宁夏回族自治区地方标准制订项目《燃煤电厂大气污染物排放标准》编制说明.docx

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1、宁夏回族自治区地方标准制订项目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3标准制定的必要性3.1 制定地方排放标准是依法治污的需要3.1.1 污染治理相关政策文件要求全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案（环发12015） 164号） 要求2020年全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放（即在基准氧含 量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50毫克/ 立方米）。全国有条件的新建燃煤发电机组达到超低排放水平。国务院关于印发“十三五”生态环境保护规划的通知（国发（201665 号）要求以燃煤电厂超低排放改造为重点，对SO2、NOx烟粉尘以及

2、重金属等多 污染物实施协同控制；加快推进燃煤电厂超低排放和节能改造，强化露天煤场抑 尘措施，有条件的实施封闭改造；加强燃煤电厂等重点行业汞污染物排放控制。国务院关于印发打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知（国发2018） 22 号）要求推进重点行业污染治理升级改造，火电等重点行业对物料运输、装卸、 储存、转移和工艺过程等无组织排放实施深度治理；重点区域严格控制燃煤机组 新增装机规模，65 t/h及以上燃煤锅炉全部完成超低排放改造。3.1.2 能源相关政策文件要求能源发展“十三五”规划（发改能源（2016） 2744号）提出促进煤电清 洁高效发展，全面实施燃煤机组超低排放改造，推广应用清洁高效煤电技

3、术，严 格执行能效环保标准，强化发电厂污染物排放监测。2020年煤电机组平均供电煤 耗控制在310 g/kWh以下，SO2、NOx和烟尘排放浓度分别不高于35 mg/m 50 mg/n?、10 mg/m3。国家发展改革委和国家能源局联合发布关于开展全国煤电机组改造升级的 通知（发改运行（2021） 1519号）提出“十四五”时期，煤电节能降碳改造规 模不低于3.5亿千瓦，对供电煤耗在300 g/kWh以上的煤电机组，应加快创造条件 实施节能改造，对无法改造的机组逐步淘汰关停，并视情况将具备条件的转为应急备用电源。3.1.3 自治区相关政策文件要求燃煤自备火电机组超低排放改造计划方案（宁环大气发

4、2018134号）要 求：力争到2020年底，全区所有具备改造条件的燃煤自备火电机组，通过改造升 级脱硫、脱硝和除尘设施，大气污染物排放浓度全部达到超低排放要求（即基准 氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50 毫克/立方米）；新建燃煤自备发电机组大气污染物排放浓度要达到燃气轮机组排 放限值。宁夏回族自治区生态环境保护“十四五”规划、宁夏回族自治区“十 四五”主要污染物减排综合工作方案提出利用总量控制的倒逼机制，推动能源 运输结构调整，全面提升污染治理水平，除要求火电行业燃煤发电机组全部完成 超低排放改造外，还要求2025年年底前65蒸吨以上的燃煤锅炉全面实

5、现超低排 放。3.2 制定地方排放标准是持续改善环境空气质量的需要宁夏回族自治区空气质量改善“十四五”规划提出到2025年，全区地级城 市环境空气质量达到国家二级标准，细颗粒物（PM2.5）浓度达到30.5微克/立方米, 可吸入颗粒物（PMio）浓度达到65微克/立方米，臭氧（03）浓度稳中有降，空 气质量优良天数比率达到85.5%,重污染天数比率控制在0.3%以内；完成国家下 达的NOx、VOCs减排目标。目前自治区以煤为主的能源结构格局短时间不会改变，随着煤电超低排放实 施，自治区火电行业大气污染物排放总量呈大幅削减趋势，燃煤电厂进一步精细 化管控和精准治理，对自治区“十四五”空气质量改善

6、具有重要意义。3.3 制定地方排放标准是提升大气污染治理能力的需求自治区煤电企业基本完成超低排放改造，但目前区内煤电企业大气污染物排 放执行GB 13223-2011火电厂大气污染物排放标准（即在基准氧含量6%条件 下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于30、100、200毫克/立方米）, 其中银川都市圈范围内煤电企业执行GB 13223中的大气污染物特别排放限值（即 在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于20、50、 100毫克/立方米），与超低排放要求差距很大。另外GB 13223-2011没有规定原 料破碎筛分等工序颗粒物有组织排放、颗粒物无组织排放管

