《山东省火电厂大气污染物排放标准编制说明》(征求意见稿)

山东省火电厂大气污染物排放标准

编制说明

（工作组讨论稿）

标准编制组

二○一二年十一月

目 录

目 录 ....................................................................................................................... i

1 项目背景............................................................................................................ 1

1.1

1.2

2 任务来源 ................................................................................................. 1 工作过程 ................................................................................................. 1 《山东省火电厂大气污染物排放标准》DB37/ 664—2007修订的必要性 .............. 2

2.1

2.2

2.3 国家、省及其环保主管部门的要求........................................................... 2 促进产业结构调整，实现电力行业可持续发展 ......................................... 2 火电厂大气污染控制技术的发展 .............................................................. 3

3 电力行业发展现状及存在的问题......................................................................... 3

3.1

3.2 山东省电力行业发展现状......................................................................... 3 存在的问题.............................................................................................. 5

4 修订原则及总体思路 .......................................................................................... 5

4.1

4.2 修订原则 ................................................................................................. 6 总体思路 ................................................................................................. 6

5 标准主要技术内容.............................................................................................. 6

5.1

5.2

5.3

5.4

5.5

5.6

5.7 适用范围 ................................................................................................. 6 时间段和区域的划分................................................................................ 7 术语和定义.............................................................................................. 7 污染物控制项目....................................................................................... 8 污染物排放限值的确定及制定依据........................................................... 8 达标排放技术分析 ................................................................................. 15 监测要求 ............................................................................................... 15

6 污染防治技术分析............................................................................................ 16

6.1

6.2

6.3

6.4 烟尘控制技术 ........................................................................................ 16 SO2控制技术 ......................................................................................... 18 NOx控制技术 ........................................................................................ 20 汞控制技术............................................................................................ 23

7 主要国家、地区及国际组织相关标准研究......................................................... 24

7.1

7.2

7.3

7.4

8

9 SO2排放标准 ......................................................................................... 24 烟尘排放标准 ........................................................................................ 27 NOx排放标准 ........................................................................................ 28 汞排放标准............................................................................................ 31 对实施本标准的建议 ........................................................................................ 32 标准征求意见情况............................................................................................ 32

1 项目背景

1.1 任务来源

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，是影响空气质量和减排目标完成的重要行业。山东省地方标准《火电厂大气污染物排放标准》DB37/664—2007实施以来，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，但这个标准总体宽松，已难以适应新形势下环境保护工作要求。2012年1月1日，国家环保部颁布了新标准GB13223—2011，大幅收紧了氮氧化物、二氧化硫和烟尘的排放限值，针对重点和环境敏感地区制定了更严格的大气污染物特别排放限值。为达到与国家新标准相对接，适应我省新的环保要求，实现省委、省政府《关于建设生态山东的决定》提出的“蓝天白云，繁星闪烁”的目标，山东省环境保护厅下达了山东省火电厂大气污染物排放标准制修订计划。

1.2 工作过程

济南市环境保护科学研究院、烟台龙源电力技术股分有限公司、山东三融环保工程有限公司、山东省环境保护规划院在接受任务后，成立了标准编制组，开展标准的修订工作。具体工作程序如下：

（1）2012年*月*日，下达了《山东省火电厂大气污染物排放标准》的修订工作。

（2）2012年*月*日，成立标准编制组，制定工作方案，开展对山东省火电厂大气污染物排放标准的资料收集、调研和技术论证工作。

（3）2012年*月，根据山东省环境保护要求和火电行业大气污染排放现状，并考虑技术、经济可行性，完成标准和编制说明草稿。

（4）2012年10月17日-18日，在环保厅召开山东省重点行业大气污染物排放标准专家讨论会。针对标准初稿，结合专家建议，形成了标准及编制说明的初稿。

（5）2012年11月1日，邀请地市环保局在济南市环科院召开山东省《火电厂大气污染物排放标准》修订座谈会。根据座谈会意见，形成标准和编制说明征求意见稿。

（6）2012年11月—12月，完成了标准征求意见工作。

（7）2012年*月—*月，根据有关意见（附后）修改形成了标准送审稿。

（8）2012年*月*日，在济南召开了标准专家审查会（专家审查会意见附后）。

（9）2012年*月*日，根据审查会意见修改形成了标准报批稿。

2 《山东省火电厂大气污染物排放标准》DB37/ 664—2007修订的必要性

2.1 国家、省及其环保主管部门的要求

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〔2010〕33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。

