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行业综述
表6 全国燃煤电厂超低排放机组（不完全统计）
集团华能
单位名称华能黄合电厂华能金陵电厂大唐南京发电厂
大唐国际云冈热电有限责任公司河北华电石家庄裕华热电有限公司
华电
改造（新建）机组9号机组（30万千瓦）1号机组（100万千瓦）2号机组（66万千瓦）3号机组（30万千瓦）1号机组（30万千瓦）2号机组（30万千瓦）9号机组（35万千瓦）10号机组（35万千瓦）3号机组（33.5万千瓦）1号机组（63万千瓦）7号机组（100万千瓦）2号机组（100万千瓦）4号机组（35万千瓦）1号机组（35万千瓦）2号机组（35万千瓦）3号机组（66万千瓦空冷）4号机组（66万千瓦空冷）1号机组（33万千瓦）1号机组（66万千瓦）2号机组（66万千瓦）1-4号机组
（4×32.85万千瓦）1号机组（35万千瓦）1号机组（100万千瓦）7号机组（100万千瓦）
浙江嘉兴发电厂
浙能
浙能六横电厂
8号机组（100万千瓦）4号机组（60万千瓦）1号机组（100万千瓦）2号机组（100万千瓦）
完工时间（验收时间）2014年9月22日2014年12月23日2014年11月25日2014年12月24日2014年9月9日2014年11月21日2014年11月24日2014年12月24日2014年12月10日2015年1月9日2015年3月24日2014年12月25日2014年6月25日2014年8月15日2014年10月31日2014年12月23日2015年1月5日2014年12月28日2015年3月11日2015年3月11日
二氧化硫（mg/m3）8.7529＜12729＜15＜15121911.692.86910678＜35＜35
氮氧化物（mg/m3）
381135＜2627292430.5464040.42120.53525172118＜40＜40
粉尘（mg/m3）1.3224.9＜3.9443.283.59＜132.21.412.5553221.410＜5
供电煤耗（g/kW·h）
-278.56287.63249.3（供热期）
309.03283.17302.24298.09节约标煤1299.96282.99282.39294.1275.23（供热期）293.34（供热期）
320.66321.92-319.2318.51号：331.832号：335.863号：339.314号：339.71
-＜302286286318289289
大唐
华电天津军粮城发电有限公司华电章丘发电有限公司
国电中电投
国电常州发电有限公司国电浙江北仑第三发电有限公司中电投上海漕泾发电有限公司
国华舟山电厂河北国华三河电厂
国华
国华定州电厂国华惠州电厂
国神
神华国神集团宁夏煤电有限公司
鸳鸯湖电厂
国神大港电厂2014年8月24日＜35＜40＜5
华润
广州华润热电有限公司
华润海丰电厂
2014年8月4日2015年3月7日2014年6月8日2014年5月30日2014年12月6日2014年7月10日2014年9月17日
6＜1511.819.0211.222.5920.92
23＜3813.1520.5822.128.4228.67
2.56＜21.251.251.272.772.54
准。本体阻力≤350Pa；粉尘脱除效率≥80%；SO3脱除率≥75%；雾滴脱除率≥75%。1.2.2 钢铁行业脱硫新技术
与2013年相比，钢铁行业的多起污染物控制技术没有明显的变化。
由于钢铁行业烧结过程的特殊工况，脱硫技术的成熟程度无法和规范化的火电脱硫相比，现役烧结烟气脱硫技术种类多而杂，常规的有石灰石-石膏法、氨法、镁法、双碱法、循环流化床法、SDA旋转喷雾干燥法，目前应用最为广泛的是石灰石-石膏湿法，但仅占脱硫市场的一半。
经火电行业检验多年的烟气脱硫技术为烧结烟气脱硫工艺的选择提供了重要的理论和实践经验，发展较为迅速。但烟气脱硝属于起步阶段，据调研了解，目前钢铁行业几乎没有安装真正意义上的烟气脱硝装置。
为满足逐步完善的钢铁行业污染物排放标准，“十二五”以来，部分重点钢铁企业试探性地向烧结烟气综合治理一体化技术方向发展，也有了一定的进展。
