨-亞硫酸銨法和氨-硫銨法比較成熟。氨-酸法是將吸收SO2后的吸收液用硫酸分解，可副產高濃度SO2氣體和硫酸銨化肥。氨-亞硫酸銨法是將脫硫后的吸收液直接加工為亞硫酸銨產品；氨-硫氨法則是將氨吸收SO2后的母液直接用空氣氧化，制得副產品硫酸銨。氨法脫硫的優點是：氨利用充分，脫硫效率高；脫硫劑用量小，無廢渣廢水；氨法工藝的熱利用率高；能實現同時脫硫脫硝；其脫硫副產物硫酸銨在某些特定的地區是一種農用肥料。其缺點是，氨的價格高，而且易揮發，會產生腐蝕問題等。

雙堿法是為了克服石灰石-石膏法中結垢的缺點而發展起來的脫硫技術。煙氣在塔中與溶解的堿（亞硫酸鈉或氫氧化鈉）溶液相接觸，煙氣中的SO2被吸收掉。因此，避免了在塔內結垢；脫硫廢液再與第二堿（通常為石灰石或石灰）反應，使溶液得到再生，再生后的吸收液可循環利用，同時產生亞硫酸鈣（或硫酸鈣）不溶性沉淀。根據脫硫過程中所使用不同的第一堿（吸收用）和第二堿（再生用），雙堿法有多種組合。最常用的是鈣鈉雙堿法：首先利用鈉堿溶液吸收SO2，然后將吸收下來的SO2沉淀為不溶性的亞硫酸鈣，使溶液得到再生，循環使用。在雙堿法系統中存在兩種物質會引起結垢，一種是SO42-與溶解的Ca2+產生石膏的結垢，另一種為碳酸鹽結垢。雙堿法除了結垢問題外，還存在會生成不易沉淀固體的問題，當溶液中的可溶性硫酸鹽濃度過高時，固體的沉淀性質明顯惡化。

磷銨肥法（CPAFP）是我國自行開發的一項新型脫硫技術，利用天然磷礦石和氨為原料，是一種在煙氣脫硫過程中可以直接生產磷銨復合肥料的回收脫硫技術。其方法主要是用活性炭吸附SO2，之后用水洗滌活性炭形成硫酸，并使活性炭再生。生成的稀硫酸與磷礦石發生反應，萃取過濾后獲得磷酸，磷酸與氨中和生成有良好脫硫能力的磷酸氫二銨進行進一步的脫硫。經脫硫后的磷銨脫硫液進行氧化處理后，通過蒸發濃縮干燥，即制得固體磷酸銨化肥。磷氨肥法的脫硫過程不需提供外部添加的吸收劑，所產生的副產品可作為肥料應用，具有一定的經濟效益。但該技術存在投資大、流程長、設備繁多、操作復雜等缺點。

有機溶劑再生脫硫法是新興的脫硫技術，屬于濕法回收工藝，利用有機溶劑的堿性吸收煙氣中的酸性氣體SO2，并利用解吸裝置使SO2從胺液中脫離出來，得到高純度的飽和SO2和再生胺液進行循環使用。煙氣脫硫中，有機胺吸收劑需要對SO2有較高的選擇性以保證足夠吸收容量，否則將憑空增加吸收劑的負荷與損耗。通常的有機胺吸收劑對SO2和CO2的選擇性吸收性能差異并不明顯，因此在煙氣脫硫過程中尋找對SO2選擇吸收性能高的溶劑相當重要。有機胺煙氣脫硫具有效率高，系統腐蝕小，無二次污染等優點。但是有機胺再生法也因其一次投資較大、再生蒸氣消耗量較大、能耗成本較高等原因，遲遲不能實現工業化。

除此之外，應用包括白泥在內的其他大宗工業固廢如鋼渣、電石渣等的大型燃煤機組資源化脫硫技術，也是資源化脫硫技術的一種新思路，具有廣闊的發展空間和應用市場。

（3）三氧化硫控制問題

燃煤電廠煙氣中SO3含量約為SO2含量的0.8%～3.5%，不易測量，但危害極大。2015年底，國家發展改革委員會、環境保護部和能源局印發《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》的通知，要求到2020年，全國所有具備改造條件的燃煤電廠力爭實現SO2、氮氧化物和煙塵的超低排放。雖然國家層面暫未對SO3排放提出控制要求，但是由于SO3是形成酸雨的主要原因，并且也是大氣PM2.5的重要來源之一，因此隨著環保標準越來越嚴格，燃煤電廠對SO3的管控應提上日程。美國、德國等國家已經有相應的SO3排放標準。目前，我國上海地區發布的《大氣污染物控制標準》，要求燃煤電廠硫酸霧排放限值為5mg/m3，可以作為其他區域電廠控制SO3標準的參考。隨著國家全面實施燃煤電廠超低排放，有條件的地區在進行改造時應統籌考慮SO3的控制，避免進行二次改造。

