燃煤电厂大气污染物排放标准 72页

燃煤电厂大气污染物排放标准河南省地方标准编制说明一、项目背景1.1项目来源为深入贯彻落实省委、省政府关于持续打好打赢大气污染防治攻坚战的决策部署要求，切实加强燃煤发电机组大气污染防治，促进全省空气质量改善，《河南省人民政府办公厅关于印发河南省2017年持续打好打赢大气污染防治攻坚战行动方案的通知》（豫政办〔2017〕7号）要求：2017年6月底前研究制定河南省燃煤电厂大气污染物排放标准，明确燃煤发电锅炉大气污染物超低排放浓度限制，为燃煤发电机组深度治理提供法律依据；《河南省环境污染防治攻坚战领导小组办公室关于印发河南省2017年大气污染防治攻坚战7个实施方案及考核奖惩暂行办法的通知》（豫环攻坚办〔2017〕71号）要求：2017年5月31日前，省环保厅、质监局制定实施《河南省燃煤电厂大气污染物排放标准》，明确燃煤发电锅炉大气污染物超低排放限值。河南省质量技术监督局将制定《河南省燃煤电厂大气污染物排放标准》列入2017年河南省地方标准制定计划(豫质监标发〔2017〕140号文件，项目编号：20171110658)。河南省环境保护厅于2017年3 月下达了《河南省燃煤电厂大气污染物排放标准》编制任务，由河南省环境监控中心牵头组织制定，华北水利水电大学为该项目的技术支撑单位，承担本标准编制工作。1.2主要工作过程1.2.1成立标准编制组，开展调研工作河南省环境监控中心、华北水利水电大学在接受任务后成立了标准编制组，于2017年3月启动了标准编制工作。对国家以及上海、山东、河北等地方的燃煤电厂污染物排放标准和控制经验进行了研究，制定了标准文本和编制说明大纲。1.2.2召开标准开题会2017年3月22日河南环境保护厅科技标准处组织召开了开题报告论证会，对标准框架及内容进行了讨论，初步编制了标准文本和编制说明。结合2015年、2016年燃煤电厂大气污染物排放数据，分析了河南省火电行业大气污染防治的发展变化和趋势；对河南省现有燃煤电厂和发电锅炉产污、治污、排污现状进行了调研；对烟尘、二氧化硫、氮氧化物达到超低排放的燃煤电厂监督性监测数据和自动监控数据进行了汇总分析。1.2.3召开标准编制座谈会2017年4月17日 在河南省环境保护厅召开了河南省燃煤电厂大气污染物排放标准编制座谈会，参加座谈会的有河南省环境监测中心、三门峡市环境监控中心、驻马店市环境监控中心、大唐安阳发电有限公司、南阳鸭河口发电有限责任公司、郑东新区热电有限公司、国电驻马店热电有限公司、国电濮阳热电有限公司等单位的代表，对标准文本和编制说明进行了研讨。1.2.4征求标准文本和编制说明意见4月1日在河南省环境保护厅网站上发布了《关于征求河南省燃煤电厂大气污染物排放标准（征求意见）的函》，向社会和各地市环保部门征求意见。截止到5月19日，收到反馈意见115条，采纳87条，不采纳18条，无效意见10条，采纳率83%，编制了意见处理说明材料。1.2.5召开技术论证会2017年5月5日，河南省环境保护厅在郑州组织召开了《燃煤电厂大气污染物排放标准》技术论证会。会议邀请7名专家对《燃煤电厂大气污染物排放标准》进行技术论证，与会专家听取了标准编制单位河南省环境监控中心、华北水利水电大学关于标准编制过程、主要技术内容、可行性等情况的汇报，经讨论，形成如下意见：一、制订本标准对于加强环境监督管理，减少污染物排放，进一步改善我省环境质量具有重要意义。二、本标准全面考虑燃煤发电锅炉污染治理技术能力与技术经济可行性等因素，确定的污染物控制因子和排放限值明确、合理，具有较强的实用性和可操作性。 三、编制单位提供的标准文本和编制说明内容详实、规范。专家经过认真讨论，通过论证，并提出如下建议：（一）进一步核实规范性文件的时效性。（二）删除不能满足限值要求的《固定污染源排气二氧化硫的测定碘量法》，增加《固定污染源排气氮氧化物的测定定电位电解法》。（三）对编制说明中的数据文字进行修改、补充和完善。1.2.6召开技术审查会会2017年5月15日，河南省环境保护厅、河南省质量技术监督局在郑州组织召开了《燃煤电厂大气污染物排放标准》地方标准审查会。国网河南省电力公司电力科学研究院、河南省环境监测中心、大唐华中电力试验研究所、南阳鸭河口发电有限责任公司等单位的有关专家对《燃煤电厂大气污染物排放标准》进行了审查。与会专家听取了标准编制单位河南省环境监控中心、华北水利水电大学关于标准编制过程、主要技术内容、可行性等情况的汇报，经讨论，形成如下意见：一、该标准的制定对于加强环境监督管理，减少污染物排放，进一步改善我省环境质量具有重要意义。一、 该标准在大量收集资料、调研和试验验证的基础上，全面考虑燃煤发电锅炉污染治理技术能力与技术经济可行性等因素，确定了污染物控制因子和排放限值。内容完整、结构合理、编写规范，具有较强的适用性和可操作性。一、该标准的制定符合《地方标准管理办法》规定程序，符合GB/T1.1《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》的要求。审查结论：该标准通过审查。建议：按照专家提出的意见进一步修改后，尽快报河南省质量技术监督局批准发布。二、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2.1.1标准制定是落实国家环境保护政策的需要大气环境保护事关人民群众根本利益，事关经济持续健康发展，为切实改善空气质量，国务院出台了《大气污染防治行动计划》（国发〔2013〕37号），该计划提出了“经过五年努力，全国空气质量总体改善，重污染天气较大幅度减少；…，力争再用五年或更长时间，逐步消除重污染天气，全国空气质量明显改善”的目标和十条措施要求（简称“气十条”），是当前大气污染防治方面基本政策性文件，该计划中也明确提出“加快制（修）订重点行业排放标准”，旨在通过完善法律法规标准体系，严格依法监督管理。环保部《环境空气细颗粒物污染综合防治技术政策》（环保部公告 2013年第59号）提出“应制定严格、完善的国家和地方工业污染物排放标准，明确各行业排放控制要求。在环境污染严重、污染物排放量大的地区，应制定实施严格的地方排放标准或国家排放标准特别排放限值。”环境保护部、国家发展和改革委员会、国家能源局2015年12月印发的《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》（环发〔2015〕164号）要求中部地区燃煤机组在2018年完成超低排放改造任务。河南省大气污染防治形势严峻，加快出台严格的河南省燃煤电厂大气污染物排放标准是落实国家环境保护政策、加强大气污染防治的客观需要。2.1.2制定严格的燃煤电厂排放标准是改善我省环境空气质量的需要李克强总理在2017年两会政府工作报告中提出“加快改善生态环境特别是空气质量，是人民群众的迫切愿望，是可持续发展的内在要求。必须科学施策、标本兼治、铁腕治理，努力向人民群众交出合格答卷。”2016年，河南省18个省辖市环境空气优、良天数比例为53.6%(196天)，10个省直管县(市)环境空气优、良天数比例为67.8%(248天)。按《环境空气质量标准》（GB3095-2012）标准评价，18个省辖市共有81天出现重度污染及以上天气，各省辖市均有发生，合计555天，同比增加25天· 市；10个省直管县（市）共有71天出现重度污染及以上天气，10个县（市）均有发生，合计242天·县（市），同比增加82天·县（市）。河南省各地环境空气质量与人民群众的期盼有较大差距。以改善环境质量为核心，河南省委省政府一直高度重视环境保护工作，对环境管理提出了越来越严格的要求。火力发电是河南省大气污染防治的重点行业，燃煤锅炉拆改是去年以来大气污染防治攻坚战的重点工作之一，控制好燃煤锅炉大气污染物排放是改善大气环境质量的重要环节，该标准的制定是改善我省环境空气质量的需要。2.1.3制定严格的燃煤电厂排放标准是我省环境监管的工作需要截至目前，全省143台5619万千瓦统调燃煤发电机组全部完成超低排放改造任务；除部分涉及民生的燃煤发电机组外，101台318万千万地方燃煤发电机组完成超低排放改造任务，达到了烟尘10mg/m3、二氧化硫35mg/m3、氮氧化物50mg/m3的排放标准。按照《关于印发河南省2017年大气污染防治攻坚战7个实施方案及考核奖惩暂行办法的通知》（豫环攻坚办〔2017〕71号）要求，要在2017年5月31日前推动全省86台65蒸吨/时以上燃煤锅炉完成超低排放改造，未按期实现的将依法实施停产治理。国家现行的《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限值，该标准已明显不满足当前我省环境管理实际需要，不利于监管执法，对燃煤发电锅炉实行更严格的污染物排放标准迫在眉睫，以严格的排放标准约束河南省燃煤电厂大气污染物排放是当前河南省环境管理的迫切需求。2.2标准制定的基本原则2.2.1与国家标准衔接的原则作为地方标准，本标准制定应以国家标准为基础，以国家和河南省现行的环保法律、法规和标准规范为依据，制定的指标限值应严于当前国家标准或相当。2.2.2从严控制原则作为地方的排放标准，从严控制既是河南省制定出台该标准的客观需要，也是标准制定的基本原则。通过调整加严排放标准，推动现有燃煤电厂进行技术改造，促进新建燃煤电厂采用更加清洁的生产工艺和技术，大幅度削减大气污染物排放。2.2.3实施可行性原则标准制定将依托当前燃煤发电企业成熟先进的生产工艺技术与污染治理技术确定排放标准限值，确保标准执行的技术可行性。2.2.4同类标准比较原则 本标准制定将参考欧美发达国家标准及河北、上海、山东等国内先进地区已出台的地方标准，通过横向比较提高标准的合理性。2.2.5结合本地区实际的原则根据河南省燃煤电厂生产水平和污染治理能力的现状，通过综合分析确定排放限值，使本地方标准制定实施符合河南省的现状。2.2.6多方参与原则标准制定中将采取多种方式，听取政府、行业、企业、专家、公众、环境管理部门等意见，兼顾各方利益诉求，以保证标准的科学性、针对性、可操作性。2.3标准制定的技术路线通过对河南省燃煤电厂现状的全面调查分析，紧密结合当前河南省环境质量改善的迫切需求，全面考虑燃煤锅炉污染治理技术能力与技术经济可行性等因素，分析筛选确定主要控制因子，并与国内外相关排放标准进行对比，在此基础上合理确定河南省燃煤发电锅炉污染物排放限值，并提出相关监测监控与实施要求。技术路线见图1。工作程序及技术路线:标准制定工作总体分为前期调研、开题报告编制、标准研究、标准定稿发布四个阶段。 前期调研阶段：通过资料文献的整理分析和对有关情况的初步调研，研究确定标准制定的必要性与可行性，为开题报告编制做准备。开题报告编制阶段：进一步调查分析河南省燃煤电厂现状，总结河南省燃煤电厂分布及污染物排放特征，进一步分析标准研究的可行性，确定标准制定的技术内容，形成开题报告。标准研究阶段：以标准控制因子的确定、大气污染物排放标准限值的确定为重点，对标准框架、控制因子、限值、标准实施的可行性及环境效益等标准主要技术内容进行深入研究，形成标准草案。标准定稿发布阶段：确定标准征求意见稿，面向社会公开征求意见，并召开论证会，形成标准送审稿，经审定后，形成最终标准报批稿。数据来源：本标准制定研究采用的数据主要包括河南省2015年环境统计数据、电厂全口径统计数据、电厂超低排放改造情况数据和2014、2015、2016年重点污染源自动监控数据等燃煤发电企业相关信息数据及其他社会经济数据等。