（中國環(huán)境保護產(chǎn)業(yè)協(xié)會脫硫脫硝委員會，北京 100037）

我國脫硫脫硝行業(yè)2011年發(fā)展綜述

（中國環(huán)境保護產(chǎn)業(yè)協(xié)會脫硫脫硝委員會，北京 100037）

綜述了2011年我國脫硫脫硝行業(yè)的發(fā)展環(huán)境及發(fā)展概況；分析了行業(yè)發(fā)展中存在的主要問題，提出了解決對策和建議。

脫硫;脫硝;行業(yè)發(fā)展;對策;建議

1 行業(yè)發(fā)展環(huán)境分析

近些年來，隨著我國社會經(jīng)濟的快速發(fā)展，環(huán)境問題也日益突出。硫氧化物、氮氧化物是主要的大氣污染物，嚴重地危害了生態(tài)環(huán)境和人們的身體健康。根據(jù)中國歷年的環(huán)境狀況公報，我國近十年二氧化硫的排放量如圖所示。二氧化硫排放量自2006年以來呈下降趨勢，2010年二氧化硫排放量為2185萬t，比2005年下降約14.29%。電力行業(yè)是我國二氧化硫排放大戶，根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計，2010年，全國火電二氧化硫排放926萬t，比2009年下降2.3%，比2005年降低28.80%，提前1年超額完成“十一五”減排目標；火電二氧化硫排放績效值每kW·h由2005年的6.4g下降到2.7g，實現(xiàn)了國家“十一五”規(guī)劃目標，好于美國2009年水平（美國2009年為3.4g/kW·h）。鋼鐵企業(yè)和工業(yè)鍋爐也是重要的二氧化硫污染源，2008年全國鋼鐵企業(yè)二氧化硫排放量為150萬～180萬t，約占全國二氧化硫排放總量的8%；2008年全國燃煤工業(yè)鍋爐排放二氧化硫519.1萬多t，占全國二氧化硫排放量的22.2%。

2010年，我國的氮氧化物排放量為2274萬t，主要來源于火電廠、機動車和水泥窯。據(jù)中國環(huán)境保護產(chǎn)業(yè)協(xié)會組織的《中國火電廠氮氧化物排放控制技術(shù)方案研究報告》的統(tǒng)計分析，2007年火電廠排放的氮氧化物總量已增至840萬t，比2003年的597.3萬t增加了近40.6%，占全國氮氧化物排放量的35%～40%。2010年全國水泥工業(yè)排放氮氧化物約200萬t，約占全國氮氧化物排放總量的10%，僅次于火電行業(yè)和機動車尾氣排放，位居第三。2008年全國燃煤工業(yè)鍋爐排放氮氧化物187.4萬t。我國二氧化硫和氮氧化物排放量巨大，重點行業(yè)應(yīng)承擔起相應(yīng)的減排責任。

我國2000—2010年二氧化硫年排放量[1]

2011年8月，國務(wù)院發(fā)布的《“十二五”節(jié)能減排綜合性工作方案》中明確提出了“十二五”二氧化硫減排8%和氮氧化物減排10%的約束性指標。這就要求二氧化硫和氮氧化物排放大戶火電廠、鋼鐵行業(yè)、水泥廠、燃煤工業(yè)鍋爐承擔起相應(yīng)的減排責任。另外，我國關(guān)于二氧化硫和氮氧化物排放的標準也日趨嚴格。2011年7月29日發(fā)布的《火電廠大氣污染物排放標準》（GB 13223-2011），要求二氧化硫的排放限值降低到100mg/m3（重點地區(qū)50mg/m3），NOx（以NO2計）的排放限值降低到100mg/m3?！朵撹F工業(yè)大氣污染物排放標準 燒結(jié)（球團）》（送審稿）中規(guī)定現(xiàn)有企業(yè)燒結(jié)（球團）設(shè)備二氧化硫的排放限值為600mg/m3，新建企業(yè)為200mg/m3?！端喙I(yè)大氣污染物排放標準》（GB 4915-2004）規(guī)定水泥行業(yè)氮氧化物排放限值為800mg/m3，更為嚴格的排放標準正在研究制訂中。工信部頒布的水泥行業(yè)準入條件要求，新建或改擴建水泥（熟料）生產(chǎn)線項目須配置脫除NOx效率不低于60%的煙氣脫硝裝置。另外，國家發(fā)改委出臺的《國家采取綜合措施調(diào)控煤炭和電力價格》規(guī)定，自2011年12月1日起，對安裝并正常運行脫硝裝置的燃煤電廠試行脫硝電價政策，每kW·h加價0.8分錢，以彌補脫硝成本增支。由此可見，脫硫脫硝行業(yè)發(fā)展面臨著機遇與挑戰(zhàn)。

