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CHlNA ELECTRlC POWER PRESS
GB 13223—2011
分析与解读
聽11编著
L≡S=i CHDiA ELECTRlC POWER PRESS
内容提要夜¼
本书简要回顾了我国火电厂大气污染物排放标准的发展历程 与污染物的控制原则，通过纵向与横向比较，帮助读者了解我国 执行严格的火电厂大气污染物排放标准的原因、标准执行过程中 存在的一些问题，以及满足标准排放要求的主要污染控制技术及 其组合，并对"十二五”期间需要的经济投入进行了分析，最后 还对GB 13223—2011实施的难点及不确定性进行了讨论。
本书可供电力行业与环保系统的管理人员、工程技术人员、 科研人员、政府部门的决策人员以及想了解中国电力环保工作情 况的相关人员参考，也可作为高等院校电力、环境保护等相关专 业师生的参考用书。
图书在版编目（ClP）数据
GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》分析 与解读侏法华等编著.一北京：中国电力出版社，2013.5 ISBN 978-7-5123-4422-8
I .①G- II.①朱…IIl.①火电厂一大气污 染物一污染物排放标准一国家标准一解释一中国 IV. φX773-65
中国版本图书馆ClP数据核字（2013）第092991号
中国电力出版社出版、发行
（北京市东城区北京站西街 19 号 100005 http://www.cepp.sgcc.com.cn） 北京丰源印刷厂印刷
各地新华书店经售
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2013年5月第一版 2013年5月北京第一次印刷
880 ＜米X 1230毫米32开本11.75印张310千字
印数OooI-3000册 定价38.00元
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GB 13223k∙2Q41《火电广大气汚染物排;
我有幸先后参加了《火电厂大气污染物排放标准》2003 版和2011版的修订，至今仍清楚记得，GB 13223—2003 发布后受到的大量质疑，主要集中在标准限值过严，特别 是二氧化硫排放浓度限值过严，中国缺少烟气脱硫技术， 更缺少烟气脱硫的运行经验，应在燃煤电厂中逐步推行烟 气脱硫；中国是发展中国家，没有必要进行大规模的烟气 脱硫，还不具备进行烟气脱硫的经济实力，可能造成经济 衰退；实施标准将会造成电力企业的全面亏损，电力安全 也面临严重威胁等。事实证明，GB 13223—2003的实施， 有效地推动了我国烟气脱硫技术的发展和应用，“十一五” 期间，我国在火电装机容量增长80.7%、发电量增长69.2% 的情况下，电力行业二氧化硫排放量下降了 29% （电力行 业统计数据）或2 2.9% （环保系统统计数据），我国经济依 然保持持续稳定的增长势头。
GB 13223-2011 «火电厂大气污染物排放标准》的发 布引起了更多的质疑，因为不仅烟尘、二氧化硫、氮氧化 物排放浓度限值全面严格，而且增加了汞及其化合物的排 放浓度限值。为了释疑，我们着手撰写了本书。
本书是在研究修订GB 13223《火电厂大气污染物排放 标准》的基础上进行编写的。全书章节与内容经朱法华研 究员级高工拟定后，由李辉硕士撰写了第一章和第二章， 王圣博士撰写了第三章和第六章，赵国华工程师撰写了第 四章，朱法华撰写了第五章。全书初稿完成后，由朱法 华进行了认真的修改与统稿，有些章节进行了大幅修改与 调整。
本书第一章简要回顾了我国火电厂大气污染物排放标 准的发展历程，排放浓度限值逐步趋严，污染物控制原则 不断调整，主要回答读者标准是什么。第二章介绍了中国 电力发展、电煤消耗及污染物排放情况以及我国的环境状 况，从纵向比较及标准前瞻性方面，回答读者我国火电厂 大气污染物排放标准为什么要这么严格。第三章从国际比 较的视角，对我国的煤炭消费总量提出建议，并通过中美、 中德煤炭消费量、用于发电的煤炭比例及大气污染物排放 标准的比较，从横向比较及全球角度，回答读者我国火电 厂大气污染物排放标准为什么要这么严格及标准执行中尚 存在的问题。第四章介绍了烟尘、二氧化硫、氮氧化物和 汞的控制技术的原理、特点、适用性、应用现状、存在问 题与改进方向、新技术的发展与应用前景等内容，并介绍 了国内外对烟气中汞及其化合物的监测方法。第五章介绍 了为满足GB 13223—2011的排放要求，燃煤电厂烟尘、二 氧化硫、氮氧化物应采取的控制技术组合，并从宏观的角 度分析了 “十二五”期间，为达到标准的排放要求，需要 的经济投入及政策建议。第六章对标准实施的难点及不确 定性进行了讨论。
感谢环境保护部环境标准研究所所长武雪芳邀请我参 加GB 13223《火电厂大气污染物排放标准》的研究与修订, 并对本书编写给予的关心和指导。感谢国电科学技术研究 院、国电环境保护研究院的薛建明、管一明研究员级高工 等专家，对书中有关环保设施运行过程中存在的主要问题 亲自赴电厂调研。
由于作者水平的限制和编写时间的仓促，书中错误及 不妥之处在所难免，恳请读者批评指正。
2013年4月于南京
附录1 GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》“…209 附录2 GB 13223—2003《火电厂大气污染物排放标准》•••••217 附录3 GB 13223—1996《火电厂大气污染物排放标准》•••••227 附录4 GB 13223—1991《燃煤电厂大气污染物排放标准》-236 附录5 GBJ 4—1973《工业“三废”排放试行标准》
（摘录）...........................................................................245
附录6美国火电厂大气污染物排放要求法律文本（节选）•••••248 A附录7欧盟大型燃烧装置大气污染物排放导则（节选）……324
参考文献........................................................................................361
GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》分析与解读
火电厂排放标准的发展及污染物控制
一、我国的环境空气质量标准
我国《环境空气质量标准》是由环境保护行政主管部门根据《中 华人民共和国环境保护法》与《中华人民共和国大气污染防治法》 授权制定，首次发布于1982年，当时名为《大气环境质量标准》， 其后于1996年和2000年进行修订。2012年2月29日正式发布了 第三次修订的GB 3095—2012《环境空气质量标准》，代替GB 3095— 1996《环境空气质量标准》，各地区根据各自经济、环境状况分期开 始执行标准GB 3095—2012,并于2016年1月1日起在全国全面实 施。在GB 3095—1996中，将环境空气功能区分为三类：一类区为 自然保护区、风景名胜区和其他需要特别保护的区域，执行一级标 准；三类区为特定工业区，执行三级标准；其他区域为二类区，执 行二级标准。GB 3095—2012将环境空气功能区分类进行了调整， 三类区并入二类区，污染物浓度限值也只分为一、二两级，同时收 严了颗粒物(PMIO)等部分污染物的浓度限值，增设了细颗粒物 (PM2.5)及臭氧(O3)的浓度限值。GB 3095—2012的出台，标志 着我国环境管理从污染物排放控制向环境质量控制转变，必然会在 多项污染物排放标准上有所体现，排放标准大幅度收严在未来一段
! GB 13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》分析与解读
时期内将是必然趋势。
二、火电厂大气污染物排放标准的沿革
火电厂作为我国最主要的工业污染源之一，国家根据环境空气 质量标准，并结合我国在不同发展阶段的技术、经济条件等具体国 情，制定了与相应阶段相适应且具有可操作性的专门针对火电厂的 大气污染物排放标准。回顾火电厂大气污染物排放标准的发展历程， 大体可分为六个阶段。
(-)无标准阶段
我国有电的历史始于1882年，但由于发展速度缓慢，直至20 世纪50年代初，火电厂才开始考虑釆取措施，减少烟尘排放。虽然 当时没有烟尘排放标准，更无其他污染物排放标准，但在火电厂燃煤 锅炉设计中通常釆用安装百叶窗或多管式除尘器和增加烟囱高度来 防止大气污染。其中，烟囱高度与锅炉最大连续蒸发量挂钩，随着火 电厂单机规模和锅炉蒸发量的增大，烟囱高度逐渐增加。到20世纪 60年代，火电厂烟囱最高已达15OmO
(二)GBJ4—1973《工业“三废”排放试行标准》出台
1973年，我国制定了 GBJ 4-1973《工业“三废”排放试行标准》, 这是我国第一部与火电厂相关的大气污染物排放标准，也是迄今为止 执行时间最长的标准。该标准的制定引进了西方制定排放标准的一些 做法，如直接与环境空气质量挂钩，其中“废气部分”引入了落地 浓度的概念及其相关的计算模式、公式，涉及电厂的污染物包括了 烟尘和二氧化硫(SO2),其特点是：
(1) 限于当时技术条件，只对每座烟囱允许排放的烟尘和二氧 化硫数量加以限制。
(2) 当时除规定较大的锅炉采用湿式除尘器以外，可供选择的 技术措施只有烟囱高度，因而又将烟尘和二氧化硫的允许排放量与 烟囱高度(最高为15Om)挂钩。但是，与20世纪50年代烟囱高度 设计仅与锅炉最大连续蒸发量有关相比,还增加考虑了燃煤发热量、 灰分(即折算灰分)与除尘器效率等的影响。
(3)没有考虑当地污染气象条件的影响，也未考虑多台炉、多 座烟囱叠加对落地浓度(即环境空气质量)的影响，但在随后十余 年的火电厂大气环境影响研究过程中得到了深入研究，为后来《燃 煤电厂大气污染物排放标准》的制定奠定了基础。
(三) GB 13223—1991《燃煤电厂大气污染物排放标准》颁布
从20世纪80年代初开始，我国就着手制定燃煤电厂大气污染 物排放标准，历经10年的编制审批工作，于1991年颁布了我国首部 专门针对火电厂的GB 13223—1991《燃煤电厂大气污染物排放标 准》。与GBJ 4-1973相比，该标准的主要特点表现在以下三个方面：
(1) 将电厂分为新扩改建火电厂与现有火电厂两大类.