2.4标准编制依据2.4.1《中华人民共和国环境保护法》2.4.2《中华人民共和国大气污染防治法》2.4.3国务院《大气污染物防治十条措施》2.4.4《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）2.4.5 国家发改委、环保部、能源局《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014～2020年)》（发改能源〔2014〕2093号）2.4.6《企业事业单位环境信息公开办法》（环境保护部令第31号）2.4.7《河南省环境污染防治攻坚战领导小组办公室关于印发河南省2017年大气污染防治攻坚战7个实施方案及考核奖惩暂行办法的通知》（豫环攻坚办〔2017〕71号） 三、河南省燃煤电厂污染现状3.1燃煤电厂生产和分布状况根据河南省电力全口径数据统计，2015 年河南省火力发电机组共355台，总装机容量6174.5万千瓦，总发电量2488.6亿千瓦时。其中，燃煤发电机组共261台，总装机容量5923.1万千瓦，总发电量2417亿千瓦时，占全省火力发电机组总装机容量和总发电量的比例分别为95.9%、97.1%。2015年河南省燃煤电厂发电机组原煤消耗总量为12251万吨，占全省工业煤炭消耗量的比例为45%。燃煤电厂发电机组分布于全省18个省辖市和4个省直管县（市）。2015年燃煤电厂发电机组装机容量位于全省前5名的城市依次为洛阳、郑州、平顶山、济源和焦作市，装机容量分别为918.1、809.9、506.7、467.6、447.9万千瓦，占全省燃煤电厂发电机组总装机容量的比例分别为15.5%、13.7%、8.6%、7.9%、7.6%，合计占全省燃煤电厂发电机组总装机容量的比例为53.2%。具体情况见表1。表12015年河南省燃煤电厂基本情况表行政区机组数（台）装机容量（万千瓦）发电量（亿千瓦时）原煤消耗量（万吨）二氧化硫排放量（吨）氮氧化物排放量（吨）郑州30809.935617942745844367开封2126.04920131834290洛阳34918.142420437290740038平顶山17506.720211731916217689安阳6194.07434860416890鹤壁8339.083388839110078新乡28344.11366452096813458焦作33447.91668842366425549濮阳242.01911824873118许昌6244.092431465812089漯河83.32718045704431三门峡28275.51098423466523353南阳16268.01065711808510467 商丘4123.04921143694142信阳4192.06830747505051周口12.5110955518驻马店5132.55228236533982济源9467.62008301463417331巩义593.07233238306909汝州227.0101043320987长垣2132.04418518302435永城11165.077372857511782总计2615923.1241712251292156268955由于我省推进燃煤电厂脱硫脱硝工程建设、加快小火电结构调整和强化监管减排等各项措施的落实，电力行业污染减排工作取得了显著成绩，为减少我省大气污染物排放总量，改善我省环境质量做出了巨大贡献。2005年，我省燃煤发电机组装机容量为2881万千瓦，原煤消费总量为7639万吨，二氧化硫排放量为94.9万吨；2010年，装机容量为4330.8万千瓦，原煤消费总量为9871万吨，二氧化硫排放量为64.3万吨，氮氧化物排放量为78.54万吨；2015年，装机容量为5923.1万千瓦，原煤消费总量为12251万吨，二氧化硫排放量为29.5万吨，氮氧化物排放量为28.1万吨。截至“十二五”末（2015年底），我省燃煤发电机组装机容量较“十五”末（2005年底）增加3042.1万千瓦，增加比率为105%；原煤消费量增加4612万吨，增加比率为60%；二氧化硫排放量减少65.4万吨，减少比率为68.9%。2005氮氧化物排放量未纳入环境统计范围，2015年氮氧化物排放量较2010年减少50.4万吨，减少比率为64.2%。3.2生产工艺及产污环节分析 3.2.1燃煤电厂生产工艺燃煤电厂是以煤炭为燃料，燃烧时产生的热能，通过发电动力装置转换成电能的一种发电方式。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。燃煤电厂锅炉主要有煤粉炉和循环流化床锅炉两种。3.2.2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/m3～30g/m3，循环流化床锅炉烟尘排放的初始浓度大多为15g/m3～50g/m3。另外，在煤炭、脱硫剂与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。3.2.3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。3.2.4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。3.2.5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燃煤电厂污染控制措施及现状3.3.1烟尘控制措施及排放限值燃煤电厂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。3.3.2二氧化硫控制措施及排放限值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50 mg/m3。3.3.3氮氧化物控制措施及排放限值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。氮氧化物的形成主要包括热力型氮氧化物和燃料型氮氧化物，热力型氮氧化物的形成与燃烧温度密切相关，燃料型氮氧化物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。控制燃煤火电企业氮氧化物排放的措施分两大类。一类是通过燃烧技术的改进，如低氮氧化物燃烧器、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300兆瓦及以上机组，一般采用SCR烟气脱硝装置。对300兆瓦以下机组，可采用SNCR烟气脱硝装置。参考国家最新环保要求，锅炉氮氧化物排放浓度需控制到100mg/Nm3。为在控制氮氧化物排放的同时，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、成熟的氮氧化物 控制技术，这些技术可单独使用，也可组合使用，以便达到不同的氮氧化物控制要求。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。3.3.4燃煤电厂排放现状根据河南省电力全口径数据统计，2015年河南省261台燃煤电厂发电机组二氧化硫排放量为29.2万吨，占全省工业源二氧化硫排放量（91.5万吨，来自2015年环境统计数据）的比例为31.9%；氮氧化物排放量为26.9万吨，占全省工业源二氧化硫排放量（71.95万吨，来自2015年环境统计数据）的比例为37.4%。燃煤电厂二氧化硫排放量位于全省前5名的城市依次为洛阳、三门峡、郑州、焦作和新乡市，二氧化硫排放量分别为7.3、3.5、2.7、2.4、2.1万吨，占全省燃煤电厂二氧化硫排放量的比例分别为25%、11.9%、9.4%、8.1%和7.2%，合计占全省燃煤电厂二氧化硫排放量的比例为61.5%。 燃煤电厂氮氧化物排放量位于全省前5名的城市依次为郑州、洛阳、焦作、三门峡和平顶山市，氮氧化物排放量分别为4.4、4.0、2.6、2.3、1.8万吨，占全省燃煤电厂氮氧化物排放量的比例分别为16.5%、14.9%、9.5%、8.7%和6.6%，合计占全省燃煤电厂氮氧化物排放量的比例为56.1%。3.4超低排放改造进展情况我省一贯重视燃煤电厂污染物排放的治理工作，采取工程减排、结构减排、管理减排等大量措施促进燃煤电厂加强污染治理，减少污染物排放。“十一五”期间，发改、环保部门印发了《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》（发改价格〔2007〕1176号）、《河南省燃煤电厂脱硫设施运行环境管理办法（试行）》（豫环文〔2009〕93号）等办法，对燃煤发电机组实施脱硫电价政策，要求燃煤电厂加强脱硫设施建设，规范脱硫设施运行管理。“十一五”末，全省燃煤火电机组99.6%的装机容量建成脱硫设施并投运，我省燃煤发电机组综合脱硫效率达到较高水平。2013年，省发改委、省环保厅联合印发《河南省燃煤发电机组脱硝电价及脱硝设施运行管理暂行办法》（豫发改价管〔2013〕334号），全省上网燃煤发电机组从2013年1月1日开始实施脱硝电价政策，要求燃煤发电机组必须按照环保规定加强脱硝设施建设、改造和运行。2014 年国家发改委、环保部联合印发《燃煤发电机组环保电价及环保设施运行监管办法》（发改价格〔2014〕536号），决定对燃煤发电机组实行脱硫、脱硝、除尘环保电价加价政策，要求燃煤发电机组加强环保设施的建设、改造和运行。根据《2014年度河南省蓝天工程行动计划实施方案》要求，全省所有燃煤发电机组在2014年7月1日之前完成脱硝设施建设和脱硫、除尘设施提标改造工作，大气污染物排放严格按照《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)执行。为贯彻落实2015年《政府工作报告》关于“推动燃煤电厂超低排放改造”的要求，促进节能减排和大气污染治理，国家发改委、环保部联合印发《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》（发改价格〔2015〕2835号），决定对燃煤电厂超低排放实行电价支持政策，并明确超低排放是指燃煤发电机组大气污染物排放浓度符合超低限值要求，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10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3。为进一步引导企业加大节能减排力度，省发改委印发《关于烟气超低排放燃煤机组基础电量奖励政策的通知》（豫发改能源〔2015〕597号），明确在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于5mg/m3、35mg/m3、50mg/m3，增加年度基础电量发电利用小时200小时/年。 按照省政府《关于印发河南省大气污染防治攻坚战7个实施方案的通知》（豫政办〔2016〕117号）中的《河南省治理工业大气污染攻坚战实施方案（2016年-2017）》要求，2016年10月底前,完成102台3740万千瓦统调燃煤发电机组和所有单机10万千瓦及以上地方燃煤发电机组超低排放改造，未达到超低排放要求的统调燃煤发电机组，一律不得运行。2016年12月底前,所有地方燃煤发电机组全部完成超低排放改造任务。截至2017年3月31日，全省143台5619万千瓦统调燃煤发电机组全部完成超低排放改造任务；除部分涉及民生的燃煤发电机组外，101台318万千万地方燃煤发电机组完成超低排放改造任务。