1、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 .i1 项目背景 11.1 任务来源 11.2 工作过程 12 山东省火电厂大气污染物排放标准DB37/ 664 2007 修订的必要性 .22.1 国家、省及其环保主管部门的要求 22.2 促进产业结构调整，实现电力行业可持续发展 22.3 火电厂大气污染控制技术的发展 33 电力行业发展现状及存在的问题 33.1 山东省电力行业发展现状 33.2 存在的问题 54 修订原则及总体思路 54.1 修订原则 64.2 总体思路 65 标准主要技术内容 65.1 适用范围 65.2 时间段和区域的划分 7
2、5.3 术语和定义 75.4 污染物控制项目 85.5 污染物排放限值的确定及制定依据 85.6 达标排放技术分析 155.7 监测要求 156 污染防治技术分析 166.1 烟尘控制技术 166.2 SO2 控制技术 .186.3 NOx 控制技术 206.4 汞控制技术 237 主要国家、地区及国际组织相关标准研究 24-ii-7.1 SO2 排放标准 .247.2 烟尘排放标准 277.3 NOx 排放标准 287.4 汞排放标准 318 对实施本标准的建议 329 标准征求意见情况 32-1-1 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
3、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DB37/6642007 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 GB132232011，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
4、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
5、 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。-2-2 山东省火电厂大
6、气污染物排放标准DB37/ 6642007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201033号），该通知要求制定并实施重点区域内重点行业的大气污染物特别排放限值，严格控制重点区域新建、扩建除“上大压小”和热电联产以外的火电厂，在地级城市市区禁止建设除热电联产以外的火电厂。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
7、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
8、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 kWh，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/kWh，高于江苏（ 318 g/kWh）、浙江（307 g/kWh）、广东（319 g/kW
9、h）和全国平均（329g/kWh ）；平均 SO2 排放绩效 2.96 g/kWh，高于江苏（1.65 g/kWh）、浙江（1.4 g/kWh）、广东（ 1.24 g/kWh）和全国平均（2.46 g/kWh）。加严排放标准，能够-3-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DB37/6642007 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。
10、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
11、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，SO 2 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，NO 2 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
12、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，-4-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。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
13、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
14、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 7
15、50 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
16、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-5-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，
17、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 2
18、9.4 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/kWh，远远高于世界发达国家水平（2005 年：日本，300 g/kWh；意大利，288 g/kWh） ，也略高于全国平均水平（329g/kWh）。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
19、，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/kWh，高于江苏（1.65 g/kWh） 、浙江（1.4 g/kWh） 、广东（ 1.24 g/kWh）和全国平均（2.46 g/kWh ） 。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。-6-4 修订原则及总体思路
20、 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
21、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 DB37/6642007 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。
22、（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。-7-（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 DB37/6642007 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
23、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
24、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。-8-重点控
25、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
26、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SO 2、NOx、烟尘和汞及其化合物。控制指标包括：SO 2 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%；
27、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DB37/6642007标准第3时段氮氧化物排放浓度限值为400600mg/m 3，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： 2013
28、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）-9-的燃煤火电锅炉，执行 300mg/m3 的限值。新建电厂是在标准颁布后才开始设计建设的，按照国家政策，新建的燃煤发电机组和热电联产机组分别采用单机容量 60 万千瓦和 30 万千瓦及以上高参数、高效率的机组，有条件采用能源利用效率高的先进生产技术以及先进的低氮燃烧技术和烟气脱硝技术。同时为了缓解重点控制区的大气 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
29、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/m 3）和美国 2005 年规定的新源排放限值（1.0 lb/MWh，约折合 135mg/m3）都严格。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。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
