1.3 项目建设背景与必要性
1.3.1 项目建设的背景
超低排放，普遍认为是为减少燃煤电厂常规大气污染物排放、有效改善环境质量，比排放标准中对一般情况下的污染物排放限值更严要求下的污染治理后排放的简称。实施燃煤机组超低排放增加的发电成本约为0.02元/千瓦时，增加发电成本后的煤电度电成本不超过0.5元，仍低于天然气发电、风电和太阳能发电的成本。因而相比较而言，对燃煤机组进行超低排放改造在经济上是划算的，这也是当前燃煤发电清洁化的“高性价比”选择。
2014年，我国煤炭产量达38.7亿吨，约占全球一半，但煤炭的利用集中度却不足50%。全球平均煤炭利用集中度在60%左右，欧美日等发达国家可以达到90%以上。
自2014年9月发改委、环保部及国家能源局下发关于《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》后，从节能和减排两个角度分别明确两大目标，超净排放正式得到政策推动。
2015年12月2日，国务院总理李克强主持召开国务院常务会议，决定2020年前对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造，使所有现役电厂每千瓦时平均煤耗低于310克、新建电厂平均煤耗低于300克，对落后产能和不符合相关强制性标准要求的坚决淘汰关停，东、中部地区要提前至2017年和2018年达标。
在今冬严重的雾霾天气袭击全国大部地区的背景下，此举显示了中央在烟气治理领域极为坚定的决心，也为整体处于下滑趋势的烟气治理板块提供了一剂有力的强心剂。整个十三五期间，包括新建和改造的超净排放的市场空间约为1400亿元，潜在市场十分可观。
“超低排放是火电企业节能减排的发展趋势”，经过最近五年我国在节能减排领域的深度研发，在技术上，所有火电企业都可以通过不同的技术路线实现超低排放，在超低排放技术多元化并且多种技术都能在一定程度实现超低排放指标的情况下，经济性和建设改造的便捷性，应成为超低排放技术的核心生命力。
2017年煤电超低排放改造市场将达到全面高峰。我国煤电装机容量在“十三五”将达到10-11亿千瓦，扣除落后关停的燃煤机组以及近年新增的机组，对应的改造市场规模将超过千亿元。
1.3.2 项目建设必要性
1、项目建设符合我过相关政策的发展要求与发展方向
1）《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》提出到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时，其中现役60万千瓦及以上机组（除空冷机组外）改造后平均供电煤耗低于300克/千瓦时。东部地区现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组、10万千瓦及以上自备燃煤发电机组以及其他有条件的燃煤发电机组，改造后大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值。
实施综合节能改造。因厂制宜采用汽轮机通流部分改造、锅炉烟气余热回收利用、电机变频、供热改造等成熟适用的节能改造技术，重点对30万千瓦和60万千瓦等级亚临界、超临界机组实施综合性、系统性节能改造，改造后供电煤耗力争达到同类型机组先进水平。20万千瓦级及以下纯凝机组重点实施供热改造，优先改造为背压式供热机组。力争2015年前完成改造机组容量1.5亿千瓦，“十三五”期间完成3.5亿千瓦。
