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文档简介
中国火电厂烟气脱硫
现状及规划研究华北电力大学环境学院赵毅一、背景1.电力开展简况2003年年底,全国发电装机容量到达39140.78万千瓦,其中水电9489.62万千瓦,火电28977.09万千瓦,核电636.40万千瓦;2004年底,全国发电装机容量到达44000万千瓦,其中火电32490万千瓦,装机容量居世界第二位,同时技术装备水平也在稳步提高,技术经济指标逐步改善。尽管如此,我国能源和电力的消费水平仍很低。2003年我国人均装机容量0.303千瓦,人均净用电量1205.5千瓦时,只有2000年世界平均水平的58%、经济合作与开展组织国家的17%,相当于世界主要工业国家20世纪50-70年代水平。我国优质能源,特别是电力占终端能源消费的比重也很低,2000年世界平均为18.0%,我国只有12.4%。自2002年以来,随着国民经济的快速增长,电力短缺问题日益突出,除东北地区外,其余大局部地区电力供需形势总体偏紧,局部地区季节性、时段性严重缺电。根据我国政府提出的全面建设小康社会的奋斗目标,今后20年,随着经济开展和社会进步,中国电力需求将大幅度增长。根据电力开展规划,今后20年平均每年需要新增装机3000万千瓦左右,到2023年,人均装机预计0.6千瓦左右,到达目前世界平均水平,全国总装机容量将到达9.5亿千瓦左右,发电量将到达42000亿千瓦时左右。2、二氧化硫排放控制的法规政策分析1998年以来,仅国家层面上,已有三十多个与控制火电厂二氧化硫排放相关的法规、政策、规划和文件,同时,还正在制(修)订和完善有关法规、文件。《中华人民共和国大气污染防治法》(以下简称《大气法》)是控制二氧化硫排放的根底性法律,于1987年9月通过,1995年8月修改,2000年再次修改,并在2000年4月29日修订后通过,于2000年9月1日起实施。《大气法》的重新修订公布,对于政府依法控制二氧化硫排放应当起到根底性、依据性作用,而且对于企业依法进行生产、建设、经营活动中的大气污染控制以及依法维护企业的合法权益也起着决定性的作用。但是,大气法中对一些重要的环境管理制度,如总量控制制度、排污收费制度等只提出了原那么性的规定,这些制度必须通过配套的法规和方法才能真正实施。从大气法的规定中可以看出,实施大气法需要配套七个规划、方案,这七个规划、方案由国务院或各级人民政府制定;需要配套22个法规、方法,其中由国务院制定或需国务院批准、备案的有13个。目前,与排污收费有关的方法已经于2003年公布实施,但还有些重要的制度和规定仍然没有出台。现行政策法规中对火电厂二氧化硫排放控制的有关内容按其性质大致可以分为以下几类:对厂址选择或建设行为进行禁止的规定;对污染物排放进行限制性的规定;对污染排放进行连续监测性的规定;排污收费规定;对脱硫技术或设备进行标准的规定等。从对烟气脱硫产业化影响的角度看,涉及烟气脱硫的有关规定和主要内容有:对于新、扩、改建电厂的规定有:《大气法》第三十条规定:“新建、扩建排放二氧化硫的火电厂和其他大中型企业,超过规定的污染物排放标准或者总量控制指标的,必须建设配套脱硫、除尘装置或者采取其他控制二氧化硫排放、除尘的措施。〞《国务院关于酸雨控制区和二氧化硫污染控制区有关问题的批复》规定:“现有燃煤含硫量大于1%的电厂,要在2000年前采取减排二氧化硫的措施,在2023年前分期分批建成脱硫设施或采取其他具有相应效果的减排二氧化硫的措施。〞《国家环境保护“十五〞方案》中那么规定:“新建燃煤电厂要采用低氮燃烧方式,并同步建设脱硫设施。〞《两控区酸雨和二氧化硫污染防治“十五〞方案》规定:“’两控区’内新建、扩建和改建火电机组必须同步安装脱硫设施和采取其他脱硫措施,到达二氧化硫排放标准和总量控制指标。