火电厂污染物排放标准编制说明.pdf

附件三：火电厂大气污染物排放标准编制说明火电厂大气污染物排放标准编制说明（二次征求意见稿）火电厂大气污染物排放标准编制组 二一一年一月 火电厂大气污染物排放标准编制组 二一一年一月 项目名称：火电厂大气污染物排放标准 下达项目计划文件：关于下达 2006 年度国家环境保护标准制修订项目计划的通知（环办函2006371 号）项目统一编号：474 标准编制单位：中国环境科学研究院、国电环境保护研究院 标准编制组成员：武雪芳、朱法华、赵国华、王宗爽、李晓倩、盛青 标准所技术管理人：李晓倩 标准处项目管理人：谷雪景 目目 录录 1 项目背景.1 1.1 任务来源.1 1.2 工作过程.1 2 火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）修订的必要性.1 2.1 我国对环境保护工作提出了更高的要求.2 2.2 贯彻落实科学发展观，实施电力工业的可持续发展.2 2.3 提高排放控制要求，控制火电NOX排放.3 2.4 我国火电厂大气污染控制技术有了实质性的进展.3 3 修订原则及总体思路.4 3.1 修订原则.4 3.2 总体思路.4 4 标准主要技术内容.4 4.1 适用范围.4 4.2 时间段的划分.5 4.3 术语和定义.5 4.4 污染物控制项目.5 4.5 污染物排放限值的确定及制定依据.5 4.6 达标排放技术分析.9 4.7 监测要求.10 5 污染防治技术分析.10 5.1 烟尘控制技术.10 5.2 SO2控制技术.12 5.3 NOX控制技术.12 5.4 汞控制技术.14 6 主要国家、地区及国际组织相关标准研究.15 6.1 SO2排放标准.15 6.2 烟尘排放标准.17 6.3 NOX排放标准.18 6.4 汞排放标准.20 7 实施本标准的环境经济技术分析.21 7.1 我国火电装机现状与发展预测.21 7.2 NOX排放标准实施的减排经济技术分析.21 7.3 SO2排放标准实施的减排经济技术分析.22 7.4 烟尘排放标准实施的减排经济技术分析.23 7.5 汞排放标准实施的减排经济技术分析.23 8 对实施本标准的建议.24 9 标准征求意见情况.24 10 标准技术审查情况.25 111 标准重大调整情况说明.25 11.1 氮氧化物限值的调整情况.25 11.2 二氧化硫限值的调整情况.26 11.3 新增了大气污染物特别排放限值.26 11.4 新增了燃煤电厂汞排放限值.26 2火电厂大气污染物排放标准编制说明 火电厂大气污染物排放标准编制说明 1 项目背景 1.1 任务来源 火电厂是烟尘、SO2和 NOx 等大气污染物排放的主要来源，火电厂大气污染物排放标准GB13223-2003 的实施，对控制火电厂大气污染物的排放、保护生态环境和推动电力行业的技术进步发挥了重要作用。近年来，国家制订出台了一系列的法律法规、规划、技术政策，对火电厂大气污染物的排放控制提出了更高的要求，在此期间，我国的火电脱硫、脱硝、除尘等大气污染防治技术也有了实质性的进展。电力行业作为国家环境保护工作的重点行业，对实现国家环境保护目标具有重要的作用，GB13223-2003 已难以适应新形势下环境保护工作的要求。原国家环保总局在关于下达 2006 年度国家环境保护标准制修订项目计划的通知（环办函2006371 号）中下达了火电厂大气污染物排放标准修订计划，项目统一编号为 474，由中国环境科学研究院承担该标准的修订任务。1.2 工作过程 接受任务后，中国环境科学研究院成立了标准编制组，并邀请国电环境保护研究院作为合作单位开展了标准的修订工作。标准编制组对我国火电发展状况与发展趋势，以及火电大气污染排放现状与趋势和环境保护的要求进行了系统的研究与预测，对发达国家和地区的火电污染物排放标准和控制经验进行了深入研究，并对 GB13223-2003 实施后取得的经验进行了总结，组织召开了多次专家研讨会，对 火电厂大气污染物排放标准 修订方案进行研讨，在此基础上形成火电厂大气污染物排放标准（征求意见稿）。2009 年 7 月 7 日，环境保护部发文（环办函2009695 号）对火电厂大气污染物排放标准（征求意见稿）公开征求意见。编制组对征求意见进行汇总和处理，在此基础上编制完成火电厂大气污染物排放标准（送审稿草案）。