2 脫硫脫硝行業(yè)發(fā)展概況

2.1 脫硫行業(yè)發(fā)展概況

隨著工業(yè)的快速發(fā)展以及越來越高的環(huán)保需求，世界各地現(xiàn)已開發(fā)出200多種脫硫技術(shù)。其中煙氣脫硫是控制二氧化硫污染最有效和最主要的技術(shù)手段。目前主要應(yīng)用的煙氣脫硫技術(shù)包括石灰石－石膏法、海水脫硫法、氨－硫銨法和煙氣循環(huán)流化床法。

（1）石灰石-石膏法

主要利用送入吸收塔的吸收劑——石灰石漿液與煙氣接觸混合，煙氣中的二氧化硫與吸收劑漿液中的碳酸鈣以及鼓入的空氣中的氧氣發(fā)生化學反應(yīng)，生成二水硫酸鈣即石膏。

（2）海水脫硫法

主要原理是天然海水中含有大量的OH-、CO2-、3HCO3-等呈堿性的鹽類，利用天然海水的這種特性，脫除煙氣中的二氧化硫。

（3）氨－硫銨法

該脫硫技術(shù)是用氨作為吸收劑，在脫除燃煤煙氣中二氧化硫后，可生產(chǎn)出具有高附加值的產(chǎn)品——硫銨。該方法是一種將二氧化硫資源化的符合循環(huán)經(jīng)濟要求的脫硫技術(shù)，尤其適宜在燃用中、高硫煤和有穩(wěn)定氨源地區(qū)的燃煤發(fā)電鍋爐上應(yīng)用。

（4）煙氣循環(huán)流化床法

該方法是一種半干法煙氣脫硫技術(shù)。含硫煙氣和消石灰在循環(huán)流化床內(nèi)充分混合反應(yīng)，除去二氧化硫等酸性氣體。

2.1.1 火電廠脫硫發(fā)展概況

截至2010年底，全國已投運的煙氣脫硫機組超過5.6億kW，約占全國燃煤機組容量的86%，比美國2009年的數(shù)據(jù)高36%。其中我國五大發(fā)電集團公司投運的煙氣脫硫機組共計3.4億kW，約占全國已投運燃煤脫硫機組容量的60.7%。在全國已投運的煙氣脫硫機組中，石灰石-石膏濕法仍是主要采用的脫硫方法，占92%；其余脫硫方法中，海水法占3%，煙氣循環(huán)流化床法占2%，氨法占2%，其他方法占1%。2010年累計投運的脫硫工程容量排名前10位的脫硫公司及其采用的脫硫方法如表1所示，由表1中可以看出，石灰石-石膏法作為最主要的脫硫技術(shù)的地位不可動搖。

表1 主要脫硫企業(yè)及采用的脫硫方法一覽表（按2010年底前累計已投運的脫硫工程容量大小排序）

由于海水煙氣脫硫技術(shù)具有系統(tǒng)簡單、維護方便、不需添加脫硫劑、運行費用低等優(yōu)點，海水脫硫技術(shù)也越來越受到濱海電廠的青睞。據(jù)不完全統(tǒng)計，全國已有12個燃煤電廠的47套、總裝機容量為21,624MW的機組，先后投運或在建。對于海水脫硫技術(shù)，人們普遍關(guān)心其排水對海域環(huán)境的影響。國內(nèi)外的相關(guān)單位對此進行了大量的調(diào)查和研究，研究表明：脫硫后的海水和循環(huán)冷卻水混合，并經(jīng)海水恢復系統(tǒng)調(diào)整后，pH值由3.18～3.86恢復到6.94～7.13，符合脫硫海水混合曝氣后pH≥6.8入海的可研要求；脫硫后的入海海水與海水泵房海水（天然海水）相比較，除pH值和水溫外，SS、總鉻、鋅三項指標大于本底值外，COD、砷、銅、鉛、鉻、汞等指標幾無變化。海水煙氣脫硫技術(shù)適宜于我國東、南部沿海地區(qū)及脫硫后海水排放海域擴散條件良好、燃用含硫量＜1%的煤種及200MW及以上新建燃煤發(fā)電鍋爐建設(shè)煙氣脫硫設(shè)施時選用，并要求進入脫硫塔前，煙氣中的含塵濃度＜30mg/m3（標態(tài)，干煙氣）。

