脱硫脱硝行业2014年发展综述

（中国环境保护产业协会脱硫脱硝委员会，北京 100037）

脱硫脱硝行业2014年发展综述

（中国环境保护产业协会脱硫脱硝委员会，北京 100037）

综述了2014年我国脱硫脱硝行业的发展环境及现状、行业的发展特点和重要动态，重点分析了火电厂烟气脱硫脱硝发展和非电行业脱硫脱硝发展中存在的主要问题，提出了解决对策和建议。

脱硫；脱硝；火电厂；工业锅炉；脱硝催化剂；行业发展

1 2014年行业发展概况

1.1 行业发展环境

1.1.1 行业整体发展环境

（1）监测结果显示重点城市的空气质量有所改善

2013年全国性雾霾天气创52年之最，表明了我国的大气污染状况仍十分严重。工业总量的持续增长也给环保领域带来前所未有的压力，具体表现为城市大气环境总悬浮颗粒物普遍超标、二氧化硫污染保持在较高水平，机动车尾气污染物排放总量增加迅速，氮氧化物型酸雨呈加重趋势。

2015年3月16日，环保部公布了今年2月74个重点城市的空气质量状况。数据显示，京津冀地区2月份的平均达标天数比1月份提高了1.9%，空气质量有所改善。数据好转的不只是今年2月，记者从近日京津冀三省、市晒出的“治霾成绩单”中了解到，2014年PM2.5平均浓度北京下降4%、河北下降12%、天津下降13.5%，变化不可谓不大。2013年，中国平均雾霾天数创52年之最；2014年秋至2015年初，浓雾频频造访，监测显示，中国的大气污染物数据正在下降。

2014年，北京PM2.5浓度为每立方米85.9微克，较2013年下降4%；上海为每立方米52微克，较上年下降16.1%；广东9城市PM2.5浓度下降10.6%。2014年在按照《环境空气质量标准》（GB3095-2012）监测的161个城市中，城市空气质量达标的城市占9.9%，未达标的城市占90.1%。

（2）煤炭仍然是第一污染源

国家统计局数据显示，2014年中国原煤消耗38.7亿吨，下降2.5%；出口煤炭574万吨，进口煤炭2.9亿吨。

煤烟型污染仍是我国二氧化硫、氮氧化物和粉尘产生的第一大污染源，电力行业是燃煤主体，近年来其在环保领域付出的努力有目共睹，脱硫脱硝除尘工程数量与火电厂机组容量同步发展。非电行业燃煤的污染效应较为突出。

工业和信息化部指出：煤炭在我国一次能源消费中约占66%，煤炭消费总量约37亿吨，占全球煤炭消费量的50%左右。全国烟粉尘排放的70%、二氧化硫排放的85%、氮氧化物排放的67%都源于以煤炭为主的化石能源燃烧，是影响大气环境质量的主要因素。

除电力行业外，2012年工业领域煤炭消耗占煤炭消耗总量的46%，达16亿吨。此外，工业用煤行业多、分布范围广、利用效率低、污染物排放高，是大气污染防治的重要领域。

除电力行业外，工业领域煤炭消耗量大的领域分别为焦化、煤化工、工业锅炉、工业炉窑，以上4个耗煤重点领域煤炭消耗量占工业煤炭消耗量（除电力）的

95%，烟粉尘、二氧化硫、氮氧化物排放量分别约占全国排放量的36%、45%、24%。

国家统计局数据显示：受国内外经济形势的影响，2014年我国国民经济增长趋于平稳，工业生产平稳增长。全年全部工业增加值22,7991亿元，比上年增长7.0%。规模以上工业增加值增长8.3%。在规模以上工业中，分经济类型看，国有及国有控股企业增长4.9%；集体企业增长1.7%，股份制企业增长9.7%，外商及港澳台商投资企业增长6.3%；私营企业增长10.2%。分门类看，采矿业增长4.5%，制造业增长9.4%，电力、热力、燃气及水生产和供应业增长3.2%。

2014年全年第二产业中所涉及的大气污染物排放量较高的行业主要有电力热力生产业，固定资产投资22,916亿元，比上年增长17.1%。

（3）超低排放发展促使火电成为清洁能源

2012年以来，中国火电行业进入了前所未有的大变革时代，高参数、大容量，环保排放标准不仅达到全球最严格，而且引领国际煤电清洁利用。2014年是这个大变革过程中的又一个无法磨灭的年份。

国家统计局数据显示，2014年末全国发电装机容量136,019万千瓦，比上年末增长8.7%。其中，火电装机容量91,569万千瓦，增长5.9%；水电装机容量30,183万千瓦，增长7.9%；核电装机容量1988万千瓦，增长36.1%；并网风电装机容量9581万千瓦，增长25.6%；并网太阳能发电装机容量2652万千瓦，增长67.0%。虽然清洁能源发电投资比重不断增加，但通过比较近几年火电与清洁能源的实际发电量和装机容量，可以发现国内对火电发电的依赖性依然很明显。

