单位：分

表 6-1 市值管理绩效所有制结构横向对比分析 (2014 年)

地区所有制总绩效价值创造价值实现价值关联度市场溢价山东央企52.5343.0961.0973.265.17地方国企50.7444.7356.9168.997.59民营企业52.0543.7457.3576.516.87浙江央企56.3444.4261.5687.069.74地方国企52.9541.9760.0877.847.57民营企业54.0447.8362.2270.507.01江苏央企52.6742.8265.1666.923.77地方国企52.9845.8358.8973.919.00民营企业52.5044.1660.0173.645.15

资料来源：中国上市公司市值管理研究中心，济南大学公司金融研究中心。

通过对比上市公司市值管理绩效的二级评价指标，可以发现：①就价值创造绩效而言：山东央企绩效表现优于江苏而逊色于浙江，山东地方国企的绩效表现优于浙江而不及江苏，山东民营企业价值创造绩效表现则均不及江苏、浙江。②就价值实现绩效而言：央企绩效表现最好的是江苏，其次是浙江，最后是山东；民营企业绩效表现最佳的是浙江，其次是江苏，最后是山东；地方国企绩效表现最好的是浙江，江苏次之，山东最差。③就价值关联度绩效而言：驻鲁央企上市公司绩效优于江苏而不及浙江；地方国企绩效表现均不如江苏、浙江；山东民营企业绩效表现则均优于江苏、浙江。④就市场溢价绩效而言：驻鲁央企绩效值高于江苏而低于浙江；地方国企绩效值略高于浙江而低

于江苏；民营企业绩效值则高于江苏而低于浙江。

总体来说，与浙江、江苏两个经济发达省份相比，山东省各类所有制上市公司市值管理绩效还存在一定差距：①驻鲁央企和地方国企上市公司总绩效与江苏、浙江同类企业总绩效相比水平比较接近，民营上市公司市值管理绩效与两省同类企业总绩效相比差距较大；②山东不同所有制上市公司价值创造绩效与江苏、浙江同类公司价值创造绩效值相比差距较小，价值实现绩效与两省同类公司绩效相比差距较大。

从长远来看，加快山东省混合所有制改革，推动民营经济加快发展，同时加强资本市场建设并强化上市公司的市值管理，促进上市公司价值实现绩效的提升，成为未来强化山东上市公司市值管理绩效的重要内容。

# 6.3 国有上市公司市值管理绩效分析

2014年，山东国有上市公司共57家，其中地方国企45家，驻鲁央企12家（具体见表6-4）。在45家地方国企中，归属省国资委直接管理的省管国企共20家（具体见表6-2），非省管国企25家（具体见表6-3）。

表 6-2 省管国有企业上市公司市值管理绩效 (2014 年)

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第6章 不同所有制上市公司市值管理比较

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表 6-4 驻鲁央企上市公司市值管理绩效 (2014 年)

证券简称证券代码绩效(分)二级行业所有制排名主营业务市值(亿元)市值增量市值增长率(%)华电国际60002766.31电力31发电770.64539.92234.02东阿阿胶00042364.42中药43阿胶及系列343.36132.7763.04新能泰山00072062.07电力60发电83.5863.64319.05龙源技术30010556.80电源设备119低氮环保设备92.3838.0970.17

续表

证券简称证券代码绩效(分)二级行业所有制排名主营业务市值(亿元)市值增量市值增长率(%)万润股份00246355.31化学制品134液晶材料98.1569.65244.39天华院60057952.05专用设备173化工装备57.2430.69115.62山大华特00091548.81化学制药207药品70.2621.9945.56山东海化00082247.71化学原料216纯碱76.6251.11200.35泰山石油00055445.83石油化工238柴油、汽油67.5038.61133.61中航黑豹60076040.11地面兵装287专用车及零部件51.8130.22139.94石油济柴00061738.43通用机械299大功率内燃机43.1922.34107.17*ST海龙000677化学纤维化学纤维56.4232.49135.74

资料来源：中国上市公司市值管理研究中心，济南大学公司金融研究中心。
注：*ST海龙（002598.SZ）未列入2014年绩效值计算所采用的样本上市公司范围。

从山东国有上市公司的市值规模看，全部国企的平均市值为171.20亿元，省管国企的平均市值为222.27亿元，驻鲁央企的平均市值为150.93亿元，非省管国企的平均市值为140.07亿元。全部国有上市公司中，总市值超过500亿元的企业有5家，占比 $8.79\%$ ；总市值在100亿元到500亿元的企业有16家，占国有上市公司总数的 $28.10\%$ ；市值在100亿元以下的企业共36家，占国有上市公司总数的 $63.11\%$ 。

从国有上市公司的行业分布看，主要集中于化学化工、机械设备、资源能源等传统行业。其中，化学化工行业有14家上市公司，占全部国有上市公司总数的  $24.56\%$  ；资源能源行业有9家企业，占全部上市公司总数的  $15.79\%$  ；机械设备行业有12家企业，占全部国有上市总数的  $21.10\%$  ；家电、造纸、基建、航运、港口等其他行业共有企业22家，占全部上市公司总数的  $38.50\%$  。

从国有上市公司的二级市场板块分布来看，57家国有上市公司中只有6家企业在中小板上市，1家企业（龙源技术，300105.SZ）在创业板上市，主板上市公司数为50家，集中了国有上市公司总数的  $87.72\%$  。

从山东国有上市公司的体量规模看，不论是与本省民营上市公司相比，还是与江苏、浙江等省相比，都彰显出山东作为国有经济大省的典型特征。2014年，山东国有上市公司数在上市公司总数中占比  $38.40\%$  ，国有上市公司总资产占全部上市公司总资产的  $68.50\%$  ，净利润占全部上市公司总净利润的  $61.02\%$  ，国有上市公司总营收在全部上市公司总营收中占比  $62.64\%$  ，总市值占全部上市公司总市值的  $51.30\%$  （见表6-5）。这些数据表明，山东国有上市公司在市值、资产规模和营收方面相对民营上市公司有较大的优势。与江苏、浙江两省相比，山东国有经济的规模优势也比较明显。例如，浙江、江苏两省国有上市公司数在全部上市公司总数中的比重分别只有  $16.59\%$  和  $26.87\%$  ，远低于山东  $38.40\%$  的比重；山东国有上市公司总资产在全部上市公司总资产

单位： $\%$

表 6-5 山东、浙江、江苏国有上市公司规模占比指标比较 (2014 年)

上市公司数占比总资产占比净利润占比总营收占比市值占比山东38.4068.5061.0262.6451.30浙江16.5922.0029.4523.7525.30江苏26.8764.0552.1035.9038.54

资料来源：中国上市公司市值管理研究中心，济南大学公司金融研究中心。

2014年，国有上市公司市值管理绩效值的变动呈现出以下特点：

第一，市值管理总绩效大幅提升。2014年驻鲁央企上市公司在不同所有制上市公司市值管理总绩效排名中拔得头筹，获得52.53分；民营企业上市公司总绩效排名第二；省管国企上市公司绩效排名第三；非省管国企上市公司总绩效排名最后（见图6-7）。从提升速度来看，2014年驻鲁央企上市公司总绩效较2013年提高  $23.72\%$  ，地方国企上市公司总绩效较2013年提升  $17.59\%$  ，省管国企类上市公司总绩效比2013年提高  $24.05\%$  。

第二，价值创造绩效不同程度下降。2014年，驻鲁央企上市公司价值创造绩效得分为43.09分，比2013年下降4.73分，降幅为  $9.89\%$  。地方国企上市公司价值创造绩效得分为44.73分，比2013年降低1.63分，降幅为  $3.51\%$  。

第三，横向比较存在差距。2014年驻鲁央企和地方国企上市公司市值管理总绩效得分分别为52.53分和50.74分，而浙江省央企和地方国企上市公司市值管理总绩效分值则分别为56.34分和52.95分，江苏省央企和地方国企上市公司市值管理总绩效分值分别为52.67分和52.98分。从横向比较来看，山东国有上市公司的市值管理绩效与江苏、浙江两省仍存在一定差距。

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总体上看，山东民营上市公司发展与江苏、浙江两省相比仍存在较大差距，原因主要在于：①民营经济发展环境欠佳。行业准入还有很多限制，民营市场主体往往难以获得同等的市场准入条件，特别是石油、电力、电信、金融保险、图书出版、电影电视等领域，民营企业进入面临诸多限制。政府提供的公共服务还不均等，民营经济在登记注册、税收待遇以及有关信息获取等方面，存在着差别和不确定性。“融资难、用工难”等问题还十分突出。项目审批环节多，手续复杂，审批时间长。当民营企业权益受到损害或出现纠纷时，难以得到有效的法律保护。②民营经济产业结构不合理，创新能力不强。山东省民营企业多数仍以原材料初加工为主，产业层次较低，产业链条偏短。现阶段山东省拥有自主知识产权、掌握核心技术、具备核心竞争力的民营企业偏少，研发投入相对薄弱。③资本市场发展相对落后，价值实现水平低。与江苏、浙江相比，山东省资本市场发展水平相对落后，这在一定程度上影响了民营企业类上市公司的价值实现。

都是我国经济社会发展的重要基础”。这些重要论述，体现了对非公有制经济的认识不断深化，认真学习贯彻这些论述，必将能够为民营经济发展开辟更广阔的空间。山东省各级部门要切实端正思想，深刻认识民营经济是经济社会发展的重要基础，是山东省未来经济增长的主要源泉之一，应切实采取得力措施，促进民营经济持续快速发展。

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燃烧低硫煤机组排放的  $\mathrm{SO}_2$  浓度  $< 1000\mathrm{mg / m^3}$ ，FGD入口  $\mathrm{SO}_2$  浓度在  $3000\sim 4000\mathrm{mg / m^3}$ ，一般单塔技术即可满足  $\leq 35\mathrm{mg / m^3}$  的排放要求。要求脱硫效率  $>98.8\%$ ，通过优化吸收塔设计，提高吸收塔液气比或者增强气液传质措施，增加喷淋强度单塔技术也可以满足  $35\mathrm{mg / m^3}$  的排放要求。高硫煤FGD入口  $\mathrm{SO}_2$  浓度  $>4000\mathrm{mg / m^3}$ ，要求脱硫效率在  $99.2\%$  以上，可采用串联双塔双循环技术，一级吸收塔脱硫效率  $80\% \sim 90\%$ ，控制一级吸收塔出口  $\mathrm{SO}_2$  浓度到  $500\sim 700\mathrm{mg / m^3}$ ，再利用脱硫效率约  $95\%$  的二级吸收塔控制  $\mathrm{SO}_2$  排放浓度至  $35\mathrm{mg / m^3}$  以下。

# (1) 二级串联吸收塔石灰石-石膏湿法脱硫工艺

原理为：采用价廉易得的石灰石作为脱硫吸收剂，石灰石小颗粒经磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收浆液。在两级吸收塔内，吸收浆液分两次分别与锅炉烟气接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙及鼓入的氧化空气进行化学反应被脱除，最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去携带的细小液滴，再经换热器加热升温后排入烟囱。脱硫石膏浆液经脱水装置脱水后回收，脱硫石膏和脱硫废水经处理后供电厂综合利用。串塔（双塔双循环）方案可以通过控制一、二级吸收塔的  $\mathrm{pH}$  值实现分区控制：一级吸收塔低  $\mathrm{pH}$  值运行，利于石膏氧化结晶；二级吸收塔高  $\mathrm{pH}$  值运行，利于高效脱硫。串联双塔双循环技术的脱硫率可达  $99.2\%$  以上。

石灰石-石膏湿法脱硫工艺具有脱硫效率高（可达  $95\% \sim 98\%$ ）、吸收剂利用率高、技术成熟、运行稳定等特点，是目前世界上应用最多的脱硫工艺。

白杨河电厂两级脱硫吸收塔均采用喷淋塔结构，喷淋塔具有脱硫效率高、系统可靠性和可用率高、系统适应性强等优点，目前运行的喷淋塔对于低、中、高燃煤硫分都有较多成熟的应用案例，国内  $90\%$  以上的湿法脱硫装置都是采用的喷淋塔。

# (2) 吸收塔内增加托盘

对于脱硫，主要是采用脱硫系统改造技术并辅以脱硫添加剂等，可使二氧化硫的排放由  $100\mathrm{mg / m}^3$  进一步降至  $35~\mathrm{mg / m}^3$  以下；对于脱硝，主要是进一步改进低氮氧化物燃烧系统，并在SCR脱硝系统中增加一级催化剂，托盘还能提供烟气均布效果，烟气进入吸收塔后经过托盘时得到强制均布，能较好地与喷淋层浆液分布匹配。

# （3）湿法双循环脱硫技术

石灰石-石膏湿法单塔/双塔双循环技术是在成熟的石灰石-石膏湿法脱硫技术基础上，经技术攻关掌握的脱硫工艺新技术。湿法双循环技术是在一座吸收塔内完成了两次脱硫，适用于脱硫效率要求较高的FGD系统。其主要特点是：烟气分两级脱硫，一级循环  $\mathrm{pH}$  值控制在4.5~5.3之间，有利于石灰石的溶解和石膏的结晶，能够得到品质很高的石膏；二级循环  $\mathrm{pH}$  值控制在5.8~6.4之间，能够在较低液气比的工况下得到较高的脱硫效率，从而降低能耗；一级循环还可减少烟气中尘、HCl、HF的含量，有利于二级循环达到高脱硫效率；每个循环独立控制，易于优化和快速调整，能适应含硫量和负荷的大幅变化；独立的一级循环浆池和二级循环浆池能够减小事故浆罐的储存容积；锥型收集碗能够均布烟气流场，提高除雾器除雾效果。双循环技术使得脱硫系统装置的脱硫效率达到  $98\%$  甚至  $99\%$  以上，突破了脱硫效率只能到  $97\%$  左右的技术瓶颈，在浆液功能强化原理、功能区双效叠加原理上实现了创新，具有独有的技术

参数设计、控制原理。

在烟气入口  $\mathrm{SO}_2$  浓度  $3000\mathrm{mg / Nm^3}$  （燃煤含硫量约  $1.6\%$  ）时，可以实现  $99\%$  以上的脱硫效率，满足  $\mathrm{SO}_2$  浓度  $< 35\mathrm{mg / Nm^3}$  的排放要求。解决了重点区域电厂二氧化硫排放浓度标准不超过  $50\mathrm{mg / m^3}$  的行业难题。

# （4）超低排放水平的电站锅炉开始大量出现

为实现  $\mathrm{PM} 、 \mathrm{SO}_{2}$  和  $\mathrm{NO}_{\mathrm{X}}$  的同时超净排放，在现有技术的基础上，降低燃煤火力发电的排放、达到低于燃气电站的排放标准，对我国环境保护和火力发电的发展具有重要意义。开发高效、低能耗具有自主知识产权的烟气脱硫、脱硝、除尘以及烟气深度净化技术与装备，成为一些企业技术进步的新趋势。

煤燃烧生成的三个主要污染物： $\mathrm{NO}_{\mathrm{X}}$ 、 $\mathrm{SO}_{2}$  及烟尘，从技术经济角度需要多个设备来脱除，对整个烟气净化系统必须进行一体化设计和优化。 $\mathrm{NO}_{\mathrm{X}}$  排放控制的策略：炉内低氮燃烧 + 烟气 SCR 脱硝； $\mathrm{SO}_{2}$  排放控制的策略：控制入炉煤硫份 + 湿法脱硫 + 取消回转式烟气换热器（GGH）；烟尘排放控制的策略：干式电除尘器（低温、高效电源、分区供电、振打优化等） + 湿法脱硫 + 湿式电除尘器。

燃煤电站锅炉烟气排放标准见表5；全国燃煤电厂超低排放机组（不完全统计）情况见表6。

表 5 燃煤电站锅炉烟气排放标准  $\left( {\mathrm{{mg}}/{\mathrm{{Nm}}}^{3}}\right)$

项目GB 13223-2011标准特别排放限值近零排放标准SO21005035NOx10010050粉尘30205Hg0.030.030.005

表 6 全国燃煤电厂超低排放机组 (不完全统计)

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脱硫脱硝行业2014年发展报告

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目前，我国环境污染严重，雾霾天气频现，国家对火电企业环保政策层层加码、日趋严苛。2014年4月，环保部要求京津冀所有火电厂年底前完成大气污染物特别排放限值改造；7月1日，国家要求火电企业全面实施“史上最严厉”的新版《火电厂大气污染物排放标准》；9月17日，《煤电节能减排升级与改造行动计划2014~2020》，要求全国新建煤机平均供电煤耗低于300克/千瓦时，大气污染物排放浓度基本达到燃气机排放限值。

（1）国华电力和浙能集团首创煤电烟气超低排放先河，超低排放俨然成为国内煤电发展“新常态”

超低排放或超清洁排放，是指燃煤机组在完成改造之后的烟气排放达到天然气机组标准，即二氧化硫不超过35毫克/立方米、氮氧化物不超过50毫克/立方米、烟尘不超过5毫克/立方米。2014年7月，被称为“史上最严”的火电大气污染排放新标准开始执行。为了企业的发展和生存，在环保压力巨大的地方政府的支持下，一些煤电企业开始探路天然气标准的超低排放，试图摆脱燃煤行业“黑老粗”的印象。国内煤电行业掀起了一场煤电清洁改造的热潮。

2014年5月30日13时45分，我国首套烟气超低排放装置在浙能嘉兴发电厂8号机组投入运行。2014年6月25日神华集团国华舟山电厂4号35万千瓦国产超临界燃煤发电机组投运，标志着国内首台新建的“近零排放”燃煤发电机组顺利投入商业运行。

几乎与此同时，华润电力广州热电1号机组（华润电力称“超洁净排放”）、神华国神大港电厂4台机组（国神集团称“趋零排放”）、华电集团石家庄裕华热电1号机组（华电集团称“超净排放”）也相继投运（根据2015年“两会”政府工作报告，以上各种不同称呼一律改称为“超低排放”）。

在舟山电厂4号新建超低排放机组投产后，神华集团国华电力公司宣布，新建燃煤机组都将使用这一技术，新建电厂全部实现“超低排放”，同时，在2017年前对大部分已投产机组进行“超低排放”技术改造。

浙能集团也计划在2016年年底前完成所属60万千瓦及以上机组的改造工作，2017年年底前完成30万千瓦机组改造工作，从而实现集团燃煤机组超低排放全覆盖。预计全部改造工程总投资将达到50亿元。

煤电清洁、高效环保改造俨然成为国内煤电发展“新常态”。据悉，五大发电集团对其燃煤电厂的“超低排放”都提出了改造规划和明确的工作目标。

五大发电集团已经相继在东部发达地区部署超低排放战略。浙江、江苏、广东与山东，近期也纷纷探路燃煤电厂超低排放改造，随着一个个超低排放电厂的诞生，各大企业进入了争先恐后的状态，超低排放的燃煤电厂俨然代表了燃煤电厂的未来。一度被指为雾霾元凶的燃煤发电行业，已经踏入一个“超低排放时代”。

2014年7月16日，江苏省内首台套煤机“超低排放”环保改造机组在国电江阴苏龙热电有限公司正式投运。

2014年7月21日，华东地区最大火力发电厂——浙能嘉兴电厂两台百万千瓦燃煤机组超低排放技术改造项目通过国家权威机构检测认定，该机组发电主要污染物排放量

能与天然气机组相媲美，达到了国际先进水平，开启煤电清洁时代。

广州恒运集团是广州市第二大发电企业。2014年7月，该集团刚刚完成“超洁净”改造的燃煤9号机组正式投入运行。根据第三方环境监测现场取样数据，三项主要污染物：氮氧化物、二氧化硫及烟尘的排放值分别为4毫克/立方米、25毫克/立方米、1.94毫克/立方米，均优于燃气机组污染物限值。

2014年9月17日11时17分，我国首家“超低排放”电厂——浙能六横电厂2号机组圆满通过168小时连续满负荷试运行，正式移交生产，该电厂1号机组已于2014年7月10日投入商业运行。至此，浙能六横电厂一期工程全面建成投产发电，这标志着浙能集团大力推进“清洁化战略”再上一新台阶，更为浙江海洋经济和舟山群岛新区建设增添了新的动力。

2014年9月11日，华能淄博白杨河发电有限公司6号机组总排口废气通过山东省环境监测中心站监测，数据完全达到超低排放标准。

2014年9月，中国华电集团公司重大科技攻关项目——河北华电石家庄裕华热电有限公司1号机组环保“超低排放”技术改造项目竣工并完成顺利投产。这是华电集团投运的首台“超低排放”燃煤机组，也是河北省南部电网投运的首台“超低排放”机组。

(2) 各地方政府纷纷出手，“超低排放”写入总理政府工作报告

2015年“两会”政府工作报告中也提到了“超低排放”：推动燃煤电厂超低排放改造，促进重点区域煤炭消费零增长。

2014年以来，在发电行业争先恐后进行超低排放改造时，一些地方政府也开始大力推广煤电“超低排放”改造。从全国的情况来看，火电“超低排放”改造之风正由浙江、广东、江苏、山东、河北、山西等省份迅速向全国蔓延。江苏、安徽、浙江、山西、广州、河北、河南等省市的地方政府纷纷出台“超低排放”政策。

2015年2月5日，浙江省经信委在嘉兴召开全省燃煤机组清洁排放技术装备现场会上提出：“大幅减少发电行业大气污染物排放，促进雾霾治理，推进‘两美’浙江建设，力争在2017年前完成所有燃煤机组的清洁排放改造工作。”

3月10日，河北省燃煤电厂超低排放升级改造专项行动全面启动，提出在2015年底前，河北省燃煤电厂全部实现超低排放，否则坚决予以关停。在启动会上，燃煤电厂部分代表签署了企业环境管理自律承诺书。

3月11日，山西省人民政府办公厅印发《关于进一步加快推进全省燃煤发电机组超低排放改造工作的通知》，决定进一步加快推进山西全省燃煤发电机组超低排放改造工作，要求山西现役单机30万千瓦及以上燃煤机组要在确保正常电力生产供应的同时，

按照区域分布、错峰改造科学合理安排改造工作，全部完成超低排放改造的时限由2020年提前至2017年底。

超低排放机组诞生后，呼吁国家对实现超低排放的燃煤机组给予相应补贴政策的呼声不绝于耳。

2015年1月15日，国家发展改革委、工信部、财政部、环保部、统计局和能源局六部委联合印发的《重点地区煤炭消费减量替代管理暂行办法》（发改环资〔2010〕2984号）提出，适当提高能效和环保指标领先机组的利用小时数。燃煤机组排放基本达到燃气轮机组排放限值的，应适当增加其下一年度上网电量。业内人士认为，这是国家层面首次对排放基本达到燃气轮机组排放限值的燃煤机组做出的实质性鼓励。其实，在地方政府层面，各种鼓励政策早已陆续出台。

2014年11月20日，江苏省环保厅召开新闻发布会，宣布将在全国范围内率先出台燃煤发电机组超低排放环保电价政策。据悉，江苏省分别于2007年、2012年、2013年实施了脱硫、脱硝、除尘环保电价，并于2014年10月出台规定，达到燃气发电机组排放限值的燃煤机组实行电价加价政策，暂定超低排放环保电价为每千瓦时1分钱。

为推动统调燃煤机组清洁排放改造，浙江省经信委计划自2014年开始，对达到清洁排放的机组奖励200小时的发电时间，以促进清洁排放机组多发电；浙江省经信委、省环保厅联合制定《浙江省统调燃煤发电机组新一轮脱硫脱硝及除尘改造管理考核办法》，对清洁排放改造项目实施、生产运行以及监督考核等方面进行了严格规范和要求；浙江省物价局也出台了清洁排放补贴电价政策。

为了鼓励企业进行现役燃煤发电机组超低排放改造，山西省将从资金、电量奖励以及产业支持等方面给予支持。山西省决定对现役机组一次性改造投资给予的资金支持由 $5\% \sim 10\%$  加大为  $10\% \sim 30\%$  ，所需资金由山西省财政预算资金安排。为鼓励现役机组尽快实施改造，对2015年完成改造的补助  $30\%$  ，2016年完成改造的补助  $20\%$  ，2017年完成改造的补助  $10\%$  。而对于到2017年底仍未完成改造、达不到超低排放标准的30万千瓦及以上燃煤发电机组，山西省将一律予以关停。山东省环保厅副厅长谢锋表示，要在全省积极推广燃煤机组（锅炉）超低排放技术，现役燃煤火电机组要按照要求进行升级改造，达到超低排放限值要求；城区和近郊燃煤供热锅炉要按照第二时段标准限值配套治污设施，确保稳定达标排放并安装在线监控装置；农村地区燃煤锅炉应选用环保型锅炉和低硫低灰分煤，改变当前粗放的煤炭利用方式。

(3) 国家层面政策出手《煤电节能减排升级计划》

在国内超低排放持续升温的大背景下，2014年9月12日国家发展改革委、环保部

和国家能源局三部委下发了《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014~2020年）》的通知，目标是：全国新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300克标准煤/千瓦时（以下简称“克/千瓦时”）；东部地区新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值，中部地区新建机组原则上接近或达到燃气轮机组排放限值，鼓励西部地区新建机组接近或达到燃气轮机组排放限值。

