二零零七年火电厂脱硫脱硝行业发展报告

近几年是我国火电行业发展最快的时期，截止至2007年底我国火电厂装机容量达到5.5亿千瓦，煤耗量超过13亿吨。火电厂二氧化硫排放总量为13万吨，占全国二氧化硫总排放量的51%；火电厂氮氧化物排放总量约为800万吨，占全国氮氧化物总排放量的36%。由此可见，火电厂是我国二氧化硫和氮氧化物控制的首要对象。

《国家环境保护“十一五”规划》纲要中明确提出：“十一五”期间二氧化硫排放量减少10%的削减目标。这一重要约束性指标提出后，2006年火电厂二氧化硫排放总量不但没有减少，反而由2005年的1300万吨增长到1350万吨，增长了3.8%。虽然经过2007年的巨大努力，当年二氧化硫总排放量有所减少，但是要完成“十一五”规定的减排任务仍十分艰巨。近期氮氧化物的减排任务也开始提上日程。这将是推动我国火电厂脱硫脱硝行业快速发展的动力和要求。

根据中国电力企业联合会统计，2007年底，我国火电厂烟气脱硫装机容量超过2.7亿千瓦，约占火电装机总容量的50%。当年投运的100MW及以上火电机组脱硫装置达1.16亿千瓦，比2006年增长14%。2007年排名前20位的脱硫公司合同容量占全国总量的90%，投运容量占全国总量的75%，当年投运容量占全国总量的81%。

与2006年相比，前10名的脱硫公司变化不大，清华同方环境有限责任公司、中国大唐集团科技工程有限公司进入前10名。位居前10名的脱硫公司是：北京国电龙源环保工程有限公司、武汉凯迪电力环保有限公司、北京博奇电力科技有限公司、山东三融环保工程有限公司、浙江浙大网新机电工程有限公司、中电投远达环保工程有限公司、清华同方环境有限责任公司、浙江天地环保工程有限公司、江苏苏源环保工程股份有限公司、中国大唐集团科技工程有限公司。（2007年底前，各脱硫公司已投运的脱硫装机容量见附表1，2007年底前各脱硫公司已签订合同的脱硫工程容量见附表2，）

据登记，2007年全国投运100MW及以上火电机组烟气脱硫装置达到1.16亿千瓦，

其中，新建机组配套的烟气脱硫工程约占总投运容量的70%左右；石灰石-石膏湿法脱硫工艺约占90%以上。

2007年，签订脱硫工程合同容量达1.07亿千瓦。其中排名前十名的脱硫公司签订合同容量约占总合同容量的77%。（2007年参加产业登记的脱硫公司投运的10万千瓦及以上机组烟气脱硫工程容量见附表3。脱硫公司签订合同的脱硫工程容量见附表4。）

2006年、2007年脱硫产业信息对比情况见表1。

近年来，我国通过自主研发和引进、消化吸收、再创新，使烟气脱硫产业化取得了重大进展，火电厂烟气脱硫技术国产化能力基本可以满足“十一五”时期减排二氧化硫的需要。

目前，已有石灰石-石膏法、烟气循环流化床法、海水脱硫法、脱硫除尘一体化、半干法、旋转喷雾干燥法、炉内喷钙尾部烟气增湿活化法、活性焦吸附法、电子束法等十多种烟气脱硫工艺技术得到应用。与国外情况相同，在诸多脱硫工艺技术中，石灰石-石膏法烟气脱硫技术仍是当前的主流工艺技术。据统计，投运、在建和已经签订合同的火电厂烟气脱硫项目中，石灰石-石膏法脱硫工艺技术所占比重达90%以上。

截止至2007年，我国火电厂脱硫所需配套设备和材料已经基本上实现国产化，并且已具备一定的可选择性，只有个别大型专业设备和运行控制系统及监测系统的性能与国外相比还略显不足。因此，在实际实施的工程中业主仍存在进口的要求。

为贯彻落实国家节能减排综合性工作方案，进一步提高火电厂脱硫装置运行水平及投运率，确保二氧化硫约束性指标顺利实现，需要对火电厂脱硫设施的运行实行全面科学管理。目前已有部分脱硫公司取得运营管理资质并负责脱硫设施的运行管理，并从中积累了运行管理的经验。

