国家新颁布【GB13223-2011】大气污染物排放浓度限值，加大对我国燃煤电厂的污染物减排力度，同时增加了热电厂污染物减排的压力。
　　GB13223-2011标准要求：现有燃煤锅炉SO2排放浓度限值200mg/m3，现有燃煤锅炉NOX排放浓度限值200mg/m3。因此对于标准颁布前投产的机组来讲，在脱硫系统的设计、选型和设备质量、施工工艺、安装调试等方面都与新颁布的有较大的差距，已不能满足新的标准要求。特别是NOX对于循环流化床来讲本身就是低温少氮燃烧的设计，设计上就没有进行另外处理。现新标准颁布后对于热电厂应有一个全新的改造技术的思路和方法，来达到新的标准要求。

一、电厂烟气脱硫现状：

　　烟气脱硫技术主要分半干法、干法和湿法烟气脱硫，半干法烟气脱硫主要包括喷雾旋转干燥吸收工艺（SDA），循环流化床烟气脱硫工艺（CFB）等，湿法烟气脱硫技术主要包括：石灰石~石膏湿法工艺，氨法烟气脱硫工艺，氧化镁湿法工艺等。目前国内烟气脱硫技术湿法应用最为广泛的为石灰石~石膏法，半干法应用最为广泛的为循环流化床法（CFB）。其中湿法脱硫技术共占全世界FGD装置总量的85%，石灰石~石膏法约占36.7%，其他湿法占48.3%，半干法脱硫技术约占全世界FGD装置的10%。另还有部分干法脱硫技术，包括循环流化床锅炉内喷钙技术和离子脱硫技术等。
1、石灰石~石膏法脱硫工艺：
　　石灰石~石膏法是用石灰石浆液吸收烟气中的SO2，反应生成亚硫酸钙，在吸收塔浆池中进一步氧化为二水硫酸钙（石膏），氧化后的石膏浆液经浓缩，脱水后生成含水量小于10%的石膏，作为商品出售。
2、循环流化床法（CFB）半干法脱硫工艺：
　　循环流化床烟气脱硫工艺以循环流化床为原理，通过物料在反应塔内的内循环和高倍率的外循环，形成含固量很高的烟气流化床从而强化脱硫吸收剂颗粒之间、烟气中的SO2、SO3等气体与脱硫剂间的传热传质性能，并将运行温度将到露点15~20℃，提高SO2与脱硫剂间的反应效率、吸收利用率。脱硫剂一般选用石灰或消石灰，在钙硫比1.3~1.5时，脱硫率可达80%~90%，脱硫副产物为以亚硫酸钙为主的脱硫灰渣。
3、烟气双碱法脱硫：
　　双碱法脱硫是石灰石~石膏法脱硫发展而来的一种脱硫方法，其原理是钠钙双碱法（NaCO3~Ca(OH)2）采用纯碱启动，钠碱吸收SO2，石灰再生的方法，但不能回收到合格的石膏，一般副产物只能废弃，引起二次污染。

二、电厂烟气的脱硝现状：

　　燃煤机组NOX排放控制技术主要分两大类：一类是采用控制燃烧的方式，如低NOX燃烧技术等，另一类是对燃烧后生成的NOX进行脱除，主要有SCR和SNCR法，常见的NOX控制技术如下：

　　　　　　采用的技术　　　脱硝的效率　　　工程造价　　　运行费用
　　　　1、低NOX燃烧技术 　　　25~40% 　　　　　　较低　　　　　　低
　　　　2、SNCR技术　　　　　　25~40%　　　　　　　低　　　　　　 中
　　　　3、SCR技术　　　　　　 80~90%　　　　　　　高　　　　　　 中
　　　　4、LNB+SNCR技术　　　　40~70%　　　　　　　中　　　　　　 中
　　　　5、SNCR/SCR混合技术　　40~80%　　　　　　　中　　　　　　 中
　　　　6、等离子脱硝技术　　　　80%　　　　　　　 较低 　　　　　较低

三、烟气污染物控制技术应用趋势：

　　在烟气污染控制技术多样化、高效化的发展趋势下，烟气污染控制的选择应从可资源化利用方面，能带来环境和经济效益的可资源化方面来考虑。如：石灰石石膏法脱硫技术——石膏回收利用技术，氨法脱硫技术——硫胺回收利用技术，活性焦法烟气脱硫硝技术——硫酸回用技术，等离子体烟气脱硫脱硝技术——硫胺肥生产技术等一系列新的技术方法应用。

