当前经济的高速进展带来电力的紧张.docx
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当前经济的高速进展带来电力的紧张
当前经济的高速进展带来电力的紧张，也给生态环境带来更大的压力。
咱们必需寻求既能知足经济进展需要、又不损害环境的循环经济之路，必需踊跃推动太阳能、风能、氢能等新能源的开发利用政策，必需增进产业结构升级，使能源与环境、经济与环境协调进展。
全国电力行业专门是燃煤电厂要以贵阳电厂为戒，牢固树立科学进展观，严格依照有关环保法律法规的要求，尽快安装脱硫设施，落实二氧化硫的污染防治工作。
当前，我国二氧化硫排放量超过环境承载量的81%，造成近三分之一国土面积酸雨污染严峻。
据估算，酸雨给我国造成的损失每一年超过1100亿元。
依照国家“十五”环保计划要求，到“十五”末期，全国二氧化硫排放量要比2000年减少10%，污染防治任务十分艰巨。
2002年，燃煤电厂二氧化硫排放量达到666万吨，占全国排放总量的％，是大气污染物的主要来源之一。
严格控制燃煤电厂二氧化硫排放对实现全国二氧化硫总量控制目标相当重要。
若是火电厂排放的大气污染物得不到有效控制，将直接影响我国大气环境质量的改善和电力行业的可持续进展。
一是进一步推动火电厂脱硫工程建设。
催促“十五”计划中尚未动工的重点项目动工建设，2005年末必需确保有80％以上的项目建成投产，其余项目动工建设；火电厂脱硫机组在2005年末达到3000万千瓦以上，全国二氧化硫排放量控制在2300万吨。
同时增强舆论监督的力度，今年年末前要曝光一批列入国家重点项目的尚未启动的火电厂名单。
二是开展大气污染综合防治政府工程。
划定高污染燃料禁燃区，禁止利用高污染燃料燃烧设备，大力推行清洁能源利用替代燃煤；大幅度提高城市气化率，减少城市燃煤量；限制高硫煤利用。
加速城区空气质量的改善，使其空气二氧化硫浓度达到国家二级标准，力争2005年两控区中80％的城市空气二氧化硫浓度达二级环境质量标准。
三是制定酸雨控制中长期计划、增强火电行业总量控制。
国家将按照酸雨控制的特点，制定全国性的酸雨控制中长期计划。
计划将别离提出2010年、2015年和2020年的酸雨控制目标和二氧化硫、氮氧化物排放总量控制目标，并将从“十一五”开始，将火电行业的二氧化硫及氮氧化物排放总量控制指标计划单列。
从“十一五”起，全国将执行统一的火电行业二氧化硫及氮氧化物排放总量控制指标分派方式，国家对重点火电厂直接分派总量控制指标。
四是踊跃推行有利二氧化硫减排的经济政策。
在此后一个相当长的时期，火电机组装机容量还将持续增加。
仅在新机组建设脱硫设施是不能知足二氧化硫减排的要求，必需慢慢在老机组推行脱硫。
为增进老机组上脱硫，国家开始出台相应的经济政策。
最近，从京、津、唐地域开始，国家对建设脱硫设施的火电老机组实行脱硫上网电价，对脱硫本钱给予补偿。
此后，国家环保总局还将踊跃配合有关部门，将这项政策在全国推行到位，各省环保局也要主动协调省内相关部门，推行脱硫电价政策。
国家近期还将拿出国债资金对符合条件的重点老机组脱硫项目进行支持。
另外，国家环保总局通过两年的试点，对二氧化硫排污交易制度进行了尝试，取得了初步功效。