煤中有機硫、單質硫以及無機硫中的硫化亞鐵統稱為可燃硫，煤燃燒過程中幾乎所有可燃硫都會被氧化為SO2。煙氣中SO3的生成主要有3種途徑：爐膛中的氧化、省煤器中的氧化及脫硝反應器中的氧化。爐膛內SO2向SO3轉化的機理比較復雜：一是火焰內部產生的原子態O與SO2直接發生氧化；二是在飛灰催化劑和高溫下，SO2與氧氣反應生成SO3。由于爐膛內部原子態氧及氧氣非常少，同時還存在SO3向SO2轉化的可逆反應，因此SO2轉化率并不高，在爐膛內有0.5%～1.5%的SO2被氧化為SO3。煙氣進入省煤器后，在420℃ ～600℃的高溫下，部分SO2在飛灰及受熱面積灰中的氧化鐵、氧化鋁、氧化硅等的催化作用下進一步被氧化為SO3。在脫硝反應器中，部分SO2在脫硝催化劑V2O5的催化作用下生成SO3，轉化率與煤種和催化劑中的V2O5含量有關，但考慮到SO3會與還原劑氨生成硫酸氫銨，會堵塞空預器冷端元件，會因此要求轉化率不能大于0.75%～1%。根據研究，進入電除塵之前，煙氣中有0.8%～3.5%的SO2轉化為SO3。

煙氣中的SO3還會生成氣溶膠。當煙氣溫度低于酸露點溫度時，SO3會與煙氣中的水分冷凝生成硫酸液滴，根據粒徑不同，在煙氣中的存在狀態不同，0.5～3.0μm的硫酸液滴會形成硫酸氣溶膠，而粒徑超過10μm較大的硫酸液滴，則會吸附在顆粒物上。SO3氣溶膠主要在濕法脫硫吸收塔內生成，吸收塔兼具脫除部分SO3并生成氣溶膠的作用。目前對于SO3在吸收塔后的存在形式已形成共識：硫酸霧態。但對于SO3在吸收塔內的轉化過程說法并不統一，一種說法是：煙氣進入吸收塔后，急速冷卻至酸露點溫度以下，絕大部分SO3會快速形成亞微米級的硫酸霧，難以被吸收塔內漿液吸收，隨著煙氣排入煙囪；另一種說法是：吸收塔對SO3的脫除接近完全，凈煙氣中的硫酸霧是由未脫盡的SO2新生成的，并且凈煙氣中的硫酸霧濃度與原煙氣中的SO2濃度無關。目前，許多電廠為達到超低排放，新建了二級吸收塔，試驗證明，SO3經過一級吸收塔后濃度會降低30%～40%，經過二級吸收塔后濃度幾乎沒有變化。

目前國內絕大部分火電廠并未安裝專門脫除SO3的環保設施，由于硫酸霧極易吸附在煙塵顆粒表面，因此對于火電企業超低排放改造來說，在改造時可以統籌考慮SO3和煙塵的協同脫除。目前有兩種改造方式都可以達到較好的SO3脫除效果：以低低溫電除塵器為主的協同控制方式和環保設施末端加裝濕式電除塵器。這兩種方式各有優缺點，低溫省煤器可以實現節能目的，但對燃煤灰硫比有要求；濕式電除塵器為煙氣處理設施末端的精處理設備，但產生的廢水量較多。因此，電廠可以根據燃煤煤質、場地條件、改造費用、廢水處理方式等選擇合適的改造工藝。