推进环保设施改造。重点推进现役燃煤发电机组大气污染物达标排放环保改造，燃煤发电机组必须安装高效脱硫、脱硝和除尘设施，未达标排放的要加快实施环保设施改造升级，确保满足最低技术出力以上全负荷、全时段稳定达标排放要求。稳步推进东部地区现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组和有条件的30万千瓦以下公用燃煤发电机组实施大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值的环保改造，2014年启动800万千瓦机组改造示范项目，2020年前力争完成改造机组容量1.5亿千瓦以上。鼓励其他地区现役燃煤发电机组实施大气污染物排放浓度达到或接近燃气轮机组排放限值的环保改造。
2）《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工程工作方案》要求东、中、西部有条件的燃煤电厂分别在2017年底、2018年底、2020年底钱实现超低排放。即在基准样含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10毫克/立方米、35毫克/立方米、50毫克/立方米，燃煤机组平均除尘、脱硫、脱硝分别达到99.95%、98%、85%以上。保守估计，我国的电力烟尘、二氧化硫、氮氧化物将由2015年的40万吨、300万吨、250万吨下降到2020年的20万吨以下、100万吨以下、100万吨以下。
3）《“十三五”节能环保产业发展规划》提出鼓励发展节能技术装备。
工业锅炉。加快研发高效低氮燃烧器、智能配风系统等高效清洁燃烧设备和波纹板式换热器、螺纹管式换热器等高效换热设备。支持开发锅炉系统能效在线诊断与专家咨询系统、主辅机匹配优化技术等，不断提高锅炉自动调节和智能燃烧控制水平。推进高效环保的循环流化床、工业煤粉锅炉及生物质成型燃料锅炉等产业化。鼓励锅炉制造企业提供锅炉及配套环保设施设计、生产、安装、运行等一体化服务。
能量系统优化。加大系统优化技术研发和推广力度，鼓励先进节能技术、信息控制技术与传统生产工艺的集成优化运用，加强流程工业系统节能。针对新增产能和具备条件的既有产能，以整合设计为突破口，形成贯通整个工业企业生产流程的综合性节能工艺技术路线。
大气污染防治。加快烟气多污染物协同处理技术及其集成工艺、成套装备与催化剂开发，攻克低氮燃烧和脱硝工艺氨逃逸控制、PM2.5和臭氧主要前体物联合脱除、窑炉多污染物协同控制技术，研发脱硫、脱硝、除尘、除汞副产物的回收利用技术。探索挥发性有机物（VOCs）源头控制方法，研发推广吸附浓缩、低温等离子体净化、生物法脱臭、光氧化和光催化等末端治理及组合治理技术，在石油石化、汽车喷涂、印刷等行业开展VOCs治理，推进吸附材料再生平台示范建设。促进发动机、汽轮机等机内净化、尾气治理、蒸发排放控制等移动源环保升级，以及柴油机（车）排放净化。加强大气污染来源识别及区域联防联控技术集成研究。推进钢铁、水泥等行业以特别排放限值或更高标准为目标的技术研发示范和应用。
4）国家发展改革委环境保护部国家能源局联合发布关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策，达到超净排放标准的燃煤发电企业在所在地省级环保部门验收合格后给予适当的上网电价支持。其中，对2016年1月1日以前已经并网运行的现役机组，对其统购上网电量加价每千瓦时1分钱（含税）；对2016年1月1日之后并网运行的新建机组，对其统购上网电量加价每千瓦时0.5分钱（含税）。上述电价加价标准暂定执行到2017年底，2018年以后逐步统一和降低标准。另外，支持电价实行事后兑付、季度结算，并与超低排放情况挂钩。环保部门每季度对机组超低排放情况进行核查并形成监测报告，电网企业据此向燃煤电厂兑现电价加价资金。达标时间低于99%，超过80%时按比例折算，低于80%则无需兑现。
当前政策扶持力度大，经济制度上刺激燃煤电厂加快超净排放改造积极性，明确在燃煤电厂超低排放和节能改造上加大政策支持，并加大优惠信贷、发债等融资支持，中央财政大气污染防治专项资金向节能减排效果好的省份适度倾斜。因此，燃煤电厂烟气污染物高效脱除技术及装备产业化新建项目的建设符合相关政策的发展要求，通过本项目的建设与发展有利于推动我国相关政策的执行与发展，由于我国环境保护与绿色循环经济体系的建设。
