2018年脱硫脱硝行业发展评述和2019年发展展望

时值岁末年初，为了及时反映环保产业过往一年的发展动态，预测新一年的发展趋势，我会组织各分支机构编写了《2018年环保产业发展评述和2019年展望》，供环保企事业单位、专家和管理者参考。

1. 2018年脱硫脱硝行业发展概况

1.1 以打赢蓝天保卫战为目标，燃煤烟气污染物治理政策密集出台

2018年7月，国务院印发《打赢蓝天保卫战三年行动计划》（以下简称“计划”），北京、河北、天津、山西、甘肃、宁夏、安徽、江苏等多地陆续出台地方行动计划，明确了各地的“作战目标”：针对煤电行业，国务院及地方《计划》中均提出大力推进燃煤机组超低排放改造。山东、江苏、天津、河北、江西燃煤机组实施烟羽水汽回收脱白工程；针对钢铁、焦化、水泥、化工等非电行业，《计划》提出钢铁等行业实施超低排放改造，焦化、水泥、平板玻璃、石化及化工等行业二氧化硫、氮氧化物、颗粒物和挥发性有机物实施特别排放限值改造。河北实施焦化、钢铁等行业有色烟羽治理；针对燃煤锅炉，完成65蒸吨/小时及以上燃煤锅炉节能和超低排放改造；针对生物质锅炉，河北、天津、山东、安徽、浙江、江苏等提出实施生物质锅炉超低排放改造。

2018年1月，《中华人民共和国环境保护税法》开始施行，直接向环境排放应税污染物的企事业单位和其他生产经营者应当依照本法规定缴纳环境保护税。应税大气污染物按照污染物排放量折合的污染当量数确定，其中二氧化硫的污染当量值为0.95千克，氮氧化物的污染当量值为0.95千克，应税大气污染物的应纳税额为污染当量数乘以具体适用税额（1.2元至12元）。

非电行业烟气超低排放改造首先在钢铁行业展开：2018年9月河北省印发《钢铁工业大气污染物超低排放标准》，提出烧结机头（球团焙烧）烟气在基准含氧量16%条件下，颗粒物、二氧化硫、氮氧化物排放限值分别为10、35、50毫克/立方米，其他工序颗粒物、二氧化硫、氮氧化物排放限值分别为10、50、150毫克/立方米。现有企业要求自2020年10月1日起执行，新建企业要求自2019年1月1日实施之日起执行。钢铁行业迈入超低排放时代。

1.2 脱硫脱硝产业发展概况

根据国家年初下达的任务，2018年全国煤电超低排放改造任务为4868万千瓦，节能改造任务5390.5万千瓦：2018年9月，国家能源局和生态环境部联合下发《关于印发2018年各省(区、市)煤电超低排放和节能改目标任务的通知》,要求继续加大力度推进煤电超低排放和节能改造工作。中部地区力争在2018年前基本完成，西部地区在2020年完成。数据显示，2018年全国煤电超低排放改造任务为4868万千瓦，其中，新疆、甘肃和新疆生产建设兵团煤电超低排放改造任务最重，分别为899、599和515万千瓦。目前，各地区已基本完成任务。

钢铁超低排放开启非电烟气治理大幕：河北省1至8月，全省钢铁行业超低排放改造项目在建168个，完成95个；焦化行业超低排放改造项目在建45个，完成39个；天津发布《天津市2018年大气污染防治工作方案》，方案给出钢铁行业烧结工序超低排放改造企业名单 (2018年12月底前完成，共七家)；河南省政府下发《河南省2018年大气污染防治攻坚战实施方案》，要求2018年10月1日起，化工、有色、钢铁三大行业执行国家大气污染物特别排放限值规定，同时鼓励钢铁、水泥、碳素（铝用碳素）、平板玻璃、电子玻璃等行业企业于2018年10月底前完成超低排放改造。

2. 脱硫脱硝行业技术应用现状

2.1 主要SO₂超低排放控制技术

石灰石-石膏湿法脱硫

① 、单/双塔双循环脱硫：该技术与常规石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺相比，除吸收塔系统有明显区别外，其它系统配置基本相同。烟气通过两次SO2脱除过程，经过两级浆液循环，两级循环分别设有独立的循环浆池和喷淋层，根据不同的功能，每级循环具有不同的运行参数。国内首台单塔双循环机组广东广州恒运电厂于2014年7月顺利实现投产，2015年8月在百万千瓦机组—国电浙江北仑电厂2台100万千瓦机组6号脱硫系统中首次得以应用。双塔双循环技术采用了两塔串联工艺，对于改造工程，可充分利用原有脱硫设备设施，适用于场地充裕，含硫量增加幅度中的中、高硫煤增容改造项目。

