当前经济的高速发展带来电力的紧张

当前经济的高速发展带来电力的紧张，也给生态环境带来更大的压力。我们必须寻求既能 满足经济发展需要、又不损害环境的循环经济之路，必须积极推动太阳能、风能、氢能等 新能源的开发利用政策，必须促进产业结构升级，使能源与环境、经济与环境协调发展。 全国电力行业特别是燃煤电厂要以贵阳电厂为戒，牢固树立科学发展观，严格按照有关环 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 重。据估算，酸雨给我国造成的损失每年超过 1100 亿元。按照国家“十五”环保规划要求， 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 34.6，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至 关重要。如果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发展。 一是进一步推动火电厂脱硫工程建设。督促“十五”计划中尚未动工的重点项目 开工建设，2005 年底必须确保有 80以上的项目建成投产，其余项目开工建 设；火电厂脱硫机组在 2005 年底达到 3000 万千瓦以上，全国二氧化硫排放量 控制在 2300 万吨。同时加强舆论监督的力度，今年年底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，禁止使用 高污染燃料燃烧设备，大力推广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；限制高硫煤使用。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规划、加强火电行业总量控制。国家将根据酸雨 控制的特点，制定全国性的酸雨控制中长期规划。规划将分别提出 2010 年、2 015 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 总量控制指标分配方法，国家对重点火电厂直接分配总量控制指标。 四是积极推行有利二氧化硫减排的经济政策。在今后一个相当长的时期， 火电机组装机容量还将持续增长。仅在新机组建设脱硫设施是不能满足二氧化 硫减排的要求，必须逐步在老机组推广脱硫。为促进老机组上脱硫，国家开始 出台相应的经济政策。最近，从京、津、唐地区开始，国家对建设脱硫设施的 火电老机组实行脱硫上网电价，对脱硫成本给予补偿。今后，国家环保总局还 将积极配合有关部门，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，取得了初步成果。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，在统一总量指标分配方法的基础上，在企业自愿的条件下，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积 极性，实现总量控制和经济建设协调发展。 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以 及能力是否足以解决这些问题？ 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 342。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重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 费远远低于治理成本，企业宁可交排污费也不愿意治理污染。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；违反“三同时”现象屡禁不止。环境违法行为处罚规定力度不够 ，违法成本低、守法意识差、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、手段落后，难以完成执法任务。个别地方还存在执法难 问题和干预环境执法、包庇环境违法行为的现象，利用各种土政策为环境违法 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满足脱硫的要求。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1 200 元千瓦，下降到 400 元千瓦，甚至更低，脱硫投资已降到机组总投资 的 10以下。这为今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。环保总局将积极致力于引导、扶持和培养健康的 脱硫产业队伍，并加强对其的监管。 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。SO 2 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，SO 2 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 21 国内外烧结烟气脱硫现状 211 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。 212 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，SO 2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）SO 2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。 22 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。 221 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。 23 烧结烟气脱硫工艺推荐 根据钢铁企业烧结烟气气量较大、SO 2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 1.2 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，SO 2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： SO 2（g） SO2（l） SO2溶解于浆液滴中的水： SO 2+H2O H2SO3 形成的 H 2SO 3在碱性介质中离解： H 2SO 3H+HSO 3 4H+2SO 23 SO2（ l）+H2O+SO 3 2HSO 3 脱硫剂溶解： Ca(OH)2=Ca +2OH 形成脱硫产物： 2Ca 2+2SO 3 +H2O2CaSO3H2O 2CaSO3+O2+4H2O 2(CaSO42H2O) 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 L.F.Smith 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 L.F.Smith 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 系统简单，运行可靠。 