2、项目的建设是发展循环经济的需要
循环经济是企业实现可持续发展的重要途径，发展循环经济的目的是在经济、社会较快发展的前提下，通过循环利用资源，达到节约资源、改善环境的目的，使企业走上可持续发展的道路。通过本项目建设，可以构建经济循环区，通过合理构建产业链间的关联，可以加强产业链之间的资源共享，提高资源的综合利用效率。进行有效的产业链整合，提高供应链管理的水平以及生产和服务的效率，减少能耗，提高产品和服务的质量，提升核心竞争力，具有积极的作用
公司联合山东大学燃煤污染物减排国家工程实验室，自主开发了半干法脱硫及其提效改造技术、镁法\氨法脱硫及其改造提效技术、高硫煤双温双pH值双循环高效脱硫技术，目前已成功应用于电厂、烧结机、工业炉窑、化工等多行业尾部烟气治理，工程设计、实施、管理经验丰富，系统技术指标领先，装备运行可靠性及自动化程度高。可为业主单位或合作厂家提供整体技术咨询、施工、运营、售后服务、提效改造服务等服务，也可为直接提供产品服务，包括核心设备供应（脱硫塔、除雾器、喷淋层、导流系统等）、系统调试、独立承担运营维护等。
本项目的建设能够有效的构建资源的高利用和废气的超低排放，有利于促进我国循环经济产业的健康有序发展。
3、本项目的建设能够有效的促进火电企业的节能改造
我国的能源结构是以煤炭为主，煤炭的利用率低，污染排放量大，煤炭在燃烧后会释放出大量的工业 “三废”，产生粉尘、二氧化硫等对人体有害的物质，带来严重的环境污染问题。而火电厂是煤炭消耗大户与污染排放大户，以2016年为例，发电用煤超过23亿t，其二氧化硫排放占全国总排放量的54%。可以说，火电厂节能减排是节能减排工作的关键。因而，降低火电厂能源消耗，建立“环保、节能、降耗”的生产模式，成了火电厂生产中必须高度关注的课题。煤、石油、天然气等化石能源的储量十分有限，随着人类不断开采使用，其开采成本也在不断增加，而采取节能降耗措施有助于提高化石能源利用率，减少能源消耗。同时，在火电厂运行中坚持节能降耗原则，有助于降低火电企业的生产成本，增加企业的整体效益，创造出更多的社会财富。
4、项目的建设有利于锅炉设备实现节能减排
锅炉是最大的燃料消耗设备，燃料在锅炉内燃烧过程中的能量损失主要包括:排烟热损失，可燃气体未完全燃烧热损失，固体未完全燃烧热损失，锅炉散热损失，灰渣物理热损失等。降低排烟热损失的主要措施：降低排烟容积，控制火焰中心位置、防止局部高温，保持受热面清洁，减少漏风和保障省煤器的正常运行等；降低可燃气体未完全燃烧热损失的主要措施：保障空气与煤粉充分混合，控制过量空气系数在最佳值，进行必要的燃烧调整，提高入炉空气温度，注意锅炉负荷的变化并控制好一、二次风混合时间等;降低固体未完全燃烧热损失的主要措施：选择最佳的过量空气系数，合理调整和降低煤粉细度，合理组织炉内空气动力工况，并且在运行中根据煤种变化，使一、二次风适时混合等;降低散热损失的措施主要措施：水冷壁和炉墙等结构要严密、紧凑，炉墙和管道的保温良好，锅炉周围的空气要稍高并采用先进的保温材料等；降低排渣量和排渣温度的主要措施：控制排渣量和排渣温度。由此可见，通过提高锅炉燃烧效率来节能减排的潜力很大。
5、项目的建设有利于社会进步、创造就业
本项目率先推动与一些专业研究机构、专业处理机构结盟，与下游市场企业形成稳定的合作关系，通过燃煤电厂烟气污染物高效脱除技术及装备产业化新建项目的建设与实施能够有效的火电污染，保护我国生态环境。可为相关产业的发展树立榜样，引导行业的规范发展。本项目属于是技术与劳动密集型行业，可大量吸纳城乡富余劳动力，为国家就业做贡献，为解决社会就业难的问题作出贡献。
综上所述，本项目的实施，符合国家及地方的发展规划和企业的发展要求，是加快企业发展，全面提高企业经济效益的必然要求。项目的实施，又可带动当地国民经济及相关产业的发展，具有良好的社会效益与经济效益。
