《火电厂大气污染物排放标准》详细介绍

　　2011年初，国家环境保护部发布了《火电厂大气污染物排放标准》（二次征求意见稿）（以下简称新标准）。与2009年发布的一次征求意见稿（以下简称2009年初稿）相比，其中的脱硫规定，无论是完成时间要求，还是减排力度，都有明显提高。新标准将于2011年内颁布，2012年1月1日起开始执行。
　　正确理解新标准，无论是对脱硫的市场营销人员、还是技术人员和管理人员都有积极和现实的意义。
　　1新标准与2009年初稿、旧标准的对比
　　1.1时间段划分简化
　　2009年初稿和旧标准对不同时期的火电厂建设项目划分成3个时段，涉及的时间节点包括1996年12月31日、2010年和2015年，分别规定了排放控制要求；而新标准对现役机组采用了“一刀切”的方式，仅以2012年1月1日为界划分为现有及新建机组2个时段，更加简析明了。
　　2012年1月1日前获得环评批复的为现役机组，否则为新建机组。现役机组的标准执行时间为2014年1月1日，留给现役机组进行改造的时间只有2年。
　　1.2二氧化硫限值骤降
　　新标准规定新建燃煤电厂二氧化硫的排放限值为100mg/m3。现有电厂分为两类，燃煤硫分较高地区的电厂执行400mg/m3，其他现有燃煤电厂执行200mg/m3。重点地区的燃煤电厂执行50mg/m3。
　　通过对比新标准、2009年初稿和旧标准可以看出，新标准调整了SO2污染物排放浓度限值，采取了更为严格的排放限制：
　　现役机组从旧标准执行的最高2100mg/m3降至2009年初稿的800mg/m3后再降至新标准的200-400mg/m3；
　　新建机组从旧标准执行的400mg/m3降至2009年初稿的200mg/m3再降至新标准的50-100mg/m3。
　　新标准脱硫限值大幅下降，远远超出旧标准和2009年初稿，甚至超越欧美现用标准。
　　1.3对采用高硫煤机组宽严结合
　　含硫量大于3%的为高硫煤，主要集中在我国西南地区。我国多数地区的燃煤有硫份升高的趋势。旧标准及2009年初稿均未单独提出使用高硫煤地区电厂的排放标准，而是与中低硫煤执行同一个标准，而使用高硫煤的脱硫成本远高于使用其他煤质。
　　新标准中对使用高硫煤地区电厂的排放标准进行了特别规定。现役机组从2014年1月1日起执行400mg排放标准，执行期间预计可延续到2020年。新建机组从2012年1月1日起执行100mg排放标准。
　　以上规定实际是放宽了使用高硫煤的现役机组的排放要求。按照09年初稿规定，高硫煤机组必须在2015年1月1日执行200mg的排放标准，造成部分改造企业在2011年刚改造完成满足400mg的排放标准，运行只有3年左右，必须开始二次改造，满足200mg的排放要求。而新标准规定高硫煤现役机组执行400mg的排放标准，预计在2020年前无需考虑二次改造，相当于放宽了要求。
　　但对于新建机组，即使是高硫煤，2012年1月1日就开始执行100mg的排放要求，即高硫煤的排放标准和低硫煤的排放标准是相同的。这对于新建高硫煤机组的脱硫装置提出了相当严格的要求，即脱硫效率要达到99%左右才能满足排放要求。
　　2新标准的实施对脱硫市场的影响
　　2.1脱硫市场容量激增数百亿
　　根据国家环境保护部发布的《〈火电厂大气污染物排放标准〉编制说明（二次征求意见稿）》显示，当脱硫限值为100mg/m3和200mg/m3时，从技术可行性分析需安装脱硫效率≥95%的烟气脱硫装置，这意味着高效稳定运行的脱硫装置将被市场所青睐。
　　透过新标准的调整可以窥探到国家对SO2污染物治理的强硬态度。新标准的出台，极大地鼓励了脱硫企业尤其是大型脱硫企业对市场的信心。若颁布实施，将使我国的脱硫市场进一步规范，脱硫行业将更加专注于技术改进和加强运行管理。
　　《编制说明》中对整个火电脱硫市场容量也做了预测，其预测主要基于执行100mg/m3的排放限值的基础上，预测SO2的排放量和预计达标排放量。并以此为基础进行测算，认为到2015年需总投资为170亿元，运行费用为98亿元/年。到2020年则需总投资为495亿元，运行费用为286亿元/年。此外，部分现有机组也需要经费进行烟气脱硫改造。
　　2.2湿法脱硫工艺更占绝对主导地位
　　火电厂SO2的排放量与所用煤种有很大的关系，对于现在应用较多的湿法脱硫技术，基本上可以达到排放要求，而干法、半干法的脱硫技术能否达标要看煤种而定。
　　由于新标准中对脱硫限值的高要求，将迫使火电厂提高脱硫装置性能，新电厂和旧电厂都需要选用高效率的脱硫装置，脱硫效率超过95%高效烟气脱硫装置将成为市场主流，尤其是高效的湿法脱硫装置，将获得更大的市场空间。
　　而一些工艺因技术局限性无法在脱硫效率上得到突破，排放达不到限值的工艺将面临被“洗”出市场的命运。例如简易石灰石-石膏湿法、炉内喷钙式半干法脱硫、炉内干法喷钙、炉内喷钙-尾部增湿法等脱硫效率低或运行不稳定的工艺将会在此项检测中接受存亡挑战。
　　特别是炉内脱硫法虽然投资小、占地面积小，但因脱硫效率低，硫含量达不到排放限值、固废排放量大等致命缺点，面临退市危机。几乎所有采用该种形式的火电厂都面临着新增炉外烟气脱硫的改造。
　　2.3氨法脱硫市场前景广阔
　　从SO2控制技术分析来看，在新标准脱硫限值大幅提高的情况下，火电厂只能安装脱硫效率≥95%的高效烟气脱硫装置。而目前国内能达到脱硫效率≥95%且经济性强、适用范围广、技术成熟的工艺只有石灰石-石膏湿法烟气脱硫和氨法湿法烟气脱硫工艺。
　　目前国内脱硫工程的技术同质化非常严重，石灰石-石膏湿法烟气脱硫因工艺开发较早、国外市场占有率高等因素仍占国内脱硫市场最大份额。该工艺存在明显弊端，无法解决二次污染的问题。电厂脱硫每年产生的数千万吨石膏已经成为电厂主要的固体废弃物，(脱硫)石膏的出路成了关键性难题。此外，受吸收剂石灰石活性的限制，石灰石-石膏法对于高硫煤难以稳定达到96%以上的脱硫效率，也就难以满足新建高硫煤机组的脱硫要求。
　　中国地域宽广，自然条件、市场和经济状况迥异，不加区别地采用一种模式和技术来解决烟气脱硫问题，造成了中国燃煤电厂相当脱硫设施没有发挥应有的作用。在全国脱硫项目中，运行不正常的确实占到两三成。如果加上运行基本正常而尚有改进余地的，整体上需要维修或改进的比例达四成之多。这些电场中部分是当初的设计与电厂的煤种不适合，还有一部分是设备质量不过关运行不稳定造成的。今后很长一段时间，中国都将为电厂的单一脱硫方式及市场恶性竞争等脱硫后遗症埋单。