脱硫浆液

p　　有机催化法脱硫脱硝原理：/pp　　有机催化法脱硫是利用有机催化剂L中的分子片段与亚硫酸结合形成稳定的共价化合物，有效地抑制不稳定的亚硫酸的逆向分解，并促进它们被持续氧化成硫酸，催化剂随即与之分离。生成的硫酸在塔底与加入的碱性物质如氨水等快速生成高品质的硫酸铵化肥，其反应原理和过程与工业硫酸铵化肥的生产相似。/pp　　脱硝与脱硫原理相类似，当加入强氧化剂时，NO转化为易溶于水的高价氮氧化物生成亚硝酸。有机催化剂促进它们被持续氧化成硝酸，随即与之分离。加入碱性中和剂后可制成硝酸铵化肥。/pp　　该工艺流程：/pp　　焦炉烟气先经过臭氧氧化，烟气温度小于150℃，然后进入脱硫塔，烟气中的SO2和NOx溶解在水里分别生成H2SO3和HNO2。有机催化剂捕捉以上两种不稳定物质后形成稳定的络合物L?H2SO3和L?HNO2，并促使它们被持续氧化成H2SO4和HNO3，催化剂随即与之分离。生成的H2SO4和HNO3很容易被碱性溶液吸收，这样就在一个吸收塔内同时完成了脱硫和脱硝，该工艺采用氨水做吸收剂，涤后的烟气通过填料层、二级除雾器除去水滴后，回送至焦炉烟囱直接排放至大气。/pp　　该工艺主要由以下系统组成：/pp　　烟气系统：由焦炉引出焦炉烟气，经过化肥液体及喷水降温，由200℃降低到150℃以下，以适应臭氧反应温度低于150℃的要求。/pp　　吸收系统：烟气自下而上进入吸收塔，循环浆液自上而下喷淋，烟气和循环浆液直接接触，完成捕捉过程，处理后的洁净气体经过除雾器除雾后，排至烟囱。/pp　　脱硝氧化系统：脱硝氧化系统提供能氧化NO气体的氧化剂——臭氧。臭氧经过烟道内混合器后与烟气中的NO充分混合，将其氧化成易溶解的氮氧化物，进入吸收塔后被吸收得以去除。/pp　　盐液分离及化肥回收系统：吸收塔里浆液化肥浓度达到30%左右时，开启浆液排出泵，将其送入过滤器，分离出其中的灰尘。然后浆液进入分离器，将有机催化剂和盐液分开。催化剂返回吸收系统循环利用，盐液则进入化肥回收系统。/pp　　催化剂供给系统：捕捉浆液中不稳定的H2SO3和HNO2后形成稳定的络合物，在氧化空气下被持续氧化成H2SO4和H2NO3，被碱性溶液吸收，生成硫酸铵和硝酸铵。/pp　　该工艺主要特点：/pp　　1)脱硫效率 99%，脱硝效率 85%，氨回收利用率 99.0% 通过增加催化剂，提高亚硫酸铵的氧化效率，运行pH值低于氨法脱硫，能有效抑制氨的逃逸，氨逃逸率 1%。/pp　　2)在同一系统中可同时实现脱硫、脱硝、脱重金属汞、二次除尘等多种烟气减排效果 整个过程无废水和废渣排放，不产生二次污染，同时净烟气中NH3含量小于8mg/Nm。/pp　　3)对烟气硫分适应强，可用于150-10000mg/Nm3甚至更高的硫分，因此，可使用高硫煤降低成本 对烟气条件的波动性有较强的适应能力。/pp　　4)可实现焦炉烟气低温脱硝，减少对设备的腐蚀 副产品硫铵质量达标，且稳定。/p

p　　随着国家三部委《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》的实施，燃煤电厂烟气治理设备超低排放改造工作突飞猛进，成绩显著。在实施湿法脱硫(WFGD)超低排放方面，各环保公司纷纷开发了脱硫喷淋塔技术改造提效升级的多种新工艺，如单塔双循环技术、双托盘技术、单塔双区(三区)技术、旋汇耦合技术等，特别在脱硫塔核心部件喷淋系统上，采用增强型的喷淋系统设计(如增加喷淋层、提高覆盖率、提高液气比等)。脱硫效率从以前平均在95%左右提高到99%甚至更高。特别引人关注的是，在超低排放脱硫系统脱硫效率大幅提高的同时，其协同除尘效果也显著提高，一批改造后脱硫系统的协同除尘效率(净效率，已包含脱硫系统逃逸浆液滴的含固量)达到了70%，甚至有更高的报道。p 面对这样的事实，与之相关的问题亟需得到解答与澄清：p (1)超低排放湿法脱硫协同除尘的核心机理是什么?p (2)湿法脱硫协同除尘技术是否有局限性?应用中应注意哪些问题?p (3)超低排放技术路线选择中如何把握好湿法脱硫协同除尘与湿式电除尘器的关系?p 本文旨在追根溯源，一方面回顾总结过去在这方面的研究 一方面从机理出发，研究喷淋系统(及除雾器)对颗粒物脱除的作用。并采用理论模型计算与实际工程案例比较的方法，论证湿法脱硫喷淋系统是协同除尘的主要贡献部件，同时分析湿法脱硫协同除尘的局限性及与湿式电除尘器的关系，为超低排放技术路线选择提供有益的参考意见。p 湿法脱硫协同除尘的研究简要回顾p 清华大学热能系对脱硫塔除尘机理的研究较多，脱硫塔内单液滴捕集飞灰颗粒物的相关研究，主要建立了综合考虑惯性、拦截、布朗扩散、热泳和扩散泳作用的单液滴捕集颗粒物模型并进行了数值模拟计算，分析了温度、液滴直径和颗粒粒径对单液滴捕集过程及效率的影响规律。清华大学王晖等通过测试执行GB13223-2011标准WFGD进出口颗粒物的分级浓度的研究表明，WFGD可有效捕集大颗粒，但对PM2.5的捕集效率较低，且分级脱除效率随粒径减小而明显下降。华电电力科学研究院魏宏鸽等于2011～2013年对39台锅炉(机组容量为25～1000MW)的执行GB13223-2011标准WFGD开展了除尘效率测试试验，结果显示，不同试验机组WFGD的协同除尘效率为18～68%，平均协同除尘效率为49%。国电环保研究院王东歌等通过对我国4座电厂5台不同容量的执行GB13223-2011标准WFGD进出口烟气总颗粒物浓度进行了测试，结果表明，WFGD对烟气中总颗粒物的去除效率介于46.00%～61.70%之间，平均达到55.50%。夏立伟等对某电厂超低排放改造前的WFGD进行了协同除尘效果测试，结果显示，WFGD协同除尘效率为53%。p 上述研究结果一致表明：WFGD具备协同除尘能力 执行GB13223-2011标准WFGD平均协同除尘效率大致在50%左右 湿法脱硫协同除尘的主要机理是喷淋液滴对颗粒物的捕获机理。这种认识在WFGD实施超低排放之前是行业内比较公认的。p 湿法脱硫喷淋液滴协同除尘机理p 1、湿法脱硫喷淋液滴捕集颗粒物的机理与模型喷淋塔除尘机理与湿法除尘设备中重力喷雾洗涤器相似。一定粒径(范围)的喷淋液滴自喷嘴喷出，与自下而上的含尘烟气逆流接触，粉尘颗粒被液(雾)滴捕集，捕集机理主要有重力、惯性碰撞、截留、布朗扩散、静电沉降、凝聚和沉降等。烟气中尘粒细微而又无外界电场的作用，可忽略重力和静电沉降，主要依靠惯性碰撞、截留和布朗扩散3种机理。前人的研究结果表明，Devenport提出的孤立液滴惯性碰撞效率模型、马大广的拦截效率模型、嵆敬文的布郎扩散捕集效率模型与实验结果吻合较好，因此我们根据上述相关模型计算单个液滴的综合颗粒分级捕集效率，然后结合实际工程参数参考岳焕玲提出的液滴群和多层喷淋层中不同粒径液滴的颗粒分级捕集效率模型进行了的计算，相关计算模型见表1所示。centerimg alt="" src="http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201707/2017070609230061.jpg" width="500" height="465"//centercenterimg alt="" src="http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201707/2017070609230934.jpg" width="500" height="478"//centercenterimg alt="" src="http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201707/2017070609231751.jpg" width="500" height="186"//centerp/pp/pp /pp　　2、湿法脱硫喷淋层对颗粒物捕集效率影响因素p (1)颗粒物粒径及分级浓度分布对喷淋层协同粉尘脱除效率的影响p 选用单向双头空心喷嘴(液滴体积平均粒径1795μm)，液气比L/G=14.283L/m3时，不同粒径范围(900～5000μm)液滴群对颗粒物分级脱除效果曲线如图1所示。p 随着颗粒物分级粒径的增大，脱除效率明显增加，900μm粒径液滴群对1μm颗粒物的脱除效率不到5%，而对10μm颗粒物的脱除效率可达70%以上，因此，烟尘颗粒的分级浓度特性对喷淋层的协同除尘效率影响很大，小颗粒( 2.5μm)比重越大，脱硫塔的协同除尘效率越低。随着液滴粒径增大，因其数量占比大幅减小，发生惯性碰撞、拦截和扩散效应的概率随之降低，对同一粒径颗粒物分级脱除效率随之降低。centerimg alt="" src="http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201707/2017070609233040.jpg" width="416" height="343"//centerp (2)液气比对颗粒物协同脱除效率的影响/pp 选用单向双头空心喷嘴(液滴体积平均粒径1795μm)，液气比选为8、12、16、20L/m3，不同液气比条件下不同粒径范围(900～5000μm)喷淋雾滴群对2.5μm颗粒物脱除效果曲线如图2所示。/pp style="TEXT-ALIGN: center"img alt="" src="http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201707/2017070609240974.jpg" width="402" height="337"//pp 上述计算结果表明，随着液气比的增大，吸收塔单位截面上喷淋浆液量越大，喷淋液滴数目增加，表面积增加，与颗粒物接触机会增加，脱除效率明显增大。对于900μm左右粒径的液滴，液气比从8L/m3增加到16L/m3，对2.5μm颗粒分级脱除效率从14.35%增加到26.64%，脱除率增加了84%。因此增大液气比有助于提高湿法脱硫对粉尘和细颗粒(PM2.5)的协同脱除作用。/pp 3、超低排放WFGD与执行GB13223-2011标准WFGD协同除尘效率的比较/pp 为了分析问题，我们假定有一个脱硫工程需要做超低排放改造，设定进口SO2浓度为2450mg/Nm3，进口粉尘浓度20mg/Nm3，出口SO2浓度在超低排放改造前后分别设定为200mg/Nm和35mg/Nm3，选用双头空心喷嘴(液滴体积平均粒径1795μm)，脱硫塔进口飞灰颗粒物浓度分布参考清华大学对某个实际工程的颗粒物质量累积分布测试结果。/pp 根据上述假定，我们计算了超低排放WFGD与执行GB13223-2011标准WFGD喷淋层的协同除尘效率、喷淋层对PM2.5的脱除效率，同时把除雾器出口液滴中的含固量考虑在内，测算了超低排放WFGD与执行13223-2011标准WFGD的协同除尘效率，结果如表2所示。/pcenterimg alt="" src="http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201707/2017070609242531.jpg" width="600" height="340"//centercenterimg alt="" src="http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201707/2017070609243491.jpg" width="600" height="322"//centerp 表2计算可以给我们以下几点认识：/pp (1)WFGD对飞灰颗粒物协同脱除的主要贡献是喷淋层。根据前述WFGD喷淋雾滴捕集颗粒物的机理分析与模型计算，喷淋层对较大粒径颗粒的脱除效率是较高的，而这一部分颗粒占重量浓度的大部分，所以计算结果显示，对执行GB13223-2011标准WFGD，喷淋层协同除尘效率74.95%，超低排放WFGD喷淋层协同除尘效率83.30% /pp (2)WFGD的整体协同除尘效率需要考虑WFGD逃逸液滴中的石灰石、石膏等固体颗粒物分量。在进口粉尘浓度条件不变的情况下，由于超低排放WFGD改造安装了高效除雾器，超低排放WFGD协同除尘效率可保持在72.05%，而执行GB13223-2011标准WFGD由于我们假设的原除雾器设计效率较低，出口液滴排放浓度较高，其协同除尘效率降到了37.45%。为了保障WFGD整体的协同除尘效率和较低的颗粒物总排放浓度，需要应用高效除雾器把WFGD出口液滴排放浓度降到足够低。/pp (3)对于我们特别关注的细颗粒物(PM2.5)，执行GB13223-2011标准WFGD喷淋层的协同脱除效率为42.74%，超低排放WFGD喷淋层的协同脱除效率为61.83%，提效44.67%，分析超低排放WFGD喷淋层脱除细颗粒物效率较高的主要原因，在于大幅增加了WFGD的液气比，使得喷淋雾滴总的表面积增加，与细颗粒接触的概率增加，从而明显提高了颗粒物特别是PM2.5的协同脱除效率。/pp/pp/pp　　表3是我国部分超低排放WFGD工程的协同除尘效果，其中A为华能南通电厂4号机组(350MW)B为华能国际电力股份有限公司玉环电厂1期1000MW机组，C为首阳山公司二期300MW机组。实际WFGD工程的协同除尘测试效率与理论计算结果存在一定的差别，但是趋势是一致的，部分案例数据还比较接近。centerimg alt="" src="http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201707/2017070609250410.jpg" width="600" height="157"//centerp 超低排放WFGD与执行GB13223-2011标准WFGD比较，无论是通过理论计算比较，还是通过工程实际测试结果来比较，证明超低排放WFGD对执行GB13223-2011标准WFGD提高协同除尘效率的大致幅度是一致的。这也间接地证明了喷淋层是WFGD协同除尘作用的主力军。/pp 湿法脱硫用机械类除雾器协同除尘机理/pp 1、除雾器的工作机理及主要作用除雾器是WFGD的重要设备，安装于脱硫塔顶部，常采用机械除雾器，用以去除烟气携带的小液滴，保护下游设备免遭腐蚀和结垢。/pp 除雾器对协同除尘的主要作用在于捕集逃逸液滴的同时捕集了液滴中颗粒物(石灰石、石膏及被液滴包裹的烟尘等)。SO2与颗粒物的超低排放对WFGD的除雾器组件提出了更高要求，一方面，通过增加液气比与喷淋层数、提高喷淋覆盖率等措施实现高效脱硫，但在另一方面一定程度上增加了进入除雾区的液滴总量，使其负荷增加。同时为了保证WFGD出口烟气的颗粒物达到超低排放浓度要求，实际超低排放WFGD工程一般会应用多级或组合型(管式、屋脊式、水平烟道式)高效除雾器以保证WFGD出口液滴浓度处在较低水平，以尽量减少逃逸液滴中的颗粒物对排放的贡献。/pp 2、WFGD除雾器协同除尘的贡献讨论当今高效除雾器能将WFGD出口液滴排放浓度控制得比较低已得到工程实际的验证。但有人可能要问，这一类的除雾器对喷淋层出口的飞灰颗粒物是否有较高的直接脱除作用呢?我们认为，应该说会有一定作用。但是，从本文对喷淋层协同除尘效果分析可以看出，未被喷淋层捕集的飞灰颗粒物的平均粒径非常小。在现实燃煤电厂超低排放治理条件下，脱硫前的除尘器出口飞灰颗粒物浓度一般控制在20mg/m3左右，平均粒径约是3.02μm，经过脱硫塔喷淋层协同除尘作用后，喷淋层出口的飞灰颗粒物平均粒径 1μm。从分析可知，机械除雾器对液滴的临界分离粒径在20～30μm左右，可以推断，机械除雾器对喷淋层出口的飞灰颗粒物直接脱除(液滴包裹的除外)作用很有限，不太可能成为协同除尘的主要贡献者。/pp 超低排放技术路线的选择/pp 1、WFGD的主要功能定位与协同除尘的局限性WFGD的主要功能定位是脱硫，工程项目设计时要确定设计输入与输出条件，在设计煤种上会选含硫量较高的煤种进行设计，根据要求的出口SO2浓度设计脱硫效率，从而设计整个脱硫系统(包括喷淋层系统和运行参数)，对除尘作用基本上是协同的概念。从我们前述计算与测试数据来源，大多数是以全负荷运行状态而言。实际上，WFGD运行是与煤的含硫量、发电负荷紧密联系的，根据WFGD实际进口SO2浓度进行控制，调节循环泵开启的个数，控制喷淋量与浆液pH。这样可能导致协同除尘效率不是很稳定，运行中二者难以兼顾。当采用WFGD后没有配置湿式电除尘器的超低排放治理技术路线工程中，WFGD就是除尘的终端把关设备，在某种特定应用煤种情况下(如低硫煤、高灰分、高比电阻粉尘)，WFGD进口比较低的SO2浓度与较高的飞灰颗粒物浓度同时出现，WFGD的运行将难以兼顾，不大可能为了维持较高的除尘效率将喷淋层全负荷投运，这就是WFGD协同除尘的局限性。WFGD的主要功能定位就是脱硫，除尘仅仅是协同作用，不可把除尘的终端把关全部责任交给WFGD。/pp 2、湿式电除尘器对超低排放与多污染物协同控制的重要作用湿式电除尘器(WESP)安装于WFGD下游，WESP除尘原理与干式电除尘收尘原理相同，都是依靠高压电晕放电使得粉尘颗粒荷电，荷电粉尘颗粒在电场力的作用下到达收尘极。在工作的烟气环境和清灰方式上两者有较大区别，干式电除尘器主要处理含水很低的干气体，WESP主要处理含水较高乃至饱和的湿气体 干式电除尘器一般采用机械振打或声波清灰等方式清除电极上的积灰，而WESP则通过喷淋系统连续喷雾在收尘极表面形成完整的水膜将粉尘冲刷去除。由于WESP进口烟气温度低且处于饱和湿态，水雾与粉尘结合后比电阻大幅下降，使得WESP对粉尘适应能力强，同时不存在二次扬尘，因此无论前部条件是否波动，WESP对细颗粒和WFGD除雾器逃逸液滴均具备较高的脱除效率，WESP还能有效捕集其它烟气治理设备捕集效率较低的污染物(如PM2.5、SO3酸雾和Hg等)，可作为烟气多污染物治理终端把关设备。实际工程中WESP应用较广，除尘效果显著，甚至可达到更低排放要求，例如河北国华定洲发电有限责任公司1号机组(600MW)配套WESP出口粉尘排放浓度低于1mg/m3。/pp 3、是否配置湿式电除尘器是超低排放技术路线选择中的一个重要问题根据我们的经验可以列出以下几点作为考虑是否需要配置WESP的主要因素：/pp (1)脱硫前除尘器的除尘效率是否有较大余量?如有较大余量，就可以在不利条件下启用除尘器余量，不用过分依赖WFGD的协同除尘作用 /pp (2)煤种的条件：实际供应的煤种含硫量是否波动较小?含硫量波动小，意味着协同除尘效率比较稳定，依靠度较高 /pp (3)影响除尘器除尘效率的煤种条件和飞灰条件是否相对稳定?如果经常可能使用影响除尘性能的困难煤种，那脱硫系统的协同除尘负担就重。/pp (4)是否考虑未来对SO3等其他污染物的控制要求?/pp 如果有以上(1)～(3)的不利条件，同时考虑到未来对SO3等可凝结颗粒物和其他污染物的控制要求，那么论证配置WESP的必要性是应该的。/pp 目前，关于超低排放技术路线的选择有很多探讨，实际工程上的问题和条件是很复杂的，除了技术条件，还有现场场地条件、煤种来源稳定性、负荷波动状况等等其他因素需要考虑。所以我们认为超低排放技术路线选择的核心就是具体问题具体分析。/pp 超低排放技术路线中的关键问题是多污染物协同控制，在各主要治理设备中理清主要功能和协同功能非常重要，一定要考虑当主要功能与协同功能有矛盾时如何处理，还是要保留有应对措施。比如，在煤种多变的条件下，保留一个适当规格的WESP作为终端把关，是一个较符合实际的选择。/pp/pp/pp　　4、湿法脱硫协同除尘与湿式电除尘器在除尘中相互关系计算举例p 为了说明WFGD与湿式电除尘器在除尘中的相互关系，我们举了个计算例子，按第3节“湿法脱硫喷淋液滴协同除尘机理”的关于超低排放脱硫系统的基本假设，取超低排放WFGD出口烟气液滴浓度为15mg/m3(含固量15wt%)，计算液气比分别为10、12.5、15、17.5和20L/m3的WFGD进出口粉尘浓度关系曲线(注：这里是简化计算，实际应考虑塔内其他部件对烟尘的捕集作用)，结果见图3所示。p WFGD的液气比越大，喷淋层协同除尘效率越高，越容易达到超低排放。对于特定液气比条件下的WFGD，WFGD进出口粉尘浓度呈线性关系，当其进口粉尘浓度在一定范围以内(较低)时，对应的出口粉尘浓度处于图中垂直网格区域，此时由高效除雾器配合即可满足WFGD出口粉尘浓度达到超低排放要求 但是在斜线网格区域时就不能满足WFGD出口粉尘浓度≤5mg/m3。/pp style="TEXT-ALIGN: center"img alt="" src="http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201707/2017070609254032.jpg" width="413" height="301"//pp 这个结果可以供设计参考，考虑实际用煤的含硫量(特别要注意低含硫量煤种)可以估算实际应用的液气比，考虑最差煤种可以估算进口粉尘浓度最高值，这样可以帮助判断是否需要配置WESP作为除尘终端把关设备。上述结果也可以供实际运行控制时参考，在正常的煤种条件下，充分发挥WFGD的协同除尘作用，同时控制好WESP的运行参数 在低硫煤、飞灰条件对除尘器不利条件下，用好WESP起到终端把关作用实现超低排放(≤5mg/m3)。/pp 通过以上分析，我们得出如下结论：/pp (1)WFGD协同除尘的主要贡献是喷淋层，其除尘的核心机理是雾化液滴对飞灰颗粒物的惯性碰撞、拦截和扩散效应。通过理论计算和工程案例数据比较可看出，由于超低排放WFGD喷淋层应用了高液气比、多层喷淋层、高覆盖率等措施以及高效除雾器的配合，协同除尘效率可达到70%左右。/pp (2)湿法脱硫装置的主要功能定位是脱硫，除尘是协同功能。当燃用低硫煤煤种、对除尘器不利飞灰两种情况同时出现时，WFGD的脱硫与协同除尘较难兼顾，所以在粉尘超低排放技术方案选择时，不应过度依赖WFGD的协同除尘作用(设计上直接应用70%协同除尘效率是有风险的)。/pp (3)机械除雾器主要通过高效脱除来自喷淋层的雾滴抑制WFGD出口液滴中固体含量对排放粉尘的贡献，其液滴的临界分离粒径在20～30μm左右，对粒径更小的喷淋层出口飞灰颗粒物(≤10μm)的脱除作用很有限，起到辅助除尘作用。/pp (4)湿式电除尘器对颗粒物、雾滴及其他(SO3等)污染物具有高效捕集能力，在超低排放中作为终端把关设备可以应对煤种、工况变化的复杂情况。/pp (5)超低排放技术路线选择的核心是具体问题具体分析，在各主要治理设备中理清主要功能和协同功能非常重要，在中国煤种普遍波动较大的现实条件下，更要仔细认清协同控制中协同功能的局限性，不能简单地套用一些国外经验。/p/p/p/p/p/p/p/p/p/p/p/p/p/p/p/p/p/p/p

