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论火电厂烟气脱硫建设转折与发展-脱硫泵 脱硫废水泵 脱硫污水泵 脱硫排污泵
辉煌业绩铸就历史转折

2007年，我国二氧化硫排放量在2006年达到历史最高后，将开始逐年下降，成为二氧化硫排放控制史上的一个标志年。根据国家公布的数据，07年上半年，全国二氧化硫排放总量1263．4万吨，与去年同期相比下降0．88％；在火电发电量增长18．3％的情况下，电力二氧化硫排放量同比下降了5．2％。而过电厂烟气脱硫产业化的快速发展正是电力二氧化硫控制水平提高的关键因素。电力烟气脱硫的装机容量2000年底时约500万千瓦，2005年底约5000万千瓦，2006年底约1．6亿千瓦，到今年上半年达到约2亿千瓦；烟气脱硫机组占煤电机组的比例由2000年底的约2％上升为目前的约40％，已高于美国30％的脱硫比例，创造了装设烟气脱硫装置速度的世界奇迹。自2006年以来，全国新投运煤电机组同步安装并运行脱硫设施（不包括循环流化床锅炉脱硫）的装机容量比例达到80％以上，2005年以前的老机组正在按法规和政府要求逐步加装脱硫装置。预计到2010年，烟气脱硫的比例将达到60％以上，电力二氧化硫排放总量比2005年下降35％以上。

回顾历史经验可圈可点

上世纪70年代中期，我国电力行业就开始了电厂控制二氧化硫排放的实验研究，其后经历了自主创新技术试验阶段、与国外合作技术试验示范试点阶段以及引进技术吸收创新阶段等。通过三十多年努力探索，我们寻找到一条以高起点引进技术再创新为主和自主创新相结合的烟气脱硫产业化发展道路。在环保法规和行政命令对火电厂二氧化硫排放控制要求不断加压下，在国家产业化发展政策的引导下，在市场经济机制的推进下，从2001开始短短几年，专业烟气脱硫公司由几家激增到200多家，其中具备一定技术、资金、人员实力，且拥有10万千瓦以及以上机组的烟气脱硫工程总承包业绩的公司近50家。众多脱硫公司的出现，为火电厂脱硫市场需求提供了保障的同时促进了脱硫产业链的形成。脱硫产业化发展呈现以下特点：一是在自主研发和在引进技术的基础上进行消化吸收再创新。我国已拥有大型火电厂烟气脱硫自主知识产权的技术，并经过30万千瓦以上机组配套脱硫工程商业化运行的检验；二是脱硫设备国产化水平大大提高。从设备采购费用看，脱硫设备、材料的国产化率已可以达到90％以上，部分工程达到95％以上；三是脱硫设施造价及运行成本大幅度降低，新建30万千瓦机组的单位千瓦烟气脱硫价格从保障质量的角度看可降到平均200元人民币左右。

审视现实冷静寻找差距

由于脱硫产业的爆炸式发展，监管措施难以及时到位，如对脱硫公司资质多头发放、标准不一、准入门槛太低，相关管理规定和技术规范出自电力、机械、环保等多个行业但缺乏协调，招投标管理不严等等，使脱硫公司良莠不齐，低价恶性竞争的局面时有发生，产业化问题与产业化发展如影随形。主要问题和差距是：一是引进脱硫技术大多重硬件、轻软件，忽视消化吸收技术，不重视二次开发和创新，难以对系统进行优化设计；二是在脱硫装置的建造中存在以次充好、偷工减料、小马拉大车等先天不足问题，造成脱硫装置不能与主机同步投运或者投运后不能稳定运行；三是在前几年“一刀切”式地要求湿法脱硫系统全部装设ＧＧＨ（气一气换热器），然而由于其腐蚀、堵塞等原因，导致脱硫装置运行可靠性降低、运行维护困难、能耗上升；四是部分机组由于除尘器效率低，或放松了对除尘器的改造、维护，把脱硫塔当成除尘塔使用影响脱硫系统的可靠性；五是对脱硫设施运行依法监督不力，客观上造成部分企业对脱硫设施日常运行缺乏严格管理；六是售后服务工作还未引起普遍重视。

