燃煤电厂大气污染物排放标准 53页

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274.1SO2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40iii 8.2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47i 1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-47- 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〔2011〕42号）要求：-47- 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。-47- 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〔2011〕26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kW·h，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。-47- 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。-47- 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-47- 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-47- 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13-47- 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。-47- 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/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。-47- (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，-47- 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-47- 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。-47- 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。-47- 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#5600——9未验收#5、#6烟尘单项近零排放#6600——93华能国际电力股份有限公司上安电厂#135021.80—4.76—二氧化硫、烟尘达到近零排放#235019.33—8.02—#333016.19—8.64—#434018.50—7.04—4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233015——6国电承德热电有限公司2330——＜10未验收烟尘有能力近零排放7国电怀安热电有限公司#133018—5未验收烟尘、二氧化硫单项有能力近零排放#233018—128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#133022—17未验收烟尘、二氧化硫近零排放#233023—18-47- 10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#32013.06—7.9二氧化硫、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#1600—13.72——#1机组脱硝验收时间：2013年4月28日#2600—45.65——#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#160028.62—16.52未验收二氧化硫、烟尘近零排放#260028.38—10.9-47- #360024.17—10.08#460021.99—11.5617河北衡丰发电有限责任公司#1330——5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#1120039—13未验收烟尘、二氧化硫近零排放#122008—920国电电力发展股份有限公司邯郸热电厂#1320015—12未验收烟尘、二氧化硫近零排放16090-47- 3.5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3.6.1SO2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）。1977-47- 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2.5lb/MBtu，这一排放限值（2.5lb/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-47- （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0.15lb/MBtu（相当于0.0645g/MJ，约折合184mg/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1983～1988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50～100MW之间的执行2000mg/m3的排放限值，热功率在100～500MW之间的，执行的排放限值在-47- 2000～400mg/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200mg/m3的限值。