第二章 市场分析
我国环保产业分析
2.1.1 行业发展概况
近四年来，受国家加快推动生态文明建设、多个循环经济领域示范试点创建实施（节能减排综合示范城市、“城市矿产”示范基地、园区循环化改造示范试点、海绵城市等）、社会公众节能环保意识提高等多因素推动，中国节能环保产业快速增长，总产值从2012年的29908.7亿元增加到2015年的45531.7亿元，与上年相比增长16.4%。细分领域中，节能产业、环保产业增速迅猛，年增长率均超过了20%；受大宗商品价格持续走低影响，资源循环利用产业增速略有回落，产值规模被节能产业反超。
图2-1：2000-2015年中国环保行业产值情况

1、中国制造2025聚焦绿色发展，助力节能环保产业渗透力提升
绿色发展是《中国制造2025》指导思想的核心内容之一。《中国制造2025》指出，加强节能环保技术、工艺、装备推广应用，全面推行清洁生产；发展循环经济，提高资源回收利用效率，构建绿色制造体系，走生态文明的发展道路。随着《中国制造2025》战略的实施，我国将利用先进节能环保技术与装备，组织实施传统制造业能效提升、清洁生产、节水治污、循环利用等专项技术改造，开展重大节能环保、资源综合利用、再制造、低碳技术产业化示范，必将大幅提高节能环保产业的渗透力。
2、技术节能和管理节能并重，推动节能环保产业结构软化
随着我国节能产业数十年的发展，以投入新技术、新工艺、新材料、新设备和新器件来获得节能效益的技术节能遇到发展的天花板，而采取加强计量检测、优化能源分配、强化管理维护、提高人员素质、能源绩效考核等措施的管理节能愈加受到用能单位的重视。为提高管理节能效率，上海市、浙江宁波和广东东莞等城市建立了市级能源管理中心平台和重点企业能源管理中心，实现对节能数据深入分析，提高节能效率。该模式催生了多家配套节能服务公司，提高了节能服务产值，推动了节能产业结构的软化。
3、环境管理向环境质量改善转变，环保物联网成重要依托
进入“十三五”时期，我国环境管理工作将由污染治理转变到环境质量改善，政府和企业对于提升环境治理现代化技术手段的诉求不断提高。与此同时，环境保护与多领域融合加速，环保技术与物联网技术的相互渗透态势尤为显著，环保物联网已经成为环境治理现代化的重要手段。通过“智慧应用层、大数据分析层、云计算支撑层、网络传输层、感知层”，环保物联网已经初步实现污染源实时监控、环境质量系统监测、环境风险应急管理、综合管理及服务等功能。
4、“产业+”PPP模式引领行业变革，倒逼企业向全产业链型转变
2015年节能环保类PPP项目中，流域水环境治理和生态建设、河段生态综合整治、污水处理厂及配套管网等大型投资项目占到了全部投资额的85%以上，是节能环保企业开拓业务的重点。以向地方政府提供金融、规划设计、建设、运营管理综合性解决方案为主要特征的“产业+”PPP模式，覆盖项目的设备采购、设计施工、运营维护等所有全产业链环节，对企业的资金筹措能力、节能环保产业上、中、下游的资源整合能力提出了更高要求，倒逼企业向全产业链型转变。
2.1.2 节能、环保领域保持高速增长
“十三五”期间我国生态文明建设将向纵深推进，未来三年，我国节能环保产业投资将会增大，节能环保产业仍将保持高速发展。预计2016—2018年我国节能环保产业将保持18%左右的增速，到2018年，节能环保产业产值规模将达到74799.2亿元。产业结构方面，受益于节能、环保细分领域的高速增长，其产值占比均会上升；而受制于资源循环利用产业的缓慢复苏，其产业占比将会下降。
图2-2：2016-2022年中国环保行业产值预测

2.2 火电节能减排行业分析
2017年全国碳市场启动在即，电力行业节能减排已成为发展的必然趋势。“十三五”期间，我国火电在节能减排方面制定了严苛的目标，将成为我国电力行业节能减排的重要战场。
