燃煤电厂大气污染物排放标准

燃煤电厂大气污染物排放标准 编制说明（征求意见稿） 标准编制组二一五年四月 项目名称：河北省燃煤电厂大气污染物排放标准下达任务文件： 河北省质量技术监督局标准编制单位：河北省环境科学学会、河北国华定洲发电有限责任公司、北京济元紫能能源科技有限责任公司、北京国电清新环保技术股份有限公司、聚光科技（杭州）股份有限公司标准编制组成员：程飞、王婷、陈小通、文亮、程俊峰、尉亚飞、谷瑞欣、何文杰、高翔、王春雨、孟欣、孟宪忠、于海、杜静、康海朋目 录1 项目背景11.1项目来源11.2主要工作过程12 标准制订的必要性、制定原则和技术路线22.1标准制定的必要性22.2 标准制定原则和技术路线53 河北省燃煤电厂污染现状73.1 河北省燃煤电厂分布及生产状况73.2 生产工艺及产污环节分析93.3 河北省燃煤电厂污染控制措施及排放现状113.4 污染物排放情况133.5 河北省燃煤电厂主要问题分析183.6 国内外相关标准借鉴184 污染控制技术分析274.1 SO2控制技术274.2烟尘控制技术294.3NOx控制技术304.4汞控制技术324.5超低达标排放技术335 排放限值的确定355.1 污染源与时段划分355.2 污染物控制项目355.3 大气污染物排放限值制订依据355.4 监测386 强制性标准的建议说明397 贯彻标准的措施建议398 标准实施后的企业成本核算和环境效益398.1社会效益408.2经济效益与环境效益409 社会稳定风险评估429.1项目概况429.2 风险评估的目的及方法439.3 风险评估449.4 化解风险预案471 项目背景1.1项目来源为深入贯彻可持续发展观，促进全省空气质量的进一步改善，我省一直高度重视大气污染的防治工作，火电行业作为排污大户，是影响空气质量和我省燃煤量减排目标完成的重要行业。根据火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2011)要求，自2014年7月1日起现有火力发电燃煤锅炉执行烟尘30mg/m3，二氧化硫200mg/m3，氮氧化物100mg/m3；自2012年1月1日起，新建火力发电燃煤锅炉执行烟尘30mg/m3，二氧化硫100mg/m3，氮氧化物100mg/m3。根据2013年2月国家环保部发布的关于执行大气污染物特别排放限值的公告(公告2013年 第14号)与火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2011)，自2014年7月1日起，重点地区现有火力发电燃煤锅炉烟尘执行20mg/m3的特别排放限值；自2013年4月1日起，重点地区新建的火力发电燃煤锅炉执行大气污染物特别排放限值烟尘20mg/m3，二氧化硫50mg/m3，氮氧化物100mg/m3。经初步统计，目前全省已有20家电厂，41台机组实现了部分污染物“超低排放”，已达到或接近天然气锅炉及燃气轮机组执行烟尘5mg/m3，二氧化硫35mg/m3，氮氧化物50mg/m3的要求。为按照“以大带小，分类推进”的原则，适应我省新的环保要求，实现省委、省政府2015年底前完成全省燃煤发电机组除尘、脱硫、脱销设施升级改造，升级改造后达到燃煤电厂超低排放限值要求的目标，河北省环境保护厅下达了河北省燃煤电厂大气污染物排放标准制订计划。河北省质量技术监督局将制定河北省燃煤电厂大气污染物排放标准列入2015年河北省地方标准制制定项目计划，由河北省环境科学学会牵头组织制订。河北省环境保护厅于2015年2月下达了河北省燃煤电厂大气污染物排放标准（以下简称标准）的编制任务，并委托河北省环境科学学会承担该标准的编制工作。1.2主要工作过程 河北省环境科学学会、河北国华定洲发电有限责任公司、北京济元紫能能源科技有限责任公司、北京国电清新环保技术股份有限公司、聚光科技（杭州）股份有限公司在接受任务后，成立了标准编制组，标准编制组于2015年3月启动了标准编制工作，首先对国家和地方的燃煤电厂污染物排放标准和控制经验进行了深入研究；结合燃煤电厂最新大气污染物排放数据，了解分析河北省火电行业大气污染防治的发展变化和趋势；对河北省现有燃煤电厂污染防治技术及治理水平调研；对烟尘、二氧化硫、氮氧化物已达到近零排放的燃煤电厂机组进行现场调研与监测；期间组织召开了多次专家和内部研讨会，对标准框架及内容进行讨论，在此基础上形成目前的标准（征求意见稿）及其编制说明。具体工作程序如下：2015年3月上旬组成项目编制组，编制开题报告；2015年3月中旬文献调研、省内外专家咨询；2015年3月下旬实地考察、调研周边省、市燃煤电厂产污、治污、排污现状情况，并搜集国家和各省市燃煤电厂相关政策文件；在此基础上确定标准的框架和内容；2015年4月上旬初步形成河北省燃煤电厂大气污染物排放标准的征求意见稿及其编制说明。2 标准制订的必要性、制定原则和技术路线2.1标准制定的必要性 (1)国家环保发展形势的需要随着我国大气污染治理工作的发展，以及人们对空气质量关注度的不断提高，国家对重要行业大气污染物排放标准提出了更高要求。