“兩控區(qū)”火電廠二氧化硫污染控制問題的探討

1、本文格式為Word版，下載可任意編輯“兩控區(qū)”火電廠二氧化硫污染控制問題的探討   0前言 1998年1月，國務院以國函19985 號文批復了國家環(huán)保局制定的酸雨掌握區(qū)和二氧化硫污染掌握區(qū)劃分方案。批復中對火電廠二氧化硫(SO2)排放提出了嚴格要求，主要是：到2000年排放SO2的工業(yè)污染源達標排放；除以熱定電的熱電廠外，禁止在大中城市城區(qū)及近郊新建燃煤火電廠；新建、改造燃煤含硫量大于1%的電廠，必需建設脫硫設施；現(xiàn)有燃煤含硫量大于1%的電廠，在2000年前實行減排SO2措施，在2021年前分期分批建成脫硫設施或?qū)嵭衅渌哂邢喈斝Ч臏p排措施。國函5號文的出臺是我國政府掌握大氣污染物

2、排放的重大舉措，將促進我國火電廠SO2掌握躍上一個新臺階。但國函5號文對電力行業(yè)產(chǎn)生的影響、存在的問題及解決方法，都值得仔細討論和深化探討。 1火電廠SO2掌握量猜測 1.1電力進展簡況 1998年底，全國裝機總?cè)萘?77.29 GM，發(fā)電量1 157.7 TW.h，其中火電裝機209.89 GM，發(fā)電量938.8 TW.h。國家電力公司全資及控股裝機容量124.76 GM，發(fā)電量588.6 TW.h，其中火電裝機95.60 GM，發(fā)電量499.4 TW.h，分別占全國裝機容量、發(fā)電量和火電裝機容量、發(fā)電量的49.1%、51.9%和49.7%、54.0%?！皟煽貐^(qū)”內(nèi)國家電力公司全資及控股的火

3、電廠裝機總?cè)萘考s58.98 GW，發(fā)電量約324.2 TW.h，分別占國家電力公司全資及控股的火電裝機容量和發(fā)電量的61.7%和64.9%。 1.2掌握目標值的確定原則分析 國函5號文確定的“兩控區(qū)”工業(yè)污染源掌握的主要目標是：到2000年，排放SO2的工業(yè)污染源達標排放，并實行總量掌握；到2021年，SO2排放總量掌握在2000年排放水平內(nèi)。對于總量掌握，雖然國函5 號文未明確2000年詳細掌握水平，但在實際操作過程中，國家環(huán)?？偩质前?995年的水平執(zhí)行的，詳細做法是把總量掌握指標下達到省、自治區(qū)和直轄市。由于未給行業(yè)安排總量指標，因而把區(qū)域總量掌握的普遍要求直接用于電力行業(yè)不科學。 從電

4、力進展與環(huán)境愛護的辯證關系分析電力行業(yè)SO2總量掌握的可行性，首先是我國一次能源以煤炭為主，今后相當長的時期內(nèi)仍以煤炭發(fā)電為主，“以電力為中心，以煤炭為基礎”的能源政策成為我國能源進展的必定選擇。電力進展提高了煤炭轉(zhuǎn)換為電力的比例，同時電力燃煤增加了SO2排放量，特殊是其比例顯著提高，對環(huán)境影響相對很大。電力比例的提高必將促進全社會的進展，特殊是改善了目前我國煤炭低效率燃燒造成的煤煙型污染，從總體看對環(huán)境影響減小。因而過多地限制電力行業(yè)排放，到2000年把電力行業(yè)排放總量限制到1995年的水平不相宜。其次，國務院和國家環(huán)?？偩植⑽磳﹄娏π袠I(yè)提出詳細總量掌握指標，若地方政府將其現(xiàn)有總量安排到電力