根据执行超低排放电价的108台4633.5万千瓦燃煤发电机组自动监控数据统计，2016年超低排放燃煤发电机组颗粒物年平均排放浓度为2.5mg/m3，二氧化硫年平均排放浓度为16.3mg/m3，氮氧化物年平均排放浓度为32.6mg/m3，均远低于超低限值，且每台机组的污染物年均排放浓度均低于超低限值，表明完成超低排放改造的燃煤发电机组可以稳定实现超低排放。详见表2。3.5燃煤电厂主要问题分析3.5.1燃煤电厂能源消耗和污染物排放量较大电力行业是经济社会发展的基础行业，也是提高广大人民群众生活质量的必备行业，但是电力行业又是能源消耗和污染 表22016年河南省超低排放燃煤电厂污染物排放浓度情况序号电厂名称机机组编号装机容量（MW）二氧化硫平均排放浓度（mg/m3）氮氧化物平均排放浓度（mg/m3）烟尘平均排放浓度（mg/m3）1郑州泰祥热电股份有限公司113519.6430.332.982213519.5134.152.333郑州新力电力有限公司320019.8930.623.984郑州市郑东新区热电有限公司120015.9035.832.685220011.1830.772.956郑州裕中能源有限责任公司130015.8527.831.387230016.7434.001.6983100019.2430.262.6094100014.6237.132.2410国电荥阳煤电一体化有限公司163020.4432.972.0611263011.7624.742.2212华润电力登封有限公司132017.9437.131.7513232015.5638.531.8714363025.3331.381.9715463023.8035.521.8816国家电投集团河南电力有限公司开封发电分公司160016.2537.042.4817260016.7638.092.5618大唐洛阳热电厂530011.4820.242.64163008.9028.092.4220河南华润电力首阳山有限公司163017.7429.031.3321263018.8133.372.3422洛阳双源热电有限责任公司11658.5720.371.312321658.8621.501.9224大唐洛阳首阳山发电有限责任公司122014.5628.384.012522208.5916.881.942633007.4327.721.932743009.7523.912.1528神华国华孟津发电有限责任公司160023.3741.972.8729260023.1942.492.9530华能洛阳热电有限责任公司135017.5136.684.3731235016.0437.825.2832洛阳华润热电有限公司15513.4036.881.513325518.2837.691.3934平顶山姚孟发电有限责任公司230012.8525.781.7135330018.7127.621.94 36430020.7326.992.2437560021.1729.972.1538国家电投集团平顶山热电有限公司621010.9829.012.0839721013.7028.622.2140国家电投集团河南电力有限公司平顶山发电分公司1100018.0336.262.34412100017.5235.802.4642大唐安阳发电厂130019.3632.542.5643230018.3027.723.064492018.8731.352.74451032020.7528.452.8446大唐林州热电有限责任公司135019.7634.292.3047235017.6926.983.6748鹤壁丰鹤发电有限责任公司160015.4832.622.3649260015.3928.332.4750鹤壁同力发电有限责任公司130018.1128.992.4251230016.8925.902.5552鹤壁煤电股份有限公司热电厂213515.9822.251.4853鹤壁鹤淇发电有限责任公司166018.8735.843.5654266018.3636.482.7855国家电投集团新乡豫新发电有限责任公司633014.7540.452.0956733016.2936.321.8957华电渠东发电有限公司130016.5142.452.6158230012.8428.012.8759河南孟电集团热力有限公司130016.7335.673.2760华电新乡发电有限公司166024.8738.922.2161266022.5040.782.8662华润电力焦作有限公司166018.5431.362.3263266017.7133.152.4564神华国能焦作电厂有限公司166013.5018.613.006526604.1718.542.9066国电濮阳热电有限公司121020.2136.712.2967221020.7334.992.4368许昌禹龙发电有限责任公司366014.3938.161.1069466017.4631.112.5970许昌龙岗发电有限责任公司135014.7034.662.8371235015.1235.113.4172河南能信热电有限责任公司121015.2325.832.2273221017.7225.911.40 74华电漯河发电有限公司133013.6029.401.0975233015.4231.450.9476三门峡华阳发电有限责任公司132014.2429.242.4677232014.2431.241.9178大唐三门峡发电有限责任公司360016.6837.691.7479460015.5035.573.2180南阳普光电力有限公司112511.2730.883.7981212513.3035.233.8382南阳鸭河口发电有限责任公司135021.8429.233.8383235021.4727.413.5184国家电投集团南阳热电有限公司121025.9034.952.6785221022.3136.082.5086南阳天益发电有限公司360019.9830.933.5687460016.4933.873.3788国电民权发电有限公司163013.4540.542.5689260013.5939.892.4990大唐信阳华豫发电有限责任公司230015.2930.301.1891366015.5828.313.1792大唐信阳发电有限责任公司130014.5435.521.1893466014.3431.853.3894河南华润电力古城有限公司130021.0035.361.5995230021.0534.651.5296国电驻马店热电有限公司133012.0133.581.559723309.4032.191.0098华能沁北发电有限责任公司16008.2737.042.189926008.6737.532.0410036007.9936.632.1910146007.9238.112.781025100016.8238.243.421036100018.9337.923.86104国电豫源发电有限责任公司11357.4439.962.7710521357.4432.101.94106河南中孚电力有限公司530021.0537.822.11107新乡中益发电有限公司166022.4041.763.32108266024.2941.853.46109合计/平均1084633516.3232.612.47 物排放重点行业,“十一五”期间，在各级政府、相关部门和各电力公司、发电企业共同努力下，强抓脱硫脱硝工程建设、加快小火电结构调整和强化监管减排等各项措施的落实，电力行业污染减排工作取得了显著成绩。但燃煤发电行业污染物排放量占全省工业源污染物排放比重仍较大。据煤炭工业协会数据显示，全国发电供热用煤占全国煤炭生产总量的50%左右。我省2015年河南省燃煤电厂发电机组原煤消耗总量为12251万吨，占全省工业煤炭消耗量的比例为45%。根据河南省电力全口径统计数据，2015年河南省261台燃煤发电机组二氧化硫排放量为29.2万吨，占全省工业源二氧化硫排放量（91.5万吨，来自2015年环境统计数据）的比例为31.9%；氮氧化物排放量为26.9万吨，占全省工业源二氧化硫排放量（71.95万吨，来自2015年环境统计数据）的比例为37.4%。由此可见电厂大气污染物排放占全省大气污染物排放比例仍然较高，是大气污染物排放的主要贡献者之一。3.5.2电力结构单一依据国网河南省电力公司数据，截止2016年底全省电厂总装机容量为7218万千瓦，其中，火力发电总装机容量为6381万千瓦，占总装机容量的88.4%；水电总装机容量为399万千瓦，占总装机容量的5.5%；太阳能装机容量为284 万千瓦，占总装机容量的3.9%；风电装机容量为154万千瓦，占总装机容量的2.1%。从以上数据可以看出，我省电网电力结构比较单一，以火力发电为主，水电、太阳能、风电比重很小，没有核电。四、污染控制技术分析4.1二氧化硫控制技术综合国内外的经验来看，燃煤电厂减排二氧化硫的主要途径有煤炭洗选、洁净煤燃烧技术、燃用低硫煤和烟气脱硫等。4.1.1燃用低硫煤降低燃煤含硫量是减少二氧化硫排放量最简单的办法。4.1.2煤炭洗选煤炭洗选技术是采用物理、化学或生物方法除去或减少煤中所含的硫分、灰份的技术。煤炭经洗选后不仅可以脱除一定的灰份和硫分，而且热值将平均提高10%以上，也即可节煤约10%。我国高硫煤产区中，煤中有机硫成分都较高，很难用煤炭洗选的方法达到有效控制二氧化硫排放的目的，燃用洗选煤只能作为削减二氧化硫排放的手段之一。4.1.3洁净煤燃烧技术目前工业发达国家成熟和已经商业化运行的洁净煤发电技术有：常压循环流化床锅炉（CFBC）、加压循环流化床锅炉（PFBC）、煤气联合循环发电（IGCC）等，我国CFBC 单机容量最大已经达到300MW，IGCC技术也在我国逐步得到应用。4.1.4烟气脱硫烟气脱硫是控制二氧化硫污染的主要技术手段。按照我国未来的能源结构、预计的火电发展速度、以及控制大气污染的总体思路，在未来较长的时间内，控制火电二氧化硫的排放，其主流和根本有效的手段仍将是烟气脱硫。烟气脱硫技术开发于20世纪60年代，到70年代后期已出现200多种脱硫技术，到80年代，各种脱硫技术在竞争中不断完善。尽管各国开发的烟气脱硫方法很多，但真正进行工业应用的方法仅是有限的十几种。其中湿法烟气脱硫技术（含抛弃法及石膏法）占主导地位。湿法（石灰石-石膏法）烟气脱硫：技术以其脱硫效率高于90%（可达98%以上），运行可靠性高于95%、适应范围广，技术成熟，副产物可做商品出售等优势，逐步被广大用户所接受，成为世界上脱硫市场中占统治地位的脱硫技术。氧化镁烟气脱硫：具有脱硫效率高、占地小、投资少和不易结垢等诸多优势，且我国氧化镁资源丰富，作为脱硫剂的价格，镁法和钙法接近。利用氧化镁脱硫的高活性，可将MgSO4提浓至工业结晶所需的浓度而不对脱硫产生有害的影响，从而可以经济有效地回收MgSO4 供给工农业使用，获得一定的经济利益，氧化镁湿法烟气脱硫和回收水合硫酸镁新工艺及工业示范工程在肥矿集团大封热电厂建立示范项目，取得了良好的环境效益和经济效益。雾化旋流法高效烟气深度脱硫技术，主要是将现有的脱硫喷淋塔改为喷雾塔，采用超声波雾化技术，使脱硫剂粒径由传统的1500μm～3000μm降至50μm～80μm，形成云雾状，大大提高脱硫剂比表面积，使脱硫吸收反应速度加快；采用雾化旋流切圆布置的专利技术，构造脱硫塔内喷雾旋流场，烟气与脱硫剂充分传质混合，加大烟气中二氧化硫与脱硫剂反应机率，实现了云流场再造，实现了小液气比的情况下的高湍流传质吸收反应，提高脱硫效率。