坚决实现"十一五"二氧化硫排放总量控制目标

 

　　

　　“十一五”规划纲要明确提出，到2010年全国二氧化硫排放总量比“十五”期末削减10％。作为二氧化硫排放大户的火电企业，目前在我国发电企业中占了绝大多数比例，控制火电厂二氧化硫排放成为各发电企业当前面临的重大问题。

　　国家环保总局5月29日在天津与山东等7省政府和华能等六大电力企业签订了二氧化硫减排目标责任书，以华能杨柳青电厂脱硫项目的开工建设为标志，“十一五”全国燃煤电厂脱硫工程正式启动。

　　10月底，记者跟随“中华环保世纪行”记者团走访了浙江、上海等地几家火力发电厂，发现这些国有大型火力发电厂正在加快烟气脱硫步伐，有的火电厂更是走在环保前列，将烟气脱硝也纳入了电厂的环保计划。

　　烟气脱硫设施将陆续上马

　　“前不久，经过168小时连续满负荷运行，北仑发电厂3号机组脱硫装置正式投产。这一工程的竣工投产，也标志着浙江首台60万千瓦火电机组烟气脱硫工程技改项目的成功投运。”在国电浙江北仑第一发电有限公司，说起厂里的脱硫改造工程，总经理韩大卫一脸的喜悦之情。北仑发电厂5×600MW机组始建于上个世纪80年代，作为目前国内总体规模最大的技术改造项目，这一脱硫工程于2004年11月18日动工建设，计划2007年底脱硫工程全部完工，工程概算静态投资11.5亿元。

　　北仑脱硫装置按单元制设计，一炉一塔，脱硫工艺采用石灰石—石膏湿法脱硫工艺。3号机组脱硫装置投产后，不但脱硫效率高达95％以上，同时，平均每小时可生产石膏十几吨左右，成为当地水泥厂和石膏制品行业的原材料。韩大卫告诉记者，目前，脱硫工程进展顺利，继3号机组脱硫正式运行后，今年底将投产2号机组的脱硫设施，根据计划，其他3台机组设施也将于2007年全部投入运行。

　　在“十一五”全国燃煤电厂脱硫工程启动仪式上，五大发电集团分别承诺“十一五”期间将采取有效措施，大幅削减二氧化硫排放量。北仑发电厂正是这五大发电集团履行承诺、推行二氧化硫减排措施的一个个案。而在浙江大唐乌沙山发电厂，一期工程建设的4台600兆瓦国产超临界燃煤发电机组，不仅同步安装了高效脱硫和除尘装置，还同步安装了烟气排放连续监控系统，可以随时监测排放烟气中的二氧化硫、氮氧化物和烟尘的排放情况，为电厂和地方环保部门的环保监督管理工作提供科学的依据。

　　社会责任感让企业有环保远见

　　走访的这几家火力发电厂都是五大发电集团所属的国有大型企业，几天里，在他们中间，让记者感受最深的是一种企业对社会的责任感，而正是作为国企老大哥所表现出来的这种责任感，也使他们具备了更长远的眼光和气度。

　　“国家目前对于脱硝还没有具体的规定和措施，但是，从长远来看，国家的‘十二五’计划肯定要进行氮氧化物的治理，脱硝工作迟早要推动，如果条件具备不如早一点开展这项工作。”中国华能集团公司总经理助理胡式海在谈到脱硝装置的安装时这样认为。

　　目前，虽然国家在脱硝方面没有进行硬性的规定，但像华能这样早早就行动起来的电力公司已经不少。据有关人士表示，在进行二氧化硫的防治以外，国家环保总局还计划制订对氮氧化物的总量控制目标，并逐步开展火电厂烟气脱硝工作。现在国内已经有十几个电厂在开展烟气脱硝装置建设工作，而一些厂商早已经在火电厂大气污染物排放标准“新建项目要预留脱硝空间”这句话中早已悟出了商机。

