【关键词】 节能减排 热源厂 扩建工程
1 企业概况
本溪衡泽热力发展有限公司由本溪衡泽煤炭发展有限公司与本溪市供热总公司于2006年共同出资组建，其中本溪衡泽煤炭发展有限公司占75%的股份，本溪市供热总公司占25%股份。公司位于辽宁省本溪市明山区，总占地面积20公顷.本溪衡泽煤炭发展有限公司是以经营煤炭为主的经济实体.本溪衡泽热力发展有限公司于2006年8月正式成立，注册资本800万元，公司2011年至2012年供热面积850万m2，其中有720万m2已实现了集中供热。目前公司有两个热源厂，已建有3×58MW、6×29MW、2×75t/h、2×50MW锅炉、72个换热站、15个小锅炉房，2011年至2012年供暖期公司全年用煤29.99万吨。
2 项目建设必要性
本项目供热区域内现有小锅炉房12座，总供热面积125.9×104m2，其中单台锅炉容量为15t/h吨位的锅炉房只有1座，其余均为10t/h以下的小锅炉房.这些小锅炉造成本溪市冬季煤烟型污染非常严重，悬浮颗粒物、SO2和氮氧化物浓度均严重超标，极大影响了冬季环境质量.本项目实施后，将取缔城区内12座小锅炉房，31台小锅炉，烟囱12根.该工程建设将有效地改善供热区域内环境质量，是治理城市大气污染、完成国家实现节能减排总体方针目标积极手段。
集中供热是现代化城市重要标志。城市实现集中供热不仅能向居民提供舒适居住环境还能够节约能源、减少环境污染。以生态环境第一，优化能源结构，提高城市集中供热普及率，逐步取消小锅炉，建设大型集中供热工程使能源生产和输送集约化，供热机制产业化，使供热行业步入科学规范、可持续发展良性轨道.建设集中供热工程即能保证供热质量又可节约能源，满足城市发展需求极其必要。
3 工程总体概况
该工程主要建设内容为转山热源厂原设计4台29MW链条热水锅炉，已建成2台29MW链条热水锅炉，由于热负荷增加原设计容量已不能满足热负荷增加，本次计扩建工程在原有预留2台29MW链条热水锅炉炉位新建2台50MW往复炉排热水锅炉；更新改造一次管网主干线；新敷设一次管网主干线；新敷设一次管网支干线；更新改造一次管网支干线。扩建工程包括新建、改造及预留换热站26座。工程完成投入运行后形成集中供热负荷在300万㎡热源厂，将建成换热站31座形成一次管网总长度22184m。将取缔城区内12座小锅炉房，31台小锅炉，烟囱12根。转山热源厂扩建工程可行性研究报告、初步设计及施工图由沈阳市热力工程设计研究院设计，辽宁方圆建设项目管理有限公司监理。
4 项目采用的节能技术措施
项目主要耗能品种及耗能量：本项目主要耗能品种为原煤、电、水.年耗原煤12.67万吨，年耗电949.02万千瓦时；年耗水21.6万吨.项目所在地能源资源供应条件：本项目使用的燃煤采用西蒙煤，燃料各项指标均达到并好于国家标准.本溪衡泽热力发展有限公司与内蒙古霍林河露天煤业股份有限公司签订了购煤协议，可满足供应.原锅炉房变电所变压器为：1000KVA 10KV/0.4KV 2台，已安装2台29MW热水锅炉，用电设备安装容量约为：915.5KW.预备安装2台50MW热水锅炉，用电设备安装容量约为：1019KW.变电所不需增容.供水由厂区内原有蓄水池、泵房供给。
工艺流程及技术方案对能源消费影响：锅炉房扩建前情况，本项目供热区域内现有小锅炉房12座，总供热面积125.9×104m2，其中单台锅炉容量为15t/h吨位的锅炉房只有1座，其余均为10t/h以下的小锅炉房。年能源消耗情况：年消耗标煤33992吨，耗电6924500千瓦时.经计算，单位供暖标准煤单耗为27.68kgce/㎡。锅炉房扩建后情况，扩建工程新建2台50MW往复炉排热水锅炉；由于往复炉排热水锅炉可燃烧劣质煤，公司与内蒙古霍林河露天煤业股份有限公司签订了长期购煤合同，该公司生产的原煤热值低，因此往复炉排热水锅炉的安装为该项目节能提供了空间.又由于集中供热取代小锅炉，因此该项目节能效果显著。总供热面积300×104m2 ，将取缔城区内12座小锅炉房，31台小锅炉，烟囱12根.能源消耗情况：年消耗标煤56110吨，耗电949.02万千瓦时。经计算，单位供暖标准煤单耗为19.09kgce/㎡。较扩建前节约10814.81吨标煤。
5 节能技术措施分析评估
设计中贯彻执行国务院第四号节能指令和国务院节能管理暂行条例中的有关规定。风机、水泵、变压器及电机等设备均选用节能产品。
本热源厂采用集中供热，选用单台容量为50MW的大型热水锅炉，热效率较高，大大降低水、电、煤的消耗，节能效果明显。热网循环水泵采用效率较高大型循环水泵，同时水泵采用变频调速使循环水泵根据系统不同运行状况调节调整转速，保持系统在经济状态下运行达到节电目的。热网补水泵采用变频调速，根据补水量及压力的不同调节补水泵运行，节约电能.锅炉鼓引风机采用变频调速，根据锅炉热负荷变化调整鼓、引风机运行参数，使锅炉及鼓引风机均运行于较高的效率状态下，从而达到节能的目的。
整个热源厂采用微机控制，不仅提高了热源厂的自动化程度，同时可根据热负荷的变化情况及时调整锅炉出力，降低不必要的煤耗及电耗。锅炉燃烧系统，循环水系统和换热站等均设置节能所必须的仪表。为了节能和保证良好的工作环境，外表面温度高于50℃的设备和管道都进行了保温，主要保温材料为岩棉及硅酸铝板.
6 节能管理措施分析评估
成立专职的能源管理办公室，负责贯彻国家能源方针政策、法令及有关规定，编制降低能耗计划和措施及长远规划，编制主要产品能源消耗定额，以实现单位产品能耗不断下降。
由企管处负责按月、季、年汇总上报能源平衡及各种能耗报表工作，制定能源管理制度，加强管理，开展能源利用情况检查和监督。指导各分公司搞好能源消耗原始记录、资料整理、各种能耗报表填报工作.及时总结推广节能的先进技术和先进经验。组织节能竞赛、评比、交流与推广节能先进经验。
实行严格目标责任制。定期公布各分公司能耗指标完成情况并将能耗指标和节能工作作为各分公司负责人经营业绩重要考核内容.制订各种能耗考核指标并进行考核奖罚。搞好能源的合理利用与节约，提高能源利用率，大力降低单位产品综合能耗，以尽可能少的能源消耗取得尽可能大的经济效益保证公司的能源安全生产、稳定供应及合理调配.敦促下属各锅炉房、换热站的一线职工在生产过程中 ，杜绝跑、冒、滴漏的现象，减少能源的人为损失.以确保输入能源满足生产需要。
7 结论
通过本项目的建设，我们体会到由于本公司技术人员协调不到位，没能最大限度地调动参与工程建设各方的积极性，因此需要我们进一步加以总结，以利于我们在今后各自的岗位上，把工作做得更好.