30、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 50MW300MW 的锅炉执行 150mg/m3 排放限值，燃用除天然气外的气态燃料的锅炉执行 200mg/m3 排放限值；燃用液体燃料的单机容量大于 100MW 的锅炉执行 200mg/m3 排放限值，单机容量介于 50MW100MW 的锅炉执行 400mg/m3 排放限值。燃气轮机组 NOx 排放控制要求新标准规定新建燃用天然气的燃气轮机组执行 50mg/
31、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。-10-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、
32、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/m3。200mg/m3 的限值比欧盟 2001/80/EC 指令中规定的现有锅炉排放限值（400mg/m 3）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，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
33、 300mg/m3。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/m3 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
34、限值。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/m3 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
35、的锅炉执行 100mg/m3排放限值，单机容量介于 50MW300MW 的锅炉执行 150mg/m3 排放限值，燃用除天然气外的气态燃料的锅炉执行 200mg/m3 排放限值。燃用液体燃料的单机容量大于 100MW 的锅炉执行 200 mg/m3 排放限值，单机容量介于 50MW100MW 的锅炉执行 400 mg/m3 排放限值。-11- 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/m3 排放限值。2014年 7 月 1 日以后重点控制区燃用天
36、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 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 100mg/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。5.5.2 SO2排放限值的确定（1）新建火力发电锅炉及燃气轮机组 SO2 排放浓度限值制订 DB37/6642007 标准
37、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： 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
38、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/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。-12-该限值
39、比欧盟 2001/80/EC 指令中规定的新建锅炉排放限值、日本新建大型排放源排放限值，以及美国 2005 年规定的新源排放限值（1.4 lb/MWh，约折合 184mg/m3）均严格。 燃油锅炉 SO2 排放控制要求新标准规定燃油锅炉的 SO2 排放浓度限值为 100mg/m3。欧盟 2001/80/EC 指令规定新建燃用液态燃料的的锅炉 SO2 排放限值执行 200mg/m3。 新增燃气锅炉及燃气轮机组 SO2 排放控制要求新标准增加了对燃气锅炉及燃气轮机组 SO2 排放控制要求，燃用天然气时执行35mg/m3 排放限值，燃用除天然气外的气体燃料时执行 100mg/m3 排放限值，燃油的燃
40、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/m3，燃用低热值的高炉煤气执行 200mg/m3。欧盟对燃用气态燃料的燃气轮机组 SO2 无排放控制要求。（2）现有火力发电锅炉及燃气轮机组 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： 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
41、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/m 3 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/m 3）相同，比欧盟 2001/80/EC 指令中规定的现有锅炉排放限值（400mg/m 3）和美国规定的现有电站锅炉排放限值（740mg/m 3）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/m3 的排放标准。自 2017
42、 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。 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/m3，新标准要严于此限值。-13- 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
43、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/m3 排放限值。欧盟 2001/80/EC 指令规定新建燃用除液化气、低热值的焦炉煤气和高炉煤气外的一般气态燃料的锅炉 SO2 排放限值执行 35mg/m3，燃用低热值的高炉煤气执行 200mg/m3。欧盟对燃用气态燃料的燃气轮机组 SO2 无排放控制要求。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
44、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： 新建电厂须同步安装脱硫装置，烟气在经过湿法脱硫后除尘效率可以进一步提高。 新建电厂有条件采用除尘效率高的电除尘器、袋式除尘器或电袋复合除尘器等烟气治理技术。 从世界各国的经验来看，美国、日本和欧盟国家均对新建电厂提出了严格的要求。我国的标准应逐步向国外先进的烟尘排放标准靠拢。在制定新建电厂烟尘排放浓度限值时遵循以下原则： 新建、改建、扩建燃煤电厂和燃油电厂的烟尘执行 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
45、年规定的新源排放限值（0.14 lb/MWh 或 0.015 lb/MBtu，约折合 20mg/m3）基本处于同一水平。 新增燃气锅炉及燃气轮机组烟尘排放控制要求新标准增加了对燃气锅炉及燃气轮机组烟尘排放控制要求，燃用天然气时执行5mg/m3 排放限值，燃用除天然气外的气态燃料时执行 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-14-现有
46、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。DB37/6642007 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： 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/m3 排放浓度限值；对以煤矸石等为主要燃料的资源综合利用火力发电锅炉不再放宽要求，也执行
47、30mg/m3 的排放浓度限值。 到 2013 年 7 月 1 日，以油为燃料的锅炉和燃气轮机组执行 30mg/m3 的排放浓度限值。 新增燃气锅炉及燃气轮机组烟尘排放控制要求新标准增加了对燃气锅炉及燃气轮机组烟尘排放控制要求。到 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/m3 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
48、新建燃用除高炉煤气和来自钢铁工业的可燃气体外的气态燃料的大型燃烧装置的烟尘排放限值执行 5mg/m3，对燃用高炉煤气大型燃烧装置排放限值修订为 30mg/m3。欧盟对燃用气态燃料的燃气轮机组无排放控制要求。5.5.4 汞及其化合物 DB37/6642007 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/m3，于 2015 年 1 月 1
49、 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 为控制区域空气质量，国务院发布了国务院办公厅转发环境保护部等部门关于推进大气污染联防联控工作改善区域空气质量指导意见的通知（国办发201033 号），该通知要求制定并实施重点区域内重点行业的大气污染物特别排放限值，严格控制重点区域新建、扩建除“ 上大压小” 和热电联产以外的火电厂，在地级城市市区禁止建设除热电联产-15-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/m3，氮氧化物为 100mg/m3 和 50mg/m3。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。火电厂对周围地区污染