(2) 对于烟尘，改用排放浓度控制，即对不同容量锅炉及燃煤 灰分，对烟囱出口处烟尘的排放浓度给出相对应的浓度限值，其中 对现有电厂还针对所采用的除尘器类型分别给岀排放限值，对新扩 改建电厂则按电厂厂址位于县及县以上城镇规划区内、外的不同， 排放浓度限值有所区别。
(3) 对于二氧化硫，仍釆用排放量控制，即对燃煤电厂(扩建 工程包括现有机组)全厂二氧化硫允许排放量作出规定。其中现有 火电厂，与GBJ 4-1973相同，对于落地浓度给出了固定的份额， 以GB 3095-1982《大气环境质量标准》中的二类区日平均浓度为 准，城市燃煤电厂对地面浓度的贡献可占GB 3095—1982中浓度限 值的40%,即0.06mg∕m3,农村燃煤电厂对地面浓度的贡献可占GB 3095—1982中浓度限值的60%,即0.09mg∕m3;对于新扩改建电厂， 则根据在日本早已釆用的P值法计算出地处城市或丘陵、平原农村 的火电厂全厂二氧化硫允许排放量，由于当时除个别试点外，限于 经济条件还不允许上脱硫装置，只能根据燃煤应用基含硫量来控制 建厂规模，防止大气污染。
(四) GB 13223-1996《火电厂大气污染物排放标准》颁布
1996年我国对GB 13223—1991进行了第一次修订，并更名为 《火电厂大气污染物排放标准》，其特点是：
（1） 增大了控制对象的范围，将燃煤电厂改为火电厂。
（2） 控制的污染因子增加为烟尘、二氧化硫、氮氧化物三种。
（3） 根据火电机组的建设及运行时间长短，引入分阶段控制原 则，将不同时期建设的火电厂划分为三个时段，既保持了对老机组 采用老标准的宏观稳定、逐步趋严，又体现了对新建电厂的超前性。 标准将火电厂按年限划分为以下三个时段：
I时段——1992年8月1日以前建成投产或初步设计已通过审 查批准的新扩改建火电厂。
II时段——1992年8月1日〜1996年12月31日期间环境影响 报告书通过审查批准的新扩改建火电厂,包括1992年8月1日之前 环境影响报告书通过审查、初步设计待审查批准的新扩改建火电厂。
∏I时段——1997年1月1日起环境影响报告书待审査批准的 新扩改建火电厂。
（4） 对于烟尘，第I、第II时段的限值分别与GB 13223—1991 中的“现有火电厂”及"新扩改建火电厂”对应，增加了烟气黑度 等级的限值；对新增加的第III时段电厂，由于电除尘器除尘技术的 发展，除尘效率显著提高，因此限值不再与燃煤灰分挂钩，但仍保 留了城乡差别和炉型差异。
（5） 对于二氧化硫，第I、第II时段的标准也分别与原标准中 “现有火电厂”及“新扩改建火电厂” 一致，第IΠ时段的标准限值, 对位于农村（无论丘陵或平原）的电厂也均与第II时段相同，对位 于城市的电厂标准限值更为严格，仅为第II时段的77.8%,相当于 将上述限值计算条件中的燃煤应用基含硫量降低至不超过0.7%,或 减小电厂建设规模。与此同时，根据脱硫装置已从试点向一定建设 规模转变的实际情况，对于第I∏时段，还按燃料收到基含硫量规定 了最高允许排放浓度，要求燃用含硫量大于1%的电厂进行烟气脱硫, 开始了对电厂二氧化硫进行浓度控制的尝试。
（6） 对于氮氧化物，根据当时引进国外技术的状况，引进 锅炉技术时，同时引进低NOX燃烧技术。根据低NOX燃烧技术
第一章火电厂排放标准的发展及污染物控制堂 4 ,
可能达到的氮氧化物排放浓度，规定了第III时段1000t∕h及以上 锅炉(相当于300MW及以上机组)的NOX允许排放浓度。
此后，国家还划定了酸雨控制区和二氧化硫污染控制区(简称 “两控区")，并出台了总量控制等相关政策。
(五)GB 13223—2003《火电厂大气污染物排放标准》颁布
2003年，对GB 13223《火电厂大气污染排放标准》进行了第 二次修订，其特点是：
(1) 仍分为三个时段，但起止时间顺延，即1996年12月31 日前建成投产或通过环境影响报告书审批的火电建设项目执行第I 时段的要求；1997年1月1日起至本标准实施前通过环境影响报告书 审批的新建、扩建、改建火电建设项目执行第II时段的要求；2004年 1月1日起通过环境影响报告书审批的新扩改建火电建设项目(含在 第II时段中通过环境影响报告书审批的新扩改建火电建设项目，自批 准之日起满5年，在本标准实施前尚未开工建设的火电建设项目)执 行第III时段的要求。同时，规定了现有机组达到更严毋澈限值的时限。
(2) 增加了对燃油机组及燃气轮机组的污染物排放浓度限值， 增加了对以煤砰石等为主要燃料的资源综合利用火力发电机组及西 部非两控区燃用特低硫煤坑口电厂机组的考虑，鼓励资源综合利用 及燃用特低硫煤。
(3) 对于烟尘，取消了按炉型、除尘器类型、灰分等规定不同 排放浓度的做法，保留烟气黑度等级的限值，规定了现有燃煤机组 在原标准基础上到2010年执行更严排放限值的时限,并且取消城乡 差异，增加燃油机组的排放浓度限值，所有机组最终执行的烟尘最 高允许排放浓度大幅度趋严。
(4) 对于二氧化硫，浓度控制方面所有电厂取消城乡差异，且 燃煤、燃油机组执行同一标准，最高允许排放浓度大幅度减少。另 夕卜，虽然对西部非两控区燃用特低硫煤坑口电厂有所照顾，但依然 要求第III时段的该类电厂预留脱硫装置的空间。排放量控制方面，新 扩改建属于第in时段的火电厂建设项目，在满足相关排放浓度限值要
求的同时，还须满足火电厂全厂SO2最高允许排放速率限值要求。
(5)对于氮氧化物，三个时段的燃煤、燃油机组及第IΠ时段燃 气轮机组规定了最高允许排放浓度。其中燃煤机组按入炉燃料干燥 无灰基挥发分进行分档，更趋于科学化，易于操作。与此同时，还 要求第III时段火力发电机组预留烟气脱除氮氧化物装置的空间。
(六)GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》颁布
2011年我国对《火电厂大气污染物排放标准》进行了第三次修 订，于2011年7月29日发布，2012年1月1日实施，即为现行有 效标准。此次修订的主要内容及特点包括：
(1) 不再按时段划分电厂，以本标准实施之日起，环境影响评 价文件通过审批的新扩改建火力发电锅炉及燃气轮机组为新建机 组，其余均为现有机组。
(2) 调整了大气污染物排放浓度限值，规定新建及现有锅炉分 别于2012年1月1日、2014年7月1日起执行。从环境保护角度 出发，不再从排放标准上放宽对资源综合利用电厂及西部非两控区 内燃用特低硫煤的坑口电厂的要求，也取消了按燃煤挥发分给定氮 氧化物排放限值的区别。
(3) 增加了燃煤锅炉汞及其化合物的排放浓度限值，并要求所 有燃煤锅炉于2015年1月I日起执行。
(4) 取消了全厂SO2最高允许排放速率的规定。
(5) 针对环境保护工作的要求，在国土开发密度较高，环境承 载能力开始减弱，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重点地 区，增设了更加严格的大气污染物特别排放限值。
三、三种控制方式
从近60年的火电厂污染物排放控制的发展历程可以看出，国家 控制火电厂污染物的排放方式可以分为以下三类：
(―)控制落地浓度
这是从20世纪70年代末期起一直还在使用的方法，其优点是
第一章火电厂排放标准的发展及污染物控制I q m .......—. —........ —............J
直接与环境空气质量挂钩，缺点是将一个整体、动态的问题用局部、 静态的方法来解决，尤其是对于火电厂污染物落地浓度固定份额的 给定，必然造成既复杂又掺杂人为因素，使结论具有一定的随意性。
（二） 控制排放浓度
就其实质而言，是将环境空气质量与当时火电厂建设的技术、 经济条件挂钩，先制定切实可行的技术政策，再据此制定排放标准， 用以直接控制工程采用的环境治理措施。具体表现在：
（1） 随着除尘技术从机械式、湿式、静电到袋式除尘器以及高 烟囱技术的发展，烟尘污染控制标准从控制烟囱高度，转到控制单烟 囱排放量，再到控制烟尘排放浓度，并根据时段逐步严格排放要求。