2009 年 11 月 3 日，环境保护部科技标准司组织召开 火电厂大气污染物排放标准（送审稿草案）讨论会，与会专家与代表对火电厂大气污染物排放标准（送审稿草案）进行了充分的讨论，编制组根据讨论结果，修改和完善了标准，形成火电厂大气污染物排放标准（送审稿）。2009 年 12 月 1 日，环境保护部科技标准司组织召开 火电厂大气污染物排放标准（送审稿）审议会，审议委员会一致通过该标准的审议。编制组根据审查意见，对标准进行了修改和完善，编制完成火电厂大气污染物排放标准（报批稿）初稿。2010 年 5 月 12 日，环境保护部科技标准司组织专家对火电厂大气污染物排放标准（报批稿草案）进行讨论，根据讨论会意见，对标准进行了修改和完善，编制完成火电厂大气污染物排放标准（报批稿）。2010 年 11 月，受环境保护部科技标准司委托，标准编制单位组织召开讨论会，就火电厂二氧化硫、氮氧化物和汞的排放限值及监测进行了讨论，标准编制组会后对标准文本进行了修改，形成了火电厂大气污染物排放标准（二次征求意见稿）。2 火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）修订的必要性 12.1 我国对环境保护工作提出了更高的要求 我国环境保护虽然取得积极进展，但环境形势依然严峻，以煤为主的能源结构导致大气污染物排放总量居高不下，潜在的环境问题不断显现，区域性大气污染问题日趋明显，长三角、珠三角和京津冀地区等城市群大气污染呈现明显的区域性特征，NOx 的污染问题尚未得到有效控制，酸雨的类型已经从硫酸型向硫酸和硝酸复合型转化。为了控制大气 NOx 污染，环境保护部发布了关于印发的通知（环办函2009247 号），该通知要求全面开展 NOx 污染防治，以火电行业为重点，开展工业 NOx 污染防治。为进一步加大大气污染防治工作力度，解决我国一些地区酸雨、灰霾和光化学烟雾等区域性大气污染问题，国务院发布了 国务院办公厅转发环境保护部等部门关于推进大气污染联防联控工作改善区域空气质量指导意见的通知（国办发201033 号），该通知要求制定并实施重点区域内重点行业的大气污染物特别排放限值，严格控制重点区域新建、扩建除“上大压小”和热电联产以外的火电厂，在地级城市市区禁止建设除热电联产以外的火电厂。2.2 贯彻落实科学发展观，实施电力工业的可持续发展 近年来，我国经济快速发展，电力需求和供应持续增长。1987 年，我国电力装机容量仅为 1 亿千瓦，1995 年增至 2 亿千瓦，2000 年超过 3 亿千瓦，2005 年已突破 5 亿千瓦，2006年突破 6 亿千瓦，2007 年超过 7 亿千瓦。截止 2007 年底，全国发电装机容量达到 7.13 亿千瓦，其中，火电达到 5.54 亿千瓦，约占总容量 77.73%；水电达到 1.45 亿千瓦，约占总容量20.36%；核电为 0.09 亿千瓦，约占总容量 1.23%。截止 2008 年底，全国发电装机容量达到7.93 亿千瓦，其中火电达到 6.03 亿千瓦，约占总容量 76.05%；水电达到 1.73 亿千瓦，约占总容量 21.77%；核电为 0.09 亿千瓦，约占总容量 1.12%。由此可见，我国发电总装机容量及火电装机容量一直呈快速上升趋势，2008 年比 2005 年增长近 60%。2008 年全国电力装机结构构成情况见图 1。从电力生产情况看，截至 2007 年底，全国发电量达到 32559 亿千瓦时，其中，火电发电量 26980 亿千瓦时，约占全部发电量的 82.86%；水电发电量 4867 亿千瓦时，约占全部发电量的 14.95%；核电发电量 626 亿千瓦时，约占全部发电量的 1.92%。截至 2008 年底，全国发电量达到 34510 亿千瓦时，其中，火电发电量 28030 亿千瓦时，约占全部发电量的81.22%；水电发电量 5655 亿千瓦时，约占全部发电量的 16.39%；核电发电量 692 亿千瓦时，约占全部发电量的 2.01%。2008 年全国发电量比例见图 2。按第一次全国污染源普查公报中电力热力的生产与供应排放量分别为 733 万吨、1069万吨、315 万吨，其中电力行业的排放量分别为 695 万吨、964 万吨、259 万吨。我国将全面建设小康社会，预计到 2020 年经济总量将在 2000 年的基础上翻两番。要达到中等发达国家的经济水平，全国平均每人最低需要 1 个千瓦的装机容量。我国能源资源以煤炭为主，在单位：万千瓦火电76.05%水电21.77%核电1.12%风电1.06%风电核电2.01%9%图 1 2008 年全国电力装机结构图 图 2 2008 年全国发电量比例图 水电16.30.38%2电源结构方面今后相当长的时间内将继续维持燃煤机组的基本格局。