Trade Reports
行业综述
表7 已签订火电厂烟气脱硫特许经营合同的机组容量情况
（按2014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）序号
企业名称
签订的特许经
采用的脱硫方法及所占
营合同容量
比例（%）
（MW）
30,060
石灰石-石膏湿法92.96有机胺法 3.99海水法 2.16氨法 0.89
石灰石-石膏湿法93.62海水法 6.38石灰石-石膏湿法 100石灰石-石膏湿法91.69海水法 8.31石灰石-石膏湿法 100石灰石-石膏湿法 100石灰石-石膏湿法 100石灰石-石膏湿法 100石灰石-石膏湿法100石灰石-石膏湿法 100石灰石-石膏湿法 100石灰石-石膏湿法 100石灰石-石膏湿法 100氨法100
表9 已签订火电厂烟气脱硫委托运营合同的机组容量情况
（按2014年底累计签订火电厂烟气脱硫委托运营合同的机组容量大小排序）序号123456
企业名称
大唐科技产业有限公司上海申欣环保实业有限公司北京国能中电节能环保技术股份有限责任公司
山西漳泽大唐塔山发电有限公司江苏峰业科技环保集团股份有限公司
北京博奇电力科技有限公司
签订的特许经营合同容量（MW）80605000474012001200700
采用的脱硫方法及所占比例（%）石灰石-石膏湿法100石灰石-石膏湿法100石灰石-石膏湿法100石灰石-石膏湿法100石灰石-石膏湿法100石灰石-石膏湿法100
1北京国电龙源环保工程有限公司
23456789
大唐科技产业集团有限公司北京国电清新环保技术股份有限公司
江苏峰业科技环保集团股份有限公司
浙江天地环保工程有限公司中电投远达环保工程有限公司山东三融环保工程有限公司武汉光谷环保科技股份有限公司*浙江浙大网新机电工程有限公司
21,00018,3607380692065705130510032453120297026602060800
表10 已签订火电厂烟气脱硝委托运营合同的机组容量情况
（按2014年底累计签订火电厂烟气脱硝委托运营合同的机组容量大小排序）序号123
企业名称
上海申欣环保实业有限公司
北京国能中电节能环保技术股份有限责任公司
江苏科行环保有限公司
签订的特许经营合同容量（MW）
5000600110
10北京博奇电力科技有限公司11
重庆远达烟气治理特许经营有限公司
12中国华电工程（集团）有限公司13福建龙净环保股份有限公司14上海申川环保科技有限公司*
实现超低排放，技术不是问题，推广的核心在于投入的性价比。
超低排放或近零排放环境经济效益不明显。环境效益可以从排放总量减少和环境质量改善两个方面来分析。两台600MW机组，“近零排放”比起特别排放限值要求，3项污染物合计可多脱除0.47个百分点。考虑到电厂高架源排放对环境影响要小的特点，多脱除的部分对环境质量改善作用轻微。目前脱除3项污染物的综合环保电价为2.7分/千瓦时，实现“近零排放”的环保成本在原有电价的基础上增加1~2分/千瓦时，多脱除的污染物平均成本为34~68元/千克，远高于全社会平均治理成本。
从综合效益方面看，主要从环保系统对资源、能源消耗方面和对机组的可靠性影响方面进行分析。“近零排放”增加了更多的环保设备，系统阻力增大、能耗水平提高、设施整体技术可靠性降低。如，脱硫设施需要设计更多层的吸收塔喷淋层甚至需要吸收塔串联或并联，脱硝设施需加装三层催化剂甚至在炉内再加装SNCR，除尘方面必须加装湿式电除尘器等。
目前主流的超低排放技术路线如图5所示。
注：表中带“*”的单位未参加2014年产业登记，表中数据为2013年底累计数据。
表8 已签订火电厂烟气脱硝特许经营合同的机组容量情况
（按2014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）序号
