华电集团公司大气污染物控制对策

中国华电集团公司大气污染物控制对策中国华电集团公司总工程师邓建玲中国华电集团公司向会议的圆满召开表示热烈的祝贺！对大家一如既往地关心和支持中国华电集团公司事业发展表示衷心感谢！一、中国华电集团公司成长历程和展望2002年12月29日，中国华电集团公司挂牌成立三年多以来，认真贯彻落实科学发展观，以实施“358”战略计划作为统领和贯穿全部工作的主线，圆满实现了“358”战略计划第一阶段的目标，是华电集团公司发展史上一个重要的里程碑。一、中国华电集团公司成长历程和展望到2005年底公司装机容量由2002年底成立时的2554万千瓦增加到3881万千瓦，年均增长14.97%；发电量从成立时的1161亿度增长到1629亿度，年均增长11.94%。公司“358”战略计划第一阶段主要目标完成情况050010001500200025003000350040004500装机容量（万千瓦）发电量（亿千瓦时）02年358目标值完成值一、中国华电集团公司成长历程和展望根据华电“十一五”发展规划，确定了“十一五”发展目标是：到2010年，公司规模和效益在2005年的基础上翻一番。发电总装机将达到8000万千瓦，年发电量3600亿千瓦时。二、华电集团在环境保护方面取得的成绩中国华电集团公司作为中央直接管理的特大型发电企业，牢固树立和坚持科学发展观，高度重视环境保护工作，把加强环境保护作为贯彻落实科学发展观的重要举措，积极树立和维护“诚信、高效、合作、服务、环保”企业形象，自觉肩负起建设资源节约型和环境友好型社会的重任。二、华电集团在环境保护方面取得的成绩2003至2005年华电集团生产及污染物排放情况0.811.21.41.62003年2004年2005年装机容量发电量二氧化硫排放绩效氮氧化物排放绩效华电集团成立三年来，始终坚持环境保护与公司发展相协调，不断加大环境保护投入和工作力度，集团公司污染治理工作取得良好进展，2003至2005年主要大气污染物排放增长大大低于装机容量和发电量增长比例。二、华电集团在环境保护方面取得的成绩主要污染物排放绩效（单位发电量污染物排放量）总体呈下降趋势。与2003年底相比，集团公司2005年底烟尘排放绩效减少5.88%，二氧化硫排放绩效减少10.11％，氮氧化物排放绩效减少12.41％，环境保护工作取得显著成效。二、华电集团在环境保护方面取得的成绩一是加大现有燃煤电厂污染治理力度，集团公司主要污染物排放指标得到有效控制。以控制二氧化硫排放总量为重点，大幅增加了环保资金投入，2003年至2006年华电集团累计投入环保技改资金约30亿元。加快现有燃煤电厂脱硫设施建设，华电集团至2005年底已投运的脱硫机组装机容量5060MW，在建烟气脱硫机组容量6707MW，脱硫装机占总装机容量的39％，每年可消减二氧化硫排放量61万吨。二、华电集团在环境保护方面取得的成绩二是严格执行环境影响评价制度，加强电源建设项目环保“三同时”管理在“不欠新账，多还旧账”的原则下，新扩建火电项目按照建设高效环保机组要求全部配套建设了烟气脱硫、电除尘等环保设施。二、华电集团在环境保护方面取得的成绩三是强化环保管理，夯实管理基础，建立了比较完善的企业环保管理体系。环境科技、统计、宣传等工作稳步推进，加强排污费缴纳和使用的指导、协调，建立了排污费有效的控制机制。二、华电集团在环境保护方面取得的成绩四是大力发展循环经济，实施清洁生产，促进电厂资源综合利用特别是粉煤灰、脱硫石膏的综合利用。五是以营运改善为载体深入开展了节能降耗活动，降低火电厂的厂用电和发电煤耗，提高清洁生产的水平。三、华电集团二氧化硫控制对策一是推动科技进步，实施结构调整优化升级华电大容量高参数机组比重大幅提高，30万千瓦及以上火电机组装机占火电总装机的比重较2002年提高11个百分点，达到55%。公司火电机组平均单机容量达到17万千瓦，比2002年提高约4万千瓦。新增燃机273万千瓦，占公司发电装机的7%。