我省工业体系完善，国民经济位于全国前列。但目前大气污染物排放基数大，减排任务重。为实现省委、省政府《关于建设生态山东的决定》提出的“蓝天白云，繁星闪烁”的目标，山东省“十二五”环保规划明确要求，十二五期间 “努力实现我省大气污染防治新突破，空气能见度大幅提升，空气质量改善走在全国前列”。为了削减二氧化硫的产量，强调了燃煤电厂的脱硫设施配备、运行和分布要求，并对氮氧化物和颗粒物的排放提出了明确的目标。

火电行业是大气污染的重点排放源，因此，控制火电行业的大气污染物排放对实现我省环境保护目标的意义重大。基于国家、我省及其环境管理部门的相关要求，执行更严格的大气污染物排放标准，以促进火电行业节能减排和淘汰落后产能，确保完成总量控制目标和削减任务。

2.2 促进产业结构调整，实现电力行业可持续发展

山东省是以燃煤发电为主的能源大省，截至2011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%。

2011年，全省燃煤火电厂SO2和NOx排放量分别占全社会排放量的50.5%和49.3%，是影响空气质量和减排目标完成的重要行业。同时，我省燃煤火电厂存在结构不合理、排放绩效高等问题。我省火电厂平均单机容量仅为60MW，低于江苏（96MW）、浙江（78MW）、广东（177MW）和全国平均水平（111MW）；平均供电标准煤耗335g/kW·h，高于江苏（318 g/kW·h）、浙江（307 g/kW·h）、广东（319 g/kW·h）和全国平均（329g/kW·h）；平均SO2排放绩效2.96 g/kW·h，高于江苏（1.65 g/kW·h）、浙江（1.4 g/kW·h）、广东（1.24 g/kW·h）和全国平均（2.46 g/kW·h）。加严排放标准，能够提高燃煤电厂清洁生产水平、降低单位

发电量污染物排放，倒逼高排放机组淘汰，加快电力行业产业结构调整步伐。

2.3 火电厂大气污染控制技术的发展

DB37/664—2007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。截至2010年， 全省现役火电机组脱硫装机容量达20612MW，超出国家下达山东省“十一五”脱硫装机容量36个百分点。 全省燃煤电厂脱硫装机容量占总装机容量的比例达到95%以上。

近年来，我省火电厂脱硫脱硝及除尘技术发展迅速，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。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。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。

“十一五”以来，我省以SO2减排责任书为抓手，全面推进燃煤电厂脱硫脱硝项目建设，截至目前，全省所有火电机组均配套建设了脱硫设施，绝大多数燃煤电厂采用的是湿法脱硫设计，脱硫效率高、运行稳定，SO2排放浓度达到200 mg/m3以内。我省有9台机组与主体同步建设了脱硝设施，设计脱硝效率在60%-70%之间，NO2排放浓度控制在200 mg/m3以下。

3 电力行业发展现状及存在的问题

3.1 山东省电力行业发展现状

山东电网是一个以省域为界、火电为主的相对独立电网，水电、风电等非火力发电总装机容量不足l%。截至2011年底，全省发电装机容量达到6804.8万千瓦，全社会用电量累计3635.3亿千瓦时，发电量完成3172.4亿千瓦时，接纳省外电量达462.8亿千瓦时。第三产业和居民用电比重增加，用电结构更趋合理。受经济发展和工业拉动影响，全省用电量一直保持较快的增长速度，“十一五”期间，山东省用电量年均增速11.53%，电网统调最高负荷年均增速9.88%。