尽管我国尚未出台专门针对“十三五”电力全行业节能减排的规划文件，但电力行业“十三五”节能减排目标已散现于各个文件，我国电力行业“十三五”节能减排规划已经初步成型。
到2020年现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时；《中美气候变化联合声明》提出，2030年左右二氧化碳排放达到峰值，非化石能源占一次能源消费比重提高到20%左右；《强化应对气候变化行动──中国国家自主贡献》提出，2030年单位GDP二氧化碳排放比将比2005年下降60%～65%。
随着《能源发展战略行动计划(2014～2020年)》、《国家应对气候变化规划(2014～2020年)》、《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014～2020年)》、《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》等文件的逐步落实，我国“十三五”电力行业节能减排发展目标已显现。
图2-3：“十三五”我国燃煤机组煤耗目标

近年来，火电在节能减排领域取得了突破性进展，我国煤电企业陆续完成《火电厂大气污染物排放标准》后，火电节能减排标准也在迅速提高。
2015年12月2日国务院常务会议及《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工程工作方案》要求东、中、西部有条件的燃煤电厂分别在2017年底、2018年底、2020年底钱实现超低排放。即在基准样含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10毫克/立方米、35毫克/立方米、50毫克/立方米，燃煤机组平均除尘、脱硫、脱硝分别达到99.95%、98%、85%以上。保守估计，我国的电力烟尘、二氧化硫、氮氧化物将由2015年的40万吨、300万吨、250万吨下降到2020年的20万吨以下、100万吨以下、100万吨以下。
表2-1：“十三五”我国煤电超低排放改造要求

我国电煤占煤炭消费量的比例远远低于国际平均值。以煤炭为主的能源结构，造成我国经济发展面临着严重的大气污染挑战。从世界煤炭消费结构上看，美国电煤占到了煤炭消费比重的93%，欧盟为82%，加拿大为87%，德国为86%，世界各国电煤占煤炭消费总量比例均值为78%，远高于我国的50%。《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014～2020）》提出，2020年，我国电煤占煤炭消费比重将会提升到60%以上。
我国高效燃煤机组由于利用小时数偏低，大容量、高参数、超超临界机组频繁参与调峰，不能在最佳工作状态下运行，能效优势难以得到发挥，这在一定程度上增大了二氧化碳以及污染物的排放。
当前我国实施的《火电厂大气污染物排放标准》是世界上最严格的标准，其中，烟尘超低排放限值10毫克/立方米，甚至比部分检测仪器的误差还小，这对检测设备提出了巨大挑战，而很多电厂存在监测仪器配套不足、精度不够的问题。
在环保数据核查统计中，也存在统计标准、计算方法不统一的情况。有的电厂用的是在线监测系统的实时监测数据，有的则采用物料衡算或者排放系数法估算数据，从而造成数据之间差异较大，难以反映电厂真实的排放水平。
《联合国气候变化框架公约》近200个缔约方在巴黎气候变化大会通过《巴黎协定》，首先，我国当前急需以低碳发展为统领，全面梳理能源、电力与节能减排法规政策，建立统一的法规体系，我国电力节能减排工作面临着从煤电常规污染物控制、能效控制转变到二氧化碳为主体的控制思路上来，将二氧化碳作为电力转型的核心问题加以管理。另外，我国还需要加快理顺电价形成机制，既要鼓励清洁能源发展，适应分布式能源、智能电网发展的需要，又要充分反映电力减排成本，真实反映污染物排放的环境代价。科学合理的电价制度，也成为电力节能减排目标完成的重要支撑。最后，我国还需要根据经济和社会发展水平，对新建火电厂实行严格的准入制度，对存量项目要发挥碳排交易市场的促进作用，但是要避免一刀切和过度浪费，碳交易市场应尽量避免多重市场的交叉重复。