國家發(fā)展和改革委員會2005年組織了赴美氨法煙氣脫硫技術(shù)的考察，考察報告客觀評價了氨法煙氣脫硫技術(shù)的發(fā)展情況，提出了此技術(shù)在我國應(yīng)用的可能性及必要性。截止到2009年年底，氨-硫銨法煙氣脫硫技術(shù)已在天津堿廠、云南解化集團熱電廠、重慶中梁山煤電集團發(fā)電廠、中石化揚子石化有限公司電廠、山東眾泰電力有限公司和廣西田東電廠等18個熱電聯(lián)產(chǎn)和燃煤發(fā)電鍋爐上得到應(yīng)用，已建脫硫裝置的處理煙氣量近850萬Nm3/h，年產(chǎn)硫銨超過30萬t。在建裝置的處理煙氣量也超過700萬Nm3/h。其中：廣西水利集團有限公司田東電廠2×135MW火電機組，采用二爐一塔設(shè)計，單塔處理煙氣量為110萬Nm3/h的氨法脫硫工程，自2009年8月投運后，運行正常，脫硫效率為96.1%，年產(chǎn)硫銨6.18萬t。

循環(huán)流化床煙氣脫硫技術(shù)具有耗水量少、設(shè)備占地面積小、投資和運行費用低等優(yōu)點。截止到2009年底的不完全統(tǒng)計，全國已有10余家環(huán)保工程公司承接過燃煤發(fā)電鍋爐二氧化硫污染治理設(shè)施的工程建設(shè)。據(jù)不完全統(tǒng)計，其應(yīng)用規(guī)模已超過2000萬kW。單臺機組容量也突破原技術(shù)政策中規(guī)定小于200MW的要求，并已在660MW機組建成一爐兩塔成功應(yīng)用的實例。

2.1.2 鋼鐵燒結(jié)脫硫發(fā)展概況

鋼鐵行業(yè)是控制燃煤工業(yè)爐窯二氧化硫污染的先行者。鋼鐵行業(yè)排放的二氧化硫主要來自燒結(jié)機，其排放的二氧化硫量占鋼鐵企業(yè)排放總量的70%以上（不含燃煤自備電廠產(chǎn)生的二氧化硫量）。由于燒結(jié)排放的煙氣量、二氧化硫濃度、水分含量、波動大，成分復雜，增加了二氧化硫的治理難度。對燒結(jié)煙氣二氧化硫的控制，主要是通過安裝脫硫設(shè)施來完成。截止到2009年5月底，我國已在40臺燒結(jié)機上建成燒結(jié)煙氣脫硫裝置35套，配用燒結(jié)機面積6312m2，占我國燒結(jié)機總面積的11.7%，形成年脫硫能力8.2萬t。采用的脫硫技術(shù)主要有石灰石-石膏法、煙氣循環(huán)流化床法、氨-硫銨法、密相干塔法等。2010年工信部曾組織有關(guān)專家對石灰石－石膏法和煙氣循環(huán)流化床法煙氣脫硫工程進行了后評估，認為：上述工程針對燒結(jié)機煙氣特點，采用改進技術(shù)后工藝系統(tǒng)配置完善合理，運行穩(wěn)定，二氧化硫排放濃度可控制在200mg/m3以下，并具有協(xié)同脫除多種其它污染物的能力。

2.1.3 工業(yè)鍋爐脫硫發(fā)展概況

我國是當今世界工業(yè)鍋爐生產(chǎn)和使用最多的國家，截止到2008年底，全國有燃煤工業(yè)鍋爐約為48萬臺，總蒸發(fā)量約為250多萬t/h，占全國工業(yè)鍋爐總臺數(shù)和總蒸發(fā)量的85%左右，年耗原煤約6.4億t。這些燃煤鍋爐大多分布在城市及其周圍地區(qū)，又是低煙囪排放，是影響城市空氣環(huán)境質(zhì)量的主要污染源之一。我國燃煤工業(yè)鍋爐煙氣脫硫起步較早，但發(fā)展緩慢。目前對城市中小型燃煤工業(yè)鍋爐二氧化硫污染防治大多采用以燃氣、燃油以及燃用含硫量較低的原煤替代含硫量較高的原煤的措施；對蒸發(fā)量20t/h及以上的大中型燃煤工業(yè)鍋爐普遍采用了除塵器和煙氣脫硫裝置串聯(lián)工藝，其采用的脫硫工藝有鈣法、鎂法等。例如北京順義區(qū)鑫浩供熱中心近三年來新建的15臺45.5MW的燃煤熱水采暖鍋爐，已全部配用袋式除塵器串聯(lián)鎂法脫硫裝置，污染物減排效果明顯，除塵、脫硫效率分別達到99.0%和95%以上。除了上述工藝外，一些企業(yè)利用鍋爐自身排放的堿性物質(zhì)、廢電石渣、印染廢水，因地制宜地采用除塵后串聯(lián)堿性廢物的“以廢治廢”脫硫工藝，也取得了良好效果。

2.2 脫硝行業(yè)發(fā)展概況

目前針對控制燃煤NOx排放的脫硝技術(shù)主要包括低氮燃燒技術(shù)和煙氣脫硝技術(shù)兩類。

（1）低氮燃燒技術(shù)