企业名称
签订的特许经营采用的脱硝方法合同容量（MW）及所占比例（%）
12,99079404500280026601200600
SCR 100SCR 69.78SNCR 30.22SCR 100SCR 100SCR 100SCR 100SCR 100
1重庆远达烟气治理特许经营有限公司2北京国电清新环保技术股份有限公司3中国华电工程（集团）有限公司4北京国电龙源环保工程有限公司5大唐科技产业有限公司6北京博奇电力科技有限公司7湖南永清环保股份有限公司
不可否认，超低排放具有积极的发展意义，有助于减少污染物排放、改善大气环境质量。刺激企业加大在脱硫、脱硝和优化燃烧等新技术上的研发，倒逼企业引入新技术和环保设备，以更先进的技术和设备实现污染物排放量的降低，不断提升自身治理水平，有助于推动形成企业尽责的社会氛围。实行超低排放是企业履行社会责任的需要，也是企业履职尽责姿态的表达。
此外，煤电超低排放比煤改气有优势，若将燃煤锅炉改成燃气锅炉，由于燃料不同造成的结构形式完全不同，需对锅炉进行更换，工程改造投资成本不算，仅发电成本为1.0836元/千瓦时。远远高于煤电。
图5 主流的超低排放技术路线
CHINA ENVIRONMENTAL PROTECTION INDUSTRY
2015.12
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与传统的火电烟气流程相比，在保证煤质的条件下，强化了湿法脱硫（双塔及增加喷淋强度）和SCR效率（加安装脱硝催化剂），提高了脱硫脱硝效率；此外，显著的特点是增加了低低温电除尘和尾部增加了湿式电除尘（湿电），湿电可以去除烟气中的含量较低的微颗粒及小水滴，从而实现低的排放浓度。
因此仅仅从经济方面考虑，超低排放无利可图，也无法大面积推广。王志轩的文章认为，有的企业是为了获得对企业当前或者未来发展有利的新的煤电项目的审批，有的是为了现有煤电的生存，以防止过度关停还处于“青壮年”且有良好效益的煤电机组，有的是害怕政府让企业实施燃气替代煤电从而付出比“近零排放”高出约数十倍的成本，还有的是因为种种原因与地方政府达成某种协议。
非常明显，企业主动实施超低排放并非仅仅是社会效益和环保公益行动，众所周知，五大发电集团及神华等大型电力企业之间的竞争是非常激烈的，特别是在我国将面临煤炭消费总量限制的背景下，竞争的最大目标是新建、扩建燃煤电厂，毕竟这才是电力企业主要利润的来源。如果因为超低排放而获得竞争优势，那么超低排放将很可能扩展到全国。
另一方面，在我国超低排放目前已经成为了政治问题，经济因素淡化了，地方政府应对环保问题的抓手并不多，虽然电力行业已经不是污染大户，但毕竟还有环保的空间可以挖掘，因而在地方政府的强力推动下，超低排放还将持续。
国家环保部科技标准司长熊跃辉指出，借超低排放大上燃煤电厂是不理智、不科学的，从长远来看也是有害的。因为煤炭存在大量的环境外部成本，如果把这些外部成本都加到成本里去，煤炭的经济优势将不复存在。环境保护部环境规划院一份研究报告指出，就煤炭的外部成本而言，生产领域包括废水处理、煤矸石占地、生态系统破坏等外部成本是67.68元/吨煤；运输造成的抛洒、扬尘、港口污染等外部成本是52.04元/吨煤；使用过程中造成的身体健康危害和环境治理等外部成本是85.04元/吨煤，总数加起来是204.76元/吨煤。“如果把这些外部成本加入，燃煤发电的经济优势将荡然无存。”3.1.2 即将到来的电力体制改革
电力市场化改革是对现有电力行业体制机制的一场革命，将完全颠覆现有的电力市场格局，对发电企业经营工作将带来全方位的深层次影响。电力市场化改革特
点：电网作为公用设施，发电企业竞价上网，取消标杆电价和环保电价补贴。改革后电厂经营方式将彻底改变；电厂经营难度会大大增加；电厂经营风险将急剧加大；经营效益会明显降低；经营状况会出现分化。而这一切都将会传导到发电辅机的环保装置的建设和运营。