到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时，其中现役60万千瓦及以上机组（除空冷机组外）改造后平均供电煤耗低于300克/千瓦时。东部地区现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组、10万千瓦及以上自备燃煤发电机组以及其他有条件的燃煤发电机组，改造后大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值。

在执行更严格能效环保标准的前提下，到2020年力争使煤炭占一次能源消费比重下降到  $62\%$  以内，电煤占煤炭消费比重提高到  $60\%$  以上。

# （4）科技部给予项目支持

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中国环境保护产业协会脱硫脱硝委员会

生产调节 关联原料与成本


实施超低排放的火电企业多达数十家，范围涵盖五大发电集团，据不完全统计，各大发电集团已经实施超低排放的燃煤机组见表8所示：

表 8 全国燃煤电厂部分超低排放机组统计

集团名称单位名称改造(新建)机组完工时间(验收时间)烟尘(毫克/立方米)二氧化硫(毫克/立方米)氮氧化物(毫克/立方米)华能华能黄台电厂9号机组(30万千瓦)2014/9/221.38.738华能岳阳电厂6号机组(60万千瓦)2015/7/20<15<50<100华能金陵电厂1号机组(100万千瓦)2014/12/232511大唐大唐南京发电厂2号机组(66万千瓦)2014/11/254.92935大唐集团张家口电厂8号机组(32万千瓦)2015/4/222.211.635大唐国际云冈热电有限责任公司3号机组(30万千瓦)2014/12/24<3.9<12<26国电国电常州发电有限公司1号机组(63万千瓦)2015/1/931940国电浙江北仑第三发电有限公司7号机组(100万千瓦)2015/3/242.217.640.4华电河北华电石家庄裕华热电有限公司1号机组(30万千瓦)2014/9/947272号机组(30万千瓦)2014/11/2142929华电天津军粮城发电有限公司9号机组(35万千瓦)2014/11/243.28<152410号机组(35万千瓦)2014/12/243.59<1530.5华电福建永安公司8号机组(30万千瓦)2015/6/261.0-5.010月20日20-40华电石家庄鹿华热电有限公司1号机组(330万千瓦)2015/8/202.421月2日24.15华电章丘发电有限公司3号机组(33.5万千瓦)2014/12/10<1.81246中电投中电投上海漕泾发电有限公司2号机组(100万千瓦)2014/12/251.4921

（转下表）

（接上表）

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生产调节 关联原料与成本 政策法规


SCR是工业上应用最广的一种脱硝技术，但一次性投入较高。采用SCR技术脱硝需要增设装置、占用空间、投资大、运行费用较高。有资料显示，2500t/d生产线利用SCR总投资在2000万元以上，运行成本吨熟料6元左右。

工业锅炉的环保工作已经全面启动，河北、河南、山东及西安等省市甚至推出了在部分工业锅炉实施超低排放的要求，但是经过咨询多个工业锅炉领域的环保公司，因各地政府普遍的原则是今后不再新建工业锅炉，尽可能实施煤改气、以电代煤等淘汰小锅炉，而且政府并没有给工业锅炉资金支持，因此工业锅炉行业脱硫脱硝除尘的市场并不乐观，环保业界普遍认为项目有限且低价竞争非常严重。

# 2.4 火电厂污染物第三方治理

2015年1月14日，国务院办公厅印发了《关于推行环境污染第三方治理的意见》（简称《意见》）。

推行环境污染第三方治理，走市场化、专业化、产业化之路。环境污染第三方治理是排污者通过缴纳或按合同约定支付费用，委托环境服务公司进行污染治理的新模式。第三方治理的基本原则是污染者付费、市场化运作和政府引导推动。《意见》提出，以环境公用设施、工业园区等领域为重点，以市场化、专业化、产业化为导向，健全统一规范、竞争有序、监管有力的第三方治理市场，推动建立排污者付费、第三方治理的治污新机制。

《意见》提出的几个亮点：1）治污与监管分开，权责分明。提出“改革投资运营模式”，采取投资、运营、建设与监管分开，形成权责明确的有效制约机制；但在具体执

行细则上仍需出台相关政策配套执行。2）鼓励综合环境治理，打破以项目为单位的分散运营模式，形成整体设计、模块化建设和一体化运营。3）首次提出把环境修复纳入治理范围，建议将环境绩效合同服务模式引入第三方治理。4）提出实施限期第三方治理。对部分特殊行业以及被环保部责令限制生产整顿而不自治的企业实行限期委托第三方治理。

# （1）已签订火电厂烟气脱硫脱硝特许经营合同相关信息

截至2015年底，已签订火电厂烟气脱硫特许经营合同的机组容量1.33亿千瓦，其中，1.067亿千瓦机组已按照特许经营模式运营。已签订火电厂烟气脱硝特许经营合同的机组容量0.66亿千瓦，其中，0.44亿千瓦机组已按特许经营模式运营。

参加2015年度火电厂环保产业登记的环保公司中，截至2015年底累计签订合同的火电厂烟气脱硫特许经营机组容量情况见表9，累计签订合同的火电厂烟气脱硝特许经营机组容量情况见表10。

表 9 2015 年底累计签订火电厂烟气脱硫特许经营合同的机组容量情况
(按2015年底累计签订火电厂烟气脱硫特许经营合同的机组容量大小排序)

序号环保公司名称签订特许经营合同容量(MW)采用的脱硫方法及所占比例(%)1大唐环境产业集团股份有限公司28,700石灰石-石膏湿法95.33,海水法4.672北京清新环境技术股份有限公司22,260石灰石-石膏湿法1003北京国电龙源环保工程有限公司15,220石灰石-石膏湿法92.95,有机胺法3.99,海水法2.17,氨法0.894重庆远达烟气治理特许经营有限公司11,540石灰石-石膏湿法1005江苏峰业科技环保集团股份有限公司8580石灰石-石膏湿法93.01,海水法6.996武汉光谷环保科技股份有限公司7480石灰石-石膏湿法1007浙江天地环保工程有限公司6920石灰石-石膏湿法1008山东三融环保工程有限公司5130石灰石-石膏湿法1009北京博奇电力科技有限公司3720石灰石-石膏湿法10010浙江浙大网新机电工程有限公司3245石灰石-石膏湿法10011中国华电科工集团有限公司2660石灰石-石膏湿法10012福建龙净环保股份有限公司2060石灰石-石膏湿法10013浙江天蓝环保技术股份有限公司330石灰石-石膏湿法100

表 10 2015 年底累计签订火电厂烟气脱硝特许经营合同的机组容量情况
(按2015年底累计签订火电厂烟气脱硝特许经营合同的机组容量大小排序)

序号环保公司名称签订特许经营合同容量(MW)采用的脱硝方法及所占比例(%)1大唐环境产业集团股份有限公司26,100SCR 1002重庆远达烟气治理特许经营有限公司14,990SCR 1003北京清新环境技术股份有限公司10,640SCR 77.44 / SNCR 22.564北京国电龙源环保工程有限公司7900SCR 1005中国华电科工集团有限公司4500SCR 1006浙江天地环保工程有限公司2400SCR 1007北京博奇电力科技有限公司1200SCR 1008永清环保股份有限公司600SCR 100

# （2）火电厂烟气脱硫脱硝委托运营相关信息

2015年，已投运火电厂烟气脱硫委托运营的机组容量约2755万千瓦；已投运火电厂烟气脱硝委托运营的机组容量为680万千瓦。参加2015年度火电厂环保产业登记的环保公司中，2015年已投运的火电厂烟气脱硫委托运营机组容量情况见表11，已投运的火电厂烟气脱硝委托运营机组容量情况见表12。

表 11 2015 年当年投运的火电厂烟气脱硫委托运营合同的机组容量情况
（按2015年当年投运的火电厂烟气脱硫委托运营合同的机组容量大小排序）

序号环保公司名称委托运营机组容量(MW)采用的脱硫方法及所占比例(%)1北京国电龙源环保工程有限公司21,390石灰石-石膏湿法1002上海申欣环保实业有限公司5000石灰石-石膏湿法1003北京清新环境技术股份有限公司660石灰石-石膏湿法1004江苏新世纪江南环保股份有限公司500氨法脱硫100

表 12 2015 年当年投运的火电厂烟气脱硝委托运营合同的机组容量情况
（按2015年当年投运的火电厂烟气脱硝委托运营合同的机组容量大小排序）

序号环保公司名称委托运营机组容量（MW）1上海申欣环保实业有限公司50002北京国电龙源环保工程有限公司12003北京清新环境技术股份有限公司600

# 3行业技术发展状况

# 3.1燃煤电厂超低排放技术路线及关键技术进展

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“陶瓷行业烟气多种污染物协同控制技术与装备”项目克服了诸多技术难点，针对陶瓷热风炉氮氧化物波动较大的特点，采用“双联双控”喷氨控制和氨水精细化计量调控技术，实现了喷氨量跟随  $\mathrm{NO}_{\mathrm{X}}$  波动及时进行精确调整，提高了氨利用率，减少氨逃逸；采用在线喷淋监测和分级补偿技术，实现喷枪运行状态的实时检测和在线监控，并及时清洗分布板表面的积垢，结构简单，降低了耗水量。

# 3.5 非电行业（热电联产、工业锅炉）脱硫新技术

江苏新世纪江南环保股份有限公司开发的氨法脱硫技术，经过多年研发与应用，具有完全自主知识产权，技术成熟度高，采用该技术的建成、在建烟气脱硫装置达55个。各应用工程运行稳定，装置的脱硫效率  $\geq 95\%$  ，氨的利用率  $\geq 98\%$  ，在高效脱硫的同时具有一定的脱硝效果，主要经济技术指标达到了国际先进水平。该技术无废水和废渣排放，是一项可实现循环经济的绿色脱硫工艺，尤其适用于燃用中高硫煤、有稳定氨源的电站锅炉；对因燃煤含硫量增大，原脱硫装置不能满足环保要求的脱硫设施，可选用氨法进行脱硫改造。

江南氨回收法技术将回收的二氧化硫、氨全部转化为化肥，不产生任何废水、废液和废渣，没有二次污染，是一项真正意义上的将污染物全部资源化，符合循环经济要求的脱硫技术。江南氨回收法脱硫装置的运行过程即是硫酸铵的生产过程，每吸收1吨液氨可脱除2吨二氧化硫，生产4吨硫酸铵，按照常规价格液氨2000元/吨、硫酸铵700元/吨，则烟气中每吨二氧化硫体现了约400元的价值。因此相对运行费用小，并且煤中含硫量越高，运行费用越低。企业可利用价格低廉的高硫煤，同时大幅度降低燃料成本和脱硫费用，一举两得。

利用氨法脱硫的高活性，使液气比较常规湿法脱硫技术降低。脱硫塔的阻力仅为  $850\mathrm{Pa}$  左右，无加热装置时包括烟道等阻力脱硫岛总阻力在  $1000\mathrm{Pa}$  左右；配蒸汽加热器时脱硫岛的总设计阻力也只有  $1250\mathrm{Pa}$  左右。因此，氨法脱硫装置可以利用原锅炉引风机的潜力，大多无需新配增压风机；即便原风机无潜力，也可适当进行风机改造或增加小压头的风机即可。系统阻力较常规脱硫技术节电  $50\%$  以上。另外，循环泵的功耗降低了近  $70\%$  。

江南氨回收法采用国外先进的重防腐技术，并选用可靠的材料和设备，装置可靠性达  $98.5\%$  。脱硫剂及脱硫产物都是易溶性物质，装置内脱硫液为澄清溶液，无积垢无磨

损，更容易实现PLC、DCS等自动控制，操作控制简单易行。

江南氨回收法脱硫装置无需原料预处理工序，副产物的生产过程也相对简单，总配置的设备在30台套左右，且处理量较少，设备选型无需太大。脱硫部分的设备占地与锅炉的规模相关， $75\sim 1000\mathrm{t / h}$  的锅炉占地在  $150\sim 500\mathrm{m}^2$  左右；脱硫液处理即硫铵工序占地与锅炉的含硫量有关，但相关系数不大，整个硫铵工序正常占地在  $500\mathrm{m}^2$  内。

氨对  $\mathrm{NO}_{\mathrm{X}}$  同样有吸收作用。另外脱硫过程中形成的亚硫铵对  $\mathrm{NO}_{\mathrm{X}}$  还具有还原作用，所以氨法脱硫的同时也可实现脱硝的目的，以建成的湖北化肥厂脱硫装置为例，经环保部门检测其脱硝率达到  $55\%$  。

氨法技术本身已经通过专家及工程实践证明是成熟可靠的，如果企业采用合成氨生产过程中产生废氨水作脱硫剂，将更符合循环经济和节能要求，可以申报国家发改委专项资金奖励。脱硫副产的亚硫铵溶液既可以通过后续装置干燥结晶制成硫铵化肥出售，也可以不用干燥，将亚硫铵溶液直接运去氮肥厂做复合肥原料，进一步降低能耗，成本低廉。

# 4 脱硫脱硝行业的问题与展望

# 4.1 火电厂烟气脱硫脱硝发展展望

# 4.1.1 未来新建电厂数量明显减少

根据煤炭研究网2016年3月消息，全国政协2015年11月在京召开了“优化新能源布局促进清洁能源健康发展”主题座谈会。会上国家发改委能源研究所研究员周大地对“十三五”期间的能源消费增长进行了预测和分析。他指出，“十三五”期间我国能源将进入低速增长期，近两年的能源增长速度明显下降，目前中国电力需求也在下降，但建设速度仍在提速，特别是2015年火电装机或将超过5500万千瓦，在建火电装机量仍有近8000万千瓦。如此状态下，“十三五”期间电力市场的盲目竞争将进一步恶化，这将让可再生能源处于非常不利的状态。对此他建议尽快停建、缓建火电。国家能源局在2016年体制改革工作要点中也指出延缓燃煤电站建设速度。

# 4.1.2 竞价上网成为趋势、社会发电需求创新低

随着电力体制改革的不断深入，竞争性电价难以消化昂贵的环保改造成本。竞价上网对燃煤电厂超低排放的影响值得进一步关注。

根据国家发改委和能源局《关于做好电力体制改革试点的通知》，目前输配电价改革确定在深圳、蒙西、湖北、安徽、宁夏、云南、贵州等七个省区进行试点，重庆、广

东首批试点配售电改革，云南、贵州被列为首批综合改革试点。全国成立的售电公司也已经超过200多家。

2016年2月22日，国家发展改革委发布了《关于做好2016年电力运行调节工作的通知》，通知要求坚持市场化方向，积极推进直接交易。以电力直接交易为抓手，扩大交易规模、规范交易方式，还原电力商品属性，促进经济稳增长。各地直接交易电量占全社会用电量的比例应在2015年基础上进一步提高。参与直接交易的发电机组，可根据对应用户最大负荷利用小时数、本地工业用户平均利用小时数或一定上限等方式折算扣除发电容量；积极探索交易方式，鼓励各地尝试双边协商和集中撮合相结合进行交易，为建立完善电力市场积累经验，并研究建立市场化的电力平衡机制。《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号文件）印发后新核准的煤电机组，电量原则上以市场交易为主。

由于中国实体经济发展速度持续下降，国民经济向第三产业转移，电力需求持续走低，再加上新能源、水电、核电等夹击，燃煤电站发电小时将创造新低。2015年全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时为3969小时，同比降低349小时，是1978年以来的最低水平。与上年相比，除江西、西藏外其他省份利用小时数均有不同程度下降，其中重庆下降超过1000小时。一方面受电力需求增长放缓、新能源装机容量占比不断提高等因素影响，全国6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时继续下降。另一方面全国电源新增生产能力不断增加，在2015年1月1日至9月30日期间，国家环境保护部、各省级环境保护部门陆续公示了155个燃煤电厂项目的环评，其装机容量合计达123吉瓦，相当于每周有四个燃煤电厂开工建设。

# 4.1.3 火电厂烟气脱硫热点问题和技术

# （1）超低排放技术存在的问题

超低排放改造技术路线、流派很多，各种技术缺乏长期稳定运行考验，难言成熟可靠，对这几年投产的超低排放工程缺乏技术可靠性、成熟性的权威评估。

超低排放达标考核方式过严，如排放标准按小时均值考核，基本上没有  $100\%$  达标电厂（中电联材料）。目前，通过对湿法脱硫喷淋塔的单塔强化（增强喷淋强度，强化传质），以及双  $\mathrm{pH}$  区双循环脱硫技术的应用，可使常规脱硫塔的脱硫效率从  $95\%$  提高到  $98\% \sim 99\%$  以上。国内众多大中型燃煤机组烟气脱硫项目中的应用实现了超低排放。但是，这些新型脱硫技术都是在近2~3年开发出来的，需要多年满负荷运行时限的考验和总结评价，来实现设计、施工安装调试、运行技术的成熟。

燃煤电厂的烟气中  $\mathrm{SO}_{2}$  含量与煤种、运行工况关系密切, 由于煤价较低, 电厂多选

用品质较好的低硫煤，且发电负荷偏低，导致原烟气中的  $\mathrm{SO}_2$  含量较低。可通过多种技术，如单塔强化技术和双循环技术等来达到超低排放，各种技术能达到的性能水平之间的差别不显著。例如双循环技术更适用于高硫煤的超低排放，但在目前的形势下也无法显示其技术优势。

通过在湿法脱硫喷淋塔内增加喷淋强度、增加传质、均流器件等单塔强化手段，可以强化传质、提高流场均匀度以提高脱硫效率。单塔强化技术较为简洁且适应性强，特别是在对旧脱硫系统的提效改造中，具有改造周期短、工程量小、不改变吸收塔外部结构和原系统运行方式的特点。由于不同电厂情况各不相同，旋汇耦合、沸腾式泡沫脱硫技术等在目前应用中常遇到的问题包括旧机组的改造中，针对个别老机组改造，需要考虑吸收塔荷载能力以及吸收塔喷淋层下方安装空间。同样的，脱硫系统阻力的增加对电厂旧引风机的负担增加也常面临的问题。

双循环技术采用双  $\mathrm{pH}$  值控制，一级塔低  $\mathrm{pH}$  值保证了石膏浆液的充分氧化结晶，二级塔高  $\mathrm{pH}$  值有利于吸收反应，可实现较高的  $\mathrm{SO}_2$  脱除率，其脱硫效率可高达  $99\%$  以上，可以满足燃用中、高硫煤的机组长期稳定超低排放；另外，对原单塔单循环喷淋塔进行双循环技术改造时，对原吸收塔的设备利用效率高；同时可适应不同工况灵活运行控制，较为节能。

# (2) 脱硫废水面临“零排放”的压力成为新热点

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中国环境保护产业协会脱硫脱硝委员会

生产调节 关联原料与成本 政策法规


（中国环境保护产业协会脱硫脱硝委员会）

摘要：综述了2016年中国脱硫脱硝行业的发展环境及概况，介绍了行业主要技术的发展及市场动态，针对行业发展中存在的主要问题，提出了相应对策和建议。

关键词：脱硫；脱硝；火电厂；工业锅炉；行业发展

# 1 2016年脱硫脱硝行业发展概况

# 1.1行业发展环境

# 1.1.1 大气污染治理效果初现

根据环境保护部发布的《大气污染防治行动计划》工作进展情况，截至2016年末，各项工作取得积极进展，效果初现：

（1）建立了以改善空气质量为核心的评估考核体系，实行党政同责、一岗双责，运用约谈、督察等多种手段，切实落实地方政府责任。
(2)各项重点工程进展顺利。国务院办公厅印发《控制污染物排放许可制实施方案》；全国累计完成燃煤电厂超低排放改造达到了4.25亿千瓦，占燃煤火电的  $47\%$  ；京津冀地区共完成80万户散煤替代工作，削减散煤约200万吨；淘汰老旧车、黄标车390万辆，完成了年度指标；发布了《关于实施第五阶段机动车排放标准的公告》及轻型机动车的国六排放标准。
（3）严厉打击环境违法行为。环保、公安开展联动执法1.7万次，联合整治突出问题6500余个，对涉及污染大气环境类违法案件的1500余人予以行政拘留。
（4）完善环境管理政策。完成排污费征收标准的调整工作，发布实施超低排放环保电价、北方采暖季水泥错峰生产、船舶排放控制区等政策措施。
（5）积极应对重污染天气。定期会商，运用多种高科技手段进一步提升空气质量预报能力；统一了京津冀区域重污染天气预警分级标准，实施大范围高级别应急联动；多

次派出督查组，督查各地重污染天气应对情况。

# 1.1.2《电力发展“十三五”规划》发布，煤电装机受到严格控制

2016年11月7日，国家发展改革委员会、国家能源局发布《电力发展“十三五”规划》（2016-2020年）。“十三五”期间，我国电力工业投资规模将达到7.17万亿元，以2020年非化石能源消费比重达到  $15\%$  为硬指标，提出全国煤电装机规模力争控制在11亿千瓦以内，稳步发展核电、天然气，优先发展新能源，弃风、弃光率控制在  $5\%$  左右的合理水平。

“十三五”期间，取消和推迟煤电建设项目1.5亿千瓦以上，力争淘汰火电落后产能2000万千瓦以上。节能减排方面，要求新建燃煤发电机组平均供电煤耗低于300克标煤/千瓦时，现役燃煤发电机组经改造平均供电煤耗低于310克标煤/千瓦时。火电机组二氧化硫和氮氧化物年排放总量均力争下降  $50\%$  以上。30万千瓦级以上具备条件的燃煤机组全部实现超低排放，煤电机组二氧化碳排放强度下降到865克/千瓦时左右。火电厂废水排放达标率实现  $100\%$  。

# 1.1.3 控制污染物排放许可制开始实施，污染物治理管理进入新阶段

2016年11月，国务院印发《控制污染物排放许可制实施方案》。根据方案将分行业推进排污许可管理，逐步实现排污许可证全覆盖。率先对火电、造纸行业企业核发排污许可证，2017年完成“大气十条”和“水十条”重点行业及产能过剩行业企业排污许可证的核发。

2016年12月，环境保护部印发《排污许可证管理暂行规定》，从国家层面统一了排污许可管理的相关规定，主要用于指导当前各地排污许可证申请、核发等工作，是实现2020年排污许可证覆盖所有固定污染源的重要支撑，同时为下一步国家制定出台排污许可条例奠定基础。

# 1.1.4 工业锅炉发展环境

自2013年国家出台《大气污染防治行动计划》以来，又连续出台了《燃煤锅炉节能环保综合提升工程实施方案》《工业领域煤炭清洁高效利用行动计划》《煤炭清洁高效利用行动计划》《热电联产管理办法》等一系列针对工业锅炉的节能环保提效政策方案。2016年，各地也出台了多项政策推动工业锅炉治理。

北京：《高污染燃料禁燃区划定方案》（试行）、《燃气（油）锅炉低氮改造以奖代补紫荆管理办法》、《北京市2013-2017年加快压减燃煤和清洁能源建设工作方案》；

天津：《天津市2016年小工厂小作坊燃煤污染治理工作方案》《2016年“三小”燃煤污染治理专项资金补贴方案》《<关于“四清一绿”行动2016年重点工作的实施意见>

的通知》；

河北：《河北省燃煤锅炉治理实施方案》（到2017年全省将淘汰燃煤锅炉11071台）、《河北省推进燃煤工业锅炉改造行动计划》《保定市大气污染防治三年攻坚行动及2016年重点工作》《邢台市城区原煤散烧治理实施方案》；

山东：《关于加快推进燃煤机组（锅炉）超低排放的指导意见》（积极推进燃煤锅炉超低排放改造）；《山东省燃煤锅炉节能环保综合提升工程实施方案》（下发2016-2017年燃煤锅炉改造计划）；

陕西：《关中地区2015-2017年燃煤消费减量替代工作实施方案》《陕西省“治污降霾——保卫蓝天”五年行动计划（2013-2017年）》（部署全省燃煤电厂超低排放改造及下达2016年关中地区改造计划的通知）；

河南：《治理燃煤污染攻坚战实施方案》《河南省电能替代工作实施方案（2016-2020年）》《2016年河南省各地煤锅炉改造补贴政策》《河南省2015年燃煤锅炉拆除改造方案》《河南省电能替代工作实施方案（2016-2020年）》；

浙江：《高污染燃料小锅炉淘汰改造实施方案》《燃煤锅（窑）炉清洁化改造专项补助资金管理办法》《“无燃煤区”建设实施方案》；

广东：《锅炉污染整治实施方案（2016-2018年）》《能源行业加强大气污染防治工作方案的通知》《广东省大气污染防治行动方案（2014-2017年）》；

湖北武汉：《人民政府办公厅关于印发武汉市2016年拥抱蓝天行动方案的通知》《武汉市大气污染防治强化措施》《市人民政府关于印发武汉市改善空气质量动计划（2013-2017年）的通知》。

# 1.2 脱硫脱硝产业发展现状

# 1.2.1 火电行业脱硫脱硝产业发展现状

根据中电联发布的《2016年全国电力工业统计快报一览表》，截至2016年底，全国发电装机容量共计164,575万千瓦（新增12,061万千瓦）；其中，火电装机容量105,388万千瓦（新增4836万千瓦），包括燃煤装机容量94,259万千瓦、燃气装机容量7008万千瓦。