国务院关于印发国家环境保护“十二五”规划的通知（国发201142号）要求：持续推进电力行业污染减排。新建燃煤机组要同步建设脱硫脱硝设施，未安装脱硫设施的现役燃煤机组要加快淘汰或建设脱硫设施，烟气脱硫设施要按照规定取消烟气旁路。加快燃煤机组低氮燃烧技术改造和烟气脱硝设施建设，单机容量30万千瓦以上（含）的燃煤机组要全部加装脱硝设施。加强对脱硫脱硝设施运行的监管，对不能稳定达标排放的，要限期进行改造。李克强总理在2014年两会政府工作报告中提出“深入实施大气污染防治行动计划，实行区域联防联控，推动燃煤电厂超低排放改造，促进重点区域煤炭消费零增长”，强调节能减排和环境治理是一场攻坚战，环境污染是民生之患、民心之痛，要铁腕治理。2015年3月10日，张杰辉副省长在“河北省全面启动燃煤电厂超低排放升级改造工作现场会”中要求：要按照“以大带小，分类推进”的原则，2015年底前完成全省燃煤发电机组除尘、脱硫、脱销设施升级改造，升级改造后达到燃煤电厂超低排放限值要求，减少大气污染物排放，促进电力行业总量减排，有效改善区域环境质量。促进产业结构调整，实现电力行业可持续发展。(2)河北省空气质量改善的需要2014年，河北省11个设区市空气质量优良天数平均152天，同比增加23天；重度以上污染天数平均66天，同比减少14天。其中，省会石家庄市达标天数同比增加54天，重度以上污染天数同比减少46天，一级天数9天（2013年无一级天）。全省PM2.5、PM10、二氧化硫、二氧化氮、一氧化碳、臭氧平均浓度，同比分别下降12%、13.2%、25.7%、5.9%、16.7%和13.7%。全省大气污染防治虽然取得了一定成效，但受重化工业比重较大、能源结构不合理、人口加速向城市聚集、机动车快速增长和自然条件先天不足等多重因素影响，大气污染治理任务依然艰巨。2014年全省平均达标天数比例仅为41.6%，全省PM2.5、PM10平均浓度分别超国家标准1.7倍、1.35倍，全国74个重点城市排名最差的10个城市中我省仍有7个。全省每年燃煤量在3亿吨左右，其中燃煤电厂用煤量在1亿吨以上，占到三分之一以上，虽然燃煤电厂通过污染防治设施的升级改造已经达到了2014年7月1日执行的新标准，但是污染物的排放总量仍然占较大比重，全省大气环境形势仍然极其严峻。(3)河北省污染减排的需要国务院关于印发“十二五”节能减排综合性工作方案的通知（国发201126号）在“实施污染物减排重点工程”中要求：河北省2015年二氧化硫控制在125.5万吨、氮氧化物控制在147.5万吨。河北省钢铁水泥电力玻璃行业大气污染治理攻坚行动方案要求，力争到2014年底，“四个行业”重点治污减排项目主体工程基本建设完毕。到2015年6月底，“四个行业”主要污染物排放源全部建成符合排放标准和总量控制要求的治污减排设施，投运率和脱除效率符合国家、省有关规定，主要污染物二氧化硫、氮氧化物、烟（粉）尘排放总量分别削减17.95万吨、31.69万吨和0.72万吨。(4)河北省环境管理工作的需要河北省是以燃煤发电为主的能源大省，截至2014年底，全省发电装机容量达68050MW，全年发电量3172亿kWh，其中火力发电占98.6%。火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）实施以来，对控制我省火电厂大气污染物排放和推动技术进步发挥了重要作用。近年来，我省燃煤电厂脱硫脱硝及除尘技术发展迅速，目前全省已有20家电厂，41台机组采用如湿式静电除尘装置，单塔双循环、双塔双循环脱硫设施，以及低氮燃烧、高效SCR脱硝等先进、成熟技术实施环保设施升级改造，实现了部分污染物“超低排放”，已达到或接近天然气锅炉及燃气轮机组执行烟尘5mg/m3，二氧化硫35mg/m3，氮氧化物50mg/m3的要求。这些控制技术为提高燃煤电厂大气污染物排放控制要求提供了技术支撑。研究制定全省和各市符合当地功能定位、严于国家标准的污染物排放标准，严把新建项目产业政策关，加大产业结构调整力度；加大环保、能耗、安全执法处罚力度，建立以提高大气污染物排放标准倒逼燃煤电厂污染减排控制的机制。因此，加严燃煤电厂污染物排放标准是河北省环境管理工作的需要。2.2 标准制定原则和技术路线2.2.1标准制定的原则本标准制定工作的总原则是：保护环境，防治污染，保障人体健康，严格粉尘、二氧化硫、氮氧化物及其它大气污染物排放控制要求，并考虑技术、经济可行性，推行节约并合理使用能源、高效低污染燃烧以及末端治理相结合的综合排放措施，促进我省资源的合理利用和燃煤电厂结构的调整与发展，实现环境保护与燃煤电厂发展的双赢。（1）与国家标准紧密衔接。作为地方标准，本标准指标体系以国家标准为基础，以我国现行的环境法律、法规和标准为依据，制定的指标限值或与同期国家标准相当，或严于同期国家标准。（2）技术可行性原则。