国内外对焦炉煤气的脱硫工艺分为正压脱硫和负压脱硫二种。某公司焦炉煤气净化一开始采用HPF正压脱硫工艺，但脱硫效率低，且正压脱硫需将煤气冷却，送入脱硫塔进行脱硫、脱氰，经过脱硫后，煤气进入硫铵单元，又需对煤气进行预热，煤气经过冷却、预热存在较大的能源浪费，不利于节能降耗生产，对此该公司将正压脱硫工艺改为负压脱硫工艺，采用红外气体分析仪（防爆型）Gasboard-3500对脱硫效果进行监测，项目运行3年来，脱硫效率提高，节能效果显著，具有良好的经济效益和环保效益。 一、正、负压脱硫工艺对比1、正压脱硫工艺 从鼓风机来的约55～60℃的煤气，先进入预冷塔，用循环水冷却至30℃左右，然后进入脱硫塔。预冷塔用冷却水自成循环系统，从塔底排出的热水经循环泵送往冷却器，用循环冷却水换热后进入预冷塔顶部喷洒用于冷却煤气，预冷循环水定期进行排污，送往机械化澄清槽，同时往循环系统中加入剩余氨水予以补充。 从预冷塔来的煤气进入脱硫塔底部与塔顶喷淋的脱硫液逆向接触，脱除H2S、HCN后由塔顶溢出去往硫铵单元。 从脱硫塔底排出的脱硫液经液封槽进入反应槽，再由脱硫液循环泵送出，一部分经过冷却器冷却后与另一部分未冷却液体混合后经预混喷嘴送入再生塔底部，同时在再生塔底部鼓入压缩空气，使脱硫液在塔内得以再生，再生后的脱硫液于塔上部经液位调节器流至脱硫塔循环喷洒使用，上浮于再生塔顶部扩大部分的硫泡沫利用液位差自流入硫泡沫槽，产生的硫泡沫用泵送至离心机离心分离，滤液返回反应槽，硫膏装袋后外销。 脱硫所用成品氨水由蒸氨每班送至脱硫反应槽加入脱硫液循环系统。 2、负压脱硫工艺 电捕来的约25℃煤气进入填料脱硫塔底部，与塔顶喷洒下来的再生溶液逆向接触，吸收煤气中的H2S和HCN（同时吸收煤气中的NH3，以补充脱硫液中的碱源）。脱硫后煤气进入鼓风机单元。脱硫塔底吸收了H2S、HCN的循环液，经脱硫液泵进入再生塔底预混喷嘴（脱硫液温度高时，部分进入板框式换热器进行冷却），与压缩空气剧烈混合，形成微小气泡后进入再生塔底部，沿再生塔上升过程中，在催化剂作用下氧化再生。再生后的脱硫液于再生塔上部经液位调节器进入U型管后，进入脱硫塔顶分布器，循环喷淋煤气。 上浮于再生塔顶部扩大部分的硫磺泡沫利用液位差自流入硫泡沫槽，产生的硫泡沫用泵送至板框式压滤机，滤液进入放空槽后，由放空槽自吸泵送至脱硫塔底继续循环使用，硫膏装袋后外销。脱硫所用成品氨水由蒸氨每班送至脱硫塔底，加入脱硫液循环系统。 3、正、负压脱硫运行指标对比 在同等煤气发生量情况下，采用红外气体分析仪（防爆型）Gasboard-3500对正负压脱硫工艺的脱硫效果进行对比监测，再综合脱硫工艺各方面运行参数，可得出正压脱硫与负压脱硫运行指标如下。 由上表可知，负压脱硫较正压脱硫，脱硫塔入口煤气温度降低了6℃，脱硫液温度降低了5.5℃，脱硫液温度的降低，有利于挥发氨（游离氨）浓度的提高，挥发氨浓度提高了5.2g/L；副盐浓度由300g/L以上降低至250g/L以下，降低了52.8g/L，副盐浓度的降低有利于脱硫效率的提高，脱硫效率由86.3%提高至99.0%，提高了12.7%。 二、正、负脱硫工艺特点对比1、 温度变化 正压脱硫位于鼓风机后，进入脱硫工段的煤气温度约55～60℃，而脱硫反应适宜温度为25～35℃左右，脱硫工段后为硫铵工段，而硫铵工段适宜吸收反应温度为50～55℃，因此煤气经正压脱硫进入硫铵工段需对煤气现冷却再加热，存在较大的能源浪费。 负压脱硫位于电捕后，鼓风机前，进入脱硫工段的煤气约25℃，满足脱硫吸收、再生要求，而经过风机后的煤气直接进入硫铵工段，避免了对煤气冷却和预热，温度变化梯度更加合理，节约了冷能和热能，降低了系统能耗。 2、游离氨浓度 HPF法脱硫是以氨为碱源的湿法氧化脱硫，吸收过程为化学反应，即通过吸收煤气中的氨（或外加氨水），增加氨的浓度提高对硫化氢、氰化氢等物质吸收效率，脱硫液中游离氨的浓度越高越有利于脱硫反应。 正压脱硫经过预冷后煤气温度一般在30℃左右，负压脱硫煤气温度为25℃左右，其脱硫液温度较正压降低5℃左右，脱硫液温度低有利于氨的吸收、溶解，同时避免了正压条件下预冷喷洒液的直接接触吸收煤气中的氨。因此，负压脱硫工艺有效提高了游离氨（挥发氨）浓度，游离氨浓度由正压脱硫的4～6g/L提高至负压脱硫的10～12g/L，达到较高的吸收效率，进而提高了脱硫效率。 3、设备投资 负压脱硫与正压脱硫设备上相比，脱硫工段不再用预冷塔及其配套的循环喷洒泵、换热器等设备，硫铵工段不再用预热器，节约大量设备投资，占地面积减少近80m2。 负压脱硫根据工艺特点，不用反应槽，节省两个约150m3的反应槽，占地面积减少约120m2。 4、环保效益 负压脱硫再生尾气回收至煤气系统内，减轻对大气污染的同时，尾气中的氧气、氨气等有效组分进入脱硫吸收塔内，参与脱硫吸收、解离反应，进一步增强了脱硫效率。 三、负压脱硫经济经济效益 负压脱硫较正压脱硫减少预冷塔、预冷喷洒泵、预冷换热器、反应槽等设备；减少煤气冷却消耗循环冷却水量150m3/h；节省硫铵预热器蒸汽量1t/h（冬季）。因此负压脱硫较正压脱硫节省成本为： 1）降低循环消耗成本：节约循环水量为150m3/h，按0.5元/m3、年运行360天计，则年节约循环冷却水成本为150×24×360×0.5=64.8万元。2）降低蒸汽消耗：节约蒸汽量为1t/h，蒸汽按150元/t、冬季按120天计，则年节约蒸汽消耗成本为1×24×120×150=43.2万元。 3）降低设备投资成本：减少预冷塔、循环泵、换热器、反应槽等设备及工程投资费用约500万元。按设备折旧费用计，年降低投资费用50万元。 则年降低成本为：64.8+43.2+50=158万元。另外，脱硫效率的提高，降低了脱硫后煤气中硫化氢含量，进一步降低燃烧时二氧化硫排放量，环保效益显著。 四、结论 1、负压脱硫较正压脱硫减少预冷系统、反应槽等设备，投资费用低，占地面积小，操作简便。 2、负压脱硫较正压脱硫较好地利用了煤气温度变化梯度，避免煤气经过冷却再加热，降低了循环冷却水及蒸汽消耗成本，经济效益显著。 3、负压脱硫入口煤气温度、脱硫液温度较正压脱硫降低约5℃，挥发氨浓度提高至10g/L以上，提高了对硫化氢的吸收，进而提高了脱硫效率。 4、负压脱硫再生尾气全部并入煤气负压系统，实现了脱硫尾气“零”排放，改善了工作环境，降低了大气污染。 5、负压脱硫较正压脱硫效率显著提高，降低了煤气中硫化氢含量，进而减少燃烧时二氧化硫的排放量，具有显著的环保效益。（来源：微信公众号@工业过程气体监测技术）

2014年1月15日，浙江省人民政府官网公布了《浙江省大气污染防治行动计划(2013&mdash 2017年)》(以下简称&ldquo 计划&rdquo )。　　计划拟在2014年底前，在全省基本完成热电企业脱硫工程建设，镇海炼化催化裂化装置完成脱硫设施建设并投运。2015年底前，所有钢铁企业的烧结机和球团生产设备、石油炼制企业的催化裂化装置、有色金属冶炼企业都要安装脱硫设施，全省所有燃煤锅炉和工业窑炉完成脱硫设施建设或改造。2015年底前，所有火电机组(含热电，下同)、水泥回转窑完成烟气脱硝治理或低氮燃烧技术改造设施建设并投运，所有火电机组氮氧化物排放浓度应在2014年7月1日前达到《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223&mdash 2011)规定的浓度限值。2017年底前，所有新建、在建火电机组必须采用烟气清洁排放技术，现有60万千瓦以上火电机组基本完成烟气清洁排放技术改造，达到燃气轮机组排放标准要求。　　计划拟在2015年底前将VOCs排放量削减18%，2017年底前，完成印染、炼化化工、涂装、合成革、生活服务、橡胶塑料制品、印刷包装、木业、制鞋、化纤等10个主要行业的VOCs整治，基本建成VOCs污染防控体系，VOCs排放量削减20%以上。　　计划拟在火电、钢铁、石化、水泥、有色、化工等六大行业以及燃煤锅炉项目统一执行国家新标准，杭州、宁波、湖州、嘉兴、绍兴等环杭州湾地区执行大气污染物特别排放限值，未达标的必须按国家标准规定期限完成升级改造。2014年7月1日前，所有火电机组(65蒸吨/小时以上锅炉)要完成提标改造并严于国家标准要求。2015年底前，全省燃煤锅炉和工业窑炉基本完成除尘设施建设或改造，全面消除烟囱冒黑烟现象。　　计划拟推行清洁生产。2015年底前，对全省钢铁、水泥、化工、石化、有色金属冶炼等重点行业进行清洁生产审核 到 2017年，以上重点行业的排污强度较2012年下降30%以上。推进非有机溶剂型涂料和农药等产品创新，减少生产和使用过程中挥发性有机物排放。　　技术方面，计划提出要大力引进培养新兴产业、生态环保产业的高层次创新人才和团队。发展环保公共科技创新服务平台，积极开发推广脱硫脱硝、高效除尘、VOCs治理等关键技术，创新发展清洁能源，大力发展环保产业，以重点示范工程建设带动重点行业节能环保水平提升。

一、案例背景 某公司新上一套日处理10km3沼气净化装置，该装置分脱硫和脱碳两部分，其中，脱硫装置又分湿法脱硫和干法脱硫两部分，湿法脱硫装置参照国内化肥行业半水煤气脱硫装置的工艺设计，两个干法脱硫罐串联于脱硫塔后。 但在生产过程中，脱硫系统多次出现了脱硫塔效果差、脱硫罐阻力大等问题，以至于两周之内两次停产重新装填脱硫剂，既增大劳动强度又影响正常生产。经多方面分析原因并反复试验，确定新的工艺指标和操作方法。二、脱硫系统工艺简介 沼气在脱硫塔内与脱硫液逆向接触，脱除硫化氢，经气液分离器去干法脱硫罐二次脱硫，进入压缩机，送脱碳工序。 沼气流程：沼气气柜一脱硫塔一气液分离器一干法脱硫罐一压缩机一脱碳工序。 脱硫液流程：脱硫塔一富液槽一富液泵一再生槽一贫液槽一贫液泵一脱硫塔。 主反应： H2S+Na2CO3=NaHS+NaHCO3 2NaHS+O2 (TTS)=2S↓+2NaOH NaOH+NaHCO3=Na2CO3+H2O 副反应： Na2CO3+H2O+CO2=2NaHCO3 2NaHS+2O2=2Na2S2O3+H2O 干法脱硫： Fe2O3H2O+3H2S=Fe2S3H2O+3H2O 再生： 2Fe2S3H2O+3O2= 2Fe2O3H2O+6S 主要工艺指标： 脱硫塔后：H2S≤100ppm 脱硫罐后：H2S~20ppm 总碱度：0.4～0.6mol/L Na2CO3：4.0～7.0g/L NaHCO3：25.0～30.0g/L 脱硫液温度：30～40℃ 脱硫液流量：30～40m/h三、问题分析 1.存在的问题 在脱硫液温度、流量正常的情况下，脱硫塔后、脱硫罐后硫化氢严重超标，脱硫液脱硫效率低，造成大量硫化氢被吸附于脱硫罐中，造成脱硫罐严重堵塞，不得不停产重装处理。 脱硫效率按下式计算： 脱硫效率=(原料气硫化氢含量-脱硫塔后硫化氢含量)/原料气硫化氢含量x100％ H2S超标情况见表1。 2.分析原因 当加入纯碱后，脱硫液的脱硫效果有所好转，脱硫罐后硫化氢含量亦有所降低，说明脱硫塔的脱硫效果在脱硫系统中起主要作用。由于脱硫塔后硫化氢含量太高，造成脱硫罐负荷高，以至脱硫罐严重堵塞，系统不得不停产重装两个串联的脱硫罐，但由于脱硫塔的脱硫效果没有好转，仅两周后又得重装脱硫罐，影响正常生产。 从脱硫液方面看，在装置原始开产时，用软水配了共25m3脱硫液，碳酸钠起始浓度高达48.0g/L，但是仅仅运行了五天，碳酸钠含量急剧下降，虽然每天往脱硫液中加入的纯碱相当于5.0g/L，但并没有阻止碳酸钠含量的下降，而且很快降至指标下限(4.0g/L)以下，具体数据见表2。 从表2数据可以看出，尽管每天加入的纯碱相当于5.0g/L，但并没有控制住碳酸钠含量，而碳酸氢钠含量却一直上升:开产第四天已达到了指标上限的两倍左右，虽然总碱度也一直上升，但总碱度的升高并没有提高脱硫效率。 反复分析问题产生的原因，认为沼气与半水煤气成分有较大差异，尤其是二氧化碳含量的差距更为突出：沼气中CO2在30％ ～40％ ，而半水煤气CO2仅在8％～10％ ，可能是副反应消耗了大量的纯碱，造成了碳酸氢钠含量的居高不下，因为从脱硫反应来看，脱除沼气中硫化氢并不消耗纯碱。为验证这一想法，分析脱硫塔后CO2含量，原料气中CO2为37.4％～42.3％ ，脱硫塔后CO2为14.6％ 一17.2％ 。 从开产之前的数据来看，原料气CO2最高为42.6％ ，最低为34.7％。经过脱硫塔后被吸收了气体总体积的15％左右，造成脱硫液中碳酸钠含量的急剧下降和碳酸氢钠含量的迅速升高，使得脱硫效率大为降低。 四、解决方案 要解决脱硫塔脱硫效率低的问题，应控制住脱硫液中碳酸钠和碳酸氢钠的含量。在脱硫液中，碳酸钠为有效成分、碳酸氢钠为无效成分，只加人纯碱不一定能够控制住碳酸钠含量，而且还会进一步增高碳酸氢钠含量。需要采取既能保持碳酸钠含量，提高脱硫效率，还能降低碳酸氢钠的含量方法。从主反应来看，可以加入烧碱。 为避免加烧碱会对生产造成大的影响，采取烧碱和纯碱一起加的方式：先往配碱槽中加人脱硫液2～3m (含碳酸氢钠约100～150kg)，然后加入50kg烧碱，待烧碱全部反应后，再加入40kg纯碱和适量脱硫剂，将该脱硫液送人系统脱硫液，脱硫效果见表3。 由表3可以看出，在脱硫液中加入一定量烧碱后，碳酸钠含量得到控制，碳酸氢钠含量也有大幅下降，脱硫效率明显提高。从以上分析数据来看，因碳酸氢钠的含量较高，总碱度不能控制在0.4～0.6mol/L，而应控制在0.7mol/L以上。 五、结语 (1)使用沼气分析仪监测甲烷含量，掌握甲烷回收率、脱硫效率等关键数据，并据此进行厌氧发酵、提纯过程的工艺优化，可以显著提高沼气和生物天然气工程的经济效益。 (2)沼气脱硫不同于半水煤气脱硫，其二氧化碳高的性质决定了其脱硫不能照搬半水煤气脱硫工艺，需要加以改进。 (3)因沼气的二氧化碳量较高，造成脱硫液碳酸氢钠含量高，因此总碱度指标应控制在0.7mol/L以上。 (4)在沼气二氧化碳含量高的情况下，可以往脱硫液中加入一定量的烧碱，但要注意加入量必须参照系统脱硫液中碳酸氢钠含量，必须在配碱槽中加入，不能让烧碱直接进入脱硫液中，特别是在脱硫效率低、碳酸氢钠高的情况下更应如此。 (5)改进后成本没增加多少，但脱硫效率却大大提高，而且还避免了碳酸氢钠含量继续升高。 (6)如果原料气量有变化，脱硫液中碳酸氢钠含量会随生产情况变化，每天加入的烧碱也要随之调整。若碳酸氢钠含量在50～60L或更高时，可只加烧碱。 (7)烧碱溶于脱硫液时会放出大量热，且具有强腐蚀性，操作务必注意安全。（来源：微信公众号@沼气工程及其测控技术）

脱硝业务下半年是业绩及合同的高峰期。雪迪龙表示：公司脱硝监测上半年确认收入并不多,预计下半年确认是上半年的2倍。进入3季度招标的明显增多,预计3-4季度是合同高峰期。脱硝业务未来的实施主体与脱硫业务基本相同,即专业的环保公司,公司与国内主要环保公司建立了良好的关系,公司在脱硫领域的市场份额约为30%,预计未来在脱硝领域的份额在30%以上,我们在之前的调研简报中也分析了国控脱硝监测的市场容量,预计在25亿左右,预计在未来3年内实施完毕,对应公司的业绩年均在2.5亿左右,是公司未来烟气监测的增量业务,而公司2011年燃气监测部分的收入仅1.74亿元。　　城市燃煤锅炉脱硝业务有望推进,大型电厂脱硫监测即将进入更换期。截至“十一五”末,我国累计建成运行5.65亿千瓦燃煤电厂脱硫设施,全国火电脱硫机组比例从2005年的12%提高到80%,主力电厂脱硫空间不大。“十二五”期间,我国将加大节能减排的控制力度,二氧化硫排放总量下降8%,要完成“十二五”二氧化硫总量降低8%的要求,城市供暖小锅炉也需要安装脱硫设施,预计未来20蒸吨以上的锅炉全部实现炉外脱硫。由于供热锅炉数量较多,如果安装脱硫烟气监测,未来市场容量也巨大。脱硫监测设施的使用寿命远低于脱硫设施本身,预计使用寿命在5年左右,而第一批脱硫设施上马是“十一五”末,马上第一批脱硫监测设施进入更换期,而公司在国控的大型电力公司脱硫设施的市场份额约30%,未来更换市场采用原有厂家设备的概率较大,公司脱硫监测有望受益于此。考虑到脱硫烟气监测系统未来的更换市场,公司脱硫烟气监测业务“十二五”不会出现大规模萎缩,我们预计仍有望保持5%—10%的稳定增长。　　非电领域环保成为燃气监测远期业绩增长点。目前我国在水泥、钢铁等行业的环保投资仍未开始。以水泥为例,国内安装脱硫设施的仅20%,脱硝设施基本没有安装,随着国家环保政策的严格,在水泥、钢铁等领域的环保设施的投资力度增大,这将成为公司产品的另外的重要市场。　　积极开拓新领域,受益于环保监测广度及深度的提高。公司目前主要业务在烟气业务监测,未来公司将拓展至污水监测、大气监测等领域,目前相关产品储备已经完成,已经具备PM2.5监测和污水监测的能力。此外,公司也考虑通过并购的措施延伸至其他产品领域。而我们认为我国的环保事业才刚刚开始,环保监测的深度和广度都不够,未来有望进一步加深,而公司作为环保监测设备公司有望充分受益于此。　　公司有别于其他脱硫脱硝类环保公司,业绩更具备持续性。公司的业务虽然都受到脱硫脱硝政策的影响,但公司有别于其他脱硫脱硝内公司,业绩更具备持续性。主要有以下几点原因:1、脱硝监测设备的使用寿命远小于脱硫设施,更换周期较短,预计监测类设备的更换周期为5年,而脱硫工程的更换周期在20年 2、随着环保要求的提高,未来城市供暖小锅炉也需要安装脱硫设施,但其对造价较为敏感,主体工程投资可能较大幅度减少,但监测设备的数量较为刚性 3、脱硫监测与脱硝监测设备技术基本同源,设备基本成熟,竞争格局也较为清晰,不存在恶性竞争的情形 4、监测领域在大气、水务等的技术同源性相对较近,公司拓展其他领域监测业务的可能性较大。　　盈利预测及投资评级:我们预计公司2012-2013年业绩分别为0.87、1.08元,对应目前市盈率为24、19倍,脱硝烟气监测业务有望在4季度爆发且“十二五”期间有望持续增长,此外公司积极开拓其他环保监测领域,公司较其他大气环保公司更具业绩持续性,综合考虑维持公司“增持”的投资评级。　　投资风险。脱硝烟气监测市场份额低于预期 竞争激励毛利率降低 其他环境监测领域的进度持续低于预期。