7、控要求。3.4 制定地方排放标准是推动宁夏“先行区”建设的需要2020年6月，习近平总书记视察宁夏时指出，宁夏要有大局观念和责任担当, 更加珍惜黄河，精心呵护黄河，努力建设黄河流域生态保护和高质量发展先行区。 2020年7月，宁夏回族自治区党委出台关于建设黄河流域生态保护和高质量发 展先行区的实施意见，提出了 “五区”战略定位和“一带三区”总体布局，确 定了 10大重点任务。其中，“五区”之一是“环境污染防治率先区”，理应在火 电等重点行业污染防治方面走在西北地区乃至全国前列。2022年1月23日，宁夏回族自治区建设黄河流域生态保护和高质量发展先 行区促进条例通过审议，自3月1日起实施。202

8、2年4月18日，国务院印发关 于支持宁夏建设黄河流域生态保护和高质量发展先行区实施方案的批复（国函 （2022） 32号）。2022年4月27日，国家发展改革委印发支持宁夏建设黄河 流域生态保护和高质量发展先行区实施方案（发改地区（2022） 654号）。实施方案提出了 “绿色发展、低碳引领”“加快产业转型升级”等要求。 通过实施更严格的地方排放标准，提高行业准入门槛，淘汰高污染产能，可有力 促进宁夏燃煤电厂污染治理技术进步，实现绿色低碳发展。综上，为巩固已取得的超低排放的成果，落实科学、精准、依法治污，满足 环境管理需求，改善空气质量，提升人民群众的幸福感；同时为进一步规范企业 的排污行为，

9、确保企业之间公平，有必要制订自治区地方标准燃煤电厂大气污 染物排放标准。4行业产排污情况及污染控制技术分析4.1 主要生产工艺及产污分析燃煤电厂典型生产工艺流程为：煤炭经碎煤机、磨煤机加工成煤粉后，由给 粉机将煤粉打入喷燃器送入锅炉进行燃烧，其大气污染物排放情况详见表4-1 o表4-1燃煤电厂大气排放源归类序号生产工序或设备设施排放形式污染物1燃料贮存无组织颗粒物2燃料输送无组织颗粒物3燃煤破碎无组织颗粒物4锅炉燃烧有组织二氧化硫、氮氧化物、颗粒物、汞及其化合物5燃油存贮及装卸无组织VOCs6氨的装卸、贮存、输送、制备无组织NH37灰渣输送及贮存无组织颗粒物4.2 污染控制技术分析4.2.1

10、有组织排放控制4.2.1.1 颗粒物超低排放技术目前，燃煤电厂超低排放燃煤机组应用较多的除尘技术有低低温电除尘技术、 湿式电除尘技术、电袋复合除尘技术、高频电源技术等。(1)低低温电除尘技术低低温电除尘技术是应用于低温省煤器后的除尘。入口烟气温度一般在90 左右，烟气中硫酸雾（SO3在低温省煤器中冷凝形成）黏附在粉尘上并被碱性物质 中和，大幅降低粉尘的比电阻，提高除尘效率，同时去除大部分的SO3。低温省煤 器回收部分烟气余热并降低脱硫系统的入口烟温，因而降低了电厂供电煤耗及脱 硫系统水耗。（2）超净电袋复合式除尘技术超净电袋复合除尘器在传统电袋除尘器基础上，通过控制袋区入口浓度、强 化颗粒荷电

11、、采用高精过滤滤料、优化气流分布等技术，将烟尘排放浓度控制在 10 mg/m3以下。该技术煤种适应性广、滤袋寿命长、运行阻力低、投资小、运行 维护费用低，并且不受煤质、飞灰成分变化影响，能够保证长期高效稳定运行。（3）高频电源技术高频电源技术通过“工频交流-直流-高频交流-高频脉冲直流”的能量转换方 式，供给除尘器电场高频脉冲电流以提高烟尘荷电量，从而增强除尘效率。该技 术除尘效率高、节能、体积小、结构紧凑。对于电除尘器入口粉尘浓度高于30 g/m3 和高电场风速（大于1.1 m/s）的，宜在第一电场配套应用高频高压电源；当粉尘 比电阻比较高时，电除尘器后级电场宜选用高频电源；在以提效节能为主

12、要目的 应用中，可在整台电除尘器配置高频电源，并同时应用断电（减功率）振打等控 制系统，实现提效与节能的最大化。（4）湿式电除尘技术湿式电除尘器分粉尘荷电、集尘、清灰三个步骤。高压电晕放电使粉尘或水 雾荷电，荷电的粒子在电场力的作用下到达集尘极，水喷至集尘极上形成连续的 水膜，流动水将捕获的粉尘冲刷至灰斗排出。该技术可以协同去除含湿气体中的 尘、酸雾、气溶胶、重金属等有害物质，尤其适用于湿法脱硫之后含尘烟气的治 理。燃煤电厂减排SO2的主要途径为采用煤炭洗选、洁净煤、低硫煤的源头控制 和末端的烟气脱硫。目前燃煤电厂烟气脱硫技术主要为石灰石-石膏湿法脱硫技术，其他脱硫技术 还包括循环流化床脱硫、