根据中国环保产业协会脱硫脱硝委员会总结的数据：2016年新建投运火电厂烟气脱硫机组容量约5000万千瓦，投运火电厂烟气脱硝机组容量约9000万千瓦。根据该委员会统计，截至2016年底，全国已投运火电厂烟气脱硫机组容量约84,800万千瓦，占全国火电机组容量的  $80.5\%$  ，占全国煤电机组容量的  $90.0\%$  ；已投运火电厂烟气脱硝机组容量约86,400万千瓦，占全国火电机组容量的  $82\%$  ，占全国煤电机组容量的  $91.7\%$  。

2016年，国内燃煤电站脱硫脱硝行业全面进入超低排放改造的高峰，脱硫脱硝行业

营业收入的大部分工程都来自于电力行业的超低排放改造，燃煤电站超低排放新建和改造竣工9600千瓦。根据环境保护部部长的讲话，截至2016年底，全国燃煤电站超低排放改造竣工4.25亿千瓦，完成全国计划6.8亿千瓦的  $63\%$  。

中国环保产业协会脱硫脱硝委员会根据中电联节能环保分会2015年的数据与委员会自己的统计结果，2016年国内脱硫脱硝行业部分主要企业运营情况见表1；2016年投运的烟气脱硫技改工程机组容量情况见表2；2016年底累计投运的烟气脱硫新建工程机组容量情况见表3；2016年投运的火电厂烟气脱硝机组容量情况见表4；2016年底累计投运的火电厂烟气脱硝机组容量情况见表5。

表 1 2016 年投运的烟气脱硫新建工程机组容量情况
（按2016年投运的烟气脱硫新建机组容量大小排序）

序号环保企业2016年当年投运容量(MW)1北京国电龙源环保工程有限公司69302北京博奇电力科技有限公司67503国家电投集团远达环保股份有限公司54404大唐环境产业集团股份有限公司36205北京清新环技术股份有限公司12005江苏科行环保科技有限公司5456福建龙净环保股份有限公司365

表 2 2016 年投运的烟气脱硫技改工程机组容量情况
（按2016年投运的烟气脱硫技改工程机组容量大小排序）

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中国环境保护产业协会脱硫脱硝委员会


湿法脱硫基本原理为通过  $\mathrm{CaCO_3}$  与烟气中  $\mathrm{SO}_2$  中和反应脱硫，通过向吸收塔的浆液中鼓入空气，强制使  $\mathrm{CaSO_3}$  氧化为  $\mathrm{CaSO_4}$  （石膏），脱硫的副产品为石膏。同时鼓入空气产生了更为均匀的浆液，易于达到  $90\%$  以上的脱硫率，并且易于控制结垢与堵塞。该方案还具有适用的煤种范围广、脱硫效率高、吸收剂利用率高、工作可靠性强等优点。当今国内外选择火电厂烟气脱硫设备时，石灰石-石膏强制氧化系统成为主要的湿法烟气脱硫工艺。吸收塔内的反应符合德拜-休克尔理论，根据该基本原理，在实际运行的浆液  $\mathsf{pH}$  值（一般为5~6）下，烟气中  $\mathrm{SO}_2$  的脱除极限取决于  $\mathrm{SO}_2$  的气、液相平衡。在通常的石灰石-石膏湿法脱硫装置中，  $\mathrm{SO}_2$  气相平衡浓度为5ppmdv（相当于  $15\mathrm{mg} / \mathrm{Nm}^3$  )。即对于采用石灰石作为脱硫剂的脱硫装置，出口  $\mathrm{SO}_2$  的平衡浓度为  $15\mathrm{mg} / \mathrm{Nm}^3$  ，是可能脱除到的最低浓度。因此，在燃煤电厂湿法脱硫装置上使  $\mathrm{SO}_2$  排放值低于  $35\mathrm{mg} / \mathrm{Nm}^3$  是可以实现的。但需要对影响脱硫效率的液气比、烟气分布均匀性、吸收区高度、吸收塔浆池容量等因素进行分析和选择。

我国的湿法脱硫技术来源于20世纪90年代的技术引进，在原国家经贸委的指导下，电力部门陆续从国外引进了比较先进和成熟的脱硫工艺，应用在大机组上的湿法脱硫技术主要有喷淋塔技术和液柱塔技术，且以单塔为主（即烟气经过单个脱硫塔后排放入大气）。随着脱硫排放标准要求的提高，按超低排放限值，高硫煤机组要求脱硫塔脱硫效率达到  $99\%$  以上。一般情况下，常规脱硫塔的脱硫效率为  $95\% \sim 97\%$  ，无法满足超低排放的要求。若采用传统增效多喷淋技术，可通过增加喷淋层数，加大循环量以提高脱硫效率。但一般情况下，喷淋层增至5~6层已是上限，此时的总效率可达到  $98.5\%$  ，仍较难满足高硫煤超低排放要求，且同时会带来诸如设备磨损加剧、系统电耗增加、维护工作

量剧增等一系列的问题。

# 2.1.1湿法脱硫单塔强化技术

# （1）旋汇耦合湿法脱硫技术

旋汇耦合湿法脱硫技术的核心要素是在烟气入口和喷淋层之间设置旋汇耦合器，旋汇耦合器基于多相紊流掺混的强传质机理，利用气体动力学原理，通过特制的旋汇耦合装置产生气液旋转翻腾的湍流空间，使得气液固三相充分接触，大大降低了气液膜传质阻力、提高传质速率，从而达到提高脱硫效率的目的。

旋汇耦合湿法脱硫技术具有以下特点：1）均气效果好。吸收塔内气体分布不均匀，是造成脱硫效率低和运行成本高的重要原因。数值模拟显示安装旋汇耦合器的脱硫塔，均气效果比一般空塔提高  $15\% \sim 30\%$  ，脱硫装置能在比较经济、稳定的状态下运行。2）传质效率高。烟气脱硫的工作机理，是  $\mathrm{SO}_2$  从气相传递到液相的相间传质过程，传质速率是决定脱硫效率的关键指标。3）降温速度快。从旋汇耦合器端面进入的烟气通过旋流和汇流的耦合，旋转、翻覆形成湍流程度很大的气液传质体系，烟气温度迅速下降，有利于塔内的气液充分反应，各种运行参数趋于最佳状态。4）适应范围宽。不同工艺：由于降温速度快，有效保护了脱硫塔内壁防腐层，提高了脱硫系统安全性；不同工况：较好的均气效果，受气量大小影响较小，系统稳定性强；不同煤种：脱硫效率高，受进塔气二氧化硫含量变化影响小，煤种范围宽；原料的不同粒径：石灰石粒度200~325目均可。5）能耗低。由于脱硫效率高，液气比小，使得浆液循环量小，比同类技术节约电能  $8\% \sim 10\%$  。

在旋汇耦合湿法脱硫技术中，烟气通过旋汇耦合装置与浆液产生可控的湍流空间，提高了气液固三相传质速率，完成一级脱硫除尘，同时实现了快速降温及烟气均布。引风机出口烟气进入脱硫吸收塔，经过旋汇耦合装置，根据流体动力学原理，形成强大的可控湍流空间，使气液固三相充分接触，提高传质效率，同时液气比比同类技术降低  $30\%$  并同时实现高效脱硫和除尘。旋汇耦合装置适用于不用工艺、不同工况、不同煤种、脱硫原料的不同粒径，可应付2万  $\mathrm{mg / Nm^3}$  以内二氧化硫含量的烟气处理系统，完成高效脱硫过程，效率可达  $99.5\%$  以上。

基于增强气液传质机理的旋汇耦合湿法脱硫技术是一项简洁、适应性强的实用性技术，可广泛应用于对旧脱硫系统的提效改造，改造周期短、工程量小、不改变吸收塔外部结构、不改变原系统运行方式。在对旧脱硫项目进行旋汇耦合改造时，仅需在原吸收塔喷淋层下方增加旋汇耦合器层，该设置荷载小，针对现有机组脱硫塔的改造基本无需增加加固结构。且旋汇耦合改造几乎不涉及电气热控设备的增加，可视为塔内固定原件使用，不增加运行负担。

河南华润首阳山电厂一期  $2 \times 630\mathrm{MW}$  超临界燃煤机组于2006年投运。脱硝装置采用选择性催化还原法（SCR）脱硝技术，每台机组装设2台脱硝反应器，脱硝装置按“ $2+1$ ”布置，催化剂采用蜂窝式。原除尘装置采用兰州电力修造厂生产的双室四电场除尘器。脱硫装置采用比晓芙公司提供的石灰石-石膏湿法技术，按一炉一塔设计。脱硫装置2013年进行引增合一，拆除增压风机，脱硫废水改为以事故浆液箱为沉淀箱，清水排至化学工业废水处理系统的方式进行处置。为响应国家燃煤电厂烟气超净排放号召，该电厂于2015年5月对脱硫系统进行了旋汇耦合脱硫技术改造，要求改造后二氧化硫排放浓度不大于  $35\mathrm{mg/Nm}^3$  （标态、干基、 $6\% \mathrm{O}_2$ ）。改造过程分别对吸收塔系统、烟气系统、石膏脱水系统进行了优化改造，并加装了管束式除尘除雾装置、更换了净烟气烟气污染物连续监测装置的测点位置。改造后的设计煤种按照收到基含硫量  $1.0\%$  考虑，脱硫入口二氧化硫浓度为  $2564\mathrm{mg/Nm}^3$  （标态、干基、 $6\% \mathrm{O}_2$ ）。吸收塔系统改造过程中，主要内容为原吸收塔加装了旋汇耦合装置、更换了原喷淋层。该项目于2015年8月完成，由国家电网河南省电科院执行环保系统验收。验收结果显示，在机组接近满负荷的工况下净烟气二氧化硫浓度仅  $16.1\mathrm{mg/Nm}^3$  （标态、干基、 $6\% \mathrm{O}_2$ ），脱硫系统圆满完成超净排放任务。且在投运以来，脱硫系统工况稳定、高效、经济，受到业主的高度肯定。

旋汇耦合湿法脱硫技术拥有50MW、200MW、220MW、300MW、330MW、600MW及1000MW等170余台大中型燃煤机组烟气脱硫项目业绩，其中于2015年（国家相关部门提出超净排放要求）后完成建设或改造的机组均达到超低排放。

# （2）沸腾式泡沫脱硫技术

沸腾式泡沫脱硫技术是一种适用于燃煤锅炉烟气  $\mathrm{SO}_2$  超低排放的应用技术，该技术装置主要由沸腾式传质构件、高效喷淋层等装置组成。结构原理见图1,有无沸腾式传质构件塔内烟气流场分布示意见图2。

其技术原理：1）强化气液传质反应：通过在常规脱硫塔内设置一层沸腾式传质构件，在烟气的作用下，该构件上方可形成具有一定厚度的浆液泡沫层，烟气首先通过沸腾式传质构件上的浆液泡沫层，产生鼓泡，泡沫在气流的作用下上升、破碎，使烟气与浆液充分浸润和碰撞，扩大了气液接触面积，延长了浆液停留时间，增强了石灰石溶解，强化了气、液、固的传质，使烟气在接触喷淋浆液液滴前，于沸腾式传质构件区域得到一次强化的预脱硫；2）均布烟气结合高效喷淋：由于沸腾式传质构件的特殊结构会使烟气穿过浆液时产生精密有致的浆液泡沫层，使烟气得到更好地均布；同时，通过改进的精细化喷淋系统，烟气与喷淋浆液高度耦合，增加了烟气与浆液的有效接触面积；提高浆液喷淋液滴对  $\mathrm{SO}_2$  的脱除效率；3）在喷淋层之间设置壁环，可有效防止烟气在壁面出现

短路现象，减少了  $\mathrm{SO}_2$  的逃逸。

图1沸腾式泡沫脱硫技术结构原理图

图2有无沸腾式传质构件塔内烟气流场分布

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双循环技术可广泛应用于脱硫设备改造。在双循环施工技术上进行了大量创新，积累了大量工程经验，主要技术进步是：采用移塔、截塔顶升与转塔等技术，充分利用原脱硫设备，降低了工程造价并节约了施工时间。移塔技术是充分利用现场条件，在旧塔附近制造一座新的吸收塔，并在此基础上完成制作、防腐和喷淋等设备安装。在电厂停炉后，拆除废弃的吸收塔，处理底板，将新塔平移至原位，完成相关管道、设备、电仪的安装。截塔转塔技术即在原有脱硫塔上加装平台后，将原脱硫塔整体截开，并使用液压千斤顶将脱硫塔顶直接升高后，增加脱硫塔高度，并根据工程需要将脱硫塔顶整体旋转一定角度，完成脱硫设备的改造。该技术在不增加施工费用的同时，保证了施工质量。在原塔基础上进行截塔改造，比新建脱硫塔能节省  $80\%$  的投资成本，同时工期将缩短5~6个月。例如，国电河北龙山发电厂  $2\times 600\mathrm{MW}$  机组烟气脱硫增容提效改造，在原有  $41\mathrm{m}$  高脱硫塔的基础上增加  $17\mathrm{m}$ ，使得吸收塔顶标高  $58\mathrm{m}$ 。将原有脱硫塔顶旋转，改造原有吸收塔烟气入口方向，并保留现有吸收塔作为一级循环，对原塔2、3层喷淋层进行更换，新增收集碗及3层喷淋层。吸收塔平台扶梯及其相关管道进行了相应的增加或修改。

国电肇庆发电有限公司一期工程建设  $2 \times 350\mathrm{MW}$  超临界燃煤热电联产机组，于2013年上半年完成双投，锅炉采用低氮燃烧技术并配套建设选择性催化还原法（SCR）脱硝装置，烟气经静电除尘器除尘后进入石灰石-石膏湿法脱硫系统处理后由烟囱排放。采用双循环湿法脱硫技术，脱硫方案设计采用逆流喷淋空塔设计方案，设置6台循环泵，6层喷淋层，其中一级循环设有2层喷淋层，二级循环设有4层喷淋层（3用1备）；设

有二级循环旋流站、侧进式搅拌机、除雾器、氧化喷枪等设备。烟气系统采用单元配置，烟气首先经过一级循环实现  $75\%$  的脱硫效率，将  $\mathrm{pH}$  值控制在4.5~5.2，确保良好的亚硫酸钙氧化效果和石膏结晶时间，提高石膏脱水率。由于氧化空气系数的大幅度降低，氧化风机的电耗也大幅度下降。经过一级循环的烟气直接进入二级循环实现洗涤过程。由于在二级循环中不用考虑氧化结晶的问题，该项目将  $\mathrm{pH}$  值控制在5.8~6.2的高水平，实现  $94\%$  的脱硫效率，循环浆液量减少约  $20\%$  。通过两级循环总的脱硫效率理论上可以达到  $98.75\%$  。国电肇庆发电有限公司机组满负荷情况下入口烟气量为117.5万  $\mathrm{m}^3 /\mathrm{h}$  （标态，干基，  $6\% \mathrm{O}_2)$  、入口烟气含硫量为  $1539\mathrm{mg / Nm^3}$  （标态干基  $6\% \mathrm{O}_2$  ）时，1#机组脱硫效率为  $99.6\%$  、净烟气  $\mathrm{SO}_2$  质量浓度为  $5.3\mathrm{mg / Nm^3}$  （标态干基  $6\% \mathrm{O}_2$  ）、净烟气烟尘质量浓度为  $17.3\mathrm{mg / Nm^3}$  （标态干基  $6\% \mathrm{O}_2$  ）。2013年7月竣工以来，累计高效运行时间超过1万小时，脱硫效率  $\geq 98.6\%$  。

# 2.1.2 氮氧化物的超低排放技术

目前国内外实际应用于电厂燃煤锅炉的  $\mathrm{NO}_{\mathrm{x}}$  减排技术包括低氮燃烧技术和选择性催化还原（SCR）脱硝技术。低氮燃烧技术因其投资少、运行费用低、无二次污染等优点，在我国成为首选技术。但当前的低氮燃烧技术水平难以达到超低排放的要求，因此仍需在尾部烟道加高效 SCR，目前低氮燃烧技术结合 SCR 已成为我国  $\mathrm{NO}_{\mathrm{x}}$  排放控制的大趋势。应对脱硝超低排放的改造要求，国内普遍通过优化流场及增加催化剂反应层来实现改造目标。该技术分支包括低氮燃烧技术、选择性催化还原（SCR）脱硝技术、废脱硝催化剂再生处理及回收技术三个方面。

# （1）低氮燃烧技术

2005年以后，随着国家对大气环境要求的日益提高，燃烧器的设计在考虑较高的燃烧效率时，逐渐增加SOFA燃烧器的风量比例，以进一步降低  $\mathrm{NO}_{\mathrm{x}}$  的生成。该阶段随着低氮燃烧技术的发展，  $\mathrm{NO}_{\mathrm{x}}$  的排放有了进一步的降低。个别新上机组的  $\mathrm{NO}_{\mathrm{x}}$  排放水平达到了  $200\sim 250\mathrm{mg / Nm^3}$  。随着  $\mathrm{NO}_{\mathrm{x}}$  排放标准的日趋严格，原有的锅炉低氮燃烧技术和烟气脱硝技术很难满足新的排放标准，为此双尺度低氮燃烧技术应运而生。

双尺度低氮燃烧技术的出发点在于解决真型炉的实际问题。该技术以影响炉内燃烧的两大关键尺度（炉膛空间尺度和煤粉燃烧过程尺度）为出发点：在炉膛空间尺度上，将炉内空间作为一个整体，引入功能区概念，形成中心区和近壁区三场（温度场、速度场及颗粒浓度场）特性差异化；在煤粉燃烧过程尺度上，通过对风粉射流的特殊组合，使火焰走向可控，强化煤粉着火、燃尽及  $\mathrm{NO}_{\mathrm{x}}$  火焰内还原。双尺度低氮燃烧技术就是在锅炉炉膛空间尺度上燃烧优化组织技术和煤粉燃烧过程尺度上强化燃烧技术的总称，其原

# 理见图4。

图4双尺度低氮燃烧技术原理图

燃煤锅炉采用双尺度低氮燃烧技术后实现防结渣、防腐蚀、高效安全前提下的低  $\mathrm{NO}_{\mathrm{x}}$  排放：燃用烟煤和褐煤的锅炉  $\mathrm{NO}_{\mathrm{x}}$  排放浓度达到  $100\sim 200\mathrm{mg / Nm^3}$ ，燃用贫煤和无烟煤的锅炉  $\mathrm{NO}_{\mathrm{x}}$  排放浓度达到  $250\sim 400\mathrm{mg / Nm^3}$ 。双尺度低氮燃烧系统在结构上可与传统切圆燃烧煤粉锅炉实现最佳匹配，该技术可广泛应用于各种型号的切圆燃烧煤粉锅炉，其对煤种的适应能力较强；同时没有实施场地的限制，因此既可应用于新建机组，也可用于对老锅炉进行技术升级改造。

双尺度低氮燃烧技术通过采用节点功能区技术、贴壁风技术及高位分离燃尽风技术等，最终实现防渣、防腐、高效、低氮燃烧综合一体化目标，燃烧器相关部件百分之百

实现了国产化，使用成本大幅降低。另外，通过对现有燃煤锅炉的制粉系统、入炉煤质和燃烧设备等边界条件进行评估，提出性价比很高的燃烧系统实施方案，极大地节约了工程造价。

在施工过程中，通过优化安装工序、强化重要节点管控，提高了施工效率并降低了施工成本。比如300MW机组锅炉燃烧器改造工期由最初的40~50天，减少到优化施工工序之后的30~35天，不仅为设备使用方节约了大量时间，而且大大降低了施工人力和设备成本。

国华宁海电厂3号机组600MW锅炉，于2012年采用双尺度低氮燃烧技术进行燃烧改造取得了圆满成功,各项指标均处于国内领先水平：炉膛出口  $\mathrm{NO}_{\mathrm{x}}$  浓度小于  $100\mathrm{mg / m}^3$  ，锅炉热效率大于  $94.3\%$  ，飞灰可燃物含量小于  $1.0\%$  ，CO排放浓度小于  $100\mathrm{ppm}$  ，水冷壁不发生结渣、高温腐蚀，汽温正常、减温水量合理，受热面管壁不超温。2012年12月竣工以来，累计运行时间超过2万小时。  $\mathrm{NO}_{\mathrm{x}}$  的削减率始终保持在  $60\%$  以上，全工况下 $\mathrm{NO}_{\mathrm{x}}$  排放浓度始终低于  $150\mathrm{mg / m}^3$  。

双尺度低氮燃烧技术覆盖了50MW、135MW、200MW、300MW、600MW、1000MW容量的燃煤锅炉。截至2015年底已经成功实施的案例达到500台，总装机容量达到1.5亿kW，市场占有率达到  $38\%$

# （2）选择性催化还原（SCR）脱硝工艺

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SCR法因高效、成熟和适应性强已成为世界上应用最广泛的脱硝技术。与烟气脱硫技术一样，2003年后，我国以技术引进的方式引入选择性催化还原（SCR）脱硝工艺技术，经过多年的工程实践，国内的企业已掌握了SCR工艺的各个关键技术，如流场设计、SCR反应器结构设计等，脱硝催化剂也实现了本地化生产，截至到2015年底，国内超过 $85\%$ 燃煤电站安装有SCR脱硝装置。目前，国内燃煤电站大多按《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）进行设计和改造，煤粉炉多采用低氮燃烧联合SCR法脱硝技术，流化床锅炉多采用SNCR或SNCR/SCR法联用技术。对于常规燃煤机组，低氮燃烧可将锅炉出口  $\mathrm{NO}_{\mathrm{X}}$  控制在  $400\mathrm{mg / m}^3$  以下，再采用SCR法（脱硝效率一般小于  $80\%$ ），以满足出口  $\mathrm{NO}_{\mathrm{X}}$  小于  $100\mathrm{mg / m}^3$  的排放要求。2015年12月11日，三部委联合颁布《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，将  $\mathrm{NO}_{\mathrm{X}}$  排放标准加严至  $50\mathrm{mg / m}^3$  ，现有的脱硝装置已不能满足超低排放要求，需要进行提效改造。

高效喷氨混合型 SCR 法烟气脱硝技术是一种氨与烟气混合效果好、适用于燃煤锅炉烟气  $\mathrm{NO}_{\mathrm{x}}$  超低排放的应用技术，其基本技术原理是：改变 SCR 反应器催化剂“2+1”布置，SCR 反应器采用三层催化剂；烟气经布置在喷氨装置前或后的高效混合装置进行混

合，保证喷入的氨与烟气中的  $\mathrm{NO}_{\mathrm{x}}$  充分混合，混合后的烟气经布置在脱硝反应器中催化剂的作用进行脱硝反应，脱除烟气中的  $\mathrm{NO}_{\mathrm{x}}$ 。

该工艺拥有如下的核心关键技术：

1）低阻力喷氨格栅。结合国内燃煤锅炉省煤器布置特点，开发出了矩齿防磨混合板型喷氨格栅，该装置的主要特点为安装方便、调试简单、可有效提高  $\mathrm{NH}_3$  与烟气的混合效果，减少混合距离、降低混合阻力。与传统的同功能混合装置相比，矩齿防磨混合板型喷氨格栅可降低  $20\%$  阻力，有效节约机组运行电耗。
2）高效混合装置。针对燃煤锅炉烟气  $\mathrm{NO}_{\mathrm{x}}$  超低排放对脱硝反应器入口温度和  $\mathrm{NO}_{\mathrm{x}}$  浓度分布更高的要求，开发了高效混合装置，可有效解决由于省煤器出口烟气温度、  $\mathrm{NO}_{\mathrm{x}}$  浓度分布不均导致SCR反应器催化剂入口层温度和  $\mathrm{NO}_{\mathrm{x}}$  浓度分布不满足高效脱硝的问题，有效保证了SCR法的脱硝效率。
3）流场模拟试验。流场模拟试验包含CFD计算与物理模型试验两部分。对于改造机组，流场模拟实验前进行现场省煤器出口烟气温度、速度和  $\mathrm{NO}_{\mathrm{X}}$  分布的测试，根据测试结果进行流场模拟实验，以保证流场设计的准确性。

通过对上述关键技术的应用，可有效提高烟气温度分布的均匀性以及  $\mathrm{NH}_3$  与  $\mathrm{NO}_{\mathrm{X}}$  的混合效果，有效保证催化剂入口烟气温度分布偏差小于  $8^{\circ}\mathrm{C}$ ，烟气流速分布偏差小于  $8\%$ ，烟气中  $\mathrm{NH}_3$  与  $\mathrm{NO}_{\mathrm{X}}$  混合均匀度偏差小于  $4\%$ ，从而有效保证催化剂的利用率，提高系统脱硝效率，减少催化剂耗量  $5\%$ ，节约引风机电耗  $5\%$ 。

与常规SCR法脱硝技术相比，该工艺有效改进了喷氨混合装置，保证了脱硝系统喷氨的均匀性和混合要求。喷氨混合装置布置在省煤器出口烟道内，易于安装施工。对于现有SCR法脱硝系统的提效改造，只需根据烟气系统布置对现有喷氨装置及烟道外的维护平台进行重新设计和更换，无需对烟道进行较大改动，且无需改造脱硝反应器，无需特殊施工机具，可在机组小修期内完成改造。