宝钢研究院针对行业烧结烟气治理的难题，根据烧结烟气特性，对国内外各种脱硫技术进行了对比分析，研发形成了专门针对烧结（球团）烟气的一体化湿法治理成套技术， 在脱硫的同时也具有部分削减 NOx、二
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英等污染物的效果。太钢采用的活性炭五位一体吸附工艺：脱硫、脱硝、脱二
英、脱重金属、 除尘。其副
产品制备浓硫酸，国内烧结专业为首例。柳钢采用焦化废氨水吸收烧结烟气中SO2的氨－硫铵工艺，通过不断地改进， 目前系统各工艺参数稳定， 操作控制良好，达到了以废制废的目的。攀钢研究院的研究形成了有机胺法烧结烟气高效脱硫工艺装备成套技术，开展了脱硫系统防腐蚀技术研究，运用该成套技术设计建造了攀钢3号烧结烟气脱硫系统，投产3天就实现了连续稳定运行，与烧结机同步作业率达到80%以上，脱硫率达到90%以上，日产硫酸70吨，吨硫酸脱硫剂消耗小于10千克，具有十分重要的参考示范价值。1.2.3 脱硝技术进展
（1） 脱硝还原剂制备技术
目前国内绝大多数的燃煤发电厂都采用SCR脱硝技术，均采用氨作为还原剂，脱硝还原剂制备系统根据氨的来源不同有氨水蒸发、液氨气化、尿素制氨（尿素水解、尿素热解）三种制备技术。由于新研发的尿素水解制氨技术的高安全性、低运行成本和可公用性，在北京国电龙源环保、东方锅炉环保、上海龙净环保、国电环境保护研究院等环保工程公司的工程项目中得到了广泛使用。成都锐思环保技术股份有限公司于2011年6月成功研发该项技术并通过鉴定，目前全国有60套尿素水解制氨设备用于电厂脱硝项目，其中80%为该公司设计供货。
（2）废弃脱硝催化剂再生与回收技术
针对脱硝催化剂大量使用的状况和催化剂寿命的预期，我国将面临废弃脱硝催化剂的合理处置问题，为此国家鼓励了一系列的废弃脱硝催化剂再生及回收技术研发项目。目前，国电集团已完成了脱硝催化剂再生关键技术研究：形成了一套可靠、稳定的再生工艺路线，再生后催化剂性能符合重新使用的要求；根据废弃脱硝催化剂中毒程度和失活原因的不同，对废弃脱硝催化剂实施了不同的再生处理手段，再生后催化剂的脱硝活性为新催化剂的90%以上；磨损强度和机械强度分别为新催化剂的87.95%和88.90%；SO2氧化率等性能指标与新催化剂接近。
面对每年即将产生的10万~20万立方米废弃脱硝催化剂，如何处置是行业内外共同面对的严峻问题。一些企业纷纷推出了自己的废脱硝催化剂再生技术并已经取得了应用业绩，但这些工艺一般都是大同小异。典型的废弃脱硝催化剂再生流程见图4。
废弃脱硝催化剂回收技术也有了一定的进展，国内部分环保骨干企业已经形成了湿法回收催化剂中金属元素的工艺路线：针对不具有可再生价值的废弃脱硝催化剂，研究了从其中提取钒、钨、钛氧化物的资源化利用技术；形成了一条成熟的脱硝催化剂回收工艺路线，按照回收工艺可以回收废弃催化剂中90％的钨，产物以钨酸钙形式计算纯度在90％以上，其中三氧化钨含量在76％以上；两次提取后钒的分离率可以达到75%，提取液可以多次重复使用；钛以钛酸钠形式回集，回收率可达95％。
废弃脱硝催化剂再生与回收技术是具有创新性和巨大的市场应用前景的技术，该项技术也成为各催化剂生产厂的研究热点。
图4 典型的废弃脱硝催化剂再生流程
2 2014年行业发展特点及重要动态
2.1 燃煤电厂超低排放成为新常态
2.1.1 环保连发“三道金牌”，特别排放限值催生“超低排放”
目前，我国环境污染严重，雾霾天气频现，国家对火电企业环保政策层层加码、日趋严苛。2014年4月，环保部要求京津冀所有火电厂年底前完成大气污染物特别排放限值改造；7月1日，国家要求火电企业全面实施“史上最严厉”的新版《火电厂大气污染物排放标准》；9月17日，《煤电节能减排升级与改造行动计划2014~2020》，要求全国新建煤机平均供电煤耗低于300克/千瓦时，大气污染物排放浓度基本达到燃气机排放限值。
（1）国华电力和浙能集团首创煤电烟气超低排放先河，超低排放俨然成为国内煤电发展“新常态”
超低排放或超清洁排放，是指燃煤机组在完成改造之后的烟气排放达到天然气机组标准，即二氧化硫不超
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过35毫克/立方米、氮氧化物不超过50毫克/立方米、烟尘不超过5毫克/立方米。2014年7月，被称为“史上最严”的火电大气污染排放新标准开始执行。为了企业的发展和生存，在环保压力巨大的地方政府的支持下，一些煤电企业开始探路天然气标准的超低排放，试图摆脱燃煤行业“黑老粗”的印象。国内煤电行业掀起了一场煤电清洁改造的热潮。