13、氨法脱硫等，但因工艺特性或原料要求等外部因素，应 用范围受到一定限制。（1）石灰石-石膏湿法脱硫技术石灰石/石灰-石膏湿法脱硫是烟气在吸收塔内由下向上流动，被喷射到吸收塔 内向下流动的石灰石/石灰循环浆液以逆流方式洗涤，石灰石/石灰与二氧化硫反应 生成石膏，石膏浆液通过石膏浆液泵排出，进入石膏脱水系统，净烟气通过烟道 进入烟囱排向大气。该技术成熟度高，可根据入口烟气条件和排放要求，通过改 变物理传质系数或化学吸收效率等调节脱硫效率；运行稳定；单塔处理烟气量大, S02脱除量大；吸收剂（石灰石）资源丰富，价格低廉。但需要处理脱硫废水，脱 硫石膏资源综合利用存在一定问题。为达到超低排放，通过采用增

14、加喷淋层、双塔双循环、单塔双循环、单（双） 托盘塔、单塔一体化脱硫除尘深度净化等增效技术，可使SO2的排放浓度35 mg/m3o（2）烟气循环流化床脱硫技术烟气循环流化床脱硫技术是以循环流化床原理为反应基础的烟气脱硫除尘一 体化技术。脱硫烟气从底部进入吸收塔，与加入的消石灰脱硫剂、循环灰充分混 合，经吸收塔下端的文丘里管加速，在气流作用下形成流化床，使烟气与消石灰 充分接触，从而去除烟气中的SO2。反应后的含尘烟气从吸收塔顶部侧向排入袋式 除尘器，被捕集粉尘通过再循环系统返回吸收塔继续参与反应，副产物脱硫灰经 灰仓和罐车外排。针对超低排放，主要是通过提高钙硫摩尔比、加强气流均布、 延长烟气反应

15、时间、改进工艺水加入方式等措施进行改进。该技术适用于燃用中低硫煤或炉内脱硫的循环流化床机组，特别适合缺水地区。脱硫效率受吸收剂品 质、钙硫比、反应温度、喷水量、停留时间等多种因素影响，脱硫效率为93% 98%,吸收塔入口 S02浓度低于1500 mg/n?时可实现超低排放。氮氧化物超低排放技术燃煤电厂NOx排放的主要技术有源头控制的低氮燃烧技术，以及末端控制的 选择性催化还原技术(SCR)、选择性非催化还原(SNCR)和SNCR-SCR联合脱 硝技术。(1)低氮燃烧技术低氮燃烧技术是通过合理配置炉内流场、降低反应区内氧的浓度、缩短燃料 在高温区内的停留时间、控制燃烧区温度等，从源头控制NOx生

16、成量，主要包括 低氮燃烧器(LNB)、空气分级燃烧技术、燃料分级燃烧等技术。该技术在火电 行业应用广泛，与末端烟气脱硝配合使用，实现NOx超低排放。（2） SCRSCR脱硝是还原剂(NH3、尿素)在催化剂作用下，在280420 温度范围 内，选择性的与烟气中NOx反应，生成氮气和水，脱硝后净烟气经过烟囱排入大 气。对于SCR脱硝，烟气在SCR反应塔中的空塔速度是关键参数，它是烟气体积 流量(标准状态下的湿烟气)与SCR反应塔中催化剂体积比值，反映了烟气在SCR 反应塔内的停留时间的大小。烟气的空塔速度越大，其停留时间越短。一般SCR 的脱硝效率将随烟气空塔速度的增大而降低。空塔速度通常是根据S

17、CR反应塔的 布置、脱硝效率、烟气温度、允许的氨逃逸量以及粉尘浓度来确定的。该技术目前在火电行业应用广泛，脱硝效率较高(最高可达90%以上)，结 合低氮燃烧技术后可实现机组NO”排放浓度小于50 mg/m3o SCR脱硝技术初始 投资和运行成本较高；具有较强适应性，应根据烟气特点选择适用的催化剂。但 烟气温度达不到催化剂运行温度要求时，SCR系统不能有效运行，会造成短时 NOx排放浓度超标；逃逸氨和SO3会反应生成硫酸氢钱，导致催化剂和空气预 热器堵塞；氨逃逸及废弃催化剂处置不当会引起二次污染；采用液氨作为还原剂 会存在一定环境风险。（3） SNCR脱硝技术选择性非催化还原法（SNCR）是在没

