PDF《现有燃煤电厂二氧化硫治理“十一五”规划》

现有燃煤电厂二氧化硫治理 十一五 规划 前言《国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》 (以下简称《纲要》 ) 提出, 到2010 年, 二氧化硫排放总量削减 10%.

为贯彻落实 《纲要》精神,实现 十一五 二氧化硫总量削减目标,推动现有燃煤电厂 烟气脱硫工程建设,特制定本规划. 本规划主要针对

2005 年底以前建成投产的现有燃煤电厂, 以 《中 华人民共和国大气污染防治法》 、 《火电厂大气污染物排放标准》 (GB13223-2003)和《国务院关于 十一五 期间全国主要污染物排 放总量控制计划的批复》 (国函[2006]70 号) 、 《电力工业发展 十 一五 规划》为依据,提出了现有燃煤电厂 十一五 期间二氧化硫治 理的思路、原则、目标、重点项目和保障措施. 本规划既是落实《纲要》的配套性文件,也是国家对现有燃煤电 厂实施烟气脱硫改造给予优惠政策的重要依据.

一、燃煤电厂二氧化硫治理状况 二氧化硫排放是造成我国大气污染及酸雨不断加剧的主要原因, 燃煤电厂二氧化硫排放量约占全国二氧化硫排放量的 50%.国家一 直高度重视燃煤电厂二氧化硫排放控制,十多年来,尤其是 十五 期间出台了一系列的法律、法规、政策,促进了烟气脱硫产业化的快 速发展,使燃煤电厂的二氧化硫排放控制能力得到明显提高,污染治 理取得成效,为 十一五 大规模控制二氧化硫排放奠定了坚实基础.

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(一)法规标准不断完善 十五 期间,国家进一步加强了二氧化硫控制的法规建设,修订 并实施了《大气污染防治法》和《火电厂大气污染物排放标准》 ,颁 布了《国家环境保护 十五 计划》 、 《两控区酸雨和二氧化硫污染防治 十五 计划》 ,出台了《排污费征收使用管理条例》和相关配套规定, 对二氧化硫排放控制要求进一步趋严.主要体现在:一是对火电厂二 氧化硫排放采取排放浓度、排放速率和年排放总量的三重控制要求. 二是严格控制新建燃煤电厂二氧化硫排放,在大中城市及其近郊,严 格控制新(扩)建除热电联产外的燃煤电厂,除燃用特低硫煤的坑口 电厂外, 必须同步建设脱硫设施或者采取其他降低二氧化硫排放量的 措施.三是要求现有超标电厂在

2010 年底前安装脱硫设施,其中投 产20 年以上或装机容量

10 万千瓦以下的,限期改造或者关停.

(二)政策逐步得到落实 在法规要求不断趋严的同时, 相关二氧化硫排放控制的约束性和 激励性政策相继出台.在约束性方面,实施了排污即收费政策,规定 每排放

1 公斤二氧化硫收费 0.63 元,同时要求收取的排污费资金纳 入财政预算,作为环境保护专项资金管理,用于环境污染防治.在激 励性方面,有关促进企业装设烟气脱硫装置的电价政策逐步落实,

2004 年出台的标杆电价政策规定,新投产的安装有脱硫设施的机组 比未安装脱硫设施的上网电价每千瓦时高 0.015 元人民币.2006 年6月出台的电价政策进一步明确新建和现有脱硫机组上网电价每千瓦 时均提高 1.5 分人民币.

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(三)脱硫产业快速发展 十五 期间,国家加大了烟气脱硫产业化发展的步伐,出台了火 电厂烟气脱硫产业化发展的相关政策,促进了产业化水平的明显提 高.目前,我国已有石灰石-石膏湿法、烟气循环流化床法、海水脱 硫法、脱硫除尘一体化法、旋转喷雾干燥法、炉内喷钙尾部烟气增湿 活化法、活性焦吸附法、电子束法、氯碱法等十多种工艺的脱硫装置 投入商业化运行或进行了工业示范;

脱硫设备国产化率已达到 90% 以上;

我国拥有自主知识产权的

30 万千瓦级火电机组的烟气脱硫技 术已通过商业化运行的检验;

烟气脱硫工程总承包能力已可以满足火 电厂工程建设的需要;

新建大型燃煤机组的烟气脱硫工程千瓦造价已 由 九五 末的

500 元左右,降至

200 元左右.

(四)污染治理取得成效 十五 期间,通过采取燃用低硫煤、关停小火电机组、节能降耗 和推进烟气脱硫等综合措施,二氧化硫排放量控制取得重要进展.关 停了原国家电力公司所属

5 万千瓦及以下纯凝汽式小火电机组约

1300 万千瓦,相应减排约

63 万吨;

以大代小 、节能降耗技术改造, 使发电煤耗逐年下降,相应减排约

75 万吨;

烟气脱硫装置投运,减 排约

82 万吨;

10 万千瓦及以上循环流化床锅炉减排约

23 万吨.在 各种措施的共同作用下,减排二氧化硫

243 万吨.到2005 年底,已 建成的烟气脱硫机组容量达到

5300 万千瓦,与2000 年相比,增长了

10 倍.

