据不完全统计，截至2006年12月底，全国已建和在建的火电厂烟气脱硫设施累计总装机容量已达到3.142亿kW，约占当年火电厂总装机容量的72.7％；其中已建成的烟气脱硫设施装机容量为1.043亿kW，占当年火电厂烟气脱硫设施装机容量的33.2％，占当年火电厂总装机容量的24.1％。

1、火电厂脱硫技术发展概况

 目前，国内已有石灰石-石膏法、烟气循环流化床法、海水脱硫法、脱硫除尘一体化、半干法、旋转喷雾干燥法、炉内喷钙尾部烟气增湿活化法、活性炭吸附法、电子束法等十多种烟气脱硫工艺技术得到应用。

 与国外情况类似，在诸多脱硫工艺技术中，主流工艺技术仍是石灰石-石膏法烟气脱硫技术。据统计，在投运、在建和已经签订合同的火电厂烟气脱硫项目中，石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺技术已经占到90%以上。从总体水平上看，我国烟气脱硫行业的工程建设能力明显提高，目前已具备了年承担近亿kW装机容量的脱硫工程设计、设备制造及总承包能力。脱硫设备的国产化需求带动了国内相关机电产品的开发和生产，新的产业链已初步形成。石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺中的关键设备，如浆液循环泵、真空皮带脱水机、增压风机、气气换热器、烟气挡板等，在国内已具备较强的研发和生产加工能力。如石家庄泵业有限公司生产的系列脱硫浆液循环泵与成都电力机械厂生产的脱硫增压风机已应用于100个脱硫工程；上海锅炉厂生产的气气换热器已应用于60个脱硫工程。从设备采购费用来看，石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺技术设备、材料国产化率达到90％左右，部分烟气脱硫工程国产化率超过了95%，其它工艺技术的设备国产化率也大于90％。火电厂烟气脱硫国产化能力基本可以满足“十一五”时期二氧化硫减排的需要。通过自主研发和引进、消化吸收再创新，我国已拥有了30万kW火电机组自主知识产权的烟气脱硫主流工艺技术，并通过了一年以上的工程实践检验。其它工艺技术我国大多也拥有自主知识产权，只是多应用于机组容量20万kW及以下的火电机组，有些刚投运或尚在施工建设阶段，有待实践检验。由于烟气脱硫设备国产化率大幅度提高及市场竞争加剧等因素，烟气脱硫工程造价大幅降低。如30万kW及以上新建火电机组的烟气脱硫工程每千瓦造价已由最初的1000多元降到目前的200元左右；20万kW及以下的现有火电机组烟气脱硫工程每千瓦造价也降至250元以下。

2、行业发展概况

 由于电力行业的特殊性，我国应用于火电厂脱硫的主导工艺技术基本上都是从国外引进的成熟技术。据不完全统计，全国有20多个环保企业先后引进了日本、德国、美国、挪威、意大利、奥地利、丹麦等国家的火电厂烟气脱硫技术。在引进技术的同时，部分有实力的企业开始走上技术消化吸收的道路，一批具有自主知识产权的脱硫技术开始投入应用。2002年前后，我国已基本完成火电厂脱硫技术的引进、消化、示范的工作，逐步建立了一支脱硫工程建设的专业队伍，为我国大规模建设火电厂脱硫工程奠定了基础。脱硫行业的快速发展打破了国外厂商包揽国内大型火电厂脱硫项目的局面。经过几年来的实践，通过引进、消化、示范、设备国产化以及部分企业自主再研发，脱硫工程配套设备的国产化率由85％提高到90％以上。

 脱硫工程造价大幅度降低，由最初的1000元/kW降至300元/kW以下。我国主要脱硫企业基本掌握了从工艺设计到运行调试全过程的相关技术，积累了一定的工程实践经验，形成了一支几千人的专业技术队伍，成为我国火电厂脱硫工程的骨干力量，同时也给这些脱硫公司带来了显著的经济效益。