热功率在50～100MW之间的执行850mg/m3的排放限值，热功率在100～300MW之间的，执行的排放限值在850～200mg/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一：①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。欧盟的指令（Directive-47- ）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20.4～29.2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3.0～17.5范围内被分成16个级别，相当于172mg/m3~3575mg/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200mg/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760-47- 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0.1lb/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0.03lb/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0.14lb/MWh或0.015lb/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50～100MW之间的，执行50mg/m3的限值。-47- 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。（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50～100朝鲜50欧盟30菲律宾160～220澳大利亚100中国台北293.6.3NOx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0.7lb/MBtu（约折合-47- 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0.5～0.6lb/MBtu（约折合615～740mg/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输入的排放限值。修改后的标准规定1997年7月9日以后新建的电站锅炉不得超过1.6lb/MWh（约折合218mg/m3），扩建和改建的电站锅炉不得超过0.15lb/MBtu（约折合184mg/m3）。2005年又对该排放标准进行了修订，规定2005年2月28日后新建的电站锅炉NOx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）。（2）欧盟与SO2相同，欧盟对NOx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，燃用一般固体燃料的装置执行650mg/m3的排放限值，燃用挥发份低于10%的固体燃料的装置执行1300mg/m3的排放限值。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100～300MW之间的，执行300mg/m3的限值；热功率在50～100MW-47- 之间的，执行400mg/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，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。欧盟于1996年颁布《综合污染防治和控制》指令（Integratedpollutionpreventionandcontrol，IPPC），对工业装置的排污许可和控制做了规定，并于2008年正式写入法典。在欧盟成员国，约有52000套装置涵盖在IPPC指令中。IPPC指令中对最佳可行技术定义为指所开展的活动及其运作方式已达到最有效和最先进的阶段，从而表明该特定技术原则上具有切实适宜性，可为旨在采用排放限值防止和难以切实可行地防止时，从总体上减少排放及其对整个环境的影响奠定基础。最佳可行技术涉及的工业包括：能源工业、金属制造和加工、采矿业、化学工业、废物处理、其他行为。其中对能源工业，2006年7月发布了《大型燃烧装置的最佳可行技术参考文件》（ReferenceDocumentonBestAvailableTechniquesforLargeCombustionPlants），规定了热功率＞50MW的燃烧装置的最佳可行技术，内容包括降低烟尘、SO2和NOx的最佳可行技术。（3）日本针对工厂等固定污染源，日本在1973年8月第一次规定了NOx-47- 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NOx排放浓度小于100ppm（约折合200mg/m3）。