（2） 随着技术政策从高烟囱排放、限制燃煤含硫量与火电厂规 划容量到可以上脱硫装置，从20世纪70年代起，二氧化硫污染才 有了控制标准，它从限制单烟囱排放量，到全厂排放量，再到排放 浓度，也根据时段逐步严格要求。
（3） 到了 20世纪90年代中期，低NOX燃烧技术巳经成熟，才 对300 MW及以上机组提出了氮氧化物排放浓度限值。根据国外经 验，随着脱除氮氧化物技术的国产化与经济实力的加强，到了可以 大范围推行烟气脱除氮氧化物装置时，排放限值将大幅度降低。
（4） 根据国外经验，等到我国综合国力接近或达到西方发达国 家水平时，温室气体（如CO2）、重金属（如Hg）等的浓度控制也 将提上议事日程。
（三） 浓度控制与总量控制相结合
随着经济发展和污染源的增多，在一些地区仅靠对污染源的 排放浓度进行控制，难以实现环境质量的改善，这就需要进行 总量控制。
总量控制是指以控制一定时段内一定区域内排污单位排 放污染物总量为核心的环境管理方法体系。我国最早在“六五” 期间就提出了总量控制，并在上海等16个城市开展大气污染 总量控制试点，“七五”期间结合国内外研究成果编写了《城
市大气污染物总量控制方法手册》，为大气污染物总量控制试行提 供了技术基础，到"九五”时期，国家出台了一系列有关总量控制 的规定、计划，并提出了酸雨控制区和二氧化硫控制区分阶段的控 制目标，即到2010年使酸雨和二氧化硫污染状况明显好转，在国家 “十一五”规划中进一步明确目标，即到2010年，包括二氧化硫在 内的主要污染物排放总量在2005年的基础上削减10%o与此同时， 国家环境保护总局与各省（市、自治区）及6个电力集团签订了二 氧化硫总量控制指标责任状。建设项目取得的总量指标，必须是属 于责任状中2010年指标内的量。在有的省（市、自治区）还将上述 总量控制指标进行分解下达到地市或行业、企业。
随着人们对环境空气质量要求的日益提高，氮氧化物排放总量 与二氧化碳排放强度控制也已进入《国民经济和社会发展第十二个 五年规划纲要》。规划中要求二氧化硫排放总量下降8%,氮氧化物 排放总量下降10%,单位GDP的二氧化碳排放量（即排放强度）下 降17%,这是一项艰巨而又必须完成的任务。
2006年以后，对于我国新扩改建的火电厂，在环境影响评价工 作过程中，不仅需论证污染防治措施能够确保污染物排放满足排放 浓度限值要求，而且需明确二氧化硫排放总量指标的来源，2011年 以后还需明确氮氧化物排放总量指标的来源，完整体现了浓度控制 和总量控制的结合。
烟尘是我国在火电厂污染物控制过程中首先考虑的污染物，自 20世纪50年代起便一直关注，排放限值从无到有，不断趋严。随着 人们对环境污染的认识及环境保护意识的不断加深加强,对烟尘的控 制一直遵循根据相关法律法规,在满足相应阶段空气质量标准的前提 下，充分考虑当时经济社会发展水平和控制技术发展水平，制定排放 标准，釆用成熟的控制技术。
一、 无排放标准的阶段
在1973年以前，我国尚未制定与火电厂有关的烟尘排放标准， 可采用的除尘技术仅有百叶窗式除尘器、多管式除尘器、旋风除尘器 等，烟尘去除率有限，多数在80%以下，只有通过高烟囱排放来减 小电厂对附近大气环境的影响。当时烟囱的设计高度也仅与锅炉最大 连续蒸发量挂钩，对于35〜75t∕h锅炉，通常每炉一座钢制烟囱，置 于除氧（引风机）间屋顶，高度为45m左右；对于130t∕h及以上锅 炉，通常两炉一座砖砌（高度不超过60m）或钢筋混凝土烟囱（高度 80m以上）。进入20世纪60年代,烟囱高度逐渐增加,最高已达150m。
二、 GBJ 4—1973颁布以后
GBJ4-1973是我国第一个污染物排放标准，针对火电厂锅炉烟 尘排放，给出了 7种不同高度烟囱所对应的烟尘允许排放速率 （kg/h） o
该标准结合大气环境质量，对每座烟囱给以一定的允许落地浓 度的份额，再根据高斯模式计算出在不同排放高度的落地浓度，因 此允许排放量限值随着烟囱增高而逐渐增大，30、45、60、80、100、 120、15Om高度的烟囱允许排放量分别为82、170、310、650、1200、 1700、240Okg/h。虽然高烟囱排放在一定程度上利用了大气的自净 能力，但不能从根本上解决污染治理问题，不能减少烟尘排放总量。 总之，该标准尚未意识到排放标准中的烟尘总量控制、电厂烟尘排 放浓度和烟尘的区域性转移问题，也没有考虑气象、地形等因素的 地区性差异，且要求过低，对有效控制电厂污染物的排放缺乏足够的 力度。
要满足GBJ 4—1973的要求，釆用除尘效率为80%〜90%的除 尘器就可达标。火电厂主要使用高效多管除尘器、文丘里水膜除尘 器、斜棒栅式除尘器，都可实现达标排放。直至20世纪70年代末才 开始有少量的国产电除尘器在火电厂使用，电除尘器在全国所占比例 极微。80年代电力部门研发的电除尘技术和设备获得长足的进步。
袋式除尘方面也经历了多次尝试，如1975年在四川内江、山东 淄博、安徽合肥等电厂，1979年在云南巡检司电厂和普坪村电厂， 以及1993年在上海杨树浦电厂都曾做过努力,但最终都因各种技术 原因或管理原因而以失败告终。
GBJ 4—1973的颁布实施，在推动火电厂烟囱高度逐步增高的 同时，也促进了各种除尘技术的研究与示范，实现了除尘技术的多 元化发展。
三、GB 13223—1991颁布以后
在GB 13223—1991颁布以后，燃煤电厂的烟尘排放标准由排 放速率限值改为排放浓度限值，按照新扩改建、现有电厂，以及不 同锅炉容量、燃煤灰分及除尘器类型等分别规定出不同的允许排放 浓度限值（见表1-1）。
表1-1 GB 13223—1991中的烟尘允许排放浓度 （mg/n?）
|
、燃煤应用基灰分 X/ 标准值 |
^y≤10 |
10< /W20 |
20< #W25 |
25 < τ4y≤3O |
30< 4W35 |
35< ^y≤40 |
Ay> 40 | |
|
扩建电锅戸 新改火厂与 |
670t∕h及以上 的锅炉或在县 以上城镇建成 区内的锅炉 |
150 |
200 |
300 |
350 |
400 |
450 |
600 |
|
670t∕h 以下， 且在县以上城 镇建成区以外 的锅炉 |
500 |
700 |
1000 |
1300 |
1500 |
1700 |
2000 | |
|
现有 火电 厂锅 炉① |
采用电除尘 器3的锅炉 |
200 |
300 |
500 |
600 |
700 |
800 |
1000 |
|
采用其他除 尘器3的锅炉 |
800 |
1200 |
1700 |
2100 |
2400 |
2800 |
3300 | |
①现有火电厂锅炉为本标准实施前已投产及虽未投产，但初步设计已通过审査批准建造的
燃煤电厂锅炉。
② 釆用电除尘器的烟尘最高允许排放浓度也适用于袋式除尘器。
③ 其他除尘器包括文丘里、斜棒柵、泡沫、水膜、多管、大旋风等除尘器，
GB 13223-1991颁布以后，电除尘技术得到了快速发展，高效 电除尘器的除尘效率已达到99%以上。对GB 13223—1991中的燃 用灰分低于10%的新建火电厂，当单机容量为200MW及以上时， 或在县城及以上城镇建成区内建设的65t∕h及以上锅炉，应釆用除 尘效率达到99%左右的电除尘器，排放浓度限值低至150mg∕m3; 其他锅炉可釆用湿式除尘器，除尘效率应达到96%左右，并按此计 算岀燃用不同灰分煤种时的标准限值（经过化整以后）。对于现有燃 煤电厂，由于静电除尘器或湿式除尘器已经安装，除尘效率可能暂 时会低一些，标准规定的限值也就稍大一些。
GB 13223—1991的出台，使得电除尘器在电力行业开始得到逐 步推广，到20世纪90年代中期，火电厂电除尘器占全国比例已达 60%以上。
四、GB 13223—1996颁布以后
