時值歲末年初，為了及時反映環保產業過往一年的發展動態，預測新一年的發展趨勢，我會組織各分支機構編寫了《2018年環保產業發展評述和2019年展望》，供環保企事業單位、專家和管理者參考。
   1. 2018年脫硫脫硝行業發展概況
   1.1 以打贏藍天保衛戰為目標，燃煤煙氣污染物治理政策密集出臺
   2018年7月，國務院印發《打贏藍天保衛戰三年行動計劃》（以下簡稱“計劃”），北京、河北、天津、山西、甘肅、寧夏、安徽、江蘇等多地陸續出臺地方行動計劃，明確了各地的“作戰目標”：針對煤電行業，國務院及地方《計劃》中均提出大力推進燃煤機組超低排放改造。山東、江蘇、天津、河北、江西燃煤機組實施煙羽水汽回收脫白工程；針對鋼鐵、焦化、水泥、化工等非電行業，《計劃》提出鋼鐵等行業實施超低排放改造，焦化、水泥、平板玻璃、石化及化工等行業二氧化硫、氮氧化物、顆粒物和揮發性有機物實施特別排放限值改造。 河北實施焦化、鋼鐵等行業有色煙羽治理；針對燃煤鍋爐，完成65蒸噸/小時及以上燃煤鍋爐節能和超低排放改造；針對生物質鍋爐，河北、天津、山東、安徽、浙江、江蘇等提出實施生物質鍋爐超低排放改造。
   2018年1月，《中華人民共和國環境保護稅法》開始施行，直接向環境排放應稅污染物的企事業單位和其他生產經營者應當依照本法規定繳納環境保護稅。應稅大氣污染物按照污染物排放量折合的污染當量數確定，其中二氧化硫的污染當量值為0.95千克，氮氧化物的污染當量值為0.95千克，應稅大氣污染物的應納稅額為污染當量數乘以具體適用稅額（1.2元至12元）。
   非電行業煙氣超低排放改造首先在鋼鐵行業展開：2018年9月河北省印發《鋼鐵工業大氣污染物超低排放標準》，提出燒結機頭（球團焙燒）煙氣在基準含氧量16%條件下，顆粒物、二氧化硫、氮氧化物排放限值分別為10、35、50毫克/立方米，其他工序顆粒物、二氧化硫、氮氧化物排放限值分別為10、50、150毫克/立方米。現有企業要求自2020年10月1日起執行，新建企業要求自2019年1月1日實施之日起執行。鋼鐵行業邁入超低排放時代。
   1.2 脫硫脫硝產業發展概況 
   根據國家年初下達的任務，2018年全國煤電超低排放改造任務為4868萬千瓦，節能改造任務5390.5萬千瓦：2018年9月，國家能源局和生態環境部聯合下發《關于印發2018年各省(區、市)煤電超低排放和節能改目標任務的通知》,要求繼續加大力度推進煤電超低排放和節能改造工作。中部地區力爭在2018年前基本完成，西部地區在2020年完成。數據顯示，2018年全國煤電超低排放改造任務為4868萬千瓦，其中，新疆、甘肅和新疆生產建設兵團煤電超低排放改造任務最重，分別為899、599和515萬千瓦。目前，各地區已基本完成任務。     
   鋼鐵超低排放開啟非電煙氣治理大幕：河北省1至8月，全省鋼鐵行業超低排放改造項目在建168個，完成95個；焦化行業超低排放改造項目在建45個，完成39個；天津發布《天津市2018年大氣污染防治工作方案》，方案給出鋼鐵行業燒結工序超低排放改造企業名單 (2018年12月底前完成，共七家)；河南省政府下發《河南省2018年大氣污染防治攻堅戰實施方案》，要求2018年10月1日起，化工、有色、鋼鐵三大行業執行國家大氣污染物特別排放限值規定，同時鼓勵鋼鐵、水泥、碳素（鋁用碳素）、平板玻璃、電子玻璃等行業企業于2018年10月底前完成超低排放改造。  