〞《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》(环发[2002]26号)规定:“燃用中、高硫煤的电厂锅炉必须配套安装烟气脱硫设施进行脱硫。〞“新、扩、改建燃煤电厂,应在建厂同时配套建设烟气脱硫设施,实现达标排放,并满足二氧化硫排放总量控制要求,烟气脱硫设施应在主机投运同时投入使用。〞《关于加强燃煤电厂二氧化硫污染防治工作的通知》(环发[2003]159号)规定:“中、东部地区以及西部“两控区〞内新建、改建和扩建燃煤电厂,要严格按照根本建设程序审批,同步配套建设脱硫设施。西部“两控区〞以外的燃煤电厂,不符合国家排放标准、总量控制等环保要求以及没有环境容量的,也要同步配套脱硫设施;符合环保要求的,可预留脱硫场地,分阶段建设脱硫设施;燃用特低硫煤(含硫量小于0.5%)的坑口电站,有环境容量的,可暂不要求建设脱硫设施,但必须预留脱硫场地。〞《关于燃煤电站工程规划和建设有关要求的通知》(发改能源[2004]864号文):“按照国家环保标准,除燃用特低硫煤的发电工程要预留脱硫场地外,其它新建、扩建燃煤电站工程均应同步建设烟气脱硫设备。扩建电站的同时,应对该电站中未加装脱硫设施的已投运燃煤机组同步建设脱硫装置〞。《火电厂大气污染物排放标准》(GBl3223—2003)不仅对全厂(包括新、扩、改和现有机组)二氧化硫的排放提出了采用P值法的排放速率(kg/h)的控制要求,即考虑了烟囱高度、座数、当地风速、所在地区的环境敏感度、烟气抬升高度因素确定允许排放速率;而且对新老机组(按不同建设时期划分为三个阶段)都提出了排放浓度限值要求。各时段火力发电锅炉二氧化硫最高允许排放浓度执行表1规定的限值。第3时段位于西部非两控区的燃用特低硫煤(入炉燃煤收到基硫分小于0.5%)的坑口电厂锅炉须预留脱硫装置空间。表1火力发电锅炉二氧化硫最高允许排放浓度
单位:mg/m3时段第1时段第2时段第3时段实施时间2005年1月1日2010年1月1日2005年1月1日2010年1月1日2004年1月1日燃煤锅炉及燃油锅炉2100(11200(121001200(24001200(2400800(31200(4对现有火电厂装设烟气脱硫或二氧化硫总量控制方面的限制性规定有:《大气法》规定:《大气法》中对新、老电厂,“两控区〞内、外的电厂,在超过排放标准与超过总量控制指标时,做了不同的规定。第十六条规定:“在本法施行前企业事业单位已经建成的设施,其污染物排放超过规定的排放标准的,依照本法第四十八条的规定限期治理。〞第三十条:“在酸雨控制区和二氧化硫污染控制区内,属于已建企业超过规定的污染物排放标准排放大气污染物的,依照本法第四十八条的规定限期治理。〞第四十八条:“违反本法规定,向大气排放污染物超过国家和地方规定排放标准的,应当限期治理,并由所在地县级以上地方人民政府环境保护行政主管部门处一万元以上十万元以下罚款。限期治理的决定权限和违反限期治理要求的行政处分由国务院规定。〞《国务院关于酸雨控制区和二氧化硫污染控制区有关问题的批复》规定:“现有燃煤含硫量大于1%的电厂,要在2000年前采取减排二氧化硫的措施,在2023年前分期分批建成脱硫设施或采取其他具有相应效果的减排二氧化硫的措施。〞《国家环境保护“十五〞方案》规定:“积极推动现役火电机组脱硫。制定优惠经济政策,为燃煤电厂脱硫创造公平的竞争环境。〞《两控区酸雨和二氧化硫污染防治“十五〞方案》规定:“现有火电机组超过二氧化硫排放标准或超过二氧化硫排放总量控制指标的,限期建设脱硫设施或采取其它有效治理措施,在限期内未完成治理要求的由当地政府责令其停产治理。在燃用中高硫煤和大中城市城近郊区的现有火电机组加紧建设脱硫设施。〞《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》规定:“已建的火电机组,假设二氧化硫排放未达排放标准或未到达排放总量许可要求、剩余寿命(按照设计寿命计算)大于10年(包括10年)的,应补建烟气脱硫设施,实现达标排放,并满足二氧化硫排放总量控制要求。