3.1.1 发电装机情况

截至2011年底，全省发电装机总容量6804.8万千瓦，当年净增556.4万千瓦。其中，统调公用机组装机容量4494.4万千瓦；地方公用及企业自备电厂装机容量2310.4万千瓦。

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全省电源结构以火电机组为主，装机6237.7万千瓦，占总装机容量的91.67%，其中，燃煤机组6045.7万千瓦，余热余压余气、垃圾和生物质机组合计192.0万千瓦。风电、水电和太阳能等可再生能源发电装机合计357.1万千瓦，占5.25%。全省装机结构进一步优化，电源建设继续向大容量、高参数、环保型方向发展，统调公用机组平均单机容量由“十一五”末的28.3万千瓦提高到29.4万千瓦，30万千瓦及以上火电机组共计84台、3494万千瓦，占全省装机容量半数以上，是参与电网调峰、保障电力供应的主力机组。

3.1.2 电网建设情况

电网建设保持高速发展。截至2011年底，山东电网共有220千伏及以上系统变电站324座，变压器620台、变电容量13583万千伏安，输电线路814条、长度总计23512公里。其中，500千伏系统共有变电站30座，变压器59台，变电容量4350万千伏安，输电线路73条，长度5525公里。各级电网协调发展，实现了全省每个市均有1座500千伏及以上变电站，每个县(市)均有1座220千伏及以上变电站。

全省已形成覆盖17市的“五横两纵”500千伏主网架，与华北电网实现了“两点”联网，电网结构进一步优化。青岛、潍坊、聊城、枣庄、济宁一菏泽、临沂一日照、烟台一威海、淄博南一莱芜一泰安东、淄博北一东营等9个地区电网己形成独立的供电区。2011年2月28日联接我省和宁夏自治区的世界首条±660银东直流输电工程成功实现双极投运，我省高峰时段接纳外来电能力达到750万千瓦，标志着“外电入鲁”战略取得重大突破。

3.1.3 电力供需情况

随着经济发展水平的日益提高，城市化水平的不断加快，我省电力需求日益增加，发电量保持较快增长。

（一）发电情况：近十年来全省发电量保持稳定增长，但后期增势不强。2011年累计完成发电量3172.4亿千瓦时，增长2.6%，比上年低5.1个百分点，比全社会用电量增幅低

7.6个百分点。其中，统调公用机组受省外来电大幅增加影响发电增速明显放缓；地方公用机组在风电快速增长拉动下，发电量由上年负增长转正。通过提高统调公用机组利用水平，全省电力生产单耗、厂用电率稳步下降，促进了电力工业节能减排。

（二）用电情况：2011年全社会用电量累计完成3635.3亿千瓦时，其中，第一产业用电量85.4亿千瓦时，占全社会用电量的比重为2.3%。第二产业用电量2844.3亿千瓦时，占全社会用电量的比重为78.2%，其中，工业用电量2555.72亿千瓦时，轻、重工业用电量分别为553.7和2258.3亿千瓦时。第三产业用电量317.3亿千瓦时，占全社会用电量的

比重为8.7%。城乡居民生活用电量388.2亿千瓦时，占全社会用电量的比重为10.7%。第三产业用电比重不断增大，全省用电结构逐步优化。

3.2 存在的问题

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，山东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，山东省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，存在着深层次的问题和矛盾。具体表现为：

（1）电力结构单一

山东电网电力结构单一。2011年总装机容量中，仍以火电为主，约占91.67%；水电、风电比重很小，分别约占1.57%和3.62%；没有核电。而就同期全国的情况来看，火电、水电、风电和核电的装机容量分别占到了总装机容量的79.20%、17.16%、1.06%和1.76%。

（2）发电机组结构不合理、单位发电量煤耗较高

2011年山东省统调公用机组4494.4万千瓦，平均单机容量由上年末的28.3万千瓦提高到29.4万千瓦，30万千瓦及以上火电机组共计84台、3494万千瓦，占全省装机容量半数以上，是参与电网调峰、保障电力供应的主力机组。企业自备机组中，孤网运行265.5万千瓦，它们多为5万千瓦及以下小机组，不参加统一调度，能耗大、污染严重（需要山东省小机组数据，机组总数、装机容量等）。