由于电除尘技术的进一步发展，除尘器效率可达到99.7%,对 燃煤灰分的适应性大大增强，1997年1月1日以前通过审批的现 有电厂，包括第I、第II时段电厂排放限值不变，但新扩改建火 电厂，即第HI时段的火电厂不再按燃煤灰分分别规定烟尘排放浓 度限值（见表1-2）,这是我国首次将火电厂烟尘允许排放浓度限 值与燃煤灰分脱钩。由此，也可粗略计算岀各时段电厂所釆用的 电除尘器必须根据燃煤灰分达到相应的除尘效率才能实现达标 排放，具体见表1-3。
表1-2 GB 13223—1996中第HI时段的火电厂锅炉烟尘
排放浓度限值 （mg∕π?）
|
分 类 |
烟尘最高允许排放浓度 |
|
在县及县以上城镇规划区内的火电厂锅炉 |
200 |
|
在县规划区外的火电厂锅炉 |
500 |
|
第I时段的在县及县以上城镇规划区内、1997 年1月1日后还有10年及以上剩余寿命'的火电 厂锅炉 |
600 |
|
①剩余寿命=设计寿命-累计运行时间。 | |
表1-3 GB 13223—1996中不同时段烟尘排放标准对 电除尘器除尘效率的要求
|
灰分（%） |
15 |
28 |
33 |
38 |
41 | ||
|
I时段 |
达标浓度（mg/n?） |
300 |
500 |
600 |
700 |
800 |
IOOO |
|
达标除尘效率（％） |
98.39 |
98.20 |
98.20 |
98.22 |
98.22 |
97.94 | |
|
II时段 |
达标浓度（mg∕π√） |
200 |
300 |
350 |
400 |
450 |
600 |
|
达标除尘效率（%） |
98.39 |
98.92 |
98.96 |
99.00 |
99.00 |
98.76 | |
|
in时段 |
达标浓度（mg∕m3） |
200 |
200 |
200 |
200 |
200 |
200 |
|
达标除尘效率（%） |
98.39 |
99.28 |
99.40 |
99.49 |
99.55 |
99.59 | |
烟尘排放标准的调整促使了燃煤电厂电除尘技术的持续进步和 电除尘器在电力行业的普及。电除尘器本体电场数由2〜3个过渡到 4个，甚至5个；收尘电极的比集尘面积由50—70 m2/ （m3∕s）过渡 到70~90m2/ （m3∕s）,甚至更大；1998年火电厂釆用电除尘器的容 量占全国火电装机容量的比例已达75%,催生了我国巨大的电除尘 设备产业。
2001年内蒙古呼和浩特丰泰发电有限公司2χ200MW机组采用 旋转喷吹清灰袋式除尘器，排放浓度达到30mg∕m3以下，这一成功 试用大大鼓舞了我国燃煤电厂采用袋式除尘器的勇气，更为重要的 是，袋式除尘器在大机组上的成功应用，为我国火电厂烟尘排放标 准的进一步严格提供了重要的技术基础。
GB 13223—1996的颁布实施，以及国家推行的2000年污染源 达标行动，极大地推动了电除尘技术的发展与应用，许多现有电厂 将原水膜除尘器、旋风除尘器等改造成静电除尘器。在推动高效电 除尘技术发展与应用的同时，也促进了袋式除尘器的示范应用。
五、GB 13223—2003颁布以后
GB 13223—2003对烟尘排放浓度限值的规定变化较大，所有火 电厂均不再按燃煤的灰分来区分，三个时段的分界线改为了 1997 年1月1日和2004年1月1日，并且釆用达标预告的形式，提前给 出了现有电厂到2005年和2010年火电厂烟尘排放浓度应执行的限 值（见表l-4）o
表1-4 GB 13223—2003中烟尘最高允许排放浓度和烟气黑度限值
|
烟尘最高允许排放浓度（mg∕π√） |
烟气林格曼黑度 （级） | |||||
|
时段 |
第I时段 |
第II时段 |
第III时段 | |||
|
实施时间 |
2005 年 1 月1日 |
2010 年 1 月1日 |
2005 年 1 月1日 |
2010 年 1 月1日 |
2004 年 1 月I日 |
2004 年 1 月1日 |
|
燃煤锅炉 |
300* 600” |
200 |
200* 500" |
50 ιoo"∙ 200…, |
50 ιoo**∙ 200"" |
1.0 |
|
燃油锅炉 |
200 |
100 |
100 |
50 |
50 | |
*县级及县级以上城市建成区及规划区内的火力发电锅炉执行该限值。
**县级及县级以上城市建成区及规划区以外的火力发电锅炉执行该限值。
***在本标准实施前，环境影响报告书己批复的脱硫机组，以及位于西部非两控区内燃用 特低硫煤（入炉燃煤收到基硫分小于0.5%）的坑口电厂锅炉执行该限值。
****以煤砰石等为主要燃料（入炉燃料收到基低位发热量不大于12550kJ∕kg）的资源综合 利用火力发电锅炉执行该限值。
电除尘器的电场数量及比集尘面积的增加，进一步提高了电除 尘器的除尘效率，烟尘排放标准最低限值降至50mg∕m3, 6电场、 比集尘面积达到120 m2/ （m3/S）以上的电除尘器开始出现，进一步 奠定了其在我国电力行业除尘技术中的主导地位，使用比例达到 95%左右。
与此同时，随着内蒙古呼和浩特丰泰发电有限公司袋式除尘器 的成功应用，一些电除尘器难以收尘的燃煤电厂逐渐釆用袋式除尘 器收尘。一些除尘骨干企业也开始在原有电除尘器壳体中将电、袋 两类除尘技术的优点互扬、缺点互补，研发电袋复合除尘器，加快 了袋式除尘器及电袋复合除尘器的研发与应用。目前，主要的电袋 复合除尘器其滤袋有立式圆袋、低压脉冲清灰和卧式扁袋、循环净 烟气脉动清灰两种形式，正常情况下排放浓度不大于30mg∕m3o这 种新型的电袋复合除尘器设备既适用于现有电除尘器的提效改造， 也适用于新建的电除尘器难以收尘的燃煤电厂，已经投运的25〜 IOoOMW机组达到几十台，最长运行时间超过5年。
GB 13223—2003的颁布实施，在广泛推动电除尘器应用的同 时，电除尘器本体逐渐扩大，高频电源供电、烟气调质等新技术也 得到发展与示范，同时也促进了袋式除尘器和电袋复合除尘器的开 发与应用。GB 13223—2003的颁布实施，使我国火电装机容量在每 年大幅递增的同时，火电厂烟尘排放总量实现了逐年下降。
六、GB 13223—2On颁布以后
于2012年1月1日实施的GB 13223—2011对火电厂的烟尘排 放提出了更高的要求，浓度限值如表1-5所示。
表1-5 GB 13223—2011中烟尘排放浓度限值 （mg/n?）
|
时 间 |
2012年1月 1日起 |
2014年7月 1日起 |
特别限值' | |
|
现有电厂 |
燃煤锅炉 |
30 |
20 | |
|
燃油锅炉或燃气轮机 |
30 |
20 | ||
|
天然气锅炉或燃气轮机 |
5 |
5 | ||
|
其他气体燃料锅炉或燃气轮机 |
10 |
5 | ||
|
新建电厂 |
燃煤锅炉 |
30 |
20 | |
|
燃油锅炉 |
30 |
20 | ||
|
燃气锅炉或燃气轮机 |
5 |
5 | ||
|
其他气体燃料锅炉或燃气轮机 |
10 |
5 | ||
①适用于重点地区，具体地域范围、实施时间由国务院环境保护行政主管部门规定。
“十一五”期间，在围绕电除尘器电场数量、比集尘面积增加对 除尘效率的提高是否已经达到极致的讨论中，燃煤电厂电除尘器用 的大功率高频电源的研发成功，使人们又一次提升了对电除尘器的 信心。与此同时，多个袋式除尘器、电袋复合除尘器的成功应用， 使得将烟尘排放浓度降至30mg∕m3以下得以实现。在GB 13223— 2011中取消了对资源综合利用电厂及西部非两控区燃用特低硫煤 的坑口电厂在排放标准上的放宽，统一执行30mg∕m3的排放限值， 重点地区执行更为严格的20mg∕m3的特别限值。从目前排放情况看, 在运燃煤电厂在2014年以前，几乎所有机组都需进行除尘器改造、 升级，进一步提高除尘器的除尘效率。
GB 13223—2011的颁布实施，将使电除尘器的比收尘面积进一 步增大，使新技术高频电源、旋转电极、湿式电除尘器、低低温电 除尘器、烟气调质、飞灰凝聚器等得到不同程度的应用，袋式除尘 器、电袋复合除尘器的应用也会更多。
七、火电厂烟尘排放限值及控制演变