与此同时，对火电发电的依赖性也使得火电行业的环保压力逐渐增大。2014年，全国发电量55,459亿千瓦时，比上年增长3.6%。分类型看，水电发电量10,661亿千瓦时，同比增长19.7%，占全国发电量的19.2%，比上年提高2.6个百分点；火电发电量41,731亿千瓦时，同比下降0.7%，占全国发电量的75.2%，比上年降低3.3个百分点；核电、并网风电和并网太阳能发电量分别为1262亿千瓦时、1563亿千瓦时和231亿千瓦时，同比分别增长13.2%、12.2%和171%，占全国发电量的比重分别比上年提高0.2、0.2和0.3个百分点。面对污染物基数逐年增加，污染物排放标准日益严格，电力行业按照国家要求，一直致力于燃煤污染物的全面治理， 因此脱硫脱硝产业的主要收入来源是在电站锅炉领域。

根据中国环保产业协会脱硫脱硝委员会的推算，2014年当年新建投运火电厂烟气脱硫机组容量超过3700万千瓦；截至2014年底，已投运火电厂烟气脱硫机组容量约7.65亿千瓦，占全国现役燃煤机组容量的92.3%。

2014年底，国内各大发电企业脱硫装置安装率达到了近100%，脱硝装置安装率超过90%。全国发电企业节能环保投入超过600亿元，其中华能投入173亿元，大唐投入70亿元，中电投投入55亿元。

中国华电集团对于国家提出新建煤电机组供电煤耗必须小于每度电300克标煤表示，东部地区新建煤电机组大气污染物排放浓度要基本达到燃气机排放限值，中西部地区也要争取达到这一要求。在认真落实国家环保政策要求，贯彻执行新的《环境保护法》后，中国华电集团现役脱硝机组容量同比提高44%。河北裕华、山东章丘、天津军粮城等企业在公司系统率先实现超低排放。

中国国电集团公司持续优化电源结构，重大战略性项目取得积极进展，火电60万千瓦及以上机组比重达48.5%，同比提高4.1个百分点。

此外，2014年国电节能减排技术改造力度继续加强，脱硫机组比重达到99.8%，脱硝机组比重达到93.7%，按期完成了二氧化硫、氮氧化物排放总量任务。

2014年，中国华能集团公司投产的百万千瓦超超临界机组由2010年初的7台增至13台，居全国首位，热电联产和30万千瓦及以上超临界、超超临界纯凝煤电装机占煤电比重超过70%。华能还不断提高煤电机组环保水平，全面开展燃煤机组脱硫、脱硝和除尘提效技术改造。2014年，供热和节能环保改造投入达到153亿元，煤机除尘、脱硫、脱硝装备率分别达到100%、100%和90%。

中国大唐集团数据显示，2014年全年完成供电煤耗同比降低3.73克/千瓦时，完成发电厂用电率同比降低0.25个百分点，完成发电油耗同比降低1.08吨/亿千瓦时，完成发电水耗同比降低0.05千克/千瓦时。

2014年大唐集团共投入70多亿元进行以脱硫、脱硝、除尘为重点的环保改造。据统计，集团公司全年共完成42台机组的脱硫改造项目、47台机组的脱硝改造项目、87台机组的除尘改造项目，全面完成了环保部脱硝改造责任书目标任务。截至2014年底，大唐集团火电机组脱硫装备率达到100%，脱硝装备率达到96.3%，脱硫旁路封堵率达到97.2%。

中国电力投资集团公司一直以火电、水电板块为主要的利润支撑，把煤电减排作为企业的重要责任，2014年中电投投入相当大的资金在燃煤发电机组的环保改造上。

到2014年年底，中电投燃煤机组供电煤耗累计下降10克/千瓦时，达到309克/千瓦时，脱硫装备率达到100%，脱硝装备率达到94%。污染物减排能力进一步增强。

1）烟尘控制方面：2014年，按照修订后的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），燃煤电厂除尘设施进行了大范围改造，在继续应用低温电除尘器、高频电源、移动电极技术的基础上，湿式电除尘器等开始在一些新建机组和改造机组上大规模应用。同时，通过优化现有脱硫吸收塔内流场、改造湿法脱硫除雾系统等方式提高了对烟尘的协同脱除能力。经中电联初步分析，2014年煤电平均除尘效率达到99.75%以上，比2013年提高0.1个百分点。

2）二氧化硫控制方面：经中电联初步统计，截至2014年底，统计口径内的燃煤发电机组基本上全部采取了脱硫措施，其中，烟气脱硫机组容量约7.55亿千瓦，约占全国煤电机组容量的91.5%，比2005年提高77个百分点，比美国（2011年）高31个百分点；其他机组主要为具有炉内脱硫能力的循环流化床锅炉（见图1）。

图1 2005～2014年全国烟气脱硫机组投运情况

3）氮氧化物控制方面：经中电联初步统计，截至2014年底，烟气脱硝机组容量约6.6亿千瓦，约占全国煤电装机容量的80%，比2013年提高了近22个百分点，比美国（2011年）高30个百分点；预计火电烟气脱硝比例达到72%左右（见图2）。