主要包括：低NOx燃燒器技術(shù)、空氣分級燃燒技術(shù)、燃料分級燃燒技術(shù)、煙氣再循環(huán)技術(shù)和循環(huán)流化床鍋爐燃燒技術(shù)。低氮燃燒技術(shù)的脫硝效率僅有25%～40%。

（2）煙氣脫硝技術(shù)

該技術(shù)是目前世界上發(fā)達國家普遍采用的減少NOx排放的方法，其中選擇性催化還原（SCR）技術(shù)，脫硝率可達90%以上，已成為國際上火電廠NOx排放控制的主流技術(shù)。SCR技術(shù)是在特定催化劑的作用下，用氨或其他還原劑選擇性地將NOx還原為氮氣和水，反應(yīng)溫度一般為300℃～450℃，所以SCR催化劑是SCR的核心，占脫硝成本的40%左右。選擇性非催化還原（SNCR）技術(shù)是把含有NHx基的還原劑噴入爐膛溫度為850℃～1100℃的區(qū)域后，與煙氣中的NOx進行反應(yīng)而生成氮氣，在反應(yīng)過程中沒有催化劑參與。

2.2.1 火電廠脫硝發(fā)展迅猛

火電廠是我國氮氧化物排放的第一大戶，占全國氮氧化物排放總量的30%～40%。自《火電廠大氣污染物排放標準》（GB 13223-2003）頒布后，對氮氧化物的控制已引起火電行業(yè)的高度重視。根據(jù)中電聯(lián)的統(tǒng)計，截止到2011年3月底，國內(nèi)已投運煙氣脫硝機組容量為9689萬kW，約占煤電機組容量的14%；其中，采用SCR法的占93.31%；SNCR法的占6.28%，SCR＋SNCR方法的占0.41%。在建、規(guī)劃（含規(guī)劃電廠項目）的脫硝工程容量超過1.5億kW。

2012年1月1日，隨著《火電廠大氣污染物排放標準》（GB 13223-2011）的頒布以及脫硝電價政策的出臺，新標準較此前要嚴格得多，達到世界上最嚴格的排放標準，這將導致 “十二五”脫硝產(chǎn)業(yè)將迎來爆發(fā)式增長。

（1）環(huán)保部的預測

根據(jù)環(huán)保部的預測，新標準實施后，到2015年，需要新增煙氣脫硝容量8.17億kW，共需脫硝投資1950億元，2015年需運行費用612億元。到2020年，需要新增煙氣脫硝容量10.66億kW，共需脫硝投資2328億元，2020年需運行費用800億元，按照這個基礎(chǔ)估算，全國每年新增煙氣脫硝容量約1.6億kW，投資為300億～400億元。

（2）中電聯(lián)的預測

全國火電廠改造范圍：約有90%的機組需進行脫硝改造，外加新建機組，全國部分發(fā)電企業(yè)“十二五”期間的脫硝改造機組預測為：華能6000萬kW；大唐4500萬kW；華電4500萬kW；國電5500萬kW等等。

根據(jù)估算，全國在“十二五”期間，將有5.69億kW現(xiàn)有機組需要技術(shù)改造安裝脫硝裝置；將有2.6億kW新建機組需要加裝SCR脫硝裝置。

僅在2012年，我國就將有7000萬～8000萬kW裝機容量建成或開工建設(shè)脫硝裝置，約有160臺鍋爐安裝脫硝裝置，總投資額達100億元。

2.2.2 水泥行業(yè)脫硝發(fā)展概況

對水泥行業(yè)來說，由于GB 4915-2004排放標準中的氮氧化物排放800mg/m3的限值較為寬松，與歐盟等國外水泥企業(yè)氮氧化物排放限值500mg/m3有較大差距，并且與實際中新型干法水泥窯的氮氧化物排放普遍在800mg/m3左右基本相當，影響到水泥行業(yè)脫硝工程的進展，且不能滿足水泥行業(yè)“十二五”規(guī)劃明確的氮氧化物排放量下降10%的目標，以及即將修訂頒布的水泥工業(yè)大氣污染物排放標準的要求。近期，湖南、山西、廣東、杭州等省市都已下發(fā)了水泥生產(chǎn)線實施脫硝的相關(guān)文件，必將會大大推進水泥行業(yè)氮氧化物的減排和脫硝行業(yè)的發(fā)展。