   2. 脫硫脫硝行業技術應用現狀  
   2.1 主要SO2超低排放控制技術  
   石灰石-石膏濕法脫硫  
   ① 、單/雙塔雙循環脫硫：該技術與常規石灰石-石膏濕法煙氣脫硫工藝相比，除吸收塔系統有明顯區別外，其它系統配置基本相同。煙氣通過兩次SO2脫除過程，經過兩級漿液循環，兩級循環分別設有獨立的循環漿池和噴淋層，根據不同的功能，每級循環具有不同的運行參數。國內首臺單塔雙循環機組廣東廣州恒運電廠于2014年7月順利實現投產，2015年8月在百萬千瓦機組—國電浙江北侖電廠2臺100萬千瓦機組6號脫硫系統中首次得以應用。雙塔雙循環技術采用了兩塔串聯工藝，對于改造工程，可充分利用原有脫硫設備設施，適用于場地充裕，含硫量增加幅度中的中、高硫煤增容改造項目。  
   ② 、單塔雙區脫硫：單塔雙區技術通過在吸收塔漿池中設置分區調節器，結合射流攪拌技術控制漿液的無序混合，通過石灰石供漿加入點的合理設置，可以在單一吸收塔的漿池內形成上下部兩個不同的pH值分區；單塔雙區技術可以較大提高SO2脫除能力，且無需額外增加塔外漿池或二級吸收塔的布置場地，且無串聯塔技術中水平衡控制難的問題。  
   干法/半干法（以煙氣循環流化床法脫硫為例）：煙氣循環流化床脫硫技術是以循環流化床原理為反應基礎的煙氣脫硫除塵一體化技術。針對超低排放，主要是通過提高鈣硫摩爾比、加強氣流均布、延長煙氣反應時間、改進工藝水加入和提高吸收劑消化等措施進行了一定的改進，同時基于煙塵超低排放的需要，對脫硫除塵器的濾料選擇也提出了更高的要求。在山西國金、華電永安等十余臺300MW級循環流化床鍋爐項目上實現了SO2和顆粒物超低排放。同時，也在鄭州榮齊熱電等個別200MW級特低硫煤機組煤粉爐項目上，實現了SO2和顆粒物超低排放。  
   氨法脫硫：氨法脫硫是資源回收型環保工藝。針對超低排放，主要是通過增加噴淋層以提高液氣比、加裝塔盤強化氣流均布傳質等措施進行了一定的改進。氨法脫硫對吸收劑來源距離、周圍環境等有較嚴格的要求，在寧波萬華化工自備熱電5號機組、遼陽國成熱電等數個100MW級（以鍋爐煙氣量計）化工企業自備電站項目上實現了SO2的超低排放。  
   活性焦/炭吸附法：在一定溫度條件下，活性焦/炭吸附煙氣中SO2、氧和水蒸汽，在活性焦/炭表面活性點的催化作用下，SO2氧化為SO3，SO3與水蒸汽反應生成硫酸，吸附在活性焦/炭的表面。采用活性焦/炭的干法煙氣脫硫技術，其脫硫效率高，脫硫過程不用水，無廢水、廢渣等二次污染問題。  
   2.2 主要NOx超低排放控制技術  
   火電廠NOx控制技術主要有兩類：一是控制燃燒過程中NOx的生成，即低氮燃燒技術；二是對生成的NOx進行處理，即煙氣脫硝技術。煙氣脫硝技術主要有SCR、SNCR和SNCR/SCR聯合脫硝技術等。  
    低氮燃燒技術：低氮燃燒技術是通過降低反應區內氧的濃度、縮短燃料在高溫區內的停留時間、控制燃燒區溫度等方法，從源頭控制NOx生成量。目前，低氮燃燒技術主要包括低過量空氣技術、空氣分級燃燒、煙氣循環、減少空氣預熱和燃料分級燃燒等技術。該類技術已在火電廠NOx排放控制中得到了較多的應用。目前已開發出第三代低氮燃燒技術，在600MW~1000MW超超臨界和超臨界鍋爐中均有應用，煙氣NOx濃度在170mg/m3~240mg/m3。  