（4）其他国家和地区NOx排放标准表4列出了我国和世界上主要国家和地区新建大型燃煤电厂NOx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NOx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4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（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200泰国940重庆450～1100中国香港640广东200印尼850美国135朝鲜720日本200菲律宾1090欧盟200中国台北720澳大利亚4604污染控制技术分析4.1SO2控制技术综合国内外的经验来看，燃煤电厂减排SO2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SO2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10-47- ％。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SO2排放的目的，燃用洗选煤只能作为削减SO2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SO2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SO2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1500-3000μm降至50-80μm，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SO2-47- 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1500-3000μm降到50-80μm；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（50-80μm），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SO2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，是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。.除尘效率高，可达99.99%以上。4.2.2静电除尘-47- 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，是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。设备技术特点，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。4.3NOx控制技术控制燃煤电厂NOx-47- 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NOx排放控制较为严格的地区，通常先采用低NOx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NOx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NOx排放控制尚处于起步阶段，在依靠低氮燃烧技术控制NOx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NOx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-47- 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-47- 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%到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4.5.1SO2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SO2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1500-3000μm-47- 降至50-80μm，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SO2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1500-3000μm降到50-80μm；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（50-80μm），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SO2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-47- 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。4.5.3NOx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。5排放限值的确定5.1污染源与时段划分2015年底前完成全省所有现有燃煤发电机组（含企业自备燃煤发电机组）除尘、脱硫、脱硝设施建设或改造，改造后达到火电企业超低排放限值要求。5.2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颗粒物、SO2、NOx，如果在烟气脱硝时用氨作为还原剂，则污染控制项目需增加氨。本标准控制指标包括：烟尘浓度、SO2浓度、NOx浓度、氨逃逸浓度、汞及其化合物、烟气黑度，6项指标。5.3大气污染物排放限值制订依据-47- 本标准的污染物排放限值为最高允许排放浓度限值，分时段进行控制。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。5.3.1SO2排放限值的确定自本标准实施之日起，全省所有现有及新建燃煤发电机组（含企业自备燃煤发电机组），执行35mg/m3的排放浓度限值。