〞“已建的火电机组,假设二氧化硫排放未达排放标准或未到达排放总量许可要求、剩余寿命(按照设计寿命计算)低于10年的,可采取低硫煤替代或其它具有同样二氧化硫减排效果的措施,实现达标排放,并满足二氧化硫排放总量控制要求。否那么,应提前退役停运。〞《关于加强燃煤电厂二氧化硫污染防治的通知》(环发[2003]159号)规定:“加大现有电厂二氧化硫污染治理力度。对不符合城市规划和环保要求的市区内现有的燃煤电厂,要通过建设脱硫设施、机组退役或搬迁等措施,逐步到达环保要求。2000年以前批准建设的燃煤电厂,二氧化硫排放超过标准的,应分批建设脱硫设施,逐步到达国家排放标准要求。2000年以后批准建设的新建、改建和扩建燃煤电厂(西部燃用特低硫煤的坑口电站除外),在2023年之前建成脱硫设施。〞“对现有含硫量大于1%、“九五〞以来批准建设并预留脱硫场地和位于国家113个环保重点城市市区的燃煤机组脱硫工程,予以优先安排。〞3、火电厂二氧化硫排放及控制状况(1)火电厂二氧化硫排放现状中国环境状况公报数据说明,2002年电力工业排放二氧化硫820万吨,比上年增加12万吨。根据电力工业统计,2003年电力工业排放二氧化硫1000万吨,比上年增加20%。2004年全国排放二氧化硫2256万吨,电力工业排放1200万吨,比上年增加20%。增长的主要原因是燃煤电厂煤炭消耗量增幅较大,导致二氧化硫排放增加量大于现有电厂脱硫设施脱除量。“九五〞末及“十五〞前三年二氧化硫排放情况见表1。表1二氧化硫排放情况
单位:万吨2000年2001年2002年2003年2004年全国19951948192721592256全国工业161315671562179l电力工业81081082010001200(2)火电厂二氧化硫控制现状1)新建电厂需要配套烟气脱硫设施的建设情况对于新建电厂需要脱硫的工程,由于有环境影响报告书审批制度约束和“三同时〞制度的约束,根本上在可行性研究、初步设计、设备招标、采购、建设中与主体工程一并实施。根据法规,如果环保设施没有与主体工程同步运行,那么主体工程不能通过验收,也不能运行。1996—2002年期间,经国家环保总局审批的电力建设工程,要求脱硫的燃煤电厂(包括CFBC)共计1967万千瓦,其中,2000—2002年审批的为1547万千瓦。2)老电厂机组加装烟气脱硫设施情况老电厂加装脱硫装置(即脱硫设施与主机不同步建设)的情况有三种,一是在2002年前,绝大局部并不是根据环保法规要求进行的,而是政府综合经济管理部门、电力部门通过争取外国政府贷款(如德国、日本)实施的工业试验工程、示范工程或者是国产化示范工程。二是由新建电厂“以新带老〞解决的。三是2003年以来,国家环保“十五〞方案或者地方政府通过规划、排污费返还等方式安排的。除第一类工程之外,第二、三类工程投入运行的情况不是很多。4、烟气脱硫市场分析根据调查并结合电力开展规划以及火电厂二氧化硫治理规划预测分析,到2003年底,全国约有1000万千瓦机组的烟气脱硫装置投运或建成;到2004年底,全国约有2000万千瓦机组的烟气脱硫装置投运或建成。目前,正在建造的烟气脱硫装置的装机约9000万千瓦。预计2023年约有2.8亿千瓦装机的烟气脱硫装置投运,约占煤电装机容量的58%。2023年烟气脱硫装机容量将到达4亿千瓦左右。(1)现有电厂脱硫市场分析1)第1时段机组根据《火电厂大气污染物排放标准》(GB3223-2003),1996年12月31日前建成投产或通过建设工程环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设工程,执行第1时段排放控制要求即2005年和2023年二氧化硫最高允许排放浓度分别为2100毫克/立方米和1200毫克/立方米。根据火电厂大气污染物排放标准测算分析,第1时段燃煤电厂约1.9亿千瓦,其中约有1.3亿千瓦燃煤含硫量大于0.5%。