对每一受控的污染工艺和项目，从污染排放源特征（烟气量、浓度），结合现实技术能达到的控制水平，得出一种技术可行的标准限值。即要求标准与技术结合非常紧密，每个标准值都对应一定的技术。（3）从严控制的原则。即针对某种特定工艺，通过达标率分析，按污染控制最好的一家或几家企业的排放水平来制定污染物排放浓度限值。将通过排放标准的调整和加严，促进新建燃煤电厂采用更加清洁的生产工艺和高效除尘技术，同时推动对现有燃煤电厂进行技术改造，大幅度削减大气污染物排放。（4）与国内外同类标准比较的原则。参考国内外先进地区和国家的同类标准，主要包括河北、山西、江苏、浙江、北京等的地方标准和美国、欧洲的国家标准。（5）结合本地区实际的原则。根据本地区行业企业生产水平和污染治理能力的现状，着重对产生污染物量大的主要工序或者设备排放限值进行规定。（6）促进行业实行清洁生产和节能降耗，完善污染物排放监控体系。促进地区经济与环境协调发展。2.2.2技术路线本课题编制的技术路线如图 1。背景调查调查各燃煤电厂的生产工艺及污染排放相关国家标准相关地方标准初步确定需控制的污染物污染物监测分析污染物危害及影响分析确定需控制的污染物确定制定标准的技术依据标准初稿标准征求意见稿标准送审稿标准报批稿标准公布、发表初审、修改征求意见、修改技术审查行政审查图1 河北省燃煤电厂大气污染物排放标准编制说明技术路线3 河北省燃煤电厂污染现状3.1 河北省燃煤电厂分布及生产状况2014 年，河北南部电网统调发购电量 1665.91 亿千瓦时，比上年增长 3.3%，增速比上年下降 1.6 个百分点，其中直调发电量 1292.17 亿千瓦时，比上年下降 2.4%。2014 年，河北南部电网统调电厂发电设备平均利用小时数为 4975 小时，比上年下降 295 小时。其中，火电利用小时 5279小时，比上年下降 304 小时；水电机组平均利用小时 370 小时 ，比上年下降 67 小时；风电机组平均利用小时 1962 小时，比上年下降 310 小时。为体现国家节能环保政策要求，通过合理引导、积极沟通，采取将抽水招标交易参与范围限定为 60 万机组、大机组优先开展替代交易等市场手段，增加 60 万等级机组利用小时 378 小时，全年利用小时较 30 万等级高 279 小时。到 2014年12 月底，河北南部电网内共有统调发电企业 59 家，除部分独立发电单位外，分属 8 个发电集团，各发电集团装机情况如下：省建投，容量665.8万千瓦，占统调装机容量的24.9%；国华电力，容量 513.9 万千瓦，占统调装机容量的19.3%；华能集团，容量388万千瓦，占统调装机容量的14.5%；大唐集团，容量 290.9 万千瓦，占统调装机容量的10.9%；国电集团，容量 252 万千瓦，占统调装机容量的 9.4%；华电集团，容量 193.9 万千瓦，占统调装机容量的7.3%；中电投集团，容量92万千瓦，占统调装机容量的3.4%；华润集团，容量 66 万千瓦，占统调装机容量的 2.5%；独立发电单位，容量 206.4 万千瓦，占统调装机容量的 7.7%河北南部电网发电机装机情况2014年，河北省南部电网净增统调发电容量82.87万千瓦。其中：新增发电装机 66.87 万千瓦，包括：灵峰#1、2 机（各1.2 万千瓦），留家庄风电（4.95 万千瓦），光伏电站合计 59.52万千瓦；火电机组增容 16 万千瓦，分别是任丘#1、2 机（各5万千瓦）和上安#3、4 机（各 3 万千瓦）；到 12 月底，河北南部电网全口径装机容量达到 2913.9 万千瓦（含张河湾），比上年增长 3.8；全口径发购电容量3378.9万千瓦，比上年增长 3.2。其中：统调装机容量 2668.9 万千瓦，比上年增长 3.2；非统调装机容量 245 万千瓦，比上年增长 10.4%；网外长期购电容量 465 万千瓦，与上年持平。河北南部电网建设情况河北南部电网以500千伏和220千伏电网构成主网架，东联山东、西通山西、南承华中、北接京津唐，是“西电东送、南北互供、全国联网”的重要通道。截至2013年底，全网拥有500千伏变电站15座，容量2775万千伏安，线路4924公里；220千伏变电站167座，容量5279万千伏安，线路9858公里。全网发电装机容量2826万千瓦。2013年，公司实现售电量1421亿千瓦时，资产总额707.1亿元。截至2013年底，河北南网共有110千伏及以上变电容量16002万千伏安，输电线路48139公里。 2014 年，河北南网扩建 2 台 500 千伏主变，新增 500 千伏变电容量 150 万千伏安；新建 220 千伏变电站 8 座，新投 220千伏主变 26 台，增容 220 千伏主变 6 台，新增 220 千伏变电容量 516 万千伏安；新增 220 千伏线路 19 条，新增 220 千伏输电线路 460 公里。