中国脱硫脱硝行业2013年发展分析报告(10)

时间:2014-11-25 15:55来源:GEP Research 作者:信息发布点击: 次

1 行业发展概况 1.1 2013年行业发展环境 2013年全国性雾霾天气创52年之最，表明我国的大气污染状况已十分严重。工业总产值的持续增长也给环境带来前所未有的压力，大气污染物总量早已超越环境容量阈值，具体表现为城市大气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。目前，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，节能

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以更换除雾器，这将会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）燃煤电站煤种变化，致使环保装置难以正常运行高硫煤和低硫煤、劣质煤和优质煤的价格差异较大，导致燃煤电厂倾向在满足环保的最低标准情况下，尽可能使用便宜的煤炭，长期如此，必然导致环保装置难以正常运行。

（3）现有的排放标准过严，难以在实现99%以上脱硫效率的情况下长期稳定运行自新标准实施以来，电力行业面临前所未有的压力，进入2014年后电力行业所有现役机组将执行二氧化硫100mg/m3、氮氧化物100mg/m3的排放标准，部分省市还鼓励推行超低排放甚至近零排放的大气污染物排放标准。以脱除效率最高、运行最为稳定的石灰石-石膏湿法为例，目前脱硫效率最高能够达到99%，燃煤烟气中二氧化硫浓度按5000mg/m3计，最优化稳定运行时才能够将二氧化硫排放限制在100mg/m3以内，如果运行状况稍有变动，就有可能超标排放，这一点对以高硫煤为主要煤源的火电厂尤为明显。因此如何实现全年稳定达标排放是个突出的问题。

（4）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。随着人类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常规处理的脱硫废水外排也是有法可依的。目前随着各电厂水务管理的日益严格，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逐步凸现。同时由于很多电厂将全厂工业废水、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，使得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以下几个方面：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，但这局限性很大且干灰调湿吸纳不了废水量）和不允许排放性。

2.1.2 火电厂烟气脱硝

（1）催化剂磨损问题

部分投运的脱硝催化剂磨损的原因主要有：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，经验不足，降低造价；2）烟气粉尘浓度高，超过30～40g/m3的较多，煤质恶劣，人为因素多；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，喷氨设计的温度较高，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而堵塞下游设备。当发电机组不能满负荷运行或处于低负荷运行时，烟气温度不能达到最佳的喷氨温度，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就造成了脱硝装置的浪费。因此，该问题也是影响火电脱硫脱硝系统化的问题之一。

（3）废弃催化剂处理问题紧迫

近年来，燃煤电厂烟气脱硝装置迅猛增加，导致了脱硝催化剂的市场需求量和在线运行量爆发式增长。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，失效脱硝催化剂将会大量退役淘汰，并逐年增加，预计2020年后的废弃脱硝催化剂量将稳定在20万～25万立方米/年。

由于脱硝催化剂包含五氧化二钒、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，每年淘汰的大量废弃催化剂如不能进行妥善处置，势必会对环境造成巨大的二次污染，同时也会造成催化剂中贵重金属资源的浪费。

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