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电厂烟气二氧化硫SO2减排的若干问题分析

更新时间:2009-12-26 17:49:00

      电厂烟气二氧化硫控制水平的比较除了从排放标准的宽严、脱硫装机占总装机的比例、每千瓦时电量二氧化硫排放量等以外,国土面积大小、能源结构、煤电装机、煤的含硫量等也是可比因素。从排放标准的世界比较来看,我国与发达国家的标准基本持平;其它方面,我国与美国具一定的可比性。据美国能源署的数据,美国电力工业二氧化硫排放2000年为1130万吨(全国约1480万吨),2005年为1034万吨。美国脱硫机组的比例在2006年大致为30%,我国为33%,到2010年我国的脱硫机组将到60%以上,大大超过美国。我国每千瓦时电量的二氧化硫排放量目前也基本与美国持平。相对美国的经济实力,我国电力工业的二氧化硫标准气控制水平应当是较高的。美国空气中的二氧化硫浓度要比我国低得多,进一步说明了我国非电力工业的二氧化硫控制将成为今后的关键。

  电力行业二氧化硫控制的法制化管理还存在哪些差距

  2000年修订的《大气污染防治法》第三十条明确规定:新建、扩建火电厂,超排放标准或者总量控制指标的,必须建设配套脱硫装置或者采取其他控制二氧化硫排放的措施;在酸雨控制区和二氧化硫污染控制区内,属于已建企业超过排放标准的要限期治理。“十一五”规划纲要要求,“加快现有燃煤电厂脱硫设施建设,新建燃煤电厂必须根据排放标准安装脱硫装置”,“增加现有燃煤电厂脱硫能力,使90%的现有电厂达标排放”。显然对新建、扩建电厂和老电厂,超标排放与超总量排放,是否位于总量控制区以及采用何种措施等是有所区别的。再从火电厂控制二氧化硫排放的历史看,从1973年开始,国家综合性强制排放性标准中就对火电厂二氧化硫提出排放限值要求;1991年就颁布了以满足环境质量为目的控制电厂二氧化硫排放总量的《火电厂大气污染物排放标准》,此标准经过1996年和2003年的修订,增加了浓度控制和区域总量控制以及装设自动监测系统等要求,而且如北京、广东等部分省市也颁布了专门的火电厂大气污染物排放标准,应当说火电厂二氧化硫控制问题完全能够在法规的框架下进行。但在实际操作过程中,对火电厂二氧化硫控制要求却政出多门,与火电厂二氧化硫控制相关的仅部委级以上的文件就有30多个。法规要求是对不同的环境功能区、不同时间段建设的机组、不同的排放方式采用不同的环保要求,而大部分的文件规定则往往是抹平或者调整了这些差别,并存在将定量要求变成定性要求,明确要求变成模糊要求,把企业做的事当成政府做的事,把手段当成目的,将引导性变成强制性等问题,甚至简单成所有火电厂都要上脱硫装置的一刀切式的要求。因此,依法推进火电厂的二氧化硫治理仍然是当前值得关注并加以改进的重要工作。

  电力行业二氧化硫排污权交易为何难以实施

  国务院的决定以及国务院节能减排综合性工作方案中都提出要推进二氧化硫的排污权交易,而且国务院分配的二氧化硫总量中还留出了47.1万吨用于二氧化硫的排污权交易,但为什么在实际推进中进展缓慢?美国的研究表明,在一定的二氧化硫总量控制目标下,在完全竞争市场、限制排放交易、不可交易、强制安装脱硫装置的不同条件下,二氧化硫控制的总成本分别为14.7亿、25.9亿、33.4亿、38.3亿美元,即强制安装脱硫装置的成本是完全竞争市场成本的2.6倍。我们的研究也表明,如对含硫量0.3%与3%的煤进行脱硫,二氧化硫脱除成本前者比后者要高出10倍以上,如果在全国实现同等脱硫量,采用排污权交易方式可使二氧化硫治理的投资费用及脱硫装置运行费用下降一半,可节省静态投资约400亿~500亿元,节约年运行费用约150亿~200亿元。但非常遗憾的是排污权交易迟迟难以从制度上推进,其主要原因有五个方面:一是对电力二氧化硫控制要求政出多门且有互相矛盾之处,一刀切式地要求几乎所有新建电厂都脱硫,失去排污交易的基础。二是低硫煤与高硫煤脱硫电价尚未拉开差距。三是排污收费影响,交易所得的二氧化硫排污权排放时是否缴排污费以及如何缴费没有明确。四是中央与地方政府以及地方政府间排污权转移和排污收费转移的矛盾。五是企业有“四怕”:怕有偿购买总量指标,且排污收费照收,进一步增加了企业负担;怕不能真正的体现企业自愿原则的交易,且由于跨地区的排污交易涉及到不同地方干预过多,增加管理成本和消耗大量精力;怕政策会变化,使得总量指标是不是在一个相对长时间内真的归企业所有;怕卖了指标影响今后发展。