下一步，国家将制定全国火电行业二氧化硫排污交易管理办法，在统一总量指标分派方式的基础上，在企业志愿的条件下，开展跨省的远距离排污交易。
通过推行二氧化硫排污交易制度，提高企业提高脱硫的踊跃性，实现总量控制和经济建设协调进展。
记者：
解决上述问题的难点和瓶颈在哪里？
国内现有脱硫配套企业技术和能力是不是足以解决这些问题？
潘：
二氧化硫减排工作的重点在控制火电厂排放上，但目前火电厂脱硫工作进展缓慢。
到2004年4月底，国家两控区“十五”重点项目还有93个尚未启动，占项目总数的34．2％。
其中火电老机组重点治理项目有62个尚未启动，占老机组项目总数的45．3％。
老机组治理项目的二氧化硫削减能力占重点项目总削减能力的53％，是重中之重，但火电脱硫项目进展慢于一般治理项目，这些尚未启动老机组治理项目严峻影响了二氧化硫排放总量控制工作的完成。
进展缓慢的原因主要集中在两个方面，一是经济政策不到位。
目前排污收费远远低于治理本钱，企业宁可交排污费也不肯意治理污染。
另外老机组脱硫的电价政策迟迟不能到位，使得尚未启动脱硫的机组在等待观望，已经脱硫的机组其设施也是开开停停，不正常运行。
二是企业环境意识淡薄，环境监管存在不足。
一些火电项目未经环保审批就违法施工建设，配套脱硫设施未完工就正式投运发电；违背“三同时”现象屡禁不止。
环境违法行为惩罚规定力度不够，违法本钱低、遵法意识差、执法难度大等问题在一些地方还十分突出。
一些地方环保监管能力弱、手腕掉队，难以完成执法任务。
个别地方还存在执法难问题和干与环境执法、包庇环境违法行为的现象，利用各类土政策为环境违法企业撑起“保护伞”。
谈到脱硫技术问题，应该说现有的技术已经足以知足脱硫的要求。
目前，国内已锻炼出一批能够承接火电脱硫工程的工程公司，脱硫设备国产化比例提高到80％以上，脱硫工程造价已由20世纪90年代国外公司承建的800元－1200元／千瓦，下降到400元／千瓦，乃至更低，脱硫投资已降到机组总投资的10％以下。
这为此后全面开展火电厂脱硫工作，打下了坚实的基础。
但也存在脱硫市场不够规范的现象。
环保总局将踊跃致力于引导、扶持和培育健康的脱硫产业队伍，并增强对其的监管。
循环流化床法烧结烟气脱硫系统：
一、引言
SO2主要来自能源的燃烧，燃料中的硫化铁和有机硫，在750℃温度下，90%受热分解氧化释放，同时将其中的硫分90%转化为SO2排入大气。
在我国，能源结构中煤占3/4。
我国煤产量的4/5用于直接燃烧。
根据环境年鉴资料，我国2000年SO2排放总量已达到1995万吨，为世界之冠。
SO2排放是构成我国酸雨污染的主要因素。
一般来说，在人为中排放的SO2总量中，火电厂约占一半，工业企业占1/3，其余属于交通运输工具移动源和广泛分散的商用民用炉灶。
未来10年将是我国经济持续高速发展时期，如不采取有效措施，SO2污染可能制约发展的速度。
SO2控制的办法很多，除了采用无污染或少污染的原燃料和清洁生产工艺外，还有高烟囱扩散稀释和烟气脱硫。
对于火电厂和烧结厂来说，在今后相当长的时期内，烟气脱硫仍然是首选的SO2减排技术。
目前，我国已在燃煤电厂实施烟气脱硫工程，以循环流化床为代表的半干法脱硫工艺和以石灰石/石膏法为代表的湿法脱硫工艺得到广泛应用。
国家环保局于2005年10月1日正式发布实施了《火电厂烟气脱硫工程技术规范—烟气循环流化床法》和《火电厂烟气脱硫工程技术规范—石灰石/石膏法》标准，该两种脱硫工艺技术得到国内业界一致认可。