预计到 2010 年、2015年和 2020 年，我国火电装机容量将分别达到 7 亿千瓦、10 亿千瓦和 12 亿千瓦。标准编制组据此测算，按照目前的排放控制水平，到 2010 年，火电排放的 NOx、SO2、烟尘将分别达到 865 万吨、859 万吨、254 万吨以上，到 2015 年，将分别达到 1116 万吨、993 万吨、281 万吨以上，到 2020 年，将分别达到 1234 万吨、1016 万吨、299 万吨以上。同时，燃煤也是汞排放的主要来源，而火电厂主要是燃煤电厂为主，我国目前还没有对汞排放量开展统计和普查。标准编制组根据火电装机容量预测情况，对汞排放量也进行了测算，到 2010 年，火电汞的产生量将达到 257 吨以上，到 2015 年将达到 359 吨以上，到 2020 年将达到 431吨以上。由此可见，火电大气污染物的排放对生态环境的的影响将越来越严重。我国是一个发展中的人口大国，也是人均资源拥有量较低的国家。目前我国火电厂的NOx 等大气污染物的排放尚未得到有效控制，我们决不能再走早期工业化国家的先发展经济后治理环境的弯路，必须以科学发展观为指导，以污染减排为中心，加大污染治理力度，着力解决危害群众健康的突出大气环境问题，努力改善环境空气质量，推动经济社会又好又快发展，走生产发展、生活富裕、生态良好的文明发展道路。2.3 提高排放控制要求，控制火电NOx排放 我国先后四次颁布实施有关火电厂大气污染物的排放标准，分别为：工业企业“三废”排放试行标准（GBJ4-73）、燃煤电厂大气污染物排放标准（GB13223-91）、火电厂大气污染物排放标准（GB13223-1996）、火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003），现行的标准为 GB13223-2003。GB13223-2003 设置了烟尘、SO2和 NOx 三种污染物的排放限值，控制的重点之一是推动火电烟气脱硫，标准实施后，通过近几年烟气脱硫设施的建设，电力 SO2排放量从 2007年开始出现下降。GB13223-2003 对烟尘的排放也加强了控制，2003 年以后，新建机组的烟尘排放浓度均按小于等于 50mg/m3的新标准进行设计和建设，大力推进电除尘器和袋式除尘器的安装。同时，60 万千瓦机组配套的布袋除尘器已投入商业运行。大量高效除尘设备的投入运行有力地推动了火电厂的烟尘治理，从 1980 年到 2008 年，尽管火电装机容量增长了 12 倍以上，但烟尘排放总量基本持平并略有下降。烟尘排放得到了有效控制，单位发电量烟尘排放量逐年较大幅度地降低。GB13223-2003 对 NOx 的控制立足于低氮燃烧方式，并预留烟气脱硝装置空间。近年来我国 NOx 排放量不断增加，酸雨污染已由硫酸型向硫酸、硝酸复合型转变，城市大气环境形势依然严峻，区域性大气污染问题日趋明显。此外，NOx 的排放控制要求与发达国家和地区相比差距较大，GB13223-2003 中 NOx 的浓度限值为 4501100mg/m3，而发达国家和地区的 NOx 排放限值一般在 200mg/m3以下（欧盟现行的 NOx 排放限值为 200mg/m3，美国为 1.0lb/MWh1.4lb/MWh，约折合 135mg/m3184mg/m3，日本为 100ppm，约折合 200mg/m3）。现行排放标准已无法适应当前及未来一段时期内火电行业环境保护要求，提高排放控制要求，控制火电 NOx 排放迫在眉睫，需要对 GB13223-2003 进行修订，以满足当前的环保工作需要。2.4 我国火电厂大气污染控制技术有了实质性的进展 GB13223-2003 自 2004 年 1 月 1 日实施以来，对控制我国火电厂大气污染物排放和推动技术进步发挥了重要作用。截至 2008 年底，全国火电装机容量 6.03 亿千瓦，已建成脱硫设施的火电装机容量累计 3.63 亿千瓦，占全国火电装机容量的 60.2%。近年来，新建大型燃煤机组均按要求同步采用了低氮燃烧方式，并在环境敏感地区开始建设烟气脱硝装置。一批现有火电厂结合技术改造安装了低氮燃烧器。截至 2008 年底，全 3国约有 200 多台套，近 2 亿千瓦的火电机组安装了烟气脱硝装置。由于我国在电力行业大力推行电除尘技术，目前生产的电除尘器技术水平已接近国际先进水平，已能满足各种容量的火电机组需要，并开始向国外出口。