综合火电厂大气污染物排放标准发展的六个阶段来看,一方面, 经济、技术的发展为标准的不断升级提供了基础；另一方面，标准 限值的逐步趋严也反过来促进了火电厂除尘技术的进步和除尘设备 的升级（见图I-I）O GB 13223—2011的实施，将进一步促进电除尘 器技术的发展，使除尘效率进一步提高，同时具有更高除尘效率的 袋式除尘器也越来越受到重视，兼顾这两种高效除尘技术优点的电 袋复合除尘器更是成为了关注和研究的焦点。
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
以多管、文丘里、斜棒柵除尘 器为主，电除尘器开始发展， 除尘效率达到80%〜90%
50
电除尘器迅速推广，逐
渐成为主力除尘设备，
除尘效率达到99%
电除尘器普及，布袋除 尘设备取得实验性成功, 除尘效率达到99.7%
更高效的电除尘器、布袋及 电袋复合除尘器份额增加， 除尘效率达到99.94%以上
电除尘器占95%,布袋 及电袋除尘器份额增加, 除尘效率达到99.9%
30
1973(GBJ 4—1973) 1991
1996 年份
2003
2011 GB 13223
图1-1烟尘排放限值及控制演变
我国1973年的《工业“三废”排放试行标准》中就将二氧化硫 列为排放控制的目标污染物。从排放量限值（排放速率）到排放浓度 限值，二氧化硫作为总量控制的重点对象备受关注。伴随着脱硫技术 的不断发展和应用实践，从燃烧前脱硫、燃烧中脱硫到烟气脱硫，各 种各样的脱硫技术经历了一个不断筛选、淘汰、改进的过程，脱硫效 率从不到50%逐步提高到98%以上。2005年以后，以石灰石一石膏 湿法烟气脱硫为主的脱硫技术开始大规模推广应用，迅速发展，截 至2011年底，我国火电脱硫装机容量占火电总装机容量比例已达到 87.6%o通过严格的浓度限值标准和总量控制，“十一五”期间我国 电力二氧化硫排放总量实现了转升为降，提前超额完成了 “十一五” 总量减排目标。
一、GBJ 4—1973颁布以后
在GBJ4—1973中，同烟尘一样，电站二氧化硫也是对每座烟囱 给以一定的允许落地浓度的份额，再根据7种不同高度烟囱规定了 对应的允许排放速率（kg/h）,排放量限值也是随着烟囱几何高度的 增加逐渐增大，30、45、60、80、100、120、15Om高度的烟囱允 许二氧化硫排放量分别为 82、170、310、650、1200、1700、2400kg∕ho 按照此排放标准，通过保证燃煤质量，控制燃煤硫分，即可满足排 放要求。但是无论对二氧化硫还是烟尘，电厂的烟囱越高、越多， 则允许排放量就越大，因此该排放标准刺激了高烟囱和多烟囱电厂 的建设。当排放量一定时，高烟囱有利于改善环境，但多烟囱则对 环境不利。
这一时期我国脱硫技术还不成熟，但是原煤洗选已是煤炭行业 的成熟技术,通过洗选可将煤中含硫量从3%左右降低至1.5%左右， 相当于50%的脱硫效率。我国火电厂脱硫实用技术研究始于20世纪 70年代末80年代初，旋转喷雾半干法烟气脱硫技术是在我国首先获 得成功应用的技术,脱硫效率可达到80%,为后续的GB 13223—1991 的颁布，进行烟气脱硫试点奠定了基础。
二、GB 13223—1991 颁布以后
GB 13223—1991仍沿用了 GBJ 4—1973中的二氧化硫排放量 限值的原则，但改为对火电厂全厂（扩建工程包括现有机组），而 不是单座烟囱SO?允许排放量作出规定，进而对釆用单烟囱和多 烟囱的电厂进行了区别对待，通过数学方法将多烟囱电厂的多根 烟囱处理为1根等效烟囱来计算允许排放量，弥补了 GBJ4-1973 考虑的不足，并且确定允许排放量改为依据烟囱的有效高度（即几 何高度加烟气抬升高度），更加科学化。
对于现有的多烟囱火电厂，根据GB 3095—1982,对落地浓度 给出了固定的份额，以二类区日平均浓度为准，城市电厂最大地面 浓度贡献限值为0.06mg∕m3,农村电厂最大地面浓度贡献限值为 0.09mg∕m3,用高斯模式计算全厂所有烟囱排放叠加造成的SO2地 面日平均浓度最大值，超过该限值即视为排放量超标；对新扩改建 的多烟囱电厂和所有的单烟囱电厂则釆用早已在日本应用的排放 控制系数法（F值法）规定出电厂的SO?允许排放量。表1-6给出 了 GB 13223—1991中S（¾排放控制系数F及扩散系数M取值。
表1-6 GB 13223—1991中SO?排放控制系数P及
扩散系数M取值表
|
地区 |
P |
M | ||
|
新扩改建火电厂 |
现有火电厂 | |||
|
城市 |
7.460 |
8.947 |
1.893 | |
|
农村 |
丘陵 |
11.936 |
13.421 |
1.893 |
|
3.608 |
6.186 |
2.075 | ||
限于当时的经济条件，除个别试点外，大部分的新扩改建电厂 还不允许上脱硫装置，只能根据燃煤应用基含硫量控制建厂规模， 具体条件是：
(1) 平原农村地区，当燃煤应用基含硫量不超过l∙20%时，建 厂规模不超过240OMW=
(2) 丘陵农村地区，当燃煤应用基含硫量不超过1.00%时，建 厂规模不超过240OMWO
(3) 城市地区，当燃煤应用基含硫量不超过0.90%时，建厂规 模不超过120OMW=
以上条件的限值均按照当时全国平均的燃煤发热量19680kJ∕kg 计算，当发热量不同时，含硫量可以根据折算硫分进行换算。
计算火电厂二氧化硫允许排放量的户值法，其实质是：
(1) 采用上述限值计算条件。
(2) 釆用高斯扩散模式，扩散参数为与，计算所需系数71、*、 %、c⅛均不再根据具体工程污染气象实测资料整理，分别对地处城 市或丘陵、平原农村的火电厂作出了统一规定。
(3) 根据烟气热释放率Qii (kJ/s)、烟囱出口处烟气温度与环 境温度之差AT (K)以及地处城市或丘陵、平原农村的火电厂，分 别规定了五种抬升高度计算公式。
(4) 按电除尘器的出口烟温进行计算。
(5) 允许排放量根据上述限值计算条件算出，其中对于新扩改 建多烟囱电厂的P值是根据全厂用两座烟囱，高度240m,烟囱出 口处风速2.5m∕s等条件反推而得到的。
20世纪90年代是我国燃煤电厂脱硫技术研究与应用的一个百花 齐放、百家争鸣的时期，石灰石一石膏湿法脱硫、炉内喷钙加尾部 增湿活化脱硫、海水脱硫、气体悬浮吸收脱硫、烟气循环流化床脱 硫技术、文丘里水膜除尘脱硫一体化技术等相继在燃煤电厂成功应 用，最高脱硫效率被提高到95%以上，为逐步由排放量控制向浓度 控制转变起到了良好的技术支撑作用。
三、GB 13223—1996颁布以后
随着我国酸雨和二氧化硫污染的日趋加重，国家划定了酸雨和 二氧化硫污染控制区，简称“两控区”。在加强两控区的酸雨和二氧 化硫控制的背景下，修订岀台了 GB 13223—1996,首次出现了二氧 化硫浓度限值的规定。对于二氧化硫也分三个时段，相对于GB 13223-1991,第I、第II时段的标准也分别保持了与原标准中“现 有火电厂”及“新扩改建火电厂”的一致，仍然釆用排放量限值， 且限值条件不变，但对第III时段的电厂有了新的要求，对农村无论 丘陵或平原也均与第II时段相同，但城市限值更为严格，仅为第 II时段的77.8%,相当于将上述限值计算条件中的燃煤应用基含硫 量降低至不大于0.7%,或将电厂建设规模减少为900MW左右。 表1-7给出了 GB 13223—1996中SCh排放控制系数P及扩散系数 M的取值。
表1-7 GB 13223—1996中SO?排放控制系数P及扩散系数归取值表
|
地区 |
P |
M | |||
|
I时段 |
II时段 |
HI时段 | |||
|
城市 |
8.947 |
7.460 |
5.802 |
1.893 | |
|
农村 |
丘陵及其他' |
13.421 |
11.936 |
11.936 |
1.893 |
|
平原 |
6.186 |
3.608 |
3.608 |
2.075 | |
①其他地区指山区、海边及多年平均风速小于1.0m∕s的地区.