3、存在的主要问题及分析

3.1 脱硫设施建设增长过快，规模过大，工程质量隐患突显
（1）多数火电厂的脱硫设施建设工期短，难以达到正常施工周期的要求发达国家2×300MW机组脱硫工程的建设周期一般为20～30个月，而目前我国多数新建机组的建设周期都在16个月以内，其中某些项目仅用了8～10个月。施工单位为了赶进度，片面压缩工期，常会造成因施工管理不善而引发的质量事故。例如有的脱硫工程在施工中，对烟道和脱硫塔接口处的防腐施工处置不当，导致投运后防腐层大面积脱落，不但影响了脱硫设施的正常运行，而且一次性修复费用就需500多万元。部分脱硫工程实施交叉作业，在吸收塔防腐施工后又进行焊接施工，由此引发了多起吸收塔火灾事故，直接经济损失巨大。
（2）单位工程造价过低单位工程造价过低，部分项目已低于150元/kW，不能保证选用优质的设备、材料和施工质量，致使已建成投运的设施出现不少问题。一些工程从开始投运就需不间断地进行改进和维修；一些脱硫公司饱尝了一年施工、两年维修的教训，个别脱硫工程甚至刚建成投入运行不久就因腐蚀严重而报废。
（3）工程设计方面存在较大的盲目性。脱硫工程是一个较为复杂的系统工程，其技术难度主要反映在脱硫工艺是一个非稳态的传质过程，不少脱硫公司花费大量资金引进脱硫技术，其核心是购买发达国家先进的工程经验和设计技能。但不少脱硫公司还未真正掌握脱硫技术，特别是一些刚刚进入脱硫市场的企业，在工程设计方面存在较大的盲目性。主要表现在：1）设计煤种的含硫量偏离实际值过大，由此造成部分电厂脱硫设施运行后，虽然脱硫效率达到90％的设计指标，但二氧化硫排放浓度仍超过排放限值的要求；2）脱硫主体工程与其他辅助系统设计不匹配，如在半干法脱硫工艺中，由于脱硫剂消化系统、除尘系统和输灰系统设计不合理，造成项目建成后不能如期投运；3）有的脱硫工程没有按规定配置备用设备，一旦出现故障，整个系统就得停运。

（4）国产设备性能和可靠性有待提高，目前故障率较高的设备主要包括吸收塔搅拌机、增压风机、除雾器和GGH（烟气加热器）。尤其是由于GGH的堵塞而造成系统阻力增大是影响脱硫设施正常运行的主要因素。

3.2 工程建设市场秩序混乱
（1）低价恶性竞争严重。脱硫工程单位价格持续下滑，在工程投标中甚至出现了不足100元/kW的价格。如湖南某电厂2×600MW机组脱硫工程的最低投标价仅为1.03亿元。有的脱硫公司低价中标后又要提高价格，致使技术标协议迟迟不能签订，直接影响了脱硫工程的建设周期。
（2）一些地区和集团在脱硫工程招标中不允许外地或非集团内的脱硫公司进入；还有一些电厂采取各种限定，变相要求脱硫工程承建公司购置指定企业所提供的产品或者当地企业生产的产品；有的项目在招标工作中存在“商务标、关系标、领导标”等不规范现象，使招标工作的规范措施形同虚设。
（3）目前脱硫市场监管方面的法律法规尚未健全，导致缺乏有效的市场监管，脱硫市场混乱表现突出，其直接后果将影响脱硫设施建设的工程质量和可用率。

3.3 环境监管不到位
（1）环境监管重环评审批，轻过程和事后监管在实际工程中，新建机组“三同时”脱硫设施未能与新建机组同步建设、同步投运，投运后达不到环评和设计要求或不能连续稳定运行等现象时有发生；一些限期治理项目不按规定建设烟气脱硫设施，而是采取一些简单措施应付环境监管。
（2）已建成的项目不按规定验收投运有的电厂机组发电几个月甚至两年后，其脱硫设施还没有通过环保验收；有的电厂为了躲避环保验收后纳入正常的监督管理程序，在脱硫设施已建成并可正常投运的情况下，不按规定及时申请环保验收，随意延长试运行时间；有的脱硫设施已通过168试验，各项技术性能也都达到设计要求，但由于个别有关部门从局部利益考虑，迟迟不组织验收，致使脱硫工程不能及时投入运行。
（3）部分已投运的脱硫设施随意停运现象时有发生由于监管措施不力，一些电厂为降低发电成本，在新建机组上网电价到位后随意停运脱硫设施，使脱硫设施成为摆设；不按设计要求投加合格的脱硫剂，却仍享受脱硫电价补贴；不按规定建立脱硫设施必要的运行、维护管理规程；某些地方有关部门不按规定对电厂污染治理设施运行和排污情况进行监督性检查和监测，存在行政不作为的现象。