近年来，各种可应用于火电机组的袋式除尘器、电袋复合除尘器等高效除尘器相继涌现，并有不同程度的实际运行案例。这些控制技术为提高火电厂大气污染物排放控制要求提供了技术支撑。3 修订原则及总体思路 3.1 修订原则（1）与我国有关的环境保护法律法规、标准协调配套，与环境保护的方针政策相一致。（2）在实现环境保护目标的同时，促进国家资源的合理利用和电力结构的调整与发展，实现保护生态环境与电力发展的双赢，拉动我国环保产业的发展。（3）我国地域辽阔、经济发展不平衡，综合考虑新、老污染源的差别、重点城市和一般城市的差别、地区（东部、中部、西部）的差别、城乡差别等，制订符合我国国情的标准。（4）以先进的技术为依托，淘汰落后技术，促进技术进步。（5）力求使标准做到科学合理、技术上可行、经济上合理、具有可操作性。3.2 总体思路（1）加强新建火电厂污染物排放控制，努力减少新增污染物排放量。（2）削减现有火电厂污染物排放量，实现总量削减。（3）进一步推动火电厂安装烟气脱硫装置，并提高脱硫装置的稳定高效运行。（4）推动火电厂安装烟气脱硝装置。（5）推动火电厂进一步提高除尘效率。（6）通过新标准的实施，拉动环保产业发展。4 标准主要技术内容 4.1 适用范围 新标准的适用范围完全涵盖了 GB13223-2003 标准的适用范围，与锅炉大气污染物排放标准（GB13271-2001）相衔接。新标准适用于：（1）各种容量的煤粉发电锅炉。（2）单台出力 65t/h 以上的燃煤循环流化床等发电锅炉。（3）单台出力 65t/h 以上的燃油及燃气发电锅炉。（4）各种容量的燃气轮机组。（5）单台出力 65t/h 以上采用煤矸石、生物质、油页岩、石油焦等为燃料的发电锅炉。（6）煤气化整体联合循环（Integrated Gasification Combined Cycle，简写“IGCC”）发电的燃气轮机组。新标准不适用于：（1）各种容量的层燃炉、抛煤机炉发电锅炉。（2）各种容量的以生活垃圾、危险废物为燃料的发电厂。（3）内燃发电机组。各种容量的以生活垃圾、危险废物为燃料的发电厂分别执行 生活垃圾焚烧污染物控制 4标准（GB18485-2001）和危险废物焚烧污染物控制标准（GB18484-2001）。4.2 时间段的划分 GB13223-2003 划分了 3 个时段，新标准则以现有及新建火力发电锅炉及燃气轮机组进行划分。新标准与 GB13223-1996、GB13223-2003 标准的时间段比较见表 1，表中“建成”是指：建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目。表1 新标准与 GB13223-2003 标准时间段比较 标 准 时间段划分比较 第 I 时段 第 II 时段 第 III 时段 GB13223-1996 1992.8.1 前建成的机组 1992.8.1-1996.12.31建成的机组 1997.1.1 起建成的机组 第 1 时段 第 2 时段 第 3 时段 GB13223-2003 1996.12.31 前建成的 机组 1997.1.1-2003.12.31建成的机组 2004.1.1 起建成的机组 新标准 现有火力发电锅炉及燃气轮机组 新建火力发电锅炉及燃气轮机组 4.3 术语和定义 火电厂大气污染物排放标准GB13223-2003 定义了火电厂、坑口电厂、标准状态、烟气排放连续监测、过量空气系数、干燥无灰基挥发分、西部地区 7 个术语。新标准中不再涉及坑口电厂、干燥无灰基挥发分和西部地区这 3 个术语相关的内容。烟气排放连续监测的要求和定义已经成熟，本次修订也不列入术语。因此，新标准删除了坑口电厂、烟气排放连续监测、干燥无灰基挥发分和西部地区 4 个术语，新增加了现有火力发电锅炉及燃气轮机组和新建火力发电锅炉及燃气轮机组 2 个术语，将过量空气系数改为氧含量，符合实际监测工作的需要。4.4 污染物控制项目 火电厂排放烟气中所含成份很多，主要有 N2、水蒸汽、CO2、SO2、SO3、NOx、CO、颗粒物、重金属和微量元素，如 As、Hg、Ni、Mn 等。目前，我国和世界各国对火电厂排放烟气中污染物的控制集中于 SO2、NOx 和烟尘，发达国家开始研究对重金属的控制。新标准控制的大气污染物除 GB13223-2003 中的三种污染物外，还新设置了汞及其化合物，新标准共控制四种污染物，分别为 SO2、NOx、烟尘和汞及其化合物。