3.1.5 電力行業煙氣脫硝熱點問題及技術

（1）全負荷脫硝問題

SCR系統是目前大型火力發電鍋爐普遍采用的一種高效脫硝裝置，其催化劑的工作溫度受煙氣成分影響，要求通過SCR反應器的煙氣溫度應始終保持在300℃ ～420℃之間，否則脫硝系統無法正常工作。現代大容量燃煤鍋爐為提高鍋爐效率，普遍采用降低排煙溫度的措施來減少排煙熱損失。在低負荷條件下，煙氣溫度又隨著負荷的降低而進一步降低，造成低負荷時SCR入口煙氣溫度已降至300℃以下，無法滿足脫硝系統的運行要求。

為實現全負荷脫硝，通過省煤器改造來提高SCR入口煙氣溫度，滿足機組低負荷工況下SCR脫硝的正常運行。省煤器改造包括省煤器給水旁路改造、省煤器分級改造及省煤器煙氣旁路改造等三類，其目的均為降低省煤器內的換熱量，以達到提高省煤器出口煙氣溫度的目的，解決低負荷下SCR的投運問題。

全負荷煙氣脫硝超低排放同時需要進行脫硝系統前煙氣流場優化。直接沿用傳統SCR脫硝流場的計算方法和模擬計算方式進行超低排放工程的流場數值模擬計算，所得的流場參數與實際工程中的現實流場參數嚴重不符，脫硝效率難以達到煙氣脫硝超低排放標準，同時氨逃逸過大。采用物理建模方式計算SCR脫硝流場，并附以數值模擬進行計算，有望使煙氣速度偏差減小到8%以下、煙氣NOx濃度偏差減小到±2%以下，由此會使脫硝系統的脫硝效率提高到90%以上，氨逃逸嚴格控制在3ppm以下，因此，可成功達到煙氣脫硝的超低排放標準。

（2）三氧化硫轉化率增加及氨逃逸、空預器堵塞問題

當前燃煤電廠普遍面臨SCR脫硝系統在低負荷時無法正常工作的問題，原因之一是鍋爐燃燒生成的SO3與SCR脫硝反應所需的還原劑氨發生反應生成硫酸氫銨，硫酸氫銨在催化劑的微孔中由于毛細冷凝的現象產生結露，黏附煙氣中的飛灰，最終導致催化劑微孔的堵塞和失活。同時催化劑對煙氣中的SO2還有進一步的氧化作用，導致空預器入口煙氣SO3濃度上升，還會與SCR脫硝過程中逃逸的氨反應生成硫酸氫銨，加劇空預器冷端換熱元件的堵塞、腐蝕，影響電廠安全穩定運行。

針對目前現有的環保設施對SO3的去除效果有限的情況，龍源環保通過新的技術在前端有效脫除煙氣中的SO3，減緩甚至避免硫酸銨和硫酸氫銨生成所造成的催化劑和空預器的堵塞及腐蝕，是當前電廠實現全負荷噴氨脫硝的新技術途徑。基于堿基吸附劑噴吹的SO3前端脫除技術可通過廉價的堿性吸收劑，高效脫除SO3，降低上游的硫酸氫銨生成量，解決低負荷工況脫硝停止噴氨的問題，實現SCR脫硝裝置全負荷時段的穩定投運，提出了實現SCR脫硝全負荷投運的新的思路和解決方案。同時還可從根本上解決硫酸氫銨引起的空預器堵塞、腐蝕問題，實現SO3與氮氧化物的協同處理。

（3）脫硝催化劑產能嚴重過剩、廢棄催化劑處理等問題

從長期市場容量來看，脫硝催化劑使用周期為1.6萬～2.4萬小時，按照火電年運營小時數5000計算，催化劑3～5年需要更換。如果火電燒的煤炭質量較差，催化劑的更換頻率將更快。在2015年之前，主要市場需求來自新增需求（包括舊機組脫硝改造和新建機組脫硝裝置安裝），而2015年之后，隨著大部分央企電廠的存量機組實現脫硝運營，催化劑的需求將主要來自新增需求和更換需求（為已安裝的脫硝裝置更換催化劑）。新增需求主要來自于新建火電機組的脫硝設施建設，由于“三去一降一補”改革思路下新建火電機組受到了極為嚴格的控制，催化劑新增需求極為有限。而更換需求由于催化劑磨損問題得到了較有效的解決，新增需求量也呈現下降趨勢。

催化劑的磨損問題是國內高灰煤、反應器流場、高硫煤煙氣和流速設計等問題共同導致的。提高流場的均勻度對減輕催化劑的磨損有顯著影響，另外，可以通過對催化劑制備工藝（鈦鎢粉制備方式、催化劑干燥方式、煅燒條件）等的改進，生產高活性、高強度的脫硝催化劑。