参考文献
【关键词】循环流化床锅炉；事故；经过；处理；分析；防范措施
1 设备简介
兖矿集团国宏化工公司热电车间1号、2号锅炉是无锡华光锅炉股份有限公司生产的型号为UG-160/9.8-M型高温高压循环流化床锅炉。3号锅炉是济南锅炉集团有限公司生产的型号为YG-260/9.8-M型高温高压循环流化床锅炉。
2 几起异常事故分析及处理
2.1 锅炉仪表空气中断事故
2.1.1 事故经过
2009年9月10日16时50分，操作人员发现1号和2号锅炉主蒸汽流量瞬间下降、主蒸汽压力急剧升高，立即打开两台锅炉向空排汽电动门紧急泄压。同时发现仪表空气压力由0.5MPa迅速下降至0MPa，此时两台锅炉主给水气动调节阀自动全开，旁路给水气动调节阀自动全关，均已无法远控。锅炉布袋除尘器所有气动提升阀和气动旁通阀同时缓慢降落，即将关闭，炉膛出口烟气压力迅速升高。操作人员立即向调度和车间领导汇报，要求迅速恢复仪表用气，降低锅炉负荷，并迅速组织人员到就地手动调整锅炉给水、采取人工措施卡住锅炉除尘器提升阀，确保锅炉水位、炉膛出口烟气压力正常。直至17时30分，仪表空气压力才逐渐升高到0.3MPa，此时各气动阀逐渐恢复正常，锅炉恢复正常运行。
2.1.2 事故处理分析
仪表用气中断持续了40分钟的时间，是国宏公司自投产以来出现的一次较为严重的事故。在整个事故处理过程中，操作人员沉着冷静，业务熟练，行动迅速，处理及时，人员安排到位。避免了锅炉因炉膛出口烟气压力高MFT动作停炉，避免了锅炉汽包满水或缺水事故，化解了系统跳车和对下游工序造成严重影响的危机，使国宏公司实现了连续稳定生产。
2.1.3 事故防范措施
1）在日常运行过程中，对仪表空气压力加强监视，发现压力低于正常范围，及时向调度汇报，与供气岗位及时联系提高气源压力；如压力低于0.3Mpa，应迅速采取有效措施，防止阀门失控。
2）进行事故演练，提高操作人员处理此类突发事故的能力。
2.2 锅炉给水COD超标导致1号炉爆管停炉事故
2.2.1 事故经过
2010年3月4日03：40，1号锅炉运行负荷为110t/h，床温850℃，炉膛出口负压在-100pa左右，锅炉运行较为稳定。03：43炉膛出口负压瞬时变正压，锅炉水位、汽压急剧下降，床温迅速下降，操作人员立即将水位自动调节改为手动调节，并加大锅炉给水量，给水流量达到220t/h时仍维持不住水位，汇报调度，后系统减负荷，1号锅炉紧急停炉。
2.2.2 事故处理分析
停炉冷却后，进入炉膛内进行检查，发现漏点在前墙水冷壁南侧屏式过热器穿墙管处，此漏点为纵向裂纹，长度约120cm，此次管壁厚度约为5.1mm（多包括涂层）。根据管壁爆管特征分析，此爆管的主要原因为锅炉炉水中含有有机酸及COD等，这些物质在低温下对管壁腐蚀较小，但在高温下腐蚀较大，尤其是对高温高压锅炉。
2.2.3 事故防范措施
1）增加锅炉水质分析频次，控制锅炉给水PH值在8.8-9.0；
2）将化工系统工艺凝液与锅炉给水分离，保证锅炉给水合格；
3）通过添加药剂控制目前锅炉水质。
2.3 锅炉DCS控制系统断电黑屏事故
2.3.1 事故经过
2010年6月12日11时12分45秒，控制室操作人员发现运行中的2号锅炉、3号锅炉及配套视频监视系统突然黑屏，1号锅炉DCS（停炉检修）、3号锅炉备用DCS、除氧给水公用系统的DCS监控系统及配套视频监视系统全部死机，DCS画面所有数据不变动并显示为“#数据”，锅炉的所有水位计、压力表视频监视画面消失或呈现死机状态无法监控， 锅炉所有的电接点水位计也均已失电无法监控。锅炉水位、汽温、汽压等重要参数都已无法监视控制。控制室唯独3台锅炉的布袋除尘器及气力除灰系统监控画面能够正常监控。操作人员立即向调度和车间领导汇报，并立即联系DCS检修人员处理，要求迅速恢复正常。并联系调度，要求后续系统负荷要保持稳定，避免锅炉负荷、汽压、水位等重要参数大幅度波动。并立即安排专人分别去2号锅炉和3号锅炉汽包平台，通过汽包就地双色水位计、磁翻板液位计严密监视锅炉水位，通过汽包就地压力表和汇汽集箱就地压力表严密监视锅炉汽压，通过汇汽集箱就地蒸汽温度表严密监视锅炉汽温，与控制室监控人员时刻保持通讯联系，及时将锅炉水位、汽压、汽温等重要参数反馈给控制室，并按照控制室监控人员的指令就地手动开启汇汽集箱向空排汽电动门泄压避免锅炉超压。同时立即安排专人分别去2号锅炉和3号锅炉给水平台，并与控制室监控人员时刻保持通讯联系，根据控制室监控人员的指令，通过就地手动调整锅炉给水调节阀和锅炉减温水调节阀，来控制锅炉水位和汽温在正常范围内波动。控制室监控人员根据现场操作人员的反馈情况及时对锅炉运行状况进一步做出判断，避免盲目进行相关操作。直至11时51分50秒，各DCS监控系统才逐一恢复正常，操作人员及时进行监控调整，各设备逐渐恢复正常。
2.3.2 事故处理分析
1）首先DCS检修人员将DCS系统断电，从源头（机柜间）检查电源，发现机柜间分断路器正常；进一步排查发现从UPS供电系统出来总的断路器跳闸，重新送电送不上，同时机柜间交换机失电，为及时恢复系统监视运行，用插排从控制室取220V电源临时供电，DCS监控系统恢复正常，工艺人员对运行设备相关数据及时进行监控并调整。检修人员通过进一步排查，发现是DCS监控系统UPS不间断电源设备老化，导致停机断电事故。更换新设备后，重新送电，DCS监控系统恢复正常。
2）此次DCS控制系统断电黑屏事故在国宏公司是首次出现，没有处理经验可循，此次事故共持续了近40分钟的时间，在整个事故处理过程中，指挥得当，考虑周全，分工明确，人员安排到位，操作人员沉着冷静，业务熟练，行动迅速，操作正确。在控制室失去所有数据失去监控能力的情况下，全体职工齐心协力，避免了锅炉停炉，避免了全系统停车，为国宏公司避免了较大经济损失。
2.3.3 事故防范措施
1）应加强DCS监控系统设备维护和更新，防止出现类似事故；
2）总结事故处理经验，对操作工加强培训，并进行事故演习加强演练。
3 结论
通过以上对兖矿国宏化工公司两台160t/h和一台260t/h高温高压循环流化床锅炉在投产运行以来出现的几起异常事故的分析，结合处理情况进行的汇总，其中有的是个例，有的则是循环流化床锅炉所共有的，其经验教训值得总结和交流学习，也可作为同类型机组重要的参考学习资料。
【参考文献】
关键词:链条炉;流化床燃烧炉;锅炉改造;热水锅炉
中图分类号:TK229文献标识码:A
文章编号:1009-2374 (2010)19-0040-02