3.4 环境监管缺乏有效政策措施和手段
（1）政策、标准体系不完善。国家和地方虽然已经出台或正在制订一些监督管理的政策和标准，但仍不够全面，特别是脱硫设施投运后的监督管理方面目前仍是政策真空。在标准方面，缺乏与脱硫工程建设配套的施工标准、产品标准、设施性能评价、运行标准以及招投标工作的具体管理办法等。
（2）在脱硫工艺的选择上，未体现因地制宜、因煤制宜和因炉制宜的原则。如有的电厂燃用煤种已采用低硫煤，但仍要求采用投资较高、占地较大、工艺较复杂的湿法脱硫工艺；有的电厂未考虑脱硫设施所在地的环境条件、气象条件等因素，采取“一刀切”的作法，一律配置GGH，不但影响了脱硫设施投运率的提高，而且还造成了资源和资金的极大浪费。
（3）烟气在线监测仪器未能发挥应有的效能，对脱硫设施的监管尚未到位。部分电厂脱硫设施配置了烟气在线监测装置，关键部件配置均采用进口设备，参数的设置也基本符合行业标准的要求，但是从投运情况来看，在线监测仪器故障率较高，有的仪表（如烟尘浓度）数据显示不准确，有的甚至完全不能显示，只能凭操作人员的经验进行调控，不能反映出脱硫设施的真实运行情况。
（4）脱硫机组优先上网和新建机组脱硫电价补助机制尚需完善和落实自电力系统实施厂网分开后，各地电网调度往往优先采用低价电。由于配用脱硫设施的机组是新建的大容 量机组，虽然发电煤耗低，但还贷压力大，电价较高；而尚未配置脱硫设施的机组，一般是已无贷款压力的现 役机组，电价较低。因此，在电网实际调度工作中造成 发电煤耗较低的脱硫机组未能优先上网。此外，现役机 组均为满负荷发电，而配有脱硫设施机组的发电负荷仅 为60%～70％，成为调峰机组。这种电网调度方式对节能、脱硫是十分不利的，在一定程度上影响了脱硫机组 上网的积极性。
 另据调查，脱硫上网电价一般由省物价部门审批、电网公司支付，对脱硫电价的补助政策已基本到位。但在实行中，无论已建脱硫设施的机组的运行情况如何或 者是否运行，却一律享受脱硫电价补助。同时，一些地方环保部门对脱硫设施的运行监管力度不足，在电价补助上基本无力干预，失去了建立脱硫电价补助政策的原意，也直接影响到电厂对脱硫设施投运的积极性。

3.5 脱硫工艺路线单一，对脱硫副产物的处置和消纳尚未引起重视
 据调查，采用石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺的机组，约占投运、在建和已签约合同的火电厂脱硫工程总装机容量的90％以上。采用这种脱硫工艺后，产生的脱硫副产物—脱硫石膏的纯度一般在90％以上，含水量<10％，其质量不亚于天然石膏，且用途广泛。做适当处置后的脱硫石膏可作为水泥生产中需添加的缓凝剂， 添加量为3%～5％；可作为生产石膏板的原料，对一个年产20万m2，厚度为10mm左右的石膏板厂，每年可消纳脱硫石膏1200～1600t；还可用来制作混凝土砌块的添加剂等，但其用途和消纳量均有限。当前，脱硫石膏的产量虽然不大，处置和消纳的矛盾还不突出，但部分电厂已出现将其堆放和抛弃的处置方式。预计到“十一五”末，我国将有3亿kW燃煤发电机组配置石灰石－石膏法脱硫设施，按1台300MW机组燃用含硫量为1％的煤种、每年运行5000～6000小时计，将产生脱硫石膏4.5万～5.0万t，每年将产生5000万～6000万t脱硫石膏。如此大量的脱硫石膏要得到妥善处置和合理消纳是比较困难的。另外，对脱硫石膏的利用在经济政策上与天然石膏相比无优势可言，若任其采用堆放或抛弃，既浪费资源、占用场地，还会产生新的二次污染。对此问题，有关部门应引起足够重视，从政策上、经济上采取措施，予以解决。