二、烧结烟气脱硫技术和工艺推荐
2．1国内外烧结烟气脱硫现状
2．1．1国外烟气脱硫现状
国外烧结烟气脱硫的总体状况和技术水平，以日本、美国和德国为代表。
由于日本环保法规严厉，烧结废气含硫较高的各类生产厂几乎都设有废气脱硫装置，因此其烧结烟气脱硫工艺的应用程度高于美国和德国。
日本烧结厂比较重视环境保护，自20世纪70年代以来，日本烧结厂对含硫高的废气采用了各种脱硫装置，有的还采用了废气脱氮装置，并采取了回收利用除尘系统收集的风尘以及噪音防治等措施。
日本烧结行业环保技术有很多在世界上属于一流，在废气脱硫方面，日本在20世纪70年代就已开发了各种烧结废气脱硫技术。
20世纪80年代中后期以来，日本烧结的环保技术仍在继续发展。
与此同时另一方面在烟气脱硫方面也研制开发了不少新技术，在提高烟气脱硫效率、废气脱硫新方法方面又有了新的内容。
欧洲各国的烟气脱硫技术的情况可以以德国为例，欧盟目前钢铁工业环境保护的重点仍然是维护空气质量，减少废气排放。
根据环境保护水平和经验而言，各成员国和欧盟总体上较德国有很大程度的差距。
一直使德国控制水平远高于其他成员国一个重要的因素就是德国的环保政策和意识高于其他欧盟国家。
在德国，环境保护有非常统一的水平，释放水平的平稳归功于严格的实行评估鉴定及其它相关量的限制。
在欧洲的其他成员国，同样的努力以试图协调环保技术水平的也正日益出现，特别是对钢铁工业空气污染控制。
2．1．2国内烧结厂烟气脱硫现状
烧结机是钢铁生产过程的重要设备。
烧结工艺将各种粉矿混合伴匀，布料于烧结带上燃烧，粉矿熔融粘结成烧结矿。
混料中加有粉焦或煤粉作为燃料。
燃料燃烧时，穿过料层吸入空气助燃，燃烧产生的废气中含有SO2等污染物，SO2浓度与燃料含硫量有关。
从烟气脱硫角度来看，烧结烟气具有以下特征：
1）废气量大；2）烟气温度高；3）SO2浓度低，总量大。
我国在烧结烟气脱硫技术研究方面做了一些理论研究和实践工作，在全国一些钢铁和冶金企业如包钢烧结厂、济钢烧结厂、石钢烧结厂、广西柳钢烧结厂、江西弋阳江有色加工厂、广西龙泉锑冶炼厂等也开展了烟气脱硫工程的运行并取得了一定的效果，但钢铁企业烧结烟气脱硫在国内仍未大规模实施。
按照国家《国民经济和社会发展第十一个五年计划纲要》和《国家环境保护“十一五”计划》的要求，冶金行业烟（粉）尘、二氧化硫等主要污染物排放量降低10%，所以国内钢铁企业烧结烟气脱硫已势在必行。
2．2烧结烟气脱硫技术概述
目前，对烧结烟气SO2排放的控制方法主要有低硫原料配入法、高烟囱扩散稀释法、烟气脱硫法等。
2．2．1烟气脱硫法
烟气脱硫法是控制烧结烟气中SO2污染最有效的方法。
国外烟气脱硫研究开始于1850年。
目前已超过200种，但进入商业应用的只有10余种。
按工艺特点分为3大类：
湿法、半干法、干法。
按副产物处置方式分为2个流程：
回收流程及抛弃流程。
2.2.1.1湿法脱硫工艺
湿法脱硫是用湿态吸收剂来洗涤烟气以吸收其中的二氧化硫，脱硫产物为湿态，优点是脱硫反应速度快、设备小，操作容易，脱硫效率高和吸收剂利用率高，缺点是投资大，设备复杂。
因此，国外注重湿法脱硫的研究，尤其以日本、美国、德国研究得最多。