1炉料公司供暖锅炉现状
炉料公司两台四吨热水锅炉承担着每年冬季的集中供暖工作,直接牵动着几百名职工和五百多户家属居民的切身利益。然而,截至2009年,两台并联运行的四吨热水锅炉已经分别运行了16年和14年之久,综合热效率已低于60%。由于链条往复式热水锅炉属于低风层燃式,燃烧工况差,燃烧效率低,煤种适应性差,加上多年运行以来锅炉的结垢、锈蚀、烟尘隔热等综合原因,已经明显地不能满足公司逐年增加的供暖面积需求,急需改造。
近年来,国内比较领先的是流化床燃烧锅炉。它的燃烧机理是利用风室中的空气将炉篦上的灼热料层(主要是灰粒)吹成沸腾状态,使其与煤粒一起上、下翻滚燃烧。这种锅炉燃烧器的炉篦由均匀分布着直径为35～40mm风孔的钢板(16～20mm厚)或铸铁板(30～40mm厚)制成,风孔上插嵌着风帽。鼓风由风孔吹入炉料层。沸腾状态的灼热料层高达1～1.5m,煤层中的煤粒和空气的搅动与混合特别强烈,因而煤粒的加热条件好,对煤种的适应性非常广泛,特别能够燃烧低挥发分、高灰分、低发热量的劣质煤。结合炉料公司的供暖能力需求、场地、厂房情况和资金状况等,我们决定将原两台四吨链条炉排燃烧式热水锅炉更新为一台八吨流化床燃烧式热水锅炉。
2本次锅炉改造的要求、难度和风险
2.1改造要求
首先,节能高效,即锅炉燃烧效率≥90%,综合效率≥80%;其次环保效果好,各类排放指标均不能突破环保要求;第三,技术先进,自动化集中控制程度高;第四,操作环境好,操作人员劳动强度低;第五,充分利用旧锅炉房、旧管道以及旧水泵、斗提机等,最大限度减少总投资;第六,供暖效果必须好于往年。
2.2难度
由于2009年正是公司受金融危机影响最明显的一年,降成本是重中之重,要求从设计、施工、提高设备自制率、自行安装率、厂房和设备利旧等各个方面统筹考虑节约资金。
由于原来是四吨锅炉的厂房,其高度、面积成为安装八吨新锅炉及其辅机的难点。
2.3改造风险
由于没有将链条炉排式供暖热水锅炉改造为流化床供暖锅炉的例子做参考,需要承担一定的技术风险。
3本次改造的关键问题
在工艺设计中如何解决厂房利旧和设备工艺布置方面的难题。
如何解决流化床锅炉尾气温度过高造成余热浪费和除尘布袋面临高温的问题。
如何解决一般流化床锅炉没有物料收集器和返料器致使锅炉尾气含未燃尽颗粒较多,效率不如循环流化床锅炉的问题。
4解决上述关键问题的技术方案
4.1解决旧厂房空间不够的问题
原来两台4吨锅炉分别安装在南、北两个厂房,中间有一道砖混结构的山墙相隔。锅炉承重梁下面到地面净高6.5m,房顶下面到地面总高共7.8m。而八吨流化床锅炉的实际尺寸是:地面以上净高7m,地下风道下平面在-2.5m。锅炉以上还要安装2m高的补水池。这样算来总的高度空间应在12m左右。经过反复测量、论证,最后采取了把锅炉整体向下安装0.5m(把原来的-0.5m作为设备安装的0平面),在补水箱位置把房顶开天窗的措施。但为了观察燃烧状况和操作的需要,把炉门正对的操作空间的地平面定在了-0.5m,也就是操作空间的地平面比整个锅炉地平面低0.5m,这样既满足了设备工艺布置空间的需要,又妥善解决了旧厂房高度不够的问题。
4.2解决流化床锅炉尾气温度过高的问题
在已经具有制作省煤器成功经验的基础上,我们成功设计并制造出了热交换室净截面2330*1749,净高4500,热交换器总外形尺寸2590*1750*7442的省煤器。省煤器内部的热交换部分由720mφ89的锅炉管和总长2496m、宽4cm的钢带焊接而成,总计热交换面积401m2。通过自制的省煤器,我们不仅使过高的烟气余热得到40%以上的利用,而且大大降低了进入袋式除尘器的温度,使除尘布袋免受了高温损失,高温锅炉烟气经省煤器与系统回水热交换以后的烟气温度降低到120℃以下,完全解决了流化床锅炉尾气温度过高的问题。
4.3 解决没有物料收集器和返料器致使锅炉尾气含未燃尽颗粒较多的问题
我们的节煤型流化床炉结构由炉床、炉膛、混合室等三部分组成。其中炉床部分包括均风箱、布风板、风帽、出渣孔等;炉膛部分包括垂直段、扩散段、悬浮段及炉门;混合室与烘干机相连,设有排灰门、入孔门、热电偶等。
节煤型流化床锅炉的设计,从结构上充分满足了流体力学和热力学原理。它的燃料采用从炉门上方呈正负压分界处喂入的新结构,可促使燃料和热渣均匀混合及充分燃烧,也有利于烟气中比较大的颗粒在扩散段释放下沉重新落回垂直段燃烧。为减少热气在运动过程中的阻力,其过渡段采用收口式平滑结构设计,便于热风顺利、迅速地进入炉腔参与热交换。其挡火墙采用堆积型结构,有利于热渣和大颗粒飞灰回到垂直段进行二次燃烧,因此节煤效果明显。
5结论
5.1本次锅炉改造的创新
原煤仓、立破机和斗提机受料口的立体设计。这一设计是把原煤仓的受煤口设计在16F型装载机的上煤高度以内(2.3m),原煤仓的出煤口在立式煤磨上边,煤磨的出煤口又在斗提机的受料口上边。这样就形成了由原煤仓到斗提机受料口的一条纵向物流线,使装载机上煤一次性完成,避免了能源浪费和设备浪费。
在不影响鼓风和均风效果的前提下将炉门改在锅炉侧面,使其正对着控制室的玻璃墙壁,便于人员观察和操作。
把风道和鼓风机、消音器设计在地下,有效节约了厂房面积,利用了立体空间,而且大大降低了风机噪音。
5.2本次锅炉改造的效果
工程按照预定日期顺利完工,于2009年11月11日正式点火运行,迄今已连续无故障运行150余天,燃烧效率达90%以上。在比去年增加4255m2供暖的情况下平均室温增加了2℃～3℃,锅炉平均水温增加了6℃。用暖职工和家属都比较满意。由于没有了原炉排式锅炉的人力上煤,操作人员的劳动强度大大降低,实现了轻松、清洁操作。烟气排放浓度低,环保状况好。
5.3本次改造取得的经济效益
2009年供暖120天,供暖面积41000m2,平均水温54℃,耗煤1600吨。2010年供暖面积增加了4255 m2,平均水温60℃。按照去年的燃烧工况计算应耗煤:1600吨×[(41000+4255)/41000]×60/54=1962吨。今年改造以后的锅炉日耗煤12吨左右,供暖120天,总耗煤约需1440吨。每供暖季节煤520吨。节约燃料费36.4万元(每吨按700元计算)。减少操作人员8个,人工800多个,节约人工费19.2万元(按公司的收入水平每工日按240元计算)。总计节约55.6万元/年。
参考文献
[1] 马爱华,邵成.热水锅炉几个技术问题的分析处理[J].节能与环保,2005,(9).
