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| 脱硫市场繁荣背后的隐忧 | ||||||||
| ——关于“十五”期间我国火电厂脱硫设施建设与运行情况调查之二 | ||||||||
| 作者：庄德安 杨… 资讯来源：中国环境报 点击数： 更新时间：2006-11-7 | ||||||||
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脱硫设施建设规模增长过快，工程质量隐患突显 在建设脱硫设施的过程中，多数火电厂的脱硫设施建设工期短，难以保证正常施工周期要求。施工单位为了赶进度，片面压缩工期，造成因施工管理不妥而引发质量事故。例如有的脱硫工程在施工中，烟道和脱硫塔接口处因防腐施工处置不当，投运后防腐层大面积脱落，不但影响脱硫设施的正常运行，且一次性修复造成的经济损失就达500多万元。有些脱硫工程实施交叉作业后，在吸收塔防腐施工中又进行焊接施工，已引发十多起吸收塔火灾事故，直接经济损失近亿元；另外，单位工程造价过低，部分项目已低于100元/千瓦，不能保证选用优质的设备、材料和施工质量，致使在已建成投运的设施中出现不少问题，有的工程从投运第一天起，就没有间断过改进和维修；有的脱硫公司饱尝了一年施工、两年维修的教训，甚至有的脱硫工程刚建成投入运行不久，因腐蚀严重而报废。 脱硫工程是一个较为复杂的系统工程，然而在工程设计方面存在较大的盲目性。主要表现在:第一，设计煤种的含硫量偏离实际值过大，是当前存在的一个较为普遍的问题，有的电厂提出的设计煤种含硫量为2.29％，而实际使用煤种的含硫量达到4.5％，甚至超过6％，严重偏离设计值。脱硫设施投运后，造成吸收塔、脱硫剂制备系统和副产物收集等公用系统不能满足实际使用需求，影响到整个脱硫系统的正常运行。在不得已的情况下，只得对刚投运的脱硫设施有关部分进行技术改造，以满足燃用较高含硫量煤种的要求；其次，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，造成有的项目建成后不能按期投运；第三，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。 尤其值得一提的是，在这些上马的脱硫设施中，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、除雾器和烟气换热器。尤其是烟气换热器的堵塞，系统阻力增大成为影响脱硫设施正常运行的主要因素。 工程建设市场混乱，监管措施不力 近两三年来，火电厂烟气脱硫市场吸引了不少企业进入这个领域，这对促进烟气脱硫技术和市场发展是有利的。但有的公司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，采用低于成本价的方法取得中标；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或者当地企业生产的产品；有的项目在招标工作中，出现了“技术标服从商务标，商务标服从关系标，关系标服从领导标”等等不规范现象，使招标工作如同虚设。由于目前在脱硫市场监管方面，无法可依，无章可循，也没有专门的监管部门，“低价标”和“关系标”的出现，成为当前脱硫市场混乱的突出表现，其直接后果是影响脱硫设施建设的工程质量和可用率。 已建脱硫设施环境监管不到位，运行情况不容乐观 调查显示，到2005年底，“十五”期间建成和投运的烟气脱硫项目占火电厂烟气脱硫已建和在建项目的18％，占火电厂总装机容量的12％，其中，已通过环境保护验收、正式投运且连续稳定运行的装机容量估计不会超过20000MW。分析出现这类问题的原因主要在于:(1)政策、标准体系不完善。国家和地方虽然出台或正在制订一些监督管理的政策和标准，但还不够完善，特别是脱硫设施投运后的监督管理还是政策真空。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、设施性能评价和运行标准，以及招投标工作的具体管理办法等。(2)在脱硫工艺选择上，未体现因地制宜、因煤制宜和因炉制宜的原则。有的电厂燃用煤种已采用低硫煤，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。同时，也未考虑脱硫设施所在地的环境条件、气象条件等因素，而是采取“一刀切”的做法，一律要求配置烟气换热器，不但影响到脱硫设施投运率的提高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。目前电厂脱硫设施中，已配置了烟气在线监测装置。但是，从投运情况来看，故障率较高。有的仪表(如烟尘)数据显示不准确，有的甚至完全不能显示，反映不出脱硫设施的真实运行情况，只能凭经验进行调控。另外，在调研的城市中，除太原、济南、扬州等少数城市已与当地环保部门联网，以及浙江省的电厂在实施脱硫补助电价，已与当地电网公司联网外，大多数城市均未与有关主管部门联网，对脱硫设施是否运行、运行效果如何，难以实现实时监控。(4)脱硫机组优先上网和新建机组脱硫电价补助的机制尚需完善和落实。