目前的电力市场普遍供大于求，市场竞争必将导致上网电价出现较大程度降低，交易价格将会通过市场调节与燃料及环保装置的建设和运营价格来确定。如果电力体制改革实施，通过竞价上网而不对环保部分给予特别补贴，环保装置将卷入整个电厂的竞价上网过程中，预计燃煤电厂超低排放将逐步停止，已经建成的超低排放装置将按环保排放标准运行以降低运行费用，火电厂环保装置的建成和运营费用将进一步降低。3.1.3 火电厂烟气脱硫
（1）“石膏雨”问题
“石膏雨”问题仍然是火电行业脱硫机组的普遍性问题，我国90%现役300MW机组采用的是石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术，但该技术自取消GGH装置后便引发了“石膏雨”问题。据现场观测，在烟囱下风向800m的范围内可明显察觉到“石膏雨”沉降。当机组运行负荷高、环境温度降低时，“石膏雨”现象尤为严重。沉降的小液滴呈酸性，含有一定量未脱除完全的SO2、SO3及石膏浆液等，对电厂及周边环境会造成二次污染，影响周边居民的生活环境。
除了对外部环境产生二次污染外，“石膏雨”问题对脱硫系统的影响也引起了电力行业的重视。主要是对除雾器的影响，“石膏雨”问题严重时会引发除雾器的堵塞停运，并增大烟道腐蚀事件的概率，更有甚者将可能造成除雾器的坍塌。
除雾器是湿法脱硫系统中的关键设备，其性能直接影响到湿法洗涤烟气脱硫系统能否连续可靠运行。一旦除雾器出现故障，就可能会使脱硫系统被迫停止运行。更换除雾器将严重影响脱硫设施的运行稳定性，也不利于电厂发电机组的达标排放运行。
（2）脱硫废水面临零排放的压力
石灰石-石膏湿法是目前国内大型燃煤电厂锅炉烟气脱硫的主流技术，为控制脱硫浆液中Cl-浓度或平衡其他离子浓度，必须定期排出部分经过石膏水力旋流站浓缩所得的溢流液，即脱硫废水，因废水中含有从烟气中吸收过来并逐步浓缩的大量溶解盐、固体悬浮物及少量氟离子、重金属离子等有害污染物，不能直接排放。
20中国环保产业2015年第12期Trade Reports
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目前脱硫废水的处理方法主要是通过加药凝聚澄清去除固体悬浮物、氟离子、重金属离子等有害污染物，调整pH，减低COD。这种常规脱硫废水处理方法的处理效果有限，但由于环境排放标准、技术处理手段、投资等多方面的因素，目前的脱硫废水处理未对废水中的大量溶解盐进行处理。
随着人们生活水平的提高及对水体污染了解的深入，国内外对水体污染的控制标准也越来越严，尽管国内现行的《污水综合排放标准》（GB8978-1996）未对含盐量（溶解固形物、氯化物、硫酸盐）提出控制指标，但目前许多省市已出台了明确的污水含盐量（溶解固形物、氯化物、硫酸盐）排放控制标准。目前许多地方环保局不允许进行常规处理的脱硫废水外排也是有法可依的。
目前各电厂对全厂水务管理日益严格，外排废水日益减少，不可回用的脱硫废水的稀释水减少，不降低含盐量的外排脱硫废水的直接危害将日益凸现。同时由于很多电厂将全厂的工业废水、生活废水、中水等废水作为脱硫系统的补充水，这将使得需处理的脱硫废水量增大许多倍，不降低含盐量的外排脱硫废水对水体的直接危害也将更加严重。
随着《火电厂大气污染物排放标准》的实施，国内绝大部分火力发电厂将建设烟气脱硝工程，烟气脱硝系统中允许的氨逃逸现象也将使脱硫废水中氨氮含量超标，部分氨氮亦会出现在脱硫废水中。外排的高盐脱硫废水的危害主要体现在：1）腐蚀金属管道和设备，影响废水输送和处理设施寿命；2）冲击污水生化处理系统，致使污水处理设施不能正常运行；3）影响中水的进一步回用；4）影响水体生态环境，引起土壤盐渍化，污染地下水。这基本决定了高盐脱硫废水的不可复用性（部分电厂采用排入水冲灰、渣系统和干灰调湿等措施，但这些措施的局限性很大且干灰调湿吸纳不了太多废水量）和不允许排放性。