3.6 脱硫产业技术和设备发展相对滞后
（1）脱硫技术重复引进的现象较为普遍
 我国引进的脱硫技术主要是目前国际火电厂脱硫市场中广泛采用的石灰石/石灰—石膏法工艺。据了解，国外不同公司开发的这类技术，就其工艺来说大致相同，主要技术指标差异也不大，最大的区别是吸收塔型式和内部结构。据了解，德国比晓夫公司和奥地利 AE公司分别向国内四家公司转让了该种技术，日本川崎公司和美国B&W公司亦分别向国内三家公司转让了该种技术。在技术引进中，除了需交付一定额度的入门费外，每个20万kW以上机组的脱硫工程还需交付200万元人民币的技术使用费。因此重复的技术引进造成了资金的极大浪费。
（2）缺乏拥有自主知识产权的烟气脱硫工艺技术目前，我国大型火电机组上采用的烟气脱硫工艺技术都是从国外引进的。从技术层面上看，我国缺乏拥有自主知识产权的脱硫技术。而拥有原创性自主知识产权的自行开发的脱硫工艺技术，因受到各种条件的限制，难以在实际工程中得到应用。
（3）设备的引进还仅仅停留在购置方面，尚未引进设计和制造技术。我国对脱硫设备的引进还仅仅停留在购置方面，没有引进设计和制造技术，这就致使一些关键配套设备，如湿法脱硫工程中的搅拌器、除雾器、烟气换热器和干法脱硫工程中的斜槽调节器及检测仪器中的传感件等制造技术，国内尚未完全掌握，个别的设备即使能生产，其产品质量、性能与国外同类产品相比也有一定差距。

4、对策和建议

4.1 解决对策
（1）加大脱硫技术的自主创新力度
 国家应加大资金投入，支持烟气脱硫的自主创新。1）对于引进的脱硫技术，创新的重点应是降低工程造 价和系统能源消耗；2）对于原始创新技术，特别是已完成5万kW及以上机组试验工程的脱硫技术，创新的重点应是使其适用于更大的装机容量；3）对于已有工程业绩的脱硫技术，创新的重点应是副产品的有效利用和处置；4）对于关键设备，创新的重点应是提高设备可 靠性和使用寿命。

（2）加强脱硫产业化管理
1）严格市场准入，实行脱硫公司资质管理制度，通过市场竞争实现优胜劣汰；2）细化相关规定，加强对招投标活动的管理和监督；3）加强脱硫工程后评估，并将后评估结果作为脱硫公司资质审核的重要内容。建立健全烟气脱硫工艺设计、制造、安装、调试、运行、检修、后评估等技术标准和规范，提高烟气脱硫的整体 技术水平。

（3）按照10％的减排目标，制订并实施酸雨和二氧化硫污染防治规划
1）以控制火电行业的二氧化硫总量作为重点，同时兼顾其他主要行业，实现从一般性的总量控制向重点行业的总量控制的转变；2）地方政府应主要负责制订中低污染源的控制，国家主要负责跨区域酸雨污染的控制，协调各地区间的总量控制工作，实现以行政地域控制为主向大区域和行政地域共同控制的转变；3）通过以排放绩效为基础的总量指标分配，加强总量指标监管，推行排污交易等经济政策，推动脱硫工作由单纯强调脱硫设施安装数量向提高脱硫质量转变，实现脱硫成本的最佳化。

（4）限制和淘汰高耗能、高污染工艺、技术和产品，继续实施清洁煤政策，加快原煤洗选步伐，降低商品煤含硫量。2007年年底前淘汰装机容量50MW及以下的老机组；2009年年底前，对装机容量100MW以下没有建设烟气脱硫设施的电厂实施关停；2010年底前，对投产20年以上没有建成烟气脱硫设施的电厂实施关停。

（5）加强火电厂建设审批
1）建议“新建、扩建燃煤电厂除燃用特低硫煤（小于0.3％）的坑口电厂外，必须同步建设脱硫设施或采取有效的二氧化硫控制措施；2）燃料含硫量大于或等于0.7％的新建、扩建火电厂必须同步建设脱硫设施；3）在大中型城市及其近郊，不得新建、扩建火电厂；4）严格控制新建、扩建燃料含硫量大于0.5％热电联产的电厂。