② 、单塔双区脱硫：单塔双区技术通过在吸收塔浆池中设置分区调节器，结合射流搅拌技术控制浆液的无序混合，通过石灰石供浆加入点的合理设置，可以在单一吸收塔的浆池内形成上下部两个不同的pH值分区；单塔双区技术可以较大提高SO₂脱除能力，且无需额外增加塔外浆池或二级吸收塔的布置场地，且无串联塔技术中水平衡控制难的问题。

干法/半干法（以烟气循环流化床法脱硫为例）：烟气循环流化床脱硫技术是以循环流化床原理为反应基础的烟气脱硫除尘一体化技术。针对超低排放，主要是通过提高钙硫摩尔比、加强气流均布、延长烟气反应时间、改进工艺水加入和提高吸收剂消化等措施进行了一定的改进，同时基于烟尘超低排放的需要，对脱硫除尘器的滤料选择也提出了更高的要求。在山西国金、华电永安等十余台300MW级循环流化床锅炉项目上实现了SO₂和颗粒物超低排放。同时，也在郑州荣齐热电等个别200MW级特低硫煤机组煤粉炉项目上，实现了SO2和颗粒物超低排放。

氨法脱硫：氨法脱硫是资源回收型环保工艺。针对超低排放，主要是通过增加喷淋层以提高液气比、加装塔盘强化气流均布传质等措施进行了一定的改进。氨法脱硫对吸收剂来源距离、周围环境等有较严格的要求，在宁波万华化工自备热电5号机组、辽阳国成热电等数个100MW级（以锅炉烟气量计）化工企业自备电站项目上实现了SO₂的超低排放。

活性焦/炭吸附法：在一定温度条件下，活性焦/炭吸附烟气中SO₂、氧和水蒸汽，在活性焦/炭表面活性点的催化作用下，SO₂氧化为SO₃，SO₃与水蒸汽反应生成硫酸，吸附在活性焦/炭的表面。采用活性焦/炭的干法烟气脱硫技术，其脱硫效率高，脱硫过程不用水，无废水、废渣等二次污染问题。

2.2 主要NOx超低排放控制技术

火电厂NOx控制技术主要有两类：一是控制燃烧过程中NOx的生成，即低氮燃烧技术；二是对生成的NOx进行处理，即烟气脱硝技术。烟气脱硝技术主要有SCR、SNCR和SNCR/SCR联合脱硝技术等。

 低氮燃烧技术：低氮燃烧技术是通过降低反应区内氧的浓度、缩短燃料在高温区内的停留时间、控制燃烧区温度等方法，从源头控制NOx生成量。目前，低氮燃烧技术主要包括低过量空气技术、空气分级燃烧、烟气循环、减少空气预热和燃料分级燃烧等技术。该类技术已在火电厂NOx排放控制中得到了较多的应用。目前已开发出第三代低氮燃烧技术，在600MW~1000MW超超临界和超临界锅炉中均有应用，烟气NOx浓度在170mg/m³~240mg/m³。

SCR脱硝技术：该技术是目前世界上最成熟，实用业绩最多的一种烟气脱硝工艺，其采用NH3作为还原剂，将经空气稀释后的NH3喷入到约300~420℃的烟气中，与烟气均匀混合后通过布置有催化剂的SCR反应器，烟气中的NOx与NH3在催化剂的作用下发生选择性催化还原反应，生成无污染的N₂和H₂O。目前SCR脱硝技术已应用于不同容量机组，该技术的脱硝效率一般为80%~90%，结合锅炉低氮燃烧技术后可实现机组NOx排放浓度小于50mg/m³。

SNCR脱硝技术：在锅炉炉膛上部烟温850℃～1150℃区域喷入还原剂（氨或尿素），使NOx还原为水和N₂。SNCR脱硝效率一般在30%~70%，氨逃逸一般大于3.8mg/m³，NH₃/NOx摩尔比一般大于1。SNCR技术的优点在于不需要昂贵的催化剂，反应系统比SCR工艺简单，脱硝系统阻力较小、运行电耗低。但存在锅炉运行工况波动易导致炉内温度场、速度场分布不均匀，脱硝效率不稳定；氨逃逸量较大，导致下游设备的堵塞和腐蚀等问题。国内最早在江苏阚山电厂、江苏利港电厂等电厂的大型煤粉炉上应用SNCR，随后在各种容量的循环流化床锅炉和中小型煤粉炉得到大量应用，目前在300MW及以上新建煤粉锅炉应用很少。