工程投资少，占地面积小。 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。 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。 节能，无废水，烟气不需再加热。 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：100001000000Nm 3/h 脱硫效率：8090% 钙硫摩尔比：1.21.4 入口烟气温度：100200 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。 61 脱硫剂进料系统 62 脱硫反应系统 63 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。 64 电气控制系统 641 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） 642 控制仪表系统 65 烟气在线监测系统(CEMS) 66 烟道系统 7工艺操作控制系统说明 71 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。 72 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 81 控制系统 本系统采用西门子公司的 PCS7 DCS 系统，系统采用了 Profibus DP 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。 82 功能简述 实时数据显示； 断电恢复；历史数据显示；图形显示；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）； 数据输入及参数修改；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 50100 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定增长的同时，加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况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”建设基本到位； 电力企业利用城市污水处理厂中水情况较好，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、不稳定。四是监测数据保存时间短，在线监测安装位置存在一定问题； 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，腐蚀脱硫设备，缩短脱硫设施使用时间。 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加强环 保监督治理、加大处罚力度和实行“行业、区域限批”政策认识不到位；二是管理存在问题。 主要是对环保设施管理措施不到位，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腐蚀明显。一些电厂脱硫设备造价低，影 响脱硫效果。五是有恶意排污问题。 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，共同做好减排工作。 （二）认真执行国家发展改革委、国家环保总局关于燃煤发电机组脱硫电价及脱硫 设施运行管理办法（试行） 的规定。 （三）认真执行落实自治区制定的火电行业二氧化硫五项减排措施。 （四）电网公司要严格执行国家节能减排政策和自治区加快火力发电机组脱硫工作 通知要求，认真核减非脱硫机组 200 小时发电时间，同时，按照自治区要求严格对脱硫 机组发电量进行调度，对未上脱硫设施的机组限制调度发电量。 减排调度会上，污控处负责人对国家减排调度工作办法和要求、总量减排考核计算办 法及自治区减排二氧化硫实施意见（五项措施）进行了讲解。要求各电力企业认真领会国 家和自治区下发的有关文件精神，务必做好在线监控数据保存和日常运行记录，脱硫设施 需停运，要事前向当地环保部门递交书面申请报告，得到批准备案后方可停运。 会议最后强调指出，目前国家为减排二氧化硫已出台了多项政策措施，希望大家认真 遵照执行，千万不要因我们工作失误，造成自治区整体工作受影响。 国家发展和改革委员会 国家环境保护总局 目 录 前 言. 一、燃煤电厂二氧化硫治理状况. 3 （一）法规标准不断完善. 3 （二）政策逐步得到落实. 4 （三）脱硫产业快速发展. 4 （四）污染治理取得成效. 5 （五）存在的主要问题. 二、燃煤电厂二氧化硫治理面临的形势与任务. 三、指导思想、原则和治理目标. （一）指导思想. （二）基本原则. （三）主要目标. 四、重点项目. （一）项目规模. （二）投资需求分析. 五、保障措施. 10 （一）完善二氧化硫总量控制制度. （二）强化政策引导. （三）加快脱硫产业化发展. （四）充分发挥政府、行业组织和企业的作用. 六、现有燃煤电厂“十一五”烟气脱硫重点项目. 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（GB132232003）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200670 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。 （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。 （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。 （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 1020%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）。 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 开工容量（万千瓦） 5760.5 3747.4 2874.6 1277.9 0 占“十一五”开工比例（%） 42.2 27.4 21.0 9.4 0 在重点项目中，基本涵盖了所有超标排放的单机 10 万千瓦以上的电厂，基本不包括燃煤含硫量小于 0.5% 的电厂；30 万千瓦及以上机组约 0.95 亿千瓦，占重点项目的 69.6%（见表 2）。 