　　大唐国际发电公司一位环保专家告诉记者，浙江大唐乌沙山发电厂一期工程在4号锅炉上安装选择性催化还原法脱硝，以保证脱硝效率不低于50％，使4号锅炉氮氧化物排放浓度得到进一步有效控制，其氮氧化物排放浓度达到210毫克/立方米左右。据悉，乌沙山脱硝系统工程正在力争成为国家脱硝的示范性工程，国家目前对于脱硝还没有相应的政策或补偿机制，希望能够通过系统工程的运行，在这方面做出相关的预算，为脱硝电价出台提供案例支持。与乌沙山相类似的是，浙江北仑发电厂也在考虑建设脱硝工程，如果三期扩建工程2×1000MW超超临界燃煤发电机组工程投入运行后，它将成为全国同类型机组中首次同时配套建设烟气脱硫设施和脱硝装置的工程。而杭州华电半山发电有限公司则也预留出了脱硝的空间，半山发电厂党委书记张志平表示，一旦要上马脱硝装置问题不会太大。

　　烟气脱硫脱硝仍待政策护航

　　在“十一五”全国燃煤电厂脱硫工程启动仪式上，国务院副总理曾培炎指出，燃煤机组必须依法安装脱硫设施。今后新建燃煤机组都必须同步建设脱硫设施，并同步投入运行、同步达到国家规定的排放标准和总量控制要求。目前二氧化硫超标排放的老机组，要加快脱硫改造步伐，力争5年内完成改造一半的任务，10年内全部达标排放。

　　可以说“十一五”期间二氧化硫的污染防治任务十分艰巨，横在火力发电厂头上的这道“坎”如何跨越？在采访中，记者力图去寻找一种答案。

　　浙江大唐乌沙山发电厂筹建处主任刘福阁认为，由于新厂在筹建时就已经对脱硫设施的同步安装在资金和场地等方面做出了规划，相对来说，新建电厂在建设脱硫设施时要比老厂改造成本低、难度小，老厂改造客观上存在厂区布置上有困难等难题。“其实说到底，还是一个经济的问题，任何企业都不可能有很多流动资金来支持企业的环保设施改造，如果没有相应的还贷机制，银行根本不敢贷款。”一位在电厂从业多年的环保人士也向记者表达了类似的看法。

　　为确保燃煤脱硫机组的正常运行，国家发改委发文对2006年投运的脱硫机组实施电价优惠，即上网电价增加1.5分/千瓦时。但对于老厂改造来说，一分五还略显不够。据来自中国华电集团公司的资料介绍，华电资产在西南云贵川老小机组分布较多，电厂燃煤硫份普遍偏高，如清镇、遵义、内江、黄桷庄等脱硫工程设计燃煤硫份高达3.5％以上，而电厂燃煤含硫量的高低显著影响投资及运行费用，老厂脱硫改造工程还要涉及拆迁、过渡和配套工程改造等费用，以上都要纳入脱硫工程总投资，如大部分项目根据脱硫工程的需要都要相应进行除尘器改造，有的项目要对烟囱进行防腐，有的需要新增土地和建设码头等，与新机脱硫相比需要额外投资几千万元左右。据初步统计，脱硫岛EPC合同以外，岛外部分要增加投资150元/千瓦左右，导致脱硫改造工程单位千瓦造价平均高达450元/千瓦，老厂脱硫改造投资和运行成本明显高于新建机组(国家发改委在制订二氧化硫治理“十一五”规划时是按单位造价平均250元/千瓦测算的)。从华电已建和在建脱硫改造工程电价测算结果分析，脱硫改造项目电价都远高于1.5分/每千瓦时，如清镇测算脱硫电价为3.78分/每千瓦时、遵义3.042分/每千瓦时，平均脱硫电价都在每千瓦时2分钱以上。建议国家物价主管部门根据现有电厂脱硫改造的实际投资和运行情况适当调高老厂改造脱硫电价。

　　在采访中，有关人士也提出，针对目前火电厂烟气脱硫现状，要尽快落实现有燃煤电厂脱硫电价，尽快出台鼓励和促进环保的财税政策。建议现有电厂环保投资和运行成本要全部计入上网电价，在以后的竞价上网时要为脱硫电厂提供优先上网、保证上网电量等鼓励措施，使老厂脱硫能够公平地参与市场竞争。（记者台桂花）

 

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