2014年5月30日13时45分，我国首套烟气超低排放装置在浙能嘉兴发电厂8号机组投入运行。2014年6月25日神华集团国华舟山电厂4号35万千瓦国产超临界燃煤发电机组投运，标志着国内首台新建的“近零排放”燃煤发电机组顺利投入商业运行。
几乎与此同时，华润电力广州热电1号机组（华润电力称“超洁净排放”）、神华国神大港电厂4台机组（国神集团 称“趋零排放”）、华电集团石家庄裕华热电1号机组（华电集团称“超净排放”）也相继投运（根据2015年“两会”政府工作报告，以上各种不同称呼一律改称为“超低排放”）。
在舟山电厂4号新建超低排放机组投产后，神华集团国华电力公司宣布，新建燃煤机组都将使用这一技术，新建电厂全部实现“超低排放”，同时，在2017年前对大部分已投产机组进行“超低排放”技术改造。
浙能集团也计划在2016年年底前完成所属60万千瓦及以上机组的改造工作，2017年年底前完成30万千瓦机组改造工作，从而实现集团燃煤机组超低排放全覆盖。预计全部改造工程总投资将达到50亿元。
煤电清洁、高效环保改造俨然成为国内煤电发展“新常态”。据悉，五大发电集团对其燃煤电厂的“超低排放”都提出了改造规划和明确的工作目标。
五大发电集团已经相继在东部发达地区部署超低排放战略。浙江、江苏、广东与山东，近期也纷纷探路燃煤电厂超低排放改造，随着一个个超低排放电厂的诞生，各大企业进入了争先恐后的状态，超低排放的燃煤电厂俨然代表了燃煤电厂的未来。一度被指为雾霾元凶的燃煤发电行业，已经踏入一个“超低排放时代”。
2014年7月16日，江苏省内首台套煤机“超低排放”环保改造机组在国电江阴苏龙热电有限公司正式投运。
2014年7月21日，华东地区最大火力发电厂——浙能嘉兴电厂两台百万千瓦燃煤机组超低排放技术改造项目通过国家权威机构检测认定，该机组发电主要污染物排放量能与天然气机组相媲美，达到了国际先进水平，
开启了煤电清洁时代。
广州恒运集团是广州市第二大发电企业。2014年7月，该集团刚刚完成“超洁净”改造的燃煤9号机组正式投入运行。根据第三方环境监测现场取样数据，三项主要污染物：氮氧化物、二氧化硫及烟尘的排放值分别为4毫克/立方米、25毫克/立方米、1.94毫克/立方米，均优于燃气机组污染物限值。
2014年9月17日11时17分，我国首家“超低排放”电厂——浙能六横电厂2号机组圆满通过168小时连续满负荷试运行，正式移交生产，该电厂1号机组已于2014年7月10日投入商业运行。至此，浙能六横电厂一期工程全面建成投产发电，这标志着浙能集团大力推进“清洁化战略”再上一新台阶，更为浙江海洋经济和舟山群岛新区建设增添了新的动力。
2014年9月11日，华能淄博白杨河发电有限公司6号机组总排口废气通过山东省环境监测中心站监测，数据完全达到超低排放标准。
2014年9月，中国华电集团公司重大科技攻关项目—河北华电石家庄裕华热电有限公司1号机组环保“超低排放”技术改造项目竣工并完成顺利投产。这是华电集团投运的首台“超低排放”燃煤机组，也是河北省南部电网投运的首台“超低排放”机组。
（2）各地方政府纷纷出手，“超低排放”写入总理政府工作报告
2015年“两会”政府工作报告中也提到了“超低排放”：推动燃煤电厂超低排放改造，促进重点区域煤炭消费零增长。
2014年以来，在发电行业争先恐后进行超低排放改造时，一些地方政府也开始大力推广煤电“超低排放”改造。从全国的情况来看，火电“超低排放”改造之风正由浙江、广东、江苏、山东、河北、山西等省份迅速向全国蔓延。江苏、安徽、浙江、山西、广州、河北、河南等省市的地方政府纷纷出台“超低排放”政策。
2015年2月5日，浙江省经信委在嘉兴召开全省燃煤机组清洁排放技术装备现场会上提出：“大幅减少发电行业大气污染物排放，促进雾霾治理，推进‘两美’浙江建设，力争在2017年前完成所有燃煤机组的清洁排放改造工作。”
3月10日，河北省燃煤电厂超低排放升级改造专项行动全面启动，提出在2015年底前，河北省燃煤电厂全部实现超低排放，否则坚决予以关停。在启动会上，燃煤
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电厂部分代表签署了企业环境管理自律承诺书。