三、华电集团二氧化硫控制对策二是落实环保责任，确保完成现役燃煤机组“十一五”二氧化硫削减目标根据华电集团贺恭总经理与国家环保总局周生贤局长签订的“十一五”二氧化硫总量削减目标责任书，华电集团在“十一五”期间将完成现役燃煤机组25台，对应脱硫装机容量503万千瓦脱硫改造建设任务，二氧化硫排放总量在2005年的基础上削减比例高达44.9%，位居五大发电集团之首，远高于《国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》提出的主要污染物排放总量减少10%的目标。三、华电集团二氧化硫控制对策二是落实环保责任，确保完成现役燃煤机组“十一五”二氧化硫削减目标2005年底现役机组的脱硫机组装机容量1662万千瓦（其中烟气脱硫机组容量为1501万千瓦），约占2005年底现役燃煤（油）电机组总装机容量的57%。目前，集团公司已相继与有关分公司、区域子公司、上市公司、电厂签订责任状，将有关任务分解落实，并通过考核制度将完成情况与企业领导人的业绩考核挂钩。三、华电集团二氧化硫控制对策三是加强脱硫工程建设管理，确保脱硫系统能够连续稳定运行。脱硫技改工程严格按照基建程序，高度重视脱硫项目前期工作的深度和质量，认真做好优化设计工作，认真贯彻执行国家确定的脱硫技术路线，通过规范的“五制”管理，达到工程安全、质量、造价和工期的有机统一，从而确保工程投运后能发挥预期的社会和环境效益。目前，华电集团绝大部分脱硫工程采用了石灰石－石膏湿法脱硫工艺，个别项目采用了海水脱硫工艺。三、华电集团二氧化硫控制对策四是认真贯彻落实国家脱硫政策集团公司除新疆以外所有的新建燃煤机组都同步建设脱硫设施，并要求同步投入运行、同步达到国家规定的排放标准和总量控制要求。进一步加大脱硫改造力度，为满足地方政府可能提出更高的环保要求，并配合电源项目发展需要，华电还着手安排了15台、对应脱硫装机容量284万千瓦脱硫改造前期工作，将视具体情况适时安排开工建设。三、华电集团二氧化硫控制对策五是加强脱硫技术研发和设备制造工作，积极推进脱硫产业化积极支持华电集团所属华电工程掌握脱硫系统设计技术和提高设备成套化能力，推进脱硫设备的国产化。运用此技术的湖南石门3号机组和包头东华1号机组等项目均已经顺利投运，系统整体性能指标达到先进水平。截止至2005年底，华电工程公司国内已投运机组容量达1107MW、合同业绩达8277MW。三、华电集团二氧化硫控制对策五是加强脱硫技术研发和设备制造工作，积极推进脱硫产业化加强脱硫技术自主创新和技术进步。华电集团所属南京自动化股份有限公司参于自主开发研究的活性焦烟气脱硫技术完成了国家863科技攻关项目的技术验收和产品技术鉴定，总体技术水平达到了国际先进，是一种真正可资源化的烟气脱硫技术，填补了国内空白，贵州宏福工业化装置完成了长期负载运行，脱硫效率达到95％以上。目前该技术的三家拥有单位为该技术已经成立了专业公司，已有江西铜业、贵州宏福等合同。先后签定了广州钢铁、广州石化、安徽铜陵等CFB半干法烟气脱硫合同，安徽铜陵30万机组的湿法脱硫工程项目执行顺利，预计2006年投入现场运行。四、华电集团氮氧化物控制对策一是加强氮氧化物排放控制政策研究，初步确立了可能需要进行烟气脱硝的重点控制地区。华电集团早在2004年就委托国家有关权威科研单位，着手对我国未来火电厂氮氧化物排放控制方案下的华电对策进行专题研究。根据课题的研究初步结论，由于京津唐、长三角地区和珠三角地区电力需求旺盛、机动车数量增加很快，这些地区光化学反应和臭氧问题越来越严重，国家可能将率先对这些地区的氮氧化物排放实行重点控制。四、华电集团氮氧化物控制对策一是加强氮氧化物排放控制政策研究，初步确立了可能需要进行烟气脱硝的重点控制地区。因此，在京津唐、长三角地区和珠三角地区的新建电厂，华电将优先考虑采用低氮燃烧加烟气脱硝的技术路线。