图2 2005～2014年全国火电厂烟气脱硝机组投运情况

4）环保资金投入方面：2014年，煤电企业积极筹措资金，克服困难，进行了大规模环保设施改造。经中电联初步测算，仅2014年脱硫、脱硝、除尘建设和改造费用超过500亿元，每年用于煤电环保设施运行的费用超过800亿元。

（4）废脱硝催化剂被定义为危险废弃物

2014年8月，环保部办公厅发布《关于加强废烟气脱硝催化剂监管工作的通知》，明确规定为切实加强对废烟气脱硝催化剂（钒钛系）的监督管理，将废脱硝催化剂纳入危险废物进行管理。

（5）钢铁行业压缩产能但脱硫脱硝装置安装率进一步提高

中国钢铁工业协会的数据显示：2014年，全国共生产粗钢8.23亿吨、生铁7.12亿吨、钢材11.26亿吨，分别比上年同期增长0.89%、0.47%和4.46%，增幅同比回落6.65、5.77和6.89个百分点。我国粗钢产量占世界钢产量的50.26%。2014年，会员企业粗钢产量6.58亿吨，同比增长1.65%，高于全国增速；其他企业生产粗钢1.65亿吨，同比下降2.03%。

2014年，中国钢铁企业普遍加大节能减排方面的投资，进一步加强以烧结脱硫、“三干三利用”、能源管控中心等为代表的节能技术的全面升级和推广应用，吨钢主要污染物排放量逐步减少，其综合能耗同时下降，钢铁行业大气污染物排放总量增长势头得到遏制。

2014年，我国钢铁行业吨钢综合能耗下降7.17千克标煤，同比下降1.21%；全行业耗水量下降8.5亿立方米，再创近年来新记录；行业二氧化硫排放量同比下降16%；烟粉尘类排放量同比下降9%；整体行业的煤气、高炉煤气等利用率普遍提高。我国钢铁行业节能环保整体水平再上新台阶。

与动力行业不同，钢铁行业最大的热点是压缩产能而非扩建。对于钢铁行业来说，其未来的发展走向还有一个重要的外部因素必须考虑，那就是环保风暴。2013年9月，环境保护部、发展改革委、工业和信息化部、财政部、住房城乡建设部、能源局联合印发《京津冀及周边地区落实大气污染防治行动计划实施细则》要求河北省到2017年底，压缩钢铁产能6000万吨以上。河北省随后制定了《削减煤炭消费及压减钢铁等产能任务分解方案》，提出到2015年底，压缩炼铁产能1447万吨、粗钢产能1586万吨，减少煤炭消费875万吨。2014年，中国钢铁行业大气环保的主要战场是除尘、脱硫脱硝行业整体发展平稳。

中国钢铁工业协会的数据显示：全年淘汰落后炼钢产能3110万吨、水泥8100万吨、平板玻璃3760万重量箱，圆满完成了政府工作报告确定的目标。2011年至2014年，累计淘汰落后炼钢产能7700万吨、水泥（熟料及粉磨能力）6亿吨、平板玻璃1.5亿重量箱，提前一年完成“十二五”淘汰任务。2014年单位工业增加值能耗和用水量分别降低7%和5.8%。

（6）水泥行业脱硝发展环境

根据国家统计局公布的数据显示，2014年水泥产量20,401万吨，同比下降1.4%；全国规模以上水泥产量247,619万吨，全年累计水泥产量增长为1.8%。水泥产量占世界总产量的一半。

据中国水泥协会统计，截至2013年底，全国新型干法水泥生产线约1714条，设计熟料产能达17亿吨，较2012年新增72条生产线，新增熟料生产能力9430万吨。

国内外经济形势的影响在一定程度上减缓了水泥企业的发展速度，但如此规模的产能大量释放给环保行业带来了巨大压力。2013年环保部向水泥行业发布了征求意见稿，重新制定了水泥行业大气污染物的排放标准，严格控制排放限值。新标准的提出使全国水泥企业进行环保整改，因此未来脱硝产业在水泥行业将有很好的市场前景。

环保部于2013年12月27日发布《水泥工业大气污染物排放标准》（GB4915-2013）和《水泥窑协同处置固体废物污染控制标准》（GB30485-2013），新标准重点提高了颗粒物、NOx的排放控制要求。根据除尘脱硝技术的进步，新标准将PM排放限值由原标准的50mg/m3（水泥窑等热力设备）、30mg/m3（水泥磨等通风设备）收严至30mg/m3、20mg/m3；将NOx排放限值由800mg/m3收严到400mg/m3。

新标准对水泥行业的除尘、脱硝改造给出了明确时间表。标准规定，新建企业自2014年3月1日起执行新的排放限值，现有企业则在标准发布后给予一年半过渡期，2015年7月1日后执行新标准。

据了解，此次发布的《水泥工业大气污染物排放标准》和上年初发布的征求意见稿的主要区别在于：将NOx排放限值由“现有企业450mg/m3、新建320mg/m3”统一确定为400mg/m3。由于现有企业体量更大，因而标准更加趋严。环保新标准实施后，熟料线必须同时采用分级燃烧技术和SNCR设备才可达标，但成本增加不大。