控制指标包括：SO2浓度、NOx 浓度、烟尘浓度、汞及其化合物浓度，以及烟气黑度 5项指标。4.5 污染物排放限值的确定及制定依据 4.5.1 NOx排放限值的确定 为了控制大气 NOx 污染，关于印发的通知（环办函2009247 号）要求以火电行业为重点，开展工业 NOx 污染防治。在京津冀、长三角和珠三角地区，新建火电厂必须同步建设脱硝装置，2015 年年底前，现役机组全部完成脱硝改造。（1）新建火力发电锅炉及燃气轮机组排放浓度限值（新建电厂）我国对控制火电 NOx 的研究起步较晚，对 NOx 的控制时间不长，GB13223-2003 标准的限值制订依据是低氮燃烧方式。目前大容量的锅炉主要采用低氮燃烧方式，以达到 5GB13223-2003 标准第 3 时段排放浓度 4501100mg/m3的要求。但是随着近年来脱硝技术的发展，国产化率的逐步提高，截至 2008 年底，全国约有 200 多台套，近 2 亿千瓦的火电机组安装了烟气脱硝装置。在制定新建电厂排放浓度限值时遵循以下原则：新建、改建和扩建的燃煤火电锅炉，须同步配套建设烟气脱硝装置，执行 100mg/m3的限值。新建电厂是在标准颁布后才开始设计建设的，按照国家政策，新建的燃煤发电机组和热电联产机组分别采用单机容量 60 万千瓦和 30 万千瓦及以上高参数、高效率的机组，有条件采用能源利用效率高的先进生产技术以及先进的低氮燃烧技术和烟气脱硝技术。同时为了缓解重点地区的大气 NOx 污染带来的酸沉降、大气能见度降低、灰霾天气等，有必要对新建电厂采用更严格的排放限值。因此，对新建、改建和扩建的燃煤电厂，制定 100mg/m3的排放限值。该限值比欧盟现行的大型燃烧装置大气污染物排放限制指令（2001/80/EC）中规定的新建大型燃烧装置排放限值（200mg/m3）和美国 2005 年规定的新源排放限值（1.0 lb/MWh，约折合 135mg/m3）都严格。燃油锅炉及燃气锅炉 NOx 排放控制要求 新标准规定了燃油锅炉和燃用天然气的燃气锅炉执行 100mg/m3排放限值，燃用其他气体燃料的燃气锅炉执行 200mg/m3排放限值。欧盟 2001/80/EC 指令规定燃用天然气的单机容量大于 300MW 的锅炉执行 100mg/m3排放限值，单机容量介于 50MW300MW 的锅炉执行 150mg/m3排放限值，燃用除天然气外的气态燃料的锅炉执行 200mg/m3排放限值；燃用液体燃料的单机容量大于 100MW 的锅炉执行 200mg/m3排放限值，单机容量介于 50MW100MW 的锅炉执行 400mg/m3排放限值。燃气轮机组 NOx 排放控制要求 新标准规定新建燃用天然气的燃气轮机组执行 50mg/m3排放限值，燃用除天然气外的气态燃料和燃油的燃气轮机组执行 120mg/m3排放限值。欧盟 2001/80/EC 指令规定燃用天然气的燃气轮机组 NOx 排放限值执行 50mg/m3，燃用除天然气外的气态燃料和燃油的燃气轮机组 NOx 排放限值执行 120mg/m3。（2）现有火力发电锅炉及燃气轮机组排放浓度限值（现有电厂）现有火电厂（即新标准发布前建成或审批的火电厂），基本上是已建或在建的火电厂，GB13223-2003 标准中第 3 时段的机组预留烟气脱硝场地，具备安装烟气脱硝装置的条件。对于 2003 年 12 月 31 日前建成的机组，根据实际情况、环保要求和现有技术制订限值。现有火力发电锅炉及燃气轮机组排放浓度限值：到 2014 年 1 月 1 日，2004 年 1 月 1 日至 2011 年 12 月 31 日期间环境影响评价文件通过审批的现有燃煤火力发电锅炉执行 100mg/m3。到 2014 年 1 月 1 日，2003 年 12 月 31 日前建成投产或环境影响评价文件已通过审批的现有燃煤火力发电锅炉执行 200mg/m3。200mg/m3的限值比欧盟 2001/80/EC 指令中规定的现有锅炉排放限值（400mg/m3）和美国 2005 年规定的现有电站锅炉排放限值（1.6lb/MWh，约折合 218mg/m3）严格。燃油锅炉及燃气锅炉 NOx 排放控制要求 新标准规定了燃油锅炉及燃气锅炉 NOx 排放控制要求，到 2014 年 1 月 1 日，燃用天然气的燃气锅炉执行 100mg/m3排放限值，燃油锅炉及燃用其他气体燃料的燃气锅炉执行200mg/m3排放限值。