考虑到淘汰局部小机组(10万千瓦及以下,约2800万千瓦),局部机组及因场地等原因不具备安装烟气脱硫装置的条件(约3900万千瓦),预计2023年前,约有6300万千瓦第1时段的装机需要建设烟气脱硫装置。2)第2时段机组根据《火电厂大气污染物排放标准》(GB3233-2003),1997年1月1日前至2003年12月31日通过建设工程环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设工程,执行第2时段排放控制要求,即2005年和2023年二氧化硫最高允许排放浓度分别为2100毫克/立方米和400毫克/立方米。根据火电厂大气污染物排放标准测算分析,第2时段燃煤电厂约1亿千瓦,其中约有9500万千瓦燃煤含硫量大于0.2%。考虑到局部机组及因场地等原因不具备安装烟气脱硫装置,以及二氧化硫排污交易在我国的实施(约2900万千瓦),预计2023年前,约有6600万千瓦第2时段的装机需要建设烟气脱硫装置。(2)新建电厂根据电力开展规划研究,“十一五〞期间方案投产煤电约1.3亿千瓦。按照现行的法规、标准要求和环境影响报告书审批尺度要求,约有1亿千瓦装机需建设烟气脱硫装置。第1时段6300万千瓦,第2时段6600万千瓦,新建电厂1亿千瓦,总计2.29亿千万,按300元/千瓦考虑,到1010年前,烟气脱硫市场的份额为687亿元人民币。二、烟气脱硫产业化开展状况1、烟气脱硫工艺的应用状况石灰石—石膏湿法烟气脱硫技术仍是世界上的主流烟气脱硫技术。烟气脱硫技术在20世纪60年代中期在美国首次示范,60年代后期在日本应用,70年代中期在欧洲应用。目前在全世界范围内较为广泛应用的、成熟的烟气脱硫技术主要有:湿法脱硫(主要以石灰石一石膏湿法脱硫为代表包括海水脱硫等)、喷雾枯燥法脱硫、炉内喷钙加尾部增湿活化脱硫、烟气循环流化床干法脱硫、电子束脱硫技术等。兴旺国家经验说明,石灰石—石膏湿法脱硫技术是一种最成熟的脱硫技术,尤其是机组容量较大的火电厂根本上采用石灰石—石膏湿法脱硫技术;其他脱硫工艺一般多用在锅炉容量较小且对脱硫效率要求较低的电厂。1991年华能珞璜电厂2台36万千瓦机组石灰石—石膏湿法烟气脱硫装置的建设标志着我国脱硫商业化的起步。目前,我国已有石灰石—石膏湿法、旋转喷雾枯燥法、常压循环流化床法、海水脱硫法、炉内喷钙尾部烟气增湿活化法、电子束法、烟气循环流化床等共十多种工艺的脱硫装置在商业化运行或进行了工业示范。可以说世界上已有先进、成熟的火电厂脱硫工艺在我国根本都有。但真正属于我国自主开发的只有10万千瓦等级除尘脱硫一体化技术和半干法烟气脱硫技术。据统计,投运、在建和已经签定合同的烟气脱硫工艺中,石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺约占90%以上。2、烟气脱硫工程的设计及总承包能力分析我国通过对石灰石—石膏湿法为代表的用于大型火电机组的成熟、先进脱硫技术的引进(如德国斯坦米勒、德国比肖夫、日本日立、日本千代田、日本川崎、日本三菱、美国巴威、美国ABB等技术),根本具备了大型火电机组的脱硫系统的设计、建造、调试能力(在技术方指导下)。目前我国大型火电机组的烟气脱硫工程几乎均由国内脱硫工程公司或国内控制的合资公司总包建设。石灰石—石膏湿法烟气脱硫技术的设计及工程总承包能力已根本满足了我国脱硫市场的需求。据不完全统计,全国已有烟气脱硫的工程公司100余家;其中,具有10万千瓦及以上的烟气脱硫工程总承包业绩的公司将近30家;约有20家公司,如北京国电龙源环保工程、武汉凯迪电力股份、上海龙净环保科技工程、江苏苏源环保工程股份、中电投远达环保工程、浙江菲达环保科技股份、北京博奇电力科技等,已承接30、60万千瓦及以上火电机组的湿法烟气脱硫工程。初步统计,全国有一定实力的烟气脱硫工程公司,已具备每年约4000万千瓦装机左右的火电厂烟气脱硫工程设计和建造能力。