   SCR脫硝技術：該技術是目前世界上最成熟，實用業績最多的一種煙氣脫硝工藝，其采用NH3作為還原劑，將經空氣稀釋后的NH3噴入到約300~420℃的煙氣中，與煙氣均勻混合后通過布置有催化劑的SCR反應器，煙氣中的NOx與NH3在催化劑的作用下發生選擇性催化還原反應，生成無污染的N2和H2O。目前SCR脫硝技術已應用于不同容量機組，該技術的脫硝效率一般為80%~90%，結合鍋爐低氮燃燒技術后可實現機組NOx排放濃度小于50mg/m3。  
   SNCR脫硝技術：在鍋爐爐膛上部煙溫850℃～1150℃區域噴入還原劑（氨或尿素），使NOx還原為水和N2。SNCR脫硝效率一般在30%~70%，氨逃逸一般大于3.8mg/m3，NH3/NOx摩爾比一般大于1。SNCR技術的優點在于不需要昂貴的催化劑，反應系統比SCR工藝簡單，脫硝系統阻力較小、運行電耗低。但存在鍋爐運行工況波動易導致爐內溫度場、速度場分布不均勻，脫硝效率不穩定；氨逃逸量較大，導致下游設備的堵塞和腐蝕等問題。國內最早在江蘇闞山電廠、江蘇利港電廠等電廠的大型煤粉爐上應用SNCR，隨后在各種容量的循環流化床鍋爐和中小型煤粉爐得到大量應用，目前在300MW及以上新建煤粉鍋爐應用很少。  
    SNCR/SCR聯合脫硝工藝，主要是針對場地空間有限的循環流化床鍋爐NOx治理而發展來的新型高效脫硝技術。SNCR宜布置于爐膛最佳溫度區間，SCR脫硝催化劑宜布置于上下省煤器之間。利用在前端SNCR系統噴入的適當過量的還原劑，在后端SCR系統催化劑的作用下進一步將煙氣中的NOx還原，以保證機組NOx排放達標。與SCR脫硝技術相比，SNCR/SCR聯合脫硝技術中的SCR反應器一般較小，催化劑層數較少，且一般不再噴氨，而是利用SNCR的逃逸氨進行脫硝，適用于部分NOx生成濃度較高、僅采用SNCR技術無法穩定達到超低排放的循環流化床鍋爐，以及受空間限制無法加裝大量催化劑的現役中小型鍋爐改造。  
   2.3 主要顆粒物超低排放控制技術  
   隨著《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223-2011）和《煤電節能減排升級與改造行動計劃（2014-2020年）》（發改能源〔2014〕2093號）的發布執行，我國除塵器行業在技術創新方面成效顯著，一系列新技術在實踐應用中取得了良好的業績。除濕式電除塵外，低低溫電除塵、高頻電源供電電除塵、超凈電袋復合除塵、袋式除塵等技術也得到快速發展和廣泛應用，另外旋轉電極電除塵、粉塵凝聚技術、煙氣調質、隔離振打、分區斷電振打、脈沖電源、三相電源供電等一批新型電除塵技術也已在一些電廠中得到應用。  