欧盟 2001/80/EC 指令规定燃用天然气的单机容量大于 300MW 的锅炉执行 100mg/m3排放限值，单机容量介于 50MW300MW 的锅炉执行 150mg/m3排放限值，燃用除天然气外的 6气态燃料的锅炉执行 200mg/m3排放限值。燃用液体燃料的单机容量大于 100MW 的锅炉执行 200mg/m3排放限值，单机容量介于 50MW100MW 的锅炉执行 400mg/m3排放限值。燃气轮机组 NOx 排放控制要求 新标准规定到 2014 年 1 月 1 日，现有燃用天然气的燃气轮机组 NOx 执行 50mg/m3，燃用除天然气外的气态燃料和燃油的燃气轮机组执行 120mg/m3排放限值。欧盟 2001/80/EC 指令规定燃用天然气的燃气轮机组 NOx 排放限值执行 50mg/m3，燃用除天然气外的气态燃料和燃油的燃气轮机组 NOx 排放限值执行 120mg/m3。4.5.2 SO2排放限值的确定（1）新建火力发电锅炉及燃气轮机组排放浓度限值（新建电厂）制订 GB13223-2003 标准的主要目的之一是大力推动我国火电 SO2的排放控制，广泛推行高效烟气脱硫装置的安装，考虑到当时我国缺乏脱硫装置运行和管理方面经验的实际情况，制订出的排放限值较为宽松。经过近几年的发展，脱硫装置的运行经验、管理经验都比较成熟，为此在本次标准修订过程中根据脱硫装置可以达到的脱硫效率制订更为严格的排放限值。在制定新建电厂排放浓度限时遵循以下原则：新建、改建和扩建的燃煤火电锅炉执行 100mg/m3的排放浓度限值 新建电厂是在标准颁布后才开始设计建设的，按照国家政策，新建的燃煤发电机组和热电联产机组分别采用单机容量 60 万千瓦和 30 万千瓦及以上高参数、高效率的机组，有条件采用能源利用效率高的先进生产技术以及先进的烟气治理技术。为避免新建电厂的二次改造，应制定较为严格的标准限值。从世界各国的经验来看，美国、日本和欧盟国家均对新建电厂提出了严格的要求，美国2005 年的电站锅炉 SO2新源排放标准要求新建燃煤电厂脱硫效率必须大于 95，并有相应的排放量限制。欧盟2001/80/EC指令要求新建大型燃烧装置的排放浓度必须小于200mg/m3，实际上是要求安装高效率的脱硫装置，日本的燃煤电厂基本上安装了脱硫装置。该限值比欧盟 2001/80/EC 指令中规定的新建锅炉排放限值、日本新建大型排放源排放限值，以及美国 2005 年规定的新源排放限值（1.4 lb/MWh，约折合 184mg/m3）均严格。燃油锅炉 SO2排放控制要求 新标准规定燃油锅炉的 SO2排放浓度限值为 100mg/m3。欧盟 2001/80/EC 指令规定新建燃用液态燃料的的锅炉 SO2排放限值执行 200mg/m3。新增燃气锅炉及燃气轮机组 SO2排放控制要求 新标准增加了对燃气锅炉及燃气轮机组 SO2排放控制要求，燃用天然气时执行 35mg/m3排放限值，燃用除天然气外的气体燃料时执行 100mg/m3排放限值，燃油的燃气轮机组执行100mg/m3排放限值。欧盟 2001/80/EC 指令规定新建燃用除液化气、低热值的焦炉煤气和高炉煤气外的一般气态燃料的锅炉 SO2排放限值执行 35mg/m3，燃用低热值的高炉煤气执行 200mg/m3。欧盟对燃用气态燃料的燃气轮机组 SO2无排放控制要求。（2）现有火力发电锅炉及燃气轮机组排放浓度限值（现有电厂）现有火电厂（即新标准发布前建成或审批的火电厂），基本上是已建或在建的火电厂，在制订现有火电锅炉执行的排放浓度限值时遵循以下原则：到 2014 年 1 月 1 日，2011 年 12 月 31 日前建成投产或环境影响评价文件已通过审批的现有燃煤火力发电锅炉，对已安装烟气脱硫装置的锅炉，加强运行管理，优化运行，执行200mg/m3的排放浓度限值，对位于西部非两控区的燃用特低硫煤（燃煤硫分小于 0.5）预留烟气脱硫场的坑口电厂，安装烟气脱硫装置，也执行 200mg/m3的排放浓度限值。对燃用高硫煤的火电锅炉执行 400mg/m3的排放浓度限值。对以煤矸石等为主要燃料的资源综合利 7用火力发电锅炉，采用炉内加石灰石脱硫及烟气脱硫，执行 200mg/m3的排放浓度限值。200mg/m3的排放浓度限值与欧盟 2001/80/EC 指令中规定的新建锅炉排放限值（200mg/m3）相同，比欧盟 2001/80/EC 指令中规定的现有锅炉排放限值（400mg/m3）和美国规定的现有电站锅炉排放限值（740mg/m3）严格，比美国 2005 年规定的新建电站锅炉排放限值（1.4lb/MWh，约折合 184mg/m3）略为宽松。