截止 2014 年底，全网共运行 500 千伏变电站 15 座，500千伏降压变压器 37 台，容量 2925 万千伏安，500kV 输电线路38条（不含网间联络线），总长度 2403 公里；220 千伏变电站 175座（包括用户站 4 座，电铁牵引站 13 座），主变 388 台，总容量 5795 万千伏安，220 千伏线路 430 条，总长度 10241 公里。河北南部电网电力供需情况2014 年，河北南部电网全社会用电量完成 1755.61 亿千瓦时，比上年增长 2.96%。第二产业用电比重下降，第一、三产业和城乡居民生活用电比重均略有上升。第一产业用电量 68.63 亿千瓦时，比上年增长 28.07%。主要原因是全年降水偏少，且冬季气温偏高，导致灌溉负荷持续偏高，用电量增长较快。第二产业用电量1233.93 亿千瓦时，比上年负增长0.14%。主要原因是受经济结构调整、大气污染治理、节能减排等因素影响，近年来工业用电量增速呈逐年下降趋势，黑色金属冶炼及压延加业用电量比上年负增长 10.03%，成为影响第二产业用电量负增长的主要因素。第三产业用电量 211.78 亿千瓦时，比上年增长 14.22%。由于优化产业结构调整影响，近年来相关行业均保持了较快增长趋势。居民生活用电量 241.27 亿千瓦时，比上年增长 4.63%。3.2 生产工艺及产污环节分析 燃煤电厂常见生产工艺流程为：原煤运至电厂后碾磨成粉，经气力输送方式以一定风煤比和温度将煤送进锅炉炉膛，经化学处理后的水在锅炉内被加热成高温高压蒸汽推动汽轮机高速运转，汽轮机带动发电机旋转发电。燃煤电站锅炉主要有煤粉炉和循环流化床锅炉两种。见图2。图2 燃煤电厂生产工艺流程及排污节点图(1)大气污染物排放 燃煤电厂大气污染物排放主要来源于锅炉，从烟囱高空排放，主要污染物包括烟尘、硫氧化物、氮氧化物，此外还有重金属、末燃烧尽的碳氢化合物、挥发性有机化合物等物质。 烟尘排放与锅炉炉型、燃煤灰分及烟尘控制技术有关。煤粉炉烟尘排放的初始浓度大多为10g/m330g/m3，循环流化床锅炉烟尘排放的初始浓度大多为15g/m350g/m3。另外，在煤炭、脱硫剂利灰渣等易产生扬尘物料的运输、装卸和贮存过程中会产生扬尘。硫氧化物排放主要由于煤中硫的存在而产生。燃烧过程中绝大多数硫氧化物以二氧化硫(SO2)的形式产生并排放。此外还有极少部分被氧化为三氧化硫(SO3)吸附到颗粒物上或以气态排放。煤炭燃烧过程甲排放的氮氧化物(NOx)是一氧化氮(NO)、二氧化氮(N02)及氧化亚氮(N2O)等的总称，其中以一氧化氮为主，约占95。电厂燃用煤炭收到基含氮量多在2以下。重金属排放来源于煤炭中含有的重金属成分，大部分重金属(砷、镉、铬、铜、汞、镍、铅、硒、锌、钒)以化合物形式(如氧化物)和气溶胶形式排放。煤中的重金属含量比燃料油和天然气高几个数量级。(2)水污染物排放 燃煤电厂排放废水主要为外排冷却水，其中直流冷却水属含热废水，循环冷却水含盐量较高。另外还有少量含油污水、输煤系统排水、锅炉酸洗废水、酸碱废水、冲灰水、冲渣水、脱硫废水、脱硝废水和生活污水等。主要污染物是有机物、金属及其盐类、悬浮物。 (3)固体废物 燃煤电厂生产过程中产生的固体废物主要为飞灰和炉底渣。绝大部分飞灰经除尘器收集并去除，小部分飞灰在锅炉的其他部分，如省煤器和空气预热器灰斗中收集并去除。底灰不可燃，沉降到锅炉底部并保持疏松灰的形式：若燃烧温度超过灰熔点，则以炉底渣形式存在。此外，固体废物还有脱硫副产物、失效催化剂和污水处理产生的污泥等。 (4)噪声排放 燃煤电厂中各类噪声源众多，主要噪声源包括磨煤机、锅炉、汽轮机、发电机、直接空冷的风机和循环冷却的冷却塔，噪声源的声功率级较大。3.3 河北省燃煤电厂污染控制措施及排放现状 (1)烟尘控制措施及排放现状 燃煤火电企业烟气除尘工艺包括电除尘器、袋式除尘器和电袋除尘器。其选择使用何种除尘器主要取决于燃料类型、燃煤火电企业规模、锅炉类型和配置等。目前，国内电除尘器提效改造技术主要有电袋复合技术、布袋除尘技术、旋转电极技术、高频电源技术、低温高效技术、烟气调质、湿式柔性静电除尘技术等。根据火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2011)要求，自2014年7月1日起现有火力发电燃煤锅炉执行烟尘30mg/m3；自2012年1月1日起，新建火力发电燃煤锅炉执行烟尘30mg/m3。根据2013年2月国家环保部发布的关于执行大气污染物特别排放限值的公告(公告2013年 第14号)与火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2011)，自2014年7月1日起，重点地区现有火力发电燃煤锅炉烟尘执行20mg/m3的特别排放限值；自2013年4月1日起，重点地区新建的火力发电燃煤锅炉执行大气污染物特别排放限值烟尘20mg/m3。 (2)二氧化硫控制措施及排放现状硫氧化物排放主要是由于煤中硫的存在而产生的。硫在煤炭中是以无机硫或有机硫的形式存在的，燃烧过程中绝大多数硫氧化物是以二氧化硫（SO2）的形式产生并排放的。