从世界各国的经验来看，美国、日本和欧盟国家均对燃煤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指令中规定的锅炉排放限值、日本大型排放源排放限值，以及美国2005年规定的源排放限值（1.4lb/MWh，约折合184mg/m3）均严格。5.3.2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。由于发电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：1、燃煤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。2、燃煤电厂有条件采用湿式静电除尘装置等烟气治理技术。3、从世界各国的经验来看，美国、日本和欧盟国家均对燃煤电厂提出了严格的要求。根据我省环境的实际情况，应制定更严格的烟尘排放标准。-47- 自本标准实施之日起，全省所有现有及新建燃煤发电机组（含企业自备燃煤发电机组）的烟尘执行10mg/m3排放浓度限值。该限值与欧盟2001/80/EC指令中规定的锅炉排放限值、美国2005年规定的新源排放限值（0.14lb/MWh或0.015lb/MBtu，约折合20mg/m3）均严格。5.3.3NOx排放限值的确定自本标准实施之日起，全省所有现有及新建燃煤发电机组（含企业自备燃煤发电机组），执行NOx50mg/m3的排放浓度限值。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（1.0lb/MWh，约折合135mg/m3）都严格。5.3.4氨排放限值的确定燃煤电厂脱硝中有使用尿素、氨水等还原剂，它们喷入适宜温度区间的烟气内与NOx反应，会有部分氨逃逸。根据国家《水泥工业污染防治最佳可行技术指南》（征求意见稿）建议氨逃逸应≤10mg/m3；河北省《水泥工业大气污染物排放标准》(DB13/2167-2015)中规定氨逃为8mg/m3；在《2012年国家先进污染防治示范技术名录》中规定，SNCR脱硝系统氨逃逸浓度应低于8mg/m3，SCR脱硝系统氨逃逸浓度应低于5mg/m3。为了防止燃煤电厂过度使用还原剂造成不必要的浪费，减少臭味扰民，本标准规定在采用氨作为还原剂的脱硝技术时，氨的逃逸浓度不得高于8mg/m3。5.3.5汞及其化合物现行的国家《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均为0.03mg/m3，本《标准》与其相衔接，取值与之相同。5.3.6煤场及渣土场必须实施封闭管理燃煤电厂对周围地区污染的主要来源之一为其煤场及渣土场，因此本标准加上了封闭管理的要求。-47- 5.4监测5.4.1监测方法《标准》中给出了各大气污染物的监测分析方法，并要求排气筒中大气污染物的监测采样按GB/T16157、HJ/T56、HJ/T57、HJ/T42、HJ/T43及HJ/543规定执行；单位周界监控点的设置执行HJ/T55。5.4.2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：实测的火电厂烟尘、二氧化硫、氮氧化物和汞及其化合物排放浓度，必须执行GB/T16157规定，按公式(1)折算为基准氧含量排放浓度。各类热能转化设施的基准氧含量按表1的规定执行。表1基准氧含量序号热能转化设施类型基准氧含量(O2)%1燃煤锅炉65.4.3无组织排放监控点设置目前，无组织排放监控点的设置和监测一般都执行《大气污染物无组织排放监测技术指导》（HJ/T55-2000），它是对国家《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）中附录C的补充和具体化，本《标准》中单位周界监控点设置仍沿用该技术导则。-47- 6强制性标准的建议说明本标准为环境标准，属强制性标准。强制性标准理由如下：一是根据《中华人民共和国标准化法》的规定“保障人体健康，人身、财产安全的标准和法律、行政法规规定强制执行的标准是强制性标准，其他标准是推荐性标准”。二是根据原国家环保总局令第3号《环境标准管理办法》中的相关规定：为防治环境污染，维护生态平衡，保护人体健康。国务院环境保护行政主管部门和省、自治区、直辖市人民政府依据国家有关法律规定，对环境保护工作中需要统一的各项技术规范和技术要求，制定环境标准。其中地方环境标准包括地方环境质量标准和地方污染物排放标准（或控制标准）。地方环境标准在颁布该标准的省、自治区、直辖市辖区范围内执行。环境标准分为强制性环境标准和推荐性环境标准。环境质量标准、污染物排放标准和法律、行政法法规规定必须执行的其它环境标准属于强制性环境标准，强制性环境标准必须执行。因此，本标准应属强制性标准范畴。7贯彻标准的措施建议对于新建燃煤电厂项目或机组(含企业自备燃煤发电机组)，应严格按本标准的要求审批，并符合国家和河北省相关规划及产业政策，防止出现新的环境污染问题。对于现有企业，要在深入调查分析和监测的基础上开展治理工作。首先对现有企业主要大气污染物和主要产污环节进行治理，重点是烟尘、二氧化硫、氮氧化物的排放，采用尿素或液氨作为脱硝还原剂的，同时严格控制氨逃逸。河北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。8标准实施后的企业成本核算和环境效益-47- 8.1社会效益本标准与《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)相比，燃煤电厂(含企业自备燃煤发电机组)排放限值按照国内外最先进的技术进行一定幅度的加严。标准的全面实施将有助于进一步提高现有燃煤电厂的污染治理水平，引进、研发或采用先进的污染防治工艺，引导和促进火电行业结构调整和优化升级。8.2经济效益与环境效益本《标准》实际案例给出经济效益与环境效益的分析。