雪迪龙作为烟气监测龙头，保持了稳健的发展势头。脱硝监测CEMS高景气可持续，而随着工业锅炉脱硫等政策升级带来的市场扩容，有望给业绩带来超预期可能。　　目前订单同比增长近四成，全年订单将超预期：截止8月底，公司新签订单约5.0亿元，同比增长近四成，与去年全年订单量相当。其中脱硝监测仪器订单2.5亿。脱硫监测仪器1.2亿，工业过程分析及运维订单约1.3亿元。虽然公司没有上调全年订单预期(年初全年订单目标6.50亿元，同比增长30%)，但我们预计全年超预期概率很大，预计全年订单将达到7.0~7.5亿元，同比增长近五成。　　脱硝监测仪器绝对量高峰在2015年，高景气度周期久于脱硝工程：预计今年底累计完成脱硝机组容量比例将达到55%，考虑目前脱硝机组均为大容量的机组(60万千瓦居多)，从投运的机组数量看，该比例仅约30%。后期随着小机组脱硝上马，尽管投运的容量与今年相当或有减少，但机组数量会增加，单台机组需要监测仪器数量相同，因此后期监测仪器需求更大。公司预计脱硝监测仪器市场绝对量高峰在2015年，高景气周期将维持到15年末，较脱硝工程(今年是脱硝工程量的高峰年)更久。　　13-15年脱硝领域订单约5亿元/年:&ldquo 十一五&rdquo 电力脱硫监测仪器市场规模约25亿元，由于工艺设计因素，脱硝监测仪器需求为脱硫的叁倍，预计总规模约70亿元。目前完成脱硝的机组台数约30%，还有近50亿元市场待释放。按公司30%左右的市占率预估，13-15年脱硝订单年均有5亿元的订单释放，为公司业绩增长奠定基础。　　脱硫监测仪器超市场预期，未来期待工业锅炉发力：此前行业预估随着电力脱硫结束，脱硫监测仪器需求会下滑，乐观估计也是持平。但截止目前，公司脱硫监测仪器订单1.2亿元，好于预期。原因在于随着环保政策的升级，小机组及小锅炉也有脱硫需求。近期锅炉排放标准升级，我们强烈建议关注工业锅炉由于排放标准升级后带来的潜在需求释放(我国中小锅炉约10万台，单台脱硫监测仪器约20万元，市场容量约200亿)，目前该市场属于尚未启动阶段，但政策的出台将加快该市场的释放，同时也改变了脱硫监测仪器难增长的预期。　　环境运维市场空间大，公司稳步推进：随着环保监测市场兴起，引入第叁方来实施监测将有效降低环保部门的监管成本。最近出台环境自检要求，也明确推广第叁方运维模式。目前公司已经销售脱硫脱硝监测仪器5800套，工业过程分析仪器3400套，按单台年运维费用4~5万元计算，公司潜在运维市场规模约4.0~5.0亿元。当下公司签订运维台数约1200套，年运行规模约5000万元，成长空间很大。

据世界卫生组织公布的全世界1082个城市2008&mdash 2010年可吸入颗粒物年均浓度分布，我国32个省会城市参与排名，最好的是海口市，排名第814位，其余均在890位以后，北京名列1035位。　　今年以来，雾霾污染似乎更为严重。研究发现，大型燃煤锅炉、采暖供热燃油和燃煤锅炉、各种工业窑和炉、机动车尾气等是PM2.5的主要来源。　　为减少污染，从2012年1月1日开始，火电行业执行烟尘30毫克/立方米的国家排放标准。但在国家对火电行业一再念起&ldquo 紧箍咒&rdquo 的同时，石化、化工、有色、水泥等行业似乎未见动静。　　&ldquo 持续推进电力行业污染减排外，还要加快钢铁、水泥等非电重点行业脱硫脱硝进程，因地制宜开展燃煤锅炉烟气治理等。&rdquo 在中华环保联合会主办的&ldquo 2013年电力行业大气污染治理技术与经验交流会&rdquo 上，环境保护部污染防治司副司长汪健一再强调。　　火电行业&ldquo 世界上最严格标准&rdquo 如何落地?　　&ldquo 重点抓火电行业的减排没有错。&rdquo 在交流会上，国家发改委资源节约和环境保护司副司长赵鹏高说。　　据统计，2012年，我国火电行业排放的二氧化硫、氮氧化物约占全国二氧化硫、氮氧化物排放总量的42%、40% 火电行业还排放了烟尘151万吨，约占工业排放量的20%到30%。　　不过，赵鹏高也指出，从2012年1月1日开始执行的《火电厂大气污染物排放标准(GB 13223&mdash 2011)》，可以说是世界上最严格的标准之一。　　赵鹏高把该标准与欧盟、日本、加拿大、澳大利亚等国标准做了比较，认为比发达国家都严格很多。如日本烟尘排放标准为50&mdash 100毫克/立方米，我国新标准要求30毫克/立方米 日本的二氧化硫、氮氧化物排放标准均为200毫克/立方米，我国是100毫克/立方米。　　但要落实这&ldquo 世界上最严格标准&rdquo ，火电行业必须付出巨大的经济代价，还存在技术装备等方面的困难。以脱硫为例，标准从400毫克/立方米到30毫克/立方米，只用了5年左右时间，但是按照老标准建设的脱硫设备寿命一般都是15年，企业需要为执行新标准，或者让还在服役期的设备提前退休，或者额外增加新的补充设备，成本巨大。　　赵鹏高解释说：&ldquo 从经济上来看，烟尘排放达30毫克/立方米的话需增加费用，目前的测算是，至少每度电要再加2厘钱，但电厂的发电价格是国家定的，如电价不调整，发电企业在经济上难以承受 从技术装备来看，达标排放还要增加电除尘器，问题是电厂还有没有空间来安装新增的除尘设备?&rdquo 　　&ldquo 我们在山西、内蒙古一些火电厂看见，不少30万、60万兆瓦发电机组烟尘排放都在100毫克/立方米以上，甚至高达数百毫克/立方米。&rdquo 重庆市环境科学研究院高工、中国环保产业协会副主任委员肖容绪认为，目前，对火电厂而言，关键是新排放标准的&ldquo 落地&rdquo 问题。　　石化、化工、有色等行业减排&ldquo 跟上&rdquo 了吗?　　&ldquo 在&lsquo 十五&rsquo 到&lsquo 十一五&rsquo 期间，国家对电力行业的污染控制超出任何一个行业，我们的减排力度也最大。&rdquo 在中国科协主办的&ldquo 第77期新观点新学说学术沙龙&rdquo 上，国电环境保护研究院环境科学研究所副所长王圣强调。　　据环境保护部发布的《2012中国环境状况公报》，92%、27.6%的火电机组已分别安装了脱硫、脱硝装备。　　&ldquo 火电行业排放强度持续下降，但实际上老百姓对环境的感受是越来越糟糕。&rdquo 王圣抱怨说，我国约48.2%的煤被用于发电，但以北京为例，北京还有很多分散的烧煤用户，这51.8%的&ldquo 散户&rdquo 才是导致目前空气质量恶化的重要因素。　　&ldquo 我个人觉得，我国应综合考虑不同行业的煤炭消费和排放体系，而不是仅仅纠结于如何把某一个行业排放比例降下来。实践证明，这样做，环境质量效果不是那么好。&rdquo 王圣说。　　对火电行业表现出的&ldquo 委屈&rdquo 情绪，清华大学研究生院常务副院长、环境学院教授贺克斌表示理解。他说，&ldquo 十五&rdquo 开始，我国就重点抓火电行业的污染控制，原因是多方面的。一是火电行业是排污大户，二是相对其它行业而言，火电技术装备更成熟一些，污染控制也相对容易一些 此外，&ldquo 火电行业的环保觉悟相对较高，当初国家跟各工业行业提出更高污染减排要求时，只有火电行业很快就接受了，其他行业都不愿意往自己头上套这个&lsquo 紧箍咒&rsquo &rdquo 。不过，就目前情况看，火电行业的排放标准已经没有&ldquo 潜力&rdquo 了，必须加大其他行业的减排力度。　　只&ldquo 整&rdquo 火电行业的说法似乎被国家排放标准和要求所印证。据环保部《关于执行大气污染物特别排放限值》公告，在京津冀、长三角、珠三角等&ldquo 三区十群&rdquo 19个省(区、市)47个地级及以上城市，自2013年4月1日起，新受理的火电、钢铁环评项目执行大气污染物特别排放限值 石化、化工、有色、水泥行业及燃煤锅炉项目等目前没有特别排放限值的，待相应的排放标准修订完善并明确了特别排放限值后执行。　　因此，肖容绪建议，钢铁、水泥、建材、有色冶金工业以及热力生产与供应业都应执行火电行业的30毫克/立方米的国家标准，垃圾焚烧应制订10毫克/立方米的国家排放标准。　　污染控制，不能忽视小企业　　据2010年公布的《第一次全国污染源普查公报》，除了电力外，非金属矿物制品业、黑色金属冶炼及压延加工业、化学原料及化学制品制造业、有色金属冶炼及压延加工业、石油加工炼焦及核燃料加工业都是二氧化硫排放大户。　　上述几个行业也是烟尘、氮氧化物等污染物的主要排放源。&ldquo 火电行业是近些年才发展起来的，采用的技术都比较先进，企业规模较大。与之相比，化工、有色、水泥等行业还存在很多小企业，一些企业的工艺技术甚至是新中国成立之初的，它们想达到严格的排放标准，成本和技术要求更高，难度极大。&rdquo 贺克斌说。　　贺克斌把对大火电厂的污染控制形容为&ldquo 空军&rdquo 作战。&ldquo 我们已经用空军轰炸过几遍了，现在，很多地方到了打&lsquo 巷战&rsquo 的时候了，要把小化工、小冶炼、小水泥，以及城市供暖小锅炉等小点源一个个收复过来。&rdquo

p　　湿法脱硫是中国燃煤烟气主要的脱硫方法，中国绝大多数的燃煤电厂，工业燃煤锅炉、采暖热水锅炉、烧结机、玻璃窑使用这种方法脱硫，每年脱除的二氧化硫高达数千万吨，大大减少了大气中的二氧化硫浓度，因而减少了酸雨和在大气中碱性物质与二氧化硫合成的硫酸盐颗粒物。/pp　　但是，近年来，各地逐渐发现，大气中硫酸盐颗粒物在PM2.5中所占的比例显著升高，经常成为非采暖季大气中PM2.5的主要成分，很可能就是采暖季大气污染的罪魁祸首。从逻辑上讲，因为燃煤烟气大规模地脱硫，使得大气中二氧化硫的浓度降低了，在大气中合成的硫酸盐会大大降低。那么大气中这么多的硫酸盐是哪里来的?莫非是什么设备把硫酸盐排到了大气中?/pp　　我们在一个燃煤烟气污染治理可行性研究的调查工作中发现，湿法脱硫工艺产生了大量极细的硫酸盐，排放到大气中。而同一时期，很多专业人士也发现了这个问题。某省的一位专业环保官员告诉我，这种湿法脱硫工艺产生的烟气颗粒物，还有一个俗称，叫“钙烟”。/pp　　那么湿法脱硫工艺是如何产生极细的硫酸盐的?我下面试图用科普方式来解释。/pp　　燃煤烟气中的主要大气污染物是颗粒物、二氧化硫和氮氧化物。当然还有一些次要颗粒物，如汞等重金属。一些特殊的燃煤或固体燃料的燃烧过程如烧结机和垃圾焚烧，还会产生其它的污染物，如氟化氢、氯化氢、二恶英等，篇幅所限本文暂不涉及。/pp　　大部分燃煤烟气污染物减排的主要任务就是除尘(去除颗粒物)、脱硫(去除二氧化硫)和脱硝(去除氮氧化物)。/pp　　一般来说，在烟气污染物减排过程中脱硝是第一道工艺，因为除了低温脱硝工艺外，一般的脱硝工艺采用锅炉内(900~1100℃)的高温脱硝方法——非选择性催化还原法(SNCR)，或者锅炉外(300~400℃)的中温选择性催化还原法(SCR)。这两种方法都需要加氨水或尿素水作为还原剂。氨逃逸就在此时发生，氨逃逸量与氨喷射和控制技术有关，同时也与要求氮氧化物脱除的排放上限成反比。在技术相同的情况下，要求排放的氮氧化物越少，氨的使用量就越多，逃逸量也就越多。氨逃逸会在湿法脱硫环节惹麻烦。/pp　　脱硝后，就开始进行烟气的换热降温，以回收烟气中的热量。一般先通过省煤器，将锅炉的进水加热，而后再经过空气预热器，将准备进入到锅炉里燃烧煤炭的空气加热，经过这两道节能换热过程后，烟气的温度下降到100℃左右，就开始进入第二道工序，除尘，即去除颗粒物，一般采用静电除尘或袋式除尘工艺。如果设计合理，设备质量合格，一般情况下，静电除尘器可以将烟气中的颗粒物浓度降至5毫克/立方米以下，袋式除尘器甚至可以将烟气中的颗粒物浓度降至1毫克/立方米以下。今天，除尘技术已经非常成熟。/pp　　烟气经过除尘后，就开始了第三道减排工艺，脱硫。湿法脱硫是现在中国普遍采用的脱硫方法。大部分湿法脱硫工艺是使用脱硫塔，把大量的水与石灰石(主要成分为碳酸钙)粉或生石灰粉(生石灰粉的主要成分是氧化钙，与水反应生成后的主要成分是氢氧化钙)混合，形成石灰石或熟石灰碱性乳液，从脱硫塔的上部喷洒，这些液滴向脱硫塔下滴落 在风机的作用下，含有大量二氧化硫的酸性烟气则从下向上流动，碱性乳液中的石灰石或熟石灰及其它少量的碱性元素(如镁、铝、铁和氨等)与二氧化硫的酸性烟气相遇，就生成了石膏(硫酸钙)及其它硫酸盐。由于石膏在水中的溶解率很低，因此，收集落到塔底的乳液，将其中的石膏分离出来，剩下的就是含有大量可溶性硫酸盐的污水，这些硫酸盐包括：硫酸镁、硫酸铁、硫酸铝和和硫酸铵等，需要去除这些硫酸盐后，污水才能排放或重新作为脱硫制备碱性乳液的水使用。/pp　　中间插一段儿：恰恰这些含有硫酸盐的污水的处理现在存在很大的问题。因为这些污水的处理耗资巨大，因此有很多燃煤企业或将这些污水未经处理排放到河流中，或者不经处理重新作为制备脱硫碱性乳液的水使用 前者严重地污染了水体，后者则将这些可溶盐排放到了空中(原因在下面解释)。我曾经去过一家企业考察燃煤锅炉，锅炉的运行人员告诉我们，锅炉污水零排放。一同考察的专家们讽刺到，污水中的污染物都排放到空中了。这个燃煤企业实际的做法是不对湿法脱硫产生的废水中溶解的硫酸盐做去除处理，而是将溶有大量硫酸盐的废水反复使用，还美其名曰，废水零排放。废水是零排放了，可溶性的硫酸盐倒是全都撒到天上了，每立方米的燃煤烟气中，有好几百毫克的硫酸盐，全都变成PM2.5了。还不如不做烟气脱硫处理呢!这就是经过几年的大规模燃煤烟气处理，大气中的PM2.5没有大幅度下降的原因!/pp　　接下来说：并不是所有的乳液都落到了塔底。因为进入到脱硫塔里的烟气温度很高，于是将大量的乳液液滴蒸发。越到脱硫塔的底部，烟气的温度就越高，乳液液滴的蒸发量就越大。不幸的的是，越到底部，乳液液滴中所含的硫酸盐也就越多(如果反复使用未经处理的含有大量硫酸盐的废水，则硫酸盐就更多了)，由于乳液液滴的蒸发速度很快，一些微小液滴中的可溶性硫酸盐来不及结晶，液滴就完全蒸发，因此析出极细的硫酸盐固体颗粒，平均粒径很小，大量的颗粒物直径在1微米以下，即所谓的PM1.0。当然乳液中最大量的固体还是硫酸钙(石膏)，不过其不溶于水，硫酸钙颗粒的平均粒径比较大。/pp　　这些含有硫酸钙颗粒和可溶盐的盐乳液的蒸发量非常巨大。对应一台100万千瓦的燃煤发电机组，在烟气脱硫塔中这些盐溶液的蒸发量每小时会达到100吨左右。因此，析出的极细颗粒物数量巨大。/pp　　这些极细的颗粒物随着烟气向脱硫塔上部流动，大部分被从上部滴落的液滴再次吸收和吸附(于是这些极细的颗粒物在脱硫塔中被反复地吸收/吸附和析出)，但仍有可观的残留颗粒物随着烟气从塔顶排出。需要说明的是，颗粒物的粒径越小，残留的就越多。/pp　　有人会有疑问，从塔顶喷洒的液滴密度很大，难道不能将这些极细颗粒物都洗掉?遗憾的是，不能。早先锅炉的烟气除尘就用过水膜法，即喷射水雾除尘，除尘效果很差。道理很简单，同样的颗粒物重量浓度，颗粒物的粒径越小，颗粒物的数量就越多，从水雾中逃逸的比例就越大。/pp　　烟气出了脱硫塔后，在早先的燃煤烟气处理工艺中，就算完成烟气处理工艺了，烟气经过烟囱排放到大气中，当然，那些在湿法脱硫过程中产生的大量的二次颗粒物——硫酸盐们，也随着烟气排放到大气中。其中石膏颗粒物粒径较大，于是就跌落在距烟囱不远的周围，被称为石膏雨。那些粒径较小的可溶盐，则随风飘向远方，并逐渐沉降，提高了广大地区大气中颗粒物的浓度。烟气中的颗粒物浓度常常达到几百毫克/立方米，比起脱硫前烟气中的颗粒物，增加了好几倍甚至几十倍。所以有人讽刺，湿法脱硫把黑烟(烟尘)和黄烟(二氧化硫)变成了白烟(硫酸盐)。/p

雪迪龙在最新公布的《投资者关系活动记录表》中透露，最近一两年公司业绩的快速增长，仍然依靠脱硫脱硝业务。　　雪迪龙介绍，2015年底大型火电厂的脱硝工程基本全部实施完毕，订单增速肯定会下降，但中小机组的脱硝工程将逐步启动，来自中小机组的订单将会增加，脱硝订单会继续稳定的增长。　　雪迪龙的主营业务为分析仪器仪表、环境监测系统、工业过程分析系统的研发、生产、销售以及运营维护服务。

2月26日讯，雪迪龙2013年实现营收5.89亿元，同比增长55.6% 归属于上市公司股东的净利润1.34亿元，同比增长34.34%。　　公司提出的2013年利润分配预案为：以2013年度末总股本274,945,600股为基数，向全体股东每10股派现金股利1.00元(含税)，拟分配股利27,494,560.00元 此次股利分配后剩余未分配利润264,307,680.72元，滚存至下一年度。　　另据年报显示，除环境监测、工业过程分析系统、气体分析仪器等业务之外，公司系统改造及运营维护服务板块收入也实现了良好的增长。　　2013年，公司系统改造及运营维护服务收入0.63亿元，同比增长53.29% 毛利率45.65%，同比下降4.78%。　　根据运营维护网络建设项目计划，公司拟建立29个环保运营维护服务中心，截至2013年12月31日，已累计完成建设18个计划内的运维中心。　　公司证代魏鹏娜表示，目前的运营维护业务主要集中在脱硫监测领域，较大规模的业务集中在湖北、新疆和河南等地区。　　与此同时，公司还在积极寻找并购标的，进而拓展产业链上下游。魏鹏娜称，自去年以来，公司高层已经对脱硫脱硝工程、水处理工程等领域进行过调查研究，但尚未找到合适的并购标的。