此外还有极少部分被氧化为三氧化硫（SO3），三氧化硫被吸附到颗粒物上，因此SO3会增加细粒子PM10、PM2.5的排放。脱硫工艺分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫。燃烧前脱硫主要是洗煤；燃烧中脱硫就是在煤燃烧过程中，加入吸附剂吸附所产生的二氧化硫，可以采用向炉内直接喷射钙基吸收剂的方法，也可以采用液化态燃烧的方法；燃烧后脱硫即烟气脱硫，烟气脱硫又可分为湿法、半干法和干法三种工艺。湿法烟气脱硫工艺主要包括：石灰石/石灰-石膏法工艺，氧化镁湿法脱硫工艺，海水脱硫工艺，氨法脱硫工艺；半干法烟气脱硫工艺包括：喷雾干燥法脱硫工艺，烟气循环流化床脱硫技术；干法脱硫工艺包括：电子束法和活性炭法等。参考国家最新环保要求，燃煤电厂目前采用的脱硫升级技术主要有：脱硫增容提效等。 根据火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2011)要求，自2014年7月1日起现有火力发电燃煤锅炉执行二氧化硫200mg/m3；自2012年1月1日起，新建火力发电燃煤锅炉执行二氧化硫100mg/m3。根据2013年2月国家环保部发布的关于执行大气污染物特别排放限值的公告(公告2013年 第14号)与火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2011)，自2013年4月1日起，重点地区新建的火力发电燃煤锅炉执行大气污染物特别排放限值二氧化硫50mg/m3。 (3)氮氧化物控制措施及排放现状煤炭燃烧过程中排放的氮氧化物（NOx）是一氧化氮（NO）和二氧化氮（NO2）的混合物。NOx的形成主要包括热力型NOx和燃料型NOx，热力型NOx的形成与燃烧温度密切相关，燃料型NOX的形成主要取决于燃料中的含N量。我国燃煤火电企业煤炭含N量多在2.0%以下。 控制燃煤火电企业NOx排放的措施分两大类。一类是通过燃烧技术的改进，如低NOx燃烧器、分级燃烧及再燃烧（燃料分级燃烧）等；另一类是尾部加装烟气脱硝装置。尾部加装烟气脱硝装置的技术主要有：选择性催化还原技术（SCR）、选择性非催化还原技术（SNCR）。燃煤机组采用低氮燃烧技术后，其氮氧化物排放浓度仍不达标或不满足总量控制要求时，需配置烟气脱硝设施。对于300MW及以上机组，一般采用SCR烟气脱硝装置。对300MW以下机组，可采用SNCR烟气脱硝装置。 参考国家最新环保要求，锅炉NOx排放浓度需控制到100mg/Nm3。为在控制NOx排放的同时，兼顾提高锅炉经济性，低氮燃烧技术、SCR技术、SNCR技术、SNCR/SCR 技术等是燃煤电站锅炉当前普遍采用的、成熟的NOx 控制技术，这些技术可单独使用，也可组合使用，以便达到不同的NOx控制要求。 根据火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2011)要求，自2014年7月1日起现有火力发电燃煤锅炉执行氮氧化物100mg/m3；自2012年1月1日起，新建火力发电燃煤锅炉执行氮氧化物100mg/m3。根据2013年2月国家环保部发布的关于执行大气污染物特别排放限值的公告(公告2013年 第14号)与火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2011)，自2013年4月1日起，重点地区新建的火力发电燃煤锅炉执行大气污染物特别排放限值氮氧化物100mg/m3。3.4 污染物排放情况河北省燃煤电厂共计155家，其中30万KW及以上的燃煤电厂共计42家，30万KW以下(含企业自备燃煤发电机组)燃煤电厂共计113家（不含生物质发电）356台机组。经初步统计，目前全省已有20家电厂(30万KW及以上)，41台机组实现了部分污染物“超低排放”，已达到或接近天然气锅炉及燃气轮机组执行烟尘5mg/m3，二氧化硫35mg/m3，氮氧化物50mg/m3的要求。标准编制组对我省已达到或接近天然气锅炉及燃气轮机组执行烟尘5mg/m3，二氧化硫35mg/m3，氮氧化物50mg/m3要求的20家电厂(30万KW及以上)，41台机组进行了监测调研，数据如表1所示。表1 河北省燃煤电厂大气污染物监测数据统计表 