2.2.3 工業(yè)鍋爐脫硝發(fā)展概況

由于我國現(xiàn)行的國家排放標準中對燃煤工業(yè)鍋爐氮氧化物尚未提出排放限值的要求，所以從全國范圍來說，燃煤工業(yè)鍋爐氮氧化物的控制工作還沒有開展。近年來通過對當前大氣環(huán)境污染形勢的分析以及“十二五”環(huán)境保護規(guī)劃的實施，對燃煤工業(yè)鍋爐氮氧化物控制日益引起有關(guān)部門和單位的關(guān)注，燃煤工業(yè)鍋爐氮氧化物的控制工作也有了一些積極的進展。例如，北京西山新干線公司和東南大學聯(lián)合在順義區(qū)城北集中供熱鍋爐房#3爐（64MW），實施了以鍋爐結(jié)構(gòu)改進+SCR工藝+尿素熱解制氨為技術(shù)路線的氮氧化物控制工程，目前運行情況良好，氮氧化物排放濃度可控制在50mg/m3以內(nèi)，脫硝效率可穩(wěn)定在90%左右，氨逃逸可低于1ppm。

2.2.4 脫硝催化劑產(chǎn)業(yè)發(fā)展概況

選擇性催化還原脫硝技術(shù)SCR的技術(shù)關(guān)鍵是催化劑，催化劑占脫硝工程成本的40%，構(gòu)成了主要的脫硝裝置運行成本。2006年之前，國內(nèi)的催化劑供應(yīng)完全依賴國外。伴隨著脫硝產(chǎn)業(yè)的推進，國內(nèi)廠家紛紛組建了自己的脫硝催化劑生產(chǎn)基地，目前國內(nèi)已經(jīng)形成了較大的脫硝催化劑生產(chǎn)能力。

（1）“十二五”期間脫硝催化劑需求預測

脫硝催化劑需求方面，“十二五”期間新建 + 技術(shù)改造共計建設(shè)8.29（2.60+5.69）億kW脫硝容量，按2012—2015年估算，每年的催化劑需求量約為15.6萬m3。

預計“十二五”以后，國內(nèi)脫硝市場平穩(wěn)運行，以每年一定的新建機組和在役機組的催化劑更換需求為主，每年新建機組0.5億kW，催化劑需求約為4萬m3/a，更換需求約為12.44萬m3/a，預計到時催化劑再生技術(shù)將成熟，一部分（按20%計算）廢棄脫硝催化劑可通過再生的方式再利用，約2.5萬m3/a，三者相抵，每年需求約13.94萬m3/a?！笆濉逼陂g及以后國內(nèi)脫硝催化劑市場供需預測見表2。

表2 國內(nèi)脫硝催化劑市場供需預測

（2）國內(nèi)脫硝催化劑產(chǎn)能調(diào)查

據(jù)中國環(huán)境保護產(chǎn)業(yè)協(xié)會脫硫脫硝委員會的初步調(diào)查統(tǒng)計，國內(nèi)目前的脫硝催化劑生產(chǎn)廠家可分為二類。第一類是生產(chǎn)線已經(jīng)投產(chǎn)，已經(jīng)有了產(chǎn)品應(yīng)用業(yè)績，具備供貨能力的企業(yè)，如重慶遠達催化劑制造有限公司、江蘇龍源催化劑有限公司、成都東方凱特瑞環(huán)保催化劑有限責任公司、江蘇萬德電力環(huán)保有限公司、瑞基（中國）科技發(fā)展有限公司、莊信萬豐雅基?。ㄉ虾＃┉h(huán)保技術(shù)有限公司等，已形成約10.3萬m3/a的產(chǎn)能。第二類，一些廠家的脫硝催化劑生產(chǎn)線正在建設(shè)，預計到2012年底投產(chǎn)的企業(yè)，大約有6.18萬m3/a的產(chǎn)能。兩類企業(yè)的產(chǎn)能形成總計16.48萬m3/a。

目前，催化劑廠家的經(jīng)營狀況苦樂不均，第一類的催化劑廠家瓜分了國內(nèi)大部分的市場，具體調(diào)查情況見表3。

表3 已經(jīng)投產(chǎn)的國內(nèi)脫硝催化劑生產(chǎn)廠家（排序不分先后）

表4 將于2012年底投產(chǎn)的國內(nèi)脫硝催化劑生產(chǎn)廠家（排序不分先后）

目前，我國在脫硝催化劑原材料國產(chǎn)化方面取得了很大進展，采用國產(chǎn)原材料生產(chǎn)的催化劑性能達到了國際先進水平，預計將結(jié)束脫硝催化劑原材料鈦白粉進口的局面。國內(nèi)部分脫硝催化劑原材料生產(chǎn)廠家的調(diào)研結(jié)果見表5。