目前该技术主要包括石灰/石灰石洗涤法、双碱法、韦尔曼-洛德法、氨法、稀硫酸法和海水法等。
目前在世界各国湿法脱硫工艺应用最多，湿法脱硫装置占世界烟气脱硫装置容量的85%左右。
2.2.1.2半干法脱硫工艺
半干法的工艺特点是：
反应在气、固、液三相中进行，利用烟气显热蒸发吸收液中的水份，使最终产物成为干粉状，脱硫废渣一般抛弃处置。
典型的有循环流化床脱硫工艺和炉内喷钙增湿活化法。
1、炉内喷钙增湿活化法（LIFAC法）
此法是芬兰IVO公司和Tampella公司联合开发，是在炉内喷钙的基础上发展起来。
LIFAC法比较适合中、低硫煤，其投资及运行费用具有一定优势。
2、烟气循环流化床脱硫工艺
2.2.1.3干法脱硫工艺
干法脱硫是指无论加入干态或湿态吸收剂，脱硫最终产物为干态。
此种方法的典型工艺有荷电干式喷射脱硫法和等离子体法。
1、荷电干式喷射脱硫法（CDSI法）
2、等离子体法
（1）电子束照射法（EBA法）
（2）脉冲电晕等离子体法（PPCP法）
干法脱硫工艺还有欧洲的活性炭吸附法，日本北海道电力公司的LILAC粉煤灰吸附法也都有工业装置运行。
2．3烧结烟气脱硫工艺推荐
根据钢铁企业烧结烟气气量较大、SO2浓度较低等特点，比较以上脱硫工艺，我们推荐采用半干法的循环流化床工艺进行烧结烟气脱硫。
使用该方法具有以下优点：
1．工艺简单。
不像湿法脱硫工艺，需要在钢铁企业建一个小化工厂。
2．占地面积小。
特别是老企业，原设计时未考虑脱硫系统的位置时。
3．初期投资与运行成本低。
相比较其它工艺少1/3以上的投资。
4．脱硫效率高。
在钙硫比为时可达90%的脱硫效率。
5．系统投运时间短。
由于工艺简单、设备少，所以建设周期较其他方法短，可尽快满足环保部门的建设要求。
6．无废水、废弃物少。
不会产生二次污染，脱硫废弃物可作水泥添加剂、石膏板原材料等。
三、循环流化床烟气脱硫系统技术方案
1．系统简介
我们采用的循环流化床烟气脱硫系统是在传统半干法工艺的基础上开发出的新一代半干法工艺，其特点是采用了物料再循环，从而有效利用了脱硫剂和飞灰，将生石灰的消耗量降低到最小的程度，因此具有脱硫效率较高，运行费用较低，无二次污染，技术先进成熟等特点。
循环流化床烟气脱硫系统包括石灰仓、泵、雾化喷嘴、螺旋给料器、循环流化床反应器、旋风分离器、电气控制系统、在线监测系统等。
2．技术原理
从烧结机排出的含硫烟气被引入循环流化床反应器喉部，在这里与水、脱硫剂和还具有反应活性的循环干燥副产物相混合，石灰以较大的表面积散布，并且在烟气的作用下贯穿整个反应器。
然后进入上部筒体，烟气中的飞灰和脱硫剂不断进行翻滚、掺混，一部分生石灰则在烟气的夹带下进入旋风分离器，分离捕捉下来的颗粒则通过返料器又被送回循环流化床内，生石灰通过输送装置进入反应塔中。
由于接触面积非常大，石灰和烟气中的SO2能够充分接触，在反应器中的干燥过程中，SO2被吸收中和。
在反应器内，消除二氧化硫的化学反应如下：
烟气中的SO2向石灰浆扩散：
SO2（g）
SO2（l）
SO2溶解于浆液滴中的水：
SO2+H2O
H2SO3
形成的H
SO
在碱性介质中离解：
H
SO
H
+HSO
4H
+2SO
SO2（
）+H2O+SO
2HSO
脱硫剂溶解：
Ca（OH）2=Ca
+2OH
形成脱硫产物：
2Ca
+2SO