5、行業(yè)并層層分解，簡單使總量“切條、切絲、切末”，結(jié)果造成再先進的火電廠因其規(guī)模大，SO2排放量相對大，難以滿意切成了“末”的總量要求，使得“集約型”大企業(yè)難以進展，相反擴大了“粗放型”小企業(yè)的進展空間。再次，從投入產(chǎn)出最優(yōu)化角度分析，電力行業(yè)對環(huán)境影響最大的是超期服役的小火電機組和不能達標排放的機組，解決這些機組問題是當務之急。因此，對火電廠SO2的掌握應主要按是否滿意排放標準和國函5 號文要求衡量，對于總量平衡可考慮在污染嚴峻的重點大城市或省、自治區(qū)和直轄市大范圍內(nèi)進行，不宜用局部總量進行平衡。 1.3SO2掌握量猜測 國函5 號文是1998年1月下達的，從其要求上分析，1997年可作為“兩

6、控區(qū)”總量掌握的基準年，在此基礎上確定2000年和2021年的總量掌握目標。1997年國家電力公司系統(tǒng)“兩控區(qū)”內(nèi)SO2排放量為417 萬t，初步估量全國可能在900 萬t左右。按國函5 號文和火電廠大氣污染物排放標準(GB13223-1996)初步測算，以1997年作為基準年，國家電力公司2000年約需削減SO2 170 多萬t，約需在7 GW機組上安裝脫硫裝置；20212021年約需削減SO2 80 多萬t，在10 GW機組上安裝脫硫裝置；20212021年約需削減SO2 100 多萬t，在11 GW機組安裝脫硫裝置。初步估算，全國電力行業(yè)到2000年約需削減SO2 300 萬t，安裝脫硫

7、機組容量12 GW；20212021年約需削減SO2約150 萬t，安裝脫硫機組容量20 GW；20212021年約需削減SO2 200 萬t，安裝脫硫機組容量20 GW。 2SO2防治措施 2.1SO2防治措施現(xiàn)狀 電力部門從本世紀70 年月開頭討論SO2掌握問題；80 年月中期加大了脫硫試驗的討論力度，在四川白馬電廠建立了旋轉(zhuǎn)噴霧工業(yè)試驗裝置；90 年月首次在重慶珞璜電廠2 臺360 MW機組上，安裝了石灰石-石膏濕法煙氣脫硫裝置。目前已投入運行和正在建設的脫硫機組規(guī)模已達3.365 GW，主要脫硫項目列于表1。 2.2“兩控區(qū)”的SO2防治措施 依據(jù)國函5 號文和現(xiàn)行環(huán)保法規(guī)，結(jié)合電力行

8、業(yè)排放SO2特點，“兩控區(qū)”SO2防治措施的指導思想是：以達標排放為重點，優(yōu)先解決“兩控區(qū)”城市火電廠超標排放問題，逐步掌握燃煤含硫量大于1%電廠的SO2排放；采納調(diào)整電源結(jié)構、停運小火電機組、加快技術改造、燃用低硫煤與裝設脫硫設施等多種對策；依靠科技進步，樂觀推動脫硫設備產(chǎn)業(yè)化進程，加大治理資金投入，強化監(jiān)督管理，保證SO2綜合防治目標的實現(xiàn)。 表1已投入運行及正在建設的主要脫硫項目 項目名稱 脫硫機組規(guī)模/MW 采納的脫硫工藝 投運狀況 重慶珞璜電廠一期 2×360 石灰石-石膏濕法 1993年投運 四川白馬電廠 相當于25 旋轉(zhuǎn)噴霧干燥法 1991年投運 山東黃島電廠 相當于1

9、00 旋轉(zhuǎn)噴霧干燥法 1994年投運 山西太原第一發(fā)電廠 相當于200 簡易石灰石-石膏濕法 1996年投運 四川高壩電廠 100 循環(huán)流化床 1996年投運 四川成都 熱電廠 相當于100 電子束 1997年投運 深圳西部電廠 300 海水 1999年投運 南京下關電廠 2×125 爐內(nèi)噴鈣尾部煙氣增濕活化法 1999年投運 重慶珞璜電廠二期 2×360 石灰石-石膏濕法 擬1999年投運 重慶電廠 2×200 石灰石-石膏濕法 擬2000年投運 浙江半山電廠 2×125 石灰石-石膏濕法 擬2000年投運 北京第一熱電廠 2×100 石灰石

