发展改革委等部门曝光8家电厂违法超排二氧化硫

  根据《国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知》（国发〔2007〕15号）、《国务院批转节能减排统计监测及考核实施方案和办法的通知》（国发〔2007〕36号）、《国务院关于进一步加大工作力度确保实现“十一五”节能减排目标的通知》（国发[2010]12号）、《国家发展改革委国家环保总局关于印发〈燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法〉(试行)的通知》（发改价格〔2007〕1176号）、《排污费征收标准管理办法》（国家计委、财政部、国家环保总局、国家经贸委令第31号）、《污染源自动监控管理办法》（国家环境保护总局令第28号）和《排污费征收工作稽查办法》（国家环境保护总局令第42号）等要求，依据环境保护部组织实施的主要污染物总量减排现场核查和国家发展改革委员会等六部门组织并且开展的全国节能减排电力价格大检查结果，现将2009年度脱硫设施不正常运行的燃煤电厂核查及处理结果公告如下：

  该公司现有两台燃煤发电机组，装机容量均为13.5万千瓦，2007年6月建成投运，烟气脱硫设施同步建成投运，采用一炉一塔半干法脱硫技术。2009年全年享受脱硫电价。该公司违反大气污染防治设施一定要保持正常使用的法律要求和有关技术规范，脱硫设施长期不正常运行，不按操作规程添加足量脱硫剂，监测系统中脱硫剂消耗量、烟气入口和出口二氧化硫浓度数值人为作假，致使烟气在线监测数据失真，二氧化硫长期超标排放。经核查，该公司2009年全年发电量为15.1亿千瓦时，煤炭消耗量93.6万吨，平均硫分0.67％，脱硫设施全年投运率78％，综合脱硫效率61％，二氧化硫排放量为0.39万吨。

  该厂现有两台30万千瓦燃煤发电机组，总装机容量60万千瓦，2007年6月建成投运，烟气脱硫设施同年建成投运，采用一炉一塔石灰石石膏湿法脱硫技术，2009年全年享受脱硫电价。该公司违反大气污染防治设施一定要保持正常使用的法律要求，烟气脱硫设施经常开启旁路运行，二氧化硫经常超标排放。经核查核实，该公司2009年全年发电量为26.53亿千瓦时，煤炭消耗量112.6万吨，平均硫分4%，脱硫设施全年投运率90%，综合脱硫效率81％，二氧化硫排放量为1.37万吨。

  该公司现有两台36万千瓦燃煤发电机组，总装机容量为72万千瓦，分别于1999年和2000年建成投运，烟气脱硫设施于2009年10月建成投运，采用一炉一塔石灰石石膏湿法脱硫技术。该公司违反大气污染防治设施一定要保持正常使用的法律要求，脱硫设施长期不能正常运行，没办法实现全烟气脱硫，二氧化硫长期超标排放。经核查核实，该公司2009年全年发电量42.63亿千瓦时，燃煤量186.8万吨，燃煤平均硫份2.5%，脱硫设施全年投运率不足20%，二氧化硫排放量7.47万吨。

  该公司现有两台22万千瓦燃煤发电机组，总装机容量为44万千瓦，分别于1994年和1995年建成投运，烟气脱硫设施于2006年建成运行，采用两炉一塔石灰石石膏湿法脱硫技术。2009年全年享受脱硫电价。该公司违反大气污染防治设施一定要保持正常使用的法律要求和有关技术规范，脱硫设施经常停运，开启旁路运行，脱硫效率低。经核查核实，该公司2009年全年发电量17.4亿千瓦时，燃煤量77.9万吨，燃煤平均硫份4%，脱硫设施全年投运率90%，综合脱硫效率75％，二氧化硫排放量为1.25万吨。

  该公司共有三台燃煤发电机组，总装机容量35.9万千瓦，其中11号和12号机组（单机装机容量均为14.2万千瓦）于1999年月建成投运，烟气脱硫设施于2007年12月建成投运，采用湿法石灰石-石膏脱硫技术。 2009年5月开始享受脱硫电价。该公司违反大气污染防治设施一定要保持正常使用的法律要求和有关技术规范，11号和12号机组脱硫设施运行不稳定，故障率较高，经常开启旁路运行，在线监测系统故障率高，测量数据失真，二氧化硫浓度超标排放严重。经核查核实，11号和12号机组2009年全年发电量6.84亿千瓦时，煤炭消耗量63.68万吨，平均硫份0.84%，脱硫设施投运率46%，综合脱硫效率为39.1%，二氧化硫排放量0.52万吨。两台发电机组自享受脱硫电价后烟气脱硫装置投运率分别为82.4%和83.8%。