   低低溫電除塵：低低溫電除塵技術是通過低溫省煤器或熱媒體氣氣換熱裝置（MGGH）降低電除塵器入口煙氣溫度至酸露點溫度以下（一般在90℃左右），使煙氣中的大部分SO3在低溫省煤器或MGGH中冷凝形成硫酸霧，黏附在粉塵上并被堿性物質中和，大幅降低粉塵的比電阻，避免反電暈現象，從而提高除塵效率，同時去除大部分的SO3，當采用低溫省煤器時還可降低機組煤耗。國外低低溫電除塵技術已有近20年的應用歷史，投運業績超過20個電廠，機組容量累計超15000MW，國外投運情況為低低溫電除塵技術的國內應用提供了借鑒。 福建大唐寧德電廠2×600MW燃煤發電機組是國內首個采用低低溫電除塵技術進行改造的電廠，目前低低溫電除塵技術在華能長興電廠2×660MW、臺州第二發電廠2×1000MW等數十臺機組上已經得到應用，運行效果良好。  
   高頻電源電除塵：作為新型高壓電源，高頻電源除具備傳統電源的功能外，還具有高除塵效率、高功率因數、節約能耗、體積小、結構緊湊等突出優點，同時具備直流和間歇脈沖供電等兩種以上優越供電性能和完善的保護功能等特點，已成為GB13223-2011實施后電力行業中最主要的電除塵器供電電源。經過幾年發展，高頻電源已經作為電除塵供電電源的主流產品在工程中廣泛應用，產品容量從32kW～160kW，電流從0.4A～2.0A，電壓從50kV～80kV，已形成系列化設計，并在大批百萬千瓦機組電除塵器中應用。  
   濕式電除塵器：具有除塵效率高、能克服高比電阻產生的反電暈現象、無運動部件、無二次揚塵、運行穩定、壓力損失小、操作簡單、能耗低、維護費用低、生產停工期短、可工作于煙氣露點溫度以下、可與其它煙氣治理設備相互結合、設計形式多樣化等優點。同時，其采用液體沖刷集塵極表面來進行清灰，可有效收集細顆粒物（一次PM2.5）、SO3氣溶膠、重金屬（Hg、As、Se、Pb、Cr）、有機污染物（多環芳烴、二惡英）等，協同治理能力強。使用濕式電除塵器后，顆粒物排放可達5mg/m3以下。在燃煤電廠濕法脫硫之后使用，還可解決濕法脫硫帶來的石膏雨、藍煙、酸霧問題，緩解下游煙道、煙囪的腐蝕，節約防腐成本。  
   電袋復合除塵器：是指在一個箱體內緊湊安裝電場區和濾袋區，將電除塵的荷電除塵及袋除塵的過濾攔截有機結合的一種新型高效除塵器，按照結構可分為整體式電袋復合除塵器、嵌入式電袋復合除塵器和分體式電袋除塵器。它具有長期穩定的低排放、運行阻力低、濾袋使用壽命長、運行維護費用低、適用范圍廣及經濟性好的優點，出口煙塵濃度可達10mg/m3以下。整體式電袋復合除塵器被快速推廣應用到燃煤鍋爐煙塵治理上，最大應用單機容量為1000MW機組，其中新密電廠100萬千瓦機組電袋是迄今為止世界上首臺投運的最大型電袋復合除塵器。目前，已投運的電袋復合除塵器超過350臺,配套應用總裝機容量已突破20萬MW。  
   袋式除塵器：袋式除塵器具有長期穩定的高效率低排放、運行維護簡單、煤種適用范圍廣的優點，出口煙塵濃度可達10mg/m3以下。電力行業最常用的袋式除塵器按清灰方式可分為低壓回轉脈沖噴吹袋式除塵器和中壓脈噴吹袋式除塵器。我國袋式除塵器通過不斷的結構改進、技術創新和工程實踐總結，逐步改善了運行阻力大、濾袋壽命短的問題，可實現出口煙塵濃度小于30mg/m3甚至10mg/m3以下，運行阻力小于1500Pa，濾袋壽命大于3年。自2001年大型袋式除塵器在內蒙古豐泰電廠200MW機組成功應用以來，近十余年，袋式除塵器在我國電力燃煤機組中得到了大量推廣應用，最大配套單機容量600MW，據不完全統計，累計配套總裝機容量逾8萬MW，成為電力行業主要除塵技術之一。  