+H2O
2CaSO3·H2O
2CaSO3+O2+4H2O
2（CaSO4·2H2O）
含有废物颗粒、残留石灰和飞灰的固体物在随后的旋风分离器内分离并循环至反应器，由于固体物的循环部分还能部分反应，即循环石灰的未反应部分还能与烟气中的SO2反应，通过循环使石灰的利用率提高到最大。
脱硫剂与烟气中的SO2中和后的副产品与锅炉飞灰一起，在旋风分离器和反应主塔间循环。
因此，新鲜的生石灰与含硫烟气能保持较大的反应面积。
反应塔的高度提供了恰当的化学中和反应时间和水分蒸发吸热时间，同时由于高浓度的干燥循环物料的强烈紊流作用和适当的温度，反应器内表面积保持干净且没有沉积物，这也是该系统的主要特点之一。
最后，多余的脱硫副产物就通过螺旋器从系统中导入灰斗排至灰场，去除了SO2后的烟气通过烟道引入布袋除尘器或静电除尘器，除去粉尘和灰粒，净化的烟气通过烟囱放入大气。
3.工艺说明
烟气循环流化床脱硫（CFB-FGD）工艺是二十世纪八十年代德国鲁奇（Lurgi）公司开发的一种新型半干法脱硫工艺，此工艺以循环流化床原理为基础，通过吸收剂的多次再循环，延长吸收剂与烟气的接触时间，大大提高了吸收剂的利用率。
目前烟气循环流化床脱硫工艺已经达到工业应用水平的主要有以下几种工艺流程：
德国Lurgi公司开发的传统烟气循环流化床脱硫工艺（CFB）；德国Wulff公司开发的烟气回流式循环流化床脱硫工艺（RCFB）；丹麦公司开发的气体悬浮吸收烟气脱硫工艺（GSA）、中国科学院过程工程研究所开发的烧结烟气循环流化床脱硫工艺（IPECFB）。
烟气循环流化床脱硫工艺（CFB）：
该工艺首先由德国Lurgi公司在二十世纪八十年代开发成功，是最早的烟气循环流化床脱硫工艺。
回流式循环流化床干法烟气脱硫（RCFB）：
该工艺是德国Wulff公司在CFB工艺之上发展起来的。
气体悬浮吸收烟气脱硫工艺（GSA）：
气体悬浮吸收烟气脱硫工艺（GSA）工艺是一种以石灰石为吸收剂的半干法脱硫技术，由丹麦公司开发。
中国科学院过程工程研究所与青岛国电科技开发有限公司合作开发的CFB烟气脱硫工艺（IPECFB）：
中科院过程所与青岛国电科技开发有限公司合作在以上三种CFB工艺的基础上，开发了CFB烟气脱硫工艺（IPECFB），工艺流程如下图所示：
中科院过程IPECFB脱硫工艺流程
该工艺在脱硫塔内设有扰流板，与CFB、GSA工艺相比注意强化引导塔内循环，增强传质，提高了脱硫效率，降低对脱硫剂的品质要求。
同时该工艺通过外部分离器调节脱硫剂的外循环量，通过对内外循环的匹配调节使循环流化床调控尺度更加宽广也更合理。
而且该工艺采用干态进料，杜绝了浆态进料常常存在的管路堵塞现象。
4．系统工艺特点
Ø 系统简单，运行可靠。
Ø 工程投资少，占地面积小。
Ø 对煤种适应性强，即可处理中低硫煤的烟气，也可处理高硫煤的烟气。
Ø 钙利用率较高，在较低的钙硫摩尔比下可达到与湿法相当的脱硫效率。
Ø 节能，无废水，烟气不需再加热。
Ø 系统基本不存在腐蚀，设备碳钢制造。
5．主要技术指标
处理烟气量：
10000~1000000Nm3/h
脱硫效率：
80~90%
钙硫摩尔比：
~
入口烟气温度：
100~200℃
出口烟气温度：
≥70℃
系统可用率：
≥95%
6.系统组成
循环流化床烟气脱硫系统主要由以下单元组成：