18、有催化剂的作用下，烟气中的NOx与还 原剂在800 1200 的温度下发生反应，生成N2和水，从而达到脱硝的目的。 反应温度是SNCR的关键，当反应温度低于温度窗口时，由于停留时间的限制， 往往使化学反应进行的程度较低反应不够彻底，从而造成还原率较低，同时未参 与反应的NH3增加会造成氨逃逸；当反应温度高于温度窗口时，NH3的氧化反应 开始起主导作用，氧化并生成NOx,而不是还原NOx为N2。SNCR脱硝技术对温 度窗口要求严格，对机组负荷变化适应性差，适用于小型煤粉炉和循环流化床锅 炉。影响脱硝性能的主要因素包括反应区域温度和流场分布均匀性、烟气与还原 剂混合均匀度、还原剂停留时间、氨氮摩尔

19、比、还原剂类型等。（4） SNCR-SCR联合脱硝技术SNCR-SCR联合脱硝技术是将SNCR与SCR组合应用，结合两者的优势， SNCR将还原剂喷入炉膛脱除部分NOx,逸出的NH3用SCR再与未脱除的NOx 进行催化还原反应。超低排放技术路线烟气超低排放治理是一个系统工程，其技术路线覆盖了源头削减、过程控制、 末端综合治理的全过程，通过源头削减、过程控制和末端治理技术有机结合最优 化实现超低排放。在烟气末端治理上，涉及除尘、脱硫、脱硝，一方面优化系统 结构，综合考虑系统中除尘、脱硫、脱硝各项技术之间的匹配性；另一方面优化 系统与外部的物质与能量交换，大气污染物的去除过程尽可能不产生二次污染或

20、 少产生二次污染，不产生副产物或副产物产生量少并易于处理，充分利用余热， 使能源消耗最小化，减污降碳协同增效。超低排放技术路线应根据技术发展水平、工程实际情况综合确定。对于煤粉 锅炉的超低排放技术路线一般为：低氮燃烧器+SCR脱硝+除尘+湿法脱硫+湿式电 除尘（可选）；对于循环流化床锅炉一般为炉内脱硫（可选）+SNCR脱硝/SCR和 SNCR联合脱硝+除尘+湿法脱硫+湿式电除尘（可选），或炉内脱硫+SNCR脱硝/SCR 和SNCR联合脱硝+烟气循环流化床脱硫+袋式除尘。无组织排放控制火电行业颗粒物的无组织排放重点为煤场、灰场，其次为卸煤、输煤和灰渣 储运环节。（1）物料储存物料储存主要采用的污

21、染控制措施为密闭料仓、封闭储库或堆棚等，半封闭 堆棚（有两面或三面围挡及屋顶），特别是防风抑尘网、覆盖等措施逐步被取消。 煤粉等粉状物料储存于密闭料仓（库）中，料仓（库）应在顶部卸压口安装除尘 设施。原煤等块粒状物料通常储存于封闭储库或堆棚中，但也有采取半封闭方式 储存的。（2）物料输送物料输送主要采用的污染控制措施为封闭式皮带、皮带通廊、空气斜槽、提 升机、拉链机等。皮带输送是常见的输送方式，通常采用皮带通廊；空气斜槽、 提升机、拉链机等，并安装有通风除尘设施。粉煤灰（干灰）等粉状物料厂内一 般采用气力输送，外运时采用罐车运输。（3）厂区道路厂区道路污染控制措施是将地面硬化，并配备洒水车对厂

22、区道路进行定时洒 水或配备吸尘清扫车，保持道路清洁。料场出口采取车轮清洗、车身清扫等措施。4.3宁夏燃煤电厂污染排放状况依据环统数据，全区2020年工业颗粒物排放总量为83154吨，二氧化硫排放 总量为67861吨，氮氧化物77974吨。据2020年排污许可数据，燃煤电厂颗粒物 排放量为1501吨，二氧化硫排放量为9587吨，氮氧化物排放量为20872吨，分 别占全区的2%、14%、27%o5标准主要技术内容及确定依据5.1 标准适用范围标准适用于使用煤炭及其制品或者以煤炭及其制品为主掺烧其他燃料（危险 废物、生活垃圾除外），以及使用煤肝石、生物质、油页岩等其他固体燃料的发 电锅炉。标准也适用