在未來幾年，將會有大量的催化劑達到使用壽命，如何對這部分催化劑進行妥善的最終處理是一個重大問題；另外，在每次再生時，都有部分催化劑因破損等物理結構破壞而無法再生，亟待開發廢催化劑的回收技術來解決這些問題，以資源化利用為目標，提高過程經濟性。

（4）濕煙羽問題

白色煙羽是指企業采用濕法脫硫工藝使煙氣溫度降至45℃～55℃，經高煙囪排放的飽和濕煙氣進入大氣環境遇冷，使得煙氣中的水蒸汽凝結成微小液滴的過程。

白色煙羽影響環境感觀，有些老百姓甚至誤認為排放的是有毒有害廢氣。濕煙氣凝結形成的小水滴雖然危害不大，但的確會對周圍居民生活造成一定困擾。目前上海市環保局已將消除白色煙羽作為電廠超低排放改造的重要內容之一，擬在2017年底前基本解決。目前對這一現象治理的專利技術有在國內部分地區擴大應用的趨勢。

治理濕煙羽較為節能的方法是對煙氣降溫脫水，使其初始含濕量降低，再加熱后排放，這種方案已經在一些電廠進行了試驗。對于白色煙羽治理，可以結合燃煤電廠超低排放改造工作，在京津冀、長三角等重點地區選擇一些位于城市周邊的燃煤電廠開展試點示范工作。

3.2 非電行業脫硫脫硝發展存在的主要問題分析

3.2.1 鋼鐵行業：行業形勢回暖，環保進程滯后

2016年，我國鋼鐵市場結束了“十二五”時期長達5年的持續震蕩下跌，進入震蕩上行的通道，產量小幅上升，化解產能提前完成年度目標，盈利能力大幅上升。

在市場回暖的同時，作為供給側改革的首要任務，持續去產能仍是鋼鐵行業發展的大背景。去產能的手段也十分明確，仍是“環保、能耗、質量、標準、安全等各種門檻準入、制度建設和執法力度”，還有通過信貸政策的調整，改變企業的外部約束條件，迫使其退出過剩產能。

相比于產能化解，環保要求、技術指標都只是具體手段，目的在于改變整個市場的運行環境，實現過剩產能的退出。以2016年下半年密集的多輪環保督查為例，對于環保手續、環保資質的核查以及各項環保設備、排污情況的實地檢測，更多地是為了遏制在經濟利益驅動下部分生產單位頂風復產、增產的勢頭。鋼鐵行業環保產業的發展遠遠滯后于鋼鐵行業發展進程，環保要求擺脫約束手段的定位還有相當長的一段路要走。

3.2.2 水泥行業：技術壓力突出

水泥行業同樣面臨產能過剩及市場低迷的不利環境。在此背景下，水泥行業的大氣污染物治理，除了需要承擔窯爐脫硫脫硝設施改造和運行帶來的熟料成本增加外，還存在著一系列技術問題亟待解決。

首先是水泥窯爐現有脫硝技術存在的問題。當前國內水泥企業基本上已經完成脫硝建設，SNCR技術被廣泛使用。該技術采用大量氨水作為氮氧化物還原劑，氨水在生產、運輸、儲存和使用過程中都極易泄漏，對大氣環境帶來嚴重污染。另外，脫硝催化劑已經被國家認定為危險廢物，SCR脫硝帶來的催化劑處置問題也需要引起水泥企業的足夠重視。

其次是水泥窯爐協同處置固體廢物帶來的新問題。近年來，水泥窯協同處置固體廢物技術受到了極大關注，海螺、華新、金隅等傳統水泥生產企業紛紛涉足固體廢物處置，貴州等省份出臺了省一級政策鼓勵使用水泥窯協同處置生活垃圾，而北京等地也在采用水泥窯處置垃圾焚燒飛灰等危險廢棄物。雖然環境保護部正式發布了《水泥窯協同處置固體廢物污染防治技術政策》，規范了對于固體廢物的協同處置。但此過程中極有可能導致大氣污染物的額外排放，亟需將由此導致的大氣污染物納入協同處置技術治理范疇。