当前火电厂脱硫行业存在的主要问题是：一是烟气在线监测仪器未能发挥应有的效能和作用，不能对火电厂大气污染物排放情况实现实时监控；二是对脱硫设施的监管尚未全面到位；三是我国已投运的脱硫工艺中以石灰石－石膏法为主，达90%以上。脱硫工艺路线单一，对脱硫副产物的处置和消纳尚未引起足够重视；部分电厂已出现堆放和抛弃的处置方式。预计到“十一五”末，我国将有3亿千瓦燃煤发电机组配置石灰石－石膏法脱硫设施，按1台300MW机组燃用含硫量为1％的煤种，每年运行5000～6000小时计，将产生脱硫石膏4.5～5.0万吨，届时每年将产生5000～6000万吨脱硫石膏。如此大量的脱硫石膏要得到处置和消纳是不容乐观的。加之，对脱硫石膏的利用在经济政策上与天然石膏相比无优势可言，若任其采用堆放或抛弃的处置方式发展，既浪费了资源，占用了场地，又会产生新的二次污染。

火电厂氮氧化物排放控制是自2003年颁布的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223－2003）后逐步开始的。此后，一批新建火电机组大多采用了低氮氧化物燃烧技术，有的火电厂结合技术改造安装了低氮氧化物燃烧器，商业化烟气脱硝装置也已在30万千瓦、60万千瓦装机容量的多台机组上投入运行，为火电厂降低氮氧化物的排放控制积累了经验。据不完全统计，到目前为止约有90多家电厂的近200台总装机容量为1.05亿千瓦的机组已通过环评，其中已建、在建或拟建的火电厂烟气脱硝项目达到5745万千瓦装机容量，主要分布在北京、上海、江苏、浙江、广东、山西、湖南、福建等省（市）。所采用的工艺技术主要是选择性催化还原法（SCR），约占96％，非选择性还原催化法（SNCR）只占4％。

目前应用的脱硝技术除了SCR和SNCR外，尚在研究的烟气脱硝技术还有非选择性催化还原（NSCR）、分子筛、活性炭吸附法、等离子体法及联合脱硫脱氮方法、液体吸收法，氧化吸收法和吸收还原法等多种，但由于投资成本及运行操作等方面的原因，在燃煤电站中用的最多的是SCR，其次为SNCR，其它方法应用较少。

几种主要的烟气脱硝工艺的比较见表2。
 

我国火电厂脱硝行业当前存在的主要问题：一是缺乏火电厂氮氧化物控制相关政策法规和标准体系。我国目前现行的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223－2003）中首次规定了火电厂氮氧化物的排放限值，并按时段和不同燃料及其特性分别规定了不同限值。我国目前已有的关于氮氧化物的法规政策，主要依赖于传统的控制手段，虽然对火电厂NOx污染的控制提出了初步要求，但相关的政策标准过于原则，操作性差。美国、欧盟、日本等发达国家或地区氮氧化物控制工作起步较早，各种氮氧化物控制政策也较为成熟，因此，我国可以借鉴国外的相关政策法规和标准，尽快形成一个完善的氮氧化物控制法规标准体系。二是脱硝行业尚处于起步阶段，脱硝技术主要依赖进口，具有自主知识产权的脱硝技术较少。我国目前在发电机组上应用的烟气脱硝技术除个别单位自行开发了具有自主知识产权的核心技术外，绝大多数单位采用的SCR、SNCR烟气脱硝技术尚处于引进、消化吸收和初步应用阶段。我国脱硝企业的技术水平亟待提高。三是脱硝的催化剂和还原剂应该引起足够重视。目前应用于脱硝技术的催化剂主要依赖进口，致使脱硝运行成本高；失效催化剂属危险废物，对其处理处置问题应引起足够重视；普遍作为脱硝还原剂的液氨在储运和运行过程中的安全问题必须高度重视。四是加强脱硝设施建设与运行的全过程监管。当前，脱硝行业开始步入快速发展期，我们应该认真汲取脱硝设施建设中的经验和教训，加强脱硝设施建设与运行的全过程监管。例如强化对脱硫工程建设在可研、环评、工程设计、施工、运行管理过程中单位和个人执业资质的管理。

《国家环境保护“十一五”规划》纲要提出，“十一五”期间二氧化硫排放量减少10%的削减目标。为了实现这一削减目标，国家采取燃用低硫煤、关停小火电机组和烟气脱硫等一系列措施大力推进火电厂烟气脱硫工程建设，节能减排工作成效显著。2007年，全年共关停小火电1438万千瓦。截至2007年底，我国火电厂烟气脱硫装机容量（建成和在建）达到2.7亿千瓦，约占全国火电厂装机容量的50%左右。