p　　在今年三月份的全国两会期间，李克强总理在陕西代表团参加审议时说：“雾霾的形成机理还需要深入研究，因为我们只有把这个机理研究透了，才能使治理措施更加有效，这是民生的当务之急。我们不惜财力也要把这件事研究透，然后大家共同治理好，一起打好蓝天保卫战。”/pp　　“我在国务院常务会议几次讲过，如果有科研团队能够把雾霾的形成机理和危害性真正研究透，提出更有效的应对良策，我们愿意拿出总理预备费给予重奖!这是民生的当务之急啊。我们会不惜财力，一定要把这件事研究透!”/pp　　“我相信广大人民群众急切盼望根治雾霾，看到更多蓝天。这需要全社会拧成一股绳，打好蓝天保卫战!”/pp　　从2013年初算起，中国治理大气污染的大规模行动已经进行了四年多，各地政府和相关企业，为之投入了巨大的人力物力。京津冀地区，在几个重点的燃煤烟气污染领域，如钢铁冶金(重点是烧结机)、焦炭、水泥、燃煤发电厂、燃煤蒸汽和热水锅炉、玻璃行业，这几年给几乎所有的大烟囱都带了口罩——加装燃煤烟气处理系统。收效虽有，但大家总觉得与治理的深度和广度差距太大。我与某地环保局的专业工作人员聊天时，曾听到对方的困惑：几乎所有的大型燃煤设施，都已经上了烟气处理措施。在重压之下，有几个企业敢大规模偷排啊?大气中的PM2.5的浓度怎么还是这么高啊?这些颗粒物到底是从哪里来的?/pp　　在中国，已经有很多科学论文介绍，中国的大气颗粒物监测中经常发现有大量的硫酸盐。北京的严重雾霾天气，硫酸盐的比例有时甚至远超50%。/pp　　曾经有专家认为大气中大量的硫酸铵颗粒物是在大气中由二氧化硫和氨气合成的。而氨气是从农业种植业和养殖业中逃逸出来的。还有中外合作的科研团队的结论是，北京及华北地区雾霾期间，硫酸盐主要是由二氧化硫和二氧化氮溶于空气中的“颗粒物结合水”，在中国北方地区特有的偏中性环境下迅速反应生成。可农业种植和养殖业的氨逃逸不是最近几年才突然增长，通过这几年的大气污染治理措施，大气中二氧化硫和二氧化氮的含量是逐渐下降的。显然，这些结论很牵强附会。篇幅所限，我就不深入分析了。/pp　　我谈谈自己的经历。/pp　　去年夏天我在某市出差，前天晚上下了一场暴雨，第二天空气“优”了一天，但第三天空气质量就跨越两个级别，达到轻度污染，第四天就是中度污染了。夏季没有散煤燃烧采暖造成的污染，而该市主要的燃煤烟气设备都有有效的颗粒物减排措施。虽然大气中的二氧化硫和氨能合成二次颗粒物，可大气中二氧化硫的浓度并不高，暴雨也能把地里的氨大部分都带走，大气中不可能有这么多的氨气，而且颗粒物的增长也不应该这么快。/pp　　我在一个企业调查时，用肉眼就清晰地发现，某大型燃煤设施经湿式镁法脱硫后的烟气中的水雾蒸发之后，仍拖着一缕长长的淡淡的蓝烟。这是烟气中的水雾在空气中蒸发之后，水雾中的硫酸镁从中析出，留在了空中。/pp　　而在另外几个企业，我则看到，用湿式钙法脱硫技术处理的烟气中的水雾蒸发后，留下一缕白色的颗粒物烟尘。其中有一次我在一个钢铁企业考察时，因为气象的原因，经湿法脱硫的烧结机燃烧烟气沉降到地面上，迅速闻到一股呛人的粉尘气味。/pp　　这种现象很多专业人士都注意到了。某省一位专业环保官员告诉我，这种湿法脱硫工艺产生的烟气颗粒物，还有一个俗称，叫“钙烟”。/pp　　2015年我的德国能源署同事在中国的调研工作中清晰地发现了这个情况，并在2016年载入了科研报告：“很多燃煤热力站的烟气净化主要在洗气塔中进行，没有在尾部安装过滤装置。由于洗气塔的净化效果有限，并且只适用于分离水溶性物质，因此，中国企业广泛采用未加装过滤装置的洗气塔的方式并不可靠”。/pp　　更糟糕的是，我们看到，很多企业为了降低不菲的烟气脱硫废水处理成本，不对湿法脱硫的废水中溶解的硫酸盐做去除处理，而是将溶有大量硫酸盐的废水反复使用，还美其名曰，废水零排放。废水是零排放了，可溶性的硫酸盐却全都撒到天上了，每立方米的燃煤烟气中，有好几百毫克的硫酸盐，全都变成PM2.5了。还不如不做烟气脱硫处理呢!/pp　　今年5月17日下午，中国生物多样性保护与绿色发展基金会与国际中国环境基金会总裁何平博士联合组织了一次“燃煤烟气治理问题与对策研讨会”。我也应邀参加了这次会议。在这次会议上，大家纷纷指出了一个重要的大气污染源，燃煤烟气湿法脱硫。/pp　　其中山东大学的朱维群教授介绍了他从经湿法脱硫后的烟气里检出了大量硫酸盐的实验结果。与会的其他两个公司也介绍了类似的发现。其中一个来自东北某省会城市的公司介绍，最近两年，该市每年在供暖锅炉启动运行的第一天，就出现大气中的颗粒物含量迅速上升现象。而这些锅炉都有烟气处理工艺，从监测仪表上看，颗粒物的排放比前些年大幅下降。而二氧化硫和二氧化氮要合成二次颗粒物不会这么快。可以断定，是在烟气处理过程中的湿法脱硫工艺合成了大量的颗粒物。该公司负责人还调侃说，他曾给市环保局建议，把全市的燃煤烟气湿法脱硫停止运行试一天做个试验，肯定大气中的颗粒物浓度会大幅下降。/pp　　我也介绍了我和同事们在河北进行大气污染治理时发现的类似现象，并介绍了我们于2016年在有关报告中建议的治理方法：“基于德国的经验，建议采用(半)干法烟气净化技术取代湿法洗气塔。具体而言，我们建议采用APS (Activated Powder Spray，活性粉末喷洒)烟气处理工艺”。/pp　　十分凑巧的是，就在举办这个会议的当天晚上，华北某市的环保局局长(尊重他的意愿，我不能公开他的姓名和所在的城市)来北京出差，约我聊一聊治霾问题。一见面，他就开门见山告诉我一件令他困惑了几年并终于揭晓的谜：/pp　　几年来，他一直怀疑现在的燃煤烟气处理工艺有问题，因为在这些已经采用了燃煤烟气处理工艺的烟囱附近的空气质量监测站，发现大气中颗粒物的浓度要明显高于其他地区监测站监测的结果。不久前，他所在城市的一家大型燃煤发电厂刚刚安装了超净烟气处理设施。但在超净烟气处理设施运行的当天，附近大气质量监测站检测出的大气中的颗粒物浓度比起其他地区的监测站，有了突然的大幅升高。于是他让环保检测人员到现场从烟囱里抽出烟气到实验室里检测。结果，发现有大量的冷凝水，在将这些冷凝水蒸发后，得到了大量的硫酸盐，其数量相当于在每立方米的烟气中，有100~300毫克/的以硫酸盐为主的颗粒物。而国家规定的燃煤锅炉烟气中的颗粒物排放上限(依锅炉的功率和是否新建或既有)分别为20~50毫克/立方米 燃煤电厂烟气超净排放标准的颗粒物排放上限甚至只有5~10毫克/立方米。也就是说，湿法脱硫产生的二次颗粒物造成烟气中的颗粒物浓度超过不同的国家标准上限几倍至几十倍!/pp　　超净烟气中水分含量更高，带出的冷凝水和溶盐更多，烟气的温度也更低，所以在烟囱附近沉降的颗粒物更多。/pp　　既然是超净排放，烟气中怎么还会有这么多的颗粒物?烟气中的颗粒物可都是有在线监测的。难道是偷排?还真不是偷排。/pp　　原因很简单：国家的烟气检测规范规定，烟气中的颗粒物浓度是在烟气除尘之后湿法脱硫之前进行检测。这也有道理，因为在湿法脱硫工艺之后，大量的水雾被带到烟气中，这些水雾在普通的烟气检测技术方法中，往往会被视为颗粒物，造成巨大的测量误差。即便有高级仪器能区分湿烟气中的水雾和颗粒物，也很难测定水雾中的硫酸盐含量。除非能检测水雾中的盐含量。但这太困难了。即使有检测装置能够在线检测出来水雾中的硫酸盐浓度，成本也太惊人了。/pp　　燃煤烟气在经过湿法脱硫后，会含有大量的水雾，水雾中溶解有大量的硫酸盐和并含有脱硫产生的微小颗粒物，其总量总高可达几百毫克。/pp　　以上的事实，对大气中的颗粒物中有大量的硫酸盐、甚至经常有超过50%比例的硫酸盐的现象做出了合理的解释：大气中绝大部分的硫酸盐并不是二氧化硫和氨气在大气中逐渐合成的，而是在湿法脱硫装置中非常高效迅速地合成的。/pp　　也就是说，湿法脱硫虽然减少了二氧化硫——这个在大气中能与碱性物质合成二次颗粒物的污染物，但却在脱硫工艺中直接合成出大量的一次颗粒物。在已经普遍安装了燃煤烟气处理装置的地方，湿法脱硫在非采暖季已经成为大气中最大的颗粒物污染源。万万没想到，烟气治理，治理出更多的颗粒物来，甚至出现在超净烟气处理的工艺中，真是太冤了。/pp　　难怪下了这么大的力气治理燃煤烟气污染，大气中的颗粒物浓度降不下来，原因就是燃煤烟气污染治理本身，并不是燃煤的企业和环保部门的工作人员治理大气污染不积极、不认真 而是方法错了。方法错了，南辕北辙。这充分说明，铁腕治霾，一定要建立在科学的基础上。方法不科学，很可能腕越铁，霾越重。/pp　　有疑问吗?有疑问不必争辩，找人对湿法脱硫之后的燃煤烟气进行取样，拿到实验室去一检测就清楚了。实践是检验真理的唯一标准。/pp　　现在雾霾治不了，很多地方的环保部门就采用“特殊手段”。其中一种手段是用水炮。可是，一些人不知道，硫酸盐是水合盐，在湿度高时，硫酸盐分子会吸收大量的水分，增大体积，这也就是为什么很多地方在空气湿度升高后，颗粒物的浓度会突然大幅增加的原因。我有个朋友是环保专家，他告诉我，有一次，他所在的地区大气颗粒物浓度过高，他的上司要派人到监测站附近打水炮降颗粒物，他赶忙拦住：“现在湿度高，越打水炮，硫酸盐颗粒物吸水越多，颗粒物浓度越高。”/pcenterimg alt="asd" src="http://img.caixin.com/2017-07-10/1499667799730726.jpg" width="571" height="395" style="width: 571px height: 395px "//centerp　　更下策的办法是给监测仪器上手段，直接对仪器作假，譬如给颗粒物探测头上缠棉纱。第一个作假被抓住并被公布的环保局官员，就是在我的家乡西安，我的心情很不平静。在这里，我不是为作假者开脱，而是为他们的无奈之举感到深深的悲哀。/pp　　湿法脱硫的技术包括钙法、双碱法、镁法、氨法。这些工艺都或多或少地在湿法脱硫过程中合成大量的硫酸盐，只是其中所含硫酸盐的种类(硫酸钠、硫酸镁、硫酸铵、硫酸钙)和比例有所不同。/pp　　我用最常用的钙法脱硫的烟气处理(超净排放需要增加脱硝的处理工序)流程图，简要地解释一下湿法脱硫产生大量的硫酸盐的过程：/pp　　/pcenterimg alt="2" src="http://img.caixin.com/2017-07-10/1499668426791886.jpg" width="562" height="234"//centerpbr//pp　　湿法脱硫产生大量二次颗粒物的问题，从上世纪七八十年代起，在德国也出现过。德国发现了这个问题后，研究解决方案，选择了两条解决问题的路径：/pp　　1. 在原来湿法脱硫的基础上打补丁。其具体措施是：/pp　　1) 加强水处理措施，对每次脱硫后的废水去除其中颗粒物和溶解的盐 /pp　　2) 加装烟气除雾装置(例如旋风分离器) /pp　　3) 加装湿法静电除尘器 /pp　　4) 采取了以上的方法后，烟气中仍然有可观的颗粒物。于是为了避免颗粒物在烟囱附近大量沉降，又加装了GGH烟气再热装置，将烟气加热，升到更高的高度，以扩散到更远的地方——虽然扩大了污染面积，但减轻了在烟囱附近的空气污染强度。当然烟气再加热，又要消耗大量的热能。/pp　　/pcenterimg alt="asd" src="http://img.caixin.com/2017-07-10/1499667818346916.jpg" width="584" height="241"//centerpbr//pp　　但国内外都发现了GGH烟气再热装置结垢堵塞的现象，于是在发生结垢堵塞要对GGH再热装置进行清洗(结垢就是颗粒物，这也证实了湿法脱硫后的烟气中含有大量的颗粒物)时，需要有烟气旁路。而中国的环保部门为了防止偷排，关闭了旁路。所以，检修锅炉要停机，很多燃煤电厂为了防止频繁的锅炉停机，只好拆除了GGH烟气再热装置，由于烟气温度过低，因此烟气中的大量颗粒物在烟囱附近沉降，这也就是前述的某市环保局长发现的在燃煤电厂附近区域空气监测站发现大气中有较高的颗粒物含量的原因。/pp　　但这个方法只适合于大型燃煤锅炉，如燃煤电厂的大型燃煤锅炉。因为采用上述的技术措施，工艺复杂，电厂的大锅炉，由于规模大，脱硫废水和废渣的处理成本还能承受。对于小的燃煤锅炉在经济上根本承受不了，且不说还要加装价格不低的湿式静电除尘器。因此，在德国，非大型燃煤电厂的锅炉几乎都不采用这种在原湿法脱硫工艺的基础上打补丁的方法，而是采用下述的第二种方法。/pp　　2. 第二种方法就是干脆去除祸根湿法脱硫工艺，采用(半)干法烟气综合处理技术。德国比较成功的是APS (Activated Powder Spray，活性粉末喷洒)烟气处理工艺，综合脱硫、硝、重金属和二恶英。这种工艺是在上世纪末发明的，本世纪开始逐渐成熟并得到推广。其具体措施是：/pp　　1) 燃煤烟气从锅炉出来用旋风分离器进行大致的除尘后，即进入到APS烟气综合处理罐，进行综合脱硫、硝、重金属和二恶英(垃圾焚烧厂和钢铁工业的烧结机排放的烟气中有大量的二恶英) /pp　　2) 而后用袋式除尘器将处理用的大量脱污染物的粉末和少量的颗粒物一并过滤回收，多次循环使用(平均约100次左右)。/pp　　/pcenterimg alt="asd" src="http://img.caixin.com/2017-07-10/1499667826241238.jpg" width="567" height="179"//centerpbr//pp　　德国现在普遍采用这种(半)干法综合烟气处理工艺。即便是从前采用给湿法脱硫打补丁的燃煤电厂，也逐步地改为(半)干法综合烟气处理工艺。/pp　　/pcenterimg alt="asd" src="http://img.caixin.com/2017-07-10/1499667836914688.jpg" width="597" height="403" style="width: 597px height: 403px "//centerp　　/pcenterimg alt="asd" src="http://img.caixin.com/2017-07-10/1499667844142957.jpg" width="460" height="496" style="width: 460px height: 496px "//centerp　　上面两张图片是在德国凯泽斯劳滕市中心的热电联供站的屋顶上拍摄的，热电联供站既有燃煤锅炉，也有燃气锅炉。其中燃煤锅炉满足基础热力负荷，而燃气锅炉提供峰值热力负荷。上面两张照片上的两个烟囱当时都在排放燃煤烟气，不过这些燃烧烟气经过了APS半干法烟气综合烟气系统的处理，颗粒物排放浓度当时只有1毫克/立方米左右，所以用肉眼根本看不到排放的烟气。2016年，凯泽斯劳滕市的年均大气PM2.5浓度为13微克/立方米。/pp　　燃煤烟气采用先进的半干法烟气综合烟气系统，完全可以达到中国燃煤烟气超净排放的标准，即：颗粒物 5~10毫克/立方米烟气，SOx 35毫克/立方米烟气 NOx 50毫克/立方米烟气。如果烟气中有二恶英，则烟气中的二恶英浓度甚至可以降低到0.05纳克/立方米以下(在实际项目中经常可以降到0.001纳克/立方米以下)，而欧盟标准的上限是0.1纳克/立方米烟气。/pp　　湿法脱硫这个新的巨大的大气污染源被发现是坏事也是好事。坏事是知道很多的钱白花了，污染却没减多少，甚至有所增加，很遗憾。好事是知道了大气污染的主要症结在哪里，知道了如何去治理 特别是知道了，大气质量会因此治理措施(在中国北方+散煤治理措施)得到根本性的改善。/pp　　这一污染并不难治，采用先进的(半)干法技术综合烟气处理技术，立马就能把这个问题解决。尽管有一些成本，但是可以接受的成本，因为这种处理技术，如果要达到同样的环保排放标准，成本比采用湿法脱硫技术的烟气处理工艺还要低。如果现在就开始治理，冬奥会之前，把京津冀地区这个主要污染源基本治理好，再加上治理好散煤污染(在下一篇中详述)，让大气质量上一个大台阶，把京津冀所有市县的年均PM2.5的浓度降到35微克/立方米一下，应该不难实现。/pp　　最后我要强调的是，这个主要大气污染源的发现，并非我一个人或者我们这个中德专家团队所为，而是一批工作在治霾第一线的专家和环保官员们(当然也包括我和我们这个团队)经过精心观察发现的，并逐步得到越来越清晰的分析结果。我只不过把我们分别所做的工作用这篇文章做一个简单的综述。在此，本文作者对所有为此做出了贡献的人(很遗憾，他们之中的很多人现在不愿意公布他们的姓名和单位——也许要待到治霾成功那一天他们才愿意公布)表示衷心的敬意和感谢!/ppstrong style="color: rgb(51, 51, 51) font-family: 宋体 text-align: justify white-space: normal background-color: rgb(255, 255, 255) "作者为中德可再生能源合作中心（中国可再生能源学会与德国能源署合办）执行主任/strongstrong style="color: rgb(51, 51, 51) font-family: 宋体 text-align: justify white-space: normal background-color: rgb(255, 255, 255) "陶光远/strong/p

为深入推进青岛市污染减排工作，切实提高我市燃煤发电机组综合脱硫效率，扭转全市脱硫烟气旁路拆除工作滞后的被动局面，确保完成二氧化硫年度减排目标，青岛市政府召开了全市污染减排专题调度会，制定了燃煤机组脱硫烟气旁路拆除工作方案，积极开展烟气旁路拆除工作。 根据山东省环保厅《关于做好燃煤机组脱硫烟气旁路拆除工作的通知》的要求，2012年底前，青岛市要完成辖区内50％以上的重点燃煤机组(单机装机容量300兆瓦及以上)脱硫烟气旁路拆除工作。青岛市300兆瓦及以上的重点燃煤机组共6个，截止11月底，已拆除2条脱硫烟气旁路。目前已进入供热季，要求企业停炉拆除旁路难度很大。华电青岛发电有限公司认真调研，克服困难，倒排工期，在市环保部门的督促指导下，于近期又完成3#机组脱硫烟气旁路拆除，这标志着青岛市2012年旁路拆除任务顺利完成。 来源：青岛市环保局 崂应官网: www.hbyq.netPM2.5采样,烟尘采样,烟气分析,大气采样,粉尘采样,紫外烟气分析,二恶英采样,油气回收检测,烟尘测试仪、真空箱采样、酸尘降采样、24小时恒温气体采样

冲破技术难关 湿法脱硫出口SO2采样探针 ——全新Testo专利特殊低SO2采样探针拥有50多年历史的德图公司，是世界上最大的便携式仪器制造商。在享有“测量专家”美誉的同时，德图公司始终根据市场和客户的需求，不断积极研发最新产品。近两年间，我们发现，湿法脱硫后SO2的测量是近两年来烟气测量中的典型问题。其原因为，湿法脱硫后气体湿度高（达到饱和湿度），温度低以及低SO2。这些因素是SO2气体测量中急需解决的难题。为了有效地解决测量中的这些问题，德图隆重推出了适用于湿法脱硫出口的全新测量解决方案，即“全新专利特殊低SO2采样探针”。正如其名，该采样探针已经在中国市场成功申请专利技术。 全新革命性测量方案 德图本着致力于未来的口号以及为用户提供最佳测量方案的原则，历经1年的研发，终于在2010年8月隆重推出了“全新专利特殊低SO2采样探针”，该技术的推出极大地简化了高湿低硫环境下SO2气体的测量。只需一个外观与普通采样探针极为相似的“全新专利特殊低SO2采样探针”，便可随时随地对高湿低硫环境下的SO2进行快速、便捷而精准的测量。该探针长700mm，其标准探针长度及重量与普通探针基本一致。配备标准2.2m耐硫采样管，最高耐温+200℃。整个测量系统无需使用交流电供电，测量便捷，响应快，并且能够保证测量精度。 全新测量方案的升级优势 在2009年6月德图即对高湿低硫环境下的SO2测量做出过解答：全加热型testo 350 Pro/XL，即标准testo 350 Pro/XL主机加全加热采样系统，其中含热采样管（加热温度+180℃）、加热手柄（加热温度+180℃），以及全加热采样软管（最高至+200 ℃，符合HJ/T397-2007标准）。这种全加热的测量方案在于对输气管路中的被测气体进行加热保温，随后进行过滤、除湿和气液分离的预处理，以防止采样气体中水分在连接管和仪器中冷凝干扰测定。 首先在价格方面，新系统省去了庞大的加热采样部分，也无需提供交流电，在节能的同时更为经济实惠。同时，新的测量测量系统的采样环节无需加热且响应快，大大节省了时间。在重量方面，也极为轻巧，便于携带。值得一提的是，新的测量系统经过多次比对试验，测量效果与全加热系统完全一致。 配备全新专利特殊低SO2采样探针的testo 350 Pro于德国Niederaussem 电厂湿法脱硫喷淋后端进行测量。实验结果是：testo 350Pro配全新专利特殊低SO2采样探针，短时间测量可完全不使用交流电源，并且读数与在线或参比级光学仪器比对误差可达到±2 ppm。同时，测试结果还标明，即使在耐硫管的长度（10米）以及测量时长（22小时连续测量）的情况下，精度也不受影响。 随后，testo 350Pro再次转战至浙江两家电厂进行同样的测试，与此两家电厂的光学在线连续监测系统比对误差同样在±2 ppm。使用全新专利特殊低SO2采样探针可实现快速、精确并可靠的测量。 可见全新高湿低硫环境下SO2测量解决方案，不仅满足了特殊环境下的烟气测量分析，且改善了原有测量系统中的不足，为客户提供了有效、便捷、可靠的测量，堪称测量系统的一大革命。因为德图始终秉持着以客户的需求为本，不断追求创新与完善，与客户一起致力于未来。

昨天，开元仪器在深交所互动平台中对投资者的提问进行了答复，自称其火电脱硫脱硝检测仪器在国内最先进最可靠。　　11月17日，一位自称“阿旺300293”的投资者在深交所互动平台上问开元仪器：最近“美丽中国”概念炒得很凶，据说环保首单花落火电脱硫脱硝项目，请问这跟公司煤质检测有关系吗?开元仪器昨天回复称,公司的元素分析仪器与火电脱硫脱硝项目直接相关，火电厂的脱硫脱硝项目都配套有煤质分析的测硫、测氮仪器，公司的测硫、测氮仪器是目前国内最先进与可靠。　　开元仪器还表示，火电脱硫近10年一直在做，目前公司拥有国内煤质检测中自动化程度最高测速最快的全自动红外测硫仪器。而火电脱硝是从去年才正式有要求要开展，公司的碳氢氮、氟氯氮等元素分析仪器都是火电脱硝项目的配套仪器。