华电天津军电热电有限公司，为满足超低排放要求，脱硝装置按入口  $\mathrm{NO}_{\mathrm{x}}$  浓度 $450\mathrm{mg / m^3}$  、出口  $\mathrm{NO_X}$  浓度  $50\mathrm{mg / m^3}$  、脱硝效率  $88.9\%$  进行了提效改造，对原喷氨装置更换了稀释风机，在原备用层增加一层催化剂，保留一层原初装催化剂，并对另一层原初装催化剂进行再生，增加了备用层吹灰器，调整了原吹灰器布置，该改造工程于2014年11月底投运。2015年5月底至6月初，分别对9、10号机组进行性能考核试验，结果显示，9号机组实际脱硝效率  $92.1\%$  ，氨逃逸浓度  $2.22\mathrm{ppm};10$  号机组实际脱硝效率  $94.3\%$  氨逃逸浓度  $2.07\mathrm{ppm}$  ，满足  $\mathrm{NO}_{\mathrm{x}}$  超低排放要求。

华电望亭发电厂2015年3月完成了超低排放改造，改造过程中通过数值模拟和物理

模型试验，确定了喷氨混合装置和烟气导流板的调整方案，配套增大了液氨蒸发器、稀释风机、氨气/空气混合器等设备的出力，更换并适量增加了催化剂，实现了脱硝效率高于  $88\%$  ，  $\mathrm{NO}_{\mathrm{X}}$  排放稳定控制在  $45\mathrm{mg / m}^3$  以下，满足  $\mathrm{NO}_{\mathrm{X}}$  超低排放要求。

# （3）废脱硝催化剂再生技术

SCR脱硝催化剂的使用寿命在3~5年，预计未来我国将每年产生15万  $\mathrm{m}^3$  的废弃脱硝催化剂。脱硝催化剂主要由钒、钨、钛等重金属构成，废弃后如不加以妥善处理，将会对环境造成严重污染，因此我国将出现严重的废弃脱硝催化剂处理问题。

废弃催化剂再生处理在国际上也是难题，西方国家的废弃催化剂处理方法大多采用混凝土填埋。如果采用填埋处理方法，将严重浪费资源，增大脱硝成本。因此，亟待研究脱硝固废再生处理技术，延长催化剂的使用寿命，降低发电用户的使用成本，减少废弃催化剂对环境的污染。

2014年8月，环境保护部发布《关于加强废烟气脱硝催化剂监管工作的通知》，将废烟气脱硝催化剂管理、再生、利用纳入危废管理，并将其归类为《国家危险废物名录》中“HW49其他废物”，工业来源为“非特定行业”，废物名称定为“工业烟气选择性催化脱硝过程产生的废烟气脱硝催化剂”。

2012年之前，中国废脱硝催化剂再生技术是空白，近几年来，通过引进吸收国外技术或与国内科研院所合作，也涌现了一批废脱硝催化剂再生企业。虽然中国的废脱硝催化剂再生还处于起步阶段，但是已经有部分再生企业获得了不错的业绩，成功地将废脱硝催化剂再生处理技术应用于中国。

废脱硝催化剂再生处理技术的基本原理：根据催化剂失活的原因，利用孔道清灰及清洗技术，彻底去除废催化剂上的飞灰及使催化剂活性降低的化学中毒物质，以达到初步恢复催化剂催化性能的目的。然后利用活性植入技术，补充催化剂上的活性组分，以达到进一步恢复催化剂催化性能的目的。

具体的再生工艺如下：1）经过实验室周密检验分析，并与已有的强大数据库进行比对，量身定制出再生的最佳工艺方案。2）预处理：模块进入除尘车间，利用工业吸尘器去除催化剂表面松散的飞灰。3）物理化学处理：利用化学药品与化学物质进行反应，去除覆盖催化剂活性部位和堵塞催化剂微孔的化学物质。4）中间热处理：清洗干净的模块被放入热处理设备中，经过严格的温度控制，巩固催化剂微孔结构。5）活性植入：经过中间热处理后的催化剂模块随即被放入装有活性再生液的活性植入装置中，吸收活性物质，进一步恢复催化剂的活性。6）最终热处理：植入活性物质的催化剂模块被放入特制的热处理装置中，经过特殊的升温和降温工艺，使活性物质均匀牢固地负载在催化剂载

体上。7）质量检验：包括催化剂机械性能的测试（抗压强度、磨损强度）和化学性能的测试（脱硝率、 $\mathrm{SO}_2 / \mathrm{SO}_3$  转化率、催化剂活性等）及通孔率检测。8）质检达标后才能进行包装、入库。

通过专业的废脱硝催化剂再生处理技术处理后，再生催化剂的通孔率可以达到  $98\%$  以上，活性能够恢复到新催化剂的  $100\%$  且初始活性不低于  $38\mathrm{m / h}$  ；  $\mathrm{SO}_2 / \mathrm{SO}_3$  转化率单层不超过  $0.5\%$  ，两层不超过  $1\%$  及三层不超过  $1.5\%$  ；机械性能与再生前催化剂相比基本一致；脱硝效率不低于合同值；化学寿命不低于3年或者2.4万小时（以先到时间为准）；完全满足脱硝系统的性能要求。

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脱硫脱硝行业2016年发展报告

中国环境保护产业协会脱硫脱硝委员会


目前对  $\mathrm{SO}_3$  有效去除的手段包括低低温电除尘器、湿式电除尘、碱基喷吹技术。低低温电除尘将烟气温度降至酸露点以下，使气态的  $\mathrm{SO}_3$  冷凝成液态的硫酸雾，系统对  $\mathrm{SO}_3$  的去除率一般在  $80\%$  以上，最高可达  $95\%$  ，是目前  $\mathrm{SO}_3$  去除率最高的烟气处理设备。湿式电除尘器除了可以达到其他除尘设备难以达到的极低的排放指标外，对于  $\mathrm{SO}_3$  、重金属汞也具有脱除作用。碱基吸附剂喷吹技术是控制  $\mathrm{SO}_3$  排放的主要技术手段，其主旨是在锅炉省煤器出口至SCR反应器一段低温烟道内，喷入碱性的吸收剂（钠基或钙基），使之与  $\mathrm{SO}_3$  充分混合，发生中和反应降低烟气  $\mathrm{SO}_3$  浓度，去除烟气中的  $\mathrm{SO}_3$  。避免  $\mathrm{SO}_3$  与逃逸氨生成硫酸氢铵，减缓空预器堵塞、腐蚀，进而降低SCR喷氨温度，实现脱硝装置的全负荷运行。同时生成的硫酸钙或硫酸钠等颗粒物可通过下游除尘设备予以脱除，减少  $\mathrm{SO}_3$  排放造成的  $\mathrm{PM}_{2.5}$  污染。

$\mathrm{SO}_3$  的控制技术是近些年来受到广泛关注且进步很快的技术，高效率、低成本地脱除  $\mathrm{SO}_3$  及其资源化利用是未来的研究方向。

# 2.2.2 氮氧化物的控制技术

# （1）低氮燃烧技术

近年来国内厂家针对引进技术进行了技术创新，双尺度低氮燃烧技术等低氮燃烧技术取得了市场的广泛认可，实现了锅炉超低  $\mathrm{NO}_{\mathrm{x}}$  的燃烧排放，借助于低氮燃烧，烟气脱硝SCR入口氮氧化物含量普遍为  $100\sim 200\mathrm{mg / m^3}$  ，为氮氧化物超低排放创造了良好前提，低氮燃烧不需要任何脱硝剂，长期运行费用低，一般是降氮脱硝工程的首选技术。

低氮燃烧技术在国际上的常用技术为空气分级燃烧技术和燃料分级燃烧技术。空气分级燃烧技术起步于20世纪50年代，国外各大厂商基于单个燃烧器的空气分级燃烧技术，开发了多种低  $\mathrm{NO}_{\mathrm{x}}$  燃烧器。燃料分级燃烧技术由三菱重工在1980年首次在传统的锅炉中使用，在实际应用中的氮氧化物排放降低  $50\%$  。在这些技术的基础上，国内企业开发的双尺度低氮燃烧技术等，对已有技术进行了综合和创新。在  $\mathrm{NO}_{\mathrm{x}}$  减排、强防渣、防腐蚀、高效稳燃等方面达到国际领先水平。

低氮燃烧技术的发展趋势是在不牺牲锅炉效率经济性的条件下实现防渣、超低  $\mathrm{NO}_{\mathrm{X}}$  及高燃尽率的一体化。另外，W火焰锅炉、循环流化床锅炉是低氮燃烧需要关注的热点和难点，目前，我国企业在W火焰锅炉、循环流化床锅炉低氮燃烧改造上投入了大量力量，取得了明显的成效，下一步的目标是实现这两种锅炉低氮燃烧  $\mathrm{NO}_{\mathrm{X}}$  排放低于  $450\mathrm{mg / m}^3$  为锅炉整体的SCR超低排放创造条件。

# （2）选择性催化还原（SCR）烟气脱硝技术

经过多年的努力，国内一些骨干企业基本掌握了烟气脱硝SCR核心技术，在氨浓度的均匀分布器、流场计算与物理模型实验、高效SCR催化剂、反应器内的催化剂支撑件设计等方面都取得了突出的进展。为了实现超低排放，目前SCR反应器提效的方式为现有工艺技术的挖潜和外延，配制三层催化剂，以及流场改造，将脱硝效率由  $80\%$  提高到 $90\%$  ，达到  $\mathrm{NO}_{\mathrm{x}}$  超低排放，这一技术指标，全面超越了国外，达到国际领先水平。

目前脱硝系统存在的问题包括：三层催化剂带来的二氧化硫转化率提高，烟气中三氧化硫浓度提升的问题，以及由此导致的空预器堵塞问题；流场的高度均匀性问题、催化剂的磨损问题、低负荷脱硝等问题，流场的不均匀会影响催化剂脱硝效率，带来催化剂不均匀磨损和氨逃逸的现象；催化剂的磨损问题是国内高灰煤、反应器流场、高硫煤烟气和流速设计等问题共同导致的；发电负荷低导致的低负荷脱硝问题在目前国内的脱硝SCR反应器中普遍存在，造成了环境污染和催化剂的浪费。SCR烟气脱硝在低负荷下的投运问题亟待解决。

SCR脱硝系统的发展趋势为针对上述问题，寻求解决方案。对于流场不均匀的问题，通过调整烟道结构、安装导流叶片、加装整流格栅等措施，可以获得较好的烟气流场均匀性。在工艺设计阶段，可通过物理模型实验和计算流体力学（CFD）辅助设计等手段，优化烟道结构和内构件设计，降低流场的不均匀度。

提高流场的均匀度对减轻催化剂的磨损有显著影响，另外，可以通过对催化剂制备工艺（钛钨粉制备方式、催化剂干燥方式、煅烧条件）等的改进，生产高活性、高强度的脱硝催化剂。

针对低负荷脱硝问题，国内企业进行了大量努力，首先通过省煤器改造提高烟温，并取得了很好的效果；在不具备省煤器改造的电厂，各企业正在研发的碱基吸附剂喷吹技术是控制  $\mathrm{SO}_3$  排放的主要技术手段。长远看，低温高活性 SCR 催化剂的开发也是烟气脱硝的必然发展趋势。

# （3）废脱硝催化剂再生处理及回收技术

失活催化剂的再生技术可使催化剂活性恢复到新鲜催化剂的  $90\%$  以上，从而有效延

长了催化剂的使用寿命、降低更换新鲜催化剂的成本，并减少了废弃催化剂的处置费用和给环境带来的二次污染，实现资源的可循环利用。目前，催化剂再生工艺已制定了失活原因诊断-清扫-松散-复孔-强化-活化-热处理的再生工艺路线。国内已有多家再生企业将再生技术应用于再生工程中。

在废脱硝催化剂再生过程中，存在  $\mathrm{SO}_2$  氧化率较高、废水处理、不能再生和最终废弃的催化剂的最终处理等问题。

废脱硝催化剂再生处理和回收技术的发展趋势包括低  $\mathrm{SO}_2$  氧化率的催化剂开发、废水处理技术开发、催化剂最终处理技术的开发等。首先，在  $\mathrm{SO}_2$  氧化率的控制方面：SCR催化剂脱硝效率随着催化剂中V元素含量的增加而提高，而  $\mathrm{SO}_2 / \mathrm{SO}_3$  转化率却随之呈指数上升，增幅要高于脱硝效率的提高。要控制  $\mathrm{SO}_2$  转化率，一是要对再生后催化剂的V含量进行控制，二是在保持催化剂厚度不变的情况下扩展外表面，利用  $\mathrm{SO}_2$  氧化反应和脱硝反应在动力学上的差异，在保持  $\mathrm{SO}_2$  氧化性能不变的情况下，提高催化剂的脱硝性能。

其次，对于再生过程中产生废水的处理问题，由于在再生过程中使用高压水进行冲洗，且在后续浸渍过程中使用含V溶液，在废脱硝催化剂再生流程中，会产生数量较大的废水。废水中含有多种重金属、碱金属、碱土金属元素等，处理过程难度较大。有企业尝试用电厂余热蒸发的方法进行处理，也进行了一些初步的探索，但能耗较高。在废水处理方面需开发低能耗、多种元素协同处理的废水处理技术。

最后，在废脱硝催化剂再生和回收技术发展中，需要关注催化剂的最终处理问题和部分不能再生催化剂的处理问题。SCR催化剂的设计使用寿命一般为十年，在未来几年，将会有大量的催化剂达到该使用寿命，如何对这部分催化剂进行妥善的最终处理是一个重大问题；另外，在每次再生时，都有部分催化剂因破损等物理结构破坏而无法再生，亟待开发废催化剂的回收技术来解决这些问题，以资源化利用为目标，提高经济性。

# （4）烟气脱硝用制氨技术

目前国内绝大多数的燃煤发电厂 SCR 脱硝还原剂制备系统根据氨的来源有氨水蒸发、液氨气化、尿素制氨（尿素水解、尿素热解）三种制备技术。

因产品级别氨水浓度为  $20\% \sim 25\%$  ，氨有效成分低，运输费用高，燃煤机组使用氨水工艺成本较高，国内仅有小机组或燃气电厂使用氨水蒸发工艺作为脱硝的制氨技术。

液氨蒸发技术一度是国内主流脱硝制氨技术，随着国内近几年液氨运输及储存事故频发，以及民众对道路安全性认识的增强，加上尿素制氨技术由于其高安全性及尿素原料的价格下跌，逐渐受到业主的青睐。现国内国电集团、国电投集团、华电集团等各发电集团新建电厂多以尿素制氨为主，其中国电集团、国电投集团已着手将集团下属多个

液氨蒸发系统技改为尿素制氨系统。

尿素制氨技术中的尿素水解制氨技术因其高安全性、低运行成本，成为国电集团、国电投集团和大唐集团的推荐技术路线。该项技术在北京国电龙源环保、东方锅炉环保、哈尔滨锅炉环保、上海电气电站环保、远达环保、上海龙净环保等环保工程公司的工程项目中得到了广泛使用，其可公用性在多台炉中相比热解技术有不可比拟的投资优势。成都锐思环保技术股份有限公司于2011年6月成功研发该项技术并通过鉴定，目前全国有百逾套尿素水解制氨设备用于电厂脱硝项目，其中  $62\%$  为该公司设计供货。尿素水解技术相比热解技术采用电加热器方案有着先天的运行成本优势，以  $2 \times 600\mathrm{MW}$  机组中采用尿素水解制氨技术为例，每年节约运行费用400万~500万元，目前国内已有多台尿素热解制氨技术改造为尿素水解制氨工艺，节约了运行费用，降低了电耗率。

# 3 市场特点及重要动态

# 3.1 超低排放全面提速

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脱硫脱硝行业2016年发展报告

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2014年被称作脱硫脱硝行业的“超低排放”元年，明确了“超低排放”的概念，开始了最初的尝试。2015年则是各种脱硫脱硝技术路线在各种容量等级机组上的探索与推广。据统计，2015年全国煤电超低排放改造助力电力行业减排成效显著，烟尘、二氧化硫、氮氧化物与此前排放峰值相比，分别下降了  $93.3\%$  、  $85.2\%$  、  $82.0\%$  。

2016年，“超低排放”改造结束了蹒跚学步，开始奔跑。超低排放改造时限提前，东、中、西部地区满足改造条件的燃煤电厂要分别于2017、2018、2020年前完成相应改造工作。国家能源局、环境保护部于6月28日发布《关于印发2016年各省（区、市）煤电超低排放和节能改造目标任务的通知》，将改造任务分解细化。地方政府则通过出台相关配套政策，提高煤电企业改造积极性：《山东省燃煤机组（锅炉）超低排放绩效审核和奖励办法（试行)》按照机组改造减排量与逐年“退坡”的奖励标准，给予当地企业总额超过2.8亿元的奖励资金；《山西省燃煤发电机组超低排放改造项目省级奖补资金管理暂行办法》以机组容量与脱硫系统改造方式确定投资标准，对2017年底前完成改造的机组给予相应奖补资金。

政策的出台让早先对于超低排放的反对与质疑声迅速减少。尽管超低排放在技术细节的规范、监测及评价标准、各地改造经济性与必要性等方面仍存在可以讨论与改善的空间，但当风能、太阳能等清洁可再生能源发电成本不断降低，开始侵蚀原先属于煤电的市场份额时，“将自己打造为比燃气发电还清洁的电源”已成为煤电谋求生存必须要走

的道路。一年时间，已有越来越多的燃煤电厂实现了“全厂超低排放”。

环保改造在电力行业的强力推行也激发了环保行业的活力。多元化的技术路线让电厂有了更多选择，激烈的市场竞争下，环保改造成本不断降低，同时促进了环保行业整体水平提高。随着超低排放改造在电力行业内的迅速成熟，环保行业的未来或将移向燃煤电厂的三氧化硫、汞、废水、固废排放，并逐渐向非电行业延伸。

据不完全统计，截至2016年底，国电集团共121台、5221万千瓦燃煤机组实现超低排放，占在运燃煤机组总装机的  $52.6\%$  ；华能集团累计6921万千瓦机组完成超低排放改造，占煤电装机的  $59\%$  ；大唐集团完成88台机组超低排放改造，累计超低排放机组数量达到157台，容量6454.5万千瓦，占在役煤电机组容量的  $67.8\%$  ；华电集团全年新增超低排放机组3418万千瓦，累计达4532万千瓦，占到了煤电装机的  $51\%$  ；国家电投集团超低排放机组装机容量3557.8万千瓦，超低排放机组占煤电装机比例为  $52.25\%$  ；国华电力共计47台燃煤机组实现超低排放，超低排放机组容量达2719万千瓦，占燃煤机组装机的  $75\%$  。

# 3.2 技术同质化加速，火电脱硫脱硝市场进入“红海阶段”

当前，环保行业发展进入快速期。首先，环保法规、监管进入史上最严时期，新环保法的出台使环保考核更加行政化、处罚更加合理化；其次，投资空前高涨，数据显示“十三五”期间环保产业总投资预计超17万亿元，是“十二五”期间的两倍以上，而“气十条”等政策“红包”将直接撬动万亿级产业风口；再次，环保产业政策法规密集酝酿出台，PPP、第三方治理、环境税、服务性环境监测等政策理念正在改变着环保市场格局。在这种局势下，带来的是环保产业的持续快速增长。

然而在火电脱硫脱硝领域，技术同质化特点愈发突出。根据2016年发布的《火电厂污染防治技术政策》，火电厂烟气脱硫技术主要选用石灰石-石膏法烟气脱硫技术、氨法烟气脱硫技术、海水法烟气脱硫技术、烟气循环流化床法脱硫技术；火电厂氮氧化物治理应采用低氮燃烧技术与烟气脱硝技术配合使用的技术路线，煤粉锅炉烟气脱硝宜选用选择性催化还原技术（SCR）；循环流化床锅炉烟气脱硝宜选用非选择性催化还原技术（SNCR）。相对成熟的脱硫脱硝技术导致了产能过剩、低价竞争加剧的局面，使得火电脱硫脱硝市场已成为不折不扣的“红海”。

“红海阶段”下，为更好满足更高的环保标准要求、深耕脱硫脱硝市场，需要积累技术优势，完成技术升级，形成核心竞争力脱离“红海”。同时，随着供给侧改革的大力开展，监管力度的不断加大，未来只有进一步进行技术升级、工艺技术路径领先的企业才能符合行业标准。

# 4 脱硫脱硝行业发展存在的主要问题

# 4.1电力行业脱硫脱硝发展存在的主要问题

# 4.1.1电力市场“双低双降”竞争压力传导到火电环保产业

按照“三去一降一补”的改革思路，要求优化新建火电建设时序，取消一批，缓核一批，缓建一批和停建火电项目，新增投产规模控制在2亿千瓦以内。对于现有火电机组要求，淘汰落后产能：逐步淘汰不符合环保、能效等要求且不实施改造的30万千瓦以下、运行满20年以上纯凝机组、25年及以上的抽凝热电机组，力争淘汰落后产能2000万千瓦。而从电力市场角度，降电价、降利用小时数、电量低增长、机组低负荷的“双低双降”通道将持续延伸，发电企业的市场竞争压力势必传导到火电环保产业。

近年来电力行业总发电量持续增加，未来随着装机规模及下游需求的增加，电力行业总发电量将继续增加；在火电发电量方面，近年来火电发电量的增速受用电需求及其他能源发电挤压影响波动较大。2016年以来，受国家控制煤电装机规模及下游需求小幅回暖影响，火电发电量降幅同比有所收窄。近年来火电发电量在电力总发电量中的占比均达到  $70\%$  以上，但随着非化石能源发电的不断发展，火电发电量占比呈逐年下降趋势，预计未来占比将进一步降低。

中电联公布的一组发电利用小时数据显示，2016年1~8月，全国规模以上电厂发电量38,772亿千瓦时，同比增长  $3.0\%$  ，增速比上年同期提高2.5个百分点。其中，全国规模以上电厂火电发电量28,639亿千瓦时，同比下降  $0.5\%$  ，降幅比上年同期收窄1.7个百分点。各省份中，火电发电量同比增长超过  $5\%$  的有7个省，分别为北京（  $11.8\%$  ）、安徽（  $9.3\%$  ）、浙江（  $6.3\%$  ）、陕西（  $6.0\%$  ）、山东（  $5.4\%$  ）、新疆（  $5.3\%$  ）和江苏（  $5.2\%$  ）；全国有19个省份火电发电量出现负增长，其中，福建（  $-22.6\%$  ）、湖南（  $-21.2\%$  ）同比下降超过  $20\%$  。

从设备利用率看，受火电装机规模扩大、其他能源发电方式挤压以及下游用电需求低迷的影响，近几年全国火电设备平均利用小时数持续维持较低水平；2016年以来，受国家严格控制煤电新增规模以及全社会用电量增速同比小幅提高影响，火电设备利用小时降幅收窄；分区域看，华东和华北地区火电设备年平均利用小时数较高，西南地区年平均利用小时数最低；考虑到目前整体用电需求提振有限，加之前两年火电投资项目的陆续投产以及非化石能源装机规模的增加，预计在未来几年内，火电设备利用率将继续维持在较低水平。

受宏观经济及电源投资的周期变化影响，我国火电机组利用小时也呈现周期性变化。

2012年以来，我国经济增速下降导致用电需求增速放缓。截至2015年底，我国火电装机容量达到100,554万千瓦，较上年增长  $8.87\%$  ，火电发电量达到42,307亿千瓦时，较上年增长  $0.08\%$  ，火电发电量增速远小于火电装机容量增速。受此影响，2015年，全国发电设备累计平均利用小时为3969小时，同比减少163小时，是1978年以来的最低水平。其中，火电利用小时为4364小时，较上年减少375个小时。2016年1~8月，全国发电设备累计平均利用小时为2507小时，同比减少173小时。其中，全国火电设备平均利用小时为2727小时，同比减少228小时。

从煤炭供应角度看，受煤炭行业去产能政策的影响，动力煤价格自2016年初连续上涨，火电企业成本大幅增加；随着2016年下半年煤炭去产能的力度和速度进一步加大，电煤供给侧会继续相对紧张，考虑到国家相关部门在煤价涨幅过大或库存过低的情况下将会释放部分产能来平抑价格波动，预计2016年下半年煤价增速可能会略有放缓，但是上涨的趋势仍不变；尽管2016年动力煤价上涨触发2017年初煤电联动上调电价的可能性较大，但考虑到在目前中国经济处于低迷时期、国家努力降低工商业用电价格的大环境下，即使2016年煤价上涨至煤电联动触发点，预计上网电价调整的可能性也不大；在电煤成本上升、上网电价不调整的情况下，预计未来一段时期内火电企业成本或将加大，盈利空间将被进一步压缩。

在火电企业的所有成本中，煤炭成本约占  $60\%$  ，煤价的上涨对电厂的成本有着重要影响。据统计，2015年，中国约有18.4亿吨的煤炭用于发电，煤炭价格每吨涨10元，对发电企业而言，就会增加180亿元的成本。虽然2016年上半年煤炭去产能未能完成2016年全年煤炭减产目标的一半，但煤炭减产已经使煤价上涨超出预期。同时，据秦皇岛煤炭网分析显示，环渤海港口煤炭库存水平继续保持在相对低位，沿海六大电厂库存也在持续下降，库存水平创2013年以来新低，阶段性的需求高峰暂时还在持续。据2016年10月19日数据，环渤海地区5500大卡动力煤价平均价格报收577元/吨，较年初上涨217元/吨，涨幅  $60.28\%$  ，已连续十六期上涨，继续刷新年内最高纪录。受到煤价大幅上涨影响，火电企业绩同比下滑，盈利能力受到极大影响。