2011年山东省平均供电标准煤耗335 g/kW·h，远远高于世界发达国家水平（2005年：日本，300 g/kW·h；意大利，288 g/kW·h），也略高于全国平均水平（329g/kW·h）。山东省供电煤耗较高的主要原因是由于大量煤耗高的小机组存在，同时大量小机组不利于统一管理和污染物的集中治理，其单位发电量污染物的排放量也远远高于大容量机组。

（3）环境污染严重

由于山东电力以火电为主，山东电力发展所排放的环境污染物，最主要的受体是大气环境。2011年山东省平均SO2排放绩效2.96 g/kW·h，高于江苏（1.65 g/kW·h）、浙江（1.4 g/kW·h）、广东（1.24 g/kW·h）和全国平均（2.46 g/kW·h）。

在山东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；目前山东省的装机容量和总发电量在全国均名列前茅，同时，电力的快速发展对山东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。 4 修订原则及总体思路

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4.1 修订原则

（1）与我国、我省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，促进我省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，拉动我省环保产业的发展。

（3）综合考虑新、老污染源的差别、重点城市和一般城市的差别、城乡差别等，制定符合我省省情的标准。

（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。

4.2 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，推动小锅炉和机组进行低氮燃烧技术改造。

（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。

5 标准主要技术内容

5.1 适用范围

新标准的适用范围完全涵盖了DB37/664—2007标准的适用范围，与国家GB13223-2011相衔接。

新标准适用于符合以下条件火电厂（含热电联产）的锅炉和机组：

（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、危险废物为燃料的火电厂。

（3）内燃发电机组。

5.2 时间段和区域的划分

5.2.1 时间段的划分

本标准对锅炉和机组的划分，不再如DB37/664—2007划分为三个时段，而是划分为“现有”和“新建”两类。“现有”指本标准实施之日前，建成投产或环境影响评价文件已通过审批的火力发电锅炉及燃气轮机组。“新建”指本标准实施之日起，环境影响评价文件通过审批的新建、扩建和改建的火力发电锅炉及燃气轮机组。标准具体执行要求如下：

（1）自2013年7月1日起，现有与新建火力发电锅炉及燃气轮机组分别执行表1的大气污染物排放浓度限值。

（2）自2014年7月1日起，重点控制区内火力发电锅炉及燃气轮机组执行表2中的大气污染物排放浓度限值。重点控制区的范围由山东省人民政府或由山东省环境保护厅与省质量技术监督局联合另行发布。

（3）自2015年1月1日起，燃煤锅炉执行表2规定的汞及其化合物污染物排放限值。

（4）自2017年1月1日起，所有火力发电锅炉及燃气轮机组执行表2规定的烟尘、二氧化硫、氮氧化物和烟气黑度排放限值。

（4）执行大气特别排放限值的范围和时间由山东省人民政府或由山东省环境保护厅与省质量技术监督局联合另行发布。大气特别排放限值的提出主要是为了做好与国家相关排放标准的衔接，具体时间和范围待环保部发布公告后做相应调整。

5.2.2 区域的划分

根据环境管理的需要，将山东省划分为重点控制区和一般控制区。

重点控制区指根据山东省环境保护工作的要求，在土地开发密度较高，环境承载力开始减弱，或大气环境容量较小、生态环境脆弱，容易发生严重大气环境污染问题而需要严格控制大气污染物排放的地区。其他区域作为一般保护区域。

重点控制区的范围由山东省人民政府或由山东省环境保护厅与省质量技术监督局联合另行发布。

5.3 术语和定义

《火电厂大气污染物排放标准》DB37/664—2007定义了标准状态、锅炉额定出力、烟

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气排放连续监测、过量空气系数、干燥无灰基挥发分5个术语。新标准中不再涉及锅炉额定出力和干燥无灰基挥发分这2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，新标准删除了锅炉额定出力、烟气排放连续监测和干燥无灰基挥发分3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。另外，根据山东省环境保护工作的特点和区域污染现状特征，增加了重点控制区和一般控制区两个术语。