随着“水十条”的颁布和可预期新的水污染排放标准的提高，高含盐含氨（脱硝氨逃逸）的脱硫废水的零排放将会日益紧迫。
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、国电金堂电厂正在实施大型燃煤电厂脱硫废水零排放技术研究（国电集团2014年重点科技项目）。国电新能源研究院、成都锐思环保技术股份有限公司、北京国电龙源环保工程有限公司正在准备实施全
厂废水零排放的示范工程。3.1.4 火电厂烟气脱硝
（1）催化剂磨损
部分投运的脱硝催化剂磨损的主要原因有：1）催化剂孔内流速过高，普遍在7m/s以上，个别超过8m/s，催化剂不耐磨；2）烟气粉尘浓度高，超过30~40g/m3的较多，煤质恶劣，人为的因素多；3）流场问题，流场模拟技术水平低。
（2）电站锅炉低负荷基本不脱硝问题突出由于煤种和催化剂设计的原因，喷氨设计温度较高，因此在锅炉低负荷烟气温度降低时，不喷氨不脱硝。主要原因是烟气含硫分高，为防止SO3与氨生成硫酸氢铵沉积堵塞下游设备。当发电机组不能满负荷运行或处于低负荷运行时，烟气温度不能够达到最佳喷氨温度，也就不能使SCR脱硝催化剂达到最佳NOx转化率，为保证全烟气脱硫脱硝的要求，脱硝系统持续低效率运行造成了脱硝装置的浪费。因此，该问题也是完善火电脱硫脱硝系统化的问题之一。
（3）废弃催化剂处理问题
近年来，燃煤电厂烟气脱硝装置的迅猛增加，导致了脱硝催化剂市场需求量和在线运行量的爆发式增长。根据中国电力企业联合会的估计，预计“十二五”末，运行脱硝装置的火电机组将达到7亿千瓦，55万~60万立方米脱硝催化剂在线运行；“十三五”以后，将有10亿千瓦火电装机容量安装脱硝装置，80万~90万立方米脱硝催化剂在线运行。因脱硝催化剂的使用寿命一般为3年，按照脱硝催化剂的运行更换规律，预计从2014年开始失效的脱硝催化剂将大量被淘汰，并逐年增加，预计在2020年以后废弃脱硝催化剂量稳定在20万~25万立方米/年。
由于脱硝催化剂含有五氧化二钒、三氧化钨等重金属成分，属于国家认定的危险废弃物，且目前国内尚无处理经验，因此，每年淘汰的如此大量的废弃催化剂如不进行妥善处置，势必对环境造成严重的二次污染，同时也会造成催化剂中贵重金属资源的流失。国内很多企业纷纷研发或引进了脱硝催化剂再生技术，形成了新一轮的竞争。
由于废脱硝催化剂被定义危险废物，目前国内所有企业都没有废脱硝催化剂的危险废弃物处置许可证。市场上流传广东省一家企业持有许可证，经过了解，该企业是国家非催化剂处置政策出台前拿到了一个多种废弃
CHINA ENVIRONMENTAL PROTECTION INDUSTRY
2015.12
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Trade Reports
行业综述
物（含脱硝催化剂）处理的许可证，且不是危险废物处理许可证。按照环保部的规定，目前市场上的废脱硝催化剂处置企业都属于无证经营。因各地方政府普遍比较慎重，一般程序是废催化剂处置建设项目实行环评-建设-试生产-三废验收合格-申领许可证，所以许可证发放周期相当漫长。为了经营需求，各企业各显神通，在装置建设完成后，纷纷从地方政府要到了允许试生产的公文，或要求地方政府出具许可证正在申办的公文，以作为合法经营的依据。相关企业危废许可证申领现状见表11。
表11 危废处置许可证申领情况
企业名称江苏龙源江苏肯创龙净科杰杭州德创远达环保大唐南京催
化剂扬州万德中电联环保郑州康宁特
申领现状
已经建成600m3/a生产线，正在准备建设1万m3/a生产线，正在环评阶段。
已经建成10,000m3/a生产线，预计2015年3月底拿到允许运行试生产的政府文件。