同时使脱硫剂在烟气中的循环反应倍率由原来77次降低至3次，大大降低了脱硫反应液气比和循环泵电耗，降低了脱硫系统能耗，解决了深度脱硫经济与排放的矛盾。雾化旋流法高效烟气深度脱硫技术有如下五大技术创新：（1）将超声波雾化技术引入湿法烟气脱硫系统中，脱硫剂粒径由1500μm～3000μm降到50μm～80μm；实现脱硫技术更新换代；（2）通过计算机仿真，对脱硫塔实现量身定做的设计，再造脱硫反应云动力场，实现高效烟气脱硫；（3）采用独特的防磨、防堵、自净化技术，保证脱硫塔长期稳定高效运行；（4）采用独有的消音专利设计技术；（5）采用在线维护技术，可以对雾化器核心部件在脱硫塔运行状况下在线检修更换。 同时，雾化旋流法高效烟气深度脱硫技术具有八大优点：（1）液气比小：脱硫剂实现云雾化，循环次数少，脱硫液气比小；（2）粒径小：脱硫粒径小（50μm～80μm），反应时间充足，反应速度快；（3）效率高：吸收反应完全，脱硫效率高；（4）投资少：系统简单，占地小，改造工程无需加塔或加层，投资成本低；（5）循环泵能耗低：脱硫剂循环泵动力消耗仅为现有方法的1/2；（6）通风电耗小：系统差压比传统喷淋塔降低1/3，大大节约引风机、增压机通风电耗；（7）工期短：施工简单，工期短，标准深度脱硫改造工程仅需10天；（8）燃料适应广：烟气二氧化硫可降至30mg/Nm3以下，为电厂燃烧高硫煤腾出了环保空间。4.2烟尘控制技术近年来，我国燃煤火电企业烟气除尘采用的技术方法主要有布袋除尘、静电除尘、电袋复合除尘、湿式电除尘。4.2.1布袋除尘布袋除尘器是利用纤维性滤袋捕集粉尘的高效除尘设备。技术原理：含尘烟气通过过滤材料，尘粒被过滤下来，过滤材料捕集粗粒粉尘主要靠惯性碰撞作用，捕集细粒粉尘主要靠扩散和筛分作用。滤料的粉尘层也有一定的过滤作用。该技术除尘效率高，可达99.99%以上。4.2.2静电除尘 静电除尘器是利用静电效应将烟气中的粉尘分离出来的除尘设备。技术原理：烟气通过电除尘器主体结构前的烟道时，使其烟尘带正电荷，然后烟气进入设置多层阴极板的电除尘器通道。带正电荷烟尘与阴极电板的相互吸附作用，使烟气中的颗粒烟尘吸附在阴极上，定时振打，使具有一定厚度的烟尘在自重和振动的双重作用下跌落于灰斗中，从而达到除尘的目的。4.2.3电袋复合式除尘电袋复合式除尘器有效结合了电除尘器和袋式除尘器各自的优点，利用电除尘器捕集大颗粒粉尘进而大幅度降低烟气进入到滤袋仓室内的粉尘浓度，有效避免了大颗粒粉尘在惯性力作用下对滤袋的冲刷，有利于滤袋使用寿命的提高。该技术适用高比电阻粉尘收集，除尘效率具有高效性和稳定性；运行阻力比纯布袋除尘器低，可以减少引风机功率消耗；清灰周期长、气源能耗小；延长滤袋使用寿命。4.2.4湿式电除尘湿式电除尘器主要作为大气复合污染物控制系统的最终精处理技术装备。 湿式电除尘器的收尘原理与干式电除尘器相同，均经历荷电、收集和清灰三个阶段。金属放电线在直流高电压的作用下，将其周围气体电离，使粉尘或雾滴粒子表面荷电，荷电粒子在电场力的作用下向收尘极运动，并沉积在收尘极上，清灰方式多采用喷淋水流从集尘板顶端流下，在集尘板上形成一层均匀稳定的水膜，将板上的颗带走，也有依据收集雾滴自流的清灰方式。湿式电除尘器可有效收集微细颗粒物(PM2.5、气溶胶)、重金属、有机污染物(多环芳烃、二恶英)等，可去除湿法脱硫后的粉尘、石膏浆液雾滴。烟尘排放浓度可达5mg/Nm3甚至更低水平。4.3氮氧化物控制技术控制燃煤电厂氮氧化物排放的主要技术有低氮燃烧技术、选择性催化还原法（SelectiveCatalyticReduction，SCR）、选择性非催化还原法（SelectiveNon-CatalyticReduction，SNCR）。4.3.1低氮燃烧技术低氮燃烧技术不需要任何脱硝剂，长期运行费用低，一般是降氮脱硝工程的首选技术。对于已经建成的没有低氮燃烧装置的锅炉，通过进行低氮燃烧改造，具有较大的降氮潜力。对于切圆燃烧锅炉，主流低氮燃烧技术包括低过量空气燃烧技术、低氮燃烧器（LNB）技术、空气分级燃烧技术（OFA ）、燃料分级燃烧技术等。低氮燃烧技术可以是单项技术也可是多种技术的组合。在对氮氧化物排放控制较为严格的地区，通常先采用低氮燃烧技术，后再进行烟气脱硝，以降低投资和运行费用。4.3.2选择性催化还原法（SCR）SCR是指烟气中的氮氧化物在催化剂的作用下，与还原剂（如NH3或尿素）发生反应并生成无毒无污染的N2和H2O。日本率先于20世纪70年代对其实现商业化，目前这一技术在发达国家已经得到了比较广泛的应用。我国燃煤电厂氮氧化物排放控制尚处于起步阶段，在依靠低氮燃烧技术控制氮氧化物排放仍不能满足要求时，则需要实施烟气脱硝。4.3.3选择性非催化还原法（SNCR）选择性非催化还原法（SNCR）技术是一种不用催化剂，在850℃～1100℃范围内还原氮氧化物的方法，还原剂常用NH3或尿素。该方法是把含有NHx基的还原剂喷入炉膛温度为850℃～1100℃的区域后，迅速热分解成NH3和其他副产物，随后NH3与烟气中的NOx进行SNCR反应而生成N2和H2O。典型的SNCR系统由还原剂储槽、多层还原剂喷入装置及相应的控制系统组成。SNCR脱硝技术系统简单，只需在现有的燃煤锅炉的基础上增加氨或尿素储槽以及氨或尿素喷射装置及其喷射口即可，不需要催化剂，运行成本相对较低；但对温度窗口要求十分严格，更适用于老机组的改造。SNCR 脱硝技术脱硝效率较SCR法低，一般在40%～70%，对于较大发电机组，效率则更低。4.4汞及其化合物控制技术4.4.1烟气治理技术协同控制技术燃煤电厂烟气在脱硝、除尘和脱硫的同时，可对汞产生协同脱除的效应。欧盟《大型燃烧装置的最佳可行技术参考文件》（ReferenceDocumentonBestAvailableTechniquesforLargeCombustionPlants）建议汞的脱除优先考虑采用高效除尘、烟气脱硫和脱硝协同控制的技术路线。采用电除尘器或布袋除尘器后加装烟气脱硫装置，平均脱除效率在75%（电除尘器为50%，烟气脱硫为50%），若加上SCR装置可达90%。燃用褐煤时脱除效率在30%～70%。4.4.2炉前添加卤化物技术燃煤电厂炉前添加卤化物脱汞技术就是在电厂输煤皮带上或给煤机里加入卤化物，也可直接将溶液喷入锅炉炉膛。在烟气中卤化物氧化元素汞形成二价汞，SCR烟气脱硝装置可加强元素汞的氧化形成更多的二价汞，二价汞溶于水从而被脱硫装置所捕获，从而达到除汞目的。这种技术对安装了SCR和脱硫装置的燃煤电厂脱汞效果好，成本低。而且由于加入煤里的卤化物远少于煤里本身含有的氯，所以添加到煤里的卤化物不会对锅炉加重腐蚀。现在很多装备了SCR和WFGD 的美国燃煤电厂正在测试这种脱汞技术，其中一些电厂已取得了很好的汞控制效果。利用烟气湿法脱硫装置能有效的控制汞的排放。而且喷射系统简单，除汞成本低。唯一值得注意的是脱除的汞都进入烟气湿法脱硫装置的排出物石膏或废水里，需要二次处理。但由于除汞成本低，此技术对现今装备了SCR和湿法脱硫装置的电厂吸引力非常大。4.4.3烟道喷入活性炭吸附剂该方法是将含有卤化物的活性碳在静电除尘器或布袋除尘器前喷入，烟气里的汞和活性碳中的卤化物反应并被活性碳所吸附，然后被静电除尘器所捕集，飞灰里被收集下来的汞不会再次释放从而达到除汞的目的。吸附剂占粉煤灰中的比例取决于喷射率和燃煤的灰分含量，一般在0.1%～3%左右。烟道喷入活性炭吸附剂技术包括选择和生产吸附剂、吸附剂储存和喷射与汞测量三个环节。含卤化物的活性碳吸附剂从生产的工厂运送到电厂，储存于贮料罐中，压缩空气将吸附剂分别压到喷射器的进料注入导管，再通过一批喷嘴喷射到烟气中，连续汞监测仪将烟气中的汞含量记录下来。 吸附剂是该技术的核心。优化的喷射系统可以将吸附剂颗粒均匀地喷射在烟气中，让吸附剂颗粒涵盖所有的烟道空间，以最快的速度和烟气混合，使吸附剂颗粒与汞化合物最大限度地接触和反应，大大地提高吸附剂的脱汞效率和降低成本。4.5超低达标排放技术4.5.1二氧化硫超低达标排放技术分析限值为35mg/m3，可采用如下方法达到超低排放：a、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。b、雾化旋流法高效烟气深度脱硫技术。该技术可将烟气中的二氧化硫含量可降低至30mg/m3以下，相比传统的脱硫工艺可大幅降低一次性投资费用，运行费用仅为传统工艺的1/2；同时改造实施工期只需10天，该技术也适用于燃烧高硫煤的锅炉烟气。雾化旋流法高效烟气深度脱硫技术，主要是将现有的脱硫喷淋塔改为喷雾塔，采用超声波雾化技术，使脱硫剂粒径由传统的1500μm～3000μm降至50μm～80μm，形成云雾状，大大提高脱硫剂比表面积，使脱硫吸收反应速度加快；采用雾化旋流切圆布置的专利技术，构造脱硫塔内喷雾旋流场，烟气与脱硫剂充分传质混合，加大烟气中二氧化硫与脱硫剂反应机率，实现了云流场再造，实现了小液气比的情况下的高湍流传质吸收反应，提高脱硫效率。同时使脱硫剂在烟气中的循环反应倍率由原来77次降低至3次，大大降低了脱硫反应液气比和循环泵电耗，降低了脱硫系统能耗，解决了深度脱硫经济与排放的矛盾。 雾化旋流法高效烟气深度脱硫技术有如下五大技术创新：(1)将超声波雾化技术引入湿法烟气脱硫系统中，脱硫剂粒径由1500μm～3000μm降到50μm～80μm；实现脱硫技术更新换代；(2)通过计算机仿真，对脱硫塔实现量身定做的设计，再造脱硫反应云动力场，实现高效烟气脱硫；(3)采用独特的防磨、防堵、自净化技术，保证脱硫塔长期稳定高效运行；(4)采用独有的消音专利设计技术；(5)采用在线维护技术，可以对雾化器核心部件在脱硫塔运行状况下在线检修更换。同时雾化旋流法高效烟气深度脱硫技术八大优点：(1)液气比小：脱硫剂实现云雾化，循环次数少，脱硫液气比小；(2)粒径小：脱硫粒径小（50μm～80μm），反应时间充足，反应速度快；(3)效率高：吸收反应完全，脱硫效率高；(4)投资少：系统简单，占地小，改造工程无需加塔或加层，投资成本低；(5)循环泵能耗低：脱硫剂循环泵动力消耗仅为现有方法的1/2；(6)通风电耗小：系统差压比传统喷淋塔降低1/3，大大节约引风机、增压机通风电耗；(7)工期短：施工简单，工期短，标准深度脱硫改造工程仅需10天；(8)燃料适应广：烟气二氧化硫可降至30mg/Nm3以下，为电厂燃烧高硫煤腾出了环保空间。4.5.2烟尘超低达标排放技术分析排放限值为10mg/m3 ，目前最好的方式是采用湿式静电除尘装置。湿式电除尘器主要作为大气复合污染物控制系统的最终精处理技术装备。其收尘原理与干式电除尘器相同，均经历荷电、收集和清灰三个阶段。金属放电线在直流高电压的作用下，将其周围气体电离，使粉尘或雾滴粒子表面荷电，荷电粒子在电场力的作用下向收尘极运动，并沉积在收尘极上，清灰方式多采用喷淋水流从集尘板顶端流下，在集尘板上形成一层均匀稳定的水膜，将板上的颗带走，也有依据收集雾滴自流的清灰方式。湿式电除尘器可有效收集微细颗粒物(PM2.5、气溶胶)、重金属、有机污染物(多环芳烃、二恶英)等，可去除湿法脱硫后的粉尘、石膏浆液雾滴。烟尘排放浓度可达5mg/Nm3甚至更低水平。4.5.3氮氧化物达标超低排放技术分析排放限值为50mg/m3，可采用下列方法达标排放：SCR脱硝效率可以达到95%以上，可达标。如考虑降低运行成本，可考虑低氮燃烧改造+SCR。如锅炉前期已经上了脱硝设备，但是按100mg/Nm3的国标的要求进行的配置，则只需要加装催化剂及进行喷氨装置的相应改造，即可实现50mg/Nm3的达标排放。五、标准的主要内容5.1标准的适用范围 本标准规定了燃煤电厂大气污染物排放浓度限值、监测和监控要求，以及标准的实施与监督等相关规定。