23、于单台出力65 t/h以上，使用煤炭及其制品或者以煤炭及其制品为 主掺烧其他燃料（危险废物、生活垃圾除外），以及使用煤肝石、生物质、油页 岩等其他固体燃料的非发电锅炉。标准不适用于危险废物和生活垃圾焚烧发电厂。5.2 标准结构框架标准的主要内容包括适用范围、规范性引用文件、术语和定义、大气污染物 排放控制要求、污染物监测要求、实施与监督共6章。第4章“大气污染物排放控制要求”是标准的核心内容，包括四部分：（1）有组织排放限值根据前述生产工艺与污染物排放分析，分“燃煤锅炉”、“破碎、筛分以及 其他生产工序或设施”两部分，执行不同的污染物控制项目与限值要求。为保证公平，防止稀释达标，标准还规定了锅

24、炉烟气含氧量折算要求（锅炉 燃煤烟气基准含氧量为6%）。（2）无组织排放控制措施要求无组织排放源具有小而散、排放不规律、瞬发性强等特点，环境监管难度很 大。传统上，我国对无组织排放采取了厂界监控的控制方法，但受到厂区布局、 生产工况、气象条件、周边污染源干扰、监测方法复杂等多种因素影响，很难进 行有效管控。国际上，厂界监控主要用于高毒害物质的健康风险防范和恶臭扰民2022年9月投诉的解决，对于无组织排放，主要是通过工艺措施进行控制，包括工艺设计、 设备性能、运行操作要求等，美国称之为替代标准。我国从2017年加强了颗粒物、 VOCs等无组织排放管控力度，在新发布的排放标准以及一些政策文件中提出

25、了密 闭、封闭等措施性控制要求，并落实到排污许可证中。针对燃煤电厂颗粒物无组织排放特点，标准从物料储存、物料转移和输送、 物料加工等几个方面提出了措施性控制要求，全面加强了无组织排放控制。(3)企业边界污染物监控要求标准针对燃煤电厂颗粒物、氨两项无组织排放较为典型的污染物，规定了厂 界监控要求。氨属于恶臭物质，对其测定与恶臭污染物排放标准恶臭污染 环境监测技术规范保持一致，取最大测定值。(4)废气收集、处理与排放规定了废气收集处理系统设置、废气收集处理系统与生产工艺设备同步运行、 排气筒高度要求、废气混合排放以及台账记录等通用要求。5.3 有组织排放限值的确定依据5.3.1 污染物项目的选择燃

26、煤电厂排放污染物主要有SO2、NOx、颗粒物和重金属，如As、Hg、Ni、 Mn等。氮氧化物脱硝过程中反应温度过低，NOx与氨的反应速率降低；催化剂堵 塞，脱硝效率下降，增加喷氨量；喷枪雾化不好，氨水与烟气不能充分混合等， 会导致氨逃逸问题。对于重金属，主要通过控制颗粒物协同削减。为此本标准确 定控制的污染物项目为：SO2、NOx、颗粒物、汞及其化合物，以及氨和烟气黑度 6项。5.3.2 污染物排放限值的确定目前区内电厂煤粉锅炉的超低排放技术路线主要为：低氮燃烧器+SCR脱硝+ 电除尘或电袋除尘+石灰石-石膏湿法脱硫+湿式电除尘(可选)；循环流化床锅炉 主要为：炉内脱硫+SNCR脱硝/SCR和

27、SNCR联合脱硝+除尘+石灰石-石膏湿法脱 硫+湿式电除尘（可选）。5.3.2.1 颗粒物区内现有燃煤电厂锅炉主要采用高效电除尘、电袋复合式除尘等，且均完成 了超低排放改造。对区内燃煤电厂46台锅炉的颗粒物排放浓度最高值、最低值和 平均值进行统计（剔除在线数据和启停机数据），平均值和最低值全部达到本标 准排放限值的要求，具体的排放情况见图5-1；对最高值的数据分布进行分析（见 图5-2） , 91%的数据小于10mg/m3o图5-3为区内典型燃煤电厂锅炉的颗粒物在 线监测数据情况。颗粒物超标主要原因为运行操作不佳以及除尘系统设备故障，如喷氨量过 大，造成大量未参与反应的氨气随烟气进入脱硫塔，生

28、成可溶性镂盐，随液滴携 带导致脱硫净烟气颗粒物浓度偏高；环境温度高，电除尘出力受限；风机故 障检修，单侧运行等。最高值一平均值最低值图57颗粒物排放情况颗粒物排放浓度（mg/n?） 一分布占比累计占比图5-2颗粒物排放数据累计分布情况图5-3典型燃煤锅炉颗粒物在线监测数据情况5.3.2.2 二氧化硫区内现有燃煤电厂锅炉大部分采用高效石灰石-石膏湿法脱硫技术，且均完成 了超低排放改造。对燃煤电厂48台锅炉的二氧化硫排放浓度最高值、最低值和平 均值进行统计（剔除在线数据和启停机数据），平均值和最低值达到本标准排放 限值的要求，具体的排放情况见图5-4；对最高值的数据分布进行分析（见图5-5）, 9