在当前能源结构调整的大趋势下，良好的市场机制，使市场主体合理消化节能减排成本，也是电力行业节能减排成功推进的重要环节之一。
2.3 燃煤电厂超净排放技术发展
随着我国日益严格的燃煤电厂最新排放标准的出台，对烟气排放的硫氧化物、氮氧化物、烟尘等有了新的要求。《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014~2020年）》，计划要求东部地区新建燃煤发电机组的大气污染物排放浓度要基本达到燃气轮机组排放限值，一些现役大型燃煤机组环保改造后也要达到这一限值。
这对燃煤电厂提出了巨大的挑战，推广“超净排放”是煤电行业生存和发展的必由之路。超净排放，就是通过多污染物高效协同控制技术，对燃煤机组现有脱硝、脱硫和除尘设备进行提效，使电厂排放的烟气污染物达到相应排放标准。
2.3.1 烟气超净排放的技术路线
针对燃煤机组的超净排放要求，目前已有许多脱硫、脱硝、除尘新技术得到了实际应用，具体技术路线如下：
一、烟尘超净排放技术
目前超净排放燃煤机组应用较多的除尘技术主要有低低温静电除尘技术、湿式电除尘技术、电袋复合除尘技术、旋转电极静电除尘技术等。
1、低低温静电除尘技术
低低温静电除尘技术就是在静电除尘器前增设低温省煤器以使除尘器入口处烟气温度降至90~100℃的低低温状态，烟气温度降低，飞灰比电阻相应降低至108~1011Ω·cm，同时除尘器入口烟气流量减少，静电除尘器除尘效率得到提高。
2、湿式电除尘技术
湿式电除尘技术与干式静电除尘技术工作原理基本相同，主要区别在于使用水膜清灰方式代替传统的振打清灰，以达到更高的除尘效率。根据布置方式的不同，湿式电除尘器可分为卧式和立式两种形式。立式布置占地面积小，还可以直接布置在已有吸收塔顶部，适用于现有电厂超净排放改造工程，而卧式相对投资较小，无空间布置限制时可优先选用。
3、电袋复合除尘技术
电袋复合除尘技术的工作原理为在一个箱体内紧凑安装电场区和滤袋区，电场区利用高压电场去除大部分烟尘颗粒，而后利用烟气滤袋收集带有电荷但未被电除尘区域收集的微细粉尘。
4、旋转电极静电除尘
技术旋转电极静电除尘技术将除尘器电场分为固定电极电场和旋转电极电场两部分，旋转电极电场中阳极部分采用回转的阳极板和旋转清灰刷清灰，当粉尘随旋转的阳极板运动到非收尘区域后，被正反旋转的一对清灰刷刷除，旋转清灰刷可清除高比电阻、黏性烟尘，避免反电晕现象，同时旋转清灰刷置于非收尘区，可最大限度地减少二次扬尘。
2.3.2 SO2超净排放技术
石灰石-石膏法由于具有技术成熟、吸收剂来源广泛、煤种适应性强等特点，是我国燃煤电厂最主流的脱硫工艺，但传统的石灰石-石膏法已无法满足35mg/Nm3的排放限值，基于此，各燃煤电厂因地制宜采用了增加喷淋层、性能增强聚气环、双塔串联、单塔双循环、单（双）托盘塔、单塔一体化脱硫除尘深度净化技术等新型超净排放技术。
1、双塔串联技术
双塔串联技术是指在原有喷淋塔基础上新增一座喷淋塔，并将两座石灰石-石膏湿法喷淋塔串联运行，完成对烟气的两级处理。燃煤烟气经过一级塔脱除部分SO2，再经过二级塔对SO2进行深度脱除，两次效果相叠加可使总的脱硫效率大于98%。该技术适用于场地宽松、高含硫煤和高脱硫效率的改造工程，能有效的利用原有脱硫装置，避免了重复建设和资源浪费，改造期间原脱硫系统仍可正常运行，无需做任何变动。
2、单塔双循环技术