河北国华定洲发电厂河北国华定洲发电厂规划容量为4×600MW，3号机组为国产超临界直接空冷机组，该机组经过进行增加脱硝一层催化剂，并进行了脱硝宽负荷改造、静电除尘器三项电源改造、脱硫提效改造；引增合一改造；湿式除尘器改造；低温省煤器改造；低低温除尘器改造，所有改造于2014年11完成并投入运行，成为京、津、冀地区首台600MW等级超低排放机组。经河北省环境监测中心验收监测，经改造之后国华定州电厂3号机组烟尘平均排放浓度为2mg/Nm3、二氧化硫排放浓度为6mg/Nm3、氮氧化物排放浓度为17mg/Nm3，与现行标准相比，三项指标减排降幅分别达到90%、97%和83%，要污染物排放指标均优于国家现行燃气机组排放限值，相当于天然气发电项目的环保水平。由于2015年底前完成全省燃煤发电机组除尘、脱硫、脱硝设施建设或改造，改造后达到火电企业超低排放限值要求（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10、35、50mg/Nm3），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同时，由于人、财、物的投入，虽然同时进行了节能改造，仍致使发电成本有所提高，具体分析如下：8.2.1减少主要污染物排放量分析-47- （1）按执行的标准计算3号机组现行排放标准执行烟尘平均排放浓度为20mg/Nm3、二氧化硫排放浓度为200mg/Nm3、氮氧化物排放浓度为100mg/Nm3；超低排放标准执行烟尘平均排放浓度为10mg/Nm3、二氧化硫排放浓度为35mg/Nm3、氮氧化物排放浓度为50mg/Nm3，浓度度差分别为10mg/Nm3、165mg/Nm3、50mg/Nm3。根据2014年该机组实际运行烟气排量计算，每年可减少烟尘：120t/h、SO2：1189t/a、NOX445t/a。（2）按实际排放浓度计算定洲电厂于2014年3月1日开始，就提前执行了重点地区排放限值，即烟尘平均排放浓度为20mg/Nm3、二氧化硫排放浓度为50mg/Nm3、氮氧化物排放浓度为100mg/Nm3，所以全年的排放量并不高。3号机组改造后大气污染物实际减排量为每年减排烟尘：121t/h，SO2：428t/a。8.2.2、环保指标降低后，运行成本分析根据国家发展改革委、建设部发改投资【2006】1325号文印发的《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）及中华人民共和国国家能源局2009年7月发布的中华人民共和国电力行业标准DL/T5435-2009《火力发电工程经济评价导则》及国家现行的财务、税收法规进行编制。财务评价的计算依据及参数取定设计提资及《火电工程限额设计参考造价指标》。（1）资金来源与投入本工程注册资本金比例为动态投资的100%，由河北国华定洲发电有限责任公司出资建设。（2）改造建设期按6个月计算。（3）资产形成固定资产折旧年限10年，残值率5%；-47- （4）改造前后成本及收益变动数据固定成本设备检修维护费：69.15万元/年；达产年折旧及摊销：折旧费为1356万元，摊销150万元；变动成本本工程改造后每年增加电耗1596.65万度，成本电价0.31元/度（不含税），成本为494.96万元（不含税）；石灰石年增消耗：880t，单价130元/t（含税），成本为9.78万元（不含税）；液氨年增消耗：86.5t，单价4000元/t（含税），成本为29.57万元（不含税）。收益年节煤量：4065.6t，标煤价731.28元（含税），收益为254.1万元（不含税）；年节水量：22万吨，水价0.95元/t（含税），收益为18.48万元（不含税）；改造后除尘电价年收益：571.18万元（不含税）；年减排费用：76万元（不含税）。年利用小时数按5500h，运营期限按15年计算。改造项目电厂年总收益为920万元，总成本为1557.46万元，每年亏损637.46万元，由此增加的成本电价为1.907元/Mwh。9社会稳定风险评估9.1项目概况《河北省燃煤电厂-47- 大气污染物排放标准》制订项目由河北省环境保护厅于2015年2月下达编制任务，由河北省环境科学学会负责。本项目是对河北省燃煤电厂大气污染物排放标准的制订。本标准内容包括：前言、引言、范围、规范性引用文件、术语和定义、污染物排放控制要求、污染物监测要求、实施与监督、附录。其中范围、污染物排放控制要求为主章节。简介如下：本标准适应范围为：现有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。本标准适用于使用单台出力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。污染物排放控制要求主要由大气污染物排放限值、大气污染物无组织排放限值以及周边环境质量监控组成。大气污染物排放限值规定了燃煤电厂(含企业自备燃煤发电机组)排放的大气污染物包括烟尘、SO2、NOx、汞及其化合物、氨的排放限值。2015年底前完成全省所有现有燃煤发电机组（含企业自备燃煤发电机组）除尘、脱硫、脱硝设施建设或改造，改造后达到火电企业超低排放限值要求。在周边环境质量监控中对净化处理装置运行管理、无组织排放污染控制等方面做出了规定。9.2风险评估的目的及方法9.2.1评估的目的和要求风险评估要求是：对本标准可能产生的社会管理风险进行评估，挖掘风险点，分析风险程度，提出风险防范措施和预案，形成风险评估报告。9.2.2评估的方法本标准社会稳定风险评估采用定性与定量相结合的方法。具体评估步骤如下：（1）确定风险点及其权重W-47- 根据标准的性质和特点分析本标准可能产生社会管理风险的风险点，根据各风险点的重要性，确定没个风险点的权重W，取值范围为{0,1}，W取值越大，表示某类风险在所有风险中的重要性越大。（2）对各类风险进行单项评价，确定风险的等级值C对各类风险发生的可能性进行分析，根据风险可能性的大小确定风险的等级值C。一般将风险划分为5个等级，等级值C按风险可能性由小至大分别取值，如表1所示。