脱硫剂进料系统、循环流化床脱硫反应系统、除尘系统、脱硫产物处理系统、在线检测系统、电气控制系统、烟道系统等。
6．1脱硫剂进料系统
6．2脱硫反应系统
6．3除尘系统：
除尘可考虑采用布袋除尘器或静电除尘器，根据实际工况可确定除尘方式。
6．4电气控制系统
6．4．1电气系统：
为控制和向各个电气设备提供电源，需安装就地控制板等。
（据具体情况而定）
6．4．2控制仪表系统
6．5烟气在线监测系统（CEMS）
6．6烟道系统
7．工艺操作控制系统说明
7．1控制系统原理阐述
控制系统总的原理是利用最少的石灰耗量、自动实现环境净化的要求，脱硫系统的控制系统主要由三个调节回路构成。
第一，根据连续的测量系统进口的烟气量，控制进入反应器的再循环物料量。
第二，通过出口烟气温度的测量来控制给水量，确保烟气冷却到适当的温度，使其保持在露点温度以上的安全温度，以使石灰的消耗量达到最小，同时使化学反应过程达到最佳状态。
第三，是控制石灰的添加量，通过监控入口烟气的流量和出口烟气的SO2含量可实现这一目的，利用监控参数来计算石灰的配料比。
7．2自动控制系统说明
自动控制包括三个重要阶段中对设备的控制过程，这三个重要阶段包括：
启动、操作、停机或现场紧急停机。
8.脱硫控制系统及功能简述
8．1控制系统
本系统采用西门子公司的PCS7DCS系统，系统采用了ProfibusDP现场总线技术以及100M工业以太网，其包括的工程师站、操作员站、过程控制站和分布式ET200M均安装于中控室。
系统负责生产过程中各个控制点及测量点的温度、压力、流量监测、控制，以及数据点的采集转换、报警判别、记录、报表生成、事故追忆等一系列工作；工业现场则包括了工业设备、一次仪表及部分安装在现场的二次仪表，是整个生产过程的执行部分。
本系统可方便实现手/自动切换控制，具有较高的可靠性。
8．2功能简述
①实时数据显示；②断电恢复；③历史数据显示；④图形显示；⑤数据报表打印（根据用户要求提供数据报表，可随时打印输出）；⑥数据输入及参数修改；⑦报警处理。
9.系统技术特点综述
本系统充分利用了循环流化床气固传质和传热好的特点，为增加气固间宏观反应速率、提高吸收剂利用率以及缩小反应器尺寸提供前提；采用大流量低压降旋风分离器可以在减少动力消耗的前提下实现大流量返料，保证循环流化床反应器能操作在较高粒子浓度状态下,能提供足够反应面积，而且充分利用了固体颗粒在反应器径向的速度分布，可以有效防止酸性气体对设备的腐蚀和粒子对设备的冲刷，实践也已证明采用本技术不需要对设备做特殊防腐防磨处理；合理的布风既可以减少动力消耗，又可以防止粉尘堵塞布风板。
技术特点如下：
1．以气体悬浮物工艺为基础，反应器内石灰和粉尘颗粒浓度是传统反应器内飞灰浓度的50～100倍。
2.采用物料再循环，有效地利用脱硫剂和飞灰，将新鲜生石灰的需求量降至最低。
3.采用本技术不需要对设备做特殊防腐防磨处理，反应器内表面积保持干净且没有沉积物，系统的维修费用较低。
4.采用模块化定型设计，安装期较短。
5.该系统能够满足相当严格的排放标准要求，使含硫烟气达到相关排放标准。
6.适应性强。
对不同硫份的含硫煤和不同用途的燃煤锅炉以及各种负荷下均可安装本装置。
四、脱硫灰渣的处理
脱硫灰是一种干态的灰色粉末，外观像水泥，平均粒径20微米，与普通粉煤灰相似。