（7）工业锅炉行业脱硫脱硝发展环境

1）2 014年5月30日环境保护部会同国家质检总局发布《锅炉大气污染物排放标准》（GB 13271-2014）

鉴于我国的锅炉炉型多、量大面广，制定一个全国统一的严格标准可操作性不强，新标准综合考虑环境管理需求和环保标准体系建设，确定基于成熟的、最佳可行的污染防治技术制订较为严格的国家排放标准。同时，还需考虑各地对地方环境质量管理的需求，在标准中明确地方省级人民政府根据各自情况可依法制定更严格的地方排放标准。两级排放标准体系将共同构成我国锅炉行业的排放标准体系。新标准对燃煤锅炉规定，新建工业锅炉二氧化硫和氮氧化物排放限值均为300mg/m3，重点地区特别排放限值200mg/m3，在役锅炉均为400mg/m3。

执行新标准后，10t/h以下的燃煤锅炉需要进行燃油和燃气锅炉改造，采用集中供热或并网、替代优质型煤锅炉和生物质成型燃料锅炉等措施，10t/h以上燃煤锅炉需要安装机械除尘+湿法脱硫或电除尘+湿法脱硫装置。这些措施的应用可使锅炉烟尘排放削减66万吨，二氧化硫排放削减314万吨。

为满足排放标准的要求，大部分在用锅炉需要新投入污染治理设施，根据不同改造方案的选择，10t/h以下小锅炉改造总成本在1600亿～2000亿元，10t/h以上燃煤锅炉改造总投资在1608亿～2067亿元。

制定标准的主要依据是国家的相关文件要求，综合考虑工业锅炉实际情况，严格落实加速淘汰燃煤小锅炉的政策，制定较为严格的排放限值。小锅炉改造可选用以下方案：改用燃气、燃油锅炉；拆除小型燃煤锅炉，实施区域集中供热或并网；在广大农村地区、小城镇地区，鼓励使用生物质成型燃料；使用低硫优质洁净煤；

实施尾端治理。

近年来，国内的工业锅炉总数变化不大，但在国家“上大压小”的节能减排政策的推动下，总蒸发量和单台平均蒸发量增长较快，总蒸发量和单台平均蒸发量的增长幅度远高于台数的增幅。统计数据显示：截至2014年底，全国的工业锅炉总数约62万台，其中85%以上为各类燃煤锅炉，总数约48万台，总蒸发量约320万t/h。

虽然工业锅炉正向着大容量、高参数、高能效、低排放的方向发展，逐步淘汰了10t/h以下小型锅炉，但在广大农村和小城镇范围内，仍有相当大的市场，这部分燃煤锅炉不具备清洁用煤的能力，是影响城市空气质量的重要原因之一。可以认为，燃煤工业锅炉造成的环境污染在一定程度上抵消了其他行业在环境质量改善方面作出的努力。如工业锅炉，无论在燃煤总量上还是污染排放方面，均仅次于火电燃煤，其燃煤能源消耗约占全国煤产量的1/4，远远高于钢铁、建材、石化等高能耗行业；锅炉平均运行效率约65%，实际效率低于设计效率，且各类锅炉已安装的脱硫脱硝除尘工艺仅能保证满足旧标准中二类地区的排放限值规定。据估算，2013年工业锅炉排放的SO2达900万m3/a。

2）2014年10月29日国家发改委等部委就燃煤锅炉节能环保综合提升工程实施方案出台文件

按照全面整治小型燃煤锅炉的要求，地级及以上城市建成区禁止新建20吨/时以下的燃煤锅炉，其他地区原则上不得新建10吨/时及以下的燃煤锅炉。北京、天津、河北、山西、山东等地区地级及以上城市建成区原则上不得新建燃煤锅炉。新生产和安装使用的20吨/时及以上燃煤锅炉应安装高效脱硫和高效除尘设施。提升在用燃煤锅炉脱硫除尘水平，10吨/时及以上的燃煤锅炉要开展烟气高效脱硫、除尘改造，积极开展低氮燃烧技术改造示范，实现全面达标排放。大气污染防治重点控制区域的燃煤锅炉，要按照国家有关规定达到特别排放限值要求。20吨/时及以上燃煤锅炉应安装在线监测装置，并与当地环保部门联网。我国是当今世界生产和使用锅炉最多的国家，“十一五”期间，工业锅炉行业迎来了规模化发展的契机，并呼应了巨大的市场需求，无论产量、销售量还是利润，每年都稳中有升，企业自身的科研投入进一步加大，产品的种类和数量也不断增加。但是总体看来，由于行业发展的关键技术并没有真正意义上的突破，加之中国制造业同时面临的汇率问题、用工短缺、外企转移等外部环境的挑战和国内宏观经济增长放缓等问题，也使得其在“十二五”期间的发展受到影响，已连续两年出现工业锅炉产量同比增长率出现负值。