由于配用脱硫设施的机组大多是新建的大容量机组，虽然发电煤耗低，但还贷压力大，上网电价较高；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，上网电价较低。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。这种电网调度方式对节能、脱硫是十分不利的，在一定程度上打击了脱硫机组上网的积极性。在实行中对已建脱硫设施的机组不管其运行情况如何或者是否运行，一般均可享受脱硫电价补助，由于对脱硫设施的运行监管不力，失去了建立脱硫电价补助政策的原意，直接影响到电厂对脱硫设施投运的积极性。 脱硫副产物的处置和消纳尚未引起重视 目前，采用石灰石－石膏法湿式烟气脱硫工艺的，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。预计到“十一五”末，我国将有3亿千瓦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4.5万～5.0万吨，届时每年将产生4500万～5000万吨脱硫石膏。如此大量的脱硫石膏要得到处置和消纳是不容乐观的。若不合理处置和利用，就会造成资源浪费，甚至又会产生新的二次污染。 脱硫技术自主创新能力较低 到目前为止，我国只有少数脱硫公司拥有30万千瓦及以上机组自主知识产权的烟气脱硫技术，大多数脱硫公司仍需采用国外技术，而且消化吸收、再创新能力较弱。采用国外技术，不仅要向国外公司支付技术引进费，而且每承建一套脱硫设施还需支付一定的技术使用费。据初步测算，已向国外公司支付技术引进费约3.2亿元、技术使用费约3亿元。而拥有原创性自主知识产权的自行开发的脱硫工艺技术，因受各种条件的限制，难以在实际工程中得到应用。 由于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，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。 据悉，“十一五”期间，按照规划，全国二氧化硫排放总量要比2000年排放总量削减10％，这就至少需对在役火电机组建设1.14亿千瓦装机容量的脱硫设施，占2005年在役火电机组总装机容量的29.2％，形成每年400万吨的脱硫能力，预测总投资为250亿元；对新建火电机组需建设1.8亿千瓦装机容量的脱硫设施，形成每年630万吨的脱硫能力，预测总投资为400亿元。预计到2010年，全国将有3.5亿千瓦装机容量的火电机组配置有脱硫设施，并考虑到部分大型工业锅炉和工业炉窑的脱硫，届时，可形成每年1000万吨的脱硫能力，累计总投资将达到700亿～800亿元。可以说，二氧化硫的减排任务将更加严峻。针对以上存在的问题，调研组提出了以下建议: 1.按照“十一五”规划要求到2010年二氧化硫排放削减10％的控制目标，制订并实施酸雨和二氧化硫污染防治规划。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。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。 2.实施脱硫工程建设全过程监控，加强脱硫设施运行的监督管理。从政策上和制度上扭转“重建设轻管理”、“重事前审批，轻事后监督”的倾向。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，并要求限期解决。对《燃煤二氧化硫污染防治技术政策》的实施情况进行评估，针对该技术政策实施以来脱硫行业的发展，组织对其修订，特别是工艺技术的选择应进行适当调整，以适应脱硫行业和技术发展。 3.全面落实脱硫机组上网电价。在对新建脱硫机组享受上网电价的基础上，环保部门应会同政府有关部门(物价局、发改委)，尽快落实脱硫电价补助的具体操作程序和全面兑现现役脱硫机组的上网电价。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，电网公司根据环保部门出具的证明文件，核定脱硫上网电价。 4.加大环保专项资金对脱硫项目的支持力度。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，重点解决工艺设计、设备成套和运行规范等问题。开展脱硫石膏等脱硫副产物工业化利用途径的研究、示范和其他资源回收型脱硫新技术的工业性研究；以及对烟气换热器问题的专题研究，确定其使用条件，为环境管理提供决策依据。 5.开展火电厂脱硫设施建设和运行管理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质量和运行管理水平。加强监测系统的定期维护和校对，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。 6.充分发挥中国环境保护产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。 |
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