4.2 建议
（1）加强脱硫设施建设与运行的全过程监管
 在推行火电厂脱硫设施建设的过程中，在通过环评、环保验收和限期治理强化脱硫管理的同时，进一步加强对已建成脱硫设施运行管理的监督。对已建脱硫设施不能投入正常运行的企业，环保部门不再审批机组所属企业的新、扩建火电项目，并要求其限期解决。

（2）全面贯彻落实《火电厂脱硫设施环境保护监 督管理办法》
 强化对脱硫工程建设在可研、环评、工程设计、施工、运行管理过程中单位和个人执业资质的管理。重点建立火电厂对脱硫设施运行情况的定期报告制度、环保部门对火电厂脱硫设施建设与运行进行督查的制度、火电厂脱硫设施运行监督性监测制度、火电厂脱硫设施建设、运行信息公开制度等。

（3）完善与脱硫设施建设运行相关的经济政策
1）全面落实脱硫机组上网电价 在让新建脱硫机组享受上网电价的基础上，环保部门应会同其他有关部门，尽快落实脱硫电价补助的具体 操作程序和渠道问题。环保部门出具的证明性文件应作为电厂取得脱硫电价补助的必要条件。电网公司应根据环保部门出具的证明文件核定脱硫上网电价，全面兑现现役脱硫机组的上网电价，调动脱硫企业的积极性，同时还应坚决查处和曝光骗取脱硫电价的企业。
2）加大环保专项资金对脱硫项目的支持力度通过每年的中央环保专项资金，重点支持对现役大机组（300MW以上）、高硫煤（1％以上）的脱硫工 程；争取在2009年年底前，通过中央和地方环保专项资金的支持，完成重点地区、城市火电厂烟气污染物排放连续监测系统与环保部门的联网，实现实时监控。
3）制订鼓励脱硫副产物综合利用的经济政策，研究制订天然石膏开采生态补偿的经济政策（生态税）。

（4）充分利用市场机制，积极推进脱硫设施建设与社会化运行
1）在总结城市污水、垃圾和危险废物治理社会化、市场化建设模式的基础上，开展火电厂脱硫设施建设BOT模式试点，逐步推进脱硫设施的社会化运营，提高脱硫设施工程建设的质量和运行管理水平。
2）鼓励开展烟气连续监测系统、污染源监测网的社会化运营试点，加强监测系统的定期维护和校正，提高在线监测数据作为执法依据的可靠性，实现对脱硫设施运行情况的实时监管。
3）鼓励建立区域性的脱硫副产物综合利用专业机构，实现脱硫副产物的集约型利用，提高利用率，减少二次污染。

（5）加强技术创新，开展脱硫新技术示范
1）国家有关部门应在政策、项目和资金上继续支持和组织实施300MW及以上火电机组的烟气脱硫完善化技术示范和和引进技术再创新，重点解决工艺设计、设备成套和运行规范化等问题，提高脱硫设施工程建设质量和运行管理水平。通过示范使脱硫工程技术达到国际先进水平，形成具有自主知识产权的工艺技术。
2）开展脱硫石膏等脱硫副产物工业化利用途径的研究和示范；开展氨法、活性炭法和其它资源回收型脱硫新技术的工业性研究，积极争取利用环保专项资金、国债等资金渠道支持进行新技术示范。
3）开展对GGH问题的专题研究，确定其使用条件，为环境管理提供决策参考；开展取消烟气旁路的前期可行性研究，为从根本上解决偷排问题提供技术支持。

（6）充分发挥行业组织的作用，加强市场监管
 充分发挥行业协会的桥梁和服务作用，通过行业自律管理，不断改善烟气脱硫市场环境、规范脱硫工程招投标，逐步建立开放、有序、公平竞争的烟气脱硫市场，防止恶性竞争。

5 行业发展展望

 2006年全国火电厂总装机容量为4.32亿kW, 预计2007年将达到4.7亿kW，增长率达8.8%。按规定，新建大型火电厂必须安装脱硫设施，再加上每年有近千万kW容量的老电厂需要进行脱硫改造，预计2007年年底全国火电厂脱硫工程的市场需求将超过3.8亿kW。由此可见，在2007年至2010年期间，我国火电厂脱硫市场需求量较大。因此，应积极推动现有脱硫公司大力提高自己的烟气脱硫工程施工能力，加强脱硫设施的运行管理，同时鼓励具有能力和具有自主知识产权的新公司迅速成长并尽快投入脱硫市场。