[2] 刘彦丰,韩志刚.热水锅炉的服饰原因分析及预防措施[J].齐齐哈尔大学报(自然科学版),2007,(3).
在采用合同能源管理模式推广煤粉工业锅炉的案例中一般由技术方(如煤炭科学研究总院)负责筹措项目的初期投资，以此条件吸引更多的用户。在EPC的合同期内(一般为5a)，用户不拥有煤粉锅炉系统的所有权，同时由煤炭科学研究总院负责运行高效煤粉锅炉系统，为用户提供热水或蒸汽，用户在合同期内将节约的能源费用中的大部分(合同中规定50%～80%)作为节能设备使用费用交予煤炭科学研究总院(一般按月结算)，用户享有剩余的节能效益。同时，用户将蒸汽的销售收益的一大部分(在合同中事先规定，为50%～80%)交予煤炭科学研究总院。合同期结束后，煤炭科学研究总院负责培训客户，并将设备所有权、运行权移交客户，此后的全部节能效益和蒸汽销售收益全部由用户所有。以上模式可称为投资加节能服务模式。煤炭科学研究总院作为煤粉工业锅炉知识产权的所有者，最初仅作为节能设备制造商的角色出现。但随着煤粉工业锅炉在市场推广中的日趋成熟，煤炭科学研究总院逐渐开始尝试承担EMC企业的角色，在某企业的应用案例中，实质上已经以能源服务公司的身份出现。这样没有了第三方分享收益，煤炭科学研究总院可以获得丰厚的利润;避免煤炭科学研究总院在产品销售渠道方面受制于其他EMC公司;还能确保自身知识产权的安全。
在某大型煤炭企业的实际应用案例中，用户共需要冬季采暖用煤粉工业锅炉系统16套(6座锅炉房)，以单套系统规模20蒸t/h计算总装机容量约为320蒸t/h。煤粉锅炉采用先进的燃烧技术和膜式壁本体结构，无耐火浇注料，可长期保持较高的热效率，经当地锅炉检验所测试热工效率均达到90%以上。与传统工业锅炉相比，链条锅炉采用原煤散烧方式，锅炉本体需浇注耐火材料辅助燃烧，使用寿命短，需经常修缮，使用一两年后锅炉运行热效率大幅降低。通过往年链条锅炉运行数据分析，6座煤粉锅炉房比链条锅炉房节省燃料费用1152万元/a(原煤价格为320元/t)，此举既符合国家节能政策，又为企业降低了生产成本。根据测算，当产能相同时上述锅炉房采用传统燃煤链条锅炉年煤炭消耗量为10.1万t，如采用煤粉锅炉年煤粉消耗量为5.71万t，折合原煤为6.50万t，因此年节省原煤3.6万t，节煤率达到36%，节能效果显著。
2项目其他应用效果
2.1减员效果上述案例项目中煤粉锅炉房为矿区集中采暖与供热，每座锅炉房设备自动化集中控制水平得到较大提高，减少运行人员数量。与布置分散、操控落后的链条锅炉房相比较，目前6座锅炉房可减少运行人员155人，减员率达到67%，人员管理难度显著降低，具体见表1。
2.2节能减排效果煤粉锅炉采用清洁燃烧技术，污染物减排效果显著，可有效改善企业周边冬季生产、生活环境，经测算6座煤粉锅炉房每年可向大气减少97%的烟尘排放量，折算总减排量为345t;煤粉锅炉排放烟气中酸性氧化物含量较链条锅炉大幅降低，SO2和NOx的减排率分别达到89%和88%，折算总减排量分别为881和1222t。煤粉锅炉燃烧效率高，节煤效果明显，大量减少CO2排放量。
3项目经济性和节能效益
合作项目本身的资金来源于自有资金。因为资金量相对较少未进行融资，规避了融资风险，但对于很多刚刚起步的EMC公司，初期的融资困难本身就是巨大的挑战。另外，该案例项目属于分享型合同能源管理。
3.1单台20t/h煤粉锅炉EMC项目经济性分析以虚拟单套20t/h煤粉工业锅炉系统采用合同能源管理服务形式为例对项目做简单财务分析如下:锅炉房装机容量:20t/h;锅炉年运行时间:工业用汽，6000h(80%出力);原料煤粉价格:1200元/t;水价:4元/t;电价:0.8元/kWh;人工费:8人，4.5万元/(a•人);维修及维护费:20万元/a;蒸汽销售价格:200元/t;建设周期为1a，服务周期为5a。财务内部收益率40.69%，高于行业平均水平13%。项目盈利能力强，经济效益好。对项目进行敏感性分析结果见表2。由表2可知，蒸汽产量(最高81.80%)及销售价格(最高76.10%)是影响项目经济性的最敏感因素。综上所述，此项目具有较强的盈利能力和抗风险能力。
3.2节能分享及政府补贴投资加节能运行服务模式实质是合同能源管理的简化模式，如能以节能服务公司得到国家认证，按照技术标准执行项目，则可以同时分享节能效果和国家补贴。实际上，尽管EMC模式使用户的初期投资降低，但其今后的实际运行成本并没有显著降低，因此国家的补贴和税收优惠也是节能效益的重要组成部分。以上述锅炉房为例，采用煤粉锅炉系统后年节约原煤超过1万t，按当地680元/t的价格节能效益超过680万元，同时国家对东部地区节能超过1万tce/a的项目奖励每吨煤250元，因此可获得国家奖励250万元，总计实现节能效益930万元。
4项目风险分析及控制
4.1重油、天然气与煤粉燃料的价格差距缩小从原材料价格波动的角度来看，基于中国富煤、缺油、少气的资源现状分析，短期内有价差缩小的可能，但长期分析，价差应该是逐步拉大的趋势，煤粉燃料的竞争优势会越来越大。
4.2地方限制在中国一些少数重要城市出台了禁煤令［14］，限制了燃煤锅炉的使用，但这并不是科学、合理的做法。鉴于中国的能源结构形式，中国的能源消费形式必将在相当一段时期内以煤为主。同时，煤粉工业锅炉符合中国能源结构特点，具备节能环保优势，符合国家政策要求，也必将会引起重视。
4.3用能企业蒸汽用量减少或停止用汽能量需求的确定性也是项目风险的来源之一。随行业经济状况的波动，企业产能或随之变动，因而对蒸汽的需求量会不稳定，因此需要在合同中明确规定企业的最低用能限制，低于此限制值时统一按照此值结算。
4.4应收账款到账问题在设备销售模式下，节能设备在货款未全部付清的情况下，就已将标的物的所有权和使用权移交到用户手中，设备销售企业对客户的约束性小，应收账款回收比较困难。在EPC模式下，因为合同执行期内节能设备的所有权、使用权为节能公司所有，一旦客户发生款项拖欠，节能公司可以立刻停止运行锅炉设备，客户的节能收益也随之消失。EMC企业对客户的约束性较大，不易发生拖欠款项的现象。
5结语
关键词： CFB燃烧技术 CFB锅炉 发展现状
1 CFB燃烧技术简介