本标准适用于河南省辖区内燃煤电厂的大气污染物排放管理以及燃煤电厂建设项目的环境影响评价、环境保护工程设计、竣工环境保护验收及其投产后的大气污染物排放管理。本标准适用于单台出力65t/h以上除层燃炉、抛煤机炉外的燃煤发电锅炉；各种容量的煤粉发电锅炉；单台出力65t/h以上燃煤锅炉。5.2术语与定义标准规定了燃煤电厂、燃煤锅炉、标准状态、氧含量、W型火焰炉膛5个术语。燃煤电厂指以煤炭为主要燃料的火力发电厂，见《燃煤电厂大气污染物排放标准》（DB13/2209-2015），河北省地方标准。燃煤锅炉指以煤炭为主要燃料的锅炉，参考《燃煤电厂大气污染物排放标准》（DB31/963-2016），上海市地方标准。标准状态指烟气在温度为273K，压力为101325Pa时的状态，简称“标态”。本标准中所规定的大气污染物浓度均指标准状态下干烟气的数值，见《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）。 氧含量指燃料燃烧时，烟气中含有的多余的自由氧，通常以干基容积百分数表示，见《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）。W型火焰炉膛指燃烧器置于炉膛前后墙拱顶，燃料和空气向下喷射，燃烧产物转折180°后从前后拱中间向上排出而形成W型火焰的燃烧空间，见《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）。5.3污染物排放限值的确定5.3.1污染物控制项目参考国内外相关标准，火电行业控制的常规污染物主要是烟尘、二氧化硫、氮氧化物、汞及其化合物。本标准控制指标包括：烟尘、二氧化硫、氮氧化物、汞及其化合物4项指标。由于烟气黑度是以人的感官（靠人的视力目测）对烟气的反应强弱作为控制指标，因此很难确定烟气的视觉黑度与其中的有害物质（烟尘）含量之间的精确对应关系，也不能取代污染物排放浓度的仪器检测手段，加之受观测人员的视力、天气背景影响很大，在目前燃煤电厂普遍采用低浓度烟尘排放的治理措施后，烟气黑度不再列入标准限值中。5.3.2污染物排放限值制订及依据 本标准结合河南省燃煤电厂污染治理实际现状，以河南省环境质量改善和环境管理的迫切需求为出发点，以《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）中燃气锅炉排放限值为参照，参考国内河北、上海等地相关标准，在充分分析可行性的基础上研究确定烟尘、二氧化硫、氮氧化物、汞的排放限值分别为10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3、0.03mg/m3；W型火焰炉膛锅炉和循环流化床锅炉的氮氧化物排放限值为100mg/m3。主要依据为：a环境管理要求国务院总理李克强2017年3月5日在作政府工作报告时说“要加快解决燃煤污染问题。全面实施散煤综合治理，推进北方地区冬季清洁取暖，完成以电代煤、以气代煤300万户以上，全部淘汰地级以上城市建成区燃煤小锅炉。加大燃煤电厂超低排放和节能改造力度，东中部地区要分别于今明两年完成，西部地区于2020年完成。”为贯彻落实2015年《政府工作报告》关于“推动燃煤电厂超低排放改造”的要求，促进节能减排和大气污染治理，国家发改委、环保部联合印发《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》（发改价格〔2015〕2835号），决定对燃煤电厂超低排放实行电价支持政策，并明确超低排放是指燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本符合燃气机组排放限值要求，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10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3。《河南省治理工业大气污染攻坚战实施方案（2016年 -2017）》要求，2016年所有地方燃煤发电机组全部完成超低排放改造任务。《河南省2017年严格大气污染防治管控实施方案》明确要求2017年5月31日前，全省86台65蒸吨/时以上燃煤锅炉完成超低排放改造，在基准氧含量6%的条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物小时排放浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米，同时又提出了W型火焰锅炉和循环流化床锅炉的氮氧化物小时排放浓度不高于100毫克/立方米。基于我省严峻的大气环境质量状况，为贯彻我省大气污染防治攻坚战整体部署，故从严制定燃煤锅炉污染物排放限值。本标准将河南省燃煤锅炉的烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放小时均值分别确定为10mg/m3、35mg/m3、50mg/m3。现行的国家《火电厂大气污染物排放标准GB13223-2011)中汞及其化合物的排放限值为0.03mg/m3，本标准与其相衔接，取值与之相同。W型火焰炉膛锅炉和循环流化床锅炉的氮氧化物排放限值为100mg/m3的主要依据是：根据调研省内外W型火焰炉膛锅炉和循环流化床锅炉的氮氧化物小时排放浓度不能长期稳定在50mg/m3 以内；《河南省环境污染防治攻坚战领导小组办公室关于印发河南省2017年大气污染防治攻坚战7个实施方案及考核奖惩暂行办法的通知》（豫环攻坚办〔2017〕71号）中《河南省2017年严格大气污染管控实施方案》明确规定“W型火焰锅炉和循环流化床锅炉的氮氧化物排放浓度不高于100毫克/立方米”。b国内相关标准从全国范围看，河北、上海等省市已经针对燃煤电厂大气污染物排放制定了更加严格的地方标准。河北省2015年颁布了《燃煤电厂大气污染物排放标准》(DB13/2209—2015),规定现有及新建燃煤发电锅炉的排放限值为：烟尘10mg/m3、二氧化硫35mg/m3、氮氧化物50mg/m3；上海市2016年颁布了《燃煤电厂大气污染物排放标准》（DB31/963—2016），规定新建燃煤发电锅炉的排放限值为：烟尘10mg/m3、二氧化硫35mg/m3、氮氧化物50mg/m3。河北、上海等地的燃煤电厂大气污染物排放标准均采用了超低排放限值，对本标准大气污染物排放限值的确定具有重要的借鉴价值。详见表3。表3部分地方燃煤电厂大气污染物排放限值（mg/m3）地区烟尘二氧化硫氮氧化物汞及其化合物本标准1035500.03河北1035500.03上海1035500.03c标准限值的可行性 我省燃煤电厂污染治理设施超低排放改造进展迅速，截止目前绝大部分燃煤电厂已完成超低排放改造，且污染治理设施运行良好。根据执行超低排放电价的108台4633.5万千瓦燃煤发电机组自动监控数据统计，2016年超低排放燃煤电厂烟尘年平均排放浓度为2.5mg/m3，二氧化硫年平均排放浓度为16.3mg/m3，氮氧化物年平均排放浓度为32.6mg/m3，均远低于本标准排放限值，且每台机组的污染物年均排放浓度均低于本标准排放限值。根据2016年完成超低改造的部分燃煤电厂监督性监测数据统计，烟尘、二氧化硫、氮氧化物平均排放浓度分别为3.6mg/m3、15mg/m3、28.5mg/m3，均远低于本标准排放限值。除二氧化硫、氮氧化物分别有两次监测数据超过本标准限值外，其余监测数据均低于本标准限值，烟尘、二氧化硫、氮氧化物达标率分别为100%、97.8%、97.8%。详见表4。以上数据充分反映我省完成超低排放改造的燃煤发电机组可以按照本标准排放限值稳定达标排放污染物，本标准排放限值是切实可行的。表42016年部分燃煤电厂监督性监测数据电厂名称机组编号装机容量（MW）监测时间监测频次烟尘平均排放浓度（mg/m3）二氧化硫平均排放浓度（mg/m3）氮氧化物平均排放浓度（mg/m3）郑州泰祥热电股份有限公司11352016.11.11第1次4.017.025.0第2次3.020.026.0第3次4.019.025.021352016.11.11第1次3.017.022.0第2次2.019.026.0第3次3.017.024.0郑州新力电力有限公司12002016.11.16第1次4.06.030.0第2次4.08.026.0 第3次4.05.024.022002016.11.16第1次5.017.028.0第2次4.018.026.0第3次6.019.028.032002016.11.23第1次4.08.032.0第2次5.011.032.0第3次4.011.028.042002016.11.16第1次4.07.040.0第2次4.08.038.0第3次4.09.040.052002016.11.17第1次4.011.040.0第2次4.010.042.0第3次3.010.042.0郑州市郑东新区热电有限公司12002016.11.11第1次3.019.019.0第2次3.020.020.0第3次3.019.019.022002016.10.25第1次3.06.026.0第2次3.07.027.0第3次4.07.029.0郑州裕中能源有限责任公司郑州裕中能源有限责任公司13002016.11.2第1次4.014.015.0第2次4.015.016.0第3次4.014.016.023002016.11.2第4次3.09.020.0第5次3.010.021.0第6次1.09.020.033100010002016.1.18第1次/17.018.0第2次/15.017.0第3次/15.017.02016.3.28第4次3.0//第5次3.0//第6次3.0//2016.11.14第7次3.019.019.0第8次3.018.019.0第9次3.019.021.0410002016.4.20第1次4.014.035.0第2次3.013.034.0第3次3.014.034.02016.11.14第4次2.015.037.0 第5次2.016.035.0第6次2.017.037.0国电荥阳煤电一体化有限公司16302016.10.31第1次3.06.020.0第2次3.08.021.0第3次3.09.023.026302016.11.10第1次3.08.020.0第2次3.08.021.0第3次3.09.023.0华润电力登封有限公司13202016.1.5第1次3.013.032.0第2次3.014.033.0第3次3.014.036.02016.10.8第4次3.012.035.0第5次3.013.035.0第6次3.015.036.023202016.1.5第1次3.018.030.0第2次3.018.028.0第3次3.019.030.02016.10.9第4次3.014.027.0第5次3.015.032.0第6次3.016.031.036302016.10.9第1次3.029.024.0第2次3.027.027.0第3次3.026.029.046302016.11.11第1次3.028.034.0第2次3.021.035.0第3次4.023.037.0大唐洛阳热电厂53002016.11.2第1次4.614.612.76300第1次4.79.416.6河南华润电力首阳山有限公司1630第1次3.216.829.826302016.9.6第1次3.623.732.7洛阳双源热电有限责任公司1165第1次4.17.216.92165第1次4.615.815.2大唐洛阳首阳山发电有限责任公司12202016.9.13第1次3.718.229.22220第1次3.810.725.03300第1次5.312.924.043002016.9.8第1次4.913.528.4神华国华孟津发电有限责任公司1600第1次4.630.439.32600第1次3.919.441.9 华能洛阳热电有限责任公司13502016.9.20第1次5.413.545.12350第1次4.035.636.7洛阳华润热电有限公司155第1次4.028.351.22552016.9.19第1次4.138.152.9大唐信阳华豫发电有限责任公司2300第1次5.37.032.03660第1次5.618.033.0大唐信阳发电有限责任公司13002016.7.26第1次5.18.029.04660第1次6.76.030.0平均3.615.028.55.4污染物监测要求5.4.1自动监测要求国务院总理李克强2017年3月5日在作政府工作报告时强调“全面推进污染源治理。