对位于这些地区的老机组，华电集团将进一步对机组进行氮氧化物排放因素的分析，本着先城市，后郊区，先大机组后小机组的原则，在采用低氮燃烧技术的基础上，逐步研究加装烟气脱硝装置的可行性。四、华电集团氮氧化物控制对策二是根据国家排放标准，华电集团所有新建机组均采用低氮燃烧技术，并预留了烟气脱硝位置现有燃煤电厂逐步采用低氮燃烧技术，降低NOX排放水平。实施了湖南华电长沙发电有限公司2×600MW机组SCR烟气脱硝技术的试点工程；并将选择典型机组进行优化燃烧试验和研究，将优化燃烧的经验加以推广，为采取有针对性的烟气脱硝技术措施打下基础。五、大气污染控制面临的主要困难“十五”期间，由于国家鼓励现有火电厂脱硫的经济政策迟迟得不到落实，严重制约了现有火电厂脱硫改造的进程。而在当前电力行业二氧化硫总量实施“计划单列”的情况下，又将面临新的问题。主要表现在以下方面：五、大气污染控制面临的主要困难华电集团的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，如在贵州清镇、遵义和四川内江、黄桷庄等地区的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。1、现役燃煤机组脱硫改造的电价执行与新机同样的脱硫电价难以弥补老厂成本支出五、大气污染控制面临的主要困难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在几千万左右，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”规划是按单位造价平均250元/千瓦测算的）。1、现役燃煤机组脱硫改造的电价执行与新机同样的脱硫电价难以弥补老厂成本支出五、大气污染控制面临的主要困难从华电集团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。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。1、现役燃煤机组脱硫改造的电价执行与新机同样的脱硫电价难以弥补老厂成本支出五、大气污染控制面临的主要困难在国家支持脱硫改造的金融财政政策还没有出台情况下，现有电厂筹措脱硫改造资金步履维艰，资金缺口巨大，企业难以独自承受。主要困难表现在脱硫改造项目要按一般商业项目进行融资，需要支付巨大银行利息，有的电厂难以从商业银行申请到贷款。2、国家给予脱硫改造资金的投入力度不够，申请环保专项资金补助进行治理越来越难五、大气污染控制面临的主要困难如贵州华电清镇发电有限公司由于历史原因，已无折旧资金来源，由于上网电价偏低、煤价飞涨等各种因素，造成严重亏损，商业银行评估后不同意进行贷款，有的项目银行贷款的前提要求集团公司进行担保，挤占集团有限的担保资源，如中国华电集团公司云南昆明发电厂。2、国家给予脱硫改造资金的投入力度不够，申请环保专项资金补助进行治理越来越难五、大气污染控制面临的主要困难今年国家停止了国债资金对脱硫改造项目的支持。另外，由于排污费征收标准的大幅提高，导致发电企业政策性成本增支巨大。其增幅远远超过集团公司净利润的增长速度，造成部分电厂效益下降甚至出现亏损，大大削弱了企业进行环保投入的能力。2、国家给予脱硫改造资金的投入力度不够，申请环保专项资金补助进行治理越来越难五、大气污染控制面临的主要困难在争取省级环保专项资金方面，由于排污缴费主要集中在地方上，中央发电企业在申请环保专项资金补助时面临地方政府歧视性政策，申请难度越来越大。在申请中央环保专项资金时有申请渠道不畅问题，受制于地方有关部门，地方在上报项目时一般优先考虑地方企业。2、国家给予脱硫改造资金的投入力度不够，申请环保专项资金补助进行治理越来越难五、大气污染控制面临的主要困难目前国内脱硫工程均对进口烟尘浓度有严格的要求，导致一部分现役电厂由于脱硫工程的需要，须对除尘器进行改造，到底烟尘对脱硫系统的影响是怎样的，目前还没有深入的研究。另外，脱硫后的烟囱防腐问题、高硫煤的换热器选用等问题均还