3月11日，山西省人民政府办公厅印发《关于进一步加快推进全省燃煤发电机组超低排放改造工作的通知》，决定进一步加快推进山西全省燃煤发电机组超低排放改造工作，要求山西现役单机30万千瓦及以上燃煤机组要在确保正常电力生产供应的同时，按照区域分布、错峰改造科学合理安排改造工作，全部完成超低排放改造的时限由2020年提前至2017年底。
超低排放机组诞生后，呼吁国家对实现超低排放的燃煤机组给予相应补贴政策的呼声不绝于耳。
2015年1月15日，国家发展改革委、工信部、财政部、环保部、统计局和能源局六部委联合印发的《重点地区煤炭消费减量替代管理暂行办法》（发改环资〔2010〕2984号）提出，适当提高能效和环保指标领先机组的利用小时数。燃煤机组排放基本达到燃气轮机组排放限值的，应适当增加其下一年度上网电量。业内人士认为，这是国家层面首次对排放基本达到燃气轮机组排放限值的燃煤机组做出的实质性鼓励。其实，在地方政府层面，各种鼓励政策早已陆续出台。
2014年11月20日，江苏省环保厅召开新闻发布会，宣布将在全国范围内率先出台燃煤发电机组超低排放环保电价政策。据悉，江苏省分别于2007年、2012年、2013年实施了脱硫、脱硝、除尘环保电价，并于2014年10月出台规定，达到燃气发电机组排放限值的燃煤机组实行电价加价政策，暂定超低排放环保电价为每千瓦时1分钱。
为推动统调燃煤机组清洁排放改造，浙江省经信委计划自2014年开始，对达到清洁排放的机组奖励200小时的发电时间，以促进清洁排放机组多发电；浙江省经信委、省环保厅联合制定《浙江省统调燃煤发电机组新一轮脱硫脱硝及除尘改造管理考核办法》，对清洁排放改造项目实施、生产运行以及监督考核等方面进行了严格规范和要求；浙江省物价局也出台了清洁排放补贴电价政策。
为了鼓励企业进行现役燃煤发电机组超低排放改造，山西省将从资金、电量奖励以及产业支持等方面给予支持。山西省决定对现役机组一次性改造投资给予的资金支持由5%~10%加大为10%~30%，所需资金由山西省财政预算资金安排。为鼓励现役机组尽快实施改造，对2015年完成改造的补助30%，2016年完成改造的补助20%，2017年完成改造的补助10%。而对于到2017年底
仍未完成改造、达不到超低排放标准的30万千瓦及以上燃煤发电机组，山西省将一律予以关停。山东省环保厅副厅长谢锋表示，要在全省积极推广燃煤机组（锅炉）超低排放技术，现役燃煤火电机组要按照要求进行升级改造，达到超低排放限值要求；城区和近郊燃煤供热锅炉要按照第二时段标准限值配套治污设施，确保稳定达标排放并安装在线监控装置；农村地区燃煤锅炉应选用环保型锅炉和低硫低灰分煤，改变当前粗放的煤炭利用方式。
（3）国家层面政策出手《煤电节能减排升级计划》在国内超低排放持续升温的大背景下，2014年9月12日国家发展改革委、环保部和国家能源局三部委下发了《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014~2020年）》的通知，目标是：全国新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300克标准煤/千瓦时（以下简称“克/千瓦时”）；东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，中部地区新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值。
到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时，其中现役60万千瓦及以上机组（除空冷机组外）改造后平均供电煤耗低于300克/千瓦时。东部地区现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组、10万千瓦及以上自备燃煤发电机组以及其他有条件的燃煤发电机组，改造后大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值。
在执行更严格能效环保标准的前提下，到2020年力争使煤炭占一次能源消费比重下降到62%以下，电煤占煤炭消费比重提高到60%以上。
（4）科技部给予项目支持