 SNCR/SCR联合脱硝工艺，主要是针对场地空间有限的循环流化床锅炉NOx治理而发展来的新型高效脱硝技术。SNCR宜布置于炉膛最佳温度区间，SCR脱硝催化剂宜布置于上下省煤器之间。利用在前端SNCR系统喷入的适当过量的还原剂，在后端SCR系统催化剂的作用下进一步将烟气中的NOx还原，以保证机组NOx排放达标。与SCR脱硝技术相比，SNCR/SCR联合脱硝技术中的SCR反应器一般较小，催化剂层数较少，且一般不再喷氨，而是利用SNCR的逃逸氨进行脱硝，适用于部分NOx生成浓度较高、仅采用SNCR技术无法稳定达到超低排放的循环流化床锅炉，以及受空间限制无法加装大量催化剂的现役中小型锅炉改造。

2.3 主要颗粒物超低排放控制技术

随着《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）和《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》（发改能源〔2014〕2093号）的发布执行，我国除尘器行业在技术创新方面成效显著，一系列新技术在实践应用中取得了良好的业绩。除湿式电除尘外，低低温电除尘、高频电源供电电除尘、超净电袋复合除尘、袋式除尘等技术也得到快速发展和广泛应用，另外旋转电极电除尘、粉尘凝聚技术、烟气调质、隔离振打、分区断电振打、脉冲电源、三相电源供电等一批新型电除尘技术也已在一些电厂中得到应用。

低低温电除尘：低低温电除尘技术是通过低温省煤器或热媒体气气换热装置（MGGH）降低电除尘器入口烟气温度至酸露点温度以下（一般在90℃左右），使烟气中的大部分SO3在低温省煤器或MGGH中冷凝形成硫酸雾，黏附在粉尘上并被碱性物质中和，大幅降低粉尘的比电阻，避免反电晕现象，从而提高除尘效率，同时去除大部分的SO3，当采用低温省煤器时还可降低机组煤耗。国外低低温电除尘技术已有近20年的应用历史，投运业绩超过20个电厂，机组容量累计超15000MW，国外投运情况为低低温电除尘技术的国内应用提供了借鉴。福建大唐宁德电厂2×600MW燃煤发电机组是国内首个采用低低温电除尘技术进行改造的电厂，目前低低温电除尘技术在华能长兴电厂2×660MW、台州第二发电厂2×1000MW等数十台机组上已经得到应用，运行效果良好。

高频电源电除尘：作为新型高压电源，高频电源除具备传统电源的功能外，还具有高除尘效率、高功率因数、节约能耗、体积小、结构紧凑等突出优点，同时具备直流和间歇脉冲供电等两种以上优越供电性能和完善的保护功能等特点，已成为GB13223-2011实施后电力行业中最主要的电除尘器供电电源。经过几年发展，高频电源已经作为电除尘供电电源的主流产品在工程中广泛应用，产品容量从32kW～160kW，电流从0.4A～2.0A，电压从50kV～80kV，已形成系列化设计，并在大批百万千瓦机组电除尘器中应用。

湿式电除尘器：具有除尘效率高、能克服高比电阻产生的反电晕现象、无运动部件、无二次扬尘、运行稳定、压力损失小、操作简单、能耗低、维护费用低、生产停工期短、可工作于烟气露点温度以下、可与其它烟气治理设备相互结合、设计形式多样化等优点。同时，其采用液体冲刷集尘极表面来进行清灰，可有效收集细颗粒物（一次PM2.5）、SO₃气溶胶、重金属（Hg、As、Se、Pb、Cr）、有机污染物（多环芳烃、二恶英）等，协同治理能力强。使用湿式电除尘器后，颗粒物排放可达5mg/m³以下。在燃煤电厂湿法脱硫之后使用，还可解决湿法脱硫带来的石膏雨、蓝烟、酸雾问题，缓解下游烟道、烟囱的腐蚀，节约防腐成本。

电袋复合除尘器：是指在一个箱体内紧凑安装电场区和滤袋区，将电除尘的荷电除尘及袋除尘的过滤拦截有机结合的一种新型高效除尘器，按照结构可分为整体式电袋复合除尘器、嵌入式电袋复合除尘器和分体式电袋除尘器。它具有长期稳定的低排放、运行阻力低、滤袋使用寿命长、运行维护费用低、适用范围广及经济性好的优点，出口烟尘浓度可达10mg/m³以下。整体式电袋复合除尘器被快速推广应用到燃煤锅炉烟尘治理上，最大应用单机容量为1000MW机组，其中新密电厂100万千瓦机组电袋是迄今为止世界上首台投运的最大型电袋复合除尘器。目前，已投运的电袋复合除尘器超过350台,配套应用总装机容量已突破20万MW。