3、主流烟气脱硫〔湿法〕设备的国产化率分析以石灰石—石膏湿法烟气脱硫为例,脱硫工艺主要设备有:各种泵和风机、吸收塔壳体、箱罐、烟道、仪器仪表等。从设备供给看,通用机械产品或定型产品(如泵和风机、仪器仪表等)由国内现有的专业制造厂生产供货;非标产品(如吸收塔壳体、箱罐、及烟道等)目前一般采用国外设计、国内加工生产的模式,没有专业的成套脱硫设备制造厂。从设备采购费用看,国产化率可到达85%左右。为了推进烟气脱硫关键设备的国产化,2000年,国家有关部门利用国债资金,组织实施了针对喷嘴、除雾器、真空皮带脱水机和档板门等关键设备国产化的“大型燃煤锅炉湿法烟气脱硫成套设备国产化〞工程。目前,喷嘴、除雾器和真空皮带脱水机已研制出了样品,可实现小批量生产;档板门已在京能热电20万千瓦机组烟气脱硫工程和北京第一热电厂(相当于20万千瓦机组)烟气脱硫工程上采用。另外,石家庄泵业集团研究开发的湿法烟气脱硫工艺专用大型循环浆液泵,已在实际工程上采用了十多台套。但是,从已有的工程实践来看,一些关键设备,如高质量的吸收塔除雾器、喷嘴、石灰石浆液再循环泵、氧化风机、石膏浆浓缩器、真空皮带脱水机、挡板门、局部关键浆液阀门和仪器仪表等,一般仍需进口。4、烟气脱硫产业化管理状况2000年,针对我国燃煤电厂烟气脱硫技术与设备国产化面临的形势和存在的问题,国家经贸委组织制定和印发了《火电厂烟气脱硫关键技术与设备国产化规划要点》,提出了我国燃煤电厂烟气脱硫技术与设备国产化的指导思想、目标、主要内容及实施国产化的措施,明确了烟气脱硫工艺技术选择的主要原那么,对促进烟气脱硫产业化的开展起到了关键作用;2001年,国家经贸委等八部委联合印发了《关于加快开展环保产业的意见》,进一步促进了烟气脱硫产业化的开展;通过多年的努力,2004年,电力部门组织制定的《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》(DL/T5196—2004)已经由国家开展改革委公布;2004年11月29日,国家标准化管理委员会批准成立了《全国环保产品标准化技术委员会》,烟气脱硫的标准化管理揭开了新的一页。5烟气脱硫产业化存在的主要问题(1)引进的烟气脱硫技术的消化、创新存在的问题前面已经提到,我国10万千瓦及以上机组的脱硫技术全部依靠进口,目前绝大多数脱硫公司与国外公司联合投标和中标某一具体工程工程,而技术总负责仍由国外公司承担。虽然在名义上具有了对技术的使用权,但在短短的几年时间(有的甚至是不到一年)内,让这些脱硫公司真正掌握这些技术,不管是从人力资源上、还是时间上都是不现实的。况且,绝大多数脱硫公司考虑更多的是企业业绩和经济效益。对引进技术的消化、吸收、开发及创新上及工程的实际应用和推广不够。(2)关键设备的国产化没有大的突破虽然我国利用国债贷款立项研究并开发了局部烟气脱硫关键设备,但总体上还很难到达烟气脱硫工程需求,在主要的关键设备上存在如下问题:1)吸收塔设计主要由国外公司完成,塔内部件搅拌器、除雾器、喷嘴需进口。2)吸收剂制浆系统国产破碎、磨制设备已有运行业绩,水力旋流器需进口。3)烟气系统大型机组的旁路挡板门、气气换热器有的仍需进口。4)石膏脱水系统设备石膏水力旋流器、真空皮带脱水机仍需进口。5)脱硫泵目前脱硫工程大口径、大流量脱硫泵需要进口,关键机械密封及轴承组件需要进口。6)测试系统二氧化硫浓度计、pH计和粉尘浓度计等需要进口。(3)缺乏系统的脱硫工程设计、制造、施工、安装、调试、验收的标准、标准到目前为止,我国对于烟气脱硫的标准主要是1997年公布的《火力发电厂可研报告内容浓度规定“烟气脱硫局部〞暂行规定和2004年公布的《火力发电厂烟气脱硫设计技术规程》(DL/T5196—2004)。由于没有标准、标准,在脱硫产业化开展整个过程中,技术引进、市场准入、招标、设计、建设、验收、运行、维护、监督等过程中存在一系列的问题,可以说,标准、标准是影响我国脱硫产业化开展的关键中的关键。