10、-石膏濕法 擬2000年投運   國家電力公司擬通過實行關停小火電機組、建設脫硫設施、換燒低硫煤，并輔之以限制超標電廠利用小時數(shù)等措施，實現(xiàn)國家電力公司“兩控區(qū)”的掌握目標。關停小火電機組、建設脫硫設施、換燒低硫煤削減的SO2排放量分別占規(guī)劃削減總量的13.6%、66.6%和19.8%。有些超標電廠即使從現(xiàn)在馬上著手開展脫硫工作，在2000年底前脫硫設施也不能投入運行，因此還要首先通過限制利用小時數(shù)掌握其SO2排放量，保證到2000年底年平均小時SO2排放量滿意國家標準規(guī)定的允許排放量要求。 3資金平衡 根據(jù)脫硫設施逐步實現(xiàn)國產(chǎn)化的目標，初步估算了減排SO2費用。其中脫硫設施建設費用

11、按750 元/(kW.h)，脫硫運行成本按脫除SO2 1 元/kg計；含硫量大于2%的機組換燒低硫煤，每臺爐改造費按2 000 萬元計；關停小機組不計費用。按此估算，國家電力公司系統(tǒng)現(xiàn)有電廠約需脫硫資金70 多億，換煤資金8 億多；在建電廠約需脫硫資金16 億多；規(guī)劃電廠約需脫硫資金120 多億。初步估計，2021年前全國建設5 000 多萬kW脫硫設施需建設資金400 多億元。 4存在的問題 4.1掌握要求 國函5 號文只是一個原則規(guī)定，在詳細執(zhí)行中存在一些問題，主要是：(1)“大中城市”、“市區(qū)”范圍不很清晰，在詳細執(zhí)行過程中問題較多；(2)“除以熱定電的熱電廠外，禁止在大中城市城區(qū)及近郊

12、區(qū)新建燃煤火電廠”，是否包括采納干凈煤發(fā)電技術的燃煤火電廠(如循環(huán)流化床等)、“以大代小”技術改造電廠和擴建電廠等；(3)對煤的含硫量規(guī)定不具唯一性，如對于發(fā)熱量29.26 MJ和8.36 MJ的煤，SO2排放量相差3 倍多。又如不同時段的平均含硫量(時、日、年)對選取掌握措施有重要影響；(4)要求含硫量大于1%電廠減排，但沒有量化指標，難以確定減排措施；(5)“用于重點排污單位專項治理SO2污染的資金比例不得低于90%”，但在執(zhí)行中還存在著解釋的敏捷性和操作的難度等。 4.2資金 (1)脫硫設施的建設需求資金量大，其主要來源是技改費、基建費、SO2排污費返還和貸款。資金缺口主要為現(xiàn)有電廠脫硫

13、，一是技改費有限，且不能全部用于脫硫；二是脫硫電價不能明確返還，不具備還貸力量；三是SO2排污費返還分散，返還比例難以保證，且返還用途多樣，難以集中和有效使用。(2)脫硫資金籌措有難度?，F(xiàn)有電廠建設當時未考慮裝設脫硫設施，而脫硫設施只有環(huán)境效益，不產(chǎn)生經(jīng)濟效益，不具備還貸力量，因此貸款有困難。(3)現(xiàn)有電廠脫硫成本無法進入電價。(4)SO2排污費使用方法存在問題，難以有效使用。 4.3技術 (1)換燒低硫煤需進行大量的技術工作，鍋爐需試燒，以適應新煤質(zhì)；(2)由于歷史緣由，現(xiàn)有電廠安裝脫硫設施的場地過小或沒有，脫硫技術應有針對性，討論詳細方案；(3)要實現(xiàn)大規(guī)模脫硫，脫硫工藝設計及設備制造應立