袋式除尘器：袋式除尘器具有长期稳定的高效率低排放、运行维护简单、煤种适用范围广的优点，出口烟尘浓度可达10mg/m³以下。电力行业最常用的袋式除尘器按清灰方式可分为低压回转脉冲喷吹袋式除尘器和中压脉喷吹袋式除尘器。我国袋式除尘器通过不断的结构改进、技术创新和工程实践总结，逐步改善了运行阻力大、滤袋寿命短的问题，可实现出口烟尘浓度小于30mg/m3甚至10mg/m3以下，运行阻力小于1500Pa，滤袋寿命大于3年。自2001年大型袋式除尘器在内蒙古丰泰电厂200MW机组成功应用以来，近十余年，袋式除尘器在我国电力燃煤机组中得到了大量推广应用，最大配套单机容量600MW，据不完全统计，累计配套总装机容量逾8万MW，成为电力行业主要除尘技术之一。

3. 脱硫脱硝行业技术展望

3.1 脱除燃煤烟气中SO3

目前，SO₃有效去除的手段包括低低温电除尘器、湿式电除尘和碱基喷吹技术。低低温电除尘将烟气温度降至酸露点以下，使气态的SO₃冷凝成液态的硫酸雾，系统对SO₃的去除率一般在80%以上，最高可达95%，是目前SO₃去除率最高的烟气处理设备；湿式电除尘器除了可以达到其它除尘设备难以达到的极低的排放指标外，对于SO₃、重金属汞也具有脱除作用；碱基吸附剂喷吹技术是控制SO₃排放的主要技术手段，其原理是在锅炉省煤器出口至SCR反应器一段低温烟道内，喷入碱性的吸收剂（钠基或钙基），发生中和反应降低烟气SO₃浓度，去除烟气中的SO₃，避免SO₃与逃逸氨生成硫酸氢铵，减缓空预器堵塞和腐蚀，进而降低SCR喷氨温度，实现脱硝装置的全负荷运行。同时生成的硫酸钙或硫酸钠等颗粒物可通过下游除尘设备予以脱除，减少SO₃排放造成的PM2.5污染。国内绝大部分火电厂并未安装专门脱除SO₃的环保设施。目前有两种改造方式都可以达到较好的SO₃脱除效果：以低低温电除尘器为主的协同控制方式和环保设施末端加装湿式电除尘器。电厂可以根据燃煤煤质、场地条件、改造费用和废水处理方式等选择合适的改造工艺。SO₃的控制技术是近些年来受到广泛关注且进步很快的技术，高效率、低成本脱除SO₃及其资源化利用是未来重要发展方向。

3.2 发展低成本、高效率脱硫废水零排放技术

当前燃煤发电在整个发电行业内占比超过了70%，绝大多数的燃煤电厂采用“石灰石-石膏湿法脱硫工艺”对烟气进行脱硫。我国相继颁布《火力发电厂废水治理设计技术规程》、《水污染防治行动计划》、《电力发展"十三五"规划》、《火电厂污染防治技术政策》，明确提出火电厂废水排放达标率实现百分之百，湿法脱硫废水成为治理重点。然而，目前脱硫废水零排放技术流派多，且均处于试点、技术验证阶段，解决结垢堵塞、能耗高、腐蚀、成本高等难题是当下行业研究焦点。如何组合现有工艺，扬长避短，实现低成本脱硫废水零排放，提高废水和矿物盐的综合利用率，将是今后脱硫废水零排放研究的重点。2018年3月30日，北京国电龙源环保工程有限公司在江苏泰州对泰州电厂2号机（1000MW）实施了低成本脱硫废水零排放示范工程，创新性地提出了低品位余热浓缩、高品位热源干燥的技术路线，系统简洁、工艺合理、运行可靠，实现了低成本废水零排放，该项目已通过国家能源投资集团股份有限公司的验收。