(4)脱硫市场无序竞争、低价竞争,存在质量隐患我国火电厂烟气脱硫市场的旺盛需求,极大地激发了国内脱硫产业的超速开展,一批环保工程公司、设备制造厂、大学、研究机构等,都争先恐后涌入脱硫市场,但由于各方应对缺乏,监管不力,使脱硫市场无序竞争、恶性竞争的情况时有发生。一是脱硫技术的引进出现多头审批、重复引进的问题。如某国外的同一脱硫技术在一年半的时间内,国内已有四家脱硫公司以许可证方式引进,不仅给国家财产造成了一定的损失,而且加剧了国内脱硫市场无序竞争的局面。二是招投标过程不标准,招标文件不标准,评标、决标过程存在单纯地以低价位选取中标单位和“认真走形式“的现象,给不公平竞争甚至恶性竞争提供了时机。三是对脱硫工程公司进入火电厂脱硫市场缺乏准入要求。火电厂烟气脱硫具有十清楚显的行业特征,烟气脱硫设备要具有同电力设备同样高的可靠性,尤其燃烧中脱硫工艺,与电厂设备紧密相连,其建设、运行、管理等都与电厂主体建设密不可分,技术经济分析也具有明显的电力特征。这些特征决定了从事电力烟气脱硫的公司必须具备脱硫方面的技术、环保方面的人才、经验、经济实力等,同时要兼有锅炉、电气等专业知识和能力。但是,我国目前并没有针对这一特征的市场准入要求,行业的作用也没有得到应有的发挥。三、烟气脱硫产业化开展规划
1、烟气脱硫工艺路线的选择原那么火电厂烟气脱硫工艺的选择,是对烟气脱硫产业化开展起着根底性、根本性和关键性的作用。烟气脱硫工艺选择应遵循经济有效、平安可靠、资源节约、综合利用、环境友好的总原那么,因地制宜选取最优工艺。对燃煤发电机组,应按以下原那么选择工艺技术:(1)燃用含硫量大于1%煤(含1%)并且容量大于20万千瓦(含20万千瓦)的机组,建设烟气脱硫设施应优先考虑采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺技术。(2)燃用含硫量小于1%煤并且容量小于20万千瓦的机组,或剩余寿命低于10年的老机组以及在场地条件有限的在运电厂,建设烟气脱硫设施时,在吸收剂来源和副产物处置条件充分落实的情况下,可优先采用干法、半干法或其它一次投资费用较低的成熟技术。(3)在20万千瓦及以上机组采用干法、半干法或其它一次投资费用较低的成熟技术时,应进行充分论证,并提供国内外已有相同或更大容量的烟气脱硫设施成功投运的实例。(4)燃用含硫量小于1%煤的海滨电厂,在海水碱度(碳酸盐)满足工艺要求、海域环境影响评价通过国家有关部门审查,并经全面技术经济比较后,可以考虑采用海水法脱硫工艺。(5)在吸收剂来源以及副产物销售途径充分落实的前提下,且经过国家有关部门技术鉴定并有明确适用规模的或者能证明在国内外已有相同或更大容量的脱硫设施成功投运的,可以考虑采用其它脱硫技术。2、烟气脱硫产业化开展目标(1)综合性目标通过五年的努力,应使烟气脱硫产业化的市场得到良性健康开展;主流烟气脱硫设备的国产化率到达95%以上,烟气脱硫设备的可用率到达95%以上;新建机组烟气脱硫设备与机组的同步投运率到达95%以上;建立健全烟气脱硫技术标准体系和主流工艺设计、制造、安装、调试、运行、检修、后评估等技术标准、标准;实施重点工程后评估;建立有效的中介效劳体系和行业自律体系;推进一批资源综合利用型脱硫示范工程建设。(2)脱硫装机容量目标容量及比例单位年度200320052010全国电力装机容量万千瓦391415100066600全国煤电装机容量万千瓦268003500048000脱硫机组总容量万千瓦1000400028000脱硫机组占煤电机组比例%3.711.458(3)“十一五〞期间产业化目标内容单位年均总量脱硫机组新增容量万千瓦480024000脱硫产业建设市场额亿元144720脱硫设施运行维护额(含折旧)亿元36180脱硫原料市场额亿元1050注:按石灰石—石膏法、燃煤平均含硫量1%,运行本钱0.015元/千瓦时,年运行小时5000小时计。