它主要由烟气灰尘、未完全反应的脱硫剂氧化钙、氢氧化钙、脱硫副产物亚硫酸钙、硫酸钙等组成。
由此可见，脱硫灰比烟气灰尘含有更多的钙基物质和硫化物。
脱硫灰的毒性试验用联合国经济发展组织推荐的标准。
结果表明，脱硫灰的急性毒性与一般粉煤灰相近。
目前，脱硫灰处理方法可以分为抛弃法和综合利用法。
抛弃法主要用于峡谷、矿坑等的回填。
综合利用法可以分为常温利用法和高温利用法。
常温利用途径有筑路、筑堤岸、人造卵石、改良酸性土壤等。
高温利用方法有生产烧结砖、烧结水泥等。
蒙古自治区环保局组织召开全区电力行业减排调度会议，参加会议的有驻区中国华能、中国大唐、中国华电、中国国电、中国电力投资集团公司等国家五大电力公司和北京能源集团公司、内蒙古电力公司、内蒙古能源发电投资有限公司负责人及全区装机20万千瓦以上火力发电企业负责人和环保专工。
会上，华能北方电力、内蒙古电网公司等5家企业做了减排二氧化硫表态性发言。
会议主要内容是通报国家主要污染物总量减排核查组在我区检查中发现的问题；传达国家、自治区主要污染物减排工作部署和要求；剖析我区2007年上半年各火力发电企业在二氧化硫减排工作中存在的及今后要注意和解决的问题。
会议指出，火力发电企业二氧化硫减排工作直接影响我区“十一五”二氧化硫排放总量控制指标，在确保自治区国内生产总值稳固增加的同时，增强火力发电企业二氧化硫减排工作具有十分重要的意义。
目前我区电力行业减排二氧化硫进展情形是电力行业关停淘汰小火电力度大；老机组脱硫设施建设进度较快；新机组脱硫设施“三同时”建设大体到位；电力企业利用城市污水处置厂中水情形较好，污水回用率较高。
存在的问题是：
一是部分老机组脱硫设施未能按时完成脱硫设施改造任务；二是有些新建电厂不严格执行建设项目管理“三同时”制度，擅自点火。
三是已建成投入运行的脱硫设施运行不正常、不稳固。
四是监测数据保留时刻短，在线监测安装位置存在必然问题；五是现役发电机组购进的燃煤硫份比原设计煤种含硫增高，超过原设计1倍左右，超出脱硫设施正常工作负荷，侵蚀脱硫设备，缩短脱硫设施使历时刻。
分析产生以上问题的原因：
一是认识不到位。
特别是企业高层决策者、主要负责人没有形成减排全局观念，不重视主要污染物减排工作，对减排后腾出容量为自治区经济健康发展产生的重大意义认识不够。
同时，对国务院在节能减排重大部署决策上作出的增强环保监督治理、加大惩罚力度和实行“行业、区域限批”政策熟悉不到位；二是管理存在问题。
主如果对环保设施管理办法不到位，制度不健全或执行不严格，在生产业绩考核中对环保治理设施的运行管理、造成污染责任追究方面存在很多欠缺。
三是操作技术水平问题。
生产一线工人和技术人员设备操作水平需要提高。
四是脱硫设施质量存在问题。
企业选用的脱硫设备质量不过关，燃煤硫份增高对脱硫设备侵蚀明显。
一些电厂脱硫设备造价低，影响脱硫效果。
五是有歹意排污问题。
会议对电力行业今后减排二氧化硫工作提出以下几点要求：
（一）企业高层要提高减排认识，高度重视减排工作。
火电行业二氧化硫减排是我区减排工作的重中之重，各大电力公司及电厂要将脱硫设施出现问题，视为主机出现问题同等对待，共同做好
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