开展重点行业污染治理专项行动。对所有重点工业污染源，实行24小时在线监控。明确排放不达标企业最后达标时限，到期不达标的坚决依法关停。”污染物排放自动监控设施建设按DB41/T1327—2016的规定执行。5.4.2参比方法监测要求在CEMS的监测断面下游应留有标准方法采样孔，采样孔布设应符合GB/T16157的要求；在不影响CEMS测量时，尽可能靠近CEMS采样点位。分析方法见表5。表5燃煤发电锅炉大气污染物浓度测定方法标准序号污染物项目方法标准名称方法标准编号1烟尘固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法GB/T16157 固定污染源排放低浓度颗粒物（烟尘）质量浓度的测定手工重量法ISO12141：20022二氧化硫固定污染源废气二氧化硫的测定非分散红外吸收法HJ629固定污染源排气中二氧化硫的测定定电位电解法HJ/T573氮氧化物固定污染源废气氮氧化物的测定非分散红外吸收法HJ692固定污染源废气氮氧化物的测定定电位电解法HJ693固定污染源排气中氮氧化物的测定紫外分光光度法HJ/T42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/T434汞及其化合物固定污染源废气汞的测定冷原子吸收分光光度法（暂行）HJ543《固定污染源排放低浓度颗粒物（烟尘）质量浓度的测定手工重量法》（ISO12141：2002）是英国标准学会(GB-BSI)制订的烟尘浓度低于50mg/m3的烟道气体测定方法，能满足现在的燃煤电厂超低排放烟尘采样要求。目前，环保部正在组织制定《固定污染源废气低浓度颗粒物测定重量法》，待发布后，低浓度颗粒物的测定按照国家方法标准执行。二氧化硫测定方法有三种：《固定污染源废气二氧化硫的测定非分散红外吸收法》（HJ629-2011）、《固定污染源排气中二氧化硫的测定碘量法》（HJ/T56-2000）和《固定污染源排气中二氧化硫的测定定电位电解法》（HJ/T57-2000）。 （1）二氧化硫非分散红外吸收法在日本、美国、欧盟等国家已经广泛应用，而国内燃煤电厂超低排放二氧化硫参比测定也多采用此种方法；二氧化硫气体对红外光谱具有选择性的吸收，在6.82～9微米范围内吸收关系遵循朗伯-比尔定律，检出限为3mg/m3。（2）二氧化硫碘量法是烟气中的二氧化硫被氨基磺酸鞍混合液吸收，用碘标准溶液滴定，按滴定量计算二氧化硫的浓度；测定范围100mg/m3～6000mg/m3，在实际中已不用该方法测定烟气中的二氧化硫，本标准中未列此方法。（3）二氧化硫定电位电解法是使待测气体通过定电位电解传感器，二氧化硫通过渗透膜扩散到敏感电极表面，在敏感电极上发生氧化反应，在一定的工作条件下和一定范围内，所产生的极限扩散电流大小与二氧化硫浓度成正比，从而实现二氧化硫浓度的定量分析。测定范围15mg/m3～14300mg/m3。氮氧化物测定方法有《固定污染源废气氮氧化物的测定非分散红外吸收法》（HJ692-2014）、《固定污染源废气氮氧化物的测定定电位电解法》（HJ693-2014）、《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/T43-1999）、《固定污染源排气中氮氧化物的测定紫外分光光度法》（HJ/T42-1999）。（1）氮氧化物非分散红外吸收法是利用NO气体对红外光谱区，特别是5.3微米波长光的选择性吸收，由朗伯-比尔定律定量废气中NO和废气中的NO2通过转换器还原NO后的浓度；一氧化氮检出限为3mg/m3（以NO2计），测定下限为12mg/m3。（2）氮氧化物定电位电解法是烟气进入电解槽、电解液和电极组成的传感器，NO和NO2 通过渗透膜扩散到电极表面，发生氧化或还原反应，同时产生极限扩散电流，在一定范围内极限扩散电流与NO和NO2浓度成正比；检出限一氧化氮为3mg/m3（以NO2计），二氧化氮为3mg/m3；测定下限一氧化氮为12mg/m3（以NO2计），二氧化氮为12mg/m3。（3）氮氧化物盐酸萘乙二胺分光光度法是采样吸收法，烟气中的氮氧化物经三氧化铬氧化成二氧化氮，二氧化氮被吸收夜吸收后，生成亚硝酸和硝酸，其中亚硝酸与对氨基苯磺酸起重氮反应，再与盐酸萘乙二胺偶合，呈玫瑰红色，用分光光度法测定；当采样体积为1L时，定性检出浓度为0.7mg/m3，定量测定的浓度范围为2.4mg/m3～208mg/m3。（4）氮氧化物紫外分光光度法是采样吸收法，烟气中的氮氧化物被收集在一个盛有稀硫酸-过氧化氢吸收液的瓶中，氮氧化物受到氧化被吸收，成为NO3-存在于吸收液中，于210nm处测定NO3-的光吸收；当采样体积为1L时，检出限为10mg/m3，定量测定的浓度下限为34mg/m3，在不作稀释的情况下，测定浓度上限为1730mg/m3。汞及其化合物测定方法为《固定污染源废气汞的测定冷原子吸收分光光度法（暂行）》（HJ543-2009），废气中的汞被酸性高锰酸钾溶液吸收并氧化形成汞离子，汞离子被氯化亚锡还原为原子态汞，用载气将汞蒸气从溶液中吹出带入测汞仪，用冷原子吸收分光光度法测定；方法检出限为0.025ug/25ml试样溶液，当采样体积为10L 时，检出限为0.0025mg/m3,测定下限为0.01mg/m3。5.5大气污染物浓度折算从合理性和标准的衔接性等方面考虑，本标准大气污染物基准氧含量排放浓度折算方法选择了现行的国家《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中规定的折算方法，即：实测的燃煤发电锅炉烟尘、二氧化硫、氮氧化物、汞及其化合物排放浓度，必须执行GB/T16157的规定，折算为6%基准氧含量的排放浓度，计算公式如下：式中：——大气污染物基准氧含量排放浓度，mg/m3；——实测的大气污染物排放浓度，mg/m3；——实测的氧含量，%；——基准氧含量，%。5.6标准实施与监督对于河南省现有燃煤电厂在调查分析和监测的基础上开展治理工作，主要针对烟尘、二氧化硫、氮氧化物、汞及其化合物的排放进行治理。对于河南省新建燃煤电厂严格按本标准的要求审批，并符合国家和河南省相关规划及产业政策，防止出现新的环境污染问题。 河南省各级人民政府环境保护行政主管部门应加强对燃煤电厂各生产环节和治理设施大气污染排放的日常监督管理。在标准颁布后加大宣传力度，组织对相关人员的培训，促使排污单位从事管理锅炉管理和运行人员掌握理解标准的内容。标准由县级以上人民政府环境保护行政主管部门负责监督实施。燃煤电厂锅炉及其他燃煤锅炉均应遵守本标准的大气污染排放控制要求，采取必要措施保证污染防治设施的正常运行。《环境行政处罚办法》第三十七条规定“环境保护主管部门在对排污单位进行监督检查时，可以现场即时采样，监测结果可以作为判定污染物排放是否超标的证据。”标准实施后，新制定、新修订的国家（综合或行业）、省污染物排放标准严于本标准的，按照从严要求的原则，不再执行本标准。六、国内外相关标准现状及对比6.1二氧化硫排放标准6.1.1美国二氧化硫排放标准美国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《新污染源性能标准》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%。新建电站锅炉二氧化硫排放量不得超过1.4lb/MWh；扩建和改建电站锅炉不得超过1.4lb/MWh或0.15lb/MBtu（相当于0.0645g/MJ，约折合184mg/m3）。6.1.2欧盟二氧化硫排放标准欧盟2001年制订出台了现行的《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。a2002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200mg/m3的限值。热功率在50MW～100MW之间的执行850mg/m3的排放限值，热功率在100MW～300MW之间的，执行的排放限值在850mg/m3～200mg/m3之间递减。b1987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。c1987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一：① 采取必要的方法使排放达到88/609/EEC指令中规定的限值。②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①中的限值减少的排放量。6.1.3日本日本在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20.4～29.2范围内被分成3个级别。以后经过八次修改，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3.0～17.5范围内被分成16个级别，相当于172mg/m3～3575mg/m3。6.1.4其他国家和地区二氧化硫排放标准表6列出了我国和世界上主要国家和地区大型燃煤电厂二氧化硫排放浓度限值，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200mg/m3以下，通常只有安装脱硫装置才能达标排放。表6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河北35瑞士400上海35美国184重庆400中国香港200广东200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14306.2烟尘排放标准6.2.1美国美国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0.14lb/MWh或0.015lb/MBtu（约折合20mg/m3）。6.2.2欧盟欧盟制订出台了现行的《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。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50MW～100MW之间的，执行50mg/m3的限值。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。 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。