29、4%的数据小于35mg/m3o图5-6为区内典型燃煤电厂锅炉的二氧化硫在线监测数 据情况。二氧化硫超标主要原因为运行操作不佳以及脱硫系统设备故障，如入口负 荷突增；浆液密度调整不当；脱硫进浆管破裂，供浆不及时等。1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 3941 4345 471 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 3941 4345 4780706050403020100最高 平均 最低图5-4二氧化硫排放情况二氧化硫排放浓度（mg/n?）分布占比T累计占比撕理轻堂想

30、7嘛M撕理轻堂想7嘛M图5-6典型燃煤锅炉二氧化硫在线监测数据情况5.3.2.3 氮氧化物区内现有燃煤电厂锅炉大部分采用低氮燃烧+SCR脱硝技术，且均完成了超低 排放改造。对燃煤电厂49台锅炉的氮氧化物排放浓度最高值、最低值和平均值进 行统计（剔除在线数据和启停机数据），平均值和最低值达到本标准排放限值的 要求，具体的排放情况见图5-7；对最高值的数据分布进行分析（见图5-8） , 92% 的数据小于50mg/m3o图5-9为区内典型燃煤电厂锅炉的氮氧化物在线监测数据情 况。氮氧化物超标主要原因为运行操作不佳以及脱硝系统设备故障，如氨水泵 故障；氨水喷射系统故障；供氨管道及阀门结晶堵塞；深度调

31、峰试验期间 脱硝入口烟温低于最低投运温度条件等。607 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45T-最高平均T-最低图5-7氮氧化物排放情况氮氧化物排放浓度（mg/n?）一分布占比累计占比图5-9典型燃煤锅炉氮氧化物在线监测数据情况5.3.2.4 氨对燃煤电厂13台锅炉SCR脱硝的氨逃逸浓度最高值、最低值和平均值进行统 计（剔除在线数据和启停机数据），平均值和最低值达到本标准排放限值的要求, 具体的排放情况见图5-10。对最高值的数据分布进行分析（见图5-11） , 92%的 数据小于2.5 mg/m3 0取高 平均 取低图

32、5T0氨排放情况氨排放浓度（mg/rrP）分布占比累计占比图571氨排放数据累计分布情况5.3.2.5 汞对燃煤电厂15台锅炉烟气排放汞排放浓度的最高值、最低值和平均值进行统 计（剔除在线数据和启停机数据），具体的排放情况见图5-12,所有数据小于30 |ig/m3 o一最高值平均值最低值图57 2汞排放情况从上述数据看，目前区内燃煤电厂锅炉烟气采用的超低技术路线可行，可以 达到颗粒物、二氧化硫、氮氧化物为10 mg/m3、35 mg/n?、50 mg/n?的排放水平; 汞可以达到0.3 mg/n?的排放水平；采用SCR,氨可以达到2.5 mg/n?的排放水平。5.4大气污染物无组织排放控制根

33、据调研，目前区内电厂的原煤主要通过公路和铁路运输进厂，煤场基本实 现了全封闭（部分正在施工），主要采用条形、气膜等封闭式煤场，场内设置自 动喷淋装置。脱硫剂石灰石粉采用封闭管道卸至粉仓，仓顶部安装布袋除尘器； 脱硫石膏收集到石膏库，运输车辆采取遮盖篷布措施。粉煤灰通过密闭管道输送 至灰库，灰库顶部安装布袋除尘器，采用罐车运输出厂。水洗炉渣收集到渣仓， 运输车辆采取遮盖篷布措施。对于脱硝系统，区内部分电厂从安全角度考虑，正 在进行液氨改尿素的技改项目。区内部分电厂锅炉采用等离子点火技术取代燃料 油（柴油）点火，减少燃料油储罐VOCs无组织排放源。大气污染防治法对无组织排放提出了有针对性的控制要求

34、，为加强无组 织排放管理提供法律依据。如第四十八条规定“工业生产企业应当采取密闭、围 挡、遮盖、清扫、洒水等措施，减少内部物料的堆存、传输、装卸等环节产生的 粉尘和气态污染物的排放”；第七十二条规定“贮存煤炭、煤肝石、煤渣、煤灰、 水泥、石灰、石膏、砂土等易产生扬尘的物料应当密闭；不能密闭的，应当设置 不低于堆放物高度的严密围挡，并采取有效覆盖措施防治扬尘污染”。为落实大 气法，参考火电行业排污许可证申请与核发技术规范，以及区内电厂的无组 织排放管控实际情况，标准针对燃煤电厂无组织排放环节，规定了具体的措施性 控制措施，以有效控制无组织排放，具体要求如下。（1）物料储存原煤和石灰石等物料的储存