流化床燃烧技术是指固体燃料颗粒在炉床内经气体流化后进行燃烧的技术。在气流经过固体燃料颗粒床层时，如果气流的流动曳力和固体燃料颗粒所受的浮力等于颗粒重力时，固体颗粒会悬浮起来。进一步增大气流速度，则会出现颗粒层高度增加，颗粒运动加剧，类似液体发生的沸腾现象。此时固体床料已经被流态化，固体燃料颗粒在这种状态下的燃烧称为流化燃烧。固体燃料颗粒被气流携带到一定的炉膛高度后，受力达到平衡状态而悬浮起来。密度较大的颗粒在炉膛下部（密相区）燃烧后会形成小颗粒；密度较小的颗粒被气流携带至炉膛上部（稀相区）继续燃烧。如果气流速度较高，在稀相区会出现很高的颗粒浓度，导致炉膛出口烟气的物料浓度过高，因此需要采用分离器进行物料捕集，并由回料装置送到炉膛。即物料在炉膛、分离器和回料器之间进行循环并反复燃烧，这称为CFB燃烧技术。
2 CFB锅炉技术的特点
20世纪70年代末，流化床燃烧技术开始被用于商用CFB锅炉。由于CFB锅炉技术具有非常高的燃烧效率和极低的污染控制成本，并且燃料适应性和负荷调节能力强，因此成为了极具发展前景的洁净煤发电技术。经过近30年的发展，CFB锅炉已经在国际上进行了大规模的商业化生产，并广泛应用于电力、石油、化工以及垃圾处理等领域。
CFB锅炉炉膛中固体燃料颗粒的燃烧过程处于流态化状态，与其他燃用固体燃料的锅炉具有本质的区别。其主要优点可以简单归纳如下：
2.1燃料适应性广
CFB锅炉炉膛中存在大量由炽热固体颗粒构成的床料，包括沙子、 砾石、 石灰石及煤灰。炉膛内温度一般保持在850~900℃左右。由于CFB的特殊流动特性，燃料颗粒在进入炉膛后迅速与床料混合并被加热至着火温度。因此，CFB锅炉在燃用各种燃料时均不需要添加辅助燃料，具有极好的燃料适应性。对于各种劣质煤、高灰煤、高硫煤、高灰高硫煤、高水分煤、煤泥、煤矸石或炉渣、固体废弃物等特殊燃料均可采用CFB燃烧技术。
2.2燃烧效率高
由于CFB锅炉采用分离器进行物料循环，使得进入炉膛的固体燃料颗粒能够均匀混合并充分燃烧，并且绝大部分未燃尽的燃料颗粒会通过分离器和回料装置返回炉膛进行多次燃烧，因此其燃烧效率非常高。一般情况下，CFB锅炉分离器效率高达99%以上，锅炉热效率可达85%以上，燃烧效率在98%以上。
2.3负荷调节能力强
由于炉膛内存在大量炽热的床料，使得CFB锅炉具有良好的负荷调节性能，负荷调节范围大，在25%额定负荷下也能保持稳定燃烧。并且由于截面风速高、吸热控制容易，CFB锅炉也具有很高的负荷调节速率，一般可达每分钟4%；当压火12小时后再启动，一般可在1小时之内达到满负荷。
2.4污染物排放低
由于CFB锅炉的低温燃烧特性（燃烧温度控制在850~900℃）极大地提高了脱硫效率，因此能够有效降低烟气中SO2的排放量。当脱硫剂化学当量比为1.5~2.5时即可达到90%左右的脱硫效率。采用石灰石进行炉内脱硫的效果较好，与煤粉炉烟气干法和湿法脱硫相比，其脱硫成本和运行费用大为降低。低温燃烧特性以及分级燃烧技术也有效抑制了NOx的生成。此外，CFB锅炉CO、HCl、HF等其他污染物的排放也较低。
2.5易于实现灰渣综合利用
由于CFB燃烧过程属于低温燃烧，同时具有高燃尽率，因此使得锅炉灰渣含炭量低，灰渣不易软化和黏结、活性好，可用于加工水泥或作为建筑材料，同时低温烧透也有利于灰渣中稀有金属的提取，使得灰渣得到有效综合利用。
3 CFB锅炉技术发展现状
3.1 国外发展现状
20世纪70年代开始，CFB技术凭借技术优势在中小型锅炉竞争中取得成功，并迅速在大型燃煤电站锅炉领域实现商业化。德国Lurqi和EVT公司、美国Foster Wheeler和ABB-CE公司、法国Alstom-Stein公司以及芬兰Ahlstrom公司等均开展了CFB锅炉技术研究[1]。在20世纪末，国际上主要的CFB锅炉厂商之间发生了频繁的商业兼并。这些商业兼并迅速导致了不同的CFB技术之间的相互渗透融合，并逐渐形成了以美国Foster Wheeler公司和法国Alstom公司为代表的两大CFB锅炉技术流派[1]。
Foster Wheeler公司在第一代CFB技术中，最早提出了汽冷式分离器和一体式返料换热器(INTREXTM)概念[2]。Ahlstrom公司开发的Pyroflow炉型采用了不带外置式换热器并采用蒸汽旁通技术来调节再热蒸汽温度的设计方案。针对旋风分离器布置的难题，Ahlstrom公司提出了紧凑式CFB锅炉整体布置方案。该技术能大大简化锅炉布置，节省锅炉制造成本。Foster Wheeler公司在兼并Ahlstrom公司之后，将汽冷分离器加INTREXTM技术与紧凑式布置技术结合，形成了第二代CFB技术――紧凑型CFB锅炉技术。该技术可以对锅炉进行模块化设计。
为了提高锅炉效率、减少污染物排放，CFB锅炉技术不断往大型化和高参数方向发展。CFB锅炉炉膛温度较低；固体浓度和传热系数在炉膛底部最大，且随着炉膛高度的增加而逐渐减小；不易积灰结渣；炉膛内温度沿炉膛高度方向更加均匀，这使得它易于与超临界参数技术结合。从20世纪末开始，超临界CFB技术凭借其高效率和低污染控制成本的优势开始受到广泛关注。
Foster Wheeler公司率先为波兰Lagisza电厂设计生产了一台最大发电功率为460MW的超临界CFB直流锅炉。图1[3]是该锅炉的结构示意图。它采用了BENSON低质量流速垂直水冷壁技术，是目前世界上第一台超临界CFB锅炉，也是单台容量最大的CFB锅炉[4]。该锅炉已于2009年3月投入运行，目前运行情况良好。目前，Foster Wheeler公司正致力于进行600和800 MW级超临界CFB锅炉方案设计[3,5]。
德国Lurgi公司开发的CFB锅炉技术采用了外置式换热器设计。在转让了Lurgi公司的CFB技术之后，Alstom-Stein和ABB-CE公司进行了合并。在整合了ABB-CE公司CFB锅炉技术的基础上，Alstom公司对Lurgi型CFB技术进行了进一步的发展。作为
电厂460MW超临界CFB锅炉[3]
Alstom公司的两项核心CFB锅炉技术，外置式换热器和裤衩腿型炉膛分别解决了CFB锅炉大型化过程中的受热面布置和二次风穿透性差的问题，使锅炉的燃烧和排放控制得到了充分改善。目前，Alstom公司正在积极发展超临界CFB锅炉技术。图2[6]给出了Alstom公司的600MW超临界直流CFB锅炉概念设计。该锅炉方案采用了6个汽冷旋风分离器及6个外置式换热器，炉膛采用单裤衩腿型结构，水冷壁采用垂直管圈布置。
3.2 国内发展现状
3.2.1 亚临界CFB锅炉技术
我国对CFB锅炉技术的研究始于上世纪九十年代。迄今为止，已经设计制造了180多台100~200MW等级和近30台300MW等级的CFB锅炉[1]。目前我国的CFB锅炉装机容量已位居世界第一。在研制过程中通过技术引进，为我国发展大型CFB锅炉提供了重要的技术基础和运行经验。国内三大锅炉厂(哈锅、东锅和上锅) 在2003年通过引进法国Alstom公司的200~350MW等级CFB锅炉技术，开发了具有自主产权的300MWCFB锅炉，使我国全面掌握了Alstom公司大型CFB锅炉的设计与制造技术。采用该技术，东锅、哈锅和上锅分别设计制造了秦皇岛三