6.2.3日本日本的烟尘排放标准与二氧化硫排放标准（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100mg/m3，特殊排放标准为50mg/m3，地方政府可以通过法令制订更为严格的标准。6.2.4其他国家和地区烟尘排放标准表7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50mg/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7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河北10瑞士40上海10美国20重庆50中国香港50广东30印尼125日本50～100朝鲜50 欧盟30菲律宾160～220澳大利亚100中国台北296.3氮氧化物排放标准6.3.1美国2005年对新污染源性能标准进行了修订，规定2005年2月28日后新建的电站锅炉氮氧化物排放不得超过1.0lb/MWh，扩建和改建电站锅炉采用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。扩建电站锅炉不得超过1.0lb/MWh或0.11lb/MBtu（约折合135mg/m3），改建的电站锅炉不得超过1.4lb/MWh或0.15lb/MBtu（约折合184mg/m3）。6.3.2欧盟欧盟现行的《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。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300MW、燃用固体燃料的大型新建燃烧装置，执行200mg/m3的限值；热功率在100MW～300MW之间的，执行300mg/m3的限值；热功率在50MW～100MW之间的，执行400mg/m3的限值。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。 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一：①采取必要的方法使排放达到88/609/EEC指令中规定的限值。②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①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。6.3.3日本氮氧化物的排放标准。此后，对排放标准进行了4次强化。目前的排放标准规定新建大型燃煤电厂的氮氧化物排放浓度小于100ppm（约折合200mg/m3）。6.3.4其他国家和地区氮氧化物排放标准表8列出了我国和世界上主要国家和地区新建大型燃煤电厂氮氧化物排放浓度限值，由表中的数据可见，欧盟、日本、美国等发达国家和地区新建燃煤电厂的氮氧化物排放限值一般均在200mg/m3以下，欧盟在88/609/EEC指令中按照燃料的挥发分制订了不同的排放限值，但在2001/80/EC 指令中，除了排放限值更加严格外，不再按照燃料的挥发分制订排放限值。表8主要国家和地区新建大型燃煤电厂氮氧化物浓度限值（mg/m3）国家和地区排放限值国家和地区排放限值本标准50加拿大460北京100新西兰410上海50泰国940河北50中国香港640广东200印尼850美国135朝鲜720日本200菲律宾10906.4汞及其化合物排放标准6.4.1美国美国环保署于2011年发布了《汞及其有毒有害气体排放限制标准》，这是美国第一个针对燃煤电厂出台的一个全国性的大气污染控制法规。规定了自2004年1月30日以后新建的燃煤电站锅炉汞排放限值（表9）。表9美国新建燃煤电厂汞排放限值（mg/m3）煤种排放限值烟煤0.007mg/m3次烟煤(降水量＞635mm/a)0.020mg/m3煤种排放限值次烟煤(降水量≤635mm/a）0.035mg/m3褐煤0.060mg/m3煤矸石0.006mg/m3 6.4.2欧盟欧盟对汞的排放在2001年颁布的《大型燃烧装置大气污染物排放限值指令》中未作要求。随后,欧盟在2006年制定的《大型燃烧装置的最佳可行技术参考文件》也未对汞的排放限值提出要求,仅推荐了汞的排放控制技术,主要是利用常规烟气净化装置SCR烟气脱硫技术及电布袋除尘等装置的协同除汞能力。德国2004年对《大型燃烧装置法》（GFAVO）进行了修订,针对燃煤电厂的汞排放制定了排放限值,规定汞及其化合物的日均排放限值不得超过0.03mg/m3。6.4.3加拿大2006年加拿大出台了《燃煤电厂汞排放国家标准》对现有电厂以省为单位进行总量控制,根据不同省的情况要求在2003-2004年的基础上至2010年减少0%～82%,全国平均减排约52%，至2018年减排80%以上。对新建电厂根据不同燃煤,规定了减排率及汞排放限值。加拿大新建燃煤电厂汞排放限值（表10）表10加拿大新建燃煤电厂汞排放限值（mg/m3）煤种排放限值烟煤0.0023mg/m3次烟煤0.0062mg/m3褐煤0.01162mg/m3混煤0.0023mg/m3 6.4.4我国汞及其化合物污染物排放限值我国目前执行的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）由环保部2011年7月18日批准，2012年1月1日起实施。自2015年1月1日起，燃煤锅炉执行汞及其化合物排放限值为0.03mg/m3，适用条件为全部。七、标准实行的技术、环境及经济效益分析7.1达标排放技术分析7.1.1烟尘达标排放技术分析本标准中燃煤电厂烟尘排放限值为10mg/m3。烟气除尘技术已经较为成熟，我省燃煤电厂已广泛使用静电、布袋等高效除尘器，并基本均已完成低低温电除尘改造，绝大部分已完成超低排放改造，达到本标准排放限值的要求，剩余各燃煤电厂通过适当的除尘提效均可以做到10mg/m3以下的达标排放。7.1.2二氧化硫达标排放技术分析本标准中燃煤电厂二氧化硫排放限值为35mg/m3。我省所有燃煤电厂均已安装脱硫设施，其中大部分机组采用石灰石-石膏湿法脱硫，脱硫效率可达95%以上，本标准进一步严化了二氧化硫限值，促使相关企业，通过优化吸收塔设计，提高液气比或增强气液传质措施，对于FGD入口较高的企业可以采用串联双塔双循环技术将脱硫效率提高到98%以上从而实现达标排放。 7.1.3氮氧化物达标排放技术分析本标准中煤电厂锅炉氮氧化物排放限值为50mg/m3。我省绝大多数燃煤电厂均已安装了选择性催化还原高效脱硝（SCR）技术，其他机组基本采用SNCR技术。对于燃煤电厂锅炉，通过采用低氮燃烧技术从源头将氮氧化物浓度进行有效的控制，再通过SCR降低到50mg/m3以下。当前已有许多燃煤电厂进行低氮燃烧与SCR烟气耦合脱硝技术实施，该技术已成熟，不存在技术风险，可以满足本标准的排放要求。7.1.4汞及其化合物达标排放技术分析本标准中燃煤电厂锅炉汞及其化合物排放限值为0.03mg/m3。除尘、湿法脱硫设备对烟气中汞有协同脱除作用，电厂在超净排放改造后会进一步提高汞及其化合物的脱除效率，因此可满足此排放限值要求。7.2环境效益分析根据《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)要求，自2014年7月1日起我省燃煤电厂主要污染物烟尘、二氧化硫、氮氧化物执行排放标准为：30mg/m3，200mg/m3，100mg/m3限值。从2015年下半年开始我省燃煤锅炉发电机组陆续开始超低排放改造，2016年1月1日起国家全面实施燃煤发电机组超低排放电价奖励政策，2016 年我省燃煤电厂超低排放改造进展迅速，绝大部分重点监控的燃煤电厂实施了超低排放。为准确分析比较燃煤发电机组主要污染物在现行排放标准与超低排放限值下污染物排放量，故选择燃煤发电机组2014年下半年（现行排放标准）与2016年下半年（超低排放标准）的污染物排放情况进行比较。根据自动监控数据统计，2016年下半年执行超低排放电价的45家燃煤电厂96台机组3945.5万千瓦二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放量分别为6944吨、11557吨、1091吨，较2014年下半年分别减少24572吨、27115吨、6095吨，分别下降78%、70.1%、84.8%。根据45家燃煤电厂装机容量占全省总装机容量（5923.1万千瓦）的比例计算，全省所有燃煤电厂实施超低排放后，预计每年较现行排放标准能够减少二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放量分别为73716吨、81345吨、18285吨。以上数据表明，燃煤发电机组实施超低排放后，废气主要污染物排放削减平均达70%以上，对我省环境质量改善、减少酸雨雾霾具有重要意义，能够产生显著的环境效益。详见表11。表11超低排放燃煤发电机组主要污染物排放量变化情况序号电厂名称机组编号装机容量（MW）2014年下半年（现行排放标准）2016年下半年（超低排放限值）二氧化硫排放量(kg)氮氧化物排放量(kg)烟尘排放量(kg)二氧化硫排放量(kg)氮氧化物排放量(kg)烟尘排放量(kg)1郑州泰祥热电股份有限公司113514574918223933672293974947048462213511878134911628876374133522969623郑州新力电力有限公司3200885108202802611821463383566952 4郑州市郑东新区热电有限公司120016819810730114376649965546059124522008512939672919697244117378569406郑州裕中能源有限责任公司13001719601218874454541448690563654723001675977827341352799736891114532831000538200315883131135162725298034215619410008192755074162120921747934361592497810国电荥阳煤电一体化有限公司1630504049817525111088145460254041168651126306097749223671183981696722663402532712华润电力登封有限公司132017928921334444610701031313756527132320206574242750429323057658889380114363059638044728010750715647619785412895154630818751629160137278121004180163927816国家电投集团河南电力有限公司开封发电分公司16005062654411161408149937620514214452172600616276492531178018925711962771209918大唐洛阳热电厂53003420992290774300122880340925430196300177441162735326412753383429696020河南华润电力首阳山有限公司1630450268539628877271190871980348918212630417356525782835324324180831565822洛阳双源热电有限责任公司116527795615105127945924845583623937232165124276344020149291218228430288524大唐洛阳首阳山发电有限责任公司122036354119687133113711809212522522202496511739710880282643535762633002058762051124459719389716674532 