表5 國內(nèi)脫硝鈦白粉主要生產(chǎn)廠家

據(jù)不完全統(tǒng)計，前3家鈦白粉廠家的產(chǎn)能足以支撐10萬m3的脫硝催化劑生產(chǎn)。

（3）“十二五”期間脫硝催化劑供需形勢預測

到2012年底，國內(nèi)脫硝催化劑將形成164,800m3/a總產(chǎn)能，而國內(nèi)同期的需求預測為15萬～16萬m3/a。綜上所述，在不考慮國外供應(yīng)商、國內(nèi)不再增加新的催化劑生產(chǎn)線的條件下，“十二五”期間，國內(nèi)脫硝催化劑供需總量基本平衡，但是在脫硝建設(shè)投產(chǎn)的高峰時段，脫硝催化劑將出現(xiàn)供不應(yīng)求的狀態(tài)。由于各廠家的品牌、業(yè)績和市場能力不同，預計催化劑廠家將出現(xiàn)兩極分化的局面，一些廠家的產(chǎn)品將供不應(yīng)求。而在“十二五”以后，國內(nèi)催化劑將面臨供過于求的局面。

3 行業(yè)發(fā)展存在的主要問題及分析

3.1 脫硫行業(yè)存在的主要問題

（1）現(xiàn)有的脫硫技術(shù)對燃用中、高硫煤的火電機組難以達到新標準要求

新的《火電廠大氣污染物排放標準》規(guī)定二氧化硫的排放限值為100mg/m3，對于含硫量1%的煤，二氧化硫的初始排放濃度約為2000mg/m3，這就要求脫硫設(shè)備連續(xù)穩(wěn)定的脫硫效率能達到95%以上；而對于含硫量2%的煤，二氧化硫的初始排放濃度約為4000mg/m3，則要求脫硫設(shè)備連續(xù)穩(wěn)定的脫硫效率能達到97.5%以上，目前作為主流脫硫技術(shù)的石灰石-石膏法配用于燃用中、高硫煤的火電機組時，難以達到新標準的要求。對現(xiàn)役燃煤機組已采用石灰石-石膏法煙氣脫硫的工程，將面臨大量的技術(shù)改造。

（2）鋼鐵燒結(jié)脫硫技術(shù)尚處于試用階段

在借鑒火電廠煙氣脫硫技術(shù)以及國外鋼鐵燒結(jié)脫硫技術(shù)的基礎(chǔ)上，目前我國投運的鋼鐵燒結(jié)脫硫技術(shù)主要有石灰石-石膏法、循環(huán)流化床法、氨-硫銨法、密相干塔法等，這些工藝投運時間短，多數(shù)處于試運行階段，因此這些技術(shù)是否與我國鋼鐵燒結(jié)（球團）排放的具體情況相適應(yīng)，急需總結(jié)經(jīng)驗和評估考核。

（3）脫硫石膏的消納問題不容忽視

我國已投運的脫硫工藝中以石灰石-石膏法為主。2010年，我國由脫硫工藝產(chǎn)生的副產(chǎn)品石膏約為5230萬t，比上年增長21.6%。2010年全國脫硫石膏綜合利用率約69%。截至2010年底，燃煤電廠脫硫石膏仍有庫存近8000萬t，部分電廠對過剩的脫硫石膏采取了堆放或丟棄的處理方式，既造成了資源的浪費又污染了環(huán)境。由此可見，脫硫石膏的綜合利用問題不容忽視。而由燒結(jié)煙氣脫硫產(chǎn)生的副產(chǎn)物成分復雜，其利用途徑還有待于進一步開拓。

（4）對脫硫設(shè)施監(jiān)管不到位

我國的火電廠煙氣脫硫設(shè)施均已配備了煙氣在線監(jiān)測系統(tǒng)，但在實際運行過程中，故障率較高，不能實時準確地反映出脫硫設(shè)施的脫硫效果。對鋼鐵企業(yè)燒結(jié)排放二氧化硫的監(jiān)管主要采用間斷的監(jiān)測方式，無法對排放二氧化硫濃度及總量準確監(jiān)控。

（5）預計脫硫廢水將成為下一個環(huán)保監(jiān)測熱點

脫硫廢水中的高含鹽量、高氯問題，一直沒有得到很好解決。由于環(huán)保法規(guī)的滯后，脫硫廢水的排放長期沒有得到重視，隨著監(jiān)管逐步完善，脫硫裝置的運行將逐漸好轉(zhuǎn)，對二氧化硫排放的關(guān)注將轉(zhuǎn)移到脫硫廢水。