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同时，电价结构发生较大变化，燃煤上网电价自1月1日下调3分钱/千瓦时，新的煤电价格联动机制已经发布，直供电量、交易电量比重越来越大，竞争越来越激烈，降电价已成为缩减工商业成本的“重头戏”，火电企业盈利空间受到进一步压缩。

随着《煤电环保污染第三方治理指导意见》的出台，节能环保投入将增加，而机组运行负荷不高已成常态，刚性成本不断上升，发电量逐步下降，资产回报率回落明显，“增装机不增电量，增投资不增收益”的情况成为火电企业普遍遇到的难题。

# 4.1.2 火电脱硫脱硝升级改造市场面临快速萎缩

《电力发展“十三五”规划》部署：“十三五”期间，火电机组二氧化硫和氮氧化物排放总量均力争下降  $50\%$  以上，30万千瓦级以上具备条件的燃煤机组全部实现超低排放。此外，还要求燃煤机组二氧化碳排放强度下降到865克每千瓦时左右，火电厂废水排放达标率实现  $100\%$  。《“十三五”生态环境保护规划》中也将二氧化硫、氮氧化物排放量纳入约束性指标。全面实施燃煤机组超低排放与节能改造，推广应用清洁高效煤电技术，严格执行能效环保标准，强化发电厂污染物排放监测。2020年煤电机组平均供电煤耗控制在每千瓦时310克以下，其中新建机组控制在300克以下，二氧化硫、氮氧化物和烟尘排放浓度分别不高于每立方米35毫克、50毫克、10毫克。节能减排改造方面，“十三五”期间完成煤电机组超低排放改造4.2亿千瓦，节能改造3.4亿千瓦。其中：2017年前总体完成东部11省市现役30万千瓦及以上公用煤电机组、10万千瓦及以上自备煤电机组超低排放改造；2018年前基本完成中部8省现役30万千瓦及以上煤电机组超低排放改造；2020年前完成西部12省区市及新疆生产建设兵团现役30万千瓦及以上煤电机组超低排放改造。不具备改造条件的机组实现达标排放，对经整改仍不符合要求的，由地方政府予以淘汰关停。东部、中部地区现役煤电机组平均供电煤耗力争在2017年、2018年实现达标，西部地区到2020年前达标。大部分国内火电超低排放改造即将完成，届时，火电脱硫脱硝升级改造市场快速萎缩，以此为主营业务的环保公司将面临严重的生存危机。

# 4.1.3 污染物排放许可制带来新局面

排污许可证是每个排污单位必须持有的“身份证”，是企事业单位生产运行期排污行为的唯一行政许可。初次申领有效期三年，换发五年有效，持证才允许排放。根据《控制污染物排放许可实施方案》，排污许可证中明确许可排放的污染物种类、浓度、排放量、排放去向等事项，载明污染治理设施、环境管理要求等相关内容。从长远看，涵盖的污染物肯定比现在监管的多。以往由于监管力量有限，往往只能针对主要污染物，有了许可证，将把有标准要求且有监测及统计手段的污染物逐步纳入，实现对更多污染物排放的监管。火电行业作为重点行业，要求6月30日前，完成排污许可证的申请与核发，并从7月1日起建立自行监测、信息公开、记录台账及定期报告制度。

污染物排放许可制的实施，统一了环境管理制度体系，简化了政府管理方式，同时也减少了企业行政许可审批数量；推动了落实企业治污主体责任，持证按证排污，实现企业从“要我守法”向“我要守法”的转变；规范了企业排污行为，避免污染转移、应付检查、制造假数据等各种违法行为；规范了监管执法，提升环境管理精细化水平，避免漏查、漏管等现象。

污染物排放许可制的推广势必对现有排放二氧化硫和氮氧化物局面带来新的影响。对燃煤发电企业来说，排污许可制的影响不大。中国燃煤发电企业多数为国企、央企，遵纪守法，社会责任强，愿意承担排污的经济责任。经过多年多次的环保改造，环保设施达标、环保管理规范、排放数据几乎全部实时上传到地方环保局，改为排污许可证制度，只是增加了排放设施的运行台账，完善了“自证清白”的数据链。整体上看，新制度对发电企业影响不大。但对于第三方运维企业，执行排污口许可制会对其产生一定的影响。对燃煤电厂环保第三方运维方而言，主要依赖环保电价补贴作为收入主要来源，排污许可证的实施，将加大环保补贴获得的难度，督促第三方运维必须提高运维人员的专业素质，强化设备运行和维护的规范性，提高环保设备运行的稳定性和可靠性。据悉，伴随排污许可证实施后，各级政府的火电行业  $\mathrm{SO}_2$  、氮氧化物、粉尘超低排放的电价补贴将直接到期，这直接影响到第三方运维的收益。

# 4.1.4 电力行业烟气脱硫热点问题及技术

# （1）脱硫废水零排放问题

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  $\mathrm{Cl}^-$  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  $\mathsf{pH}$  、降低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含量进行处理。

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。

目前各电厂对水务管理日益严格，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日益凸现。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“水十条”的颁布和可预期新的水污染排放标准的提高，高含盐含氨（脱硝氨

逃逸）的脱硫废水零排放将会日益紧迫。

目前国内投运的脱硫废水零排放存在项目少、工艺路线多、各电厂采用的工艺技术路线不同等情况。主要投运的项目有广东河源电厂（采用多效蒸发工艺）、广东三水恒益电厂（卧式MVR工艺）、华能长兴电厂（正渗透减量  $+$  蒸汽蒸发结晶工艺）。

脱硫废水因成分复杂、水质变化大、危害大、难以处理等问题，成为下一步燃煤电厂污染治理的重点。废水零排放是未来发展的方向，目前国内多家研究机构和企业对该项技术进行了研发，其中技术突出的有：浙能技术研究院的锅炉烟气旁路干燥实现脱硫废水零排放技术；北京国电龙源环保工程有限公司、成都锐思环保技术股份有限公司、国电金堂电厂，于2014年实施了大型燃煤电厂脱硫废水零排放技术的研究及工程示范项目（国电集团2014年重点科技项目），该装置于2014年建设、2015年5月投运、2015年12月通过了国电集团项目验收。烟气余热浓缩蒸发技术是利用电厂特有的锅炉烟气余热，对高含盐废水进行蒸发浓缩处理。该项技术不需要对脱硫废水进行任何预处理，不需要添加任何药剂，具有工艺简单，运行费用低等优势，运行成本为15~21元/吨水。目前该项技术已由成都锐思环保技术股份有限公司在湖北鄂州  $2\times 1050\mathrm{MW}$  机组脱硫废水零排放项目中实施。

# （2）硫的资源化利用问题

根据中电联有关数据，2016年，我国发电量59,897亿千瓦时，其中火电42,886亿千瓦时，燃煤发电39,058亿千瓦时，平均煤耗312克/千瓦时。根据上述数据计算，2016年煤电共耗煤12.3亿吨。按照燃煤平均含硫量  $1.2\%$  、燃煤电厂平均脱硫效率  $90\%$  计算，燃煤电站2016年全年向大气排放  $\mathrm{SO}_2369$  万吨，而燃煤电站全年通过各种脱硫工艺脱除的 $\mathrm{SO}_2$  多达3321万吨。现在国内脱硫工艺以湿法石灰石-石膏法为主，则2016年脱硫工艺产生含水石膏9500万吨，若无合理用途，大量排放占地3000万亩，形成二次污染，并可能造成水体污染。对应地，为满足脱硫吸收剂制备需求，还需要5000万吨的石灰石开采，会造成新的环境问题，同时石灰石磨粉能耗大，会增加温室气体  $\mathrm{CO}_{2}$  的排放量。另外，排放至大气中的低浓度  $\mathrm{SO}_2$  不仅造成了对大气环境的危害，也同样是被浪费的潜在硫资源。

各种硫资源都要通过不同的途径将其大部分转化成硫酸后才能被广泛地应用。目前，我国已取代美国成为世界上最大的硫酸消费国。我国同时是一个硫资源相对缺乏的国家，为弥补硫资源的不足，我国每年都要进口大量硫磺和硫酸，2016年进口硫磺量为1196.07万吨。硫磺进口不但花费了大量外汇，而且资源结构势必会降低硫酸行业抵御市场风险的能力，进而影响整个硫酸产业及其相关行业的可持续发展。针对燃煤电站采用资

源化脱硫技术，相当于2016年增加1845万吨硫产量（已大于2016年进口硫磺量），可折合硫酸铵产量2600万吨，按生产硫酸铵计算增加工业产值260亿元。若以部分硫酸铵延长产业链，用于进一步生产其他含硫工业原料，则增加的工业产值将会更多，产生的实际环境效益、经济效益、社会效益还会更大。

现有脱硫工艺中，石灰石/石灰-石膏法产生的脱硫石膏目前的工业利用途径主要是在建筑材料业中生产建筑石膏、粉刷石膏、水泥缓凝剂、自流平石膏砂浆、路基回填材料、石膏砌块和充填尾砂胶结剂等。另外，S是排在N、P、K之后的第四种植物营养元素，脱硫石膏在农业上可用作土壤的肥料；含S肥料除提供作物养分之外，还可以调整土壤的碱性和盐性（土壤含过多的NaCl和碳酸盐），促进农业增产。

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脱硫脱硝行业2016年发展报告

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公司建立了完善的质量管理体系和严格的质量检测手段，通过了ISO质量管理体系认证。公司产品经东北大学滤料检测中心、国家玻璃纤维制品检测中心和美国ETS检测，综合技术指标处于国内领先水平并达到了国际先进水平。

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袋式除尘行业2013年发展综述

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图11 泰州垃圾焚烧发电厂“干法 + 半干法”组合式处理系统

表 5 泰州垃圾焚烧炉尾气处理测试结果

项目数值含义测试平均值烟尘测定均值5.14烟气黑度(林格曼级)测定值1一氧化碳(mg/m3)小时均值1.94氮氧化物(mg/m3)小时均值89.2二氧化硫(mg/m3)小时均值17.8氯化氢(mg/m3)日均值5.51汞(mg/m3)测定均值N.D.镉(mg/m3)测定均值N.D.铅(mg/m3)测定均值0.34二噁英类(ng-TEQ/N m3)测定均值0.07

注：N.D.为低于检出值。

上海老港固废综合利用基地6000t/d垃圾焚烧发电厂750t/d焚烧炉烟气参数如表6。

表 6 焚烧炉烟气参数

项目参数附注烟气量(万Nm3/h)16.73N(11基)入口烟气温度(℃)190入口含尘浓度(g/Nm3)≤9.0飞灰游离水分(vol%)19~30飞灰堆积密度(kg/m3)300~500飞灰粒径分布(%)≤1μm占1%~5%;1~10μm占50%~60%;≥10μm占30%~50%

治理工艺是采用干湿结合的烟气协同治理技术，工艺流程见图12。

协同处置的关键技术：

1）急冷塔：由整流板、烟气喷雾冷却装置和飞灰去除装置等组成，快速冷却调控烟气温度在  $170^{\circ} \mathrm{C}$  左右，抑制二噁英再生，凝并分离部分灰尘。2）消石灰和活性炭喷射装置：喷射1个当量的消石灰，去除烟气中的  $70\%$  的氯化氢和  $30\%$  的硫氧化物；喷射活性炭吸附烟气中的重金属和有机氯化物。3）除尘器：选用脉冲喷吹袋式除尘器，有

效去除活性炭、反应生成物及粉尘，控制粉尘排放，并且滤袋表面尘饼含有大量的未反应消石灰，作为反应床对烟气中的酸性气体起主要脱除作用。4）热风循环系统：焚烧系统启动以前，先启动循环风机和电加热器，对除尘器及滤袋进行预加热，防止低温结露腐蚀。5）湿法脱硫装置：对各种污染物起末端控制作用，确保全面达标排放。脉冲喷吹袋式除尘器的主要参数如表7。

图12上海老港垃圾焚烧炉协同治理工艺流程

表 7 袋式除尘器设计参数

项目参数处理烟气量(万Nm3/h)16.73入口烟气温度(C)175入口含尘浓度(g/Nm3)15~25滤袋规格(mm)Φ164×6100滤料材质100%PTFE覆膜/PTFE基布、850g/m2滤袋数量(条)1536过滤面积(m2)4800过滤速度(m/min)0.95出口含尘浓度(mg/Nm3)≤10设备阻力(Pa)≤1300

各污染物的年均统计值见表8，实时在线监测值如图13，均优于设计规定值。

表 8 污染物排放年均统计值

项目初始值保证值(日均)实排值(年均)颗粒(mg/Nm3)≤6000≤53.1HCl (mg/Nm3)600~1200≤53.5HF (mg/Nm3)5~20≤10.3SOx (mg/Nm3)300~1000≤30≤2.5NOx (mg/Nm3)200~300≤200132.9二噁英 (ngTEQ/Nm3)3≤0.1-

图13焚烧炉污染物排放值实时在线监测公告

# 3.3 燃煤锅炉烟气协同治理技术

我国2015年统计煤电装机总容量就达8.84亿kW；耗煤18亿多t/a；全国燃煤工业锅炉50多万台，总蒸发量320万t/h，耗煤7亿t/a。煤电烟囱是高架点污染源，中小锅炉是低架面污染源，其烟尘、 $\mathrm{SO}_2$ 、 $\mathrm{NO}_{\mathrm{X}}$ 、汞等污染物的排放量分别占我国排放总量的 $30\% \sim 45\%$ ，造成严重的区域性空气污染。

长期以来，我国电站燃煤锅炉是电除尘器独领风骚，中小型锅炉大都被湿式除尘器统治，本世纪才开始使用袋式除尘器，并启动脱硫、脱硝治理。据西安热工院对55台燃煤锅炉的调研，脱硫塔出口的粉尘排放浓度大致在  $30\sim 80\mathrm{mg / Nm^3}$ ，并在多数烟囱出口处形成“石膏雨”。  $\mathrm{PM}_{2.5}$  细颗粒物和  $\mathrm{SO}_2$  、  $\mathrm{NO_X}$  等气态前体物造成雾霾频发，严重影响人们的生活质量和“美丽中国”的建设。面对我国日趋严重的大气污染形势，各有关部门及企业组织研讨、推出多种“燃煤电厂超低排放协同治理技术路线”，实

施示范工程。

# 3.3.1 以低温电除尘器为核心的超低排放协同治理技术

# （1）协同治理组合工艺

前脱硝（SCR）+降温（FGC）+低温电除尘（LLT-ESP）+湿法脱硫（WFGD）+湿式电除尘器（WESP）+升温（FGR），是燃煤锅炉烟气超低排放协同治理的豪华型配置，工艺流程见图14。

# （2）核心技术

该组合的核心技术是低低温电除尘器和湿式电除尘器（酌情选配）。设两段式换热器（MGGH）：前段降温、调比电阻，作为低低温电除尘器提效措施；后段升温，防止烟囱出现“石膏雨”。

图14 低温电除尘超低排放协同治理工艺流程

1- 锅炉；2- SCR脱硝装置；3- 管式换热器降温段；4- 低温静电除尘器；
5-吸收塔；6-湿式静电除尘器；7-管式换热器升温段；8-烟囱

# (3) 优缺点

该组合的优点是对锅炉型式、煤种及燃烧工况具有广泛的适应性，借助湿电的末端收敛控制，可以稳定达到多污染物超低排放的要求；缺点是一次投资高、能耗大、占地多、运行费用高、维护工作量大。应进行技术经济比较，慎重决策。

# （4）工程应用

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低低温电除尘超低排放协同治理技术适用于燃煤电厂大型机组新建或超低排放改造工程，至今已设计使用20多台套，其中1000MW级有6台套，半数已投运，达到最严 $(\leq 50\mathrm{mg / m^3}$  、  $\leq 35\mathrm{mg / m^3}$  、  $\leq 5\mathrm{mg / m^3}$  ）的超低排放要求。

# 3.3.2 以单塔三区湿法超净脱硫为核心的超低排放协同治理技术

# （1）协同治理工艺

前脱硝（SCR）+电除尘（ESP）+超净湿法脱硫（SJ-WFGD），是燃煤锅炉烟气超低排放协同治理的实用型配置，工艺流程见图15。

图15单塔三区湿法脱硫超低排放协同治理工艺流程

1- 锅炉；2- SCR 脱硝装置；3- 空气预热器；4- 干式静电除尘器；5- 三区湿法脱硫塔；6- 烟囱

# （2）核心技术

该组合的核心技术是单体三区型湿法脱硫塔，在常规单体二区（吸收区、氧化区）的基础上，顶部增设第三区，可以是高效耦合静电除尘器（电除雾器）或组合式机械除雾器（由设在塔顶的管式除雾器、屋脊式除雾器和设在出口水平管内的板式除雾器联合组成）。三区湿法脱硫塔的构造工艺见图16。

# （3）技术特点

利用三区布置湿法超净脱硫塔，在脱硫的同时，有效除去  $\mathrm{PM}_{2.5}$  、 $\mathrm{SO}_3$  及二次尘，防止形成“石膏雨”，具有协同控制功效。三区塔结构紧凑、占地少、投资省、运行费用低、不增加废水处理设施。缺点是，当上游ESP除尘效率不稳定、出口粉尘浓度较高时，会造成脱硫塔积灰堵塞，严重影响脱硫效果和正常运行，除雾器超负荷失效。

# （4）工程应用

三区湿法脱硫塔超低排放协同治理技术可在脱硫系统满足协同脱除  $\mathrm{SO}_2$  、  $\mathrm{PM}_{2.5}$  细微颗粒、石膏浆液、  $\mathrm{SO}_3$  气溶胶、氨气溶胶和重金属等固体颗粒物，实现多种污染物超低排放。在上海某  $2\times 65\mathrm{t/h}$  燃煤锅炉小试的基础上，已在多家电厂的中小型机组上推广应用，如图17。

图16单体三区高效脱硫塔构造工艺流程图

图17 三区湿法脱硫塔

# 3.3.3 以超净电袋复合除尘为核心的超低排放协同治理技术

# （1）协同治理组合

前脱硝（SCR）+降温（FGC）+超净电袋复合除尘（ESP+BF）+超净湿法脱硫（WFGD）+升温（FGR），是燃煤锅炉烟气超低排放协同治理的创新型配置，工艺流程

见图18。

图18 超净电袋复合除尘超低排放协同治理工艺流程

1- 锅炉；2- SCR 脱硝装置；3- 管式换热器降温段；4- 超净电袋复合除尘器；
5- 超净湿法脱硫塔；6- 管式换热器升温段；7- 烟肉

# （2）核心技术

该组合的核心技术是用超净电袋复合除尘器代替电除尘器，确保进入下游脱硫塔的烟尘浓度低于  $10\mathrm{mg} / \mathrm{Nm}^3$  。同时改进脱硫塔，强化喷淋覆盖率和均布性，塔顶配置新型除雾器，既确保高效脱硫，又不增加二次尘。管式换热器两段布置，是节能增效的辅助措施，可酌情选用。

# （3）技术特点

该组合的基本理念是强调脱硝、除尘、脱硫各尽其职，互不影响，不依赖于末端湿电除尘器。具有理念正确、技术先进、配置合理、运行稳定的特点，投资省、占地少、能耗低、维护方便、不增加废水处理设施，综合技术经济性能优良，适宜用于大中型燃煤锅炉机组超低排放协同治理工程。

# （4）工程应用

用电袋复合除尘器取代低温电除尘器，开发MPC2011型燃煤锅炉烟气协同控制技术，首先用于习水二郎  $2\times 660\mathrm{WM}$  机组。随后粤电沙角C2#-660MW机组超低排放改造项目，用超净电袋除尘器取代四电场电除尘器，取得了良好的综合效果。又在中电投河南鲁阳电厂  $2\times 1030\mathrm{MW}$  机组、开封  $2\times 600\mathrm{MW}$  机组、哈电土尔其泽塔斯  $2\times 660\mathrm{MW}$  机组、华电陕西杨凌电厂  $2\times 300\mathrm{MW}$  机组推广应用。

典型超低排放改造项目的主要技术指标：1）烟气条件及设计参数：处理烟气量

378.7901 万  $\mathrm{m}^{3} / \mathrm{h}$ ; 除尘器进口烟温  $125^{\circ} \mathrm{C} \sim 150^{\circ} \mathrm{C}$ ; 灰分  $\mathrm{SiO}_{2}$  约  $64.03 \%$  、  $\mathrm{Al}_{2} \mathrm{O}_{3}$  约  $20.50 \%$  ；除尘器入口浓度  $25 \mathrm{~g} / \mathrm{Nm}^{3}$ ; 出口烟尘排放浓度设计值  $\leq 10 \mathrm{mg} / \mathrm{Nm}^{3}$  。

2）除尘脱硫改造工艺：利用原电除尘器空间位置，保留一电场，改进更新极线极板及振打装置，将二～四电场改造为滤袋室，采用脉冲清灰方式，配PPS、PTFE混合纤维针刺毡滤袋，取消烟气旁路系统。脱硫仍为三菱湿法四层喷淋塔出口配平板式除雾器。改造后的电袋复合除尘器结构型式如图19，协同治理工艺流程如图20。

图19 电袋复合除尘器布置图

图20 协同治理工艺流程

3）660MW机组设计参数及设备选型：660MW机组电袋复合除尘器主要设计参数及设备选型如表9。

表 9 660MW 机组电袋复合除尘器主要设计参数及设备选型

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表 9 660MW 机组电袋复合除尘器主要设计参数及设备选型

项目参数一、电袋复合除尘器性能参数入口实际烟气量(万m3/h)378.7901正常使用温度(C)≤160℃,高于酸露点20℃保证效率(%)≥99.92(入口浓度≥25g/Nm3时)出口烟尘排放浓度(mg/Nm3)≤5本体总阻力(正常/最大)(Pa)800/1150本体漏风率(%)≤1.9滤袋使用寿命(万h)≥3.5二、电除尘区技术参数电场室数(室)4电场列数(列)1总流通面积(m2)840电场风速(m/min)1.17总集尘面积(m2)~16,800比积尘面积(m2/m3/s)≥20驱进速度(cm/s)8.89除尘效率(%)≥85三、袋除尘区技术参数滤袋材质PPS+PTFE(50%)/PTFE覆膜滤袋允许连续使用温度(℃)≤160℃,高于酸露点20℃滤袋规格(mm)φ168×8700滤袋数量(条)13,060总过滤面积(m2/台)~60,300过滤速度(m/min)1.05电磁脉冲阀规格型号(寸)4寸淹没式清灰压力(MPa)0.2~0.3

4）运行效果：经测试各项指标均优于设计规定值，达到超低排放要求如表10。尤为可喜的是由于电袋除尘器出口、进入脱硫塔的烟尘浓度超低，即使装备常规湿法脱硫塔，也具有良好的脱硫净化和对微细颗粒物的控制能力，烟囱不产生“石膏雨”。

表 10 660MW 机组电袋复合除尘器技术性能测定

项目电袋除尘器出口烟囱入口处理烟气量(万m3/h)345.1033-出口总烟尘浓度(mg/Nm3)3.762.66出口PM2.5浓度(mg/Nm3)1.391.01设备阻力(Pa)773-漏风率(%)0.89-

# 3.3.4 以循环流化床脱硫与袋式除尘为核心的超低排放全干法协同治理技术

循环流化床（CFB）锅炉燃料在炉内多次循环，同时采取二次配风、欠氧燃烧以及喷钙脱硫等措施，可燃用无烟煤、贫煤、煤矸石，属于节能环保型锅炉，大都匹配300MW以下发电机组，在中小型电厂及供热中心占相当大份额。我国现拥有CFB锅炉3000余台，总装机6300MW。CFB锅炉尾部烟气具有颗粒物浓度较高、 $\mathrm{SO}_2$ 和 $\mathrm{NO}_{\mathrm{X}}$ 含量较低的特点，适宜使用以循环流化床脱硫与袋式除尘为核心的全干法协同治理技术。

# （1）协同治理工艺

低氮燃烧（LNB）、炉内脱硝（SNCR）+电除尘（ESP）+循环流化床脱硫（CFB）+袋式除尘（BF），是中小型燃煤锅炉烟气超低排放协同治理的全干型配置，工艺流程如图21。

图21 中小型燃煤锅炉烟气超低排放协同治理工艺流程

# （2）核心技术

该组合的核心技术是循环流化床脱硫与袋式除尘，上游LNB、SNCR（酌情增设

SCR)、ESP为CFB脱硫提供适宜条件。在CFB入口选择性加入吸收剂  $\mathrm{Ca(OH)}_{2}$  、催化氧化剂（ $\mathrm{KMnO}_{4} \backslash \mathrm{NaClO}$ ）或吸附剂（活性焦）可对某些污染物进行深度处理，最终由袋除尘把关，实现多种污染物协同治理、超低排放。

