電廠煙氣新排放標準及看法

1、新火電廠大氣污染物排放標準的看法2011年初，國家環(huán)境保護部發(fā)布了 火電廠大氣污染物排放標準（二次征求意見稿）（以下簡稱新標準）。與 2009年發(fā)布的一次征求意見稿（以下簡稱 2009年初稿）相比，其中 的脫硫規(guī)定，無論是完成時間要求，還是減排力度，都有明顯提高。新標準將于2011年內(nèi) 頒布，2012年1月1日起開始執(zhí)行。正確理解新標準，無論是對脫硫的市場營銷人員、還是技術(shù)人員和管理人員都有積極和現(xiàn) 實的意義。1新標準與2009年初稿、舊標準的對比1.1時間段劃分簡化2009年初稿和舊標準對不同時期的火電廠建設(shè)項目劃分成3個時段，涉及的時間節(jié)點包括1996年12月31日、2010年和2015年

2、，分別規(guī)定了排放控制要求；而新標準對現(xiàn)役機 組采用了 一刀切”的方式，僅以2012年1月1日為界劃分為現(xiàn)有及新建機組2個時段，更加簡析明了。2012年1月1日前獲得環(huán)評批復(fù)的為現(xiàn)役機組，否則為新建機組。 現(xiàn)役機組的標準執(zhí)行時間為2014年1月1日，留給現(xiàn)役機組進行改造的時間只有2年。1.2二氧化硫限值驟降新標準規(guī)定新建燃煤電廠二氧化硫的排放限值為100mg/m3?，F(xiàn)有電廠分為兩類，燃煤硫分較高地區(qū)的電廠執(zhí)行 400mg/m3，其他現(xiàn)有燃煤電廠執(zhí)行200mg/m3。重點地區(qū)的燃煤電廠執(zhí)行50mg/m3。通過對比新標準、2009年初稿和舊標準可以看出，新標準調(diào)整了 SO2污染物排放濃度限 值，采取

3、了更為嚴格的排放限制：現(xiàn)役機組從舊標準執(zhí)行的最高2100mg/m3降至2009年初稿的800mg/m3后再降至新標準的 200-400mg/m3；新建機組從舊標準執(zhí)行的400mg/m3 降至2009年初稿的 200mg/m3 再降至新標準的50-100mg/m3。新標準脫硫限值大幅下降，遠遠超出舊標準和2009年初稿，甚至超越歐美現(xiàn)用標準。1.3對采用高硫煤機組寬嚴結(jié)合含硫量大于3%的為高硫煤，主要集中在我國西南地區(qū)。我國多數(shù)地區(qū)的燃煤有硫份升高的趨勢。舊標準及2009年初稿均未單獨提出使用高硫煤地區(qū)電廠的排放標準，而是與中低硫煤執(zhí)行同一個標準，而使用高硫煤的脫硫成本遠高于使用其他煤質(zhì)。新標準

4、中對使用高硫煤地區(qū)電廠的排放標準進行了特別規(guī)定?，F(xiàn)役機組從2014年1月1日起執(zhí)行400mg排放標準，執(zhí)行期間預(yù)計可延續(xù)到 2020年。新建機組從2012年1月1 日起執(zhí)行100mg排放標準。以上規(guī)定實際是放寬了使用高硫煤的現(xiàn)役機組的排放要求。按照09年初稿規(guī)定，高硫煤機組必須在2015年1月1日執(zhí)行200mg的排放標準，造成部分改造企業(yè)在 2011年剛改造 完成滿足400mg的排放標準，運行只有 3年左右，必須開始二次改造，滿足 200mg的排 放要求。而新標準規(guī)定高硫煤現(xiàn)役機組執(zhí)行400mg的排放標準，預(yù)計在 2020年前無需考慮二次改造，相當于放寬了要求。但對于新建機組，即使是高硫煤，2

5、012年1月1日就開始執(zhí)行100mg的排放要求，即高硫煤的排放標準和低硫煤的排放標準是相同的。這對于新建高硫煤機組的脫硫裝置提出了相當嚴格的要求，即脫硫效率要達到99%左右才能滿足排放要求。2新標準的實施對脫硫市場的影響2.1脫硫市場容量激增數(shù)百億根據(jù)國家環(huán)境保護部發(fā)布的 火電廠大氣污染物排放標準 編制說明（二次征求意見稿） 顯示，當脫硫限值為100mg/m3和200mg/m3時，從技術(shù)可行性分析需安裝脫硫效率 > 95% 的煙氣脫硫裝置，這意味著高效穩(wěn)定運行的脫硫裝置將被市場所青睞。透過新標準的調(diào)整可以窺探到國家對S02污染物治理的強硬態(tài)度。新標準的出臺，極大地鼓勵了脫硫企業(yè)尤其是大型