274300373048248918600102598458248472528神华国华孟津发电有限责任公司260016645338650986465876751523501155129洛阳华润热电有限公司1551336891994371905318706491052709302556464100537582034842894250231平顶山姚孟发电有限责任公司3300111785905592688757252838466327324300187195169119460485447870251597833560034312223016215556799907142357931534国家电投集团平顶山热电有限公司62101292342895372328341827554006990357210164488522629411663346373278594736国家电投集团河南电力有限公司平顶山发电分公司110009304647306812028221284132468051441337210008210485982961879531222752445261864438大唐安阳发电厂13003154411573365519853236890496926392300210453114055436075474188762874240932020300012273932591312004981348664110320211424119187350031534371110042061842大唐林州热电有限责任公司1350354128227903501396049310226571424323502612761709103543981174689571242144鹤壁丰鹤发电有限责任公司160055695848011618868672622152533106994526007853285931372400931830981521042480546鹤壁同力发电有限责任公司1300315787416800103998386455344938014723003696104866221189893419050710549648鹤壁煤电股份有限公司热电厂21351666581139829392072395438239289149新乡豫新发电有限责任公司6330177440669247344764519812089867395073302311782966543357342273821425829 51河南孟电集团热力有限公司1300204101229083482722709381860467652华电渠东发电有限公司13001934281430543560243389723387465532300291920221349598164424295264845554华电新乡发电有限公司16606011553783151003256930412273777625526606692954937081286741577252853211944656国电濮阳热电有限公司121038803211450308461142099712074001572210249942796799454802890744298338858许昌禹龙发电有限责任公司3660355031542444869748052822036511032594660317066407251650301714851851563105460许昌龙岗发电有限责任公司13501428081667903523035082833566610612350146408158459303394071891576812462河南能信热电有限责任公司12102491778560654279331021576174367632210146508383242195707802063580926164华电漯河发电有限公司13303098282174337691837097806222797652330206470128709519964609192050311766三门峡华阳发电有限责任公司1320246138213243578607701192091645672320250867185760603713773781741604368大唐三门峡发电有限责任公司360063855665587613462086623196975845869460055548945591712920245303116761690870南阳普光电力有限公司112512378149883527674630009712212409712125131375259856248365295273114984272南阳鸭河口发电有限责任公司1350238649319378611234249749700727673235026028929078558176113167958942229174国家电投集团南阳热电有限公司121021966771942556370313254126932977522101703663518663515937929584164166 76南阳天益发电有限公司360053156825573511177995823150401169217746006095382775021227771720111248902936578国电民权发电有限公司16304258641020228725438067822630215093792600707368548832152596885682470761622780大唐信阳华豫发电有限责任公司230025292263109907926220731118181366037279828611073721845171645721762382大唐信阳发电有限责任公司130023937349431372851431021026093378834660624883503380149484836951834571918484河南华润电力古城有限公司130036114120929954120687211132135231852300276102140486392404663975004333186国电驻马店热电有限公司133017615223399444365393211203125519872330300164286309584946477479936812988华能沁北发电有限责任公司160052721864093312550421295020934952578892600433405583362118893245049206080502529036002519692210047222510997114205831274914600324601203138592121256642133374794492510009015518213702476191824584104603487093610005810195575431547811667743470383334894国电豫源发电有限责任公司113514431524344841103125837187541246369521351213471608903030974702815287396河南中孚电力有限公司53003519464656048605093400167919981397合计/平均96394553151697738673754718758369448291155794310916767.3经济效益分析7.3.1排污费收益 我省所有燃煤电厂实施超低排放后，根据上述预计每年较现行排放标准减少二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放量分别为73716吨、81345吨、18285吨，按照我省废气主要污染物排污收费标准，二氧化硫、氮氧化物、烟尘每当量征收排污费1.2元，则每年我省燃煤电厂少缴纳二氧化硫、氮氧化物、烟尘排污费分别约为9311万元、10275万元、1007万元，合计少缴纳排污费约2.06亿元。7.3.2超低电价补贴2016年我省上网燃煤电厂共57家130台机组4990万千瓦，上网电量约为1930亿度。若所有上网燃煤电厂均实现超低排放、所有上网电量均享受每度电0.01元的超低电价补贴，则每年我省上网燃煤电厂可获得的超低电价补贴约为19.3亿元。7.3.3社会经济收益有关研究显示，考虑到从医疗成本到酸雨对建筑物的损害等多种因素，中国每排放一吨二氧化硫所造成的社会经济损失约两万元。通过酸雨中硫酸根与硝酸根的摩尔比以及全国二氧化硫和氮氧化物排放总量比分析，每吨氮氧化物的排放与二氧化硫排放所造成的经济损失相当。我省所有燃煤电厂实施超低排放后，仅减少的二氧化硫、氮氧化物两项污染物排放预计可减少社会经济损失约32.6亿元。燃煤电厂实施超低排放，还将带动污染治理、还原剂生产等关联行业的发展和就业。 由此可见，燃煤电厂实施超低排放将产生巨大的社会经济效益。7.3.4实施超低排放的运行成本分析华润登封电厂两台32万千瓦机组超低排放改造，共投入资金7800万元，两台63万千瓦机组超低排放改造，共投入资金14500万元，四台机组全厂合计2.23亿元。按年发电4500小时（每年发电85.5亿度电，实际售电81.23亿度）、设备折旧时间15年（每年折旧费1486.7万元）、增加厂用电0.3%（2565万度电*0.36元/度电=923.4万元）、因超低改造增加的脱硝催化剂层三年一更换（折算到每年增加费用600万元）以及增加的除尘布袋三年一更换（折算到每年增加费用200万元）、增加液氨量10%（600吨*3000元/吨=180万元）增加脱硫剂15%（10000吨*150元/吨=150万元）、增加运行维护费每年150万元，以上合计每年需增加运行成本3690.1万元。实施超低排放后每度电上网电价需增加0.454分钱（3690.1万元/81.23亿度电=0.454分钱/度电），低于每度电1分钱的超低电价补贴。根据同样计算方法，大唐安阳发电有限责任公司2台30万千瓦机组超低排放改造后，在机组年利用小时数为3800小时的条件下，综合考虑折旧费、增加的脱硫剂和脱硝剂费用、增加的厂用电、增加的修理费等成本后，每度电上网电价需增加1.1分钱，和每度电1分钱的超低电价补贴及少缴纳的排污费基本持平。 许昌禹龙发电有限责任公司2台66万千瓦机组超低排放改造后，在机组年利用小时数为5000小时的条件下，每度电上网电价需增加0.463分，低于每度电1分钱的超低电价补贴。根据以上分析，按照现有政策，超低电价补贴和少缴纳的排污费可以弥补燃煤电厂超低排放增加的运行成本。八、贯彻标准的措施建议为保证本标准的顺利实施，编制组提出建议如下：由于本标准严化幅度较大，故建议在标准颁布后加大宣贯力度，组织对相关人员的培训，使环保部门和排污单位尽快理解掌握本标准的内容，用于指导环境管理和污染治理设施的运行。河南省各级环保部门应按照《河南省环境污染防治攻坚战领导小组办公室关于印发河南省2017年大气污染防治攻坚战7个实施方案及考核奖惩暂行办法的通知》（豫环攻坚办〔2017〕71号）要求，完成燃煤锅炉超低排放改造任务，并按照本标准实现稳定超低排放。项目名称：燃煤电厂大气污染物排放标准标准编制单位：河南省环境监控中心华北水利水电大学 《燃煤电厂大气污染物排放标准》编制组2017年5月