# （3）技术特点

该组合为全干法工艺，节能节水，物料循环利用。可用CFB锅炉高钙灰渣（或烘干电石渣）作CFB脱硫剂，滤袋表面粉尘层参与协同控制，收下尘返回CFB脱硫塔多次循环利用。适用于中小型燃煤锅炉，尤其是西部缺水地区。系统正常运用的关键是稳定建床和物流循环控制，对运行维护管理有较高要求。

协同控制指标： $\mathrm{NO_X}$  排放小于  $50\mathrm{mg / Nm^3}$ ；脱硫效率大于  $95\%$ ， $\mathrm{SO_2}$  排放小于  $35\mathrm{mg / Nm^3}$ ；颗粒物排放小于  $20\mathrm{mg / Nm^3}$ ，最低  $5\mathrm{mg / Nm^3}$ ， $\mathrm{PM}_{2.5}$  脱除率大于  $90\%$ ；脱汞效率  $60\% \sim 90\%$ ，汞排放小于  $1\mu \mathrm{g} / \mathrm{Nm}^3$ 。

# （4）工程应用

《循环流化床干法脱硫及多组份污染物协同净化技术》（LJD）是国内公司承担的国家“十一五”“863”项目。并召开过“中外技术交流会”，重点推介LJD协同治理技术，科技部将此技术评为“国家级先进燃煤烟气净化技术”，该技术在广州石化2台煤粉锅炉、2台480t/hCFB锅炉LJD项目相继投运后，中国环保产业协会专门组织召开“全国燃煤烟气超净排放现场研讨会”予以总结推广。至今，我国已有130余台套投入运行。成为世界上最大的燃煤锅炉烟气全干法协同治理项目，装置实景见图22。

图22LJD装置实景

# 3.3.5 技术经济比较

燃煤锅炉烟气超低排放协同治理技术路线的优缺点及技术经济综合比较如表11。

表 11 燃煤锅炉烟气超低排放协同治理技术路线综合比较

型式核心技术优点缺点适用性豪华型低低温电除尘LLT-ESP湿电WESP对炉型、煤种及工况有广泛适应性；可稳定实现多污染物超低排放。投资高、占地多、能耗大、运行费高、性价比较低；湿法系统耗水量大、堵塞、腐蚀、部件易损等问题依然存在。适用于大中型机组新建和改造。实用型超净脱硫SJ-WFGD对原脱硫塔前二区提效及增设第三区处理，提升协同控制功效；投资低、占地少，比较经济实用。当上游ESP不稳定，进入WFGD粉尘浓度较高时，造成积灰堵塞，影响脱硫效果和系统正常运行。特别适用于中小机组，尤其是改造项目。创新型超净电袋SJ-(E+B)对炉型、煤种及工况有广泛适应性；可稳定实现多污染物超低排放；投资低、占地少、能耗小、性价比最高。宜同时对湿式脱硫塔升级改造，增设静电除雾器，防止产生“石膏雨”和二次尘。适用于各型机组新建和改造，特别是大中型机组。全干型流化床CFB袋除尘BF全干法工艺，节能节水，物料循环利用，性价比较高。系统正常运行关键是稳定建床和物料循环控制，对运行维护管理有较高要求。适用于中小型燃煤锅炉、CFB锅炉，尤其是中西部缺水地区。

# 3.4 水泥行业以窑尾袋式除尘技术为核心的协同治理技术

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袋式除尘行业2015年发展报告

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实质性优化组合难免涉及到珠算方法的择优劣汰的评价问题，古话常说：“金无足赤”。任意一种珠算法也难于全体国人皆称好！笔者从“组合”的角度看来，经济管理大多数是加减乘除综合式题，珠算要显示优于电算的方法，无奈只能采用连贯作业形式，就得用“对位加减法，挨位乘除法，算后移点法”这套珠算组合才合适。下面对经济管理综合问题使用这种组合珠算法举例说明。

例：某公司融资性长期租赁一批珠算教学设备，一次性付租金81850元，租期13年期满后设备残值4500元，采用年限总和法逐年摊销，（不提折旧费），会计员在第5年应摊销租赁费多少元？

解释：先求总摊销额用减法，次求年限总和用加法，再求最后一年摊销费用除法，后求第5年摊销额用乘法。此题加减乘除都有，绝妙！

珠算档位多，盘左盘右同时进行，如同两个电子计算器的工作，其程序如下：

第5年摊销额是7650元

(盘左年限总和是加法, 这里为简便起见用首尾折半乘年数来速算)

珠算法配套和改革都是珠算技术组合及优化的核心内容，四则综合运算的流水作业在乘除后或接着加减计算是必须根据：法数的位数移动小数点的位置。使得数一气呵成，才显得出其优于电子计算技术的不连续不直观的特点。总之，珠算科研工作者绝不要安于现状，单靠几招加减乘除的花拳秀腿就到处拉场子搞比赛是没出路的。珠算事业只有靠全体同仁们在自然科学领域里寻师问道，在经济应用方面服务周到，在科技创新层次上努力深造，才能抗得住一切科学技术竞争的风暴！让珠算技术兴旺发达，永远不倒！

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论珠算技术革命的三大法宝


华校生

进入21世纪，我国已步入建筑节能时代，伴至而来的是建筑材料防火标准法规的实施、建筑节能和材料防火安全系数的提高，将给我国带来环保节能安全的福祉，同时也给中国聚氨酯（PU）产业创造了一个可全面发展和可持续发展的新机遇。最近从网页上看到有篇《防火标准要升级聚氨酯产业有点急》（下简称为《有点急》）文章，得悉业内人士在如何迎接“挑战”和抓住“机遇”有不同的看法和见解，足见建筑节能与防火标准讨论的重要性和谋求解决问题的紧迫性。笔者拟以手中已有的资料和部分实际情况的了解，撰写《述评》一文，聊作一家之言，供抛砖引玉之用，祈盼有助大家的深入探讨。

# 一、中国进入建筑节能时代，材料防火研发的迟缓性，带来消防安全的隐

中国人口世界第一，建筑规模世界第一，每年新建筑面积世界第一，建筑能耗也是世界第一。地球资源有限，环境必须保护，节约资源、节约能源、建立环境友好的绿色家园；已是我国的基本国策。我国政府大力推广包括聚氨酯在内的保温材料用于建筑节能，其影响和规模为全球瞩目。

聚氨酯材料在保温、隔热、隔音性能等方面具有无可比拟的优点，成为各类建筑的节能保温材料。在美、欧、日等发达国家和地区，聚氨酯材料用于建筑领域的用量占聚氨酯市场份额的  $50\%$  以上。中国聚氨酯材料用于建筑领域发展较晚，目前用于建材的比重也达到  $10\%$  左右。国家《节能中长期专项规划》规定，到2010年我国城镇建筑需达到节能  $50\%$  的设计标准；到2020年，新建建筑至少要实现节能  $65\%$  。用聚氨酯节能保温是现今最为理想的保温材料，国内建筑行业已在推广用聚氨酯材料替代岩棉、玻璃纤维、酚醛泡沫等传统保温材料。

但是，聚氨酯是高分子材料，未经改制，它同样是易燃材料。2008年9月20日，我国深圳龙岗发生特大火灾。火灾原因之一是因天花板的聚氨酯装饰泡沫被引燃和轰燃爆发大火，有44人葬身火海，多人受伤，大多是被火灾中浓烈的烟、毒气包裹窒息而亡或伤，引发举国震惊，对聚氨酯能否有阻燃功能提出强烈质疑。针对我国频繁的火灾险情，公安部消防局正在修改《高层民用建筑设计防火规范》、《建筑设计防火规范》两个消防标准，提出节能泡沫材料必须具有高阻燃、低烟雾和低毒性气体功能。并将出台对产品防火安全标准及相关技术制定进行技术规范，发布生产许可的耐火安全标识。

但是，业内人士对正在修订的防火标准提出质问，认为标准超过国外，脱离了中国科技的实际水平。最近看到《有点急》文章，文中指出：“防火标准的技术含量要求太高了，将严重影响我国对聚氨酯的广泛应用”；“如果这两个标准的修订提高材料防火标准，使聚氨酯应用受阻，影响的将不只是聚氨酯产业的发展，也将会影响到国家《节能中长期专项规划》的实施。”

我国建筑节能的防火安全形势确实严峻，每年都有惨烈的火灾报导，要把灾情降下来，这是大家的共识，问题是中国建筑节能的防火标准是否一定要超过国外标准，从而束缚了中国自身对高节能聚氨酯的广泛应用？

我国大规模应用高效建筑节能材料与材料防火安全性研发不到位是一对客观存在的矛盾：

纵观我国目前正在大规模应用的建筑节能材料是EPS(聚苯乙烯泡沫)、XPS(挤塑聚苯乙烯泡沫和PU(聚氨酯泡沫)，都是20世纪高科技产品，它们的共同特点都是易燃的高分子材料，防火安全性差，易老化、易燃烧。一旦发生火灾险情，在燃烧中会产生大量的烟雾和毒气，成为致人于死地的最大杀手。如耐火性极差的EPS泡沫、XPS泡沫，在  $80^{\circ}\mathrm{C}$  就产生熔融变形滴落，是严重火灾的隐患杀手。由于EPS板薄抹灰外墙保温系统涉及严重的防火隐患问题，现在美国、英国、德国、韩国、澳洲等地的PS（EPS、XPS）

泡沫已被禁止使用。

然而我国却正方兴未艾地大规模推广EPS聚苯板薄抹灰外墙外保温系统，甚至一些国际知名的外墙外保温公司进入中国市场后，为了利润的最大化，也利用中国外墙外保温材料防火标准不规范的弊病，在中国的高层、甚至超高层建筑上，依然采用易燃的EPS板薄抹灰外墙外保温系统，这对中国的高层建筑和超高层建筑都带来相当危险的安全隐患。

PU(聚氨酯泡沫)是极好的保温材料，但它毕竟也是易燃的高分子材料，同样也存在严重的火灾隐患，问题的症结是要对聚氨酯进行结构性的改制，使它既能阻燃保温又有抗火灾功能的新型PU材料。可叹的是我国许多企业并没有掌握这个核心技术，他们将没有阻燃或阻燃性很差的聚氨酯用建筑物上，一旦发生火灾，就酿成惨烈的死伤事故。因此，如何科学地规范建筑节能材料的防火标准，以最大限度内降低或避免恶性火灾发生，这不仅是党和国家关注的大事，也是全国人民的共同愿望。

# 二、为创建中国特色的建筑节能模式而进行可贵的道路探索

构筑建筑节能保温防火安全技术体系是中国科技工作者的共同宿愿，在这个共识的大前提下，就如何实施建筑节能安全体系，在我国科技界出现了百家争鸣、百花齐放的大好局面，这将对我国建立和形成具有中国特色、具有中国自主知识产权的建筑节能保温体系带来福音。

我国如何建立建筑节能保温防火安全体系大致有两种不同倾向的观点。

第一种观点，从目前我国科技水平还不高的实际出发，中国建筑节能对防火标准的要求，可通过不断的研发，提高聚氨酯材料阻燃技术，但这种提高一定要把握好发展的“度”，不应脱离中国的实际，片面追求过高的阻燃标准是对我国宝贵资源的浪费。归纳起来的理由有：

①从造价和节约成本角度考虑，提出保温材料由于是在建筑物的外墙，因而对保温材料防火性要求可以降低。高效节能保温塑料其防火性能，只需确保现场正常所需要的一个离火自熄的安全性就行了，没有必要追求更高。如果国内消防标准太高而使聚氨酯保温材料难以大规模应用，将会出现质次价低的替代品，造成我国建材技术的倒退；
②国外对保温泡沫塑料防火要求指标很低，照样大规模使用。如中国对空调风道板材料的规定指标，按中国标准要求，将会限制聚氨酯材料的广泛应用，而换成用欧盟标准来衡量，就完全可以使用，并且已大量应用在包括医院、影剧院和机场在内的人员密集场所。所以，中国没有必要搞高指标的防火要求；
③我国的建筑节能外墙保温市场如此之大，建议相关制定阻燃标准的部门，应针对建筑节能外墙保温系统尽快建立一个相应的阻燃标准，避免套用不合适的阻燃指标，引起材料的阻燃性能比实际需求的过剩，造成不必要的浪费；
④要防止由于不合理的追求过剩的阻燃性能，给类似聚氨酯PU泡沫这样优良的产品带来不应该产生的技术门槛和成本门槛，影响其推广应用，而且它的影响不只是聚氨酯产业的发展，并将影响到国家《节能中长期专项规划》的实施；
⑤在目前条件下，一方面要合理确定聚氨酯等保温材料的阻燃性能指标，另一方面，要在建筑施工中提高聚氨酯保温整体防火性能。提高系统构造防火安全性是外保温防火安全的关键。解决聚氨酯材料防火安全问题还要以提高整个系统构造防火安全性为主。保温系统的防火安全可以通过系统的防火构造来解决，不应该过多地将注意力放在对保温材料本身防火性的提高，等等。
第二种观点，正视中国建筑节能防火安全的严重隐患实际，中国目前已有条件通过自主科技创新，缩短与世界科技的差距，可以实现聚氨酯材料的高阻燃、低烟雾、低毒性的防火标准。大致有以下几点意见：
①中国建筑节能保温技术系统中的泡沫塑料防火安全问题和整个建筑保温防火安全是中国的大问题，不解决将会成为中国建筑节能中对后人无法交待的建筑火灾大隐患；
②中国建筑节能决不能照搬照抄外国模式，在中国，尤其中国东部发达地区是建筑多层、高层密集区，也是火灾易发区，必须研制符合中国国情的具有抗火灾功能的新型PU环保型材料，建立中国式建筑保温节能防火安全体系，才能确保人民生命和财产的安全；

③现行的《高层民用建筑设计防火规范》中尚无具体的针对外墙保温的防火设计规范，对外墙保温系统也缺乏分级标准和使用范围的限定，应制订有针对性的符合目前实际科技水平的中国建筑节能和防火标准，对产品防火安全标准及相关技术制定进行技术规范，生产企业的产品说明书应有耐火安全性标识；
④从立法、司法、执法环节上，加强对建筑节能市场的监管和制约，通过监管体制的改革，促进建筑节能和防火安全融为一体的管理，不留有监管体制的“真空”和漏洞；
⑤应以积极的进取精神，正视我国在该领域的科技落后、勇于改变落后。目前，美国已有公司成功研发达到中国公安消防局提出的高阻燃、低烟雾、低毒性的防火标准，中国一些科技工作者的研发工作也捷报频传，他们不让国外独领风骚，正在卓有成效地攻关。我国政府应统筹全国科技力量，将建筑科学、材料科学、消防科学和环保科学四大学科有机结合起来，加强高科技的联合攻关，可以实现从整体上提升我国建筑节能防火安全的科技实力。

以上我国防火规范标准的讨论，各种观点都是基于从中国国情的实际出发，是从中国目前现有科技实际水平状况而提出的不同看法，各种不同视觉的剖析，有利于人们开拓视野。中国塑料加工工业协会会长廖正品指出，建筑用聚氨酯材料的阻燃要求日益提高，这是大势所趋，我们应该全力以赴做好这项工作。

目前公安部正在加快进行的《高层民用建筑设计防火规范》、《建筑设计防火规范》两个消防标准的修订工作，应广泛听取各方意见，务使能制订出更加符合中国实际需求的标准。

我们要创建具有中国特色、具有中国自主知识产权的建筑节能保温体系不是一句空话，改革创新中有探索、有失败、有成功，关键要有实现的两个前提：第一，必须对形势和情况有准确的把握；第二，要有切实可行的对策，谋求解决矛盾的方法和实际行动。我们不能坐而论道，只有在探索中求进步，在创新中谋发展。

# 三、当前我国外墙外保温防火安全体系研究的新动向

述评我国建筑节能与防火标准的讨论给中国聚氨酯行业带来发展的新机遇.pdf

述评我国建筑节能与防火标准的讨论给中国聚氨酯行业带来发展的新机遇


目前，国内对有机保温材料燃烧性能的研究，尚处在初级阶段，对有机保温材料的要求也仅仅停留在实验室小规模测定下的氧指数和可燃性（水平、垂直）的试验，因而无法全面地评价有机保温材料（EPS、XPS、PU）燃烧性能。最明显的例子是PVC塑料，由于含氯量高达  $56\%$  ，氧指数可达  $42.5\%$  ，属难燃材料，但在真实建筑火灾中，受高温、高热辐射作用时，不仅剧烈燃烧，并进一步会释放大量的热和有毒Hcl气体，增大火灾程度和火灾危害，在国内已被PVC引发火灾的大量案例所证实。同样在目前国内，EPS泡沫正在大量用于外墙外保温体系中。EPS泡沫燃烧性，其氧指数达到  $30\%$  ，属难燃材料，但在实际使用中，由电焊作业引发EPS保温层燃烧的事故频频发生。

外墙外保温防火安全体系对高效节能材料的阻燃、防火安全标准的检验，不能单凭一份检测报告来求证。例如，最近看到一份国内质量监督检测报告，原来氧指数只有  $24.8\%$  ，易着火的XPS，却能通过GB8625-2005中型比例燃烧竖炉试验及GB/T20284-2006SBI级试验，达到难燃级防火性能。按旧的GB8624-1997分级标准，获得难燃  $\mathbf{B}_1$  级。按新的GB82624-2006分级标准获得难燃C级，取得  $\mathrm{C - S_2do}$  级燃烧性能等级标识。但实际使用过程中，同EPS一样，由于氧指数低，不阻燃，引发火灾事故，XPS比EPS更频繁。又如，燃烧性能较好的PU泡沫，如果没有进行改性，在实际使用过程中，虽然氧指数达到  $26\%$  甚至更高，火灾事故照样频频发生。

从上述的个案可以看出，高效节能材料的阻燃、防火安全性能好坏的真实性，要在接近真实火灾条件下的测试来认定。最新的科研成果让人们看到：外墙外保温体系在整体防火构造确定前提下，在测试方法确定为大型试验前提下，作为外墙体一部分的复合结构体体积中，要占到  $80\%$  以上有机保温材料的燃烧性能好坏是决定外墙外保温系统整体防火安全性的关键。必须重视和加强对外墙外保温有机保温（EPS、XPS、PU）复合结构体系要在接近真实火灾条件下燃烧性能的研究。当然，小比例锥型热计试验可用来研究外墙外保温体系中有机保温材料在接近火灾条件下燃烧特性，这是目前在试验室研究外墙外保温体系防火安全最有价值、最为科学的重要试验方法。

现在建筑科学很重视外墙外保温系统中采用防火隔离、无空腔等做法，它可以解决有机保温材料燃烧

特性中火焰易被传播、易扩散的缺陷，从而避免了由易燃有机保温材料引发火焰扩散、传播所引发的火灾事故。但防火构造的研究解决不了有机保温材料复合在墙体结构上的耐温性、耐燃性研究，解决不了有机保温材料释放火灾中头号杀手烟毒气的研究，解决不了热塑性有机保温材料EPS、XPS在燃烧过程中自身产生熔融、滴落等等问题。只有从高分子材料科学上通过引入难燃结构对易燃有机分子结构进行改性研究，达到从分子结构本质上提升其防火性能目的。

按照目前传统的运用添加高效阻燃剂阻燃化技术，来攻关解决PU泡沫塑料的防火阻燃问题，以达到我国颁布的一系列PU防火安全国家标准，这似乎是不可能的。现在我们从我国著名的原北京市电子工艺技术研究中心教授、聚氨酯应用技术研究所所长杨宗煜处了解，他和他的专家团队，经过长达20多年攻关研究，现已找到使原易燃的PU泡沫达到氧指数高、火焰传播性小，烟雾小、毒性小、耐燃性好，火焰贯穿强的难燃化技术路线。它的核心是采用化学结构改性科技，选用的是目前国际先进的无卤化、结碳膨胀性阻燃化技术。该项科技成果如果被广泛应用，将会推动我国建立建筑节能防火安全体系的进程。

# 四、应对全球金融危机，闯出一条具有中国特色的建筑节能防火安全体系的聚氨酯产业链

以美国次按危机为兆始的全球金融危机，不仅波及欧亚各国，而且对我国也产生不良影响，，一些专营PU板材出口的企业订单锐减。国内许多经营PU板材的企事业，特别中小企业亦进入困难时期，有相当一些企业入不敷出，甚至倒闭。

从我国PU行业的许多中小企业的现状来看，长期处于低端、低附加值的劳动密集型产品上，产品和技术落后，并且严重地产品趋同。这种趋同性的后果是在原材料价格上升，劳动力成本增加，加上人民币升值，原本很薄的利润被进一步挤压，甚至到了无钱可赚的地步。但他们又不敢提价，不敢把上游原材料增加的成本转嫁到终端用户身上，如果你一提价，订单就立刻跑到竞争的对手那里去。但为了生存，仍然出现压价或以次充好的恶性竞争，反正你做我做，大家都会做，故而在国际和国内经济形势发生剧烈动荡变化时期，这些企业最容易遭到伤害，市场也变得混乱不堪。

出路何在？自主创新！胡锦涛总书记说过：“一个国家只有拥有强大的自主创新能力，才能在激烈的国际竞争中把握先机、赢得主动。”；“在关系国民经济命脉和国家安全的关键领域，真正的核心技术、关键技术是买不来的，必须依靠自主创新。”因此，大力推进理论创新、制度创新、科技创新，是闯出一条具有中国特色的建筑节能防火安全体系的聚氨酯产业链的必经之路。

首先，冷静面对挑战、变压力为动力，抓住变革性的机遇，发展、壮大自己。

当前，金融海啸正在席卷全球经济，我国的市场经济出现动荡、多变。但挑战与机遇是个双刃剑，关键是能否把挑战所产生的压力转化为拼搏、攻关、创新的动力。现在，我们要在这个非常时期，抓住当前中国政府正在采取经济结构改进、产业结构调整，扩大内需，在资源、环境、基础设施等方面的建设加大投入的力度所带来的的发展机遇，树立信心，当机立断，应对挑战，实行新的突破，敢于闯出一个新天地。

其次，实行攻关的体制创新。在市场机制的规则下，以科研、企业单位自愿参加为原则、有自主知识产权保护平台、有约束力的行为准则、有创新力的活动设计、有监督力的质量机制的联合攻关团队。该团队具有规模型的联盟战略：在严格筛选的基础上，使产学研的联合体规模不断扩大。它的产业链则是采用精品战略：扩大经营规模，提高交易量，以降低经营成本，提高价格竞争力。这个联合体的最大功能就是能将众多的中小型企业分散、零星、小额度的采购集中成为大宗采购，以有效降低单个企业的采购成本。

第三、组建有公信力度的实行产品结构改制，通过研发、创新和市场运行机制的合力，实施高新科研成果的共享，以求企业增强差异化竞争实力，实现根本性的经济转型。

曙光在前，新的长征始于足下！

注：本文许多资料引自杨宗煜、耿承达、杨玉楠的《浅论当前我国外墙外保温防火安全体系的研究方向》论文。

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述评我国建筑节能与防火标准的讨论给中国聚氨酯行业带来发展的新机遇


□ 土地利用

土地利用农用地建设用地其他土地总面积(万hm2)耕地园林林地牧草其他城乡交通水利其他水域自然保留地74.23面积(万hm2)5.041.5547.829.013.341.950.830.140.913.64总面积(万hm2)66.762.924.55所占比例(%)7.552.3271.6313.505.0066.7628.554.6919.9680.04

# 二、水环境现状与调查

# 1、水功能区划

根据国务院批准的《全国重要江河湖泊水功能区划（2011-2030年）》以及云南省、四川省人民政府分别批准实施的《云南省水功能区划》、《四川省水功能区划》，根据拟定的评价范围，评价河段主要涉及金沙江滇川2号缓冲区、金沙江攀枝花开发利用区。

表 金沙水电站工程涉及的金沙江干流一级水功能区划

序号一级水功能区名称范围长度(km)水质目标省级行政区起始断面终止断面1金沙江滇川2号缓冲区永仁拉姑格里坪马上街25III滇、川2金沙江攀枝花开发利用区格里坪马上街拉蚌73.1按二级区划执行川

# 1、水功能区划

附图3
金沙江攀枝花河段水功能一级区划示意图

# 金沙江攀枝花开发利用区二级水功能区

附图4

一级水功能区二级水功能区河流-长度(km)水质目标起始断面终止断面金沙江攀枝花盆地开发利用区金沙江攀枝花格里坪饮用水源区金沙江格里坪马上街格里坪水厂取水口下游100m1.2III金沙江攀枝花西区工业用水区金沙江格里坪水厂取水口下游100m水泥厂4.0III金沙江攀枝花陶家渡、河门口饮用水水源区金沙江水泥厂河门口水厂取水口下游100m3.6III金沙江攀枝花石家坪工业用水区金沙江河门口水厂取水口下游100m李家湾8.2III金沙江攀枝花荷花池饮用水源区金沙江李家湾荷花池取水口下游100m1.1III金沙江攀枝花东区渡口大桥工业用水区金沙江荷花池取水口下游100m渡口大桥3.4III金沙江攀枝花金沙大渡口、炳草岗饮用水源区金沙江渡口大桥炳草岗取水口下游100m2.5III金沙江攀枝花东区密地工业用水区金沙江炳草岗取水口下游100m密地村2.5III金沙江攀枝花金沙密地饮用水源区金沙江密地村密地取水口下游100m1.1III金沙江攀枝花东区小沙坝工业用水区金沙江密地取水口下游100m小沙坝5.9III金沙江攀枝花倮果排污控制区金沙江小沙坝倮果3.0III金沙江攀枝花过渡区金沙江倮果三堆子大桥5.6III金沙江攀枝花金沙江拉鲜饮用、工业用水区金沙江三堆子大桥拉鲜31.0III