3）《工业领域煤炭清洁高效利用行动计划》

2015年3月6日，工信部、财政部等发布的《工业领域煤炭清洁高效利用行动计划》指出，除电力行业外，2012年工业领域煤炭消耗占煤炭消耗总量的46%，达16亿吨，其中焦化约占29%、煤化工约占20%、工业锅炉约占30%、工业炉窑约占16%。以上四个领域烟粉尘、二氧化硫、氮氧化物排放量分别约占全国排放量的36%、45%、24%。

以削减煤炭消耗量、减少污染物排放为目标，以焦化、工业炉窑、煤化工、工业锅炉等工业用煤为重点，以煤炭消耗量大的城市为载体，结合本地产业实际，充分发挥市场主导作用，加大地方政府组织协调力度，推动辖区内相关企业实施清洁生产技术改造，提升技术装备水平、优化产品结构、加强产业融合，综合提升区域煤炭清洁高效利用水平，实现控煤、减煤，防治大气环境污染，促进区域环境质量改善。

到2017年，实现节约煤炭消耗8000万吨以上，减少烟尘排放量50万吨、二氧化硫排放量60万吨、氮氧化物排放量40万吨，促进区域环境质量改善。到2020年，力争节约煤炭消耗1.6亿吨以上，减少烟尘排放量100万吨、二氧化硫排放量120万吨、氮氧化物排放量80万吨。

综上所述，未来工业锅炉脱硫脱硝行业市场前景广阔，潜力巨大。

1.1.2 脱硫脱硝产业发展现状

（1）火电厂脱硫脱硝产业发展现状

根据中电联节能环保分会的不完全统计：2014年当年新建投运火电厂烟气脱硫机组容量约3616.5万千瓦；截至2014年底，已投运火电厂烟气脱硫机组容量约7.6亿千瓦，占全国现役燃煤机组容量的91.6%。2014年度产业登记的脱硫公司累计投运的火电厂烟气脱硫机组容量情况见表1。

2014年投运的火电厂烟气脱硝机组容量约为2.5亿千瓦；截至2014年底，已投运的火电厂烟气脱硝机组容量约6.8亿千瓦，占全国现役火电机组容量的74%。

参加2014年度脱硝公司累计投运火电厂烟气脱硝机组容量情况见表2。

表1 2014年产业登记的脱硫公司累计投运的火电厂烟气脱硫机组容量情况（按2014年底累计投运的火电厂烟气脱硫机组容量大小排序）

注：“*”为2013年底的累计数据。

表2 主要环保企业累计投运的火电厂烟气脱硝机组容量情况（按2014年底累计投运的火电厂烟气脱硝机组容量大小排序）

注：“*”为2013年底的累计数据。

由于SCR工艺对氮氧化物有高效的去除效果，适用于高标准排放限值的火电行业，一直以来，该技术相关的工艺和设备建设备受火电行业的重视。国内脱硝技术的发展初期全部依靠引进国外SCR关键技术和设备的建设方法。近年来，随着我国烟气脱硝技术的国产化及产业化自主创新发展全面提速，适应于中国燃煤复杂多样的SCR技术已在全火电行业迅速推广。据统计，2013年全行业火电SCR脱硝机组容量达3.26亿kW，约占现役机组容量的96.18%，较上一年增加了1.65亿kW。

（2）钢铁行业脱硫脱硝产业发展现状

2015年1月1日，经修订、被定义为“史上最严”的《中华人民共和国环境保护法》正式施行。新环保法正式实施后，超标排放等环境违法行为将受到“按日计罚、上不封顶”“治安拘留、刑事责任”等处罚。

同时，从2015年1月1日起，《钢铁烧结、球团工业大气污染物排放标准》等一系列行业新排放标准的缓冲期也将结束，届时所有钢铁企业将执行新建企业污染物排放限值，重点区域的钢铁企业还将执行更加严格的特别排放限值。因此，2015年1月1日也被钢铁业称为行业环保的“大限”。

通过实地调研了解到的情况是，即使是环保意识较强、设备投入也较高的大钢厂目前都很难做到100%达标。另外，由于监管不严，部分民营小钢厂出于成本的考虑，执行情况也比较差。按照钢厂类型来看，大型国有钢厂基本都能按要求安装脱硫脱硝除尘等装置，并能相对比较严格地执行环保标准，但一些设备比较老旧的中小型钢厂却没有安装相关设备。有些已经安装了脱硫脱硝装置的钢厂，出于成本的考虑，也只在环保部门检查时才运行环保装置。据了解，吨钢环保成本约为100元，其中运营成本约为30元/吨。对于已是微利经营的钢铁行业而言，安装脱硫脱硝除尘等装置是笔不小的成本。因此，除非政策上严格推行，否则钢厂主动执行的积极性不高。据业内专家表示，按照新环保法要求，目前没有一家钢铁企业能够完全实现达标排放。