6、脫硫企業(yè)對市場的信心。若頒布實施，將使我國的脫硫市場進 一步規(guī)范，脫硫行業(yè)將更加專注于技術(shù)改進和加強運行管理。編制說明中對整個火電脫硫市場容量也做了預(yù)測，其預(yù)測主要基于執(zhí)行100mg/m3的排放限值的基礎(chǔ)上，預(yù)測 S02的排放量和預(yù)計達標排放量。并以此為基礎(chǔ)進行測算，認為 到2015年需總投資為170億元，運行費用為 98億元/年。至U 2020年則需總投資為 495 億元，運行費用為 286億元/年。此外，部分現(xiàn)有機組也需要經(jīng)費進行煙氣脫硫改造。2.2濕法脫硫工藝更占絕對主導(dǎo)地位火電廠S02的排放量與所用煤種有很大的關(guān)系，對于現(xiàn)在應(yīng)用較多的濕法脫硫技術(shù)，基本 上可以達到排放要求，而干法、半干

7、法的脫硫技術(shù)能否達標要看煤種而定。表3不同煤種硫含量對應(yīng)的脫硫效率注：以1%的硫?qū)?yīng)二氧化硫濃度 2400mg/m3 計。由于新標準中對脫硫限值的高要求，將迫使火電廠提高脫硫裝置性能，新電廠和舊電廠都 需要選用高效率的脫硫裝置，脫硫效率超過95%高效煙氣脫硫裝置將成為市場主流，尤其是高效的濕法脫硫裝置，將獲得更大的市場空間。而一些工藝因技術(shù)局限性無法在脫硫效率上得到突破，排放達不到限值的工藝將面臨被洗”出市場的命運。例如簡易石灰石-石膏濕法、爐內(nèi)噴鈣式半干法脫硫、爐內(nèi)干法噴鈣、爐內(nèi)噴鈣-尾部增濕法等脫硫效率低或運行不穩(wěn)定的工藝將會在此項檢測中接受存亡挑 戰(zhàn)。特別是爐內(nèi)脫硫法雖然投資小、占地面積

8、小，但因脫硫效率低，硫含量達不到排放限值、 固廢排放量大等致命缺點，面臨退市危機。幾乎所有采用該種形式的火電廠都面臨著新增 爐外煙氣脫硫的改造。2.3氨法脫硫市場前景廣闊 從S02控制技術(shù)分析來看，在新標準脫硫限值大幅提高的情況下，火電廠只能安裝脫硫效 率95%的高效煙氣脫硫裝置。而目前國內(nèi)能達到脫硫效率> 95%且經(jīng)濟性強、適用范圍廣、技術(shù)成熟的工藝只有石灰石-石膏濕法煙氣脫硫和氨法濕法煙氣脫硫工藝。目前國內(nèi)脫硫工程的技術(shù)同質(zhì)化非常嚴重，石灰石-石膏濕法煙氣脫硫因工藝開發(fā)較早、國外市場占有率高等因素仍占國內(nèi)脫硫市場最大份額。該工藝存在明顯弊端，無法解決二次 污染的問題。電廠脫硫每年產(chǎn)生

9、的數(shù)千萬噸石膏已經(jīng)成為電廠主要的固體廢棄物，（脫硫）石膏的出路成了關(guān)鍵性難題。此外，受吸收劑石灰石活性的限制，石灰石-石膏法對于高硫煤難以穩(wěn)定達到96%以上的脫硫效率，也就難以滿足新建高硫煤機組的脫硫要求。中國地域?qū)拸V，自然條件、市場和經(jīng)濟狀況迥異，不加區(qū)別地采用一種模式和技術(shù)來解決 煙氣脫硫問題，造成了中國燃煤電廠相當脫硫設(shè)施沒有發(fā)揮應(yīng)有的作用。在全國脫硫項目 中，運行不正常的確實占到兩三成。如果加上運行基本正常而尚有改進余地的，整體上需 要維修或改進的比例達四成之多。這些電場中部分是當初的設(shè)計與電廠的煤種不適合，還 有一部分是設(shè)備質(zhì)量不過關(guān)運行不穩(wěn)定造成的。今后很長一段時間，中國都將為電廠

10、的單 一脫硫方式及市場惡性競爭等脫硫后遺癥埋單。氨法脫硫工藝雖然起步晚，但也已經(jīng)成熟，國內(nèi)已經(jīng)投運的脫硫裝置已有30多套。單塔處理煙氣量相當于 50萬kw機組，單個項目總規(guī)模達到 8臺470噸鍋爐煙氣總量。相對于石 灰石-石膏法脫硫工藝來說，氨法脫硫可較容易實現(xiàn)98%以上的脫硫效率，并可與 SCR等脫硝工藝共用氨供應(yīng)系統(tǒng)等，且副產(chǎn)品硫酸銨利用價值相對較高，經(jīng)濟效益明顯，多次被 國家環(huán)保部等部門證明是一項符合國家低碳循環(huán)經(jīng)濟的綠色工藝”。預(yù)計在 十二五”期間氨法脫硫行業(yè)在未來三年迎來爆發(fā)式增長，氨法脫硫的整體市場份額 將提升一倍以上。氨法脫硫?qū)⒊蔀閲鴥?nèi)脫硫市場的黑馬，快速蠶食鈣法脫硫的部分份額。