展望未来把握发展方向

根据电力发展和现有电厂烟气脱硫建设的进程看，2008年以后，新的烟气脱硫装置的市场需求将逐步缩小，脱硫公司将面临严重的僧多粥少的境地；同时，从国家对脱硫装置运行可靠性监管不断强化，通过法规的强制和电价的处罚等多重作用，脱硫设施的建而不运，运而不好的状况将会逐步得到彻底扭转，从而直接促进脱硫装置的设施质量提高，脱硫公司优胜劣汰的步伐进一步加快。据悉，在国家发改委和环保总局出台了《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法》（试行）的通知（发改价格［2007］1176号）并加强监管后，个别脱硫公司已经打算离开脱硫市场。如办法中有一项规定，当脱硫设施的“投运率低于80％的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并处5倍罚款”，对电厂的严格要求必定在一定程度上要转移成对脱硫公司的责任要求。因此，脱硫产业在未来几年的整理、转轨阶段中，一批脱硫公司将会出现解体、重组、转型或

者关张，以设计为核心的脱硫总承包公司，将会形成10家左右龙头企业，这些企业的消化吸收再创新并形成自主知识产权技术的能力、售后服务水平将明显提高，有的将转轨成建设，运行一体化的公司，有的转轨为专业运行维护服务公司；以脱硫设备制造为主的企业，其产品经过运行考验后并通过淘汰、改造、完善、提高后处于相对稳定的发展阶段。

这一阶段脱硫产业发展更具有技术创新、管理创新和走出去的特征。

国家将继续加大脱硫技术自主创新的扶持力度，支持烟气脱硫的自主创新，尤其是节能、资源综合利用以及提高可靠性的技术，将成为烟气脱硫技术发展的方向。由于脱硫技术的先进性，综合体现在可靠性、经济性和优良的环保与资源节约性能上，为了不断追求先进性，脱硫装置从设计上将向系统的简化（比如，除了特殊要求外，一般情况下将不设置ＧＧＨ）、设备的优化方面发展；设备的运行管理将由“转得动”到“转得好”的方向发展，即从满足达标运行，向稳定达标前提下的高可用率、高节能、节水效果和经济优化运行方向发展；脱硫副产品的处理将由存贮、外销，逐步转为向多种类、高附加值综合利用的方向发展，脱硫副产品的综合利用将会成为一个新兴的产业。

管理创新有突破性进展。一方面，随着对烟气脱硫后评估工作的不断加强，烟气脱硫工艺设计、制造、安装、调试、运行、检修、技术标准和规范不断配套，对脱硫产业的管理将逐步趋向规范化；另一方面，根据国务院要求开展的火电厂烟气脱硫特许经营试点工作将成为管理创新的重大突破点。即在政府有关部门的组织协调下，火电厂将国家出台的脱硫电价、与脱硫相关的优惠政策等形成的收益权以合同形式特许给专业化脱硫公司，由专业化脱硫公司承担脱硫设施的投资、建设、运行、维护及日常管理，并完成合同规定的脱硫任务的特许经营方式，将成为新建脱硫项目的重要模式。国家发改委和环保总局已联合颁布了开展火电厂脱硫特许经营试点工作的通知，根据通知要求，首先在五大发电集团公司选择十个左右脱硫项目开展特许经营试点。目前试点前期工作进展顺利，供筛选的试点项目已经汇总，申请参加特许经营的脱硫公司也按规定由中电联组织专家进行了初步排序以供企业招标参考。

国际市场成为新的脱硫热点。在立足于国内市场，高质量地建好并运行好脱硫装置的同时，放眼于国际市场，将成为脱硫产业发展的新选择。
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陕西华能铜川电厂一期工业废水泵和生活污水泵工程已建成投产
12月12日11时58分,华能铜川电厂2号机组通过168小时试运行，正式投产。至此,华能铜川电厂一期工程提前5个月建成并实现年内双投目标,标志着我国掌握了世界先进的大型空冷火力发电技术，为富煤缺水地区建设火力发电厂探索出一条可行道路。
华能铜川电厂一期工程是国家发改委确定的空冷机组国产化依托项目，建设两台国产60万千瓦空冷机组，总投资40亿元。该项工程具有节约、环保、技术领先、工期短等特点。机组年耗水量仅400万吨，为常规湿冷机组的14.3％，是目前国内外同类机组耗水指标最低的电厂，在国际上处于领先水平。此外该工程占地面积小，煤耗低，同步安装烟气脱硫装置，工业废水和生活污水实现零排放，灰、渣及石膏综合利用率达到100％。该工程由西北电建一公司承建，创造了60万千瓦机组从吊装第一钩受热面到机组并网、从水压到并网的全国最快纪录。（记者 贺韬）

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格炼干气液化气脱硫装置通过消防验收-消防泵的探索
12月2日,海西州公安消防支队对“格炼干气、液化气脱硫装置”消防设施进行验收。
验收组首先听取了格尔木炼油厂、设计单位、施工单位和监理单位的工作汇报,并对该装置的基础资料进行了检查。之后,验收组深入格炼干气、液化气脱硫装置建设现场进行了认真细致地现场检查验收。