燃油锅炉 SO2排放控制要求 新标准规定燃油锅炉的 SO2排放浓度限值为 200mg/m3。欧盟 2001/80/EC 指令规定新建燃用液态燃料的锅炉 SO2排放限值执行 200mg/m3。新增燃气锅炉及燃气轮机组 SO2排放控制要求 新标准增加了对燃气锅炉及燃气轮机组 SO2排放控制要求，燃用天然气时执行 35mg/m3排放限值，燃用除天然气外的气体燃料时执行 100mg/m3排放限值，燃油的燃气轮机组执行200mg/m3排放限值。欧盟 2001/80/EC 指令规定新建燃用除液化气、低热值的焦炉煤气和高炉煤气外的一般气态燃料的锅炉 SO2排放限值执行 35mg/m3，燃用低热值的高炉煤气执行 200mg/m3。欧盟对燃用气态燃料的燃气轮机组 SO2无排放控制要求。4.5.3 烟尘排放限值的确定 根据国内外的经验，烟气脱硫和除尘之间的关联性较强，烟尘排放浓度限值的制订应当与 SO2的治理措施同时考虑。（1）新建火力发电锅炉及燃气轮机组排放浓度限值（新建电厂）由于新建机组须进行烟气脱硫，在制订排放浓度限值时主要考虑以下几个方面的因素：新建电厂须同步安装脱硫装置，烟气在经过湿法脱硫后除尘效率可以进一步提高。新建电厂有条件采用除尘效率高的电除尘器、袋式除尘器或电袋复合除尘器等烟气治理技术。从世界各国的经验来看，美国、日本和欧盟国家均对新建电厂提出了严格的要求。我国的标准应逐步向国外先进的烟尘排放标准靠拢。在制定新建电厂排放浓度限值时遵循以下原则：新建、改建、扩建燃煤电厂和燃油电厂的烟尘执行 30 mg/m3排放浓度限值。该限值与欧盟 2001/80/EC 指令中规定的新建锅炉排放限值相同，比美国 2005 年规定的新源排放限值（0.14 lb/MWh 或 0.015 lb/MBtu，约折合 20mg/m3）基本处于同一水平。新增燃气锅炉及燃气轮机组烟尘排放控制要求 新标准增加了对燃气锅炉及燃气轮机组烟尘排放控制要求，燃用天然气时执行 5mg/m3排放限值，燃用除天然气外的气态燃料时执行 10 mg/m3排放限值。欧盟 2001/80/EC 指令规定新建燃用除高炉煤气和来自钢铁工业的可燃气体外的气态燃料的锅炉的烟尘排放限值执行 5mg/m3，燃用高炉煤气锅炉的排放限值修订为 30mg/m3。欧盟对燃用气态燃料的燃气轮机组无排放控制要求。（2）现有火力发电锅炉及燃气轮机组排放浓度限值（现有电厂）现有火电厂（即新标准发布前建成或审批的火电厂），基本上是已建或在建的火电厂。GB13223-2003 标准中的排放限值为 50600mg/m3，本次修订考虑到我国火电机组经过近些年的发展，基本安装了电除尘器，甚至个别 600MW 机组安装了袋式除尘器，同时电袋复合除尘器经过近 10 年的发展，技术上已经成熟，并积累了一定的运行经验。在制定现有火力发电锅炉排放浓度限时遵循以下原则：到 2014 年 1 月 1 日，已安装烟气脱硫装置的现有燃煤火力发电锅炉，烟尘的控制与SO2的控制统筹考虑，执行 30mg/m3排放浓度限值；对以煤矸石等为主要燃料的资源综合利用火力发电锅炉，不再放宽要求，也执行 30mg/m3的排放浓度限值。830mg/m3排放浓度限值与欧盟 2001/80/EC 指令中规定的新建锅炉排放限值相同，比美国 2005 年规定的新源排放限值（0.14 lb/MWh 或 0.015 lb/MBtu，约折合 20mg/m3）基本处于同一水平。到 2014 年 1 月 1 日，以油为燃料的锅炉和燃气轮机组执行 30mg/m3的排放浓度限值。新增燃气锅炉及燃气轮机组烟尘排放控制要求 新标准增加了对燃气锅炉及燃气轮机组烟尘排放控制要求。到 2014 年 1 月 1 日，燃用天然气时执行 5mg/m3排放限值，燃用除天然气外的气态燃料时执行 10mg/m3排放限值。欧盟 2001/80/EC 指令规定新建燃用除高炉煤气和来自钢铁工业的可燃气体外的气态燃料的大型燃烧装置的烟尘排放限值执行 5mg/m3，对燃用高炉煤气大型燃烧装置排放限值修订为 30mg/m3。欧盟对燃用气态燃料的燃气轮机组无排放控制要求。4.5.4 汞及其化合物 GB13223-2003 标准中没有设置汞的排放限值，为支持履约工作，本次修订增加汞的排放指标。鉴于我国现有燃煤电厂大气汞控制的科研基础薄弱，实际排放数据和普查资料都缺乏，对汞的控制技术也未完全掌握，因此制订思路和限值借鉴国外的研究成果和排放限值。通过研究美国、欧盟和德国的火电厂排放标准，确定我国火电厂汞的排放限值为 0.03mg/m3。