与此同时，根据脱硫装置已从试点向一定建设规模转变的技术 特点，对于第IΠ时段，还首次出现了排放浓度限值的规定：
(1) 当燃煤应用基(现改为燃料收到基)含硫量小于1.0%时， 最高允许排放浓度不大于2100mg∕m3 =
(2) 当含硫量大于1.0%时，最高允许排放浓度不大于 1200mg∕mjo
对排放浓度的这一规定，实质上是当火电厂烟气中S02浓度超 过2 IOOmgZm3或燃煤硫分超过1%时，就应该采取相应措施降低排 放浓度，如燃用低硫煤，并严格控制燃煤硫分，或者上脱硫装置， 脱硫效率按出口浓度不超过1200mg∕m3确定。另外，位于“两控区” 内的火电厂还应满足所在控制区规定的总量控制要求。
GB 13223—1996的颁布实施，使得新建电厂普遍采用含硫量低 于1%的煤炭来规避烟气脱硫，但也在一定程度上控制了 SO2的排 放。有少部分燃用高硫煤的电厂开始实施烟气脱硫，由于需要的脱 硫效率较低，因此脱硫技术呈现多样化的特点。
四、GB 13223—2003颁布以后
随着我国经济的快速发展，能源、电力需求迅速增长，与此同 时二氧化硫排放量持续增长，电力行业开始出现二氧化硫总量控制 量化目标。另外经过20余年的研究与应用实践，烟气脱硫技术日趋 成熟，脱硫效率稳步提升，其中以石灰石一石膏湿法脱硫为代表的 脱硫技术已能够实现较高的脱硫效率和稳定的运行。为此，在GB 13223—2003中对二氧化硫已经开始以浓度控制为主，三个时段的 电厂都首先执行相应的浓度限值（见表1-8）,第III时段电厂在满足 浓度限值的前提下再同时满足排放量限值的规定。
表1用 GB 13223—2003中火力发电锅炉SO?
|
最高允许排放浓度 （mg∕π?） | |||||
|
时段 |
第I时段 |
第II时段 |
第III时段 | ||
|
实施时间 |
2005年1月 1日 |
2010年1月 1日 |
2005年1月 1日 |
2010年1月 1日 |
2004年1月 1日 |
|
燃煤锅炉 及燃油锅炉 |
2100, |
1200* |
2100 1200** |
400 1200** |
400 800… 120Of |
*全厂第I时段火力发电锅炉平均值.
**在本标准实施前，环境影响报告书已批复的脱硫机组，以及位于西部非两控区内燃用 特低硫煤（入炉燃煤收到基硫分小于0.5%）的坑口电厂锅炉执行该限值。
***以煤砰石等为主要燃料（入炉燃料收到基低位发热量不大于12550kJ∕kg）的资源综合 利用火力发电锅炉执行该限值。
****位于西部非两控区内的燃用特低硫煤（入炉燃煤收到基硫分小于0.5%）的坑口电厂 锅炉执行该限值。
对第III时段电厂的排放量限值也改变了所在地区的分类方式， 排放控制系数P值也进行了调整（见表1-9）。
表1-9 GB 13223—2003中各地区SO?排放控制系数P取值表
|
区域 |
北京、天津、河北、辽宁、 上海、江苏、浙江、福建、 山东、广东、海南 |
山西、吉林、黑龙江、 安徽、江西、河南、 湖北、湖南 |
重庆、四川、贵州、云南、 西藏、陕西、甘肃、青海、 宁夏、新疆、内蒙古、广西 |
|
重点城市建成 区及规划区' |
≤2.6 |
≤3.8 |
≤5.1 |
|
一般城市建成 区及规划区电 |
≤6.7 |
W8.2 |
≤9.7 |
|
城市建成区和 规划区外 |
≤11.5 |
≤13.3 |
≤15.4 |
① 重点城市是指国务院批复的大气污染防治重点城市。
② 一般城市是指县级及县级以上的城市.
GB 13223—2003的颁布实施，其实质是要求电厂脱硫开始大规 模的推广应用，其中新建电厂最高允许排放浓度大幅度减少，就必 须按照“三同时”政策同步设计、建设、投运脱硫设施，虽对以煤 砰石等为主要燃料的资源综合利用的电厂在限值上给予了一定的优 惠，但也需要进行脱硫才能满足排放标准，对位于西部非两控区内 燃用特低硫煤的坑口电厂暂时允许较高的排放浓度，但要求预留脱 硫装置的空间。对第I、第II时段电厂是预设到一定的时间点再开 始执行，并逐步趋严，给现有电厂预留了一定的时间进行脱硫改造。 加上这一时期国家出台了脱硫电价政策，明确要求烟气脱硫效率需 在90%以上，石灰石一石膏湿法脱硫技术得到迅速推广。截至2010 年底，全国火电厂烟气脱硫机组容量达到5.65亿kW,占火电容量 的比例为80%,占煤及煤砰石发电机组的比例为86%O与2005年 相比，火电厂SO2排放总量下降约22.9%,五大发电集团下降44.76%。 5.65亿kW的脱硫容量中,石灰石一石膏湿法占92%,海水法占3%, 烟气循环流化床法占2%,氨法占2%,其他方法占1%。
五、GB 13223—2011颁布以后
GB 13223—2003的颁布实施，首次实现了火电高速发展的同 时，电力二氧化硫排放总量反升为降，为我国完成“十一五”二氧 化硫减排目标作出了巨大贡献，但电力行业仍然是最大的二氧化硫 排放源，在《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》中，又 进一步提出了全国二氧化硫削减目标。在未来相当长一段时期内， 我国电力工业还将继续保持快速的发展势头，一方面煤炭消费持续 增长，另一方面二氧化硫排放量必须削减，再加上环境质量标准也 在收严，这就必然要求火电厂执行更严的排放标准。为此，2012年 1月1日实施的GB 13223—2011对火电厂的二氧化硫排放浓度提出 了更高的要求，浓度限值如表I-IO所示。
表 1-10 GB 13223—2011 中 SO?排放浓度限值 （mg∕n√）
|
时间 |
2012年1月1日起 |
2014年7月1日起 |
特别限值° | |
|
现有 电厂 |
燃煤锅炉 |
200 400® |
50 | |
|
燃油锅炉及燃气轮机 |
200 |
50 | ||
|
天然气锅炉及燃气轮机 |
35 |
35 | ||
|
其他气体燃料锅炉或 燃气轮机 |
100 |
35 | ||
|
新建 电厂 |
燃煤锅炉 |
100 200② |
50 | |
|
燃油锅炉及燃气轮机 |
100 |
50 | ||
|
天然气锅炉及燃气轮机 |
35 |
35 | ||
|
其他气体燃料锅炉或 燃气轮机 |
100 |
35 | ||
① 适用于重点地区，具体地域范围、实施时间由国务院环境保护行政主管部门规定。
② 位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的火力发电锅炉执行该限值•
从排放限值来看，GB 13223—2011不再从排放标准上放宽对以 煤砰石等为主要燃料的资源综合利用电厂（主要是循环流化床锅炉） 的要求，对位于西部非两控区内燃用特低硫煤的坑口电厂也全部要 求烟气脱硫。实际上有不少特低硫煤的坑口电厂在“十一五”期间 已经安装了烟气脱硫设施。由于排放标准的大幅加严，现有已安装 烟气脱硫设施的燃煤发电锅炉部分不能满足GB 13223-2011的要 求，需要进行环保改造。
对于严格按照HJ/T 179-2005《火电厂烟气脱硫工程技术规范 石灰石一石膏法》等有关标准进行设计、制造、安装和运行，并保 证按设计脱硫效率95%以上运行的脱硫设施，只要控制燃煤含硫量 小于1.5%,就能满足标准对现有火电锅炉排放限值200mg∕m3的要 求。这部分电厂可以不再改造烟气脱硫设施，但需要加强煤炭采购 的管理及必要的配煤工作，确保入炉煤硫分小于1.5%；对于标准中 规定的广西、贵州、四川、重庆高硫煤地区的燃煤电厂，则应严格 控制入炉煤硫分小于3%o
根据我国东部少数省份近几年新建脱硫设施的运行情况来看， 对于严格按照国家相关标准与规范进行设计、制造、安装和运行的 脱硫设施，脱硫效率不仅可达到95%,甚至可稳定运行在97%左右, 这部分脱硫设施在'‘十二五”期间不需要进行改造。而没有严格按 照国家的相关要求进行设计、制造、安装和运行，特别是早期建设 的一些脱硫工程，大多需要进行改造。
六、火电行业二氧化硫排放限值及控制演变
从GBJ 4—1973到GB 13223—2011,排放标准发展的几个阶段 来看，二氧化硫排放控制方式的转变和排放浓度限值的不断趋严促 使了我国脱硫技术的快速发展和应用，也反映了我国对二氧化硫控 制的需求和要求，对我国实现二氧化硫总量减排作出了重大贡献， 尤其是“十一五”期间，我国火电装机容量在增长80.7%、火电发 电量增长69.2%的情况下，二氧化硫排放总量反而减少了 22.9%, 事实证明大规模地采用烟气脱硫成效显著，并且有必要。现有部分 燃煤电厂的脱硫设施运行状况也表明在釆用特低硫煤的情况下，现 有的脱硫技术水平足以支撑电厂二氧化硫排放小于50mg∕m3重点地 区的排放标准。单纯从脱硫技术来说，经过多年的运行实践考验和 市场筛选，目前仍然占有一定份额的几种技术，如石灰石一石膏湿 法脱硫、海水脱硫、氨法脱硫都是高效脱硫工艺，脱硫效率都能做 到95%以上，甚至97%以上，但实际情况是大多数电厂脱硫设施运 行效果不佳，投运率低、运行可靠性差、故障多，最终导致综合脱