  火电机组是否一定要脱硫,脱硫效率是否一定要高

  从管理上看,烟气脱硫只是控制二氧化硫排放量的一个手段而不是目的,而脱硫效率是满足排放要求前提下并受煤质、煤量等参数影响的动态运行值。是否装设烟气脱硫装置,脱硫效率多高,应该是企业根据法规要求来确定,而不应是由政府硬行规定。另外,从宏观上看,与温室气体影响的全球性范围不同,二氧化硫对大气环境质量的影响是局部性的(10多千米范围内)。因此,简单提出一个全国性的二氧化硫环境容量概念是不科学的,如果非要给出一个全国环境容量数值的话,也只应是在不同限定条件下(如排放源布局、特定的地形和气象条件)并考虑了地区间污染物的互相传输后不同地区环境容量的相加值,而不是先确定全国总量再分解到各地。因此,对于二氧化硫的控制不应是全国电厂一刀切的都要脱硫。事实上我国法定的二氧化硫控制要求中与绝大多数国家一样,并没有提出所有机组非要建设脱硫装置,而是提出电厂二氧化硫排放浓度限值和电厂年排放总量限值等要求。但在现行的一些文件中、审批要求中和一些领导讲话中却存在一刀切要求脱硫的情况。由于脱硫本身需要消耗大量能源(采用典型湿法对低硫煤机组脱硫,厂用电率增加约1个百分点)和社会资源,对于满足了环境质量要求的特低硫煤电厂,或者不脱硫也能达到排放要求的电厂硬性上脱硫装置,从环境、资源节约和经济上综合来看是得不偿失的。

  提高排污收费标准有利于电力行业的二氧化硫治理吗

  回答是否定的。我国排污收费制度设计的逻辑起点是为了治理才收费,收费也要用于治理,所以才有收费标准要提高到治理成本之说。也就是说,只有不治理时,收费是合逻辑的。但是,当电力二氧化硫排放得到治理,满足了法规的要求后还需排放的少量二氧化硫仍然按照未治理时的成本收费,这就产生了逻辑悖论。从微观上讲,电厂对于达标排放后排放的二氧化硫继续治理的话,其成本远远大于达标排放前的治理成本,提高到治理成本的排污费仍然起不到促进治理的作用;从宏观上看,如当2010年电力二氧化硫排放全部达标和达到总量控制要求后,电力行业仍然要缴纳高达100亿元的排污费,这些巨额资金因为已经没有二氧化硫治理需求也将无法使用。如果将这些资金用于别的行业的二氧化硫治理,一是从逻辑讲是不可能的,因为别的企业也是按照高于治理成本的原则收费的,企业应当采取治理措施;二是也违反谁污染谁治理的公平原则。

  事实上即使是煤电厂比例相对较高的市场经济国家,也没有通过对火电厂二氧化硫收费来促进治理的政策,而我国现有火电厂安装脱硫装置的最大动力并不是排污收费而是脱硫电价政策的引导。因此,排污收费应当改革为超标加大处罚,使其违法成本大大高于守法成本,而不超标的应当不收,或者象征性收取。

  电力行业的二氧化硫控制还需要做什么工作

  一是加强法制化管理,清理、整顿、完善现行的二氧化硫控制法规、政策文件,使二氧化硫控制在法规的轨道中进行,以促进企业依法减排和政府依法监督。二是在加强环保监督的同时,要保障脱硫电价的及时足额到位,并加快出台考虑了环境成本的电价形成机制。三是摸清在近几年呈爆炸式发展的烟气脱硫建设中,由于经验不足和恶性低价竞争等情况带来的脱硫设备质量不过关的问题,开展提高脱硫装置可靠性的研究,制订相应的技术规定,为依法行政和技术监督提供技术依据。四是加快推进二氧化硫的排污权交易,出台排污交易实施办法,促进节约减排和经济减排。五是加快促进将二氧化硫变废为宝的有利于循环经济发展的资源节约型脱硫产业化的发展。六是真正做到以环境要求为目标(而不是以行政要求为目标),以技术条件和经济条件为约束,修订排放标准,并逐步做到科学分配各行各业在内的二氧化硫总量指标,以减少鞭打快牛、一刀切或多花钱办少事的情况发生。七是将污染治理的选择权和企业减排的管理权真正交给企业,减少不必要的行政干预。八是加强行业自律和公众监督的作用。(作者系中国电力企业联合会副秘书长兼行业发展与环境资源部主任)

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