5.4 污染物控制项目

新标准控制的大气污染物除DB37/664—2007中的三种污染物外，还新设置了汞及其化合物，新标准控制的大气污染物为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。

5.5 污染物排放限值的确定及制定依据

5.5.1 NOx排放限值的确定

山东省环境保护“十二五”规划中提出，新建燃煤机组全部配套建设脱硝设施，脱硝效率达到80%以上。现役单机20万千瓦(不含)以下机组，全部安装低氮燃烧器，脱硝效率达35%；现役单机20万千瓦以上机组，全部建设脱硝设施，脱硝效率达70%。

（1）新建火力发电锅炉及燃气轮机组NOx排放浓度限值

2010年，我省氮氧化物(NOx)排放量174万吨，居全国第一位，总量减排压力很大，而DB37/664—2007标准第3时段氮氧化物排放浓度限值为400~600mg/m3，只要采用低氮燃烧技术就可以达到排放标准，近年来脱硝技术不断发展，国产化率逐步提高，一些先进的脱销装置却只在很少的企业应用，主要原因是国家和地方对氮氧化物排放的要求较低，企业没有减排压力，所以应加严并提前执行氮氧化物(NOx)新标准势在必行。

在制定新建电厂NOx排放浓度限值时遵循以下原则：

① 2013年7月1日起，新建、改建和扩建的220t/h的燃煤火电锅炉，须同步配套建设烟气脱硝装置，执行NOx100mg/m3的限值；新建、改建和扩建的220t/h以下（含220t/h）的燃煤火电锅炉，执行300mg/m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

3

为了缓解重点控制区的大气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/m）都严格。

烟气脱硝装置的费用较高，对于220t/h以下的燃煤火电锅炉，其氮氧化物排放量要达到，很难维持正常经营生产。因此，本标准中对于新建、改建和扩建的220t/h以下（含220t/h）的燃煤火电锅炉，执行300mg/m3的限值。

②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，对其他气体燃料的燃气锅炉将执行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50MW~300MW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/m排放限值，单机容量介于50MW~100MW的锅炉执行400mg/m排放限值。

③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NOx排放浓度限值

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。 ①燃煤锅炉NOx排放控制要求

2013年7月1日起，220t/h以上的现有燃煤火力发电锅炉执行100mg/m3，采用W型火焰炉膛的火力发电锅炉，现有循环流化床火力发电、热电锅炉执行200mg/m3。220t/h以下（含220t/h）的现有燃煤火力发电锅炉执行400mg/m。

200mg/m的限值比欧盟2001/80/EC指令中规定的现有锅炉排放限值（400mg/m）和美国2005年规定的现有电站锅炉排放限值（1.6lb/MWh，约折合218 mg/m3）严格。同样，

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考虑到脱硝技术成本的需求和脱硝装置运行调试需要的周期，对于220t/h以下（含220t/h）的现有燃煤火力发电锅炉，执行400mg/m3的限值。

2014年7月1日起，重点控制区220t/h以下（含220t/h）的现有燃煤火力发电锅炉执行的限值提高到300mg/m。

山东省国土面积大，区域间地理条件、气候条件、大气下垫面类型差异较大，产业结构类型和环境承载力也存在差异。一些地区土地开发密度较高，环境承载力开始减弱，或大气环境容量较小、生态环境脆弱，容易发生严重大气环境污染问题。对于此类地区，需要严格控制大气污染物排放。不论新建还是现有的燃煤火电锅炉，都需要执行100mg/m3的限值，小于220t/h（含220t/h）的现有和新建的燃煤火电锅炉，考虑其脱硝成本和经济效益，执行300 mg/m的限值。

2017年1月1日起，所有地区220t/h以下（含220t/h）的现有燃煤火力发电锅炉执行的300mg/m3的限值。

②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，2013年7月1日至2014年7月30日，燃用天然气的燃气锅炉执行100 mg/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200 mg/m排放限值。