硫效率远远达不到设计效率。因此，在GB 13223-2011,甚至今后 更加严格的排放标准下，除了进一步改进技术外，优化运行，提高 运行稳定性与可靠性，保证较高的综合脱硫效率也是实现达标排放 的关键。不同阶段二氧化硫排放限值与对应控制技术发展演变情况 如图1-2所示。
(EaU 一)雙⅛*f芝
1973(GBJ 4—1973) 1991 1996 2003 2011 GB 13223
年份
图1-2二氧化硫排放限值及控制演变
综合世界发达国家能源结构造成的大气污染类型来看，通常将 二氧化硫作为燃煤大气污染物的主要代表，造成的大气污染类型称 为煤烟型，而将氮氧化物作为燃油大气污染物的主要代表，造成的 大气污染类型称为石油型。由于我国特殊的能源结构，煤炭在一次 能源中的比例长期在70%以上，长期以来，大气污染类型以煤烟型 为主，但是随着我国经济社会的快速发展，能源消费总量迅速增长, 我国的氮氧化物排放量也继二氧化硫之后跃居世界第一，大气污染 类型开始由单纯的煤烟型向混合型转变，氮氧化物的排放控制逐渐 被提上日程。在我国的火电厂中，95%左右的容量是燃煤电厂，火 电氮氧化物排放量占全国排放总量的1/3以上，控制火电氮氧化物 排放量成为减少我国氮氧化物排放总量的重要途径。为此，在GB 13223—1996中，首次出现氮氧化物排放标准，并且随着总量控制、 环境质量改善的要求提高，在随后的修订版中氮氧化物排放标准不 断收严。在氮氧化物控制技术方面，低氮燃烧器、烟气脱硝技术的 不断成熟与推广应用，也为氮氧化物减排和排放标准的严格提供了 技术支撑。
—、GB 13223—1996 颁布以后
GB 13223—1996首次对蒸发量IOOOtZh及以上锅炉(相当于 300MW及以上规模机组)规定了氮氧化物的允许排放浓度：
(1) 对于固态排渣锅炉≤650mg∕m3o
(2) 对于液态排渣锅炉≤1000mg∕m3o
这一限值对于烟煤、褐煤等煤种是可以达到的，但对于无烟煤 等难燃煤种，锅炉厂要达到以上限值还很困难，1996年前后国内也 很少有燃用无烟煤的电厂。这一标准的执行,也就意味着新建300MW 及以上的机组必须釆用低氮燃烧器,并且鼓励电厂采取进一步控制氮 氧化物的措施，例如进行SNCR、SCR等尝试和试点应用。
二、GB 13223—2003 颁布以后
GB 13223—2003开始对所有电厂规定了氮氧化物排放浓度限 值，火力发电锅炉及燃气轮机组氮氧化物最高允许排放浓度执行表 1-11规定的限值。
表1-11 GB 13223—2003中氮氧化物最高允许排放浓度 (mg/n?)
|
时段 |
第I时段 |
第II时段 |
第in时段 | |
|
实施时间 |
2005年1月1日 |
2005年1月1日 |
2004年1月1日 | |
|
燃煤锅炉 |
PWVl 0% |
1500 |
1300 |
1100 |
|
10% WrdafW20% |
1100 |
650 |
650 | |
|
Klaf>20% |
450 | |||
续表
|
时段 |
第I时段 |
第II时段 |
第In时段 | |
|
实施时间 |
2005年1月1日 |
2005年1月1日 |
2004年1月1日 | |
|
燃油锅炉 |
650 |
400 |
200 | |
|
燃气轮机组 |
燃油 |
150 | ||
|
燃气 |
80 | |||
燃煤锅炉氮氧化物最高允许排放浓度改为按燃煤干燥无灰基挥 发分分为三档；燃油锅炉仅按时段分类；只对新建的燃气轮机组规定 排放浓度限值,燃油或燃气时分别执行不同标准。虽然较GB 13223-1996总体水平变化不大，没有明显的收严，仍是基于低氮燃烧技术能 达到的排放水平来制定的，但趋于科学化，易于操作。与此同时， 还要求第HI时段火力发电锅炉预留烟气脱除氮氧化物装置的空间。
在这一阶段，单机容量600、IOOOMW的超临界、超超临界机 组大量迅速出现，并有一部分新建机组除釆用低氮燃烧技术外，还 同步安装了烟气脱硝装置，SNCR. SCR在多个电厂投入运行，起 到了良好的示范效果。SNCR能在使用低氮燃烧器的基础上进一步 脱除氮氧化物25%〜40% ,使氮氧化物排放浓度低至300〜 400mg∕m3,甚至更低；SCR则可达到60%~70%的脱硝效率，使氮 氧化物排放浓度低至200mg∕m3以下，远远低于相应的标准限值。 但随着投运时间的增加，运行成本高、故障多等问题导致了部分早 期投运的脱硝机组停运了烟气脱硝设施，除了经济、技术因素外， 电厂停运脱硝设施能够实现达标排放也是导致已安装的烟气脱硝设 施闲置的重要因素之一。
三、GB 13223—2011颁布以后
在《国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》中，氮氧化 物被列入约束性指标，到“十二五”末排放总量削减10%,减排压 力巨大，因此GB 13223—2011大大收严了火电厂的氮氧化物排放 浓度限值（见表l-12）0
表1-12 GB 13223—2011中氮氧化物排放浓度限值 （mg/n?）
|
______时 间______ |
2012年1月1日起 |
2014年7月1日起 |
特别限值① | |
|
现有 电厂 |
燃煤锅炉 |
IOO 200' |
IOO | |
|
燃油锅炉 |
200 |
IOO 120” | ||
|
天然气锅炉 |
IOO |
IOO | ||
|
其他气体燃料锅炉 |
200 |
IOO | ||
|
天然气燃气轮机 |
50 |
50 | ||
|
其他气体燃料燃气轮机 |
120 |
50 | ||
|
建厂 新电 |
燃煤锅炉 |
IOO 200* |
IOO | |
|
燃油锅炉 |
IOO |
IOO 120" | ||
|
天然气锅炉 |
IOO |
IOO | ||
|
其他气体燃料锅炉 |
200 |
IOO | ||
|
天然气燃气轮机 |
50 |
50 | ||
|
其他气体燃料燃气轮机 |
120 |
50 | ||
①适用于重点地区，具体地域范围、实施时间由国务院环境保护行政主管部门规定。
*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锅炉，以及2003年12月
31日前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的火力发电锅炉执行该限值。
**适用于燃油燃气轮机。
从技术角度看，GB 13223—2011中氮氧化物排放浓度限值充分 考虑了我国当前火电机组及锅炉类型的结构特点以及可选择的成熟 的低氮燃烧、烟气脱硝技术水平。对于现有循环流化床燃煤锅炉， 只要加强运行管理，就会有相当数量的锅炉氮氧化物排放能够满足 标准中200 mg∕m3的要求，而不能实现达标排放的循环流化床燃煤 锅炉，可以考虑加装选择性非催化还原法（SNCR）进行脱硝，确 保烟气排放满足标准的要求。对于釆用W型火焰炉膛的火力发电锅 炉，在低氮燃烧技术的基础上，加装选择性催化还原法（SCR）或 者加装选择性非催化还原法（SNCR）与选择性催化还原法（SCR） 的组合，可以满足排放标准200mg∕m3的要求：对于常规煤粉炉 IOOmg∕m3的要求，则需要釆用上述提及的各种组合，关键取决于炉
内的低氮燃烧效果及炉后的场地、投资及运行成本等因素。
GB 13223—2011的颁布实施，将极大地推动我国火电厂的烟气 脱硝，不仅电力行业的NOX排放量会由逐年上升转变为下降，而且 全国的NoX排放量也将下降。
四、火电行业氮氧化物排放限值及控制演变
火电厂氮氧化物控制的历程较短，无论是1996年版还是2003 年版的《火电厂大气污染物排放标准》中，对氮氧化物的控制原则 都是基于低氮燃烧技术能达到的排放水平来制定的，但随着减排压 力的日益增大，特别是氮氧化物被列为约束性控制指标，在控制要 求上发生了实质性的变化。
作为主要的氮氧化物排放源之一，从2008年起，一大批同步新 建和改造加装的火电厂烟气脱硝设施投入运行，我国火电烟气脱硝机 组快速增加，从占总装机容量的1%增长到2011年末的18%,其中 97%采用SCR技术，其余3%釆用SNCR技术，烟气脱硝技术快速发 展和市场化运行对实现达标排放提供了有力的技术支撑。不同阶段氮 氧化物排放浓度限值与对应控制技术发展情况如图1-3所示。
1400
1200 -
首次提出浓度限值，要 求新建IOoOt/h以上的电 厂锅炉釆用低氮燃烧器 控制Nor排放
进一步提高脱硝技术水平 和运行管理水平，釆用多 种技术的组合，提高综合
脱硝效率 I
- _ - -OOOO OOOO 0 8 6 4 (怎E)婆蚤老
650
浓度限值更加合理化、科学化， 普及低氮燃烧器，SNCR, SCR 1 烟气脱硝技术快速发展，设计 脱硝效率可分别达到25%〜40%、 60%~80% ,
无排放浓度限值，无脱硝 要求，20世纪80年代起开 始研究低氮燃烧技术并逐
渐得到应用
450