前言在CEMS(烟气连续排放监测) 系统中，湿度测量往往由于传感器寿命短，校准困难等问题，大多数情况下，工艺操作人员都对其测量数据存疑，很少从工艺角度分析数据的准确性，分析结果也几乎不会用于工艺控制的参考。稀释抽取式湿度计，由于在样品抽取时已经完成了大比例的稀释，样气中的湿度和颗粒物含量都极低，所以其运行条件好，传感器寿命长，且方便校零。在氨法脱硫工艺的实际使用中，稀释法烟气连续排放监测系统中配置的抽取式湿度计，因其良好的性能和极少的维护量，既能满足法规要求的污染物排放监测功效，又能帮助工艺人员实现对氨法脱硫工艺的运行优化控制。氨法脱硫工艺原理氨法脱硫工艺的原理简单讲，就是向烟道内加入适量的NH3（氨）、H2O、O2等物质，经过物理吸收、化学反应等复杂过程后，将烟气中含有的SO2去除，实现SO2的减排。其主要的化学反应如下：1）中和：SO2+H2O=H2SO3（亚硫酸） NH3+H2O=NH3H2O（氨水）2NH4OH+H2SO3=(NH4)2SO3（亚硫酸铵）+2H2O(NH4)2SO3+2H2SO3=2NH4HSO3（亚硫酸氢铵）+H2O2）氧化：2(NH4)2SO3+O2=2(NH4)2SO42NH4HSO3+O2=2NH4HSO4NH4HSO4+NH3H2O =(NH4)2SO4+H2O2NH4OH+SO3=(NH4)2SO4+H2O湿度叠加是造成抽取式湿度计结果出现偏差的主要原因在氨法脱硫工艺中，排放口的烟气工艺温度一般都控制在50℃左右。如果采用直插式的湿度计测量烟道中的湿度，且工艺控制中 NH3H2O处于过量状态(这种工艺控制是不合规的)，低温环境，又处于稳定工况，此时 NH3H2O以稳定的液态形式存在。直插式湿度计的测量结果仅仅是气态水的含量值，而烟气中的 NH3H2O对湿度计测量不会产生示值影响。但是，对于抽取式的湿度计来讲，根据HJ76-2017的要求，其取样探头、取样探杆等需要加热(120℃以上)。当工艺控制中NH3H2O过量了，烟气中部分NH3H2O被抽取到经过加热的探头、探杆后，由于温度的升高，NH3H2O很容易分解，生成气态的NH3和H2O。其反应原理如下：这时到达湿度计检测传感器的实际湿度是烟气中的实际湿度和NH3H2O分解产生的湿度之和，这就导致其测量结果出现系统性的偏差。抽取式湿度计可快速判断喷氨量的投用情况，为工艺提供控制参考这里分享两个测试案例：例一. 陕西某氨法脱硫排放口测试NH3.H2O明显过量的情况下，现场对抽取式探头的加热温度进行人为调整，温度从50℃~150℃~50℃顺序进行变化。在工况稳定时，发现湿度会随温度升高而升高，随温度的降低而降低，直到控制温度和烟气温度接近后，湿度不会再变化，大约12%左右，其过程见下面测试趋势图：点击查看大图在测试过程中，我们同时用便携的直插式湿度计进行了同步比对。期间直插式湿度计的示值一直保持在11%左右，没有出现明显上升和下降。我们的稀释抽取系统所配置的湿度计，检测的是水气的体积比，而体积浓度的特点是其测量结果不会随温度的变化而变化。但实际的测试中却出现了湿度随温度变化的现象，那么这个变化是怎么产生的呢？通过分析，我们认为其主要原因是过量的 NH3H2O，在样品稀释抽取过程中因为加热而出现了结合水的分解，产生了湿度叠加，造成湿度计示值增加。例二. 广东某氨法脱硫排放口测试在这个现场，我们没有调整探头等的加热温度，其温度一直保持在145℃，但工艺调整了NH3.H2O的喷入量，从下面的趋势明显看出，当NH3升高时，湿度也在升高，当NH3下降时，湿度也在下降，并且完全同步，至此，可以得出结论，湿度的升高就是NH3.H2O分解产生的湿度叠加的结果。点击查看大图通过上面两个现场测试的实例可以看出，稀释法CEMS中的抽取式湿度计能够直观和快速的判断氨法脱硫工艺中喷氨量的投用情况，可以为工艺提供很好的控制参考。三大原因告诉您为何抽取式湿度计测量结果仍然值得信赖，对氨法脱硫工艺仍有很高的参考价值相信文章看到现在，会有人提出一个质疑：抽取式湿度计测量不准确，它所测湿度值叠加了 NH3H2O的加热释放湿度，不能用于折干计算。对于这个质疑，这里从以下三方面做下澄清：首先，本篇讨论的是在喷氨巨幅过量情况下出现的问题。正常工艺控制情况下，我们希望氨逃逸量能控制在ppm级别，而湿度测量是百分级的，少量的 NH3H2O过量，对湿度计的浓度贡献微乎其微，如上面的例二就是例证。而只有当氨水出现巨幅过量时，才会使湿度计的浓度呈现明显的升高。而氨法脱硫工艺中，氨水的浓度会有差异，但一般都会控制在5%~25%区间，来实现SO2减排的目的。以上面的例一为例，湿度值从原先12%增加到了40%，增加了至少28%，那么NH3的逃逸量也相应的增加了1.4%~7%，这个逃逸量相对于NH3来讲实在太大了，浪费太多，根本无法接受，其等级不亚于系统事故。而且对于50°C的烟气而言，饱和湿度情况下，湿度体积浓度约为12~15%左右。当CEMS各项指标均在合理范围内时，其折算结果自然没有问题。如果达到20~40%的湿度读数，显然数据是不正常的，那么这个时候必须要对CEMS及喷氨脱硫工艺系统进行检查，不能只考虑CEMS设备测量，而不去关注喷氨系统的控制问题。其次，我们应看到喷氨量合理控制的重要性。因为设备突发故障或偶发操作失误，出现的巨幅过量喷氨，不仅浪费了大量的NH3，而且NH3排放到环境中，对环境和人体的伤害也很大，大量的排放，其二次污染比其它污染物更大。及时、高效识别出工艺操作中出现的问题，充分利用好稀释抽取式系统潜在功能优势，帮助工艺操作人员及时采取合理的措施调整操作，规避风险，稀释法抽取式湿度在此发挥出了明显的优势。再次，有些地区的职能部门，也看出了这个问题，为此，出台了一些措施要求(摘要如下图)，来限值NH3的排放。关于这个要求，它是非常合理，且远见卓识。既然是合理和正确的，它肯定会有全面推广的空间。稀释法抽取式湿度在氨法脱硫系统中，恰恰可以为逃逸NH3是否有明显过量提供反馈，同时准确地能为排放限值提供数据依据，完全切合这种新要求的需求。结合前面的论述和对质疑的解答，我们可以看到在氨法脱硫工艺中，采用抽取式湿度计来测量湿度，不论是对工艺控制还是环保监测，都有很大的帮助，至少有这两大方面：一、 合理减少氨水的喷入量，可以减少企业的直接运营投入和因腐蚀、堵塞等等导致的设备更新、维护的间接运营成本；二、 避免环保案件的发生。如果将过量的氨水排入大气，会导致大气的二次污染，引发环保案件，合理控制，将会减少该类事件发生。综上所论，在氨法脱硫工艺系统中，对于烟气连续排放监测系统采用稀释抽取式湿度计，不仅可以真正起到污染物排放监测辅助参数的作用，而且对工艺控制，对企业降低运营成本和减少环保案件发生帮助尤为突出。也正因为此，在氨法脱硫工艺，采用稀释抽取式湿度计是最佳选择。互动福利赛默飞世尔科技中国简介赛默飞世尔科技进入中国发展已超过35年，在中国的总部设于上海，并在北京、广州、香港、成都、沈阳、西安、南京、武汉、昆明等地设立了分公司，员工人数约为5000名。我们的产品主要包括分析仪器、实验室设备、试剂、耗材和软件等，提供实验室综合解决方案，为各行各业的客户服务。为了满足中国市场的需求，现有7家工厂分别在上海、北京、苏州和广州等地运营。我们在全国还设立了8个应用开发中心以及示范实验室，将世界级的前沿技术和产品带给中国客户，并提供应用开发与培训等多项服务；位于上海的中国创新中心，拥有100多位专业研究人员和工程师及70多项专利。创新中心专注于针对垂直市场的产品研究和开发，结合中国市场的需求和国外先进技术，研发适合中国的技术和产品；我们拥有遍布全国的维修服务网点和特别成立的中国技术培训团队，在全国有超过2600名专业人员直接为客户提供服务。我们致力于帮助客户使世界更健康、更清洁、更安全。欲了解更多信息，请登录网站：www.thermofisher.com

Thermo Scientific TM AM16 船舶脱硫洗涤水质监测系统AM16船舶脱硫洗涤水质监测系统根据国际海事组织（IMO）颁布的MEPC.259(68)决议，从2020年1月1日起，各成员国船级社登记注册的船舶，其烟气硫氧化物排放必须0.5%或0.1%。脱硫洗涤塔（EGC）作为降低硫氧化物排放的高效手段之一，已在大量船舶上安装使用。而洗涤前、后水质必须遵守IMO相应标准和排放要求，pH、浊度、多环芳烃PAH和温度等参数需要连续在线监测并记录数据。赛默飞世尔科技基于五十多年的传感器和分析仪研发生产经验，结合自动监测、自动控制、专业分析软件和实时通讯等技术，开发出AM16型船舶脱硫脱硝洗涤水质监测系统，可在线监测洗涤水中pH、浊度、多环芳烃PAH和温度等参数。整个系统具有体积小巧、运行稳定、安装维护简易等特点，可在船舶脱硫洗涤工艺流程中即插即用。产品特点：1. 设计符合IMO MEPC.259(68)标准2. 适用于开式、闭式、混合式EGC系统3. 可同时测量pH、浊度、多环芳烃PAH、温度4. U-PVC法兰管路连接，全带压运行管路设计，适应EGC系统温度、压力和流量要求5. 机箱材质316SS，IP65防护等级，系统上下结构水电分离，外形紧凑美观，防盐雾，抗震动，耐腐蚀6. 长寿命直流无刷励磁离心泵，保证系统长期不间断在线运行7. 高效除泡器，消除洗涤水中气泡对测量的干扰8. 空气吹洗功能，保障仪器长期使用不受污染，减少维护量9. 管路流程泄压保护设计，保证系统压力安全10. 7”工控触摸屏，操作界面直观丰富，数据处理、数据通信功能强大11. 系统操作简单，维护量小，成本低创新点：赛默飞世尔科技基于五十多年的传感器和分析仪研发生产经验，结合自动监测、自动控制、专业分析软件和实时通讯等技术，开发出AM16型船舶脱硫脱硝洗涤水质监测系统，可在线监测洗涤水中pH、浊度、多环芳烃PAH和温度等参数。整个系统具有体积小巧、运行稳定、安装维护简易等特点，可在船舶脱硫洗涤工艺流程中即插即用。Thermo Scientific AM16 船舶脱硫洗涤水质监测系统

近日，中国石化炼油事业部联合石科院、催化剂有限公司组织召开“2021年中国石化催化裂化暨汽油吸附脱硫技术交流会”。会上来自68家单位的140多位代表汇聚一堂，就催化裂化和汽油吸附脱硫技术的发展和问题进行了广泛深入交流。与会代表们围绕催化裂化与S Zorb工艺技术在新发展时期的角色和使命、进一步发挥催化裂化的平台优势、兼顾高品质燃料和化工转型、提高氢能利用同时提升碳价值等议题进行了交流和研讨，会议发布报告21篇，石科院原院长达志坚、副院长林伟、集团公司首席专家许友好等作大会报告。本次会议全方位展现了催化裂化与S Zorb领域最前沿、最权威的技术进展，既是技术的交流，又是思想的碰撞。未来，石科院将继续坚持问题导向和需求牵引，面向国家和产业重点需求，持续推进前沿技术研究，在重大技术创新与产业发展过程中发挥生力军、领头羊的作用，为中国石化打造世界领先洁净能源化工公司作出更大贡献。

2014年，辽宁省沈阳市环保部门用于大气污染治理方面的投资达4.5亿元，包括电厂脱硝、除尘，燃煤锅炉除尘和清洁能源替代，以及加油站、油库油气回收等治理项目。　　今年内，沈阳市公交车、出租车全部完成油改气。煤改气将率先在一些民用、公益事业或学校幼儿园等机构实现，并逐渐在餐饮企业中推广 到2015年，黄标车淘汰率将达到80%以上。　　记者从沈阳市环保局获悉，为应对雾霾天气，沈阳今年将开展锅炉除尘器升级改造和煤改气、电力行业脱硝改造、抑制扬尘等一系列整治措施。　　沈阳市大气污染物主要来自燃煤、建筑工地扬尘、城市机动车尾气、工业生产排放废气以及外来尘。其中燃煤是排放量最大的污染源，占总排放量的30%。　　根据辽宁省&ldquo 蓝天工程&rdquo 的要求，沈阳市已完成25座锅炉房的拆除，拆除锅炉48台 在燃煤锅炉改造方面，对1425蒸吨燃煤锅炉的除尘器实施升级，并对243蒸吨燃煤锅炉实施清洁能源改造。此外，针对餐饮企业的煤改气也开始启动，今年将在民用、公益事业或学校幼儿园等教育机构率先推广。

p　　本文介绍了几种常见的燃煤电厂超低排放技术，主要有二级串联吸收塔石灰石-石膏湿法脱硫技术原理及特点、高效低氮燃烧器+SCR脱硝技术原理及特点、五电场静电除尘器+湿式静电除尘器原理及特点等，内容如下：/pcenterimg alt="超低排放" src="http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201702/2017021710142297.jpg" width="500" height="325"//centerp　/pp 二级串联吸收塔石灰石-石膏湿法脱硫技术原理及特点/pp　　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。/pp　　石灰石-石膏湿法脱硫工艺由于具有脱硫效率高(脱硫效率可达95～98%)、吸收剂利用率高、技术成熟、运行稳定等特点，因而是目前世界上应用最多的脱硫工艺。/pp　　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案例，国内90%以上的湿法脱硫装置都是采用的喷淋塔。/pp　　centerimg alt="超低排放" src="http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201702/2017021710150086.jpg" width="535" height="600"//centercenter style="TEXT-ALIGN: center" img alt="超低排放" src="http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201702/2017021710150791.jpg" width="541" height="276"//centerp/pp /pp　　高效低氮燃烧器+SCR脱硝技术原理及特点/pp　　低氮燃烧器降低氮氧化物浓度的原理是：改变通过燃烧器的风煤比例，使燃烧器内部或出口射流空气分级，以控制燃烧器中燃料与空气的混合过程，尽可能降低着火区的温度和降低着火区的氧浓度，在保证煤粉着火和燃烧的同时有效抑制氮氧化物生成。在富燃料燃烧条件下，选择合适的停留时间和温度可使氮氧化物最大限度地转化成氮气。/pp　　选择性催化还原(ive-catalytic-reduction，SCR)脱硝技术的工艺流程为：烟气在锅炉省煤器出口处被平均分为两路，每路烟气并行进入一个垂直布置的SCR反应器里，烟气经过均流器后进入催化剂层，然后进入空预器、电除尘器、引风机和脱硫装置后，排入烟囱。在进入烟气催化剂前设有氨注入的系统，烟气与液氨蒸发产生的氨气充分混合后进入催化剂发生反应，脱去氮氧化物。/pp　　SCR的化学反应机理比较复杂，但主要的反应是在一定的温度和催化剂的作用下，有选择地把烟气中的氮氧化物还原为氮气。目前，世界各国采用的SCR系统有数百套之多，该技术具有技术成熟运行可靠、脱除率高等特点，我国近几年也已在燃煤发电机组中大面积推广使用SCR脱硝系统。/pp　　centerimg alt="超低排放" src="http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201702/2017021710152936.jpg" width="373" height="546"//centerp　　centerimg alt="超低排放" src="http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201702/2017021710153639.jpg" width="640" height="231"//centerp/pp /pp　　五电场静电除尘器+湿式静电除尘器原理及特点/pp　　静电除尘器与湿式静电除尘器的除尘原理，其实与常规干式电除尘器除尘相同，而工作的烟气环境不同。都是向电场空间输送直流负高压，通过空间气体电离，烟气中粉尘颗粒和雾滴颗粒荷电后在电场力的作用下，收集在收尘极表面，但干式电除尘器是利用振打清灰的方式将收集到的粉尘去除，而湿式电除尘器则是利用在收尘极表面形成的连续不断的水膜将粉尘冲洗去除。/pp　　湿式静电除尘器除具有极高的除尘效率外，对微细颗粒物PM10、PM2.5和石膏颗粒的去除效率较高，一个电场的除尘效率能够大于90%。湿式电除尘器对烟气中雾滴的去除效果较高，去除效率可达60%。湿式电除尘器对二氧化硫的去除效率能够超过60% 同时，湿式电除尘器能够有效控制重金属汞排放，汞脱除效率能够达到40%。/pp　　centerimg alt="超低排放" src="http://img01.bjx.com.cn/news/UploadFile/201702/2017021710155539.jpg" width="600" height="237"//centerp/pp /pp　　建议：大力发展超低排放的煤电机组/pp　　我国发电用煤量约占煤炭消费总量的一半，而发电排放的污染物则远低于50%，煤电机组的污染物排放水平远低于其他工业和民用锅炉。从发达国家的情况看，发电用煤占煤炭消费总量的比例是随经济发展水平逐步提高的，美国发电用煤的占比接近100%。/pp　　发电用煤的占比越高，污染物的排放总量就越低，这是因为发电机组的大量集中用煤，便于高效经济地集中处理污染物，而分散的工业和民用锅炉则不便于污染物的处理。今后，我国煤炭消费总量将会受到控制乃至逐步降低，但发电用煤的占比则会不断提高。分析我国目前的煤炭消费结构，可以预见今后燃煤发电机组仍有很大发展空间，当然其中相当部分会是热电联产机组。/pp　　我国的资源秉赋决定了煤电的基础性作用，同时发展可再生能源发电也需要煤电的配合。水电是可再生能源中最为可靠、质量最好的电能，但一则其总量不足，二则由于其季节性特点，需要煤电的支撑。风电、光电等则更需要煤电的支撑。天然气发电虽然清洁高效低碳，但受到资源供应的制约。核电发展也受到诸多制约，且由于我国人口密集，核电厂址选择更难。因而，煤电的基础地位不会动摇。/pp　　煤电带来的主要污染物是二氧化硫、氮氧化物、烟尘和重金属。近年来，燃煤电厂的污染物控制技术取得了巨大进步，利用最新技术，燃煤发电机组的污染物排放不仅可以达到我国《火电厂大气污染物排放标准GB13223—2011》，而且可以达到其中天然气燃机发电的排放标准。需要指出的是，此项排放标准已经被誉为史上最严标准(世界范围内)。/pp　　如果在我国的大城市和其他重要地区，燃煤发电机组的排放达到天然气燃机机组的排放标准，将有助于大大改善这些地区的环境。而且，在技术上并无难以逾越的障碍，目前国内技术可敷使用，发电成本的增加也可接受。/pp　　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毫克/立方米进一步降至35毫克/立方米以下 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，可以保证氮氧化物排放低于50毫克/立方米 对于除尘，采用布袋除尘器、电袋除尘器、低温电除尘器等，并改进脱硫塔内的除雾器，然后加装湿式电除尘器，可使烟尘排放低于5毫克/立方米。/pp　　湿式电除尘器对于PM2.5也有较高的脱除效率，同时还有提升脱硫效率的作用。针对重金属(主要是汞)的排放，华能开发了协同脱汞技术，并已应用于北京热电厂，使烟气排放的汞低于0.8微克/立方米。这些技术的组合应用，可保证燃煤发电机组的烟气排放达到天然气燃机机组的排放标准。/pp　　近年来，由于我国东部出现大范围雾霾天气，部分城市拟关停燃煤供热电厂。如果一个城市的天然气供应充足，且城市及其邻近地区已经全面杜绝烧煤，则关停燃煤热电联产机组不失为进一步改善环境的重要举措。若城市及其邻近地区依然拥有大量工业与民用燃煤锅炉，而选择关停大容量的热电联产机组，则不是经济合理的选择。/pp　　鉴于我国资源禀赋和经济发展状况，城市供热全部依赖天然气，在近中期实现难度较大。保留部分环保性能好的大容量热电联产机组，并进一步提升其环保性能，在现阶段当是经济合理、现实可行的选择。/pp　　发展超低排放的大容量高效燃煤发电机组，是我国近中期支撑经济发展同时确保环境逐步改善尤其是控制雾霾的必然选择。同时，鉴于我国城市发展水平和能源供应现状，我国城市及其周边地区应更多采用超低排放的大容量燃煤热电联产机组，而不是全面地“煤改气”。/p/p/p/p/p

脱硝电价上涨，新增除尘电价标准　　国家发改委近日发出通知，决定自2013年9月25日起提高可再生能源电价附加征收标准，将燃煤发电企业脱硝电价补偿标准由每千瓦时0.8分钱提高至1分钱 对燃煤发电企业除尘成本予以适当补偿，除尘电价补偿标准为每千瓦时0.2分钱。这一环保电价政策的大调整，对鼓励燃煤发电企业进行脱硝、除尘改造，落实《大气污染防治行动》有着较大的影响，脱硝设施及脱硫烟气监测设备、除尘设施及粉尘监测设备市场也将被带动，有望重现脱硫市场的快速增长。　　二氧化硫、氮氧化物、烟粉尘、挥发性有机物是影响空气中PM2.5浓度的主要污染物，据《2011年中国环境状况公报》公布的数据，2011年我国二氧化硫、氮氧化物、烟粉尘、挥发性有机物排放量分别为2218万吨、2404万吨、1500万吨和3000万吨，而火电行业的排放量占总排放量的近50%。　　相关政策的推进　　因此，加快火电行业的脱硫脱硝除尘改造，减少污染排放成为改善空气质量的重要措施。国务院《节能减排&ldquo 十二五&rdquo 规划》提出要推进电力行业脱硫脱硝，新建燃煤机组全面实施脱硫脱硝，尚未安装脱硫设施的现役燃煤机组要配套建设烟气脱硫设施，不能稳定达标排放的燃煤机组要实施脱硫改造。对单机容量30万千瓦及以上的燃煤机组、东部地区和其他省会城市单机容量20万千瓦及以上的燃煤机组，均要实行脱硝改造，综合脱硝效率达到75%以上。　　国务院《大气污染防治行动计划》提出要加快重点行业脱硫、脱硝、除尘改造工程建设。所有燃煤电厂、钢铁企业的烧结机和球团生产设备、石油炼制企业的催化裂化装置、有色金属冶炼企业都要安装脱硫设施，每小时20蒸吨及以上的燃煤锅炉要实施脱硫。除循环流化床锅炉以外的燃煤机组均应安装脱硝设施，新型干法水泥窑要实施低氮燃烧技术改造并安装脱硝设施。燃煤锅炉和工业窑炉现有除尘设施要实施升级改造。　　或可重现脱硫市场的快速增长　　但脱硝改造及运行脱硝设备均会增加企业成本，先前国家虽有补贴，但不能弥补企业在脱硝改造和运行时增加的费用。据悉，一台30万千瓦的机组，在扣除补贴后，一年需要消化的脱硝运行成本仍然高达千万元。补贴电价的上涨将会对脱硝设备的安装改造起到比较直接的推动作用。　　&ldquo 十一五&rdquo 及&ldquo 十二五&rdquo 期间我国火电行业的脱硫改造过程中，受脱硫电价政策的影响较为明显，在未实施脱硫电价政策之前，截至2006年底，全国脱硫机组装机容量仅1.06亿千瓦，占全国火电机组总装机容量的22%。随着脱硫电价政策的出台和污染减排考核机制的不断强化与完善，到2010年底，全国脱硫机组装机容量增至5.78亿千瓦，占全国火电机组总装机容量的83%。&ldquo 十二五&rdquo 以来，截至2012年底，全国脱硫机组装机容量7.18亿千瓦，占燃煤装机总容量的比例高达92%。在此期间，受益于脱硫设施及脱硫烟气监测系统的市场增长，雪迪龙、HORIBA等企业此部分业务出现了快速的增长。　　脱硝电价及除尘电价的上涨，预计将使脱硝和除尘机组装机容量有着更快的增长，据统计，目前国内火电行业脱硝机组装机容量为27%，也有着较大的市场空间。《京津冀及周边地区落实大气污染防治行动计划实施细则》(以下简称&ldquo 实施细则&rdquo )中，确定了到2015年底，京津冀及周边地区新建和改造燃煤机组脱硫装机容量5970万千瓦，新建和改造钢铁烧结机脱硫1.6万平方米 新建燃煤电厂脱硝装机容量1.1亿千瓦，而全国新建燃煤电厂脱硝装机容量据专家估计将达4.2亿千瓦。　　除火电行业外，非电力行业也将成为脱硝相关设备增长点。目前水泥、钢铁等行业还很少安装脱硝设施，随着国家各项环保政策的实施，也会成为脱硝设备的重要市场。仍以&ldquo 实施细则&rdquo 为例，目标是到2015年底，新建或改造脱硝水泥熟料产能1.1 亿吨 电力、水泥、钢铁等行业完成除尘升级改造的装机容量或产能规模分别不得低于2574万千瓦、3325万吨、6358万吨。 　　声明：此为仪器信息网研究中心的研究信息，未经仪器信息网书面形式的转载许可，谢绝转载。仪器信息网保留对非法转载者的侵权责任追讨权。如需进一步信息，请联系刘先生，电话：010-51654017-8032。 　　撰稿：魏昕