四、目前热电企业的减排控污现状和建议：

　　现状。以燃煤为发电供热的热电机组与大型火电机组一样，同样面临新标准的考验。我们湖州地区为例。所有热电企业锅炉以前均执行的是根据省环保厅审核的燃煤烟气排放标准《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）3时段标准，具体控制标准值为烟尘＜50mg/Nm3, So2＜400mg/Nm3，No2＜450mg/Nm3（目前尚未执行，但我们设计中已预留位置）。而自2012年1月1日起我们将要执行的是国家环境保护部和国家质量监督检验检疫总局于2011年7月18日颁布的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）标准，具体控制标准值为：烟尘＜30mg/Nm3，So2＜100mg/Nm3（新建锅炉，现已有锅炉允许在2014年7月1日前执行So2＜200mg/Nm3标准，以后也执行此标准），No2＜100mg/Nm3，汞及其他化合物＜0.03mg/Nm3，由此看来，要执行GB13223-2011新标准，，目前仅靠循环流化床炉内脱硫要达到So2＜200mg/Nm3是不可能的。
　　国家在十五、十一五时期，出台一系列关于节能减排的法律、法规、政策，特别是十一五期间颁布的《中华人民共和国节约能源法》和《国务院印发节能减排统计监测及考核实施方案和办法通知》国发【2007】38号以及《国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知》国发【2007】15号文。以浙江为例：浙江省出台相应的《关于加快工业转型升级的实施意见》浙政发【2008】80号和《关于关停小火电机组的实施意见》浙政发【2007】32号，进一步促进地方热电行业转变发展方式，提升技术装备水平，优化机组结构，实现节能减排的目标。
到2011年底，浙江全面完成了市、县（市）热电联产规划修订编制工作。到2012年底，通过全面改造升级，热电企业基本只保留一台抽凝机，基本淘汰拆除链条炉、抛煤炉和中压及以下机炉，背压机组化达到40%以上，高效环保锅炉化达到60%以上。十一五期间，热电企业全面达到达标排放，循环流化床锅炉炉内喷钙干法脱硫，脱硫率达到75%以上，投运率达到90%以上，低温燃烧NOX产生量低于标准400mg/m3以下，其余的非循环流化床锅炉进行尾部加装脱硫，脱硫率达到75%以上，投运率达到90%以上。以我市德清县中能热电有限公司为例：由于原小机组设备缺陷率高、能耗大、总体效率低，尤其除尘及脱硫系统采用水磨脱硫扳除尘脱硫，脱硫效率仅在65%左右，除尘效率为90%左右，远远不能满足当前国家提出的环保要求。该公司根据国家节能减排、转型升级的需要，投资1.5亿元于2011年4月、8月分别新建两台90t/h高压高温循环硫化床锅炉配套两台12Mw高温高压背压机组，逐步淘汰3台中温中压小机组。该公司设计采用的是循环硫化床锅炉，采用炉内喷石灰石一级脱硫，并通过静电除尘后，再经过炉后喷消石灰半干法烟气二级脱硫和布袋除尘工艺（2套除尘脱硫共投入1400万元），能达到高效率脱硫、除尘和低氢氧化物排放（脱硫效率可达90%以上，除尘效率为99.9%。按年运行8400小时计，用目前硫化床锅炉替代原中温中压链条炉将节约1.5万吨标煤，按照节约1吨标煤＝减排6.6kg So2计算，则可比改造前减少So2排放约99吨，再加上目前硫化床锅炉两级脱硫从65%提高到90%效率，如按年用标煤量9000吨计算，再可减排So2270吨，两项相加共减排近370吨年。由此可见其环境效益十分可观。如该市十家热电企业均能如此模式运行，全年减排So23700吨。该公司90T/h高温高压循环硫化床锅炉脱硫除尘运行将近一年来工况稳定，90T/h满负荷运行时原煤消耗量15.7T/h，含硫量0.6%，锅炉排烟量10万立方米/h，排放硫15.7×0.6%=94.2kg/h，折合So2排放188.4kg/h，原始排放浓度1884mg/Nm3,目前采用二级脱硫方案，按环保部门90%脱硫效率要求，较合理的分配每级脱硫60-70%。第一级炉内脱硫要求钙硫比1.5，第二级炉后半干法石灰法脱硫要求钙硫比1.2，目前我们除尘脱硫平时运行参数是：烟尘为30mg/Nm3,So2为180mg/Nm3,炉内脱硫耗石灰石（CaCo3)580kg/h，炉外脱硫耗消石灰（Ca(OH)2)240kg/h,如按全年8400h计，将耗石灰石4872吨、消石灰2016吨，全年二级脱硫物耗成本将达200万元左右，其中还不包括配套的用电设备150kw/h，由此亦可见，要达到国家烟气排放新标准，企业成本还是很大的。