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(五)存在的主要问题 烟气脱硫技术自主创新能力仍较低.截止目前,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. 对脱硫市场缺乏有效监管.近几年,脱硫市场急剧扩大,一批从 事脱硫的环保公司应运而生,但行业准入及监管相对滞后,对脱硫公 司资质、人才、业绩、融资能力等方面无明确规定,脱硫公司良莠不 齐,一些脱硫公司承建的烟气脱硫工程质量不过关.另外,对烟气脱 硫工程招投标的监管不力,部分工程招标存在走过场现象. 部分脱硫设施难以稳定运行,减排二氧化硫的作用没有完全发挥. 一是有些脱硫公司对国外技术和设备依赖度较高,没有完全掌握工艺技 术,系统设计先天不足,个别设备出现故障后难以尽快修复;

二是资金 扶持政策未完全到位,如现有电厂脱硫成本计入电价的机制没有完全落 实,二氧化硫排污费不能足额使用;

三是对脱硫设施日常运行缺乏严格 监管;

四是部分电厂为获经济利益,故意停运脱硫设施.

二、燃煤电厂二氧化硫治理面临的形势与任务 《纲要》 第一次把全国二氧化硫排放总量减少 10%作为 十一五 规划目标的约束性指标, 并对现有燃煤电厂明确提出了加快脱硫设施 建设,增加脱硫能力的要求;

对新建燃煤电厂提出了必须根据排放标 准安装脱硫装置的要求.根据《纲要》精神,国务院已向各省、自治 区、直辖市人民政府下达了 十一五 二氧化硫总量控制计划,其中明 确了电力二氧化硫控制总量,即到

2010 年,全国二氧化硫排放总量

5 控制目标为 2294.4 万吨,其中,电力为 951.7 万吨.

2005 年全国火电厂排放二氧化硫远高于国家环境保护 十五 计 划提出的电力行业减少 10-20%的控制目标. 造成这种状况的主要原 因有四个方面:一是电力发展速度大大超过了 十五 计划速度,装机 比原计划的 3.9 亿千瓦增加了 1.27 亿千瓦, 且增加的主要是煤电机组;

二是由于煤炭供需矛盾加剧,使煤炭发热量降低,硫份增高;

三是燃 用高硫煤的现有燃煤机组中建成的脱硫装置较少;

四是由于各种原 因,建成的脱硫装置投运率不高. 十一五 期间,我国新建燃煤电厂 的规模仍然较大,即使采取脱硫措施,二氧化硫排放量仍然会继续增 长.在此情况下,要完成 十一五 二氧化硫排放削减目标,就必须大 幅度削减现有燃煤电厂二氧化硫排放量. 根据《火电厂大气污染物排放标准》和《国务院关于 十一五 期间全国主要污染物排放总控制计划的批复》 ,以及地方政府下达的 电力二氧化硫控制指标进行测算,约有 2.17 亿千瓦现有燃煤机组需 进行二氧化硫治理,占2005 年煤电机组容量的 57.8%.由于现有燃 煤机组既有安全生产的压力, 也受到实施烟气脱硫的技术和场地等条 件的制约,同时还面临资金筹措难、运行成本相比新建机组高等实际 困难,因此现有燃煤电厂烟气脱硫是二氧化硫控制的重点和难点.

三、指导思想、原则和治理目标

(一)指导思想.全面落实科学发展观,以完成《纲要》确定的 二氧化硫排放总量减少 10%为目标, 以烟气脱硫为主要手段, 加快技 术进步、突出重点项目、完善政策措施、强化监督管理,全面完成火

6 电厂二氧化硫控制任务.

(二)基本原则.坚持采取淘汰纯凝汽式小机组、合理使用低硫 煤、节能降耗改造等综合性措施控制二氧化硫排放总量;

坚持优先安 排位于 两控区 、大中城市、燃用高硫煤且二氧化硫超标排放的燃煤 电厂实施烟气脱硫;

坚持继续发展烟气脱硫主流工艺技术,积极推进 使用符合循环经济发展要求的其他工艺技术;

坚持完善经济激励政 策, 鼓励开展排污交易试点;

坚持建立健全监督机制, 严格执法管理.

(三)主要目标.到2010 年底,现有燃煤电厂二氧化硫排放达 标率达到 90%;

年排放总量下降到

502 万吨;

届时,脱硫机组投运及 在建容量将达到 2.3 亿千瓦(不包括循环流化床锅炉,下同) . 到2010 年底, 全国燃煤电厂二氧化硫排放绩效指标由

2005 年的 6.4 克/千瓦时下降到 2.7 克/千瓦时,下降 57.8%.

四、重点项目

(一)项目规模. 十一五 期间,安排

221 个重点项目,约1.37 亿千瓦现有燃煤机组实施烟气脱硫(以下简称重点项目) .重点项目 中, 包括了国家环保总局与省政府及国家电网公司和五大电力集团公 司签定的《 十一五 二氧化硫总量削减目标责任书》中的现有燃煤电 厂脱硫技术改造项目 11303.5 万千瓦. 重点项目分年度实施.为了充分考虑电力安全生产、脱硫工程实 施能力以及达标排放、形成明显的减排效果等因素,在 十一五 前三 年, 安排开工建设脱硫装置 1.24 亿千瓦, 约占重点项目容量的 90.6% (见表 1) .

7 表1现有燃煤机组 十一五 烟气脱硫改造年度计划 年份

2006 2007

2008 2009

2010 开工容........