在国家支持民企“走出去”和“一带一路”的方针指引下，越来越多的中国企业参与到海外市场的竞争中，从最开始的海外EPC建设到后来的BOT、PPP，再到投资、并购，无不显示着企业们希望走向世界的雄心和决心。　　环保行业当然也是如此。随着“一带一路”“环保南南合作”等国家规划和国际趋势的引导和带动，近期环保企业“走出去”的动作频频。最为人津津乐道的就是首创集团对新西兰TPI NZ近50亿元的天价并购。今年以来，又不断有环保企业并购海外企业的消息公布。　　中国环保企业投资海外，包括项目投资和收并购，其风险不言而喻，从图1可以看出，2013-2015年间，几家环保上市公司境内外营收的差值基本在零线附近变化，历年海外营收毛利率高于和低于境内营收毛利率的企业数也大体相当。所以海外市场并不是外来的和尚好念经，企业需要考虑的风险因素比国内还多得多。　　 　　图1 环保上市公司海外营收毛利率与国内营收毛利率差值　　首先要考虑的就是国家政治风险，排第一的当然是政治暴动，安全都没有保证当然就不要提投资收益了。需要注意的就是ISIS和博科圣地组织所在地区及其渗透性区域，主要体现在中东和非洲。图2和图3分别为中东和非洲政治风险地图，主要的高危险区域都集中在这两大板块。　　　　图2 中东地区政治风险地图　　图3 非洲地区政治风险地图　　在政治风险中，除了政治暴动，还有政府干预以及主权违约。政治干预的风险主要存在于经济和政治领域，比如国有化和土地征用。前两点很容易辨别，而主权违约是企业需要考虑的重点。尤其如今PPP项目大热，确认投资区域的边界条件、政府资金保障等极为重要。在政府把控力薄弱、经济条件不稳定的国家和区域，政府违约有时不仅仅是政府本身的因素，还涉及当地金融环境恶化、外汇储备不足等。尤其对于环保投资项目来说，项目业主一般为当地政府，那么政府的可偿还能力，以及政府的人员变动，党派纷争都可能直接影响项目的投资收益、开工日期、运营期限等。　　经济风险主要表现在货币风险，也就是由货币汇率波动而造成的风险，所以投资前需要评估该国货币大规模贬值和外汇管制的风险。在海外投资项目中必然涉及到结算货币。在国际项目中一般为美元结算，但不乏一些项目国以各种原因，如资本管制或美元储备短缺等，要求以本国货币结算，而当本国货币又存在汇率不稳定性时，此项目的经济风险将增高。很多拉丁美洲国家倾向于此种方式，委内瑞拉尤需引起注意。东非国家由于较低的能源与食品支出，导致货币风险较之前有所降低，但非洲的安哥拉、加纳、尼日利亚和赞比亚的此项风险在2016年有上升趋势。　　商务及法律风险。在企业收购、并购和投资项目中会涉及此项风险。比如在当地设立项目公司的各种程序办理的难易程度、效率高低，以及相关资质都影响着项目的进度。比如在土耳其，外国环保公司如果没有当地的垃圾收购、处理许可和相关资质，是不能参与垃圾处理项目的。解决这一问题的有效方法就是寻找到当地强有力地中介机构，或与当地公司形成JV联合投标。再比如印度市场，它不像印尼等东南亚国家早就实施了西方的一套完整、规范的招投标体系，他们的环保市场需求极大，但管理混乱，不仅没有完善的项目运行体系，连最基本的行业标准也缺乏，但他们却希望直接“拿来主义”，拿美国、欧洲的处理标准来编制标书，可政府办事效率低下，延标屡见不鲜，这就会让投资企业在技术、商务和人力方面都耗资巨大。　　技术风险，一般来说不同国家所用的行业标准都不同，而中国的国标GB在很多地区都得不到认可。比如某大型中资环保企业曾参加东欧某燃煤电厂配套脱硫脱硝项目投标工作，在技术澄清阶段无法回答业主咨询单位提出的，如何监测石灰石浆液池中气泡的消除情况。我方的技术人员惊讶于怎么连这样简单的问题都问，直接打开看看就好了嘛，而对方的工程师也惊讶于我们竟然只是看一看而没有任何监控设备。如此强烈的对比验证了技术风险管控的重要性。　　区域市场风险。国外市场的基础原材料价格、进出口费用、外国人工成本等都是海外项目需要考虑的方面。很多中国企业在这些方面都犯了“想当然”的毛病，以为在国内成本上直接加一个系数就万事大吉。比如国内某大型环保公司中标的某中东项目，合同报价是结合国内最贵项目造价乘以系数完成，但等到项目实施才发现其数值和真实情况相差甚远。当地全是沙漠，连最基本的基础设施，比如公路，都没有，更不要提钢材、水泥等建设项目必须的原材料了，当这些材料都需要进口的时候可不是一个简单的系数可以包住的。又比如某中资企业的印尼给水项目，由于对当地环境把握不准确导致项目一拖再拖。大家都知道，给水项目的很大工作量在于给水管道的铺设，但印尼是土地私有化国家，政府不可能强制征收土地，那么项目部要面对的不仅仅是业主，而是整个沿线的土地所有者。可想而知项目推进将会是一个多么漫长的过程。　　中国环保企业的海外之路也是一步步摸索前进，最早起步的一批至今也还不到10年时间，上述风险也只是整个风险体系的凤毛麟角。因此环保企业走海外之路必须做好打持久战、打攻坚战的准备。

刚刚调整的上网电价并未给火电企业带来多少喘息的时间，将于2012年1月1日起开始实施的《火电厂大气污染物排放标准》(简称“《新标准》”)成为了各大火电企业头顶的另一把“达摩克利斯之剑”，“这意味着火电厂每年都要增加超过1000亿元的运行费用，这对于业已亏损严重的发电企业来说压力可想而知。”在一位电力行业内部人士眼中，这份标准堪称“史上最严”，“从强化脱硫标准到此次推动脱硝，环境监管毫无疑问在不断收紧”。　　不过，一位接近政策层的人士向记者表示，作为“灰霾天”的一大魁首，氮氧化物的治理刻不容缓：“电企的困难可以理解，不过在标准制定之前，已经通过了相关论证，企业是可以通过改进技术消化这部分损失的。”而日前发改委相关电价补贴标准的落地，也表明了政府推行《新标准》的决心。　　被拉入“灰霾天对战”的火电企业，正在与新规进行着一场“生死时速”的赛跑。　　脱硝标准大提升火电企业纷纷叫苦　　距离号称“史上最严”的《新标准》实施不足一个月，耳边已经开始“弓弦响动”。　　日前，山西省向脱硝工程建设进展缓慢的9家发电企业发出警示通知，要求其加快烟气脱硝设施建设步伐，其措辞十分严厉，“各燃煤电厂要加快烟气脱硝设施建设进度，强力推进脱硝工程。对逾期仍未完成限期治理任务的企业，山西省环保厅将依法采取最严厉的处罚，予以处罚，直至实施停产治理，同时停止受理该发电企业所属公司除节能减排项目以外的建设项目环境影响评价审批。”　　“这仅仅是一个开始，等到新标开始实施，这种情况恐怕会越来越多。”一位业内人士向记者表示本次出台的《火电厂大气污染物排放标准》，不仅高于2003年的标准，在国际上也属于最高水平，“在此前的脱硫工作推进的基础上，又要开始大举推动脱硝，这笔新的投入在所难免。”　　据介绍，新标准的控制指标包括SO2浓度、NOx浓度、烟尘浓度、汞及其化合物浓度，以及烟气黑度5项指标。烟尘、二氧化硫、氮氧化物等排放限值都被大幅提升，此外，脱硝控制指标——氮氧化物排放标准也大幅提升。不仅如此，新标还增加了汞排放指标。并增加了重点区域排放限值，对开发密度较高，环境承载能力较弱的地区，还将采用更严格的排放限值。　　脱硝标准的大幅提升令不少火电企业纷纷“喊疼”。山西力推脱硝工作的背景下，各个火电厂对成本的披露着实令人担忧其承受程度。据中新网报道，阳城电厂总工程师杨建军表示，阳城发电厂二期工程不仅同步建设了烟气脱硫系统，而且8号机组是全国第一台60万千瓦脱硝机组，据测算，每年增加环保运行成本约4000万元。　　而山西省武乡和信发电有限公司副总经理雷耀武也透露，据测算2台机组脱硝工程需要投资1.8亿元，发1度电的脱硝成本达到了1.2分钱。　　而这对“囊中羞涩”的广大火电企业来说并不是一笔小支出，华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团火电业务大面积亏损。华电集团火电业务2008—2010年累计亏损额高达125亿元。亏损已达30亿元的大唐集团，火电亏损额或达70多亿元。2008—2010年，仅五大电企火电累计亏损额就达到602.57亿元。如果算上其他火电企业，三年深陷亏损泥潭的火电行业亏损可能达到上千亿元。　　火电跌入“灰霾天”陷阱有利于加速技术改造　　“为什么要提升脱硝标准?很简单，你看到这个灰霾天，就和氮氧化物有非常密切的关系。”一位环保学者指着广州“朦胧”的上空，“PM2.5是引起灰霾天气最主要诱因，这种物质的产生经过了复杂的化学反应，不过氮氧化物是其中非常重要的一个来源。”　　环保部2010年发布的《火电厂氮氧化物防治技术政策(征求意见稿)》中就明确指出，氮氧化物是生成臭氧的重要前体物之一，也是形成区域细粒子污染和灰霾的重要原因。不仅如此，氮氧化物作为一次污染物，对人体健康有较大的危害。　　研究结果还显示，氮氧化物排放量的增加使得我国酸雨污染由硫酸型向硫酸和硝酸复合型转变，硝酸根离子在酸雨中所占的比例从上世纪80年代的1/10逐步上升到近年来的1/3。　　而在治理氮氧化物方面，火电企业可谓“责无旁贷”。根据招商银行研究报告显示，电力行业氮氧化物排放量约占全国排放总量的49%，而业内统计目前全国装备脱硝设施的电厂却不足两成。从这个角度出发，《新标准》对脱销要求的提升可谓“有的放矢”，根据测算，按照《新标准》标准，到2015年，电力行业氮氧化物排放可减少580万吨，较2009年全国氮氧化物排放总量1693万吨，大幅下降34%。　　面对火电企业此前抱怨的种种问题，环保部门却表示新标推行是“大势所趋”。环境保护部新闻发言人陶德田在颁布《新标准》时就明确指出，为更好地适应“十二五”环境保护工作的新要求，对现有火电厂，设置了两年半的达标排放过渡期，给企业一定时间进行机组改造。　　“而且这套标准的出台是经过严格论证的，并不是要一下子把所有发电企业全部挤死，而是帮助他们进行技术改造，‘垫脚摘苹果’。”一位接近政策制定层的人士向记者表示，“环保标准是随着社会经济生活需求推进的，没有一成不变的道理。”　　日前，这颗“苹果”也已经祭出。2011年11月30日，国家发改委出台了《国家采取综合措施调控煤炭和电力价格》，明确指出自2011年12月1日起，对安装并正常运行脱硝装置的燃煤电厂试行脱硝电价政策，每千瓦时加价0.8分钱，以弥补脱硝成本增支。　　根据安信证券测算，一台60万千瓦机组，安装后端脱硝装备，给予0.008元/千瓦时脱硝电价补贴，脱硝设施回收期约7—8年，毛利率约12.5%。“火电厂是存在一定的盈利空间的。”　　新需求带动装备产业脱硝市场或得强力助推　　电力企业的“辛苦转型”却在不知不觉间推动了一个产业的“华丽转身”，诚如环境保护部新闻发言人陶德田说，据测算，实施《新标准》在大幅削减污染物排放的同时，还将带动相关的环保技术和产业市场的发展，形成脱硝、脱硫和除尘等环保治理和设备制造行业约2600亿元。　　面对如此机遇，已有不少企业开始了“掘金之路”。上月28日，湖南华电石门发电有限公司与湖南永清环保股份有限公司签下2×300MW机组烟气脱硝特许经营项目战略合作协议，号称“全国脱硝特许经营第一单”。　　上市公司“永清环保”当日就发布公告，来自五大电力集团的优质客户资源将帮助公司大范围地拓展市场，抢占脱硝业务的先机，同时积累脱硝运营的经验，使长期稳定的盈利模式进一步强化。该公司援引环保部数据称，“十二五”期间，火电厂烟气脱硝总投资需求在500亿元左右，运行成本每年达200亿～300亿元。瞬时就激发了整个市场对脱硝市场的关注。　　“毕竟从操作方式上来看，‘特许经营’的模式不难操作，也很受企业的欢迎，只要市场一开，大量铺开是可以期待的。”一位环保企业负责人表示，“此前的脱硫工程中就采用了‘特许经营’的模式，即发电厂将脱硫收益(比如电价补贴)每年按一定比例让渡给脱硫公司，脱硫公司则”包干“脱硫设施的建设、运营、维护等业务，在一定期满后交予电企。”　　从永清环保所获得的这份合同中不难看出，与以上操作模式“如出一辙”，公告中称，该项目将由永清环保负责投资、设计、建设、运营、维护、管理脱硝设施，并拥有其所有权。此外，公司有权获得以上网电量为计量基础的脱硝电价的收益，并有权申请脱硝电价外的补贴收益。　　据介绍，目前我国国内火电机组投产脱硝项目不到15%，约6.1亿千瓦装机容量尚未安装脱硝设备，《新标准》的迫近毫无疑问正在为脱硝行业带来无限的商业机遇。

日前从工业和信息化信部获悉，今年，工信部将通过开展清洁生产技术应用示范、强化清洁生产审核、开展重点行业污染防治和加强电子信息产品污染控制等措施，推行工业领域清洁生产。　　据了解，二季度将发布实施《工业企业清洁生产审核技术导则》和《工业清洁生产水平评价标准编制通则》。完成钢铁、焦化等9个重点行业清洁生产水平评价标准，启动铬盐、聚氯乙烯行业清洁生产水平评价标准修订工作。与有关行业协会编制铅酸蓄电池行业污染防治方案和废旧铅酸蓄电池综合利用行业准入条件。发布和组织实施《电石法聚氯乙烯行业汞污染综合防治方案》。落实《钢铁企业烧结脱硫实施方案》，引导钢铁企业选择先进适用的脱硫技术。同时，将推进电子电气产品污染控制立法工作，修订《电子信息产品污染控制管理办法》，调整办法适用范围和规范内容。

近日召开的2011年全国环境保护工作会议上披露，2011年我国主要污染物减排任务已经确定，同2010年相比，化学需氧量、二氧化硫、氨氮化物和氮氧化物这4种主要污染物的排放量均要下降1.5%。　　据介绍，今年我国将把结构减排放在更加突出的位置，提高并严格执行纺织、皮革、化工、造纸等行业的主要污染物排放标准，严格执行产业政策和国家下达的落后产能关停计划。继续强化工程减排和管理减排。全面建设污水处理厂，开展农业源污染减排工程。继续加强燃煤电厂脱硫，切实加强电厂脱硝，严格控制机动车尾气排放。深入研究城镇污水处理厂脱氮、化工行业氨氮处理、污水处理厂污泥和垃圾渗滤液处理等关键技术。　　今年我国还将积极完善有利于减排的政策机制。研究出台非电行业脱硫、火电行业脱硝电价优惠政策，适度提高城镇污水处理收费和排污收费标准，建立企业和地区减排财政补贴激励机制。推进主要污染物排污权有偿使用和交易工作。出台鼓励农业源污染防治的经济政策，研究制定促进有机肥使用、秸秆和畜禽粪便等农村废弃物综合利用、有机农产品发展的财政扶持政策。在重点区域和城市开展机动车排污费试点。

公开征求意见已超过一年的《硫酸工业污染物排放标准》(以下简称《标准》)近日将正式发布并实行。记者11月12日了解到，《标准》的实施进一步限制了硫酸企业尾气中二氧化硫的排放量：从标准实施之日起，新建的硫酸企业二氧化硫污染物排放浓度限值为400毫克/立方米 2013年1月1日，现有硫酸企业二氧化硫污染物排放浓度全部达到这一限值。目前，部分硫酸企业已经开始抓紧改造以适应新标准，硫酸行业将借助新标准推动产业结构调整、设备改造和技术升级。　　标准主要起草人之一、青岛科技大学环境保护研究所所长杨波教授告诉记者，硫酸行业的二氧化硫排放量在化工行业中占有较大比例，引起了社会各界和环保部门的高度重视。在即将出台的《标准》中，对于硫酸工业二氧化硫排放有了更严格的规定，对于已经建成的硫酸企业，自2011年1月1日起至2012年12月31日止，二氧化硫污染物排放浓度限值为860毫克/立方米 自2013年1月1日起，二氧化硫污染物排放浓度限值为400毫克/立方米。　　杨波表示，目前我国多个行业都对二氧化硫排放有严格的规定，现行的《大气污染物综合排放标准》(GB16297-1996)中规定的二氧化硫排放浓度限值96毫克/立方米已经难以满足硫酸工业二氧化硫限排要求。从2008年起，环保部委托青岛科技大学、中国硫酸工业协会等单位，就硫酸工业污染防治技术政策和污染物排放标准等，展开深入的研究，并于2009年9月公布《硫酸工业污染物排放标准》并公开征求意见。征求意见稿综合考虑了当前我国硫酸工业技术水平和污染控制技术水平，使污染物排放限值全面与国际接轨，这要求我国现有的硫酸企业不仅二氧化硫排放浓度要满足目前的国家标准，而且还要为2013年后更加苛刻的排放限值作准备。　　据了解，我国硫酸生产主要采用两转两吸工艺，由于受到装置转化率的限制，传统两转两吸硫酸生产装置，难以满足二氧化硫排放浓度限制400毫克/立方米的要求，目前我国大多数硫酸装置都达不到这一要求，尤其是中小企业，为了降低装置二氧化硫排放浓度，必然进行设备改造升级，增加生产成本。对此中国硫酸工业协会理事长齐焉表示，国家新出台的“三废”排放、综合能耗等硬性指标规定，将加速淘汰一批中小产能，实现行业产品的结构调整。　　齐焉指出，新标准的实施将促进硫酸行业进一步优胜劣汰、转型升级，提高整体环保水平。企业应着力寻求减排的有效方法，以科技推动环保升级。针对硫酸行业新的“三废”排放标准，应通过两个途径解决达标问题：一是改进国产钒催化剂，国内、国外催化剂并用，改造转化系统，加强管理控制 二是增加尾气处理装置，以氨水、胺液、柠檬酸钠等碱性溶液处理。在“十二五”期间，要加快高品质国产催化剂的研制，同时推进超重力场机替代高塔提高脱吸率等措施，以保证硫酸企业尾气排放等指标达标。　　有业内人士认为，由于传统两转两吸工艺难以适应新的排放标准，企业将根据自身的情况选择合适的工艺，改造传统装置和上马新装置，选择关键在于操作成本，未来我国硫酸生产工艺可能会趋于多元化，例如采用一转一吸联用尾气脱硫工艺装置。未来二氧化硫排放标准日趋严格，将推动相关设备、脱硫技术、催化剂开发等行业的发展。　　据了解，目前已经有不少硫酸企业，尽管尾气排放指标控制在860毫克/立方米标准之内，也开始为400毫克/立方米新标准进行改造。中石化南京化学工业有限公司磷肥厂采用氨―酸法回收尾气，生产液体二氧化硫 开封化肥厂、太原化工总厂等均改用三级氨法尾气回收生产固体亚硫酸铵和高浓度亚硫酸氢铵溶液，降低废气中二氧化硫排放量 浙江巨化硫酸厂采用超重力吸收技术进行硫酸尾气脱硫改造，采用空塔和超重力设备进行硫酸尾气氨法脱硫工艺处理，项目预计今年底完成，届时巨化硫酸厂的二氧化硫排放水平将达到国家即将推行的新标准。