3.2.3 工業鍋爐：需求旺盛，現狀不容樂觀

工業鍋爐行業污染物脫除現狀極不理想，成因十分復雜。首先，工業鍋爐的分類界定不明確、底數不清，其分布量大面廣且分散。同時，工業鍋爐的平均噸位偏小，體量遠遠小于電站大型燃煤鍋爐，但由于基數大，造成的污染排放總量巨大。而在脫硫脫硝方面，2016年開始，國內很多地區的工業鍋爐開始安裝脫硫、脫硝、除塵設備。技術路線基本上是簡化版本的燃煤電站環保技術。

在脫硫技術方面，為實現超低排放，部分地區采用了電石渣、造紙白泥或鋼渣作為脫硫劑。

在除塵方面，濕式電除塵作為超低排放的最后措施。

在脫硝技術方面存在很大問題，一般利用SNCR方式脫硝，但是不能達到超低排放的要求。現有商用SCR脫硝技術難以應用于工業鍋爐，其原因在于現有SCR脫硝催化劑難以適應工業鍋爐煙氣溫窗：商用SCR工作溫度為350℃～420℃，而工業鍋爐出口煙氣溫度一般低于300℃。少量的應用情況是鍋爐實施了結構改造，利用高溫段煙氣SCR脫硝后進入熱量利用。

在形勢要求下，工業鍋爐、工業爐窯等普遍采用低硫煤為燃料，SNCR+電除塵+濕法脫硫+濕式電除塵，脫硫除塵可以實現較低濃度排放，但是脫硝尚未實現超低排放。工業鍋爐、爐窯（陶瓷、建材、玻璃等）的超低排放改造效果需要觀察。

4 對策及建議

4.1 電力行業脫硫脫硝發展對策及建議

（1）對于近2～3年廣泛應用的各種濕法脫硫強化技術及其他脫硫技術，應通過較長周期、不同工況下的運轉，對其穩定可靠性進行綜合評價，并將此評價機制制度化。

（2）以低能耗、低投資完成水資源的梯級利用為著眼點，開發低能耗、低運行成本的脫硫廢水零排放技術，實現廢水的資源化利用。

（3）在已滿足超低排放脫硫要求的同時推動協同除塵技術發展，體現大環保一體化的發展思路，在實現脫硫和除塵超低排放的同時，有效調和爐后節能、環保單元，實現多系統和諧發展。

（4）燃煤電廠需要在增強系統靈活調節能力的同時，保證脫硫脫硝除塵等環保系統在各種負荷下都具有良好污染物脫除性能，著力解決在低負荷條件下無法滿足脫硝系統運行要求的問題。

（5）加強對SCR催化劑行業再生行業的監督，防止二次污染；需積極研發不可再生催化劑的回收技術，解決催化劑的最終處理問題。

4.2 非電行業脫硫脫硝發展對策及建議

（1）脫硫脫硝市場：隨著電力行業煙氣污染物排放標準的觸頂，環境保護部加強了對非電燃煤行業標準的執行力度，發布《關于實施工業污染源全面達標排放計劃的通知》，要求到2020年底各類工業污染源持續保持達標排放。鋼鐵、水泥、工業鍋爐等非電行業的污染物排放標準的嚴格執行將為非電行業脫硫脫硝注入新的活力。

（2）鋼鐵行業及水泥行業：鋼鐵和水泥行業作為供給側改革的重要戰場，持續去產能仍是行業發展的大背景。環保政策及排放要求應在完成其改變整個市場的運行環境、實現過剩產能退出的作用的同時，積極引導有效產能走上正軌，實現與電力行業環保政策類似的正向激勵作用，規范現有行業環保市場。與此同時，對于適用于球團焙燒設備、焦爐設備、水泥窯爐等鋼鐵、水泥行業的污染物生成設備，應重點開發具有適配性的適用于超低排放要求的脫硫、脫硝、除塵技術，并積極實現多種污染物的協同處理。

（3）工業鍋爐：在暫時缺少適用于工業鍋爐煙氣排放特點的脫硫脫硝技術的大背景下，工業鍋爐污染物排放控制應以控制污染物生成總量為主要途徑，主要措施包括：1）嚴格控制燃料品質；2）優化設計鍋爐本體、高效傳熱元件；3）低NOx燃燒改造。

（4）在條件適合的地區，推廣熱電聯產、煤改氣、以電代煤。同時，應積極開發適用于工業鍋爐的脫硫脫硝技術，加快成熟的燃煤電站超低排放技術的針對性改進。