地方政府出具了废脱硝催化剂处置许可证正在申办的公文。拿到允许运行试生产的政府文件。拿到允许运行试生产的政府文件。
正在准备建设10,000m3/a生产线，正在环评阶段，预计年底建成投产，没有任何证件或公文。
已经建成10,000m/a生产线，没有任何证件或公文。没有任何证件或公文。
已经建成20,000m3/a生产线，预计6月份拿到许可证。
3
表12 主要催化剂生产厂家及产能情况
（按2014年底催化剂生产厂家催化剂产能大小排序）催化剂生产厂家名称天河（保定）环境工程有限公司大唐南京环保科技有限责任公司
江苏峰业科技环保集团
股份有限公司江苏龙源催化剂有限公司浙江德创环保科技股份有限公司重庆远达催化剂制造有限公司中国华电工程（集团）有限公司
环保分公司北京源深节能技术有限责任公司山东冠通催化剂有限公司
合计
催化剂产能（万m3/a）
5.6442.471.81.210.80.6721.54
#蜂窝式（万m3/a）
2.6-22.47-1.21-0.67-平板式（万m3/a）
342-------
以长期稳定运行。
（2）部分钢铁企业认为烧结烟气和燃煤电厂烟气特点差异很大，十分复杂，因此排斥在燃煤电厂烟气脱硫领域有大量成功工程经验的承建单位。
（3）部分脱硫公司缺乏实际脱硫工程经验，在技术交流时经常强调其工艺的先进性，但往往在装置实际建设和运行维护过程中，由于经验不足，导致系统难以正常运行。钢铁企业在选择脱硫技术时，也常常忽视脱硫公司的工程设计能力和工程建设经验，缺乏实际运行维
（4）SCR催化剂产能严重过剩
2014年，各催化剂厂纷纷扩建。据不完全统计，2014年底国内脱硝催化剂总产能超过65万立方米/年，2015年，国内烟气脱硝的需求高峰将下降50%以上，2015年后，国内的SCR脱硝装置基本改造完毕。国内脱硝催化剂的需求将进入更换 + 新建的局面，每年新建 + 改造的脱硝机组难以超过7000万千瓦，即使加上更换的需求数量，每年燃煤电站行业脱硝催化剂的需求也难以超过30万立方米，2015年以后非电行业的市场需求也不乐观。在“十二五”以后，国内脱硝催化剂将面临严重的供过于求局面。目前主要催化剂生产厂家及产能情况见表12。3.2 非电行业脱硫脱硝发展存在的主要问题3.2.1 钢铁行业环保装置的投运率和达标率
目前我国的钢铁行业多数已安装了脱硫装置，但因环保执法力度不够，很多企业的环保装置基本不投运。
（1）部分企业对烧结烟气脱硫的情况不了解，认为其原理、工艺、设计、维护非常简单，忽视承建单位的工程能力，选择报价明显偏低的脱硫公司或者在其它领域合作过的环保公司，建设的脱硫工程低价低质，难
护经验，使部分装置长期无法正常投入运行。
（4）脱硫副产物利用情况较差，主要由于烧结烟气中成分复杂，含有重金属、二英、HCl、HF等多种污染物，导致副产物品质较低，无法资源化利用。
（5）对氮氧化物和二脱硝装备。
3.2.2 水泥脱硝行业发展存在的主要问题
从水泥行业目前的现状来看：
（1）单纯依靠重点减排工程很难实现“十二五”的减排目标；
（2）虽然有了严格的污染物排放限值，但相应的监管机制还不完善；
（3）SNCR技术在水泥行业脱硝应用广泛，但脱硝效率不高，同时还存在氨逃逸的隐患。考虑到长远的减排要求，SNCR技术还需要进一步地改进和完善。3.2.3 工业锅炉脱硫脱硝行业的问题
（1）稳定运行能力差，且工业锅炉自控水平较低，给脱硫脱硝系统的运行带来很大影响。燃煤工业锅炉仍以链
英的控制和减排能力有待
提高。据了解，国内钢铁企业目前基本上都没有配套的
22中国环保产业2015年第12期Trade Reports
行业综述
条炉排锅炉为主，往复炉排锅炉次之，成熟的循环流化床锅炉比例有限；另外，中小型锅炉的数量多，不集中，投资脱硫脱硝的费用和后期的运行费用往往要高于原先的锅炉费用，锅炉企业脱硫脱硝改造积极性不高。