p　　在19日举办的中国煤电清洁发展与环境影响发布研讨会上，中电联党组成员、专职副理事长、中国环境保护产业协会副会长、秘书长易斌、清华大学环境学院院长、中国工程院院士、国电环境保护研究院院长朱法华、中国电力工程顾问集团公司副总工程师、工程技术中心副主任龙辉对记者提出的有关电厂污染控制技术路线中，白雾、烟气换热器、氨逃逸、硫酸盐、颗粒物等问题进行了详细的解答。/pp　　问题：我想请教一下王理事长，我们在平时的生活中经常看到电厂有一些大量的白色烟雾排放出来。有人认为这个是水汽，也有人说这是一个污染。还有一种说法就是干法脱硫是没有白烟出来的，我想问一下普通民众有没有办法进行判断?还有这种白色烟气对雾霾影响大吗?/pp　　王志轩：确实， 作为普通民众来判断烟囱里冒出的烟是水蒸气还是排放的污染物确实不容易，说实在的，即便是专业工程师也不一定能够判断出来。因为烟气的颜色既与烟气的特性有关，也与环境的温度、湿度都有关系，比如天有时候是蓝天白云，但有时候也是乌云密布，所以同样的水汽也有各种不同的表现方式。但是可以这样说，现在中国的燃煤电厂我们能看到的排放的白色的烟雾大部分是水汽。之所以能够看到，那就是水蒸气在遇到温度低的时候会形成很小的液滴，我们看到的实际上是很微小的液滴组成的烟雨。但是水蒸气或者水汽所产生的影响对环境来说基本上是没有的，不然美国在早期开始研究烟气脱硫之后为什么不加水汽呢?最最主要的原因就是当污染物控制下来以后，水汽对于环境污染的影响实际上已经很小。但是可能会产生视觉的污染，有的叫污染，有的可能叫视觉的影响，就是我不喜欢看，也有这种情况。另外可能也有在烟囱周围小的水滴下来了，我们叫烟囱雨。如果说除尘效果不好的话，有一些脱硫以后的石膏加在里面形成石膏雨。一般情况下这种污染物是烟囱周围二三百米的范围。当然有时候你看冷却塔的排放也是白色的烟雨，一般情况下大概在1公里左右。所以一般我们现在最核心的还是看它采取什么最核心的污染控制措施，如果你看到烟囱是浓烟滚滚，那肯定是污染物排放。另外刚才说到干法脱硫或者是半干法脱硫就不向空气里排水，实际上这也是一种误解。我们能看到的实际上就是水汽凝结以后形成的小液滴。但是干法脱硫温度高的话或者是湿法脱硫加温以后看不见了，大家可以想一想，水仍然存在。/pp　　比如我们家里蒸馒头，锅开了以后，虽然是开了，盖着盖，馒头、包子看得很清楚，一打开锅盖以后蒸汽出来了，难道锅盖盖的时候没有蒸汽吗?不是。再比如我们冬天经常在汽车里面看到玻璃上的雾，一加热就没有了。包括舞台上的效果，并不是喷水，只是把干冰、二氧化碳温度降低了以后，把空气里的水凝结了。这就是能看见的和看不见的，不等于没有水汽。实际上干法脱硫和半干法脱硫也是排水的，水从哪里来?从煤中来。比如说煤中氢燃烧形成的水，和煤本身的外在水份、内在水分。/pp　　湿法脱硫和干法脱硫水分能增加多少?就我们国家平均来看，大致可以增加10%左右。但是也不能一概而论，有一些干法脱硫，我们褐煤还是比较高的，如果是湿法脱硫还可以把水分去掉，因为湿法脱硫温度低。所以总体来说不能靠视觉来判断情况。第二，即便水分排出去以后并不是污染。第三，个别的如果说没有按照规定做的，可能会在烟囱周围会有雨滴或者是石膏雨的情况出现，一般这种情况下，并不是说不能加温，要根据实际情况，这个我们可以通过环境影响评价和其他方式加以解决。/pp　　问题：我想问一下贺教授。刚才报告中提到“十一五”、“十二五”期间电力行业大气污染排放量大幅度下降，“十三五”还会继续下降，您怎么样评价电力行业对大气污染减排的贡献呢?/pp　　贺克斌：电力行业对大气污染减排和治理的贡献可以从两方面讲。第一个是直接减排的污染物，我刚才发言里讲到了，在过去“十一五”、“十二五”期间，中国出现二氧化硫和氮氧化物排放量的拐点，就是我们电力增长情况下出现的总排放量的拐点主要是电力贡献的，我们其他的非电工业、民用等等有一部分还有所增加。所以减排的幅度比例在报告里都有数据，我就不一一列举了。但是有一个数据就是减了这些污染物以后，空气当中空气质量的贡献是怎么样的?在去年的中国工程院受环保部委托做了一个“大气十条”实施效果评估，组织了一批国内专家评估。从2013年到2015年“大气十条”的中期，PM2.5的浓度改善平均在25%左右。而这25%里贡献最大的是重点污染源的改造，剩下的还有结构调整、扬尘治理、机动车等等都有，但是最大的是重点行业的提标改造，贡献达到了三分之一左右。而重点行业提标改造最大的贡献者就是电力行业。所以从排放量和空气当中的浓度下降这两个指标都可以说明，在已经发生的这个阶段电力行业是最重要的贡献者。/pp　　问题：我想请教一下朱院长。最近比较热的是有专家说湿法脱硫中烟气中含有可溶性的硫酸盐颗粒物，每年会有很多排到大气当中，是导致空气污染的元凶。但是我也看过朱院长的文章，您说湿法脱硫是治疗雾霾的功臣。到底湿法脱硫是元凶还是功臣，希望您给介绍一下。还有在未来的发展趋势上，湿法脱硫的技术在推广和普及的价值上是怎么样的?或者还有其他的哪些技术值得推广?/pp　　朱法华：谢谢你关心我的文章。我想湿法脱硫大家最关心的就是排放的可溶盐。首先说湿法脱硫里有没有可溶盐?当然有。在湿法脱硫中形成的盐主要是硫酸钙、亚硫酸钙，以及没有反应的碳酸钙。这些盐就和大家在家里吃的盐差不多，它们是不会汽化和升华的，这些盐不会自己变成气体跑出来，只能是以固体形式存在或者是溶解在水里面。如果是以固体形式，就是可过滤颗粒物，如果是以液态存在的，就溶解在水里面，就像大家回家以后把盐放在水里一搅会溶掉。我刚才讲到的脱硫过程中形成的硫酸钙、亚硫酸钙以及没有反应的碳酸钙在水里的溶解度比我们吃的盐要低得多，就是不太容易溶解，我们叫它微溶。这是第一个想法。/pp　　第二个想告诉大家的，湿法脱硫替代了大量的水汽。50度左右的水汽的含量应该在112克每立方米。所以含的水汽是比较多的，但是就像大家看的烟囱冒的一样，大量的是水蒸气。根据我们测试，99.6%左右是水蒸气。水蒸气里面是不含盐的，水蒸气是不溶解盐的，气态水。只有0.4%左右的水是液态水，就是液滴里面可能溶解盐。由于刚才讲的盐都是微溶的，水量只有0.4%左右，所以两者相乘大家就知道湿法脱硫替代的可溶盐不可能多。正是因为不可能多，所以全世界采用湿法脱硫已经有50年的历史，但是没有一个国家制定湿法脱硫可溶盐的排放监测方法，并没有湿法脱硫排放的可溶盐标准。刚才这些都是理论分析，在这个基础上因为大家关切，我们也做了一些工程，对可溶盐里面进行了研究性监测。为什么是研究性监测?因为没有标准的测试方法。所以我们进行了多种方法，在多个电厂进行研究性监测，监测的结果都表明石灰石石膏湿法脱硫后，适应性排放替代的可溶盐小于一毫克每立方米，所以这个浓度很低。折算全国石灰石石膏湿法脱硫排放的可溶盐也就是一万吨左右，所以这个对霾的影响是非常小的。这是回答你说的第一个问题。第二个问题就是推广和其他方法的前景和普及情况。我想在相当长的时间内，湿法脱硫在我国以及在世界其他燃煤电厂为主的国家都是主流技术，但是我们仍然希望有新的技术出现，就是现在国家大气专项里提出研究的，就是资源化技术。怎么把燃煤烟气当中的二氧化硫进行资源化。比如说我们正在开展研究的，也是国家支持的，活性焦脱硫、脱硝、脱汞，把二氧化硫变成硫酸或者是其他硫产品，这个就是一种新技术。当然现在还在研究和示范过程中，我感觉是比较有前景的一种方法。谢谢。/pp　　提问：我想问一下龙总，是不是发达国家湿法脱硫后都安装了GGH呢?为什么我国大部分电厂没有安装呢?/pp　　龙辉：刚才美国环保协会的张博士也提到了美国1996年以后基本上不设GGH。美国火电机组主要是以湿烟气为主，他们的大多数机组都是离城区非常远，有几百公里。他们基本上都是不设GGH。另外是在日本，我和日本的三菱、日立公司接触问他们为什么设GGH?因为他们国家非常小，他们的电厂分布基本上都是在城市密集的地区。他们的第一台燃煤火电机组上脱硫的时候确实没设GGH，但是飘了一些石膏雨或者是白烟，影响了当地居民。所以他们上了一百多台的GGH，我和日本的阿尔斯通公司的经理交流，他说后面的机组全部上了GGH，为了满足当地老百姓的要求。德国以前有一个排烟温度的要求，2002年以前有一个72度的排烟温度烟气要求。所以那个之前上了一些机组，但是那些机组都是41万或者35万的机组。2002年以后他们上了一些大机组，全部采用排烟塔排放，去了GGH。/pp　　还有一个就是国内，国内的发展历程是这样，国内一开始上脱硫脱销装置的时候，有30%到40%的电塔当时上了回转式GGH，回转式GGH实际运行情况基本上都是在1%以上，甚至是接近2%。这个要满足我们国家现在的99%以上的脱硫效果的话肯定是不行的。所以大部分的电厂把回转式的脱硫器都拆除了。再一个就是部分电厂上了MGGH，改成MGGH的电厂是无泄漏式的GGH，这个现在也很多了，不是说大多数，就是电厂没有上GGH。现在从秦皇岛开始，到后来华能的海平电厂和其他一些电厂，咱们五大电力集团都有一些电厂现在都陆续上了MGGH。他们有些是为了满足城市电厂的需要，包括上海外高桥电厂或者是上海的外高桥一厂二厂、三厂，他们主要是当地有一些环保要求，人口密集、不影响老百姓的生活，所以他们上了，是这么一种情况。/pp　　王志轩：我补充一下，我们国家从开始说有后来又没有，这个过程可以说是中国的环保工程师经过了若干次的讨论。而且我记得很清楚，当时我们在进行湿法脱硫的技术引进之前的前期学习，当时用的世界银行的贷款，由美国的工程师给中国工程师培训。首先是编制教材，教材当时是电力环保所翻译的，上面专门讲GGH的问题，讲了美国的经验，美国是大部分取消了，美国老百姓可以认同这个烟气不产生污染。还有一个需要说明的是，我们和当年的德国技术合作公司，也是德国政府资助的，也是给中国培训脱硫的教材，对于设GHH和烟气温度的问题都做了非常详细的解释。核心一点，GGH提高烟气温度扩散对环境质量的影响和脱硫之后，控制下来是最主要的。剩下的扩散了对环境质量的影响微乎其微。/pp　　现在有一种说法是温度高可以增大扩散，扩散了以后对环境很好。事实上扩散只是说最大落地浓度的点，原来没有GGH可能近一点，有GGH可能远一点，但是总量是没有变化的，而且环境质量并不产生影响，因为97%以上的污染物都得到了减排。但是还有一点很重要，不是说不加热抬升高度就一定低。大家可以想想GGH是通过锅炉烟气自身的温度在加热，不进GGH这些能量整体要算，也不一定就产生出气体。为什么?因为我们一般算都是干烟气抬升，如果是湿烟气抬升，我们专门有专家研究过，比如说在南方如果湿度大的时候，湿烟气的抬升比干烟气的抬升还要高。可以说这是经过多位大气污染物扩散的专家反复讨论所得到的结果，既有国际的经验也有我们自己的实践，谢谢。/pp　　提问：我想问一下贺院士，就是燃煤电厂采用超低排放后比天然气电厂还要干净，您如何评价?/pp　　贺克斌：发电的两种燃料就是煤电和气电。长期以来大家知道天然气因为燃料特性决定了硫和尘的排放是非常低的，如果氮氧化物不采取任何措施，是有一定的初始浓度的。燃煤电厂是三种污染物都要对付。我们1996年的时候硫的标准是几百上千，但是现在进展到了特别排放限值，然后再到了超低排放，比如二氧化硫从原来的几百变成了几十，然后到现在是35的量。氮氧化物从原来的几百变成50，颗粒物要求严到了10左右。所以实现燃煤电厂的超低排放，还有一个词叫近零排放，就是在硫和尘的指标上已经和天然气的效果是一样的了。但氮氧化物的指标，天然气和煤都要采取措施。有一段时间有人讲天然气跟煤的比较。如果说采取了低氮燃烧加后续的后处理装置，天然气的氮氧化物也会降下来。现在初始浓度和降的水平来看，超低排放采取的措施和没有超低排放采取的措施，使尘、硫、氮三个指标都跟天然气采取了氮的措施之后的那一个指标，三个加在一起对比的时候基本上是一致的。当然说比它还要干净的说法可能不那么绝对，因为不同的案例。但是总体上讲达到相当的水平更准确一些。/pp　　提问：我想问下易会长，燃煤电厂现在用的脱硫工艺90%以上是石灰石石膏湿法脱硫技术，请问脱硫技术路线现在是怎么选择的?有没有考虑用干法脱硫?/pp　　易斌：刚才我发言的时候讲的比较快，可能没有说的很清楚。为什么使用湿法，刚才几位专家介绍了美国、欧洲和日本的情况，应该说比较清晰了。在我们国家遇到的情况也是类似的，我想主要有几个原因。从早期来讲，八十年代的时候我们国家在很多电厂还是做了一些干法的实验，到后来还在一些小规模装置上做了电子树、活性焦的实验。当时追求的目标是考虑到中国当时经济实力较弱。做了很多年下来的结果最后还是选择了湿法，主要的原因就是几个比较重要的原因。我们现在真正应用的一个是石灰石石膏法，另外一个是烟气循环流化床，烟气循环流化床刚才王理事长说了，我在报告里特别强调了它是一个半干法。另外一个还有氨法，还有一些大的应用。其实技术路线选择的过程中更多的主要还是从可靠性，要达到比较高的要求，特别是对电厂来讲可靠性是非常重要的。另外还有一个是脱硫产物资源化利用的问题，等等综合因素的决定，所以电厂主要是选择了干法。/pp　　举一个例子，现在的烟气循环流化床大家看到的是水用的少，其实少多少呢?只是水的用量少了三分之一左右，因为氮最后也是以水蒸汽形式排出去的。它最大的问题是对大的机组，要长期稳定可靠不停运行的话是有难度的。另外副产物也是很重要的，副产物不是稳定的，石灰石膏法的副产物是比较稳定的石膏，是亚硫酸钙为主，应用过程中有很多问题，工业化的利用也有很多问题。所以现在目前主要还是用在小型的机组，特别是在一些工业上用的比较多。这是一个情况。另外，国家的有关政策方面一直都是多方案的选择，我想更多的还是方方面面的原因，一直强调因地制宜、因厂制宜、因煤制宜等等这些因素考虑的，不是简单的说谁非要用这个石灰石石膏法。/pp　　王志轩：我简单补充一下。首先中国电力行业是不是忽视了干法或者忽略了干法，没有注意。当然，干法一般来说比如用CFB锅炉，可以说是干法，一般的烟气脱硫是半干法，主要是为了提高反应的速度和活性。我想说的是中国从七十年代末到九十年代，对于干法的研究工业实验，一直到现在都没有停止过，为什么?因为我们从八十年代、九十年代开始，当时湿法脱硫的成本大致占当时电厂筹资的三分之一左右，所以当时我们干不起。但是干法脱硫相对比较便宜，再一个是系统比较简单，另外省一点水。所以说根据当时中国的国情，我们首先先选择干法，做了大量的实验室实验、工业实验。我自己到了能源部之后，包括国际合作项目，比如跟日本的绿色援助计划，就是在山东洪岛有一个半干法的工业实验，当时就想将来这些方法可能在中国比较适合，因为它的造价比较便宜，脱硫的效率当时按照85%左右设计。在南京下关电厂，单位引进的也是半干法。中国有很多已经进入了商业化的阶段，确实再大的机组，从全世界来说，像今天介绍的日本用活性焦，我也看过，但是一般的半干法在大型机组中用得比较少。我曾经在德国跟专门搞半干法设计的工程师聊过，有两台30万就是经他手设计的，但是后来不行。我们是通过对半干法的反复实验、研究，包括国际经验，最后得到一个现有的湿法脱硫工艺的选择，更重要的是效率、稳定性、副产物的处理整体上的考虑。我也非常赞成刘司长讲到的现在的脱硫工艺是全世界中环保工程师几十年研究、实验、检验的结果，不是说中国几个人拍脑袋形成的现在的情况。谢谢。/pp　　提问：我想问一下王理事长，目前燃煤电厂从大气方面来说脱硫、脱硝、除尘的工艺大家愿意上，而且也是强制性上的，另外废水零排那块，从目前来说国内也只是鼓励和推荐，没有形成强制性，目前会有这方面的政策出台吗?另外如果现在做零排的话，对水资源的匮乏和环境污染会有很大的影响吗?/pp　　王志轩：简单回答一下。首先今天潘主任在发布报告的时候也涉及到燃煤电厂的用水和排水的情况。大家看一度电的时候可能看电是能量单位。但是我们搞环保的、资源的，我们看一度电的时候，它不仅是能量也是资源。比如说当我看一度电的时候我想到它消耗了多少煤、排放了多少污染。过去我们的一度电消耗三公斤水，但是现在我们和过去比节水达到了90%，应该说达到了世界先进水平。是不是一定要零排放?我个人的意见是首先要从需求出发，零排放一个是从水资源的角度，第二个是从环境治理或者对环境影响的角度，这是最核心的。因为污染物的排放与当地的水的功能是相关的，因为我们现在电厂排放的水的污染对燃煤电厂来说目前主要的还是里面的盐，就是可溶盐，原因主要是湿法脱硫产生的。湿法脱硫本身并不是原料里的，而是煤里面的氯化物通过湿法脱硫过程中的捕缉，最后基本上达到2万多毫克甚至3万毫克的程度，因为不能在系统里停留了，必须要排出去，这部分首先是要看当地的水环境质量的要求是什么情况。/pp　　在国际上并不是说全世界湿法脱硫的水都是要零排放，恰恰大部分都是排放的，因为要满足当地的环境质量。从水资源的角度也是这样，要综合考虑。如果零排放的话，不仅仅要考虑到水，零排放现在的工艺不管怎么说，最后的盐到哪儿去了?如果这部分盐不能够得到有效的利用，或者是它里面的污染物不能得到很好的无害化的处理，也是需要考虑的。所以总的来说一定要注意到零排放环境的需求、资源的需求和它产生的其他二次污染物综合的影响，才能决定是不是在全国、全行业大面积推广。对于已经确定的采取的工艺或者要求，我认为还是要严格进行评估。谢谢。易斌：回答你的第一个问题，据我了解现在从国家的层面，没有统一要求电厂都要做零排放，我想短期内也不会有这样的要求。第二，技术的问题和工程的问题，现在是有少量的电厂，包括别的行业在做含盐废水零排放的工作，我们电厂也有建好的，但是主要的问题是不太经济，还是很贵。这是第一个问题。第二个问题，盐的出路问题，如果我们要做零排放，关键是盐要有销路，我们现在很多地方，包括一些煤化工所谓的零排放，盐是做成杂盐，杂盐出来是危险废物。如果做成混合的盐，这条路线可能是有问题的。如果要做，一定要分成一个个的单质盐才有可能将来应用。但是单质盐的成本比较高，还有行业接受度的问题，比如说我们不是电厂的，是做煤化工的，将来煤化工回收的是氯化钠还是氯化钾，要在化工行业用，在哪儿找出路现在是一个很难的问题。因为中国不缺盐，电厂的废水里回收的盐也主要是氯化钠。/pp　　提问：我想问一下王理事长。我国火电厂年利用小时数在下降，火电厂调峰任务增多，机组运行不稳定，启停增多，请问环保设施受影响吗?是否会增加空气污染?谢谢。/pp　　王志轩：这个问题问得很专业。我想是这样的，作为脱硫装置来说，包括污染控制设施来说，最希望的是主机稳定运行，最好是投上以后一年运行6000小时或者是5500小时。所有的工程设计都是按照基本工控。但是现在不可避免的从未来来看，燃煤电厂的利用小时数下降这也是个趋势，最主要的原因是燃煤电厂的功能可能会发生一些变化，调峰的任务更加频繁，低负荷运行时间也会增多，特别是启停的时候增多。这些情况毫无疑问对于污染控制设施系统上是有影响的，而且脱硝、除尘、脱硫三个装置之间互相也有影响。我记得日本最早开始的时候，这三个是分开的，后来合在一起，就是要充分考虑它们之间的互相影响。而机组的影响必然造成对系统的影响，这需要我们环保产业公司在脱硫工艺考虑的时候要充分考虑到这种影响。当然现在我认为已经考虑到了，因为中国是世界上燃煤电厂全部取消了烟气旁路的国家，烟气旁路取消了就意味着一旦你环保设施出了问题的时候，整个机组必须要停，因为没有办法，所以说设施的可靠性必须要保证。而且相对处理污染物的容量也要大一些，因为适应它的波动性。/pp　　另外，为什么说我们现在脱硫脱硝的技术，在引进消化吸收再创新上又前进了呢，就是要更多地考虑到它波动性的影响。我相信第一有影响。第二有办法可以解决。但是我们的核心还是要考虑这种影响最终对环境质量影响的大小，如果说这种影响对环境质量的影响并没有明确的相关，我们应该允许它在非正常情况下的排放，在排放标准的评价上要有所适应。比如说我们现在燃煤电厂控制它的达标情况基本上或者达成一种共识，按照一小时超标就算超标，当然有个省不是这样。美国是按照月平均值，甚至有一些特殊工程的话，是三个月滚动评估，欧盟也是月评估。所以如果我们按照排放标准的数字，在不影响环境质量的前提下可以使我们的污染控制设施的运行和它的投入或者成本能够达到一个很好的适应。谢谢。/pp　　提问：我想请教一下朱法华先生。我之前看到过一次硫酸工业协会关于硫酸的工作简报，就是湿法脱硫后的烟气当中含有可溶性的硫酸盐细颗粒物，他们检测的结果是最高到200毫克每立方米，一般情况下是30毫克每立方米，我不知道是不是因为行业的原因所以特别高。我们燃煤电厂的湿法脱硫当中的硫酸盐可溶性离子含量您刚提到大约是0.4%的液态水中含有可溶性盐。看起来排放量不是特别高。但是有一种说法就是这种可溶性盐离子排放到大气中之后会形成一个核，吸附其他的小颗粒，从而形成PM2.5。所以从这个角度来讲，不知道这种烟气是否应该回收处理?另外，我在中国知网的门户中检索发现至少有几十篇各个电力公司工程师们发表的论文，就是关于湿法脱硫之后排气当中检测到了极细颗粒物，它的浓度是增加的，就是PM2.5的处理效果很好，但是这些细颗粒物的浓度增加了，我比较奇怪，像这种情况的出现是因为我们湿法脱硫技术后续过滤的装置和其他处理技术还不够完善，还是因为我们的燃煤有独特性或者是其他什么原因，有没有改善的办法?谢谢。/pp　　朱法华：谢谢你的问题，很专业。我刚才前面回答的问题是可溶盐，你刚才讲到硫酸工业协会的简报，实际上是讲硫酸物，我前面讲的是盐，盐在常温情况下以及烟气条件下是固态的。硫酸物是指三氧化硫，因为三氧化硫在常温条件下都是气态的，看不见的，但是存在着。但是三氧化硫有水的时候它跟水会接触，有一部分会溶解在水里面，那个在我讲的第一点上的问题，就是硫酸盐里。另外一方面，三氧化硫跟水接触以后呈雾状的，就是气态的。我们要弄清楚三氧化硫是从哪儿来的?实际上三氧化硫是煤燃烧过程中部分硫被氧化成三氧化硫，绝大部分都是氧化成二氧化硫。氧化成三氧化硫比例在0.5%-2%，大数是1%左右。另外，现在性催化还原，就是SCR烟气脱硝过程中也会有一部分的二氧化硫被氧化为三氧化硫，这个比例大数也是在1%左右。这个就是氧化形成三氧化硫，所以进行湿法脱硫，有一部分溶解到水里，有一部分是以雾状形式存在。所以首先三氧化硫的产生和湿法脱硫是没有关系的，湿法脱硫不会形成三氧化硫。相反，湿法脱硫可以脱除部分三氧化硫。我们早期测试的结果破除三氧化硫在百分之二三十左右，因为早期的脱硫效率比较低，现在都测到90%的脱除效率。/pp　　为什么脱三氧化硫的效率提高呢?是因为我们现在的湿法脱硫脱二氧化硫的效率高了，就要延长接触时间，进一步增加烟气和浆液的接触，在这个过程中三氧化硫脱除的量也增多了。所以现在一般来说对于复合法脱硫脱除三氧化硫的效率一般在70%以上，所以效果还是很明显的。脱除以后，三氧化硫有没有?还有，所以三氧化硫这块在国内外都有测试方法标准，因为它还是有一定的量的。所以这块实施我们国家实施的方法标准就是GBT-T21508-2008，就是有一个国标，就是燃煤烟气脱硫设备性能测试规范，在这个规范里有附录C是专门测烟气中三氧化硫浓度的。怎么测试?是通过一个水流的装置来采集烟气中的三氧化硫或者是硫酸物进行分析，我们对全国100多台机组进行过测试，在没有搞超低排放之前，三氧化硫浓度平均在不到30毫克每立方米，搞了超低排放以后，因为湿法脱硫，脱除三氧化硫的效率要提高很多。所以现在超低排放以后，我们测出来的结果平均值在8.86毫克每立方米。后面加了湿式电除尘器机组，平均值是6.6毫克每立方米。所以实际上超低排放以后三氧化硫的排放量也是大幅下降的。/pp　　第二个问题，湿法脱硫以后极细颗粒物浓度增加了，是不是技术不完善或者怎么样?湿法脱硫就像下大暴雨一样，喷淋层在里面一直喷，所以绝大部分湿法脱硫之后总颗粒物浓度以及细颗粒物浓度都是有所下降的。但是在早期的脱硫装置当中，确实存在着总颗粒物浓度和细颗粒物浓度都上升的情况，就像你讲的好多工程师很关注这个事情，为什么关注?它不正常，所以大家关注。就是说通过研究，发现湿法脱硫导致颗粒物浓度增加主要有三方面原因，实际上就是总颗粒物浓度增加，细颗粒物浓度增加，增加主要是三方面原因。第一个是除雾器的效果不好，第二个是塔内的烟气流出过大或者不均匀，就是局部过大，第三个是喷淋塔喷淋出来的液滴过小，也会导致细颗粒物浓度增加或者总颗粒物浓度增加。所以现在原因弄得比较清楚了，解决这个问题也比较有针对性。我想2015年以后石膏雨的影响越来越少了，从现在测试的结果来看，湿法脱硫对颗粒物的脱除效果从早期的50%提高到现在的80%，这个结果和日本测试认定的湿法对颗粒物的脱除效果也是比较一致的，甚至有些还会更高。我们86.7%都测到过。所以对细颗粒物的浓度还是有很大改善的。前面讲到电力行业不仅对酸雨改善作出了巨大贡献，对现在大气的治理也在发挥重要的作用，所以总量浓度肯定是下降的。粒子可能会变小，但是变小的比例，在总的颗粒物里小的比例是增多了，但是小的绝对值是没有增加的。所以这个技术应该说还是很完善的。/pp　　另外，冲洗是一个物理过程，就像下雨的时候，大气当中有什么颗粒跟颗粒的性质没有关系，不管什么颗粒都得淋下来。所以跟颗粒的性质没有什么关系，总体来说效果还是很好的。当然，烟气脱硫系统也好，脱硝系统也好，除尘系统也好，不是说没有进一步完善的地方，因为现在实现了超低排放，超低排放是一个系统工程，前面理事长也提到了，日本原来除尘是除尘的规范，脱硫是脱硫的规范，脱硝是脱硝的规范，我们国家也是这样，我们现在正在制定燃煤电厂烟气超低排放工程技术规范，就不是一个一个的了。为什么要组合在一块?就是燃煤电厂超低排放烟气治理系统是个系统工程，之间相互影响，所以怎么对系统进行优化，可以实现减排的同时还实现积累。这个我们都有工程案例，没有实现超低排放之前，厂用电力比实现超低排放之后还要高，实现超低排放之后厂用电力还下降了。所以可以做到节能和减排，当然这个是需要工程技术人员进一步优化，目前电厂一般人员还很难做到。所以这个应该说也是下一步电力行业烟气治理进一步做到节能减排的一个方向，也是我们院现在正在做的事情。/pp　　问题：刚才介绍一些脱硫和脱硝的技术，我们也看到一些燃煤电厂在烟气脱硝的过程中会用到氨，也有一些案例和报道提到过量的喷氨会产生氨逃逸，我想问一下王理事长过量的氨逃逸会对环境造成哪些影响?会造成哪些污染?/pp　　王志轩：首先是尽可能地控制，不要让氨过量。但是有些措施具体喷氨的工艺等等可能会造成过量，这个过量一般是叫做氨逃逸，氨逃逸主要是在脱硝的工序里多出了一部分氨。逃逸之后并不是直接逃到空气里，是进入到后续系统，所以它和烟气里其他的污染物，比如说形成硫酸氨还有其他污染物，可能会粘在后面的空气预热器和其他的设备上，这个会对系统后面的设备产生堵塞等等各个方面的问题，所以首先从工艺上要进行避免。专门有这样的标准，就是说每立方米里逃逸的氨不能超过规定的限值，这个是技术规范有要求。当然，如果说在规范之内逃出去以后，在设备上粘到一些，后面有除尘系统，都会把逃逸的一部分氨拿下来。1992年欧洲经济委员会专门有一个烟气脱硝的工作组，他们在当时就做了大量的分析工作，分析氨逃逸之后到底跑哪儿去了?基本上80%多是逃到灰里面去了，还有一部分逃到水里了。/pp　　所以我们前面的脱硝，后面脱硫的时候，为什么脱硫废水里面检测出氨呢?实际上就是逃逸氨出来了。还有一部分是通过烟囱最后排出去了，这一部分对大气环境造成了污染。一部分变成颗粒物了，一部分变成气溶胶了，逃出的这部分氨大致说在5%以内。当然有时候也能看到有一些电厂所谓的蓝色烟雨或者褐色的烟雨，也有这样的问题。但是这个问题首先是它没有按照规范或者不是按照达标排放标准做的，相当于是一个病人。我们首先谈的前提是说按照技术规范的要求，可以说按技术规范是可以做到的，比如说为什么脱硝的时候要进行流程模拟，要加上喷烟的喷嘴或者格栅的布局，整个系统首先是可以做到的，但是没有做到，那是设计、建造、运行的问题。我想说的是逃出的这部分氨是能够满足污染物排放标准的基本要求。/pp　　易斌：我补充一下。脱硝的国家标准里明确提到大概是3个PPM，是在氨反应器的出口，不是指烟囱的出口，大家一定要把这个概念搞清楚，就是每立方米2.28毫克，从设计来讲确实这个规范基本上能做到。因为脱硝的反应是个化学反应，要有一定的化学当量比，比脱除的氮氧化物当量还低的话就做不到高效的脱除氮氧化物，所以有一点氨的逃逸是技术工程上的问题。另外，其实进入大气的很少，一个是进入后面除尘系统里80%以上，还有将近20%是形成了铵盐，在系统里，不会到烟囱里。前一段时间人家给我提出今年20个电厂测试的结果，我们标准要求是2.8个毫克每立方米，这些厂家都做到2以下，1点几，基本上是这么一个水平。/pp　　提问：我想问一下朱院长，刚才提到PM2.5的浓度和细颗粒物的浓度倒挂的现象，您刚才提到三个原因，这是极个别的现象吗?另一个问题问一下王理事长，现在很多超低排放，在华北、华东地区的一些火电厂出现了预热器堵塞的问题，想问一下您怎么看待这个问题?/pp　　朱法华：湿法脱硫之后颗粒物浓度增加，这种情况应该说在我们国家早期投运的脱硫装置当中也不算是个别现象。应该说当时大家关注的是脱硫，实际上需要获得一定的脱硫效率，对脱硫这块除尘的结果，去除颗粒物的效果不是太关注。再一个，一开始对脱硫技术本身也不是很懂，所以石膏雨在五年前或者更长一点经常听到很多人说它，就像前面的记者问的，他在网上查了很多文章，那个时候是一个比较大的问题，也是一个热点问题，所以大家做了很多研究。弄明白了，解决这个问题也就比较容易了。现在如果说还有这种倾向，那应该是个别的。比如说现在哪个厂脱硫之后颗粒物浓度显著增加，那一定是个别的，而且这个厂的环保电价是拿不到的。为什么拿不到?因为我们现在超低排放火电厂污染防治可行技术指南，这个也是我牵头制定的，环保部5月份发布的标准，这里面我们对湿法脱硫后烟气当中的雾滴浓度规定要小于25毫克每立方米。/pp　　原来的工程技术规范是75毫克每立方米，所以现在工程质量明显提高了。雾滴浓度低了，里面含的成份，自然而然排放颗粒物的浓度也就少了，因为好多颗粒也是跟着水出去的。这个我觉得也很正常，任何一个技术发展都有一个过程，从不成熟到成熟，从不会用到用得越来越熟练，就像我刚才前面提到的，超低排放工程是一个系统工程，尽管我们现在大量的电厂都实现超低排放了，但实际上目前来说对超低排放系统工程的优化应该说还远不到位。包括前面讲的氨逃逸，要搞超低排放，喷淋氨就增多，如果没有完全反应，逃逸的量就会增大，还是说明对它认识不到位。如果喷进去的氨是完全可以反应掉的，所以这个就有优化。实际上这个我们也在做研究，包括流程研究、喷氨精准控制方面的研究，包括温度场的研究等等都在做。总体来说我们现在已经实现超低排放了，下一步会在超低排放的基础上更进一步节能减排，我讲的节能减排包括减少液氨的消耗量，包括减少用电，同时减少二氧化硫、氮氧化物和烟尘的排放。/pp　　王志轩：我用一句话回答一下这个问题，大约20年前我的一位老领导，也是一位老专家，总结了国际上当时普遍应用的脱硫技术的时候，他说湿法脱硫我们现在可以用，就是湿法烟气治理技术的历史就是一部与腐蚀、磨损、堵塞做斗争的历史。到今天这句话仍然适用，好在我们无论从理论上还是实践上都积累了相当的经验，可以解决这些问题。/p