烧结、球团是钢铁行业污染物排放的主要生产环节，现行的针对该环节的排放标准是环保部于2012年颁布的《钢铁烧结、球团工业大气污染物排放标准》。按照该标准规定，从2012年10月1日起到2014年12月31日止，现有企业执行的大气污染排放标准，即颗粒物、二氧化硫、氮氧化物排放上限分别为80、600、500毫克/立方米。自2015年1月1日起现有企业，以及2012年10月1日之后新建企业执行的排放标准，即颗粒物、二氧化硫、氮氧化物排放上限分别为50、200、300毫克/立方米。而对于建造在环境承载能力较弱地区的钢铁企业，按照规定需要执行更加严格的排放限值标准。新《环保法》的“铁腕”措施主要有：一是违规违法企业如果在法律规定的整改期限内达不到整改目标，将按日连续计罚，上不封顶，这加大了污染企业的违法成本；二是追究企业法人法律责任，对未批先建拒不改正、故意造成严重污染事故的违法行为，可给予企业法人治安拘留等处罚。企业环保违规，不但面临经济处罚，而且可能带来企业社会声誉的损失。近年来烧结机脱硫设施投运情况统计见表3。

表3 近年来烧结机脱硫设施投运情况统计

2014年我国钢铁行业烧结机存量约1230台，总面积达到14.6万m2以上；其中重点钢铁企业有520台，总面积约9.6万m2。据推算，2014年我国钢铁行业脱硫烧结机面积累计9.87万m2，意味着钢铁烧结机脱硫装置的安装率约68%，比上一年提高了10%以上。脱硝基本处于起步阶段。

国内的钢铁市场存在乱象丛生，不公平竞争现象由来已久，对于环保不达标的钢企来说，生产相同数量的钢材所消耗的成本要比那些安装了环保设施的钢企低得多，而这些不环保钢企往往通过低价卖钢的手段抢占市场份额，同时也搅乱了钢铁市场，在钢企之间大打价格战，导致最后损失最大的往往是那些环保达标的钢企。这也严重阻碍了钢铁行业的健康发展。

近年来，钢铁工业大气污染物排放占总工业污染物的比例迅速增长，钢铁行业成为继火电行业之后的又一大污染性行业。据环保部统计，2013年钢铁行业的SO2、NOx和烟（粉）尘排放量分别为200万吨、54.3万吨和60.1万吨，其中SO2排放量占到工业源总排放量的10.5%，仅次于火电行业的排放量。而烧结工序则是这些污染物产生的主要来源，其排放的SO2、NOx和颗粒物等污染物分别占到了钢铁企业排放总量的70%、40%和35%以上，也因此成为钢铁企业大气污染防治的一个最重要环节。

在目前已投运的脱硫工艺中，从烟气脱硫的方法来看，以高效稳定的石灰石-石膏湿法市场占有率最高，循环流化床、氨法、SDA旋转喷雾法、氧化镁法和双碱法技术市场占有率差别不大，即使个别工艺在运行数量上略占优势，但各工艺的总脱硫面积基本接近。除以上主流工艺外，其他工艺也逐步占据了一定的市场规模，未来是否能够与主流工艺形成竞争，还需看这类工艺能否充分展示其适用于烧结烟气的优势。各种脱硫技术投运面积、吨烧结矿成本及投资估算见表4。

表4 全国各脱硫技术投运面积、吨矿成本及投资估算

注：数据来源于调研及公开资料；由于各工程承揽公司投标不等，投资按平均值估算。

（3）水泥行业脱硫脱硝产业发展现状

截至2014年底，水泥行业脱硝装置安装超过1350条生产线，占生产线总量的80%。

据统计，我国水泥工业颗粒物排放占全国排放量的15%～20%，二氧化硫排放占全国排放量的3%～4%。水泥工业也是我国继火电厂、机动车之后的第三大NOx排放源。

在环境恶化的背景下，水泥行业排放标准也越加严格。2013年12月，环境保护部发布了第3次修订的《水泥工业大气污染物排放标准》（GB4915-2013），被业内称为“史上最严标准”。新标准重点提高了颗粒物、NOx的排放控制要求。根据除尘脱硝技术的进步，新标准将颗粒物排放限值由原标准的50mg/m3（水泥窑等热力设备）、30mg/m3（水泥磨等通风设备）收严至30mg/m3、20mg/m3；将NOx排放限值由800mg/m3收严到400mg/m3；新标准增加了氨（NH3）和汞（Hg）控制指标。标准规定在使用氨水、尿素等含氨物质作为还原剂去除烟气中NOx时需执行NH3排放限值。NH3和Hg两项指标的控制强化了臭味扰民和重金属污染的防治要求。

据相关统计资料显示，目前，我国水泥行业90%的企业能实现脱硫达标，60%的企业能满足颗粒物达标，而仅10%的企业能满足脱硝达标。新的排放标准于2014年7月1日起实施，水泥企业应该在新标准实施前，提前做好除尘、脱硝等污染治理工作，同时，加强企业自身的社会责任感，不要对治污存有侥幸心理。虽然从目前看加装运行环保设备会增加企业的生产成本，但比起污染后治理以及污染带来的健康成本，仍然是小数目，而且，从长远来看是有利于国家和企业的长远发展的。