　　在验收组召开的通报会上同意该装置通过消防验收

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青海桥头铝电烟气脱硫工程开工建设-青海铝电烟气脱硫泵国产化
南京12月8日总投资一亿八千二百万元的青海桥头铝电有限公司烟气脱硫工程于最近开工建设。
　　为了达到国家环保总局规定的二氧化硫及灰尘排放要求，青海桥头铝电有限公司投资一亿八千二百万元的实施的这个项目，项目包括五台125兆瓦机组，设计中充分贯彻了节约和合理利用资源的要求，通过采用先进的生产设备及污染治理措施，可以使烟气脱硫效率达到95%以上，每年可减少向大气排放二氧化硫三万多吨，烟尘两千多吨。按照工期计划，烟气脱硫工程一、二号机组将于2009年7月投运，全部工程将于2009年10月完工。

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秦发电斥资4亿实施脱硫技改
南京12月14日近日，秦皇岛发电有限责任公司1号、2号、3号机组脱硫工程总承包合同签字仪式，在秦皇岛晨砻酒店举行。加之今年4月份已先期开始改造的4号机组，该公司的4台机组已全部启动了脱硫改造工程。
　　据了解，4台机组全部实现脱硫后，脱硫效率将达到90％以上，每年向大气中排放的二氧化硫可减少3万吨，这将对河北省“十一五”期间削减二氧化硫排放总量起到重要作用。