单位：mg/m3序号企业名称机组容量（MW）二氧化硫（mg/m3）氮氧化物（mg/m3）烟尘（mg/m3）验收时间备注1河北西柏坡发电有限责任公司#333025507未验收三项污染物近零排放#4330255072河北西柏坡第二发电有限责任公司#56009未验收#5、#6烟尘单项近零排放#660093华能国际电力股份有限公司上安电厂#135021.804.76二氧化硫、烟尘达到近零排放#235019.338.02#333016.198.64#434018.507.044河北华电石家庄裕华热电有限公司#13007274未验收三项污染物近零排放#2300292945华电国际河北华电石家庄鹿华热电有限公司133014未验收二氧化硫近零排放2330156国电承德热电有限公司233010未验收烟尘有能力近零排放7国电怀安热电有限公司#1330185未验收烟尘、二氧化硫单项有能力近零排放#233018128河北大唐国际张家口热电有限责任公司#13002544.611.6未验收二氧化硫已经实现近零排放，其他项月均值也可达到，但瞬时值不达标#230022.545.911.79河北建投宣化热电有限责任公司#13302217未验收烟尘、二氧化硫近零排放#2330231810张家口发电厂3#3207.6321.337.69未验收三项均为近零排放5#3209.3429.336.796#32013.067.9二氧化硫、烟尘近零排放7#32015.21二氧化硫近零排放11秦皇岛发电有限责任公司#332029未验收目前只完成了脱硫的升级改造。12河北大唐国际王滩发电有限责任公司#160013.72#1机组脱硝验收时间：2013年4月28日#260045.65#2机组脱硝验收时间：2012年8月27日13三河发电有限责任公司#135019.9634.012.342014.9.9项污染物近零排放#235021.1433.811.422015.1.3014河北国华定洲发电有限责任公司366019.642.12.02015.1.29三项污染物近零排放466027.633.52.215大唐清苑热电有限公司#130025.99未验收二氧化硫单项达标#230023.01未验收16河北国华沧东发电有限责任公司#160028.6216.52未验收二氧化硫、烟尘近零排放#260028.3810.9#360024.1710.08#460021.9911.5617河北衡丰发电有限责任公司#13305未验收烟尘单项近零排放18国电河北龙山发电有限责任公司#2600355010未验收三项污染物近零排放19河北邯郸热电股份有限公司#112003913未验收烟尘、二氧化硫近零排放#122008920国电电力发展股份有限公司邯郸热电厂#132001512未验收烟尘、二氧化硫近零排放160903.5 河北省燃煤电厂主要问题分析电力工业的快速发展为国民经济的快速发展奠定了基础。在高速增长的经济环境下，我省的电力消费在终端能源消费中的比例呈逐年增高的趋势，电力工业的发展正面临着经济增长和环境保护的双重压力。具体表现为：（1）电力结构单一电网电力结构单一。2014年总装机容量中，仍以火电为主，水电、风电比重很小，没有核电。（2）河北南部电网问题根据电力平衡预测结果，2015 年河北南网最大负荷将超过3300 万千瓦，新投主力机组仅有 60 万千瓦，同时为治理大气污染，国家新一轮煤电节能减排升级改造工作已开始，全年电力供需将持续紧张，其中，迎峰度夏期间最大缺额容量超过 400万千瓦。为此，需要继续采取增加外购电力等措施，才能最大限度地保障电力供应，满足地方经济社会发展及人民生活用电需求。（3）环境污染严重在河北电力快速发展的同时，存在着电力结构单一、发电机组构成不合理等深层次的矛盾；目前河北省的装机容量和总发电量在全国均名列前茅，同时，电力的快速发展对河北的自然生态环境造成了严重的影响，尤其在二氧化硫和烟尘排放上，更为突出。3.6 国内外相关标准借鉴3.6.1 SO2排放标准（1）美国SO2排放标准美国1971年颁布的新源排放标准规定，1971年8月17日以后新建的热功率超过73MW的电站锅炉SO2排放量不得超过1.2lb/MBtu（相当于0.516g/MJ，约折合1480mg/m3）。1977年对该标准进行了修改，颁布了修改后的新源标准，要求1978年9月18日以后新建的热功率超过73MW的电站锅炉必须安装脱硫装置，且脱硫效率不得小于70%。当脱硫效率为70%时，SO2排放量不得超过0.6lb/MBtu（相当于0.258g/MJ，约折合740mg/m3），当脱硫效率为90%时，SO2排放量不得超过1.2lb/MBtu。1970年代后期，酸雨成为美国关注的焦点问题，这是由于清洁空气法对新源规定了严格的排放标准，却忽视了现有污染源的管理，而新源并没有象想象的那样占支配地位。为了解决酸雨问题，1990年的清洁空气法修正案在第四篇中提出了酸雨计划，目的是实施减排计划，降低全国SO2和NOx的排放量，减少酸沉降的不利影响。酸雨计划的管理规定草案发表于1991年，最终发表于1993年。美国1970年、1980年、1990年和2000年的SO2排放量分别为2930万吨、2609万吨、2368万吨和1800万吨，2010年预计为1400万吨。酸雨计划的主要目标之一是：到2010年，美国的SO2排放量将比1980年的排放水平减少1000万吨。该计划明确规定，通过在电力行业实施SO2排放总量控制和交易政策，分两个阶段来实施这一目标。选择电厂作为酸雨计划的控制对象是基于美国SO2排放的实际情况而定的：1980年代，美国每年硫氧化物的排放总量超过2000万吨，其中75来自火力发电厂，20左右来自其他工业源，5来自交通污染源。