按照这一速度推进，到2010年全国火电厂（建成和在建）烟气脱硫的装机容量将达到4.3亿千瓦，约占全国火电厂装机容量的60%，其中建成稳定运行的脱硫机组必须达到3.5亿千瓦，才能为完成“十一五”全国二氧化硫排放总量削减10%提供可靠保证。因此在“十一五”期间的未来三年中，即2008年、2009年、2010年每年火电厂烟气脱硫机组必须开工建设在8000万千瓦以上，竣工机组也要在7000万千瓦以上。就目前我国火电厂烟气脱硫能力来看，每年开工8000万千瓦经过努力是可以满足的，但是竣工能力却相差较大，需要大力加强设备制造、工程施工、安装调试等竣工能力。这就更需要加强设备材料及工程质量的监管保证。

《国家环境保护“十一五”规划》中逐步把氮氧化物的总量控制工作提上日程，强调“继续开展氮氧化物控制研究，加快氮氧化物控制技术开发与示范，为实施总量控制创造条件”。2007年，在二氧化硫的控制已取得了显著成效的同时，我国的脱硝工作也取得了一定成绩。到目前为止已建、在建或拟建的火电厂烟气脱硝项目达到5745万千瓦装机容量。

目前，控制火电厂NOx排放的措施分两大类。一类是通过燃烧技术的改进（包括采用先进的低NOx燃烧器）降低NOx排放量，另一类是在锅炉尾部加装烟气脱硝装置。

近几年来，在有关科研院校和各发电锅炉厂的共同努力下，对低NOx燃烧技术的研发和生产已取得了长足的发展。凡2003年以后投建的燃煤发电锅炉基本上配用了先进的低NOx燃烧技术，尤其是在燃用烟煤的300MW及以上机组应用后，其排放的NOx浓度可基本满足2003年颁布的《火电厂大气污染物排放标准》规定的限值要求，并实现了自行设计、自行制造和自行安装调试。

随着我国对NOx排放控制标准的不断严格，仅仅依靠燃烧控制已不能满足要求，因此实施烟气脱硝已经列上议事日程。在20世纪90年代应用日本日立公司技术建成的福建后石电厂600MW火电机组上率先建成了SCR烟气脱硝装置，该装置投产后运行效果较好，NOx排放浓度只有85mg/m3，但同时存在建设投资巨大、运行费用高等问题。与此同时，我国也开展了烟气脱硝研究工作，特别是国电热工研究院和江苏苏源环保工程股份有限公司等，已对SCR工艺、催化剂和相关的关键技术设备开展了全面的研究，并取得了初步的研究进展。通过不断的研发与实践，我国第一家采用具有自主知识产权SCR核心技术设计建设的脱硝工程—国华太仓发电有限公司7号机组（600MW）烟气脱硝工程于2006年1月20日成功投入运行。该工程中的关键设施—脱硝反应器、喷氨格栅、供氨系统等均由苏源环保公司独立开发设计，脱硝催化剂采用日立造船的产品。

此外还有10多家环保工程公司分别引进了美国B&W和FTI公司、德国鲁奇和FBE公司、三菱和日立公司、意大利TKC公司、丹麦托普索公司的烟气脱硝技术，已建成的烟气脱硝装置26台（套），总装机容量为1125万千瓦，其中除江苏利港电力有限公司和江苏阙山发电有限公司各2台600MW机组采用SNCR法脱硝技术之外，其余均采用SCR法脱硝技术，当工艺布置一层催化剂时，脱硝效率为40%，两层催化剂时，脱硝效率为60%，三层催化剂时，脱硝效率可达到80%。

为了摆脱催化剂完全依赖进口的局面，东方锅炉集团与德国KWH公司于2005年11月合资成立了东方凯特瑞环保催化剂有限公司，计划每年生产SCR法专用催化剂4500m3。科林环保公司仿效上述模式，也建立了脱硝催化剂生产基地。苏源环保、中电投远达、浙江菲达等还在积极组织脱硝催化剂的研发，以促进脱硝催化剂生产的国产化进程。

由于“十一五”期间火电厂装机容量超过2亿千瓦，超出原计划1.4亿千瓦40%以上，这些新建火电厂在“十二五”将发挥重要作用，并且“十一五”期间风电、太阳能发电、核能以及水力发电快速发展，还有“十一五”节能的巨大功效，“十二五”期间火电厂装机容量预计将有所减缓，预计不会超过1.5亿千瓦.因此新建和改扩建火电厂脱硫任务也将随之下降。