1.2 行业技术进展

1.2.1 严格的新排放标准催生了新技术开发应用

燃煤电站方面，为满足新的排放要求，石灰石-石

膏双循环烟气脱硫工艺等具有高脱硫效率的技术迅速得到推广。

燃烧低硫煤机组排放的SO2浓度＜1000mg/m3，FGD入口SO2浓度在3000～4000mg/m3，一般单塔技术即可满足≤35mg/m3的排放要求。要求脱硫效率＞98.8%，通过优化吸收塔设计，提高吸收塔液气比或者增强气液传质措施，增加喷淋强度单塔技术也可以满足≤35mg/m3的排放要求。高硫煤FGD入口SO2浓度＞4000mg/m3，要求脱硫效率在99.2%以上，可采用串联双塔双循环技术，一级吸收塔脱硫效率80%～90%，控制一级吸收塔出口SO2浓度到500～700mg/m3，再利用脱硫效率约95%的二级吸收塔控制SO2排放浓度至35mg/m3以下。

（1） 二级串联吸收塔石灰石-石膏湿法脱硫工艺

原理为：采用价廉易得的石灰石作为脱硫吸收剂，石灰石小颗粒经磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收浆液。在两级吸收塔内，吸收浆液分两次分别与锅炉烟气接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙及鼓入的氧化空气进行化学反应被脱除，最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去携带的细小液滴，再经换热器加热升温后排入烟囱。脱硫石膏浆液经脱水装置脱水后回收，脱硫石膏和脱硫废水经处理后供电厂综合利用。串塔（双塔双循环）方案可以通过控制一、二级吸收塔的pH值实现分区控制：一级吸收塔低pH值运行，利于石膏氧化结晶；二级吸收塔高pH值运行，利于高效脱硫。串联双塔双循环技术的脱硫率可达99.2%以上。

石灰石-石膏湿法脱硫工艺具有脱硫效率高（可达95%～ 98%）、吸收剂利用率高、技术成熟、运行稳定等特点，是目前世界上应用最多的脱硫工艺。

白杨河电厂两级脱硫吸收塔均采用喷淋塔结构，喷淋塔具有脱硫效率高、系统可靠性和可用率高、系统适应性强等优点，目前运行的喷淋塔对于低、中、高燃煤硫分都有较多成熟的应用案例，国内90%以上的湿法脱硫装置都是采用的喷淋塔。

（2）吸收塔内增加托盘

对于脱硫，主要是采用脱硫系统改造技术并辅以脱硫添加剂等，可使二氧化硫的排放由100mg/m3进一步降至35mg/m3以下；对于脱硝，主要是进一步改进低氮氧化物燃烧系统，并在SCR脱硝系统中增加一级催化剂，托盘还能提供烟气均布效果，烟气进入吸收塔后经过托盘时得到强制均布，能较好地与喷淋层浆液分布匹配。

（3）湿法双循环脱硫技术

石灰石-石膏湿法单塔/双塔双循环技术是在成熟的石灰石-石膏湿法脱硫技术基础上，经技术攻关掌握的脱硫新技术。湿法双循环技术是在一座吸收塔内完成了两次脱硫，适用于脱硫效率要求较高的FGD系统。其主要特点是：烟气分两级脱硫，一级循环pH值控制在4.5～5.3之间，有利于石灰石的溶解和石膏的结晶，能够得到品质很高的石膏；二级循环pH值控制在5.8～6.4之间，能够在较低液气比的工况下得到较高的脱硫效率，从而降低能耗；一级循环还可减少烟气中尘、HCl、HF的含量，有利于二级循环达到高脱硫效率；每个循环独立控制，易于优化和快速调整，能适应含硫量和负荷的大幅变化；独立的一级循环浆池和二级循环浆池能够减小事故浆罐的储存容积；锥型收集碗能够均布烟气流场，提高除雾器除雾效果。双循环技术使得脱硫系统装置的脱硫效率达到98%甚至99%以上，突破了脱硫效率只能到97%左右的技术瓶颈，在浆液功能强化原理、功能区双效叠加原理上实现了创新，具有独有的技术参数设计、控制原理。

在烟气入口SO2浓度3000mg/Nm3（燃煤含硫量约1.6%）时，可以实现99%以上的脱硫效率，满足SO2浓度＜35mg/Nm3的排放要求。解决了重点区域电厂二氧化硫排放浓度不超过50mg/m3标准的行业难题。

（4）超低排放水平的电站锅炉开始大量出现

为实现PM、SO2和NOx的同时超净排放，在现有技术的基础上，降低燃煤火力发电的排放、达到低于燃气电站的排放标准，对我国环境保护和火力发电的发展具有重要意义。开发高效、低能耗具有自主知识产权的烟气脱硫、脱硝、除尘以及烟气深度净化技术与装备，成为一些企业技术进步的新趋势。