单塔双循环技术将原有脱硫塔分为吸收区和氧化区两个区域：吸收区循环浆液pH值控制在5.8~6.4，以保证较高的脱硫效率，而无需考虑亚硫酸钙的氧化和石灰石溶解的彻底性，以及石膏结晶大小问题；氧化区循环浆液pH值控制在4.5~5.3，以保证CaSO3，CaHSO3的氧化和石灰石的充分溶解，以及充足的石膏结晶时间。本工艺双循环脱硫系统相对独立运行，但又布置在一个脱硫塔内，既保证了较高的脱硫效率，又降低了浆液循环量和系统能耗，并且单塔整体布置还减少了占地，节约了投资；本工艺特别适合于燃烧高硫煤产生的烟气脱硫，脱硫效率可达到99%以上。
3、单（双）托盘塔技术
烟气与石灰石浆液均匀有效地接触可促进SO2的脱除，而传统脱硫塔中，烟气由侧面进入塔内后截面流速分布不均匀，易形成涡流区，削弱了烟气与浆液的混合效果。托盘塔技术在传统脱硫塔喷淋区下部适当位置布置多孔合金托盘，对烟气进行整流，使烟气均匀通过脱硫塔喷淋区以强化烟气与浆液的接触。托盘工作原理是基于多项紊流掺混的强传质机理，利用气体动力学原理，通过烟气整流器装置，产生气液翻腾的湍流空间，气、液、固三相充分接触，大大降低了气液膜传质阻力，大大提高了传质速率，迅速完成传质过程，从而达到提高脱硫效率的目的。
4、单塔一体化脱硫除尘深度净化技术
单塔一体化脱硫除尘深度净化技术集高效旋汇耦合脱硫除尘技术、高效节能喷淋技术和离心管束式除尘技术于一体，可实现对燃煤电厂SO2、烟尘的一体化脱除。
2.3.3 NOx超净排放技术
与常规燃煤机组相比，大的火电厂机组超净排放燃煤机组脱硝系统主要是优化低氮燃烧以及增加SCR脱硝催化剂填装层数。常规低氮燃烧器约75%的NOx是在燃烬风区域产生的，通过改造燃烧器，调整二次风和燃烬风的配比，增加燃节能环保烬风的比例，可降低燃烬风区域产生的NOx，从而有效降低NOx排放。双尺度低氮燃烧技术其将炉内燃烧区域在空间尺度上划分为中心区和近壁区，在垂直方向划分为两个燃烧区段，每个区段均包含氧化区、还原区和燃烬区，通过改变炉内射流组合使炉内空间尺度及过程尺度上相关节点区段三场（温度场、速度场、颗粒浓度场）特性差异化，并运用分区优化调试方法，从而在两个尺度上形成低氮、防渣、防腐、稳燃功能的特性。
针对国内大部分供热机组、自备电站等小机组的脱硝超净排放，目前主要采用的是低氮燃烧改造+SNCR+SCR耦合的而脱硝技术，大大克服了单纯SCR脱硝技术的高投资以及占地面积大的问题。
2.4 火电锅炉行业前景分析
2016年，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《关于促进我国煤电有序发展的通知》《关于进一步规范电力项目开工建设秩序的通知》《关于建立煤电规划建设风险预警机制暨发布2019年煤电规划建设风险预警的通知》等多个文件，13个省级部门在2017年之前暂停核准新建燃煤火电项目，并直接叫停15个省区暂缓建设尚未开工的燃煤火电项目，超过1.83亿千瓦的火电装机被暂停。
我国通过采取“三个一批”措施，有序推进煤电建设，即电力冗余省份须对已纳入规划及核准（在建）煤电项目采取“取消一批、缓核一批、缓建一批”等措施，并配套提出了严控自用煤电规划建设、明确外送煤电规模、规范煤电开工建设秩序、加强煤电质量监督工作、严肃处理违规建设项目、发挥规划指导约束作用、建立横向协调指志机制、充分发挥社会监督作用、严格落实各项调控等九方面要求。
1、节能减排提速扩围
当前，我国大气污染物治理任重道远，而火电依然是节能减排的主战场。2016年，我国以低碳发展为统领，全面梳理能源、电力与节能减排之间的内在客观联系与规律，从煤电常规污染物控制、能效控制转变到二氧化碳为主体的控制思路上来，将二氧化碳作为电力转型的核心问题加以管理，煤电超低排放和节能改造“提速扩围”全面加速，涉及24个省（区、市）约2.6亿千瓦的机组实施超低排放改造，其中改造量较大的是山东、河南、江苏、广东、安徽等省，合计约1.5亿千瓦，神华集团甚至于今年4月就完成京津冀地区超低排放改造，比《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014~2020年）》，提前近2年完成要求。