国家科技支撑计划2015年10月以科技支撑项目批准支持了《大型燃煤电站超净排放控制关键技术及工程示范》，项目由中国国电集团公司作为负责组织单位，国电科技环保集团股份有限公司、中国神华能源股份有限公司国华电力分公司分别组织实施。依托工程是国电蚌埠电厂600MW和国华徐州发电有限公司1000MW机组，目标是在60万千瓦及以上等级燃煤机组上进行示范应用，实现燃煤电厂烟气污染物排放达到现行燃气轮机发电机组排放水平（PM<4.5mg/Nm3、SO2<20mg/Nm3、 NO2<30mg/Nm3），集成开发NOx、SO2、PM2.5高效脱除控制关键技术。
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2.1.2 电力脱硫脱硝产业其它值得关注的重点
1）燃煤电厂仍然是脱硫脱硝重点和领军行业，根据权威估计（金融时报专家），我国在2020年以前，仍然需要新建2.48亿千瓦燃煤机组，平均每年投产4000万千瓦；2）燃煤电站超低排放形成风气。 据了解，各大发电集团均推出了自己的部分机组超低排放或近零排放的计划；3）2015年起，汞的排放将纳入国家的监管，需要引起注意和观察；4）废弃脱硝催化剂即将被国家纳入危险废弃物进行管理，将引起行业的变化值得关注；5）脱硫废水的零排放已经引起重视，多个电厂实行了废水零排放。
2.2 脱硫脱硝市场向非电行业拓展，工业锅炉是重点
非电行业将成为脱硫脱硝的重点，钢铁、水泥、炉窑等会加强监管，进一步严格修订排放标准，出台工业锅炉等标准，严格监管。改变工业锅炉燃煤规模小、效率低、污染严重的状况，实现工业锅炉的规模化集中燃烧、集中排放、集中处理，调整能源结构，尽可能实现煤改气。
鼓励具有清洁煤炭利用能力的行业多使用煤炭，限制煤炭的随意使用。
由于我国火电脱硫建设高峰已过，且火电行业二氧化硫排放量所占比重逐年下滑，另考虑到国家宏观调控和节能减排政策的影响，2014年脱硫脱硝行业市场规模持续增长，脱硫脱硝公司以电力行业为主要服务对象的局面基本没有改变。脱硫行业集中程度较高，无法抢占大型火电脱硫脱硝项目的公司将注意力转向钢铁烧结烟气脱硫行业；脱硝行业方面，火电脱硝改造以高效的SCR工艺为主，水泥生产线脱硝改造以成本较低的SNCR工艺为主，但均成为未来脱硝工作的整治重点。电力脱硫脱硝建设一直以来是行业市场的主体，但非电行业脱硫脱硝市场规模也正在逐年扩大，据统计，截至目前仅钢铁和水泥脱硫脱硝市场的总投资额已达约150亿元，这些项目基本是“十一五”后期开始执行的，未来还有很大的市场空间。
2.3 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。《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，建议采用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2014年底，已签订火电厂烟气脱硫特许经营合同的机组容量1.17亿千瓦，其中，9636.5万千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为1970万千瓦，其中，1397万千瓦机组已按特许经营模式投入运营。
截至2014年底，已签订火电厂烟气脱硫特许经营合同的机组容量情况见表7；已签订火电厂烟气脱硝特许经营合同的机组容量情况见表8。
（2）火电厂烟气脱硫脱硝委托运营相关信息截至2014年底，已签订火电厂烟气脱硫委托运营合同的机组容量约2130万千瓦；已签订火电厂烟气脱硝特许经营合同的机组容量为691万千瓦。
截至2014年底，已签订火电厂烟气脱硫委托运营合同的机组容量情况见表9；已签订火电厂烟气脱硝委托运营合同的机组容量情况见表10。
3 脱硫脱硝行业存在的主要问题
3.1 火电厂烟气脱硫脱硝领域3.1.1 关于煤电超低排放的争议
燃煤电厂大气污染物“超低排放”是否科学在其诞生时曾经饱受争议。
根据环保部公布的数据，为了达到超低排放，脱硫改造成本为100~150元/千瓦，脱硝改造成本为100~150元/千瓦，除尘改造成本为50~100元/千瓦，对庞大的火电规模而言，改造费用是十分惊人的。
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