3.3 开发（超）高硫煤烟气超低排放技术

对于（超）高硫分高灰分燃煤机组，现有的超低排放技术主要存在以下问题：（1）浆液的pH值波动幅度大，难以控制；（2）中间产物—亚硫酸钙的氧化效果差，石膏结晶困难；（3）吸收塔内的流场均匀性对于脱硫效率的影响大；（4）实现达标排放所需的液气比很大，能耗高；（5）达不到超低排放要求。针对于高硫分高灰分燃煤机组超低排放难题，可在现有超低排放技术的基础上，采用多级洗涤工艺方案，实现烟气中污染物的高效脱除，保证超高硫分高灰分燃煤机组实现超低排放。其主要原理是通过采用浆液分区多级洗涤的方式进一步提高脱硫效率，其中采用低pH值的浆液对烟气进行一次洗涤，脱除烟气中大部分的SO2，同时在该低pH区内实现高效氧化；然后，采用高pH值的浆液对烟气进行二次洗涤，达到高效脱硫的要求。

3.4 治理燃煤电厂“有色烟羽”现象

“有色烟羽”治理技术可分为三大类：烟气再热技术、烟气冷凝技术和烟气冷凝再热复合技术。烟气再热技术是当前应用最为广泛的技术；烟气冷凝技术对“有色烟羽”的治理亦有明显的效果，且能实现多污染物联合脱除；冷凝再热复合技术是烟气加热和烟气冷凝技术的组合使用，综合了加热技术和冷凝技术的特点，对于湿烟羽治理有更宽广的适用范围。随着燃煤电厂超低排放改造的推进，有色烟羽治理将成为燃煤电厂环保治理的重要工作之一。

3.5 钢铁行业超低排放技术发展动向

2018年，我国制定实施打赢蓝天保卫战三年作战计划，启动钢铁行业 超低排放 改造，还出台了京津冀及周边地区、长三角、汾渭平原等重点区域大气污染防治 实施方案，钢铁行业即将迎来新一轮超低排放改造。经过2018年的市场洗礼，钢铁行业超低排放路线初见倪端，传统的达标燃煤电站烟气治理技术将在钢铁行业得到越来越多的应用。

3.5.1脱硫（湿法、干法/半干法）+加热升温催化脱硝烟气治理技术

该种脱硫脱硝技术是在原有脱硫装备的基础上增加催化脱硝，以达到综合脱硫脱硝的目的。目前已运用的多是脱硫+加热升温的SCR技术，该种技术在火电锅炉已广泛应用。但是，烧结脱硫后的烟气温度远低于SCR所需的温度，因此需在脱硝前增加加热系统，将烟气温度升至所需温度，（不同催化剂需要不同温度，一般在280℃左右），加热所需能耗高，成为该技术在钢铁行业中应用的障碍。为了降低能耗，可以通过换热装置将热量回收利用，降低额外补充的能耗。但投资无疑要相应增加。烧结脱硫后烟气温度在120~200℃之间，如果能开发出适用该温度范围的催化剂，可以免去加热，即降低了投资又节约了能源，因此，低温催化剂成为多家科技公司重点研发方向。

3.5.2活性焦/炭脱硫脱硝一体化法

活性焦/炭协同净化以物理-化学吸附和催化反应原理为基础，能实现一体化脱硫、脱硝、脱重金属及除尘的集成深度净化，SO₂被氧化成SO₃后制成硫酸，氮氧化物则在还原剂NH₃的气氛下，经由催化作用生成了N₂和H₂O，其脱硝反应温度不低于100℃，因为反应温度的要求，脱硫必须采用干法，且脱硝过程在脱硫过程之后，脱硫脱硝过程有机结合，形成活性焦/炭脱硫脱硝一体化技术。从日本住友在太钢450m2烧结机上兴建的国内首套全进口活性焦协同净化项目，以及由上海克硫、中冶北方于江苏永钢2号450m²烧结机建成的首套自主知识产权的活性焦一体化脱除设施以来，目前该技术已成功应用在安阳钢铁1#、2#烧结机（360m²、400m²）、宝钢湛江1#、2#烧结机（550m²×2）、宝钢3#烧结机（600m²）以及安阳钢铁7#、8#、9#、10#焦化炉，投资和运行成本均有较大幅度的降低。

3.6废弃催化剂处理与资源化问题需要引起高度重视

SCR脱硝催化剂的使用寿命在3~5年，预计未来我国将每年产生15-20万m3的废弃脱硝催化剂。脱硝催化剂主要由钒、钨、钛等重金属构成，废弃后如不加以妥善处理，将会对环境造成严重污染和资源浪费，如何对这部分催化剂进行处理是一个重大问题。亟待开发SCR催化剂回收利用技术，以实现废弃催化剂的无害化处置和资源化利用。