2014年7月1日以后重点控制区的现有燃油锅炉及燃用其他气体燃料的燃气锅炉执行100 mg/m3排放限值，2017年1月1日以后所有地区的现有燃油锅炉及燃用其他气体燃料的燃气锅炉执行100 mg/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50MW~300MW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/m排放限值。燃用液体燃料的单机容量大于100MW的锅炉执行200 mg/m3排放限值，单机容量介于50MW~100MW的锅炉执行400 mg/m3排放限值。

③ 燃气轮机组NOx排放控制要求

新标准规定从2013年7月1日起，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/m排放限值。2014年7月1日以后重点控制区燃用天然气的燃气轮机组NOx执行50mg/m，燃用除天然气外的气态燃料和燃油的燃气轮机组执行100mg/m3排放限值，2017年1月1日以后所有地区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

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100mg/m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。

5.5.2 SO2排放限值的确定 3

（1）新建火力发电锅炉及燃气轮机组SO2排放浓度限值

制订DB37/664—2007标准的主要目的之一是大力推动山东省火电SO2的排放控制，广泛推行高效烟气脱硫装置的安装，考虑到当时山东省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：

①燃煤火电锅炉锅炉SO2排放控制要求

2013年7月1日起，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，2014年7月1日起，重点控制区执行50mg/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600MW和300MW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/m，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。

② 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/m。 ③ 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

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35mg/m排放限值，燃用除天然气外的气体燃料时执行100mg/m排放限值，燃油的燃气轮机组执行mg/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/m，燃用低热值的高炉煤气执行200mg/m。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SO2排放浓度限值

从2013年7月1日起，现有火电厂（即新标准发布前建成或审批的火电厂），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：

①燃煤锅炉SO2排放控制要求

从2013年7月1日起，在2013年7月1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。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184 mg/m3）略为宽松。

自2014年7月1日起，重点控制区的现有燃煤锅炉，执行50 mg/m 的排放标准。 自2017年1月1日起，一般控制区的现有燃煤锅炉，执行100 mg/m3 的排放标准。 ② 燃油锅炉SO2排放控制要求

新标准规定现有燃油锅炉的SO2排放浓度从2013年7月1日起，限值为200mg/m3，自2014年7月1日起，重点控制区执行100mg/m3的限值，自2017年1月1日起，所有地区执行100mg/m3的限值。

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/m，新标准要严于此限值。

③ 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，从2013年7月1日起，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/m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。

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5.5.3 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烟尘排放浓度限值

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： ① 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。 ② 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。

③ 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。

在制定新建电厂烟尘排放浓度限值时遵循以下原则：

① 新建、改建、扩建燃煤电厂和燃油电厂的烟尘执行30mg/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。

② 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/m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烟尘排放浓度限值

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。DB37/664—2007标准中的排放限值为50mg/m3，本次修订考虑到山东省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烟尘排放浓度限时遵循以下原则：

① 到2013年7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/m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。

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② 到2013年7月1日，以油为燃料的锅炉和燃气轮机组执行30mg/m的排放浓度限值。

③ 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2013年7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。2014年7月1日以后重点控制区以气体为燃料的锅炉或燃气轮机组执行5mg/m排放限值，2017年1月1日以后所有地区以气体为燃料的锅炉或燃气轮机组执行5mg/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/m。欧盟对燃用气态燃料的燃气轮机组无排放控制要求。

5.5.4 汞及其化合物 333

DB37/664—2007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，确定山东省火电厂汞的排放限值为0.03mg/m，于2015年1月1日起执行此标准。

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。

5.5.5 大气污染物特别排放限值 3

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〔2010〕33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。山东省也相应下达了重点保护地区的文件。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100 mg/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100 mg/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/m，氮氧化物为100mg/m和50mg/m。