11、2.4江南環(huán)保氨法成為業(yè)中翹楚在火電廠脫硫排放標準日趨嚴格、火電廠煙氣脫硫工程技術(shù)規(guī)范氨法正式實施的情況 下，一場氨法脫硫產(chǎn)業(yè)的大洗牌大發(fā)展即將開始。一些資金和技術(shù)實力差的小企業(yè)以及工 程總承包能力差的小公司將面臨淘汰局面；主要的市場參與主體應(yīng)該是大型脫硫公司或大 型鍋爐廠。這些大型企業(yè)一般具備以下特征：擁有強大的技術(shù)研發(fā)或吸收能力并且具備豐 富的工程經(jīng)驗、已有較多工程業(yè)績和豐富客戶資源、產(chǎn)品結(jié)構(gòu)豐富。江蘇新世紀江南環(huán)保有限公司目前已占氨法脫硫市場份額的50以上%是國家火電廠煙氣脫硫工程技術(shù)規(guī)范氨法的主要起草單位。在此輪調(diào)整中憑借具有絕對競爭優(yōu)勢的雄厚 的資本實力、強大的技術(shù)實力和豐富的工程經(jīng)

12、驗，將受益頗豐。目前，公司已經(jīng)在火電行 業(yè)、化工行業(yè)、鋼鐵企業(yè)等都有典型的工程業(yè)績，同時具有脫硫脫硝一體化的工藝技術(shù)， 在脫硫行業(yè)具有明顯的知名度和競爭優(yōu)勢，并將成為脫硫業(yè)中翹楚。3、2011年脫硫市場特點1 ）由于2012年1月1日將作為新老標準的分界線，而新老標準要求差距很大，特別是對于高硫煤，2012年1月1日前是400mg，后就變成100mg。因此，目前在申報環(huán)評手續(xù) 的新建項目面臨著巨大的工作壓力，必須在2011年內(nèi)通過環(huán)評。否則，將執(zhí)行100mg的標準，以4%的硫含量為例，脫硫效率將從96%提高到99%，這對于脫硫工藝的選擇提出了更大的挑戰(zhàn)。中低硫煤電廠鍋爐，是100mg和200m

13、g的差距。2 ）對于現(xiàn)有電廠的技術(shù)改造項目，高硫煤仍將執(zhí)行400mg的改造要求，相對容易達到。如西南地區(qū)的珞璜、黔西等項目。中低硫煤項目在2014年1月1日前必須改造滿足200mg的要求。3 ）在新老標準分界差距較大的情況下，2011年將迫使大多數(shù)電廠、特別是工業(yè)企業(yè)配套的熱電聯(lián)產(chǎn)裝置，過去多上的是爐內(nèi)脫硫或半干法脫硫，由于脫硫效率低，需要盡快將脫硫技術(shù)改造提上日程。4、新標準存在問題探討4.1 “使用咼硫煤地區(qū)”的字面歧義新標準中使用高硫煤地區(qū)的現(xiàn)有火力發(fā)電鍋爐執(zhí)行該限值”的這句話沒有給出詳細解釋，但存在一定的歧義：第一種理解為：使用高硫煤的所有現(xiàn)有火力發(fā)電鍋爐，不管電廠鍋爐在何地區(qū)或區(qū)域，都 執(zhí)行該限值。第二種理解為：使用高硫煤、并坐落在高硫煤地區(qū)，如四川莢蓉、松藻、達竹、南桐、華 瑩山等礦區(qū)、廣西合山礦區(qū)的電廠鍋爐都執(zhí)行該限值。4.2如何執(zhí)行新標準中的高硫煤”相關(guān)條款4.2.1如何區(qū)分和監(jiān)測高硫煤鍋爐 按第一種理解，環(huán)保部將必須區(qū)別哪些鍋爐是使用高硫煤的，從而采取相應(yīng)地的政策。那 么如何判定該電廠鍋爐使用的是高硫煤？因近年來煤炭市場供應(yīng)緊張、電煤的標準要求較寬、電廠進煤渠道較多等客觀原因，現(xiàn)在 很多電廠存在多種煤質(zhì)混燒的現(xiàn)象。因不同種類硫煤的煙氣排放標準差異較大，如何監(jiān)測 電廠每一段時間的用煤實際含硫量將是新標準執(zhí)行的一大難題，這