表 2 现有燃煤机组“十一五”烟气脱硫改造机组分布情况 单机容量（万千瓦） 10 以下 10(含)-20 20(含)-30 30(含)-60 60 及以上 脱硫机组容量（万千瓦） 20 1685.3 2444 7104.1 2407 占总脱硫机组容量比例（%） 0.2 12.3 17.9 52.0 17.6 在重点项目中，国家电网公司和 5 大发电集团公司脱硫容量约 7634.15 万千瓦，占 55.9%，地方及其他电 力公司占 44.1%（见表 3）。 表 3 现有燃煤机组“十一五”烟气脱硫改造公司分布情况 电力公司 脱硫机组容量（万千瓦） 占总脱硫机组容量比例（%） 国家电网公司 736.85 5.4 华能集团公司 1762.4 12.9 大唐集团公司 1811.9 13.3 华电集团公司 934 6.8 国电集团公司 1355.6 9.9 中电投集团公司 1033.4 7.6 地方电力公司等 6026.25 44.1 （二）投资需求分析。“十一五” 期间， 221 个项目约需建设资金 342 亿元人民币。按开工计划， 20062010 年每年分别需要建设资金 144、94、72、32、0 亿元。建设资金主要来源于企业自筹、排污费 补助等渠道，运行费用通过脱硫电价政策基本可以得到落实。 五、保障措施 （一）完善二氧化硫总量控制制度。依法控制燃煤电厂二氧化硫排放，是实现规划治理目标的根本性措施， 也是贯彻落实科学发展观和依法治国要求的具体体现。要依据大气污染防治法规定的大气污染物总量 控制区划分原则和“公开、公平、公正” 核定企事业单位排放总量、核发许可证的原则，进一步依法完善二 氧化硫总量控制制度。 （二）强化政策引导。进一步完善电价形成机制。现有燃煤机组脱硫技术改造涉及厂内拆迁、过渡和配套 工程改造，工程投资和运行费用一般要高于新建机组，应研究和逐步实施根据现有燃煤机组脱硫改造的实 际投资和运行成本核定脱硫电价的方法。要加快电价改革步伐，逐步将二氧化硫治理效果而不是治理措施 与电价挂钩。要继续推进污染物排放折价标准的制订和实施。 对火电机组进行优化调度。对于安装了脱硫装置，且脱硫装置达到设计指标要求，并能够连续稳定运行的 火电机组优先安排上网，优先保障上网电量。 二氧化硫排污费优先用于现有燃煤电厂二氧化硫治理。各级政府的相关部门要加强对二氧化硫排污费收缴、 使用的监督与管理，规范环保专项资金的申请和使用办法，并对重点项目所需建设资金中利用排污费的部 分逐年纳入财政预算，以确保二氧化硫排污费优先用于重点项目。 对于重点项目中的有利于推进自主知识产权、有利于国产化、有利于推进循环经济发展的烟气脱硫示范性 项目，要给予中央预算内资金（国债）支持。 对脱硫关键设备和脱硫副产品综合利用继续给予免税支持，引导环保产业健康发展。 积极推进燃煤电厂二氧化硫排污权交易。鼓励电力企业间按规定实施跨地区的排污权交易，以实现低成本 下的总量控制目标。 （三）加快脱硫产业化发展。大力推进技术创新。燃煤电厂烟气脱硫工艺应选择经济有效、安全可靠、资 源节约、综合利用的技术路线。加强脱硫项目可行性研究，有针对性地选择和优化脱硫工艺。积极推动污 染控制成本低、能源和资源消耗少、副产品能有效利用、二次污染小的脱硫工艺技术的研发和试点示范， 加大对拥有自主知识产权的烟气脱硫技术和设备产业化的扶持力度。根据技术发展状况的变化情况，及时 发布鼓励、限制、淘汰的烟气脱硫工艺技术路线和设备的指导性文件，促进技术水平的不断提高。 进一步推动烟气脱硫副产品综合利用工作。组织建材、农林、电力、科研等部门对脱硫副产物，尤其是脱 硫石膏的综合利用进行深入研究，提出各种利用途径的指导性意见。组织实施脱硫副产物综合利用示范工 程，适时出台脱硫副产物综合利用强制性措施和相关的优惠政策。 继续整顿烟气脱硫市场。根据国家有关法规，不断完善烟气脱硫产业市场准入制度，加强市场监管；规范 脱硫工程招投标文件的编制、完善评标方法、加强对招投标全过程的监督，打破地方和行业（企业）保护， 维护一个开放、有序、公平竞争的烟气脱硫市场环境，促进公平竞争。 （四）充分发挥政府、行业组织和企业的作用。燃煤电厂二氧化硫控制是一项巨大且具有长期性的系统工 程，必须充分发挥政府、企业、行业组织的作用，确保认识到位、责任到位、措施到位、投入到位。 政府部门要坚持依法行政，确保政策落实到位。加强对烟气连续监测系统的管理，对烟气脱硫设施进行有 效监测和监督，依法对超标排放企业加大处罚力度。 发挥行业协会等中介组织的作用，建立有效的中介服务体系和行业自律体系。加快制订和完善脱硫技术规 范，通过对烟气脱硫设施的先进性、可靠性、经济性、本地化率等的后评估和行业技术协作和交流机制， 不断完善技术路线，促进脱硫设施的安全、稳定运行。 电力企业是实施重点脱硫工程的主体。各电力企业要依法并按照规划的要求制订详细的资金、治理方案计 划，加快技术改造步伐。对于已经建成的脱硫设施，要提高投运率，确保稳定连续运行。 六、现有燃煤电厂“十一五”烟气脱硫重点项目 单位：万千瓦 序号 电厂名称 合计 2006 2007 2008 2009 2010 总计 13660.4 5760.5 3747.4 2874.6 1277.9 0 国家电网公司 736.85 224 184 246.85 82 0 1 马头发电厂 44 0 122 122 0 0 2 秦皇岛发电公司 70 0 0 220 130 0 3 天津大港发电厂 3 号 32.85 0 0 132.85 0 0 4 天津军粮城发电公司 80 220 0 220 0 0 5 山西神头第二发电厂 100 150 150 0 0 0 6 河南焦作电厂 66 0 122 122 122 0 7 元宝山发电公司 60 0 160 0 0 0 8 湖北襄樊发电公司 60 0 0 130 130 0 9 湖南益阳电厂 60 230 0 0 0 0 10 宝鸡第二发电厂 60 0 0 230 0 0 11 宁夏大坝发电厂 60 130 130 0 0 0 12 徐州电厂 44 222 0 0 0 0 华能集团公司 1762.4 780 309.4 503 170 0 13 德州电厂 132 0 266 0 0 0 14 威海电厂 60 0 0 0 230 0 15 辛店电厂 45 222.5 0 0 0 0 16 日照电厂 70 235 0 0 0 0 17 淮阴电厂 44 222 0 0 0 0 18 南京电厂 64 0 0 232 0 0 19 南通电厂 140.4 235 135+ 135.4 0 0 0 20 石洞口二厂 120 260 0 0 0 0 21 石洞口一厂 122 230 130 +132 0 0 0 22 大连电厂 140 0 0 235 235 0 23 丹东发电厂 35 0 0 135 0 0 24 营口发电厂 64 0 0 232 0 0 25 包头第二热电厂 20 0 0 120 0 0 26 海渤湾电厂 40 220 0 0 0 0 27 达拉特电厂 66 233 0 0 0 0 28 丰镇电厂 80 0 0 220 220 0 29 福州电厂 140 0 0 435 0 0 30 上安电厂 130 230 0 235 0 0 31 沁北电厂 120 260 0 0 0 0 序号 电厂名称 合计 2006 2007 2008 2009 2010 32 杨柳青电厂 60 230 0 0 0 0 33 海南海口电厂 50 212.5 212.5 0 0 0 34 榆社电厂 20