期工程2×300 MW贫煤CFB锅炉、云南开远电厂2×300 MW褐煤CFB锅炉和云南小龙潭电厂三期2×300 MW褐煤CFB锅炉，并相继投入运行。这些亚临界CFB 锅炉均采用了同一种技术，即裤衩腿型分体炉膛，炉膛内无悬吊受热面，燃烧室两侧布置4个内砌耐火砖的高温旋风分离器和4个外部流化床热交换器。
在引进300 MW等级CFB锅炉技术的同时，国内各锅炉厂和科研单位相继开发了具有自主知识产权的300 MW亚临界CFB锅炉技术。图3[1]是西安热工研究院设计的300 MW CFB锅炉。该锅炉整体采用M型布置、单炉膛，设计燃料为无烟煤和贫煤，炉膛外侧布置3个高温旋风分离器和3台分流式回灰换热器[6]。在江西分宜电厂210MW 亚临界CFB锅炉成功运行的基础上，西安热工研究院和哈锅合作开发了330MW 亚临界CFB锅炉，并于2008 年投入运行。该锅炉采用H型布置，在炉膛两侧对称布置4个高温旋风分离器和4台分流式回灰换热器[1]。
CFB锅炉采用3只汽冷式旋风分离器和1个尾部竖井的布置方式[1]。该锅炉采用M型单炉膛结构，炉膛内布置水冷屏作为附加蒸发受热面，无外置式换热器，尾部采用双烟道结构。其结构布置见图4[1]。
哈尔滨锅炉厂在引进技术基础上也开发了具有自主产权的300MW亚临界CFB锅炉。该锅炉采用H型分体炉膛布置、双水冷布风板结构；炉膛内部采用悬吊式过热器和屏式再热器布置，尾部烟道采用双烟道设计；炉膛外侧对称布置4只汽冷旋风分离器，无外置式换热器；主蒸汽设计参数为17.4MPa/540℃/540℃[1]。
上海锅炉厂和中科院工程热物理研究所也合作开发了具有自主产权的300MW级亚临界CFB锅炉。
3.2.2 超临界CFB锅炉技术
随着超临界CFB锅炉技术受到国际上各大发电设备制造商的广泛关注，我国三大锅炉厂以及相关科研院所也相继开展了超临界CFB锅炉方案和概念设计。清华大学进行了600 MW和800MWCFB锅炉的概念设计。在600MW锅炉方案中[8]，采用了无中间混合集箱的垂直内螺纹管水冷壁和裤衩褪结构，并配备4个旋风分离器和4个外置式换热器。清华大学提出的800MWCFB锅炉方案[9]采用单炉膛、双裤衩腿结构和6只绝热旋风分离器。其结构布置见图5[1]。
浙江大学也提出了600 MW超临界直流CFB锅炉设计方案[1]。该锅炉的设计参数为28MPa/580℃/580℃[10]，炉膛下部采用裤衩褪和膜式水冷壁结构，锅炉两侧布置6只汽冷旋风分离器，并连接6台外置式换热器。其结构布置见图6。
中科院工程热物理研究所与上海锅炉厂联合开发了600MW超临界CFB锅炉技术方案，其主蒸汽设计参数为25.4MPa/571℃/569℃[11]。该锅炉采用单炉膛和单布风板结构，水冷壁采用全膜式光管结构和中等质量流速。在炉膛上部布置内螺纹管扩展水冷屏作为附加受热面，水冷壁与水冷屏采用串联方式，炉膛外侧布置6个蜗壳型高温绝热旋风分离器和6台外置式换热器。其结构布置见图7。
图8给出了哈尔滨锅炉厂设计的600MW超临界CFB锅炉技术方案。该锅炉为单炉膛、一次中间再热循环流化床锅炉。锅炉采用裤衩腿、双布风板结构，炉膛蒸发受热面采用垂直管圈一次上升膜式水冷壁，在炉膛中部布置中隔墙作为附加蒸发受热面。锅炉由单炉膛、6个绝热旋风分离器、6个回料阀、6个外置式换热器、尾部对流烟道、8台滚筒冷渣器和2个回转式空预器等部分组成。
东方锅炉厂采用了双布风板、单炉膛、低质量流速、6个气冷分离器配6个外置床的600MW超临界CFB锅炉技术方案。此外，西安热工所等单位也正在开发 600 MWCFB锅炉方案。
4 循环流化床锅炉在我国的发展前景
随着经济的迅速发展，我国对能源的需求不断增加。2000年至2008年，我国能源消费量的平均增长率在8%左右，2008年的能源消费总量为28.5亿吨标煤，占世界的17.7%[12]。目前，我国已成为世界上第三大能源生产国和第二大能源消费国[13]。
我国能源结构以煤炭为主，煤炭储量居世界第二位，煤炭消费量占到我国能源消费总量的70%以上，其中约40%被用于发电。截止2010年，我国发电装机容量达到9.6亿千瓦，其中煤电装机占总装机容量的73%，煤电发电量占总发电量的80%以上。可以预见，我国发电以煤电机组为主导的状况在未来较长的时间内仍然难以改变。因此，考虑到节能和环保要求，迫切需要采用更先进的技术来提高燃烧和发电效率以及降低单位煤耗。目前，国际上正在开发的高效发电技术有：超临界和超超临界机组、大型CFB、燃气蒸汽联合循环、增压流化床燃气-蒸汽联合循环、整体煤气化燃气-蒸汽联合循环等[14]。
由于超临界CFB技术结合了超临界发电技术与CFB燃烧技术的优势，能够在提高发电效率的同时有效控制污染物排放，因此受到了越来越广泛的关注。随着国家“十一五”科技支撑计划重点项目“超临界循环流化床”的立项，我国开始了具有自主产权的超临界CFB锅炉技术研究。国内三大电力设备制造商以及清华大学、浙江大学、中国科学院工程热物理研究所、西安热工研究院均开展了超临界CFB锅炉概念设计。600MW超临界CFB锅炉示范机组也已经在四川白马开工建设，并将于2011年底开始试运行[15]。综上所述，作为满足可持续发展要求的洁净煤发电技术，超临界CFB技术已成为我国燃煤火电机组的重要发展方向。
参考文献：
[1] 程乐鸣，周星龙，郑成航等．大型循环流化床锅炉的发展[J]．动力工程，2008，28(6)：817-826．
[2] Robert AD, Jerry LH, Scott LD. The JEA large-scale CFB combustion demonstration project: an update[C]. PowerGen-Europe, Helsinki, Finland, June 20-22, 2000.
[3] Goidich S, Fan Z, O S, et al. Integration of ultra-supercritical OTU and CFB boiler technologies[C]. 9th International Conference on fluidized bed combustion, Vienna, Austria, 2006.