煤燃烧生成的三个主要污染物：NOx、SO2及烟尘，从技术经济角度需要多个设备来脱除，对整个烟气净化系统必须进行一体化设计和优化。NOx排放控制的策略：炉内低氮燃烧+烟气SCR脱硝；SO2排放控制的策略：控制入炉煤硫份 + 湿法脱硫 + 取消回转式烟气换热器（GGH）；烟尘排放控制的策略：干式电除尘器（低低温、高效电源、分区供电、振打优化等）+湿法脱硫+湿式电除尘器。

燃煤电站锅炉烟气排放标准见表5；全国燃煤电厂超低排放机组（不完全统计）情况见表6。

为了达到烟气超净排放的技术指标，国电龙源、福

建龙净、烟台龙源和国电环保研究院等单位联合对目前使用的烟气治理技术进行了整合、优化、统筹考虑，充分发掘各自技术的潜力，发挥各技术的优点并做到关联技术的互配互补，达到有效利用烟气资源、实现烟气综合治理，从而形成一体化的烟气治理工艺体系，实现超净排放的要求。针对烟气中的PM、SO2、NOx主要污染物以及深度净化的要求，选用的超净排放技术流程如图3所示。

表5 燃煤电站锅炉烟气排放标准（mg/Nm3）

图3 火电厂超净排放技术流程

针对SO2，主要采用石灰石-石膏湿法双循环工艺。双循环技术在一座吸收塔内完成了两次脱硫，达到了双塔串联效果，同时喷淋系统对烟气的洗涤，实现了对粉尘的脱除。与传统湿法脱硫工艺相比，在较低液气比的经济运行工况下实现SO2超净排放，并且由于吸收塔持液量降低，“石膏雨”问题也可以得到缓解。双循环技术研究采用理论分析与工业实验相互印证的方式展开，通过对比总结，最终形成600MW机组应用的技术示范。

针对NOx，采用等离子超低排放技术和低氮燃烧器结合然后联合SCR的系统脱除技术：在炉内通过等离子体燃烧技术对部分煤粉进行预处理以及空气分级燃烧等低氮燃烧的组织形式达到超低氮氧化物生成的效果，将燃烧器出口NOx控制在150mg/Nm3以内，从而减少后续SCR催化剂用量及喷氨量，提高脱硝系统的经济性。炉外采用精细SCR脱硝技术，通过对喷氨量和喷氨位置的精细调控，反应器的优化设计达到烟气NOx超低排放的要求，同时研发宽温催化剂以适应机组负荷波动导致的烟温变化，以提高SCR系统高效运行时间。研究开发从理论分析、数值模拟出发，通过实验室实验、小试实验、工业实验，最终优选方案，应用到600MW示范工程。

针对烟气中的颗粒物，采用的技术路线包括低低温电除尘和湿式静电除尘技术。烟气通过低低温电除尘脱除大部分粉尘和部分SO3，同时通过烟气余热的回收利用，节约电煤消耗，降低烟温和烟气量，使后续湿法脱硫节水、提效，同时缓解“石膏雨”现象；然后通过湿式静电除尘，一方面使得烟气含尘量达到超净排放要求，同时对SO3、重金属、NOx等多污染物协同净化，并有效减少“石膏雨”；最后通过对脱硫后湿烟道/烟囱进行优化设计，避免冷凝水的卷吸携带，根除“石膏雨”。除尘技术开发在理论分析和参数优化的基础上，通过数值模拟等计算手段，形成关键环节的优化方案，并经过工艺实验验证和工业验证，最终形成600MW示范工程的应用。

在综合各自技术的研发成果和工业实验的基础上，统筹考虑污染物脱除效果、经济性、安全性、稳定性等工程应用要素，形成600MW机组超低排放整体工艺技术体系，并在蚌埠600MW机组上进行工业示范，实现电厂的超低排放。

（5）湿式电除尘技术

2012年新颁布的《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2011）正式实施。燃煤电厂粉尘排放限值由50mg/Nm3加严到30mg/Nm3。2013年随着《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》的实施，进一步将重点地区的粉尘排放限值加严到20mg/Nm3。但随着环境形势越来越紧迫，有些地区甚至提出了5mg/Nm3的粉尘浓度排放标准。

对于如此严的排放限值要求，传统的电除尘装置已较难达到，袋式除尘器虽然可以达到此标准，但袋式除尘器一般安装在湿法脱硫系统前，对从脱硫塔出口的石膏夹带无能为力，由此湿式电除尘器成为控制粉尘排放浓度的终端处理装置。

复合式湿式电除尘器原产生于工业硫酸生产过程中的除雾过程，技术已经成熟，应用于湿法脱硫之后的系统中，能够保证粉尘排放＜5mg/m3，满足近零排放的标

准。本体阻力≤350Pa；粉尘脱除效率≥80%；SO3脱除率≥75%；雾滴脱除率≥75%。

表6 全国燃煤电厂超低排放机组（不完全统计）

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

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。

图4 典型的废弃脱硝催化剂再生流程

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。

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

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3 0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

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1 5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。

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。

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）

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）

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。

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）

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。

图5 主流的超低排放技术路线

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。

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

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

（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，难以长期稳定运行。

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）

（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。

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

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。

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