四、主要措施建议1、加速国产化进程继续支持一批烟气脱硫关键技术与设备国产化示范工程,尽快形成拥有自主知识产权的烟气脱硫工艺技术,提高烟气脱硫工艺技术与设备国产化率和装备水平。(1)继续支持开展拥有自主知识产权的脱硫技术。对拥有开展潜力、具有自主知识产权,特别是已完成5万千瓦及以上机组试验工程的脱硫技术,国家将加以重点扶持,组织落实更大容量机组的示范工程或试验工程建设,并加大推广应用力度。(2)组织实施30万千瓦燃煤机组石灰石—石膏湿法烟气脱硫完善化示范工程,重点解决工艺设计、设备成套化和运行标准化等问题,示范验证国产除雾器、真空皮带脱水机和循环浆液泵等在工程上的应用。(3)组织实施60万千瓦燃煤机组石灰石—石膏湿法烟气脱硫国产化示范工程,形成独立完成工艺设计和设备成套化的能力。(4)组织实施20万千瓦及以下机组烟气循环流化床脱硫、喷雾枯燥法脱硫、炉内喷钙尾部增湿活化脱硫、氨法脱硫等不同工艺的国产化示范工程,重点解决具有自主知识产权的工艺技术,实现工艺技术和关键设备的国产化,并验证不同工艺技术的应用范围和条件,为真正实现烟气脱硫产业化创造条件。(5)继续推进脱硫专用设备国产化。对由于技术或加工制造能力原因致使目前尚不能国产化的脱硫专用设备,应有方案、有重点地组织协调、审批技术引进,扶持科研设计单位、设备制造商或脱硫工程公司联合开发,并在资金和工程上予以支持。对于目前国内可生产的脱硫专用设备,应积极推进制定相关制造标准,加强质量监督和性能检测,确保设备的可靠性,定期公布合格设备制造商名单,制定相应设备的进口限制政策,采取措施鼓励选用国产脱硫专用设备。(6)进一步开展烟气脱硫副产品综合利用,推动循环经济开展。组织建材、农林、电力等部门、科研院所对脱硫副产物,尤其是脱硫石膏,进行深入的研究,提出各种利用途径的指导性意见,组织实施脱硫副产物综合利用示范工程,适时出台脱硫副产物综合利用强制性措施和相关的优惠政策。2、培育和扶持有实力的脱硫工程公司通过实施国产化,使脱硫工程公司在系统设计、设备成套、施工安装、调试和运行管理等方面逐步接近或到达国际先进水平,形成具有自主知识产权的工艺技术,成为燃煤电厂烟气脱硫产业化的龙头企业。研究提出对承担建设烟气脱硫技术与设备国产化的企业和总承包公司给予鼓励和风险补偿的政策。3、加强建造环节的质量管理加强建造环节的质量管理,提高设备的本地化率和同步投运率。脱硫设备整体寿命应与发电设备的整体寿命保持一致。工程建设标准,应符合国家及电力建设的相关法规、标准和规定。对于现行国家和行业标准中缺乏的局部,可参照国外标准。工程建设过程中,要加强脱硫设备建造的监理。设备制造应在确保可靠性的前提下加大国产化范围。对于石灰石—石膏湿法脱硫工艺现在还需要进口的设备,加快国产化进程,通过示范工程实现国产化。对于其它形式的脱硫工艺,各建设单位应在对国内已建成的类似工艺进行调研的根底上,确定合理的进口范围。新建机组的脱硫工程应与发电工程同步建设。脱硫设备应能适应机组负荷变化,在机组负荷范围变化内应做到长期、稳定、平安和经济运行。对于石灰石—石膏湿法脱硫,发电工程进行168小时试运时,应具备通烟气的条件,在锅炉通过168小时试运行后并稳定运行3个月内完成脱硫系统整体调试,投入商业化运行;对于干法、半干法脱硫,宜与发电工程调试同步进行。4、整顿烟气脱硫市场从事火电厂烟气脱硫工程的总承包公司,必须是具有法人资格的经济实体;所具有的脱硫技术应是先进的、完整的、成熟的,并具有合法使用该项技术的权利和能力;具有相应的脱硫工程设计、工程承包的资格,并已取得良好业绩;具有履行该项工程承包所必须的经济实力,财务状况良好;内部组织机构完善、管理体系健全、专业技术人员和管理人员配备齐全,有一整套组织工程建设和现场施工管理的组织体系和管理能力,有完整的质量保证体系。对于具有自主知识产权技术但没有业绩的总承包公司,在符合上述其它
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