2012年度梅特勒托利多过程分析技术有奖征文大赛于2012年3月1日&mdash 2012年6月30日举行，征文大赛的主旨是探讨过程分析技术的发展，分享过程分析仪表在工业领域的应用经验。我们已经收到了各个行业客户的积极投稿，经过本次活动评审委员会的评选，各奖项已评出。获奖名单如下：一等奖 iPad2张朝江希杰聊城赖氨酸生产中的在线监测系统的应用孙广军在线pH分析仪在氯化钠盐水中的应用 二等奖 iPod Touch李有智浅谈如何降低分析仪表的故障率李干雄光学氧传感器在植物细胞培养中的应用乔世军InPro6860i光学氧传感器在柠檬酸发酵中的应用丛灵前气相氧分析仪在曝气池尾气排放氧含量测量中的典型应用符青灵重催烟气脱硫装置在线pH仪表的应用谭云峰在线式PH计在染料行业的运用王贤琴过程检测设备在维尔康公司的应用全灵跃镉污染引发的水厂在线PH仪变化及应对孙永海中药分离中的在线浊度检测杨子荣超纯水pH在线测量与电厂汽水品质监控 三等奖 瑞士军刀 （若干）*参与奖 4G U盘 （若干）**说明：获奖礼品与证书已于近日寄出，请获奖者留意查收（奖品以实物为准）；由于篇幅有限，三等奖和参与奖获奖人员名单省略。 获奖征文分享在线pH分析仪在高浓度盐水中的应用http://cn.mt.com/dam/MT_CN/PDFs/Others/CN_pro_Online_pH_application_high_concentration_brine.pdf 光学氧传感器在植物细胞培养中的应用http://cn.mt.com/dam/MT_CN/PDFs/Others/CN_pro_Optical_oxygen_sensor_application_plant_cell_culture.pdf 气相氧分析仪在曝气池尾气排放氧含量测量中的典型应用http://cn.mt.com/dam/MT_CN/PDFs/Others/CN_pro_gas_phase_oxygen_analyzer_aeration_tank_exhaust_oxygen_content_measurement.pdf 咨询电话：4008-878-788梅特勒托利多过程分析 www.mt.com/pro 本活动最终解释权归梅特勒托利多（中国）所有

就在按日通报部分城市空气质量情况半个多月后，环保部推出了大气污染防治的“最严”产业政策。环保部19日确定，将对包括19个省(区、市)的47个地级及以上城市在内的重点控制区，对火电、钢铁、石化、水泥、有色、化工等六大重污染行业及燃煤工业锅炉的新建项目，火电、钢铁、石化工业以及燃煤工业锅炉的现有项目，实施特别排放限值。　　环保部部长周生贤19日主持召开环境保护部常务会议，听取关于建议在重点控制区实施大气污染物特别排放限值的情况汇报。会议认为“十二五”时期，工业化、城镇化将继续快速发展，汽车保有量和煤炭消费总量持续增长，大气环境将面临前所未有的压力。严重的大气污染问题，不仅损害人民群众身体健康，而且破坏生态环境，必须采取严格的大气环境管理措施。　　一位参与上述政策制定的环保部专家告诉记者，这是上个月灰霾天爆发以来最有力度的一项大气治污产业政策，这意味着，环保部今后将根据不同区域采取差异化产业政策“这一特别排放限值不仅是国内有史以来最严的，甚至达到国际先进或领先水平。”该专家强调。　　环保部中国环境科学研究院副院长柴发合接受《经济参考报》记者采访时表示，早在上个世纪，美国就在《清洁空气法》中针对部分大气污染严重地区实施严于全国其他地区的排放标准，相当于我国的“特别排放限值”，此举确保这些地区的环境质量不再恶化，直至慢慢变好。　　环保部2012年夏天发布的数据显示，2011年，全国二氧化硫排放总量为2217 .9万吨，工业源就占到2016.5万吨 氮氧化物排放总量为2404.3万吨，工业源则占到2404.3万吨。　　"近年来，环保部发布的数据显示，工业源仍然是我国大气污染物尤其是烟粉尘的主要排放源。"柴发合说，此次针对六大重污染行业实施特别排放限值，"抓住了牛鼻子"。具体而言，对于新建项目，这些地区从2013年3月1日起，新受理的火电、钢铁环评项目将执行大气污染物特别排放限值 石化、化工、有色、水泥行业，以及燃煤工业锅炉等项目待相应的排放标准修订完善并明确特别限值后执行。　　对于现有项目，47个城市的主城区范围内现有项目中的火电行业燃煤机组从2014年7月1日起执行烟尘特别排放限值 钢铁行业烧结(球团)设备机头从2015年1月1日起执行颗粒物特别排放限值 石化行业、燃煤工业锅炉项目待相应的排放标准修订完善并明确特别排放限值后，按照标准设定的现有项目过渡期满后分别执行挥发性有机物、烟尘特别排放限值。　　柴发合表示，执行特别排放限值肯定会增加企业治污成本(如脱硫、脱硝、脱汞装置的技改、运营成本)，但长期以来，大气污染已经带来巨大的健康成本和随之而来的经济损失，需要指出的是这部分成本并未由排污企业充分补偿，老百姓和政府相当于在为企业"买单"，是时候将企业的这些外部成本"内部化"了。　　对已经发布特别排放限值的火电行业而言，记者获悉，具体到新建燃煤锅炉，全国大部分地区的国标为二氧化硫100毫克/立方米，广西、重庆、四川、贵州的火力发电锅炉甚至允许放宽为200毫克/立方米，但特别排放限值则收紧为50毫克/立方米，相当于"腰斩再腰斩"。　　中国电力企业联合会研究室综合与环保处工程师刘志强告诉记者，在不考虑经济可行性的情况下，无论是多么严格的排放限值，在技术上都是可行的。但提到环保投入，他打了个比喻："就像学生考试。从80分考到100分的难度和付出，是远远大于从60分考到80分的。"　　对尚未发布特别排放限值的水泥行业，中国水泥协会孔祥忠向记者透露，历经一年多的研究制定，《水泥工业大气污染物排放标准》有望于今年实施，其中首度规定了特别排放限值。"预计绝大部分水泥企业会就地消化新增环保成本，消化不了的就只能迁走了。"孔祥忠说。　　"不排除一些重污染企业搬迁到环境容量大、人口稀少地区，并通过清洁生产工艺和排放控制技术，以最严格的标准大幅减少污染物排放量，这既有利于重污染地区环境质量的改善，又有利于欠发达地区的经济发展。"柴发合同时提醒，要极力避免特别排放限值在上述47个城市实施后，一些企业不是高水平异地重建，而是简单地将污染转移。

中国雾霾笼城，机动车尾气排放被指为元凶之一，低劣的油品也备受指责。　　为提高油品品质，降低环保污染，目前，全国范围内成品油标准正逐步从国Ⅲ过渡到国Ⅳ，对于成品油的质量有了更严格的要求。　　汽油生产企业是否已遵循严格标准?谁对PM2.5有更多的“贡献”?　　为调查目前国内车用汽油的品质，《消费者报道》在11月送检了中石化、中石油、中海油、中油碧辟和壳牌五个品牌的93#与97#汽油。检测结果显示，五个品牌车用汽油的硫含量均低于国Ⅳ标准限值，其中一些样品的硫含量已达到欧盟标准。　　两品牌汽油硫含量较低　　根据国Ⅳ车用汽油的标准，93#与97#汽油的硫含量限值均为50ppm。《消费者报道》对10个汽油样品进行检测后发现，五大品牌汽油的硫含量均在标准范围内。　　其中，中石化93#汽油的硫含量为4ppm、97#汽油为8ppm 中油碧辟的93#汽油硫含量同样为8ppm(如图)。从结果来看，这两个品牌的3个样品硫含量已达到欧Ⅴ标准(低于10ppm)。此次检测中硫含量最高的为中海油一个93#汽油样品，测得硫含量为32ppm。　　此次检测的10个样品中，同品牌产品的93#与97#汽油的硫含量并不一致。汽油中的硫含量与汽油标号是否有必然的关系?　　广州市能源检测研究院化验室主任关雎给出了解释：“90#、93#及97#等汽油标号指汽油的辛烷值。”　　她表示，汽油的辛烷值代表的是汽油的抗爆性，与汽油的清洁程度没有关联。如果出现两种牌号的油品硫含量不一样，应该与油品的本来品质和脱硫程度有关。此外，硫含量的降低是通过技术实现的，与汽油中是否有添加剂关系不大。　　关雎向《消费者报道》记者透露，粤Ⅴ车用汽油标准原定于2013年10月1日实施，此次检测中一些样品的硫含量相对较低，应该是一些企业为了达到粤Ⅴ标准而进行了一定的品质提升。　　硫含量为污染控制关键指标　　低劣的油品一度被认为是PM2.5的主要来源。车用汽油中硫含量的多寡直接影响着机动车的废气排放程度。因为燃油中的硫会在发动机的排气系统中生成硫酸盐，形成颗粒物并排放到大气中。而硫燃烧后形成的二氧化硫，也是造成大气污染的重要物质。　　2011年7月，中国《轻型汽车污染物排放限值及测量方法(中国Ⅲ、Ⅳ阶段)》正式实施。然而，与此排放标准相对应的国Ⅳ车用汽油标准却在2014年才正式全国施行。这也意味着，长期以来较低标准的汽油品质无法对应要求较高的汽车排放标准。反观过去的几次标准修订，汽油标准总是滞后于汽车排放标准。　　2014年1月，国Ⅳ车用汽油标准将在全国范围内执行。与目前仍在使用的国Ⅲ标准对比，硫含量有了更加严格的限值要求。在国Ⅲ标准中，汽油的硫含量要求在150ppm(每千克汽油含硫150毫克)以内。国IV阶段则对硫含量限值降低到不超过50ppm。　　事实上，国内不同城市使用的车用汽油标准也不尽相同。北京、上海、广州等城市的车用汽油地方标准比国标实行得更快、更严格。2010年8月，广东省开始实行了粤Ⅳ号车用汽油标准。在该地方标准中，硫含量限制为50ppm。而在国Ⅳ汽油标准即将正式施行之际，北京已开始制定推出京Ⅴ车用汽油标准，硫含量的限制将降低为10ppm。这一严格标准将与欧Ⅴ的汽油标准一致。　　此次《消费者报道》车用汽油品质检测的10个样品因全部在广州市内购买，因此检测中同时参考国Ⅳ与粤Ⅳ地方标准进行比对。　　不过国内一些欠发达的地区，车用汽油的硫含量限值仍在国Ⅲ标准限制内，即为150ppm。　　过去对于中国的石油化工企业脱硫技术较低的质疑也不在少数。中石化广州石油分公司党委办副主任高红告诉《消费者报道》记者：“随着石油产品消费量的持续增长，国内原油短缺，原油趋向劣质化，加工难度增大，产品更加清洁化和炼油企业环保压力加大。”　　她表示，为保证汽油中的低硫含量，中石化每年在工艺改进、新产品开发方面投入非常大的技术改造，在每个炼厂的生产设备都新装置脱硫加氢技术。　　尽管此次检测发现，五品牌汽油的硫含量相对较低，有的已接近国际水平，但业内人士对此也表示了一定的担忧。国家石油石化产品质量监督检验中心闻环博士向记者表示，目前国内汽油的低硫含量是通过调和实现的，但从原料来说，国内外的汽油油品还是存在着一定的差距。此外，她认为标准中对硫含量进行了更严格的限值，但类似烯烃、芳烃等的限制并没改变，实际上这些物质也同样污染大气、对人体有害。