（2）工业锅炉脱硫脱硝行业准入门槛较低，部分不具备脱硫能力的环保公司误导工业锅炉企业，以低价诱导锅炉企业误判锅炉环保改造的难度。中标后，以降低的设计标准应对严格的设计要求，通过降低设计采购标准来解决成本，严重影响了锅炉的安全生产和脱硫脱硝装置的长期稳定运行。
（3）工业锅炉企业不能够按照现行规定严格要求，为了降低成本，燃烧高硫煤，使脱硫装置负荷超出原设计负荷。另外，操作管理人员素质不高，系统运行维护不周，导致脱硫设施停运，偷排现象严重。
（4）脱硫副产物处置能力有限，脱硫渣的资源化利用效率不高，对矿产资源造成了极大的浪费。3.2.4 第三方运营的问题
推进第三方治理属于企业之间的委托行为，国家并无很多强制性举措，更多是通过加强环境监管和引导外包服务来促进第三方治理的形成，并在排污权交易、技术咨询、绩效评估等方面均有所考虑。国务院发布的《关于推行环境污染第三方治理的意见》中第十一条“限期第三方治理”引入了一定的强制手段。
近年来，随着国家及地方环保标准的不断提高，特别是“三群十区”“大气十条”、京津冀晋鲁蒙六省区市特别排放限值和超净排放的执行，运营方需要投入大量的资金进行技改，导致脱硫特许折旧费用、财务费用及各项运营成本增加，致使优良资产减少，而脱硫电价、热价、厂用电价格等经营边界未发生实质性变化，脱硫第三方运营板
块生产经营形势严峻，盈利能力进一步削弱。
4 解决对策及建议
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。4.1 电力脱硫脱硝行业
1）科学推进超低排放，不宜强推。进一步加强解决当前脱硫脱硝技术问题的手段，完善现有技术漏洞，鼓励开发以长远目标和利益为出发点的火电脱硫脱硝技术。2）解决第三方运营的问题。3）加强对催化剂再生行业的监督，防止二次污染。4.2 钢铁、水泥脱硫脱硝行业
进一步推进脱硫装置的安装率和投运率，政府机构应加强对钢铁企业的监管，督促其严格执行排放标准和总量控制，保证所有企业在达标排放的基础上平等竞争。4.3 工业锅炉脱硫脱硝行业
（1）各地政府应该出台政策和配套资金，加快工业锅炉改造，提高工业锅炉自动化控制水平并配备配套的污染物在线监测装置，各级环保部门加强对锅炉企业脱硫工程的监测数据和脱硫工程生产记录的日常监督管理，完善锅炉企业废气减排工程的评价机制和奖惩机制。
（2）加强对锅炉企业燃煤情况的监督管理，提高锅炉的燃煤利用率和热效率，使锅炉处于最佳的运行状态；提高司炉人员和脱硫脱硝系统控制人员的素质，注重提高操作人员的专业知识水平和节能意识，进行必要的技能培训，从人员管理方面提高锅炉安全运行，增强节能减排综合能力。
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China Development Report on Desulfurization and Denitration Industries in 2014
(Desulfurization and Denitration Committee of CAEPI, Beijing 100037)
Abstract: 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 develop-ment of non-electric industries, and puts forward the resolving countermeasures and suggestions.
Keywords: desulfurization; denitration; power plant; industrial boiler; denitration catalyzer; industry development
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