35、过程中易产生颗粒物无组织排放，其中煤场储量 大、周转频繁，是燃煤电厂重要的无组织排放源，应采取以下控制措施：原煤、 煤砰石、生物质、油页岩等块粒状物料以及脱硫石膏等粘湿物料应采用封闭料场 （储库、堆棚）储存；煤粉、石灰石粉、生石灰粉等粉状物料应采用密闭料仓（库） 储存，料仓（库）顶部泄压口配备除尘设施。（2）物料转移和输送对于卸料过程颗粒物无组织排放，应采取以下控制措施：火车、汽车卸煤（煤 肝石、生物质、油页岩等）时，翻车机房（翻车机室、受煤站等）和卸煤沟应封 闭，并采取喷淋（雾）等抑尘措施。对于转运过程，应采取以下控制措施：原煤、煤砰石、生物质、油页岩等块 粒状物料输送应采取封闭廊道（栈桥）

36、、转运站等封闭输送方式，产尘点应采取 除（抑）尘措施；煤粉、石灰石粉、生石灰粉等粉状物料的装卸、输送过程应密 闭，产尘点应采取除（抑）尘措施，采用汽车运输的，应使用密闭罐车；脱硫石 膏等粘湿物料，采用封闭通廊的皮带、管状带式输送机等密（封）闭方式进行输 送；采用汽车运输的，应使用封闭车厢或苫盖严密。对于厂区扬尘控制措施：道路硬化并定期吸尘、洒水；料场出口设置车轮和 车身清洗、清扫装置。（3）物料加工对于原煤、石灰石在破碎、筛分过程颗粒物无组织排放，采取以下控制措施:原煤（煤肝石、生物质、油页岩等）的破碎、筛分、制粉等系统应采用 密闭设备，或在封闭空间中进行，产尘点应采取除（抑）尘措施。石灰石粉

37、、生石灰粉等粉状物料的制备应采用密闭设备，或在封闭空间 中进行，产尘点应采取除（抑）尘措施。（4）其他液氨或氨水卸载时，充装系统配置不正确或接卸操作不当易导致氨的无组织 排放。一方面氨会与空气中的酸性物质形成硫酸镀、硝酸镂等镂盐，是PM2.5主要 组成之一，另一方面氨属于危险化学品，具有易燃、刺激性，对于液氨或氨水控 制措施为：采用密闭罐车运输，氨罐区设氨气泄漏检测设施。储存、卸载、输送、 制备等过程应采取密闭等防泄漏措施。1项目背景1任务来源11.1 标准制订技术路线1标准编制过程22行业概况4生产结构与布局42.1 燃煤电厂超低排放改造要求53标准制定的必要性6制定地方排放标准是依法治污的

38、需要63.1 制定地方排放标准是持续改善环境空气质量的需要7制定地方排放标准是提升大气污染治理能力的需求73.2 制定地方排放标准是推动宁夏“先行区”建设的需要84行业产排污情况及污染控制技术分析9主要生产工艺及产污分析94.1 污染控制技术分析9宁夏燃煤电厂污染排放状况145标准主要技术内容及确定依据15标准适用范围155.1 标准结构框架15有组织排放限值的确定依据165.2 大气污染物无组织排放控制24企业边界污染物监控要求266国内外标准研究29国内相关标准296.1 国外相关标准30与国内外相关标准比较317标准实施的效益及经济技术分析33采用柴油等燃料油点火的，燃料油的储存、转移和

39、输送控制应符合GB 37822 的要求。灰渣在厂内或灰场内储存、转运过程中易产生颗粒物无组织排放。对于临时 存放的灰渣应储存于灰库、渣仓内，产尘点应采取除(抑)尘措施；对于干灰， 厂内采用气力输送，外运采用罐车运输；干灰场堆灰应喷水碾压，裸露灰面应苫 盖；湿灰场应保持灰面水封。5.5企业边界污染物监控要求中华人民共和国大气污染防治法提出：排放有毒有害大气污染物的企业 事业单位，应当按照国家有关规定建设环境风险预警体系，对排放口和周边环境 进行定期监测，评估环境风险，排查环境安全隐患，并采取有效措施防范环境风 险。结合燃煤电厂大气污染物排放特征，规定颗粒物、氨的企业边界污染监控要 求。大气综合污