　　目前，浙江省的杭州、绍兴地区根据十二五的规划要求，热电厂基本采用流化床燃烧脱硫技术和尾部烟气脱硫两级方法，脱硫率达到90%以上，两级脱硫的第一节商业应用中采用湿法占多，半干法占8%左右，但半干法脱硫易引起积灰，总的损失约为0.4%，锅炉效率低约1%，由于钙的喷入及再循环，使粉尘量增大，对除尘器的性能要求更高，能耗增加，在原有的循环流化床上改造投资大，难度也大，除尘也需改造。
　　从技术层面讲，湿法中FGD技术相比其他几种方式，该法具有脱硫反应速度快、设备简单、脱硫效率高等优点，特别石灰石/石膏法工艺已经研究开发出第二代、第三代工艺系统，传统湿法工艺中的堵塞污垢得到很大改善，脱硫率不但可达到90%以上，并且经两级脱水浓缩的石膏产品含水量小于10%的优质脱硫石膏。另外石灰石/石膏法降低吸收塔中的湿度，可更高提高脱硫率，一般进口烟温要低于35℃，热电厂可利用这一特点在其进入脱硫塔前可增加尾部烟气余热回收，做到节能减排。另外，湿法石灰石脱硫工艺中可脱近50%的NOX，对于循环流化床来讲本来的低NOX燃烧器产生的就不到400mg/m3，因此石灰石湿法脱硫投入后原可降低到目前的国家新标准200mg/m3以下，所以不必要紧跟脱硝，实际酸雨的形成硫氮比为10:1，这样可很好的治理酸雨，同时让大气处理循环利用于植物尤其农业，氮元素是农作物及植物不可或缺的营养元素。
　　美国密歇根理工大学森林资源和环境科学学院的科学家经过对密歇根州北部阔叶林20多年的研究发现，大气污染造成的气温和氮含量的适度增加实际上有利于森林生产力的提高，树木在较高温度下生长更快，且如果湿度条件适合，树木在较高氮浓度下能储存更多的碳。
　　从成本层面上讲，热电企业因脱硫造成电厂厂用电率上升企业亏损、盈利下降，再加上脱硝，电厂雪上加霜，发电成本增高，工业企业用电成本增高，又将引起其他行业一系列经济、价格波动，将影响经济发展，使可持续发展战略不可持续。以上状况，期望引起当地政府有关部门的高度关注及政策支持。
　　建议。热电联产作为十大节能工程之一，也是推进节能减排的主要途径。我们热电企业始终不渝坚持走 “热电联产”发展之路。我们建议：各级地方政府主管部门进一步加大工作力度，切实做好服务工作，全力推进热电行业改造提升。做到“四坚特”，即坚持规划先行，推进可持续发展；坚持企业为主，增强发展活力；坚持创业创新，提升发展后劲，努力做大做强热电行业，确保全省热电行业发展走在全国前列；坚持国家政策支持，为企业实现节能减排发挥更加积极的支撑作用。
　　解读在“十二五”期间，国家把推进热电行业改造升级，作为推进节能减排的重要途径，实现减排目标的政策措施应进一步的落实，这是对我们热电企业的极大鞭策与激励。我们亦期望各级政府主管部门应根据此举对环保减排项目落实好政府专项资金补贴，还要根据国家相应的举措，落实好热电企业的脱硫和脱硝电价的落实，在定价时应考虑热电企业电、热的摊比，真正做到电价政策的落实。如脱硫脱硝电价与大火电一样补贴到企业，否则那绝大部分的成本必然要摊到热电企业及下游用热企业，如此也不符合国家【2009】115号文件建议指出的“按照合理补偿成本合理确定收益，并维护消费者利益的原则，”核定热力发电价格。不应把政府应承担的责任，绝大部分摊到热电企业和下游用热单位上，要做到对维持所有企业正常生产起到积极作用，有效保障所有居民采暖和企业生产用汽。
　　在我们浙江全省范围内各地也不平衡。对照杭州、绍兴地区的经验，我们湖州地区有较大的差距，要奋起直追。因此，我们要从宏观长期利益来分析，紧脱硫缓脱硝考虑节能减排，利国利民，寻找建设运行之经济成本适合以及提供最佳企业解决方案来帮助热电企业，促使企业有充足的资金、积极的热情响应国家脱硫政策。从而使脱硫环保事业进入良性循环，使环保自身得以可持续发展，使国家经济建设可持续发展战略得以有力支持，进入良性循环。同时热电企业要在各级电力行业协会的关心下、在政府政策的大力支持下，克服困难，抓住机遇，加快技术改造和不断创新，为节能减排、也为自身生存发展创造出更大的空间，赢得更多的社会、经济双重效益。（蔡明灯 张春芳  卢炳根）