[4] Hotta A. Foster wheeler's solutions for large scale CFB boiler technology: Features and operational performance of Lagisza 460 MWe CFB boiler[C]. 20th International Conference on Fluidized Bed Combustion, Xian, China, May 18-21, 2009, pp59-70.
[5] Goidich S, Wu S, Fan Z. Design aspects of the ultra-supercritical CFB boiler[C]. International Pittsburgh Coal Conference, Pittsburgh, USA, Septemper 12-15, 2005.
[6] Laffont P, Barthelemy J, Scarlin B, et al. A clean and efficient supercritical circulating fluidized bed power plant[R]. Alstom Power.
[7] 孙献斌，王智微，徐正泉等．国产300MW循环流化床锅炉的设计研究[J]．热力发电，2001，(06)：2-6+0．
[8] 吕俊复．超临界循环流化床锅炉水冷壁热负荷及水动力研究[D]．北京：清华大学，2005．
关键词：工业锅炉 炉窑 消烟除尘 烟气脱硫
一、工业锅炉炉窑的消烟除尘 我国的燃煤工业锅炉，主要分为蒸发量≥1t/h生产、采暖锅炉；量大面广的茶浴炉、公福灶及千家万户的炊事灶；工业生产窑炉。
1、≥1t/h的生产、采暖锅炉这部分锅炉一般为机械燃烧方式，燃烧完全，尾部安装除尘设备。在运行管理好的情况下，能达到国家锅炉大气污染物排放标准。其中1～<10t/h的燃煤锅炉，多采用多管旋风除尘器，除尘效率一般在90％～95％，对细微粉尘的分级效率dc50在5μm左右；≥10t/h的燃煤锅炉，多采用麻石文丘里水膜除尘器，除尘效率一般在95％以上，对细微粉尘的分级效率dc50在3μm左右。
2、茶浴炉、公福灶、炊事民用小煤炉这些炉灶量大面广，又是低烟囱排放，锅炉燃烧效率低。近几年来，这些小炉灶，在大城市采用改变燃料结构及改烧型煤，大大减少了污染物的排放。但是在中小城镇，特别是农村，民用采暖、炊事仍直接燃用原煤，污染物排放浓度高。
3、工业用炉窑主要用于加热，锻造、烘干、型砂，多为手烧炉，因此在加煤、捅火阶段，黑烟滚滚。近几年虽然在能源结构改造方面做了大量工作，但在许多地区，这部分炉窑的排烟浓度大，林格曼黑度在二级以上，仍急待开发窑炉污染治理设备。
二、工业锅炉烟气脱硫 通过“九五”攻关项目，促进了我国工业锅炉烟气脱硫技术的进一步发展。“湿式脱硫除尘工艺和装备研究”是针对我国中小型燃煤锅炉量大面广、燃用煤种差异性大、是影响我国城市大气环境质量的主要污染源的现状而展开的科技项目。它是在“八五”科技攻关的基础上研究开发的五种型号的系列化产品和典型脱硫工艺，并已在工程中得到应用。具有适用范围广、性能稳定、投资运行费用低等特点，同时解决了国内普遍存在的灰水污染水体、使用寿命较短、设备带水严重和钙基脱硫系统易结垢等共性问题。其整体研究具国际先进水平，并获得中国专利四项，是一项适合我国国情的实用性技术。
当前，我国<10t/h的燃煤锅炉多采用优质煤及尾部湿式简易脱硫技术，优质煤含硫<0、5％，灰分在10％左右，简易脱硫效率一般在30％～50％；≥10t/h的燃煤锅炉多采用麻石水膜脱硫除尘器，脱硫效率一般在30％～60％，除尘效率在96％以上。
三、电站锅炉脱硫 1、二氧化硫排放及污染现状
我国二氧化硫排放量居世界首位，已连续多年超过2000万吨，其中火电厂排放二氧化硫接近总量的50％，两控区二氧化硫排放量占总量的60％。我国酸雨和二氧化硫污染严重，酸雨面积已经占国土面积的30％，酸雨和二氧化硫污染造成经济损失每年在1000亿元以上。我国能源结构的特点决定了控制燃煤二氧化硫的排放是我国控制二氧化硫污染的重点，而控制火电厂二氧化硫排放量又是控制燃煤二氧化硫污染的关键。目前我国主要采用了使用低硫煤、关停小火电机组以及部分火电厂安装烟气脱硫装置等措施控制火电厂二氧化硫排放，其中使用低硫煤贡献最大。受我国国情决定，未来控制火电厂二氧化硫污染最主要的方法是烟气脱硫。
但到目前为止，我国还不完全具备20万千瓦以上机组烟气脱硫设计和设备成套能力。由于技术、经济及政策等方面的原因，目前我国烟气脱硫工程已投入运行的火电厂装机总容量才510、5万千瓦，仅占全国火电厂装机容量的2、1％，火电厂烟气脱硫工程进展缓慢。根据烟气脱硫国际经验以及国家有关部门的脱硫技术政策，未来我国烟气脱硫的技术路线是以湿法脱硫为主、其他方法为辅。
火电厂烟气脱硫行业有几个典型特征：脱硫投资、运行成本高，而主要的收益是环境效益；属典型的政策引导型行业，国家有关政策有巨大的影响。
2、目前国内主要烟气脱硫企业
（1）龙源环保（国电电力）引进了德国所坦米勒公司的石灰石－石膏湿法脱硫技术。公司先后参与了多个中外合作示范工程，如中日合作的山东黄岛电厂与太原第一热电厂、中德合作的重庆电厂、浙江半山电厂、云南小龙潭电厂等示范工程，在脱硫领域处于相对领先地位。龙源环保2001年6月总承包北京京能热电股份公司4号炉（200mw）脱硫改造工程，是公司第一次独立完全承揽的脱硫工程。
（2）浙江菲达浙江菲达是电除尘器领域的骨干企业，公司出资3000多万元从瑞典引进abb公司荷电干法烟气脱硫（nid）法，并且完成一台中型机组（浙江巨州化学工业公司自备电厂70mw机组）脱硫项目，目前运行状况良好。由于公司在烟气处理领域多年，具有相当经验，再加上公司在烟气脱硫领域进展较快，因此在该领域综合竞争力较强。
（3）龙净环保该公司是我国环境保护产业的重点骨干企业，位居电除尘器行业前十强，在烟气处理（除尘）方面有丰富经验。龙净环保计划利用新股募集资金1、624亿元投资烟气脱硫产业，目前技术合作方为美国ge公司。龙净公司与中国节能投资公司合资成立福建省龙岩市龙净脱硫工程有限公司，注册资本3960万元，公司持股比例为80％。龙净脱硫公司主要从事脱硫、除尘设备的设计制造、咨询服务及工程承包业务，承担着1999年国债专项资金建设燃煤电站烟气除尘脱硫装置国产化项目。龙净环保目前还处于烟气脱硫技术引进的前期。