40、染物排放标准(GB 16297-1996)表2颗粒物无组织排放限值 为1 mg/m3,颗粒物无组织排放限值与GB 162971996保持一致，为1 mg/m3o氨 无组织排放限值参考恶臭污染物排放标准(GB 14554-1993) 一级标准，限 值为1 mg/m3,具体见下表。表57企业边界大气污染物浓度限值单位：mg/m3污染物项目限值限值含义企业边界监控位置总悬浮颗粒物(TSP)1.0监控点与参照点1 h平均浓度值的差值厂界外20 m处上风向设参照点，下风向设监控点氨a1.0监控点处最大测定值下风向企业边界外10 m范围内浓度较高点注：，适用于使用氨水、尿素等含氨物质作为还原剂脱除烟气中的

41、氮氧化物。对区内17家燃煤电厂厂界总悬浮颗粒物（TSP）排放浓度最高值、最低值和 平均值进行统计，平均值和最低值达到本标准排放限值的要求，具体的排放情况 见图5-13o对最高值的数据分布进行分析（见图5-14） , 82%的数据小于1 mg/m3o对区内16家燃煤电厂厂界氨排放浓度最高值、最低值和平均值进行统计，具 体的排放情况见图5-15,最高值全部小于1 mg/m30最高值平均值最低值图57 3总悬浮颗粒物排放情况图574总悬浮颗粒物排放数据累计分布情况最高值平均值最低值QLU&IU)弱烫轻者岷图57 5氨排放情况6国内外标准研究国内相关标准目前燃煤电厂执行国家标准为GB 13223-20

42、11火电厂大气污染物排放标准。部分省(直辖市、自治区)制定了地方超低排放标准，详见下表。表67地方燃煤电厂大气污染物排放标准单位：mg/m3地方标准颗粒物二氧化硫氮氧化物山东省火电厂大气污染物排放标准(DB 37/664-2013 及修改单)5 (410t/h)10 ( NOx限 值分别为 11.7 mg/m336.9 mg/m3 130 mg/nP1476 mg/m3 91 mg/nP984 mg/m3 o40 CFR Part 63 Subpart UUUUU燃煤和燃油蒸汽发电机组适用于电力输出2 25 MW燃煤和燃油机组。污染物项目Hg,新改扩建机组限值为0.0004 mg/m3- 0.

43、0052 mg/m3,现有机组限值为0.0017 mg/n?0.0052 mg/m3；其他污染物项目项 目颗粒物、总非Hg重金属、As等10项非Hg重金属这3项中只需满足其中一项 即可。40 CFR Part 60 Subpart Da and Part 63 Subpart UUUUU 要求火电厂颗粒物、 SO2、NOx、Hg浓度进行自动监测（旁路烟道也需安装自动监测装置），应满足 以下要求：锅炉运行30天滚动平均（Hg也可为90日）排放强度应满足标准要 求；现有源的颗粒物、SO2、NOx排放限值适用于启动、停炉、故障以外的所有 运行时间，新建源SO2、NOx排放限值适用于所有运行时间，颗粒

44、物排放限值适 用于启动、停炉以外的所有运行时间，豁免的启停阶段应采取燃用清洁燃料、加 强监测和报告等措施。6.1.1 欧盟欧盟工业排放指令规定了总额定热输入功率250 MW的火电厂的排放控制要 求。对于燃煤电厂为例（燃用燃料为煤、褐煤及其他固体燃料），烟尘、SO2、NOx限值依据煤种和规模分别为20 mg/rrP30 mg/m3200 mg/m3400 mg/m3 200n?450 mg/n?（标准状态、基准氧含量6%、干烟气的排放浓度）。对于全厂总额定热输入功率2100 MW的火电厂（剩余运行寿命小于10000 h 的火电厂等予以豁免），要求对废气中的烟尘、SO2、NOx浓度进行自动监测，规

45、 定在一个日历年内应满足以下条件：有效月均值须达标；有效日均值不超过 标准限值的110%;当火电厂仅由额定热输入功率小于50 MW的燃煤锅炉组成 时，有效日均值不超过标准限值的150%；95%的有效小时均值不超过标准限值 的200%；豁免情况：因低硫燃料供应严重不足，可豁免SO2不超过6个月；烟 气治理设备故障，可豁免单次不超过24小时、12个月内累计不超过120小时（保 障能源供应或替代的电厂会全面增加排放量情况除外）；启动、停炉。6.2 与国内外相关标准比较与国内相关标准对比本标准与国家标准为GB 13223-2011火电厂大气污染物排放标准的特别排 放限值相比，加严了 50%65%；与国内相关地方燃煤电厂超低排放标准相比，现 有电厂控制要求一致，部分地方标准的新建燃煤电厂的颗粒物进一步加