   3. 脫硫脫硝行業技術展望  
   3.1 脫除燃煤煙氣中SO3  
   目前，SO3有效去除的手段包括低低溫電除塵器、濕式電除塵和堿基噴吹技術。低低溫電除塵將煙氣溫度降至酸露點以下，使氣態的SO3冷凝成液態的硫酸霧，系統對SO3的去除率一般在80%以上，最高可達95%，是目前SO3去除率最高的煙氣處理設備；濕式電除塵器除了可以達到其它除塵設備難以達到的極低的排放指標外，對于SO3、重金屬汞也具有脫除作用；堿基吸附劑噴吹技術是控制SO3排放的主要技術手段，其原理是在鍋爐省煤器出口至SCR反應器一段低溫煙道內，噴入堿性的吸收劑（鈉基或鈣基），發生中和反應降低煙氣SO3濃度，去除煙氣中的SO3，避免SO3與逃逸氨生成硫酸氫銨，減緩空預器堵塞和腐蝕，進而降低SCR噴氨溫度，實現脫硝裝置的全負荷運行。同時生成的硫酸鈣或硫酸鈉等顆粒物可通過下游除塵設備予以脫除，減少SO3排放造成的PM2.5污染。國內絕大部分火電廠并未安裝專門脫除SO3的環保設施。目前有兩種改造方式都可以達到較好的SO3脫除效果：以低低溫電除塵器為主的協同控制方式和環保設施末端加裝濕式電除塵器。電廠可以根據燃煤煤質、場地條件、改造費用和廢水處理方式等選擇合適的改造工藝。SO3的控制技術是近些年來受到廣泛關注且進步很快的技術，高效率、低成本脫除SO3及其資源化利用是未來重要發展方向。  
   3.2 發展低成本、高效率脫硫廢水零排放技術  
   當前燃煤發電在整個發電行業內占比超過了70%，絕大多數的燃煤電廠采用“石灰石-石膏濕法脫硫工藝”對煙氣進行脫硫。我國相繼頒布《火力發電廠廢水治理設計技術規程》、《水污染防治行動計劃》、《電力發展"十三五"規劃》、《火電廠污染防治技術政策》，明確提出火電廠廢水排放達標率實現百分之百，濕法脫硫廢水成為治理重點。然而，目前脫硫廢水零排放技術流派多，且均處于試點、技術驗證階段，解決結垢堵塞、能耗高、腐蝕、成本高等難題是當下行業研究焦點。如何組合現有工藝，揚長避短，實現低成本脫硫廢水零排放，提高廢水和礦物鹽的綜合利用率，將是今后脫硫廢水零排放研究的重點。2018年3月30日，北京國電龍源環保工程有限公司在江蘇泰州對泰州電廠2號機（1000MW）實施了低成本脫硫廢水零排放示范工程，創新性地提出了低品位余熱濃縮、高品位熱源干燥的技術路線，系統簡潔、工藝合理、運行可靠，實現了低成本廢水零排放，該項目已通過國家能源投資集團股份有限公司的驗收。  
   3.3 開發（超）高硫煤煙氣超低排放技術  
   對于（超）高硫分高灰分燃煤機組，現有的超低排放技術主要存在以下問題：（1）漿液的pH值波動幅度大，難以控制；（2）中間產物—亞硫酸鈣的氧化效果差，石膏結晶困難；（3）吸收塔內的流場均勻性對于脫硫效率的影響大；（4）實現達標排放所需的液氣比很大，能耗高；（5）達不到超低排放要求。針對于高硫分高灰分燃煤機組超低排放難題，可在現有超低排放技術的基礎上，采用多級洗滌工藝方案，實現煙氣中污染物的高效脫除，保證超高硫分高灰分燃煤機組實現超低排放。其主要原理是通過采用漿液分區多級洗滌的方式進一步提高脫硫效率，其中采用低pH值的漿液對煙氣進行一次洗滌，脫除煙氣中大部分的SO2，同時在該低pH區內實現高效氧化；然后，采用高pH值的漿液對煙氣進行二次洗滌，達到高效脫硫的要求。  
