《火電廠大氣污染物排放標準》理解

　　年初，國家環境保護部發布了《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年內頒布，2012年1月1日起開始執行。
　　正確理解新標準，無論是對脫硫的市場營銷人員、還是技術人員和管理人員都有積極和現實的意義。
　　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項目劃分成3個時段，涉及的時間節點包括1996年12月31日、2010年和2015年，分別規定了排放控制要求；而新標準對現役機組采用了“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日前獲得環評批復的為現役機組，否則為新建機組。現役機組的標準執行時間為2014年1月1日，留給現役機組進行改造的時間只有2年。
　　1.2二氧化硫限值驟降
　　新標準規定新建燃煤電廠二氧化硫的排放限值為100mg/m3。現有電廠分為兩類，燃煤硫分較高地區的電廠執行400mg/m3，其他現有燃煤電廠執行200mg/m3。重點地區的燃煤電廠執行50mg/m3。
　　通過對比新標準、2009年初稿和舊標準可以看出，新標準調整了SO2污染物排放濃度限值，采取了更為嚴格的排放限制：
　　現役機組從舊標準執行的最高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，甚至超越歐美現用標準。
　　1.3對采用高硫煤機組寬嚴結合
　　含硫量大于3%的為高硫煤，主要集中在我國西南地區。我國多數地區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電廠的排放標準，而是與中低硫煤執行同一個標準，而使用高硫煤的脫硫成本遠高于使用其他煤質。
　　新標準中對使用高硫煤地區電廠的排放標準進行了特別規定。現役機組從2014年1月1日起執行400mg排放標準，執行期間預計可延續到2020年。新建機組從2012年1月1日起執行100mg排放標準。
　　以上規定實際是放寬了使用高硫煤的現役機組的排放要求。按照09年初稿規定，高硫煤機組必須在2015年1月1日執行200mg的排放標準，造成部分改造企業在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。而新標準規定高硫煤現役機組執行400mg的排放標準，預計在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，2012年1月1日就開始執行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百億
　　根據國家環境保護部發布的《〈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，這意味著高效穩定運行的脫硫裝置將被市場所青睞。
　　透過新標準的調整可以窺探到國家對SO2污染物治理的強硬態度。新標準的出臺，極大地鼓勵了脫硫企業尤其是大型脫硫企業對市場的信心。若頒布實施，將使我國的脫硫市場進一步規范，脫硫行業將更加專注于技術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測，其預測主要基于執行100mg/m3的排放限值的基礎上，預測SO2的排放量和預計達標排放量。并以此為基礎進行測算，認為到2015年需總投資為170億元，運行費用為98億元/年。到2020年則需總投資為495億元，運行費用為286億元/年。此外，部分現有機組也需要經費進行煙氣脫硫改造。
　　2.2濕法脫硫工藝更占絕對主導地位
　　火電廠SO2的排放量與所用煤種有很大的關系，對于現在應用較多的濕法脫硫技術，基本上可以達到排放要求，而干法、半干法的脫硫技術能否達標要看煤種而定。
　　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、爐內噴鈣式半干法脫硫、爐內干法噴鈣、爐內噴鈣-尾部增濕法等脫硫效率低或運行不穩定的工藝將會在此項檢測中接受存亡挑戰。
　　特別是爐內脫硫法雖然投資小、占地面積小，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SO2控制技術分析來看，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。而目前國內能達到脫硫效率≥95%且經濟性強、適用范圍廣、技術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。
　　目前國內脫硫工程的技術同質化非常嚴重，石灰石-石膏濕法煙氣脫硫因工藝開發較早、國外市場占有率高等因素仍占國內脫硫市場最大份額。該工藝存在明顯弊端，無法解決二次污染的問題。電廠脫硫每年產生的數千萬噸石膏已經成為電廠主要的固體廢棄物，(脫硫)石膏的出路成了關鍵性難題。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。
　　中國地域寬廣，自然條件、市場和經濟狀況迥異，不加區別地采用一種模式和技術來解決煙氣脫硫問題，造成了中國燃煤電廠相當脫硫設施沒有發揮應有的作用。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計與電廠的煤種不適合，還有一部分是設備質量不過關運行不穩定造成的。今后很長一段時間，中國都將為電廠的單一脫硫方式及市場惡性競爭等脫硫后遺癥埋單。