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“脱硫泵风暴”是谁搅乱了脱硫市场?-脱硫废水泵的思考
南京12月7日近年来，随着环境监管力度的不断加强，火电厂烟气脱硫市场取得了突飞猛进的发展。“十五”末期，我国火电厂脱硫设施建设在短短两三年内达到2.4亿千瓦，呈井喷式增长。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装机容量已达到34.4万MW，约占当年火电厂总装机容量的79.6％；其中已建成的烟气脱硫设施装机容量为13.4万MW，占当年火电厂烟气脱硫设施装机容量的39.0％，占当年火电厂总装机容量的31.0％。环境的压力，让火电厂遭遇了“脱硫风暴”。但是，在如此短的时间内，这么大规模的集中建设在全世界绝无仅有，加上脱硫产业的无序发展、低价竞争，以及缺乏有效的监管，致使各种工程质量隐患已开始显现，估计今后两三年内，有关问题将会集中暴露出来。有关专家呼吁，烟气脱硫行业在发展中暴露出的问题应该引起有关部门的高度重视。
　　最低价中标和关系标普遍
　　千瓦造价有的已低于100元，招标工作形同虚设
　　有关专家告诉记者，脱硫工程单位造价过低，难于保证建设质量。“最低价中标”和“关系标”是当前脱硫市场混乱的突出表现。近年来，一些公司抱有投机心理，为在竞争中分得一杯羹，在不具备技术力量和承接火电厂烟气脱硫工程资质的情况下，竞标中普遍采用低于成本价的方法来取得中标。“最低价中标”已成为一种极为普遍的招标模式，是建设造价急速下滑的主要原因。以30万千瓦及以上新建火电机组的烟气脱硫工程千瓦造价为例，目前已由最初的1000多元降至200元以下，有的已低于100元。国际市场脱硫工程造价较为稳定，一般在100美元/千瓦时左右，而我国却一路下滑，可以说是一个工程一个价，一月一个价，极不正常。在脱硫工程建设费中，60％以上是设备、材料采购费，由于多数工程采取总包方式建设，脱硫企业为获取更大的利润，主要从设备、材料上降低工程成本，这也是造成有些工程从投运第一天起，就没有间断过改进和维修的原因。从现场调研情况分析，我国目前已投运的脱硫设施质量问题主要反映在设备方面。因此，新一轮降价风潮对脱硫工程建设质量势必会带来严重的不良后果。
　　专家说，有的地方和集团在脱硫工程招标中，不允许外地或非集团内脱硫公司进入；有的电厂采取各种限定，变相要求脱硫工程承建公司购置指定企业所提供的产品。“技术标服从商务标，商务标服从关系标，关系标服从领导标(政治标)”等不规范现象严重，使招标工作如同虚设。由于我国火电厂脱硫设施建设模式过于单一，多数采用总承包(EPC)方式，一些企业先通过低价竞争拿到项目，把其他公司排斥在外后，又表示价格太低，无法实施；有的要求提高价格；有的要求业主修改技术协议，降低技术标准和设备配置，致使技术协议迟迟不能签订。
　　多数脱硫工程建设工期短，施工单位为了赶进度，片面压缩工期，难以保证正常施工周期要求。发达国家一个2×30万千瓦机组的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脱硫工程的建设周期在16个月以内，有些项目甚至只用了8～10个月。造成多起因施工管理不当而引发的质量事故。例如有的脱硫工程在施工中，因烟道和脱硫塔接口处防腐施工不到位，投运后防腐层大面积脱落；有些脱硫工程施工不按安全生产规定办事，进行交叉作业，在吸收塔防腐施工的同时进行焊接施工，已引发近10余起吸收塔火灾事故，直接经济损失近亿元。
　　脱硫公司进入门槛低
　　从业总数已超过其他国家总和，无技术、无资金、无专业人员的\"三无\"公司混入
　　有关专家认为，目前的过低价主要是由于业内不规范竞争造成的。导致无序竞争愈演愈烈的原因，一是国家没有设立完整的准入规则，脱硫公司进入门槛低，造成不少企业盲目进入脱硫产业，由于我国脱硫市场启动较晚，在脱硫市场井喷式增长的背景下，脱硫产业极度膨胀，从业企业总数可能已超过目前世界上其他国家脱硫企业数的总和，且良莠不齐，其中不乏一些无技术、无资金、无专业工程技术人员的“三无”公司无序进入脱硫产业，分享脱硫市场这块巨大的“蛋糕”。进入“十一五”以来，相对于2004年和2005年，脱硫项目有所减少，市场份额缩小，主要企业合同额约为前两年的1/3~1/2，这也进一步加剧了市场中的低价竞争格局。
　　二是在脱硫工程建设阶段，没有真正的监管部门。在现行管理体制中，发展计划部门只负责项目立项审查和颁发可研证书，环保部门只负责环评和环保验收，建设部门只负责颁发相关资质证书，项目招投标则是由企业负责，无人监管。特别是单位设计、施工资质由建设部门颁发，对企业情况不了解，又与环境管理脱钩，造成不少具有甲级资质的企业实际没有能力承担相关的工程。
　　已建成的项目不按规定验收投运，发挥应有的环境效益，有的工程建设存在严重质量问题，机组发电几个月甚至两年后，脱硫设施没有通过环境保护验收；一些电厂为回避环保验收后纳入正常的监督管理程序，在脱硫设施建成并可正常投运的情况，不按规定及时申请环境保护验收，随意延长试运行时间。
　　电价补贴与环境监管缺位
　　往往是并网发电就享受优惠电价，致使电厂延迟脱硫设施运营
　　今年6月，国家发改委出台规定，要求“执行脱硫上网电价的现役机组脱硫设施验收，应由省级以上环境保护行政主管部门组织进行，验收合格并经省级价格行政主管部门确认后，执行脱硫上网电价”。通过提高二氧化硫排污费征收标准和脱硫成本纳入上网电价等经济杠杆的调节作用，调动了企业建设运行脱硫设施的积极性。据调查，新建电厂脱硫项目(除西部少数省市外)基本上都享受了脱硫上网电价，东部经济发达地区该政策落实情况较好。但调查表明，约有60％享受了脱硫上网电价补贴的机组，其脱硫设施尚未按规定完成环境保护竣工验收。
　　专家认为，目前，上网脱硫电价由省级物价部门审批，电网公司支付。由于环保部门在电价补贴问题上基本没有话语权，多数已开工建设脱硫设施的新建电厂从并网发电开始就可享受脱硫上网电价，致使不少电厂不按期建设、验收、投运脱硫设施，或建成后停运脱硫设施。
　　在采访中，电厂普遍反映强烈的另一个问题是国家有关脱硫机组优先发电的政策基本上没有得到落实。自电力系统实施厂网分开后，各地电网调度一般采用两种方式:一是负荷率公平对待原则，即各电厂的负荷率基本一致；二是竞价上网原则。各地电网调度往往采用第二种方式，优先采用低价电。由于配用脱硫设施的机组主要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、配用脱硫设施的机组未能优先上网。在调研中多次发现老机组是满负荷发电，而配有脱硫设施机组的发电负荷仅为40％～60％，成为调峰机组。这种电网调度方式对节能、脱硫均十分不利，在很大程度打击了电厂投运脱硫设施的积极性。
　　为此，有关专家希望在对新建脱硫机组享受上网电价的基础上，环保部门会同政府有关部门(物价局、发改委)，尽快落实脱硫电价补助的具体操作程序，并出台脱硫机组优先发电上网的具体措施，通过环保部门出具的证明性文件，确保通过环保验收和正常运行作为脱硫机组享受脱硫电价的必要条件，对未经环保验收或不正常运行脱硫设施的企业，依法对其进行处罚。

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