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# 2、攀枝花河段取水现状

# $\downarrow$  评价河段市政水厂现状

根据调查，评价河段涉及格里坪水厂、河门口水厂、大渡口水厂以及炳草岗水厂等4座市政水厂。

供水人口约1.6万人。水厂建设规模为1万 $\mathrm{m}^{3} / \mathrm{d}$ ,最高日供水量0.5万 $\mathrm{m}^{3}$ , 其中生活用水占比65%。

# 2、攀枝花河段取水现状

# $\downarrow$  评价河段市政水厂现状

根据调查，评价河段涉及格里坪水厂、河门口水厂、大渡口水厂以及炳草岗水厂等4座市政水厂。

供水人口约10万人。水厂建设规模为3.5万 $\mathrm{m}^{3} / \mathrm{d}$ ,最高日供水量3.7万 $\mathrm{m}^{3}$ , 其中生活用水占比52%。

# 2、攀枝花河段取水现状

# $\downarrow$  评价河段市政水厂现状

根据调查，评价河段涉及格里坪水厂、河门口水厂、大渡口水厂以及炳草岗水厂等4座市政水厂。

大渡口水厂  $\rightarrow$  弯腰树加压站  $\rightarrow$  仁和  $\rightarrow$  渡仁西线

非恒定流下泄条件下的攀枝花河段水环境变化趋势.pdf

非恒定流下泄条件下的攀枝花河段 水环境变化趋势

长江水资源保护科学研究所


针对梯级电站非恒定流水文要素的预测评价，采用丹麦水力研究所开发的专业商用软件MIKE11，该软件适用于模拟计算河流、湖泊、水库和灌溉系统等水域的水流、水质和泥沙。

# 1、河段水文情势变化

# $\spadesuit$  一维水动力学模型

控制方程为圣维南方程，即：

连续方程:  $\frac{\partial A}{\partial t} + \frac{\partial Q}{\partial x} = q_{1}$

动量方程:  $\frac{\partial Q}{\partial t} + \frac{\partial}{\partial x}\left(\frac{Q^{2}}{A}\right) + g A \frac{\partial Z}{\partial x} + g \frac{Q|Q|}{C^{2} A R} = \frac{Q}{A} q_{l}$

式中:  $Q$  ——过水断面平均流量;  $C$  ——谢才阻力系数;  $R$  ——过水断面的水力半径;  $g$  ——重力加速度;  $Z$  ——水位;

# 1、河段水文情势变化

# $\spadesuit$  二维水动力学模型

采用MIKE21软件进行水动力学的二维计算。

连续方程:  $\frac{\partial \xi}{\partial t} + \frac{\partial p}{\partial x} + \frac{\partial q}{\partial y} = 0$

动量方程:  $\frac{\partial p}{\partial t} + \frac{\partial}{\partial x}\left(\frac{p^2}{h}\right) + \frac{\partial}{\partial y}\left(\frac{pq}{h}\right) + gh\frac{\partial\xi}{\partial x} + \frac{gp\sqrt{p^2 + q^2}}{C^2gh^2} = 0$

$$
\frac {\partial q}{\partial t} + \frac {\partial}{\partial y} \left(\frac {q ^ {2}}{h}\right) + \frac {\partial}{\partial x} \left(\frac {p q}{h}\right) + g h \frac {\partial \xi}{\partial y} + \frac {g q \sqrt {p ^ {2} + q ^ {2}}}{C ^ {2} g h ^ {2}} = 0
$$

式中:  $h$  ——水深,  $\mathrm{m}$ ;  $\xi$  ——自由水面水位,  $\mathrm{m}$ ;  $P 、 q$  ——  $\mathcal{X} 、 y$  方向的流量密度, 即单宽流量,  $\mathrm{m}^{3} / \mathrm{s} / \mathrm{m}$ ;  $C$  ——Chezy阻力系数,  $\mathrm{m}^{1 / 2} / \mathrm{s}$ ;  $g$  ——重力加速度,  $\mathrm{m}^{2} / \mathrm{s}$ ;  $\mathcal{X} 、 y$  ——空间坐标,  $\mathrm{m}$ ;  $t$  ——时间,  $\mathrm{s}$  。

# 1、河段水文情势变化

# □ 预测工况

根据《关于金沙江中游河段观音岩水电站环境影响报告书的批复》（环审【2010】437号），本专题水文情势及水环境影响分析以观音岩下泄基荷  $350 \mathrm{~m} 3 / \mathrm{s}$ ，攀枝花河段未开发作为背景工况（即工况1）。

拟选择分析工况如下:

工况1：观音岩、桐子岭已建，金沙、银江未建；
工况2：观音岩、金沙、桐子岭已建，银江未建；
工况3：观音岩、金沙、桐子岭、银江均已建。

# 1、河段水文情势变化

# 典型断面选取

基于攀枝花河段水电梯级非恒定流计算的水文情势分析，对典型断面的选取要考虑电站坝址、取水口以及水生态敏感点所在的断面，同时要兼顾城市景观的需求。

# 1、河段水文情势变化

典型断面选取

库区及坝下游水文情势变化分析典型断面选取

河段断面名称断面累距 (km)一维水动力分析二维水动力分析涉及水环境、水生态敏感点金沙库区观音岩坝下0.00✓塘坝河汇口下3.10✓观音岩产卵场攀西大裂谷7.32✓格里坪15.47✓✓格里坪产卵场、饮用水源保护区宝鼎大桥19.22✓✓陶家渡饮用水源保护区河门口公园21.21✓法拉大桥22.40✓大水井大桥24.17✓✓河门口产卵场、饮用水源保护区尖山子26.83✓✓503电厂越冬场金沙坝址28.89✓✓金沙坝下游新庄大桥32.26✓弄弄坪大桥34.43✓✓荷花池饮用水源保护区仁和河汇口上37.30✓渡口大桥上游索饵场渡口大桥38.26✓✓大渡口饮用水源保护区攀枝花水文站40.17✓炳草岗大桥40.99✓✓炳草岗索饵场、饮用水源保护区攀枝花公园42.22✓✓马颈子越冬场市政府43.05✓瓜子坪大桥44.99✓密地大桥47.41✓✓密地产卵场、饮用水源保护区规划商业区49.09✓银江电站50.16✓银江坝下50.70✓倮果大桥上游产卵场雅砻江河口上53.56✓雅砻江河口下54.75✓✓雅砻江汇口产卵场

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# 1、河段水文情势变化

# 典型日代表流量

对观音岩河段长系列径流调节计算成果的统计分析，筛选出观音岩电站4个代表性的日均下泄流量方案。

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非恒定流下泄条件下的攀枝花河段 水环境变化趋势

长江水资源保护科学研究所


对观音岩河段长系列径流调节计算成果的统计分析，筛选出观音岩电站4个代表性的日均下泄流量方案。

1、日均下泄流量  $497 \mathrm{~m}^{3} / \mathrm{s}$ , 代表  $3 \sim 4$  月枯水期的特枯典型日 (长系列历时保证率  $95 \%$ );
2、日均下泄流量  $627 \mathrm{~m}^{3} / \mathrm{s}$ , 代表  $3 \sim 4$  月枯水期的枯水典型日（长系列历时保证率  $90 \%$  );
3、日均下泄流量  $1352 \mathrm{~m}^{3} / \mathrm{s}$ , 既代表 11 月平水期典型日 (长系列历时保证率  $50\%$ );
4、日均下泄流量  $1949 \mathrm{~m}^{3} / \mathrm{s}$ , 代表  $6 \sim 7$  月丰水期典型日 (长系列历时保证率  $10 \%$  )。

# 2、水质变化趋势

库区总体水质预测
√ 工况设置

上边界条件：观音岩电站各典型日下泄流量过程；

下边界条件：金沙坝址建库前后各典型日水位变化过程；

具体工况设置同水文情势。

# 2、水质变化趋势

库区总体水质预测
√ 计算方法

河流一维对流扩散模型为:

$$
\frac {\partial C}{\partial t} + u \frac {\partial C}{\partial x} = \frac {\partial}{\partial x} \left(E _ {x} \frac {\partial C}{\partial x}\right) - K C
$$

AD模块边界界定:

开边界出流:  $\frac{\delta^{2} C}{\delta x^{2}} = 0$

式中:  $C$  为污染物浓度,  $\mathrm{mg} / \mathrm{L}; E x$  为污染物弥散系数;  $K$  为降解系数,  $\mathrm{S}^{-1}$ ;  $\mathrm{x}$  为空间步长,  $\mathrm{m}$ ;  $\mathrm{t}$  为时间步长,  $\mathrm{s}$  。

# 2、水质变化趋势

库区总体水质预测
✓ 模型参数率定

反推法:  $K = \frac{V}{X} \ln \frac{C_{A}}{C_{B}}$

式中：V一为断面平均流速， $\mathrm{m/s}$ ；

X一为上下断面之间距离，m;

CA一为上断面污染物浓度， $\mathrm{mg / L}$ ；

CB一为下断面污染物浓度， $\mathrm{mg / L}$ 。

# 2、水质变化趋势

库区总体水质预测
✓ 模型参数率定

COD综合衰减系数k:  $0.3 \mathrm{~d}^{-1}$ ; 氨氮综合衰减系数k:  $0.25 \mathrm{~d}^{-1}$ 。

金沙水电站建库后，特枯年份，

COD的K:  $0.0105 \mathrm{~d}^{-1}$ ;

氨氮的K:  $0.008 \mathrm{~d}^{-1}$  。

# 2、水质变化趋势

库区局部水质预测
√ 工况设置

根据《金沙江金沙水电站环境影响评价大纲》（咨询稿）的要求，采用丹麦模型软件MIKE21（二维水动力模型和对流扩散模块），对金沙水电站库区建立二维水动力学水质预测数值模型。二维水质模拟工况设置同水文情势。

# 2、水质变化趋势

库区局部水质预测
√ 计算方法

污染物扩散模拟基本方程:

$$
\frac {\partial (h C)}{\partial t} + \frac {\partial (u h C)}{\partial x} + \frac {\partial (v h C)}{\partial y} = \frac {\partial}{\partial x} \left(E _ {x} h \frac {\partial C}{\partial x}\right) + \frac {\partial}{\partial y} \left(E _ {y} h \frac {\partial C}{\partial y}\right) + S + F (C)
$$

式中： $C$  —污染物浓度， $\mathrm{mg/L}$ ； $u$ 、 $\nu$  —沿x、y方向的流速分量， $\mathrm{m/s}$ ； $E_x$ 、 $E_y$  —x、y方向的扩散系数， $\mathrm{m^2/s}$ ； $S$  —源（汇）项， $\mathrm{g/m^2/s}$ 。

# 2、水质变化趋势

库区局部水质预测
✓ 模型参数确定

MIKE21模型中需要率定的关键参数主要包括COD、氨氮的横向扩散系数Ez和综合降解系数K。

1）横向扩散系数：

Ez取值采用泰勒(Taylor)法推求:  $E_{z} = (0.058 \mathrm{H} + 0.0065 \mathrm{~B}) (\mathrm{gHI})^{1 / 2}$

参考国内类比工程的经验数据，以及根据攀枝花河道的实际资料和水动力学条件，估算横向离散系数为  $0.5 \mathrm{~m}^{2} / \mathrm{s}$  。

# 2、水质变化趋势

库区局部水质预测
✓ 模型参数确定

2）综合降解系数：

采用实测资料反推法：与库区总体水质预测模型相同。

通过对比分析，采用的库区流场和浓度场模型模拟的岸边污染物浓度与实际情况基本吻合，模型以及率定的参数可用于不同模拟方案下COD、氨氮浓度场的计算。

# 3、纳污能力计算

# $\checkmark$  计算范围

计算范围涉及金沙江滇川2号缓冲区（ $25\mathrm{km}$ ）和金沙江攀枝花开发利用区（ $73.1\mathrm{km}$ ）两个一级水功能区，后者包括格里坪饮用水源区、石家坪工业用水区等13个二级水功能区。

评价范围涉及攀枝花开发利用区除金沙江攀枝花金江拉鲜饮用、工业用水区以外的12个二级水功能区。

# 3、纳污能力计算

# $\checkmark$  设计条件

根据二维水动力计算成果，确定三个工况岸边水域平均水深、平均流速，岸边水域宽度按照建库前  $25 \sim 30 \mathrm{~m}$  、建库后  $30 \sim 40 \mathrm{~m}$  控制。计算上边界流量均按照各坝址最小下泄流量进行控制。

各工况计算水文条件如下表所示:

# 3、纳污能力计算

非恒定流下泄条件下的攀枝花河段水环境变化趋势.pdf

非恒定流下泄条件下的攀枝花河段 水环境变化趋势

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各工况计算水文条件如下表所示:

# 3、纳污能力计算

设计条件

水功能区划工况1工况2工况3水深(m)流速(m/s)水深(m)流速(m/s)水深(m)流速(m/s)金沙江滇川2号缓冲区41.54.50.64.50.6金沙江攀枝花开发利用区金沙江攀枝花格里坪饮用水源区4.21.455.80.655.80.65金沙江攀枝花西区工业用水区4.51.455.60.655.60.65金沙江攀枝花陶家渡、河门口饮用水源区4.31.65.40.655.40.65金沙江攀枝花石家坪工业用水区3.91.65.40.65.40.6金沙江攀枝花荷花池饮用水源区3.523.92.15.80.8金沙江攀枝花东区渡口大桥工业用水区3.21.53.71.65.20.5金沙江攀枝花金沙大渡口、炳草岗饮用水源区4.61.24.71.35.40.5金沙江攀枝花东区密地工业用水区4.10.94.215.30.5金沙江攀枝花金沙密地饮用水源区3.80.83.90.95.30.5金沙江攀枝花东区小沙坝工业用水区3.70.93.815.20.5金沙江攀枝花倮果排污控制区3.90.841.85.20.5金沙江攀枝花过渡区3.90.640.741.2金沙江攀枝花金江拉蚌饮用、工业用水区4.124.12.14.12.1

注：表中统计的水深、流速均为岸边水域平均水深、平均流速

# 3、纳污能力计算

# √ 计算模型

二维水质模型对流扩散方程:

$$
u \frac {\partial C}{\partial x} = \frac {\partial}{\partial z} \left(E _ {z} \frac {\partial C}{\partial z}\right) - k \bullet C
$$

上式在连续点源稳态情况时的解析解为:

$$
C (x, z) = \left[ C _ {0} + \frac {m}{u h \sqrt {\pi E _ {z} x / u}} \exp \left(- \frac {u}{4 x} \cdot \frac {z ^ {2}}{E _ {z}}\right) \right] \exp \left(- k \frac {x}{u}\right)
$$

以岸边浓度作为下游控制断面的控制浓度，即  $z = 0$  时可得:

$$
C (x, 0) = \left(C _ {0} + \frac {m}{u h \sqrt {\pi E _ {z} x / u}}\right) \exp (- k \frac {x}{u})
$$

# 3、纳污能力计算

# √ 计算模型

式中:

CO——起始断面背景浓度， $\mathrm{mg/L}$ ；

C(x,0) ——排污口下游控制断面岸边（z=0）污染物浓度，mg/L;

K——污染物综合衰减系数，1/s；

m——排污口污染物排放速率，g/s；

u——设计流量下污染带内纵向平均流速， $\mathrm{m/s}$ ；

h——设计流量下污染带起始断面平均水深，m;

EZ——横向扩散系数， $\mathrm{m}2 / \mathrm{s}$ ；

X——计算点距排污口距离，m。

# 3、纳污能力计算

# √ 计算模型

式中:

CO——起始断面背景浓度， $\mathrm{mg/L}$ ；

C(x,0) ——排污口下游控制断面岸边（z=0）污染物浓度，mg/L;

K——污染物综合衰减系数，1/s；

m——排污口污染物排放速率，g/s；

u——设计流量下污染带内纵向平均流速， $\mathrm{m} / \mathrm{s}$ ；

h——设计流量下污染带起始断面平均水深，m;

EZ——横向扩散系数， $\mathrm{m}^2/\mathrm{s}$ ；

X——计算点距排污口距离，m。

# 四、主要研究结论

# 1、河段水文情势变化

一维非恒定流计算结果

工况1（金沙建库前）库区河段部分断面典型日水位过程

# 1、河段水文情势变化

# 一维非恒定流计算结果

工况2（金沙建库后）库区河段部分断面典型日水位过程

# 1、河段水文情势变化

# 一维非恒定流计算结果

非恒定流下泄条件下的攀枝花河段水环境变化趋势.pdf

非恒定流下泄条件下的攀枝花河段 水环境变化趋势

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工况1（金沙建库前）库区河段部分断面典型日流量过程

# 1、河段水文情势变化

# 一维非恒定流计算结果

工况2（金沙建库后）库区河段部分断面典型日流量过程

# 1、河段水文情势变化

# $\succ$  一维非恒定流计算结果:

# 1）特枯典型日水文情势变化分析

金沙建库前（工况1），观音岩坝下受电站日调峰的影响，日内水位、流量变化最为剧烈。

金沙建库后（工况2），受金沙水库反调节和雍水影响，观音岩坝下的水位降幅最为明显。上游同样来水条件下，由于各断面流量变化同时受到流速减缓、过水断面面积增加的制约，流量日变幅、最大小时变幅与建库前相比没有明显趋势性。

特枯典型
日水位日变幅
(m)水位最大小
时变幅(m)流量日变幅
(m³/s)流量最大小
时变幅(m³/s)水面宽日
变幅(m)水面宽最大
小时变幅(m)工况12.73~5.411.42~4.82976~2012459~20129.9~64.45.4~43.7工况21.36~2.170.69~2.00--3.6~122~8.6

# 1、河段水文情势变化

# $\succ$  一维非恒定流计算结果:

# 1）特枯典型日水文情势变化分析

特枯典型日金沙建库前后各断面水位变幅对比

# 1、河段水文情势变化

# $\succ$  一维非恒定流计算结果:

# 2）枯水典型日水文情势变化分析

金沙建库前（工况1），观音岩坝下受电站日调峰的影响，日内水位、流量变化最为剧烈。

金沙建库后（工况2），受金沙水库反调节和雍水影响，观音岩坝下的水位降幅最为明显。

枯水典型日水位日变幅(m)水位最大小时变幅(m)流量日变幅(m3/s)流量最大小时变幅(m3/s)水面宽日变幅(m)水面宽最大小时变幅(m)工况13.6~6.161.44~4.671525~2020651~198318.4~7.338.7~40.3工况21.65~2.550.66~1.834.1~11.61.9~10.5

# 1、河段水文情势变化

$\succ$  一维非恒定流计算结果:

2）枯水典型日水文情势变化分析

枯水典型日金沙建库前后各断面水位变幅对比

# 1、河段水文情势变化

# $\succ$  一维非恒定流计算结果:

# 3）平水典型日水文情势变化分析

金沙建库前（工况1），观音岩坝下受电站日调峰的影响，日内水位、流量变化最为剧烈。

金沙建库后（工况2），受金沙水库反调节和雍水影响，观音岩坝下、攀西大裂谷、金沙坝址等断面的降幅较为明显。

平水典型日水位日变幅(m)水位最大小时变幅(m)流量日变幅(m3/s)流量最大小时变幅(m3/s)水面宽日变幅(m)水面宽最大小时变幅(m)工况14.36~6.431.58~4.862040~2056648~204622.8~80.78.3~45.5工况21.58~2.510.38~1.683.5~10.41.3~8.2

# 1、河段水文情势变化

$\succ$  一维非恒定流计算结果:

3）平水典型日水文情势变化分析

平水典型日金沙建库前后各断面水位变幅对比

# 1、河段水文情势变化

# $\succ$  一维非恒定流计算结果:

# 4）丰水典型日水文情势变化分析

金沙建库前（工况1），观音岩坝下受电站日调峰的影响，日内水位、流量变化最为剧烈。

金沙建库后（工况2），受金沙水库反调节和雍水影响，观音岩坝下、攀西大裂谷水位的降幅较为明显。

丰水典型日水位日变幅(m)水位最大小时变幅(m)流量日变幅(m3/s)流量最大小时变幅(m3/s)水面宽日变幅(m)水面宽最大小时变幅(m)工况13.99~6.262.33~3.662042~21791102~177222.4~68.912.4~52.2工况21.61~2.430.35~1.23.7~11.41.1~4.8

# 1、河段水文情势变化

# $\succ$  一维非恒定流计算结果:

# 4）丰水典型日水文情势变化分析

丰水典型日金沙建库前后各断面水位变幅对比

# 1、河段水文情势变化

# 二维非恒定流计算结果:

为进一步明确建库前后库区河段流动形态的变化程度，并结合水环境、水生态评价的需要，对评价范围内河段进行二维非恒定流模拟计算，着重分析水环境、水生态敏感点所在断面流速的时空变化情况。

# 1）特枯典型日水文情势变化分析

对于非恒定流而言，在不考虑河道地形变化的前提下，基本上出现最大下泄流量时段的流速最大，而出现最小下泄流量时段的流速最小。

特枯典型日平均最大流速(m/s)平均最小流速(m/s)岸边最大流速(m/s)岸边最大流速(m/s)工况10.49~1.790.16~0.840.24~1.130.10~0.60工况20.20~0.560.01~0.090.08~0.360.01~0.05

# 1、河段水文情势变化

# 二维非恒定流计算结果:

# 1）特枯典型日水文情势变化分析

特枯典型日金沙建库前后各断面平均、岸边流速变幅

# 1、河段水文情势变化

二维非恒定流计算结果:

2）枯水典型日水文情势变化分析

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二维非恒定流计算结果:

2）枯水典型日水文情势变化分析

枯水典型日金沙建库前后各断面平均、岸边流速变幅

# 1、河段水文情势变化

二维非恒定流计算结果:

2）平水典型日水文情势变化分析

平水典型日金沙建库前后各断面平均、岸边流速变幅

# 1、河段水文情势变化

二维非恒定流计算结果:

2）丰水典型日水文情势变化分析

丰水典型日金沙建库前后各断面平均、岸边流速变幅

# 2、河段总体水质变化趋势

水库各断面总体水质较建库前有所改善，各断面污染物最大、最小浓度均低于建库前；但是，受库区排污口排污影响，部分断面受观音岩下泄非恒定流影响，断面污染物平均浓度日内变化幅度较大，如格里坪、摩挲河入河口下游断面以及陶家渡水厂断面。

当上游观音岩下泄流量较大时段（日内  $18:00 \sim 21:00$ ），库区各断面COD浓度均较低，当上游观音岩下泄流量较小时段（ $21:00 \sim$ 次日9:00），库区各断面污染物浓度相对较高，但均不改变水质类别。

# 2、河段总体水质变化趋势

库区总体水质预测结果统计

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金沙坝址下游由于下泄流量增加，纳污能力有所增加。
□ 综合来看，金沙建库后，纳污能力总体呈减少趋势；银江建库后，由于库区水流变缓，金沙坝下段纳污能力受银江电站蓄水影响而减小，且减少幅度较仅建成金沙的情况下明显。

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非恒定流下泄条件下的攀枝花河段 水环境变化趋势

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中非发展基金课题组*

摘要：2008年席卷全球的金融危机中断了非洲经济快速增长的步伐，经济增长率从2008年的  $4.9\%$  下降到2009年的  $1.6\%$  。非洲经济自2009年第四季度起就开始反弹，并可能重新回到高增长的轨道。国际货币基金组织2010年10月发布的《世界经济展望》预计，2010年撒哈拉以南非洲经济增长率将回升到  $5.0\%$  ，北部非洲经济增长率也将达  $4.5\%$  。

# 2009~2010年非洲经济：重回高增长

21世纪以来，非洲经济出现了持续快速增长。据世界著名咨询公司麦肯锡全球研究所2010年6月发布的研究报告，  $2000\sim 2008$  年，非洲实际GDP的年均增长率达  $4.9\%$  ，发展速度仅次于亚洲和拉美。①

2008年席卷全球的金融危机中断了非洲经济快速增长的步伐，经济增长率从2008年的  $4.9\%$  下降到2009年的  $1.6\%$  。但从目前的形势来看，经济增长速度的减缓只是短暂的现象。得益于危机前非洲各国宏观经济基础的改善，加之各国迅速采取的扩张性反周期政策，以及全球经济复苏带来的对非洲资源需求的旺

盛，非洲经济自2009年第四季度起就开始反弹，并可能重新回到高增长的轨道。国际货币基金组织2010年10月发布的《世界经济展望》预计，2010年撒哈拉以南非洲经济增长率将回升到  $5.0\%$  ，北部非洲经济增长率也将达  $4.5\%$  。①