5.5.6 本标准中特别增加了火电厂的煤场及渣土场，必须实施封闭管理的要求。 333

火电厂对周围地区污染的主要来源之一为其煤场及渣土场，因此本次修订加上了封闭管理的要求。

5.6 达标排放技术分析

5.6.1 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：

① 高效低氮燃烧器＋SCR。

② 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。

当排放限值为400mg/m3和300mg/m3时，仅采用低氮燃烧技术就可满足要求。

5.6.2 SO2达标排放技术分析

3当限值为100mg/m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。

5.6.3 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：

① 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。

② 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。

③ 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。

5.6.4 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8~10万美元/千克。

5.7 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。

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5.7.1 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。

5.7.2 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）。

5.7.3 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）。

5.7.4 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）。

5.7.5 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）。

6 污染防治技术分析

6.1 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。

6.1.1 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，若处置不当会造成空气和水体污染。

6.1.2 袋式除尘器

布袋除尘器是一种高效、稳定的干式除尘器。由于袋式除尘器不受烟尘比电阻的影响，

而且去除细颗粒物的能力优于电除尘器，逐渐得到重视和推广，现已成为一项成熟的技术，在发电锅炉和工业锅炉广泛地应用。

发电锅炉采用布袋式除尘器最积极的国家是澳大利亚。因为该国的发电厂普遍使用的是低硫煤，含硫量多在0.4～0.5％之间，煤灰中SiO2和A12O3含量在85％左右、Na2O含量在0.4％左右。电除尘器对这种特性的煤灰比较难以收集。当排放标准提高后，原有的电除尘器不能满足要求，所以在1972年有电厂开始改用布袋式除尘器并取得了成功后，其他发电厂也纷纷改用布袋式除尘器。在澳大利亚新建电厂大多采用了布袋式除尘器，人口最多、工业最密集的新南威尔士州，除了4台500MW机组仍在使用电除尘器外，其他各发电厂已把原有的电除尘器全部改为布袋式除尘器，在改造时，往往利用原有电除尘器的外壳。其他如加拿大和欧洲的一些国家，也都广泛地在发电锅炉和工业锅炉上应用了脉冲布袋式除尘器。布袋式除尘器在国外的锅炉烟气净化中占有很重要的地位，已经是不容质疑的事实。

布袋除尘器优点有：（1）排出颗粒物浓度低，一般低于50mg/m3，甚至可以达到10mg/m3。（2）颗粒物排放浓度不受比电阻浓度和粒度等性质影响。锅炉负荷变化、烟气量的波动对布袋除尘器出口浓度影响小。（3）布袋除尘器一般采用分室结构，从而使除尘器可以轮换检修，而不影响锅炉的运行，设备可用率高。（4）布袋除尘器对微细颗粒物的捕集效率更高，与静电除尘器相比，可以更有效地去除飞灰中的重金属离子。（5）布袋除尘器结构和维护简单。（6）布袋除尘器的关键部件――滤料材质和寿命已有了突破，使用寿命一般可保证2年以上，最高甚至6年以上。（7）布袋除尘器和某些烟气脱硫工艺相结合，可提高脱硫装置的脱硫效率。

布袋除尘器的缺点有：（1）由于锅炉的类型、燃烧方式、燃烧煤种以及燃煤粒度等各不相同，产生的烟气性质也各不相同，颗粒物的浓度、粒度、烟气成分（氧含量、SOx、NOx、水分等）、露点等各不相同，对布袋除尘器的操作和维护提出了较高的要求。（2）锅炉运行负荷稳定与否，将直接影响布袋式除尘器滤料的寿命。尤其是在点火、启动和停炉的情况下，烟气中的油类杂质较多的时候。（3）滤料的使用寿命是该设备成功与否的关键。其滤料使用寿命达到2年以上，布袋除尘器在经济上才具有合理性。（4）布袋除尘器压力损失较大，若清灰系统失灵，将导致系统阻力急剧升高，甚至影响锅炉运行。

对于现有电厂来说，将电除尘器改造为袋式除尘器不需要推倒重来，一般情况下，现有电除尘器的壳体、灰斗、框架、烟道、输灰系统都可以保留并继续使用。澳大利亚的许

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