  该公司现有5台锅炉, 锅炉蒸发量450吨/时,其中1、2、3、4号为75吨/时，5号为150吨/时，采用氧化镁-电石渣浆湿法脱硫工艺，1、2、5号锅炉烟气脱硫装置为三炉一塔，3、4号为两炉一塔。该公司违反有关技术规范，原烟气无在线监测、出口在线监测数据人为设定上限，二氧化硫长期超标排放。经核查，该公司5台锅炉燃煤量41.6万吨，平均硫份为2.99%，综合脱硫效率为50%，全年二氧化硫排放量1万吨。

  该公司共有三台60万千瓦燃煤机组，总装机容量为180万千瓦，分别于2008年和2009年建成投运，烟气脱硫设施与发电机组同步建成运行，采用一炉一塔石灰石石膏湿法脱硫技术，1号和2号机组从2008年开始享受脱硫电价、3号机组于2009年11月开始享受脱硫电价。经检查核实，该公司脱硫装置运行时间少于发电主机运行时间，却按主机运行时间所发上网电量享受脱硫加价收入。2009年，该公司发电量62亿千瓦时，煤炭消费量334万吨，燃用煤炭硫份2.1%，综合脱硫效率58%，二氧化硫排放量4.7万吨，二氧化硫排放浓度严重超标。2009年2月至12月，1号和2号发电机组烟气脱硫装置投运率分别为85.78%和90.87%。

  该公司共有四台燃煤发电机组，总装机容量为180万千瓦，其中一期两台30万千瓦于2000年建成投运、二期两台60万千瓦于2007年和2008年建成投运。一期和二期烟气脱硫设施分别于2007年和2008年建成运行，均采用一炉一塔石灰石石膏湿法脱硫技术，2009年四台机组全年享受脱硫电价。经检查核实，该公司脱硫装置运行时间少于发电主机运行时间，却按主机运行时间所发上网电量享受脱硫加价收入。2009年，该公司发电量59亿千瓦时，煤炭消费量280万吨，燃用煤炭硫份1.29%，综合脱硫效率72%，二氧化硫排放量1.62万吨，二氧化硫排放浓度超标严重。1号、2号、3号和4号发电机组烟气脱硫装置全年投运率分别为97.37%、94.83%、91.26%和94.43%。

  （一） 责成山西忻州广宇煤电有限公司等8家单位，自公告之日起30个工作日内编制完成烟气脱硫设施整改方案，报送环境保护部备案；2010年年底前，一定得完成整改任务。

  （二）山西忻州广宇煤电有限公司等8家单位所在地省级环境保护行政主任部门，应当自公告之日起15个工作日内，依据本公告核定的2009年二氧化硫排放量，确定各机组（锅炉）应全额缴纳的2009年二氧化硫排污费金额，核实已经征收的二氧化硫排污费，追缴差额部分。追缴情况向社会公布。

  （三） 自公告之日起15个工作日内，山西忻州广宇煤电有限公司、广西方元电力股份有限公司来宾电厂、广西柳州发电有限责任公司、四川嘉陵电力有限公司、贵州发耳发电有限公司、湖南益阳发电有限公司等6家单位所在地省级价格主管部门，要根据《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》有关法律法规和上述公布的机组脱硫设施投运率，扣减停运时间上网电量的脱硫电价款，对脱硫设施投运率低于90%的，按规定处以相应罚款。从发电企业扣减脱硫电价形成的收入，由省级价格主管部门上缴当地省级财政主管部门。处罚情况向社会公布。

  （四）对不正常使用自动监控系统、弄虚作假的山西忻州广宇煤电有限公司、四川嘉陵电力有限公司和四川宜宾天原集团股份有限公司，由所在地县级以上环境保护行政主任部门依据《中华人民共和国大气污染防治法》第四十六条和《污染源自动监控管理办法》第十八条有关法律法规进行处罚。

  （五）对不正常运行脱硫装置、超标排放二氧化硫的山西忻州广宇煤电有限公司等8家单位，由所在地环境保护行政主任部门依据《中华人民共和国大气污染防治法》第四十六条有关法律法规进行处罚。

  山西忻州广宇煤电有限公司等8家单位所在地省级环境保护行政主任部门和价格主管部门，应将上述处理结果及时报环境保护部和国家发展改革委。

  各省级环境保护行政主任部门和价格主管部门应严格执行《大气污染防治法》、《污染源自动监控管理办法》、《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》等有关法律和法规规定，加大燃煤脱硫设施运行监督管理和脱硫电价执行力度，按要求向社会公告所辖地区各燃煤机组脱硫设施投运率、脱硫效率、排污费征收以及脱硫电价扣减等有关情况，确保完成国家“十一五”二氧化硫减排目标。