表1风险可能性大小的等级值风险等级可能性很小较小中等较大很大风险等级值C＜0.20.2~0.40.4~0.60.6~0.80.8~1.0(3)综合评价将每类风险的权重与等级值相乘，求出该类风险的得分（即W×C），把各类风险的得分加总求和，即得到综合风险的分值，即∑W×C。综合风险分值的评价标准见表2综合风险的分值越高，说明项目的风险越大。表2综合风险分值评价综合风险分值0.2~0.40.41~0.70.71~1.0风险等级低风险中等风险高风险，有引发大规模群体性事件的可能。9.3风险评估9.3.1风险点分析及其权重的确定根据本标准的性质和特点，围绕本标准的合法性、合理性。可行性、安全性等方面对本标准可能产生的社会管理风险点进行分析，其风险点主要包括以下四类风险：（1）标准的合法性遭质疑的风险;（2）标准的合理性遭质疑的风险;（3）标准的可行性遭质疑的风险；（4）标准实施可能引发社会矛盾的风险。-47- 由于上述各类风险点在本标准的社会稳定要素中同等重要，可确定每个风险因素的权重均相等，即W均为0.25.9.3.2单项风险评估对本标准涉及的4个风险点的风险评估内容如下：（1）标准的合法性遭质疑的风险风险内容：是否符合现行法律、法规、规章，是否符合党和国家的方针政策，是否符合国家、市政府的占率部署、重大决策。风险评价：根据《中华人名共和国大气污染物防治法》第七条：国务院环境保护行政主管部门根据国家大气环境质量标准和国家经济、技术条件制定国家大气污染物排放标准。省、自治区、直辖市人民政府对国家大气污染物排放标准中未作规定的项目，可以制定严于国家排放标准的地方排放标准；对国家大气污染物排放标准中已作规定的项目，可以制定严于国家排放标准的地方标准。地方排放标准须报国务院环境保护行政主管部门备案。因此，本项目针对河北省燃煤电厂制定大气污染物排放标准是有法律依据的。另外，本标准的制订以改善河北省大气环境质量为目标，严格控制燃煤电厂大气污染物的排放，对保障人体健康及保护生态环境有重要的现实意义。因此，本标准制订符合现行法律、法规、规章和有关方针政策，其合法性遭质疑的可能性很小。评价结论：标准的合法性遭质疑风险可能很小，风险等级值C=0.2。（2）标准的合理性遭质疑的风险风险内容：是否符合本省近期和长远发展规划，是否兼顾了各方利益群体的不同需求，是否考虑了地区的平衡性、社会的稳定性、发展的持续性。风险评价：本标准的制订充分考虑本省环境保护近期和长远发展规划，制定了可行的实施和监管条款。本标准制订遵循的原则是：首先与河北省空气环境保护相结合，体现从严控制的原则，实现污染物减排和空气质量目标；其次以国内外燃煤电厂-47- 大气污染防治技术为依据，综合分析实施标准的技术经济可行性，使标准具有可达性和可操作性；同时与国家和地方相关空气质量标准和大气污染物排放相协调；并在制订过程中充分调查研究、广泛征求意见，依靠系统的和科学的分析方法，考虑区域的环境特点和与现有标准的衔接，提高标准的整体性、系统性和科学性。因此，本标准合理性遭质疑的可能性很小。评价结论：本标准合理性遭质疑的可能性很小，风险等级值C=0.2。(3)标准的可行性遭质疑的风险风险内容：标准控制项目及其限值是否科学合理，是否具有连续性和严密性是否会征求了广大群众特别是涉及利益群体的意见。风险评价：为保护和改善河北省空气环境质量，保障人体健康，本标准规定了包括烟尘、SO2、NOx、汞及其化合物以及氨的排放限值，并规定了较严格的操作管理要求。本标准制定过程中对国内外燃煤电厂污染控制技术进行了充分的调研，对我省现有燃煤电厂进行了现场调研及污染物的排放监测工作。在标准制定过程中向行业专家、涉及的企业以及广大群众广泛征求了意见，并经过了多轮讨论。因此，本标准控制项目及其限值科学合理，具有连续性和严密性，标准可行性遭质疑的风险小。评价结论：标准可行性遭质疑的风险可能性很小，风险等级值C=0.2。(4)标准实施可能引发社会矛盾的风险风险内容：对本标准所涉及行业利益影响，群众影响，群众对影响的承受能力，引发矛盾纠纷、群体性事件的可能性。风险评价：本标准涉及的水泥生产企业，需要按照标准要求进行技术改造，就会有相应经济投入。借鉴美国加州经验，对“非达标区”将执行最严格的的排放限值和最先进的控制技术而不计成本，因此综合考虑燃煤电厂烟尘、二氧化硫、NOx控制技术水平以及河北省环境现状和压力，制定相对严格且控制技术可以实现的排放限值。本标准实施可以有效减少燃煤电厂的排污量，降低对周边环境的影响，对周围群众没有不利影响。本标准实施监督由环保部门执行，在实施监管过程中对周围群众没有影响，对企业日常生产也不会产生影响。因此，本标准实施过程中可能出现问题和引发的社会矛盾风险较小。评价结论:实施过程中可能会引发的社会矛盾风险很小，风险等级值C=0.2。9.3.3综合风险评估综上，本标准社会稳定风险综合评价见下表3。表3本标准社会稳定风险综合评价表-47- 风险类别风险权重风险发生的可能性（C）W*C很小较小中等较大很大0.20.40.60.81.0标准合法性遭质疑的风险0.250.20.05标准合理性遭质疑的风险0.250.20.05标准可行性遭质疑的风险0.250.20.05标准实施可能引发社会矛盾的风险0.250.30.05综合风险分值0.2从表3可看出，该项目可能引发的不利于社会稳定的综合风险值为0.2，根据综合风险分值的评价标准（表2），风险等级为低风险。其中最有可能的风险是对污染治理技术、投资和费用的担心，但本标准已进行了技术经济可行性分析，本标准符合“十二五”河北省环境规划要求，实现本标准在技术经济上是可行的，实施严格的标准不会出现群体性事件。9.4化解风险预案（1）本标准发布后认真组织标准宣贯工作，明确认识本标准实施对改善河北省大气环境。需要各相关单位通力配合，建议由主管部门开设标准培训班，邀请各科研单位技术人员、各设计单位技术人员、以及各企事业单位相关负责人等参加，切实落实标准的宣贯。（2）在广泛征求各部门及群众意见的基础上，研究和制定污染源治理升级改造方案；同时建议本标准实施一段时间后，主管部门组织召开标准实施后的反馈讨论会，根据标准实施后的影响，大力推行污染源治理达标技术，及时修正污染源治理升级改造方案。（3）落实投资和运行费用确保标准实施到位。-47- -47-