# 1. 经济增长经历下滑后表现出强劲的复苏势头

据联合国非经委（UNECA）发布的《2010年非洲经济报告》，相对于全球金融和经济危机前非洲大陆的良性增长，2009年非洲经济出现了明显的下滑，经济增长率比2008年降低了  $3.3\%$  ，只有  $1.6\%$  ，同时也是近十年来经济增长最慢的一年。在非洲大陆53个国家里，只有埃塞俄比亚和刚果（金）两个国家的经济增长超过了  $7\%$  。经济增长率在  $5\% \sim 7\%$  之间的国家有5个，在  $3\% \sim 5\%$  之间的有17个，有29个国家的经济增速跌至  $3\%$  以下，其中10个国家出现了负增长（见表1）。

表 1 非洲国家经济增长表现
单位：个

GDP增长率2007年2008年2009年石油出口国石油进口国石油出口国石油进口国石油出口国石油进口国小于3%473138213%~5%112394135%~7%31141105大于7%5103711合计134013401340

资料来源：UNECA & AU, Economic Report on Africa 2010, p. 52。

由于经济结构不同，各国在经济危机中的表现也不相同。一般而言，石油出口国的经济表现要好于石油进口国。对于石油出口国来说，经济危机前石油价格和石油出口的持续增长为这些国家带来了大量的外汇储备，降低了外债偿还和财政压力，从而为其在经济危机期间实施应对性财政和货币政策创造了空间。②

非洲各地区之间的增长差异也很明显。根据非开行（AfDB）的统计，以农业经济为主的东部非洲受全球经济危机影响最轻，2009年在非洲各地区中经济增长率最高，为  $5.8\%$  。其次为北非和西非，经济增速分别为  $3.8\%$  和  $3\%$  。而南

部非洲各国工业化程度较高，与世界经济联系最密切，在此次危机中受影响也最为严重，出现  $1.1\%$  的负增长，增长率比金融危机前下降了6.4个百分点（见表2）。

表 2 非洲各地区实际 GDP 增长率
单位：  $\%$

地 区2000~2008年平均2009年降幅东部非洲6.45.80.6西部非洲6.53.03.5南部非洲5.3-1.16.4北部非洲4.83.81.0中部非洲5.81.93.9非 洲5.42.52.9

资料来源：AfDB，AU & ECA，African Statistical Yearbook 2010。

2010年上半年，非洲经济显示了强劲的复苏势头，主要表现在三个方面。第一，大多数非洲国家经济增长速度开始恢复。在非洲30个主要经济体中，有27个经济复苏势头向好。第二，非洲依赖于资源出口的单一经济结构开始有所改变。资源出口拉动对经济增长的贡献率降至  $32\%$  ，非资源出口增长与资源出口增长相差无几。第三，非洲国家的生产率在经历了20年的下滑后开始回升，主要表现为企业竞争更加激烈、技术水平不断提高、现代通信和科技应用增加，以及就业和消费逐步增长。

# 2. 扩张性逆周期政策加大财政压力

在全球金融危机爆发前，非洲经历了近十年的稳健经济增长和较低通货膨胀并存的良性发展阶段，相对充裕的外汇储备、较稳健的经济走势，以及不同程度的债务减免成为非洲各国普遍的经济特征，为  $2008\sim 2009$  年政府实施扩张性财政政策提供了有力的支持（见图1）。

与以往经济危机时政府直接管制汇率或者无选择地给予补贴等政策相比，在此次金融危机蔓延至非洲大陆时，除少数国家由于资金限制或担心宏观经济波动仍采取了直接管制手段以外，多数国家都不同程度地使用了反周期财政政策。纳米比亚在2009/2010预算方案中提出以个人税收减免措施为主的一揽子刺激方案，而南非、阿尔及利亚、佛得角、埃及和卢旺达等国则通过增加基础设施领域的公共投资和完善社会福利体系来增加国内总需求，并期望借此提高长期的产出

水平，同时也有许多非洲国家的财政刺激方案偏向于扩大居民的消费需求，希望消费扩大带来的税收增加能对政府的财政形成有利的支持（见表3）。

图1 危机前非洲宏观经济基础大为改善

资料来源：OECD & AfDB, African Economic Outlook 2010, p. 25。

表3撒哈拉以南非洲预算情况：2009年与  $2003\sim 2007$  年平均值的变化（占GDP的百分比）
单位： $\%$

地 区 指标预算余额财政总开支财政总收入撒哈拉以南非洲-5.75.1-0.6石油出口国-7.45.4-2.1中等收入国家-7.87.90.2低收入国家-2.32.2-0.1脆弱国家1.72.44.1

资料来源：IMF，Regional Economic Outlook: Back to High Growth, April 2010, p.

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非洲经济：跳出贫困陷阱的新机遇


Thanks to the improvement of the macro-economic foundation of all African countries before the crisis, the expansionary counter-cyclical policies that all the countries adopted rapidly and the strong demand for African resources followed by the global economic recovery, African Economy started to rebound from the 4th quarter of 2009, and may return to the high-growth orbit. The World Economic Outlook that the International Monetary Fund issued in October 2010 expected that the growth rate of sub-Saharan African Economy would return to  $5.0\%$  in 2010, and the economic growth rate of Northern African Economy would reach  $4.5\%$ .

# (1) African economy showed a strong recovery trend after the slowdown

According to the Economic Report on Africa 2010 issued by United Nations Economic Commission for Africa (UNECA), compared with the sound growth of Africa before the global financial and economic crisis, African Economy had obvious slowdown in 2009. The economic growth rate was only  $1.6\%$  (down to  $3.3\%$  as against the year of 2008), and was the lowest economic growth in recent ten years. Among 53 countries in Africa, only the economic growth of Ethiopia and Congo (K) exceeded  $7\%$ , that of five countries was  $5\%$  to  $7\%$  and that of 17 countries was  $3\%$  to  $5\%$ . The economic growth rate of 29 countries tumbled to below  $3\%$ , wherein 10 countries had negative growth.

Table 1 Economic Growth Performance of African Countries

GDP growth rate200720082009Oil-exporting countriesOil-importing countriesOil-exporting countriesOil-importing countriesOil-exporting countriesOil-importing countriesBelow 3%473138213%-5%112394135%-7%31141105Above 7%5103711Total134013401340

Data source: UNECA & AU, Economic Report on Africa 2010, p.52.

Because of different economic structures, the performance of all the countries in the economic crisis was different. Generally speaking, the economic performance of the oil-exporting countries was better than that of oil-importing countries. For the oil-exporting countries, the oil price and the sustainable growth of oil-exporting before the economic crisis brought a lot of foreign exchange reserve to these countries, thereby reducing the foreign debt repayment and financial pressure so as to create space for the countries implementing positive fiscal and monetary policies during the economic crisis①.

The growth difference of all African regions was very obvious. According to the statistics of AfDB, the Eastern Africa mainly focusing on agricultural economy was least affected by the global economic crisis and had the highest economic growth rate  $(5.8\%)$  among five African regions in 2009. Eastern Africa was followed by Northern Africa and Western Africa, their economic growth rate was  $3.8\%$  and  $3\%$ , respectively. Southern Africa has the highest degree of industrialization. It was also the most closely related to the world economy, and was therefore mostly affected by the crisis. The growth rate in Southern Africa was only  $1.1\%$  in 2009, a decline of  $6.4\%$  compared to that before the financial crisis.

Table 2 Real GDP Growth Rate in African Regions
Unit:  $\%$

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非洲经济：跳出贫困陷阱的新机遇


Unit:  $\%$

RegionsAverage 2000-20082009DecreaseEastern Africa6.45.80.6Western Africa6.53.03.5Southern Africa5.3-1.16.4Northern Africa4.83.81.0Central Africa5.81.93.9Africa5.42.52.9

Data source: AfDB, AU & ECA, African Statistical Yearbook 2010.

In the first half of 2010, African Economy showed a strong recovery trend. First, the economic growth rate of most African countries started to recover. Among 30 main economies of Africa, the economic recovery trend of 27 economies went well. Second, Africa's economic structure that depends heavily on resource exporting begun to change. The contribution of resource exporting to the economic growth dropped to  $32\%$ , and the growth rates of non-resource exporting and the resource exporting were almost the same. Third, the productivity of African countries started to rise after 20 years of slowdown: the enterprise competition became fiercer, the technical level was improved continuously, the application of modern communication and science & technology increased, and the employment and consumption gradually increased.

# (2) Expansionary counter-cyclical policies increased the financial pressure

Before the global financial crisis, Africa had experienced nearly ten years of sound development stage of both steady economic growth and low inflation. The African economies were characterized by relatively abundant foreign exchange reserve, steady economic trend and debt relief (albeit to different extents). These offered strong support for the governments to implement expansionary fiscal policies from 2008 to 2009 (Figure 1).

Figure 1 Africa's macro-economic foundation was greatly improved before the crisis

Data source: OECD & AfDB, African Economic Outlook 2010, p.25.

Compared with the policies that the governments directly controlled the exchange rate, unselectively gave subsidies, etc. in the past economic crisis, when the financial crisis was spread to the continent of Africa, except that few countries still took direct control means because of limited fund or out of the worry about the fluctuation of macro-economy, most countries took the counter-cyclical financial policies more or less. For example, Namibia presented the package stimulus plan focusing on personal tax relief measures in the 2009/2010 budget plan, while South Africa, Algeria, Cape Verde, Egypt and Rwanda increased the total domestic demand by increasing the public investment in infrastructure and improving the social welfare system and expected to improve the long-term output level. In the meantime, many African countries took the stimulus measures to expand the residents' consumption demand, expecting that the tax increase brought by consumption expansion can offer beneficial support to the fiscal situation of the governments.

Table 3 Budget in sub-Saharan Africa: Changes between 2009 and average of 2003-2007 (Percentage in GDP)

Budget balanceTotal fiscal expenditureTotal fiscal revenueSub-Saharan Africa-5.75.1-0.6Oil-exporting countries-7.45.4-2.1Middle-income countries-7.87.90.2Low-income countries-2.32.2-0.1Fragile countries1.72.44.1

Data source: IMF, Regional Economic Outlook: Back to High Growth, April 2010, p.24.

But the financial stimulus plan, which made great contribution to African Economy recovery, faced the pressure of fiscal revenue declination in reality.

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非洲经济：跳出贫困陷阱的新机遇


The decline in FDI inflow was one of the important causes of the downturn of African economic growth. In the first half of 2010, with the recovery of the global economy, the FDI flowing into Africa started to pick up. The recovery of the FDI inflow, among other positive factors, has promoted African economic growth.

According to the United Nations Conference on Trade and Development (UNTCAD), the global FDI inflow is predicted to exceed 1.2 trillion USD in 2010, and is expected to reach 1.3 to 1.5 trillion USD in 2011. With the assumption of the Africa's proportion of about  $4\%$ , Africa's FDI inflow may reach 48 billion USD in 2010, and 52 to 60 billion USD in 2011, a level as before the crisis. However, since the global economic recovery process is quite fragile, the full recovery of the global and Africa's FDI would be accompanied with risks and uncertainty.

The increasing contribution of developing countries to the global economic growth is one of the important characteristics of current changes in world economic pattern. Likewise, the role of the developing countries in the global FDI pattern continues to be prominent... They are not only important FDI host countries, but also gradually become important FDI origin countries. While the developed countries have always been the main FDI providers for Africa, the emerging economies have gradually increased investments in Africa pursuing resources and markets. The share of the emerging economies in Africa's total DI inflows has grown, contributing increasingly to the economic growth of African countries. In particular, in the background of the financial crisis, the FDI from the developing countries shows the stability and sustainability, and plays a key role inthe recovery of African Economy.

# (1) The FDI inflow hit the bottom then started to pick up

From the beginning of the 21st century, the FDI flowing into Africa experienced nearly ten years of strong growth. In 2008, thanks to the rise in the global commodity prices, the FDI that Africa absorbed reached the highest, i.e. 72.18 billion USD. The proportion of Africa's FDI inflows in the global total FDI amount grew from  $2\%$  at the beginning of the 21st century to current  $4\%$ . With change in the world FDI pattern, the FDI flowing into Africa started to decline from the second half of 2008, and hit the bottom in 2009 (Figure 2).

Figure 2 2001-2009 FDI Inflow to Africa

Data source: UNTCAD, FDI data.

In 2009, the total amount of FDI flowing into Africa was 58.56 billion USD, which was  $19\%$  lower than that of 2008. The decrease was lower than the average decrease of the global FDI flow. Therefore, the share of the FDI absorbed by Africa in the global total amount increased to  $5.3\%$ , which was the highest in history. However, since FDI is the main external fund source for Africa, accounting for about  $30\%$  of the gross capital formation, the decrease of FDI inflow made African Economy suffer from more serious impact than in other areas. In 2010, with the global economic recovery and the rise in international prices of commodities, the FDI flowing into Africa started to pick up gradually.

The main cause for the decline in FDI flowing into Africa was the shrinkage of the global capital market. Due to capital shortage, multi-national enterprises suspended or reduced the new-founded and M & A projects in the developing countries. The shrinkage of the cross-border M&As projects was especially obvious. In 2008, the total amount of the cross-border M&As occurred in Africa peaked to 21 billion USD but dropped  $73\%$  sharply in 2009. The decrease was higher than the average decrease of  $66\%$  of the global cross-border M&As scale. In Egypt, the amount of cross-border M&As experienced a

decline of  $90\%$ .

# (2) The regional difference of FDI inflow was large

Both the scale and the trend in FDI inflows varied across five African regions.(Figure 3).

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非洲经济：跳出贫困陷阱的新机遇


Some African countries may still face moderate inflation in 2011. There are 5 countries in which the inflation may exceed  $10\%$  : Guinea  $(16.5\%)$  , Eritrea  $(15\%)$  , Congo (K)  $(13.5\%)$  Angola  $(11.3\%)$  and Egypt  $(10\%)$  . The inflation rate in Nigeria, Sudan is also predicted to be above  $9 \%$  (Table 8). The causes of the inflation pressure for African countries vary. The continuous rise in government spending in Angola, Congo (B), Gabon and other oil producers may intensity the inflation. In Eritrea, Guinea and Mauritania, the inflation pressure is mainly sourced from the continuous currency depreciation, and the monetization of the fiscal deficits.

# (4) Africa requires wisdom to capture development opportunities in face of recovery in commodity price and expectation for global inflation

Since the financial crisis, the prices of most commodities have dropped by about two-thirds. From 2009, with the gradual stabilization and recovery of the main economies in the world, the commodity prices have rebounded, including oil, natural gas, copper etc. that African countries export. The commodity prices have recovered to the relatively high level in 2006-2007. In particular, the international price of gold even rises to a historical record in the global inflation expectation background (Figure 9).

Table 8 African Countries' Inflation Rate
Unit: %

20072008200920102011Northern Africa1013.56.76.86.2Egypt1111.716.211.710Sudan814.311.3109Sub-Saharan Africa6.911.710.47.57Angola12.212.513.713.311.3Burundi8.324.410.77.28.4Congo (K)16.71846.226.213.5Equatorial Guinea2.84.37.287.1Eritrea9.319.934.720.515Ethiopia15.825.336.42.89Ghana10.716.519.310.68.8Guinea22.918.44.715.416.5Madagascar10.49.2998.8Malawi7.98.78.488Mozambique8.210.33.39.35.6Nigeria5.411.612.411.99.8Sao Tome and Principe18.5261712.37.4Sierra Leone11.614.89.216.58.2Uganda6.87.314.29.45.5Zambia10.712.413.48.27.5

Note: The data for 2010-2011 are predicted values.
Data source: IMF; China-Africa Development Fund Research and Development Department.

Figure 9 Price Trends of Main Exports by African Countries

Note: F refers to the predicted value.
Data source: Bloomberg, China-Africa Development Fund Research and Development Department.

In November 2010, USA's Quantitative Easing Monetary Policy of 600 billion USD triggered the global inflation expectation. It is predicted that the global inflation would enhance the rise in commodity prices in 2010-2011.

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非洲经济：跳出贫困陷阱的新机遇


由低灰精煤泥和高灰尾煤泥处理两部分创新技术组成。对以浮选精煤为主的低灰精煤泥采用两段脱水新工艺，专用的沉降过滤式离心机回收粒度  $>0.045\mathrm{mm}$  为主的粗粒精煤泥，再由精煤压滤机回收粒度  $<0.045\mathrm{mm}$  为主的细粒精煤泥，确保选煤厂最终销售精煤水分保持  $10\%$  水平；高灰尾煤泥水采用两段浓缩、两段回收新工艺，采用不“压耙”的斜管浓缩机进行第一次浓缩和第二次浓缩，专用的沉降过滤式离心脱水机回收粒度  $>0.045\mathrm{mm}$  为主的粗粒煤泥，产物水分较低，松散，可直接掺入中煤或混煤；  $<0.045\mathrm{mm}$  为主的细粒煤泥经第二段浓缩后用固液分离彻底的压滤机回收。这是一种最经济最有效的能实现煤泥全部厂内回收、煤泥水深度澄清、洗水一级闭路循环的煤泥水处理模式。也就是说高效简化重介质选煤技术的内容已经涵盖了从分选到脱水、煤泥回收、洗水闭路循环的全部选煤过程。

# 3.6 成熟的高效简化重介质选煤工艺流程

国华科技的高效简化重介质选煤工艺流程见图1所示。全厂仅由  $20\sim 24$  道作业组成，而采用两个二产品旋流器分别选出精煤、中煤、矸石的工艺流程通常需要  $29\sim 30$  道作业。由于工艺与设备的简化，基建投资和加工费一般可节省  $20\%$  以上。

# 3.7 高速、大面积推广应用

截止到2007年7月，国华科技承接设计建设和改造了195座各种规模的高效简化重介质选煤厂，使用了200多台3GDMC系列重介质旋流器，因为它具有“精”（分选精度高）、“简”（结构简单、系统简化）、“牢”（寿命较长）、“广”（应用范围广）四大优势，从而产生了“多”（精煤产率高、产量多）、“快”（建设速度快）、“好”（经济、社会、环保效益好）、“省”（投资、加工费省）四大效果，成为我国当前最具有创新性的成套选煤技术。

# 4 体会

回顾三产品重介质旋流器的研究、发展所走过的道路，有以下体会：

（1)研究发展中国选煤技术必须从中国国情出发，这是我们工作的出发点，也是工作的落脚点。
（2）紧紧把握正确方向，坚忍不拔，以创新的精神从事研究开发。要学习

外国的、前人的知识和经验，为我所用；要善于创新、突破框框、创出新经验，不断解决出现的新问题。

图1 高效简化重介质选煤技术典型工艺流程示意图

（3）打破传统管理模式，实现科研、设计、产品制造、选煤厂工程承包及技术服务的统一，实现员工贡献与收入的挂钩，极大地调动员工积极性，为实现技术进步跨越式发展扫清障碍。将生产中出现的问题及时作为科研课题，又将科研成果立即应用于生产，转化为生产力。短短7年间，公司承担或参加了

12项国家、省、市科研课题，其中2项通过国家验收，4项通过技术鉴定，并取得授权、受理国家专利15项（其中发明专利2项），大大加快了技术进步步伐。
（4）重视和发挥各种人才的作用。尊重和使用不同年龄、不同专业的各种人才，分别放在不同岗位，最大限度发挥他们的作用，为了一个共同目标而踏实、勤奋工作，是事业发展的关键因素之一。

# 5 结语

目前有中国特色的高效简化重介质成套选煤技术才出现不到20年（从1989年成立课题组算起），正处在蓬勃发展时期。还有许多工作需要我们继续去做，例如提高旋流器耐磨性、提高脱介弧形筛处理量等等。我们正满怀豪情踏实工作，向着伟大目标前进，创造出一流选煤技术，为使中国由“选煤大国”迈向“选煤强国”做贡献。

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高效简化重介质选煤技术的发展

开采与加工 关联原料与成本


# Navigating Tax Law Policies in Latin America

# Introduction

The international community, through the OECD, has been trying for more than 15 years to implement tax policies at a global level, which would allow standardizing the tax burden of taxpayers (mainly those with multinational presence), and the exponential development of the digital economy has accelerated these efforts, generating the 15 Actions of the BEPS Plan and now Pillars 1 and 2.

However, it is entirely to be expected that any development of international tax policies should be accompanied by the parallel development of new organizational alternatives for companies with local and international presence, allowing new business alternatives and opportunities, together with greater tax efficiencies, within the legal parameters established by the different jurisdictions.

Latin America is no exception, although the different jurisdictions in the region are not fully integrated to the previous efforts of the international community, mainly due to their general situation of economic development; therefore, the mere fact of sharing the rules of the game applicable to the different actors within the region, becomes an enormously useful tool in order to coordinate and improve the opportunities of business reorganization to take advantage of the economic opportunities and the possibilities of tax efficiency applicable.

Attending the inherent multinational characteristics of WSG, the following information tries to integrate the most useful and interesting highlights of the WSG Latam Tax Group, gathering the tax rules applied in Argentina, Bolivia, Brazil, Chile, Colombia, Costa Rica, Ecuador, El Salvador, Guatemala, Honduras, Mexico, Nicaragua, Panama, Paraguay, Peru, Uruguay, and Venezuela. Alas, this document has not the intention being the "solution" of each single tax issue that might rise to WSG Latam Tax Group members, it wants to be the first approach to analyze the best course of action on those matters.

The contents are systematized on 4 major areas: Income Taxes, Trading Taxes/Rules, OECD/International Tax Rules and Special Promotions. Each area take care of the main aspects of each tax jurisdiction regarding each major topic, such as Corporate Income Tax or Capital Gains Tax on Income Taxes, Value Added Tax on Trading Taxes, or BEPS actions on OECD/International rules. This structure allows to create tax-jurisdiction sheets, similar as "Doing business" documents does, but this time only on tax matters. The final area (Special Promotions) seeks to highlight special concessions by industry, which any country applies to promote FDI.

Dr. Diego Martin Menjivar

Group Leader

WSG Latin America Tax Group

# Table of Contents

Capitulo-chileno_WSG-Tax-Group-Navigating-Tax-Law-Policies-in-Latin-America-Guide（Chilean Income Tax Law (ITL)）.pdf

Navigating Tax Law Policies in Latin America Introduction


# INCOMETAXES

# Corporate Income Tax (CIT):

Under the general taxation regime, Chilean resident entities are subject to CIT at a  $27\%$  rate over its net taxable income, generally determined under full accounting records and on an accrual basis. Entities are entitled to deduct from their gross income the expenses incurred in the corresponding tax period to the extent such expenses meet the requirements of the Income Tax Law ("ITL").

The Chilean income tax is an integrated system in which the CIT annually paid by Chilean companies may be totally or partially credited against "final income taxes" payable at the owners' level (i.e., Personal Income Tax ["PIT"] applicable to Chilean resident individuals or Withholding Tax ["WHT"] applicable to non-Chilean residents).

Under a special regime, the CIT rate applicable to SMEs is  $25\%$ , provided the requirements established in the ITL are met. It should be noted that these entities are subject to a CIT rate of  $10\%$  for commercial year 2023, which increases to  $12,5\%$  and  $25\%$  in commercial years 2024 and 2025, respectively.

# Dividend Tax (DT):

A distinction must be done between dividend distributions made to Chilean residents and those made to non-residents.

Regarding dividends distribution between Chilean resident taxpayers, it is important to differentiate between distributions made to entities and those made to individuals. Dividend distribution between Chilean entities is not subject to DT (but the distributed profits are registered in the Chilean shareholder's register with the associated CIT tax credit), whereas individuals must include the amount received in their PIT taxable base, and generally have the right to credit  $65\%$  of the CIT paid against the determined PIT.

Dividend distributions paid abroad are typically subject to a  $35\%$  WHT applied over the grossed-up dividend on a cash basis, with a full  $(100\%)$  or partial  $(65\%)$  credit for the CIT paid by the Chilean entities distributing the dividend. This full or partial credit will generally depend on the existence of a Tax Conventions for Avoiding Double Taxation ("TCADT") in force between Chile and the country where the taxpayer receiving the dividend resides.

# Capital Gains Tax (CGT):

Capital gains obtained by Chilean resident entities are deemed ordinary income, and thus subject to CIT at a rate of  $27\%$  under the general taxation regime.

Capital gains obtained by Chilean resident individuals are generally subject to PIT, on a cash basis. If obtained from the sale of shares and the gains does not exceed USD 9,500 approx., it may qualify as non-taxable income. If obtained from the sale of real estate located in Chile (acquired post 2004), there is cap of USD 360,000 approx. that may qualify as non-taxable income.

Capital gains obtained by non-residents are generally subject to a  $35\%$  WHT on a cash basis. TCADT may provide relief or a reduced limitation on this rate. Benefits described in the paragraph above for individuals also apply to non-resident capital gains obtained from the sale of shares and real estate, respectively.

Special rules (i.e.,  $10\%$  sole tax) may apply to capital gains obtained in the sale of Chilean shares that are regularly and substantially traded on a stock exchange, as outlined in Article 107 of the ITL.

# Withholding Tax (WHT):

Generally, Chilean-source income (i.e., income arising from goods located in Chile or activities developed in the country) earned by non-Chilean residents is subject to WHT at a  $35\%$  rate on a cash basis. Additionally, certain payments made by Chilean residents to non- residents are subject to WHT.