（6）“石膏雨”問題

目前，大部分火力發(fā)電廠脫硫系統(tǒng)采用石灰石-石膏濕法脫硫工藝，取消了氣-氣換熱器（gas-gasheater，GGH）裝置，直接將凈煙氣從煙囪排出，煙囪采用內(nèi)襯防腐材料，形成“濕煙囪”排放的方案。無GGH裝置的脫硫系統(tǒng)投產(chǎn)后，雖有效避免了GGH的堵塞問題，但由于“濕煙囪”無煙氣再熱措施，排煙溫度較低，吸收塔出口帶有飽和水的凈煙氣在排出過程中部分冷凝形成液滴，煙氣自煙囪口排出后不能有效地抬升、擴散到大氣中，導致取消GGH裝置后煙氣不能迅速消散，特別是當?shù)貐^(qū)溫度、氣壓較低或在陰霾天氣的時間段，煙氣中攜帶的粉塵及液滴聚集在煙囪附近，落到地面形成“石膏雨”或酸雨，對電廠及周邊環(huán)境產(chǎn)生污染，甚至腐蝕設(shè)備?！笆嘤辍笔菨穹摿蛳到y(tǒng)運行中的一個實際問題，應(yīng)采取必要的技術(shù)措施進行解決。

3.2 脫硝行業(yè)存在的主要問題

（1）低價中標，缺乏核心技術(shù)

為在競標中低價中標，SCR脫硝反應(yīng)器人為減少催化劑設(shè)計用量，違背設(shè)計原則，不按照運行工況預留必須的設(shè)計裕量，結(jié)果是很難保證催化劑充分的化學壽命；某些脫硝項目，缺乏必須的輔助設(shè)計手段，不做流場模擬試驗，導致SCR反應(yīng)器內(nèi)風速、積灰嚴重不均，催化劑層堵塞，反應(yīng)器阻力大，機組運行隱患增大；某些脫硝項目，由于設(shè)計原因，噴氨管積灰堵塞。某些脫硝反應(yīng)器偷工減料，鋼結(jié)構(gòu)設(shè)計未考慮極端工況代來的極端最大負荷，給機組運行帶來極大的安全隱患。國內(nèi)電廠普遍缺乏統(tǒng)一的SCR運行維護標準。

（2）脫硝催化劑生產(chǎn)行業(yè)發(fā)展初期面臨的問題

1）脫硝催化劑行業(yè)缺乏統(tǒng)一標準和監(jiān)管。催化劑各廠家都是按照直接從外方標準翻譯而來的企業(yè)標準進行產(chǎn)品檢測，之間差別很大，甚至對于同一檢測指標的定義都有差別，使招標方更無從進行質(zhì)量判斷和優(yōu)選；這是催化劑行業(yè)亟待解決的問題。

目前，催化劑領(lǐng)域沒有行業(yè)的第三方檢測機構(gòu)，無法對不同技術(shù)流派和不同廠家的催化劑質(zhì)量在統(tǒng)一的評價體系內(nèi)進行質(zhì)量評價；在催化劑招標中，缺乏專業(yè)的評價機構(gòu)，對于某工程實際所需的催化劑量根本無概念性認識，導致催化劑用量完全由催化劑廠家說了算，而各廠家報價和用量往往差別很大，使業(yè)主無從判斷工程催化劑的合理用量，容易使不法廠商以低價中標獲利，最終貽誤和損害了脫硝工程建設(shè)。

2）國產(chǎn)催化劑生產(chǎn)核心技術(shù)、原材料嚴重依賴國外，成本較高。我國目前的脫硝催化劑生產(chǎn)，催化劑配方、生產(chǎn)工藝全部是依靠引進國外廠家技術(shù)，并購買國外的原材料，在國內(nèi)生產(chǎn)制成。由于外商控制了催化劑主要原材料的供應(yīng)，導致催化劑價格居高不下，這成為國內(nèi)脫硝催化劑面臨的主要問題。

與國外燃煤機組相比，我國電廠燃煤煙氣的特點是高灰、高鈣、高硫，粉塵含量最高達到50g/Nm3以上，催化劑很容易產(chǎn)生嚴重的磨損，導致催化劑機械壽命大大降低。因此引進國外技術(shù)和原材料生產(chǎn)的脫硝催化劑面臨著如何適應(yīng)國內(nèi)煙氣條件的問題。

3）個別廠家存在產(chǎn)品質(zhì)量不穩(wěn)定問題。由于催化劑配方、生產(chǎn)工藝全部是引進國外廠家技術(shù)，一些企業(yè)技術(shù)力量嚴重不足，造成催化劑產(chǎn)品質(zhì)量不穩(wěn)定。

4）SCR催化劑造價高，再生困難。我國目前應(yīng)用于脫硝技術(shù)催化劑的原材料仍主要依賴進口，致使脫硝運行成本較高。使用中的催化劑因燒結(jié)、堵塞、磨蝕和化學中毒等原因失活，SCR催化劑的使用壽命一般為3～5年。對失活催化劑進行再生處理既可以降低SCR系統(tǒng)的成本，又可避免催化劑的拋棄處理對環(huán)境造成的危害。我國SCR催化劑的再生處理目前還處于實驗室研究階段，技術(shù)尚未成熟，不能滿足行業(yè)發(fā)展的需求。