此外，实施节能改造的机组约1.8亿千瓦，涉及26个省（区、市），其中改造量较大的是江苏、广东、山东、河北、等省（区），合计约1亿千瓦。
据不完全统计，目前，我国燃煤机组除尘、脱硫比例接近100%，脱硝比例超过83%，煤电行业烟尘、氮氧化物、二氧化硫等大气污染物控制水平明显提升。
2016年，超低排放改造与节能改造这套组合拳，将2014年国家环保部等三部委印发的《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》制定的目标变得不再骨感，将清洁发展的梦想照进现实。
截止2016年10月底，全国6000千瓦及以上电厂火电装机容量突破10亿大关，达到10.3亿千瓦，容量大致接近整个美国的电力总装机容量。虽然发电量并没有同期升高，但是依然展现出不俗的实力，1-10月份，全国规模以上电厂火电发电量35868亿千瓦时，同比增长1.8％，增速比上年同期提高4.4个百分点。
2、火电行业的发展前景
据悉，受“上大压小”政策以及“一带一路”战略的影响，“十三五”期间仍将有一批火电机组建设投产。《关于推进大型煤电基地科学开发建设的指导意见》提出，在2020年前，锡林郭勒、鄂尔多斯、呼伦贝尔、晋北、晋中、晋东、陕北、宁东、哈密、准东九个现代化千万千瓦级大型煤电基地将建设完成。随着电网输送能力的提升，未来电源规划重心将向中西部地区转移，加速淘汰各地落后产能，在中西部地区兴建清洁、高效的大容量机组进行外送，在保证能源供给，支撑“一带一路”战略同时，带动当地经济发展。
2.5 项目产品市场推广策略
2.5.1 推广方式
1、广告方式：公司将选择有实力的广告策划公司，对项目产品进行新颖、细致的广告宣传，让客户充分了解项目产品的优势，并使之加深印象。
2、营销网络：公司将建立完善的营销网络，将产品售前、售中、售后服务融为一体，为客户提供贴心、优质的服务；保证客户购买的商品质量，建立24小时客户服务系统，随时为客户解答商品问题，达到客户购买无忧的标准。
3、业务员推广：公司将专门选取对产品充分了解、业务操作熟练、专业扎实，并具有高素质、高标准的人员组成业务推广小组，在部门领导的指导及安排下，对公司产品进行有效的业务推广，让公司产品能够逐步的深入大众。
4、政府与公共关系推销：公司将会与地方相关政府部门和社会公共团体合作，在政府部门和社会公共团体对产品认可的基础上，借助他们的渠道来推广公司产品，使产品能够被社会大众快速认知。
5、网络营销：公司将会采取网络营销模式，建立真实、可靠、内容丰富、操作便捷的营销网站，将公司发展、产品、相关知识、新闻等展现给广大消费者，并将网络营销与实体销售相结合，为客户提供便捷、优质的服务，不断扩大营销规模。
2.5.2 推广措施
1、高标准的建立企业、高标准的管理企业、高标准的质量追求，使企业提前具备国家优秀企业的标准。
2、设置营销专项资金，加强技术引导和技术支持力度，做好宣传服务，维护好现有用户，通过技术交流推广会、宣传册、网络宣传等开发新的市场。巩固和扩大市场份额，做自己的品牌。
3、注重提升产品质量，产品质量的稳定有助于得到更多的市场。加大提升产品的质量才能保持原有的市场及开拓新的市场，保持其品牌在目标市场上的地位。
4、建立客户管理体系，实施客户精细化管理，强化客户服务，提升客户服务水平，保证客户满意度达95%以上。
5、探索与建立新的营销机制，探索多模式营销方式，引导客户开展多种形势的合作共同开发市场，实现共同开发，利益共享，与公司成长期、稳定的战略合作关系。
6、培训专职营销人员，完善营销考核机制，充分调动营销人员积极性，鼓励优秀营销人员拉开收入差距。
7、加强营销队伍建设，提高营销人员业务水平，有针对性培养“懂技术、擅营销、融客户”的营销人才。
 
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