14、足國內(nèi)，要基本達到國產(chǎn)化還需數(shù)年時間。 4.4時間 2000年底前，通過裝設脫硫設施解決超標電廠問題難度較大。一套脫硫設施從方案、設計、招標、安裝、調(diào)試到投入運行，至少35 a時間，若利用國外優(yōu)待貸款則時間更長。再如一個電廠同時有23 臺機組脫硫才能滿意達標要求，時間更難以保證。 4.5政策 缺乏政策支持，難以調(diào)動企業(yè)樂觀性。電力企業(yè)正進行深化改革，逐步實行廠網(wǎng)分開、競價上網(wǎng)，而脫硫?qū)⒃黾悠髽I(yè)成本，降低競爭實力，經(jīng)濟利益得不到保證，目前尚無鼓舞政策。 4.6自主權 一些企業(yè)缺乏購煤自主權。一些地方政府出于穩(wěn)定煤礦工人和考慮地方利益，干預企業(yè)煤炭選購，企業(yè)難以自主穩(wěn)定購低硫煤炭。 5建議 5.1

15、出臺配套的詳細規(guī)定。國函5號文提出了原則要求，應在原則要求的基礎上進一步細化有關規(guī)定，使之可真正操作。 5.2健全技術保證措施，即：(1)進展脫硫產(chǎn)業(yè)，樂觀推動脫硫技術和設備國產(chǎn)化進程。掌握SO2的核心是脫硫，關鍵是煙氣脫硫。原電力部已確定了大型火電機組采納濕法煙氣脫硫技術的工藝路線，但我國還未有自行研制的、用于商業(yè)運行的濕法脫硫技術，而采納國外技術和設備價格昂貴，應通過引進技術推動脫硫國產(chǎn)化。為推動國產(chǎn)化進程，一是要加快脫硫國產(chǎn)化啟動項目；二是抓好現(xiàn)有脫硫示范項目的總結(jié)及消化汲取工作；三是制定火電廠脫硫設計的有關規(guī)定和規(guī)范。(2)抓緊進行干凈煤燃燒技術的國產(chǎn)化工作，爭取早日建成100 MW等

16、級國產(chǎn)化循環(huán)流化床鍋爐示范工程和300 MW等級循環(huán)流化床鍋爐示范工程。(3)抓好低硫煤試燒的各項技術。換低硫煤不僅影響煤炭選購、調(diào)運等一系列協(xié)調(diào)工作，更重要的是存在鍋爐能否適用新煤種。煤質(zhì)轉(zhuǎn)變會引起鍋爐燃燒狀況轉(zhuǎn)變，進而影響電力平安生產(chǎn)，要仔細做好試燒的有關工作。(4)其它減排技術的開發(fā)?，F(xiàn)有電廠受場地、運行年限、煤種煤質(zhì)及資金等多種條件限制，必需進一步討論適合不同條件的減排技術。 5.3對裝設脫硫裝置的電力企業(yè)賜予低息或貼息貸款，解決現(xiàn)有電廠脫硫資金來源。 5.4出臺現(xiàn)有電廠脫硫成本進入電價的政策。 5.5為鼓舞企業(yè)脫硫，將脫硫電價納入容量電價，脫硫增加電價在全網(wǎng)售電量上消化，提高脫硫電廠競爭力；對脫硫機組和實行干凈煤燃燒方式的機組賜予必要的發(fā)電量保證，提高企業(yè)治理的樂觀性，并限制高污染電廠運行。 5.6對脫硫設施的制造和從事脫硫產(chǎn)業(yè)的企業(yè)，實行減免稅費的政策，或賜予必要的財政補貼，以降低脫硫成本，推動脫硫設備的國產(chǎn)化。對脫硫副產(chǎn)品綜合利用應賜予優(yōu)待政策，同時限制能用脫硫副產(chǎn)品替代的自然礦產(chǎn)資源的開采和使用。 5.7集中一部分SO2