（4）凯迪电力公司投资4900万元从德国wull公司引进rcfb－fgb干法烟气脱硫技术，生产与单机30万千瓦以下的电站锅炉配套的脱硫装置，并拥有国内第一台具有全部自主知识产权的旋转喷雾干燥法烟气脱硫试验装置。2000年7月19日凯迪电力等六家单位联合组成的武汉市烟气脱硫环保产业基地正式挂牌成立。目前公告拟增发新股引进湿法脱硫技术，这将扩大公司承接烟气脱硫领域的范围。
（5）九龙电力主营电力生产及电力技术服务。公司通过新股募集资金控股重庆远达环保（集团）公司（注册资本5000万元）进入烟气脱硫行业，采用的是日本三菱重工的石灰石－石膏湿法脱硫技术，将组织实施国家计委（计高技[1999]1297号文）下达的总投资为1、65亿元的“烟气脱硫技术及装置高科技技术产业化示范工程建设项目”。
关键词：工业锅炉 炉窑 消烟除尘 烟气脱硫
一、工业锅炉炉窑的消烟除尘 我国的燃煤工业锅炉，主要分为蒸发量≥1t/h生产、采暖锅炉；量大面广的茶浴炉、公福灶及千家万户的炊事灶；工业生产窑炉。
1、≥1t/h的生产、采暖锅炉这部分锅炉一般为机械燃烧方式，燃烧完全，尾部安装除尘设备。在运行管理好的情况下，能达到国家锅炉大气污染物排放标准。其中1～<10t/h的燃煤锅炉，多采用多管旋风除尘器，除尘效率一般在90％～95％，对细微粉尘的分级效率dc50在5μm左右；≥10t/h的燃煤锅炉，多采用麻石文丘里水膜除尘器，除尘效率一般在95％以上，对细微粉尘的分级效率dc50在3μm左右。
2、茶浴炉、公福灶、炊事民用小煤炉这些炉灶量大面广，又是低烟囱排放，锅炉燃烧效率低。近几年来，这些小炉灶，在大城市采用改变燃料结构及改烧型煤，大大减少了污染物的排放。但是在中小城镇，特别是农村，民用采暖、炊事仍直接燃用原煤，污染物排放浓度高。
3、工业用炉窑主要用于加热，锻造、烘干、型砂，多为手烧炉，因此在加煤、捅火阶段，黑烟滚滚。近几年虽然在能源结构改造方面做了大量工作，但在许多地区，这部分炉窑的排烟浓度大，林格曼黑度在二级以上，仍急待开发窑炉污染治理设备。
二、工业锅炉烟气脱硫 通过“九五”攻关项目，促进了我国工业锅炉烟气脱硫技术的进一步发展。“湿式脱硫除尘工艺和装备研究”是针对我国中小型燃煤锅炉量大面广、燃用煤种差异性大、是影响我国城市大气环境质量的主要污染源的现状而展开的科技项目。它是在“八五”科技攻关的基础上研究开发的五种型号的系列化产品和典型脱硫工艺，并已在工程中得到应用。具有适用范围广、性能稳定、投资运行费用低等特点，同时解决了国内普遍存在的灰水污染水体、使用寿命较短、设备带水严重和钙基脱硫系统易结垢等共性问题。其整体研究具国际先进水平，并获得中国专利四项，是一项适合我国国情的实用性技术。
当前，我国<10t/h的燃煤锅炉多采用优质煤及尾部湿式简易脱硫技术，优质煤含硫<0、5％，灰分在10％左右，简易脱硫效率一般在30％～50％；≥10t/h的燃煤锅炉多采用麻石水膜脱硫除尘器，脱硫效率一般在30％～60％，除尘效率在96％以上。
三、电站锅炉脱硫 1、二氧化硫排放及污染现状
我国二氧化硫排放量居世界首位，已连续多年超过2000万吨，其中火电厂排放二氧化硫接近总量的50％，两控区二氧化硫排放量占总量的60％。我国酸雨和二氧化硫污染严重，酸雨面积已经占国土面积的30％，酸雨和二氧化硫污染造成经济损失每年在1000亿元以上。我国能源结构的特点决定了控制燃煤二氧化硫的排放是我国控制二氧化硫污染的重点，而控制火电厂二氧化硫排放量又是控制燃煤二氧化硫污染的关键。目前我国主要采用了使用低硫煤、关停小火电机组以及部分火电厂安装烟气脱硫装置等措施控制火电厂二氧化硫排放，其中使用低硫煤贡献最大。受我国国情决定，未来控制火电厂二氧化硫污染最主要的方法是烟气脱硫。
但到目前为止，我国还不完全具备20万千瓦以上机组烟气脱硫设计和设备成套能力。由于技术、经济及政策等方面的原因，目前我国烟气脱硫工程已投入运行的火电厂装机总容量才510、5万千瓦，仅占全国火电厂装机容量的2、1％，火电厂烟气脱硫工程进展缓慢。根据烟气脱硫国际经验以及国家有关部门的脱硫技术政策，未来我国烟气脱硫的技术路线是以湿法脱硫为主、其他方法为辅。
火电厂烟气脱硫行业有几个典型特征：脱硫投资、运行成本高，而主要的收益是环境效益；属典型的政策引导型行业，国家有关政策有巨大的影响。
2、目前国内主要烟气脱硫企业
（1）龙源环保（国电电力）引进了德国所坦米勒公司的石灰石－石膏湿法脱硫技术。公司先后参与了多个中外合作示范工程，如中日合作的山东黄岛电厂与太原第一热电厂、中德合作的重庆电厂、浙江半山电厂、云南小龙潭电厂等示范工程，在脱硫领域处于相对领先地位。龙源环保2001年6月总承包北京京能热电股份公司4号炉（200mw）脱硫改造工程，是公司第一次独立完全承揽的脱硫工程。
（2）浙江菲达浙江菲达是电除尘器领域的骨干企业，公司出资3000多万元从瑞典引进abb公司荷电干法烟气脱硫（nid）法，并且完成一台中型机组（浙江巨州化学工业公司自备电厂70mw机组）脱硫项目，目前运行状况良好。由于公司在烟气处理领域多年，具有相当经验，再加上公司在烟气脱硫领域进展较快，因此在该领域综合竞争力较强。
（3）龙净环保该公司是我国环境保护产业的重点骨干企业，位居电除尘器行业前十强，在烟气处理（除尘）方面有丰富经验。龙净环保计划利用新股募集资金1、624亿元投资烟气脱硫产业，目前技术合作方为美国ge公司。龙净公司与中国节能投资公司合资成立福建省龙岩市龙净脱硫工程有限公司，注册资本3960万元，公司持股比例为80％。龙净脱硫公司主要从事脱硫、除尘设备的设计制造、咨询服务及工程承包业务，承担着1999年国债专项资金建设燃煤电站烟气除尘脱硫装置国产化项目。龙净环保目前还处于烟气脱硫技术引进的前期。
（4）凯迪电力公司投资4900万元从德国wull公司引进rcfb－fgb干法烟气脱硫技术，生产与单机30万千瓦以下的电站锅炉配套的脱硫装置，并拥有国内第一台具有全部自主知识产权的旋转喷雾干燥法烟气脱硫试验装置。2000年7月19日凯迪电力等六家单位联合组成的武汉市烟气脱硫环保产业基地正式挂牌成立。目前公告拟增发新股引进湿法脱硫技术，这将扩大公司承接烟气脱硫领域的范围。
（5）九龙电力主营电力生产及电力技术服务。公司通过新股募集资金控股重庆远达环保（集团）公司（注册资本5000万元）进入烟气脱硫行业，采用的是日本三菱重工的石灰石－石膏湿法脱硫技术，将组织实施国家计委（计高技[1999]1297号文）下达的总投资为1、65亿元的“烟气脱硫技术及装置高科技技术产业化示范工程建设项目”。