5）缺乏針對水泥行業(yè)脫硝的催化劑。水泥行業(yè)生產(chǎn)工況和煙氣性質(zhì)與火電行業(yè)有很大的差別，當使用SCR技術(shù)進行脫硝時，水泥分解爐中的生料對NOx的一些基本反應(yīng)有明顯的催化作用，煙氣中的高濃度顆粒物會阻塞催化劑，堿性物質(zhì)（CaO等）會引起催化劑的中毒。針對水泥行業(yè)的具體情況急需開發(fā)新型脫硝SCR催化劑。

6）水泥脫硝行業(yè)缺乏相關(guān)的政策法規(guī)和標準體系。我國水泥廠煙氣脫硝產(chǎn)業(yè)剛剛起步，有關(guān)技術(shù)標準和規(guī)范正在制訂中。國內(nèi)目前執(zhí)行的《水泥工業(yè)大氣污染物排放標準》（GB 4915-2004）規(guī)定的氮氧化物排放限值不能滿足對水泥行業(yè)氮氧化物減排要求，與其配套的技術(shù)經(jīng)濟政策也需進一步完善。

4 對策和建議

（1）加強技術(shù)創(chuàng)新，開展高效脫硫和脫硝技術(shù)研究加強高效的脫硫技術(shù)，尤其是適用于燃用中、高硫煤火電機組的脫硫技術(shù)和多種污染物協(xié)同控制技術(shù)的開發(fā)。研究增效的石灰石-石膏濕法脫硫技術(shù)以滿足新排放標準的要求。開展針對水泥行業(yè)的催化劑研發(fā)。加大對催化劑作用機理、中毒、再生等關(guān)鍵技術(shù)的研發(fā)力度。

（2）因地制宜，因爐制宜，選擇合適的脫硫技術(shù)

根據(jù)不同地區(qū)燃用不同煤質(zhì)以及不同爐型的要求有針對性的選擇脫硫技術(shù)。對于燃用中、高硫煤的火電廠且氨源豐富的地方，可選用脫硫效率高的氨法。在缺水、環(huán)境容量大的地區(qū)和煙氣中SO3含量高的火電機組可考慮采用循環(huán)流化床脫硫技術(shù)。對20t/h（14MW/h）及以上的燃煤工業(yè)鍋爐應(yīng)優(yōu)先選用先除塵后脫硫技術(shù)，并鼓勵利用鍋爐房所在單位排放的堿性水、堿性物（如印染廢水、造紙白泥、電石渣等）進行“以廢治廢”的脫硫工藝。

（3）提高脫硫副產(chǎn)品的綜合利用率

針對我國目前脫硫石膏庫存量大的問題，應(yīng)制訂鼓勵脫硫副產(chǎn)物——石膏綜合利用的經(jīng)濟政策，限制天然石膏的過度開采。加強脫硫石膏工業(yè)化應(yīng)用的研究開發(fā)和示范推廣，延伸脫硫副產(chǎn)品綜合利用的產(chǎn)業(yè)鏈。將脫硫石膏資源化利用是發(fā)展生態(tài)經(jīng)濟的重大舉措。

（4）繼續(xù)推進脫硫特許經(jīng)營，加強脫硫設(shè)施建設(shè)與運行的全過程監(jiān)管

特許經(jīng)營是保障脫硫設(shè)施建設(shè)和運行質(zhì)量的機制性措施，應(yīng)在已有工作的基礎(chǔ)上積極推進煙氣脫硫特許經(jīng)營，不斷完善污染物治理的市場機制。新建和改造的火電廠、鋼鐵企業(yè)和工業(yè)鍋爐脫硫設(shè)施要安裝在線檢測設(shè)備，并與當?shù)氐碾娋W(wǎng)公司、環(huán)保部門聯(lián)網(wǎng)，對脫硫設(shè)施的運行效果實現(xiàn)實時準確的監(jiān)控。

（5）完善水泥工業(yè)脫硝相關(guān)的標準體系，并推出適當?shù)慕?jīng)濟政策

加快水泥工業(yè)氮氧化物排放標準、技術(shù)政策、應(yīng)用指南的制修訂工作。借鑒發(fā)達國家現(xiàn)有的標準，合理確定水泥工業(yè)新的氮氧化物排放標準，并有序推進。在經(jīng)濟政策方面，可以借鑒對燃煤電廠的環(huán)境經(jīng)濟政策，對實施脫硝改造的企業(yè)給予脫硝投資補貼及水泥產(chǎn)品銷售稅收適度減免政策，調(diào)動企業(yè)積極性，促進水泥行業(yè)氮氧化物減排的快速發(fā)展?！?/p>

China Development Report on Desulfurization and Denitration Industry in 2011

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

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1006-5377（2012）06-0020-07