   3.4 治理燃煤電廠“有色煙羽”現象  
   “有色煙羽”治理技術可分為三大類：煙氣再熱技術、煙氣冷凝技術和煙氣冷凝再熱復合技術。煙氣再熱技術是當前應用最為廣泛的技術；煙氣冷凝技術對“有色煙羽”的治理亦有明顯的效果，且能實現多污染物聯合脫除；冷凝再熱復合技術是煙氣加熱和煙氣冷凝技術的組合使用，綜合了加熱技術和冷凝技術的特點，對于濕煙羽治理有更寬廣的適用范圍。隨著燃煤電廠超低排放改造的推進，有色煙羽治理將成為燃煤電廠環保治理的重要工作之一。  
   3.5 鋼鐵行業超低排放技術發展動向  
   2018年，我國制定實施打贏藍天保衛戰三年作戰計劃，啟動鋼鐵行業 超低排放 改造，還出臺了京津冀及周邊地區、長三角、汾渭平原等重點區域大氣污染防治 實施方案，鋼鐵行業即將迎來新一輪超低排放改造。經過2018年的市場洗禮，鋼鐵行業超低排放路線初見倪端，傳統的達標燃煤電站煙氣治理技術將在鋼鐵行業得到越來越多的應用。  
   3.5.1脫硫（濕法、干法/半干法）+加熱升溫催化脫硝煙氣治理技術  
   該種脫硫脫硝技術是在原有脫硫裝備的基礎上增加催化脫硝，以達到綜合脫硫脫硝的目的。目前已運用的多是脫硫+加熱升溫的SCR技術，該種技術在火電鍋爐已廣泛應用。但是，燒結脫硫后的煙氣溫度遠低于SCR所需的溫度，因此需在脫硝前增加加熱系統，將煙氣溫度升至所需溫度，（不同催化劑需要不同溫度，一般在280℃左右），加熱所需能耗高，成為該技術在鋼鐵行業中應用的障礙。為了降低能耗，可以通過換熱裝置將熱量回收利用，降低額外補充的能耗。但投資無疑要相應增加。燒結脫硫后煙氣溫度在120~200℃之間，如果能開發出適用該溫度范圍的催化劑，可以免去加熱，即降低了投資又節約了能源，因此，低溫催化劑成為多家科技公司重點研發方向。  
   3.5.2活性焦/炭脫硫脫硝一體化法  
   活性焦/炭協同凈化以物理-化學吸附和催化反應原理為基礎，能實現一體化脫硫、脫硝、脫重金屬及除塵的集成深度凈化，SO2被氧化成SO3后制成硫酸，氮氧化物則在還原劑NH3的氣氛下，經由催化作用生成了N2和H2O，其脫硝反應溫度不低于100℃，因為反應溫度的要求，脫硫必須采用干法，且脫硝過程在脫硫過程之后，脫硫脫硝過程有機結合，形成活性焦/炭脫硫脫硝一體化技術。從日本住友在太鋼450m2燒結機上興建的國內首套全進口活性焦協同凈化項目，以及由上海克硫、中冶北方于江蘇永鋼2號450m2燒結機建成的首套自主知識產權的活性焦一體化脫除設施以來，目前該技術已成功應用在安陽鋼鐵1#、2#燒結機（360m2、400m2）、寶鋼湛江1#、2#燒結機（550m2×2）、寶鋼3#燒結機（600m2）以及安陽鋼鐵7#、8#、9#、10#焦化爐，投資和運行成本均有較大幅度的降低。  
   3.6廢棄催化劑處理與資源化問題需要引起高度重視  
   SCR脫硝催化劑的使用壽命在3~5年，預計未來我國將每年產生15-20萬m3的廢棄脫硝催化劑。脫硝催化劑主要由釩、鎢、鈦等重金屬構成，廢棄后如不加以妥善處理，將會對環境造成嚴重污染和資源浪費，如何對這部分催化劑進行處理是一個重大問題。亟待開發SCR催化劑回收利用技術，以實現廢棄催化劑的無害化處置和資源化利用。