第I阶段（1995年1月1999年12月）：着手解决分布在21个州110家排放水平超过2.5lb/MBtu（相当于3083mg/m3左右）高污染燃煤电厂中的261个重点机组（这些电厂及机组清单都已列入法规中），其排放水平必须满足2.5 lb/MBtu，这一排放限值（2.5 lb/MBtu）技术上不难满足，但实现后每年可比1980年减排350万吨SO2。 第II阶段（2000年1月2010年）：限制对象扩大到2000多家，包括了规模25MW以上所有电厂，目标是使它们的SO2排放总量比1980年减少1000万吨。第II阶段将第I阶段的允许排放水平从2.5lb/MBtu下降到1.2lb/MBtu（对应于1971年电站锅炉新污染源排放标准），使SO2年排放量比1980年减少1000万吨。美国2005年颁布了新的排放标准，对新建、扩建和改建电站锅炉分别规定了排放限值。对新建电站锅炉改为基于电量输出的排放限值，对扩建和改建电站锅炉要求达到基于电量输出排放限值和热量输入排放限值两者之一即可。修改后的新源排放标准要求2005年2月28日前建设的热功率超过73MW的电站锅炉仍执行老标准；2005年2月28日以后热功率超过73MW的新建、扩建电站锅炉的脱硫效率不得小于95%，改建电站锅炉脱硫效率不得小于90%。新建电站锅炉SO2排放量不得超过1.4lb/MWh；扩建和改建电站锅炉不得超过1.4lb/MWh或0.15 lb/MBtu（相当于0.0645 g/MJ，约折合184 mg/m3）。（2）欧盟SO2排放标准在欧洲国家中，德国率先制订大型燃烧装置法（GFAVO），该法于1983年生效，要求自1987年7月1日起，大型燃烧装置排放烟气中的SO2浓度不得超过400mg/m3，烟气中硫含量低于燃料含硫量的15。因此，几乎所有的电厂都在原有的机炉厂房旁建立起高大崭新的烟气脱硫、脱硝设备，成为德国电厂的一大特色。德国人后来把19831988年期间在全西德范围内加装烟气净化设备的举措称之为“改装运动”。到1988年德国已有95的装机容量安装了烟气脱硫装置，火电厂SO2排放量由1982年的155万吨降低到1991年的20万吨，削减幅度达到87%，占全国SO2排放量的21%。继联邦德国之后，奥地利和荷兰也通过了类似的标准，在前联邦德国等国的推动下，当时的欧共体颁布出台了大型燃烧企业大气污染物排放限制指令（88/609/EEC）对大型燃烧装置的SO2、烟尘和NOx排放进行控制。88/609/EEC指令规定，1987年7月1日后获得许可证的新建厂，热功率大于500MW燃用固体燃料的装置执行400mg/m3的排放限值，热功率在50100MW之间的执行2000mg/m3的排放限值，热功率在100500MW之间的，执行的排放限值在2000400mg/m3之间线性递减。为了进一步加强对大型燃烧装置排放大气污染物的控制，欧盟对88/609/EEC指令进行了修改，制订出台了现行的大型燃烧企业大气污染物排放限制指令（2001/80/EC），替代了88/609/EEC指令。2001/80/EC指令中是区分三类燃烧企业进行管理的，对这三类企业规定了不同的排放限值。成员国可以采用更为严格的排放限值。1）2002年11月27日后获得许可证的新建燃烧装置，也即2001/80/EC指令生效后获得许可证的新建燃烧装置，对于热功率大于等于300MW燃用固体燃料的大型装置，执行200 mg/m3的限值。热功率在50100MW之间的执行850mg/m3的排放限值，热功率在100300MW之间的，执行的排放限值在850200mg/m3之间递减。2）1987年7月1日后、2002年11月27日前获得许可证的新建燃烧装置，仍执行88/609/EEC指令中规定的限值。3）1987年7月1日前获得许可证的燃烧装置，也即88/609/EEC指令生效前获得许可证的燃烧装置。各成员国在2008年1月1日前可以采用下面两种措施之一：采取必要的方法使排放达到88/609/EEC指令中规定的限值。或者按照2001/80/EC中规定的各国排放总量上限的要求，制订和实施国家排放削减计划，成员国应该保证国家排放削减计划的削减量不少于采用方法中的限值减少的排放量。在2001/80/EC指令中规定了15个成员国的总量削减目标，在成员国增加后，欧盟分别于2003年和2006年对2001/80/EC进行了修订，给出了27个成员国的总量削减目标。欧盟的指令（Directive）是欧盟部长会议发布的确定目标，允许成员国选择形式和方法的命令。指令具有法律约束力，但没有直接的适用性，需要成员国在特定的时期之内转换为国内法，转换的期限通常是一至两年。成员国通常具有转换的义务，转换的形式多种多样，有时成员国可能已经制定了相应的法律规范，有时只需要修改现行法律，有时需要制定新的法律。在欧盟的环境法措施中，指令占90。（3）日本 为了解决二氧化硫污染，1968年6月日本国会通过了全面修改后的大气污染防止法。该法很重要的一点是对二氧化硫的排放实行K值控制。