该限值与德国 2004 年修订的大型燃烧装置法（GFAVO）中的限值相同。4.5.5 大气污染物特别排放限值 为控制区域空气质量，国务院发布了 国务院办公厅转发环境保护部等部门关于推进大气污染联防联控工作改善区域空气质量指导意见的通知（国办发201033 号），该通知要求制定并实施重点区域内重点行业的大气污染物特别排放限值，严格控制重点区域新建、扩建除“上大压小”和热电联产以外的火电厂，在地级城市市区禁止建设除热电联产以外的火电厂。为落实通知精神，在本标准中增加了大气污染物特别排放限值。对重点区域内的燃煤锅炉，烟尘为 20mg/m3，二氧化硫为 50mg/m3，氮氧化物为100mg/m3。燃油的锅炉及燃气轮机组烟尘为 20mg/m3，二氧化硫为 50mg/m3，氮氧化物为100mg/m3和 120mg/m3。燃气的锅炉及燃气轮机组烟尘为 5mg/m3，二氧化硫为 35mg/m3，氮氧化物为 100mg/m3和 50mg/m3。4.6 达标排放技术分析 4.6.1 NOx达标排放技术分析 当排放限值为 200mg/m3和 100mg/m3时，可采用下列方法达标排放：高效低氮燃烧器SCR。高效低氮燃烧器SNCR。火电厂可根据具体情况采用高效低氮燃烧技术SCR 技术、高效低氮燃烧技术SNCR技术实现达标排放。4.6.2 SO2达标排放技术分析 当限值为 100mg/m3时，应采用低硫煤(硫分1%)，并安装脱硫效率超过 95%的烟气脱硫装置，或改用 IGCC 等其他发电工艺。当限值为 200mg/m3时，应采用低硫煤(硫分1.5%)，并安装脱硫效率超过 95%的烟气脱硫装置，须加强管理可满足要求。4.6.3 烟尘达标排放技术分析 当排放限值为 30mg/m3时，可以采用下列方法达标排放：使用袋式除尘器。适用于燃用一切燃料的火电厂，在澳大利亚得到普遍应用，在美国、日本和欧洲也得到较多地应用。在国内已有在大型火电厂成功运行的先例，技术成熟，在国内 300MW 以下运行经验丰富。9 静电除尘湿法脱硫。适用于易于电除尘器收集的飞灰，且灰份不宜太高。技术成熟，得到广泛应用。静电除尘袋式除尘。适用于燃用一切燃料的火电厂。主要适用于老厂改造，在电除尘器后增加一级袋式除，称为“紧凑型”（Compact）结构，在美国一些电厂中得到应用。4.6.4 汞达标排放技术分析 采用烟气脱硝静电除尘/布袋除尘湿法烟气脱硫的组合技术进行协同控制。如采用协同控制还未达标，可采用炉内添加卤化物等和烟道喷入活性炭吸附剂。采用烟道喷入活性炭吸附剂脱汞的成本约为 810 万美元/千克。4.7 监测要求 监测方法标准选用的基本原则是采用国家有关环境监测方法标准。4.7.1 烟尘 新标准烟尘的测量方法与 GB13223-2003 相同，采用 固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法（GB/T 16157）中的重量法。4.7.2 烟气黑度 新标准烟气黑度监测采用固定污染源排放烟气黑度的测定 林格曼黑度图法（HJ/T 398）。4.7.3 SO2 新标准 SO2测量采用固定污染源排气中二氧化硫的测定 碘量法（HJ/T 56）和固定污染源排气中二氧化硫的测定 定电位电解法（HJ/T 57）。4.7.4 NOx 新标准 NOx 测量采用固定污染源排气中氮氧化物的测定 紫外分光光度法（HJ/T 42）和固定污染源排气中氮氧化物的测定 盐酸萘乙二胺分光光度法（HJ/T 43）。4.7.5 汞及其化合物 新标准汞及其化合物测量采用 固定污染源废气 汞的测定 冷原子吸收分光光度法(暂行)（HJ 543）。5 污染防治技术分析 5.1 烟尘控制技术 火电厂除尘主要采用静电除尘器、袋式除尘器和电袋组合除尘器。5.1.1 静电除尘器 目前，我国生产的静电除尘器技术水平已接近国际先进水平，能满足各种容量火电机组的需要。近年来，我国新建燃煤火电厂烟气除尘绝大部分采用了静电除尘器，在制造、运行上都积累了丰富的经验。电除尘器最大的优点是设备阻力低，处理烟气量大，去除率高，运行费用低，维护工作量少，使用温度范围广。但是，锅炉工况和负荷变化影响其除尘效率，燃煤煤质（粉尘比电阻变化）影响其除尘效率，例如，在燃用硫含量低，煤灰比电阻高的准格尔煤时，静电除尘器的除尘效率很难进一步提高。一般情况下，静电除尘器设备维护只能在停运下进行。经电除尘器除尘后会产生飞灰，处理方式主要有两种，即在灰场中堆存或外运综合利用，若处置不当