但是,目前我国尚未安装脱硫装置的老火电厂仍占40%左右,如果这些电厂的20%在”十二五”期间安装脱硫装置,使全国火电厂脱硫装机容量由”十一五”占60%左右提高到80%左右,这将会大大增加火电厂脱硫任务。

事实上我国燃煤脱硫任务的艰巨性可能会延续相当长的时间，即使到“十三五”末即2020年，我国火电厂脱硫达到100%时，经过15-20年的老脱硫装置将进入大规，翻新、改建和重建时期。如果考虑到二氧化硫排放标准的不断提高，老脱硫装置不符合要求需要改进和更新的话，火电厂脱硫行业的任务会更加艰巨。

除此之外，我国钢铁行业、建材行业、化工行业以及大量的工业锅炉脱硫任务在“十二五”期间也会加重。

综上所述，我国“十二五”期间火电厂行业的脱硫任务依然十分艰巨。

根据火电厂未来增容的预测和燃煤增量的预计，“十二五”期间火电厂氮氧化物的排放总量将预计由2010年的1050万吨增加到1200万吨左右，其危害日益加重，特别是在二氧化硫排放量不断加严加紧控制之时，对氮氧化物的控制需求不断上升。

“十一五”期间，我国将制定火电厂氮氧化物控制技术政策，同时火电厂氮氧化物排放标准还会更加严格，为加大对火电行业氮氧化物控制力度提供了有力的政策支持。

另外，根据有关火电厂氮氧化物减排的预测资料，到“十一五”末即2010年，我国火电厂氮氧化物减排总量将达到300万吨左右，约占同期火电厂氮氧化物排放总量28%，到“十二五”末即2015年，预计火电厂氮氧化物减排量将达到500万吨，约占总量41%，显然减排速度大大加快。

与此同时，在“十一五”期间火电行业氮氧化物控制技术得到一定实践考验并进一步发展的基础上，脱硝公司数量将会增多，脱硝行业产业化能力将会进一步增强。

因此，“十二五”期间，我国火电厂脱硝行业发展进程将会加快。

我国火电厂脱硫脱硝行业在经过“十一五”期间连续高速发展，在各方面均相对薄弱的情况下，高速发展所带来的问题不断显现，克服困难成为进步的巨大动力。正是经历“十一五”脱硫脱硝艰巨任务的磨炼，各项目技术更加成熟，队伍更加壮大，设备材料质量更加可靠，运行管理经验更加丰富，使我国脱硫脱硝行业开始步入健康发展的道路。

但是，在看到发展和进步的同时，我们还应该不断改进本行业存在的问题，并针对本行业问题推进下列工作。

美国、欧盟、日本等发达国家或地区氮氧化物控制工作起步较早，各种氮氧化物控制政策也较为成熟，因此，我国可以借鉴国外的相关政策法规和标准，尽快形成一个完善的氮氧化物控制法规标准体系。

在推行火电厂脱硫设施建设，通过环评、环保验收和限期治理强化脱硫管理的同时，进一步加强对已建成脱硫设施运行管理的监督，从政策上和制度上扭转“重建设轻管理”、“重事前审批，轻事后监督”的倾向。对已建脱硫设施不能投入正常运行的企业，环保部门不再审批机组所属企业的新、扩建火电项目，并要求限期解决。

强化对脱硫工程建设在可研、环评、工程设计、施工、运行管理过程中单位和个人执业资质的管理。

国家有关部门在政策、项目和资金上继续支持和组织实施300MW及以上火电机组的烟气脱硫完善化技术示范和引进技术再创新，重点解决工艺设计、设备成套和运行规范化等问题，提高脱硫设施工程建设质量和运行管理水平。国家采取相应措施，帮助脱硝企业引进、消化吸收国外先进脱硝技术，通过示范使脱硫脱硝工程技术达到国际先进水平，并形成具有自主知识产权的工艺技术。

开展脱硫石膏等脱硫副产物工业化利用途径的研究和示范；开展氨法、活性焦法和其他资源回收型脱硫新技术的工业性研究；脱硝技术催化剂国产化技术示范；积极争取利用环保专项资金、国债等资金渠道支持进行脱硫脱硝新技术示范。

注：按2007年底前已投运的脱硫工程容量大小排序

注：按2007年底前签订合同的脱硫工程容量大小排序 

注：按2007年投运的脱硫工程容量大小排序

注：按2007年签订合同的脱硫工程容量大小排序