K值限制标准和总量控制标准的制定程序和方法基本上反映了日本在制定大气污染物排放标准时的思路与策略。K值限制方式是在考虑了二氧化硫的最大落地浓度的基础上来限制排放出的二氧化硫的量。K值越小则限制越严。日本在1968年12月第一次规定了21个地区的K值范围及级别，K值在20.429.2范围内被分成3个级别。以后经过八次修改（几乎每年一次），K值一次比一次减小，即排放标准一次比一次严格。目前的K值是根据1976年9月修改决定的。在120个特别地区以及其他非特别地区中，K值在3.017.5范围内被分成16个级别，相当于172mg/m33575mg/m3。（4）其他国家和地区SO2排放标准表2列出了我国和世界上主要国家和地区大型燃煤电厂SO2排放浓度限值，由表中的数据可见，美国、欧盟、日本、澳大利亚等发达国家和地区燃煤电厂的排放限值一般均在200 mg/m3以下，通常只有安装脱硫装置才能达标排放。表2 主要国家和地区大型燃煤电厂二氧化硫排放浓度限值（mg/m3）国家和地区排放限值国家和地区排放限值本标准35加拿大740北京20新西兰350上海200瑞士400重庆400土耳其1000广东200中国香港200美国184印尼750日本200朝鲜770欧盟200菲律宾760澳大利亚200中国台北14303.6.2烟尘排放标准 （1）美国 美国1971年颁布的新源排放标准规定，1971年8月17日以后热功率超过73MW的电站锅炉烟尘排放量不得超过0.1 lb/MBtu（约折合130mg/m3）。1977年对该标准进行了修改，颁布了修改后的新源排放标准，要求1978年9月18日以后热功率超过73MW的电站锅炉除尘效率不得小于99%，排放量不得超过0.03 lb/MBtu（约折合40mg/m3）。美国2005年颁布了新的排放标准，对新建、扩建和改建电站锅炉分别规定了基于电量输出的排放限值和基于热量输入的排放限值。新标准要求2005年2月28日以后新建、扩建和改建的电站锅炉达到0.14 lb/MWh或0.015 lb/MBtu（约折合20mg/m3）。（2）欧盟 与SO2相同，欧盟对烟尘也是通过88/609/EEC指令和2001/80/EC指令控制的。88/609/EEC指令规定，1987年7月1日后获得许可证的新建厂，热功率大于等于500MW燃用固体燃料的装置执行50mg/m3的排放限值，热功率小于500MW的执行100mg/m3的排放限值。 为了进一步加强对大型燃烧装置排放大气污染物的控制，欧盟对88/609/EEC指令进行了修改，制订出台了现行的大型燃烧企业大气污染物排放限制指令（2001/80/EC），替代了88/609/EEC指令。2001/80/EC指令中是区分三类燃烧企业进行管理的，对这三类企业规定了不同的排放限值。成员国可以采用更为严格的排放限值。1）2002年11月27日后获得许可证的新建燃烧装置，对于热功率大于100MW、燃用固体燃料的大型新建燃烧装置，执行30mg/m3的限值。热功率在50100MW之间的，执行50 mg/m3的限值。2）1987年7月1日后、2002年11月27日前获得许可证的新建燃烧装置，仍执行88/609/EEC指令中规定的限值。3）1987年7月1日前获得许可证的燃烧装置，各成员国在2008年1月1日前采取必要的方法达到88/609/EEC指令中规定的限值。（3）日本 日本的烟尘排放标准与SO2排放标准（K值法）不同，采用了浓度限制方式，现行的标准规定，1982年6月1日以后开始建设的大型燃煤电厂烟尘的一般排放标准为100 mg/m3，特殊排放标准为50 mg/m3，地方政府可以通过法令制订更为严格的标准。（4）其他国家和地区烟尘排放标准 表3列出了我国和世界上主要国家和地区新建大型燃煤电厂烟尘排放浓度限值，由表中的数据可见，美国、欧盟、日本等发达国家和我国的北京、香港、台湾等地区新建燃煤电厂的排放限值一般均在50 mg/m3以下，要求非常严格，通常只有安装高效除尘装置才能达标排放。表3 主要国家和地区新建大型燃煤电厂烟尘排放浓度限值（mg/m3）国家和地区排放限值国家和地区排放限值本标准10加拿大130北京10新西兰125上海50瑞士40重庆50土耳其150广东30中国香港50美国20印尼125日本50100朝鲜50欧盟30菲律宾160220澳大利亚100中国台北293.6.3 NOx排放标准（1）美国 美国1971年颁布的新源排放标准规定，1971年8月17日以后新建的热功率超过73MW的电站锅炉NOx排放量不得超过0.7 lb/MBtu（约折合860mg/m3）。1977年对该标准进行了修改，颁布了修改后的新源排放标准，要求1978年9月18日以后新建的热功率超过73MW的电站锅炉NOx排放量不得超过0.50.6 lb/MBtu（约折合615740mg/m3），去除率不得小于65%。1997年对该标准中的NOx指标进行了修订，分别对新建、扩建和改建电站锅炉进行规定，同时对新建电站锅炉改为基于电量输出的排放限值，对扩建和改建电站锅炉仍采用基于热量