1973(GBJ 4—1973) 1991
1996 年份
2003
2011 GB 13223
图1-3 NOX排放限值及控制演变
中国电力发展及大气污染物排放
一、 全国电力装机容量及发电量增长情况
新中国成立以来，尤其是改革开放以来，我国经济快速增长， 电力工业也随之飞速发展，电力总装机容量一直保持着较高的增长 率，如图2-1所示。1978-2011年全国发电总装机容量持续增长， 年均增长率长期维持在10%以上。其中，2005〜2010年的“ ^一五” 期间年均增长率甚至高达13.2%,由于基数不断增大，全国装机容 量几乎每年净增1亿kW。截止到2011年底，全国发电装机容量达 到10.56亿kW,同比增长9.7%,其中火电7.65亿kW,水电2.31 亿kW,风电0.45亿kW,核电0.13亿kW,其他约0.02亿kW。
发电量方面，也与装机容量同步持续快速增长，如图2-2所示, 净增1万亿kWh所需要的时间不断缩短，2010年首次突破4万亿 kWh,超过美国，跃居世界第一。2011年，全国全口径发电量达到 47217亿kWh,比上年增长11.68%,其中火电占82.54%,水电占 14.03%,风电占 1.55%,核电占 1.85%,其他 0.03%o
二、 火电装机容量及发电量增长情况
从全国不同发电类型装机容量的变化情况来看，由于特殊的资 源禀赋，造就了我国以煤为主的能源结构，也决定了燃煤机组在我
图2-1我国电力装机容量发展情况
国电源结构中的主导地位。近年来，随着环境问题的日益突显和对 环境保护工作要求的不断升级，我国加大了推进电源结构调整、加 快行业节能减排及应对气候变化能力建设的力度，2006年以后火电 装机容量在总装机容量中的比例有所下降，但还是保持在3/4左右， 如图2-3所示。2011年底，火电发电装机容量为7.65亿kW,同比 增长8.2%,约为2000年的3.2倍、1990年的7倍，占装机总容量 的72.44%,比上年降低了 1.05个百分点。
全国发电量持续增加，火电发电量所占的比例始终维持在80% 以上（见图2-3）,虽然由于近年来大力发展水电、风电等可再生能 源电力，并鼓励清洁电力优先上网及电煤供需问题等因素的影响， 2006-2009年火电发电量在全国发电总量中的比例呈现了短暂的
下降（降至80.3%）,但2009年以后，火电机组的年平均利用小时 数逐年增加，火电发电量比例重新反弹，2011年升至82.5%,火 电发电量达到3.9万亿kWh,分别约为2000、1990年的3.5倍和
O 倍 ,9
2011 年
4.7万亿kWh
第一个万亿，用了 113年
第二个万亿，用了9年
第三个万亿，用了3年
0.5.05.05.05.05.0
544332.2 — Ioo smψz}r)w⅛*
(N 寸 980"寸 98 OrM 寸 98。CI 寸 98。 Γ4τr'OQ0Orj∙^∙∖0∞O SS5V>9 99 9 9 Γ~ t~'Γ~-I— (~-OC∞OOOOOOC' ζ> CSO'OOOOOO — O 6666 666 666666666666 6666 0 00 0 00 一 —一 ———————————.——•— •— — — — CMrMCMCMZCl
年份
图2-2我国发电量增长情况
≡Πt∏ttti
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 年份
≡≡火电装机容量 Y>-火电装机容量比重 一△-火电发电量比重
三、电力需求及增长趋势
电力是支撑经济社会发展的主要能源，电力需求能够直观地反 映社会经济的发展水平。近几十年来，全社会用电量持续增长，2000 年以来全社会用电量及其增速情况见图2-4,分别于2004年和2007 年突破2万亿kWh和3万亿kWh, 2011年达到4.69万亿kWh,同 比增长11.94%。2011年社会用电量结构见图2-5。从全社会用电量 的变化趋势不难看出我国对电力的需求一直呈快速增长的趋势，自 2003年以来，只有在始于2007年的环球金融危机的2008-2009 年期间增长率低于10%, 2010年后我国经济就迅速复暖，用电量 增长率恢复到10%以上。从图2-5的用电结构来看，2011年第一、 二、三产业和城乡居民生活用电量分别占2.16%、74.98%、10.83%、 12.03%,分别同比增长 3.92%、11.88%、13.49%、10.84%,第二 产业用电，即工业用电占3/4左右用电结构显示，我国目前正处于 工业化的重要阶段，仍需要大力发展电力工业以满足经济发展的 需求。
5 4 3 2 IO (L一MY7BO*⅛妥虫⅛畑
(汶)於*聲些≡3≡ 864203 5 — IlIl 1864
年份
■I全社会用电量 -D-用电量増长率
图2-4 2001-2011年全国社会用电量增长情况
电力工业是国民经济的基础工业，为社会经济发展提供清洁的 二次能源，随着我国工业化、城市化进程的不断推进，对电力的需 求在未来相当长一段时期内还将保持较高的增长速度。根据预测，
到2015、2020年，全社会用电量将分别增至6.27万亿kWh和8.2 万亿kWh,而火电装机将达到10.5亿kW和14亿kW,如图2-6 所示。
图2-5 2011年社会用电量结构
25
20
15
10
5
0
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
3.19∣238
2000 2005
2010 年份
2015 2020
(一一 Avrz 5≡⅛/
总装机容量 ■火电装机容量 →-全社会用电量
图2-6我国电力需求增长情况预测
一、中国煤炭消费量回顾
自改革开放以来，我国经济快速发展，同时也伴随着快速的能 源消费增长，图2-7给出了我国自1980年以来GDP及能源消费的 增长情况。到2011年，我国GDP从1980年的约0.45万亿元增长 到47万亿元以上，增长了 100多倍，而快速的经济增长必须有巨 大的能源资源消耗作为支撑，全国能耗总量从1980年的约6亿t 标准煤增长到2011年的34.8亿t标准煤，增长了近5倍。在经济增 长的同时，科技也在同步进步，能源利用效率得到提高，单位GDP 能耗逐年下降，但是相对于发达国家还有一定差距，仍有待进一步 降低。
序'芋芋才妙S 3召-二膏召城犬驶舊梦& 年翕'
GDP ■•能耗 TL煤炭占一次能源消费比例
图2-7 1980-2011年我国经济发展与能源消耗增长情况
另一方面，我国是目前世界上唯一以煤为主要能源的能源消耗 大国，煤炭消耗在一次能源中所占比例长期维持在70%左右，从 1980〜2011年，全国原煤消耗量从6.1亿t增长到34.9亿t。
二、我国电煤消费量及趋势
电力工业作为国民经济中的重要支柱性、基础性工业也在快速 地发展,特殊的资源禀赋也决定了我国电力生产中煤电的主导地位, 因此全国由发电（包括供热）所消耗的原煤占总消耗量的比例逐年 升高，2010年已接近60%,见表2-1。
表2-1 1980-2020年我国能耗总量（标准煤）及原煤消耗量 （亿t）
|
年份 |
1980 |
1990 |
2000 |
2005 |
2010 |
2011 |
2015 |
2020 |
|
能耗 |
6.03 |
9.87 |
14.55 |
23.6 |
32.5 |
34.8 |
42.5 |
55 |
|
煤耗 |
6.1 |
10.55 |
14.11 |
23.19 |
31.8 |
34.9 |
41.5 |
54 |
续表
|
年份 |
1980 |
1990 |
2000 |
2005 |
2010 |
2011 |
2015 |
2020 |
|
电煤 |
1.26 |
3.02 |
6.46 |
11.68 |
17.58 |
19.3 |
26.1 |
35.6 |
|
电煤占比 （%） |
20.6 |
28.6 |
45.8 |
50.4 |
55.3 |
55.3 |
62.9 |
65.9 |
注2010、2011年能耗与煤耗数据来自＜2010. 2011年国民经济和社会发展统计公报》， 电煤数据为计算值（http:〃www.hbzyw.gov.cn/xwxx.asp?id=13193）； 2015、2020 年数据 为预测值；其余数据来自《中国统计年鉴（1981〜2010年）》。
为保证国民经济的又好又快发展，需要继续维持一定的能源消 耗及电力建设与生产的增长速度。随着科学技术的进步，能源利用 效率不断提高，近年来能源、电力消费弹性系数在逐步下降。“十一 五”期间电煤消费量、GDP分别年均增长10%和11.8%,电煤（原 煤）消费弹性系数为0.89,预设2010-2020年GDP维持8%的年 均增长速度，电煤消费弹性系数在“十二五”、“十三五”期间分别 降至0.85、0.8,预计至2015、2020年电煤需求量将分别达到26.1 亿t和35.6亿t,见表2-1。
从表2-1中可以看出，全国能源消费快速增长，2011年总能耗 是2000年的2.4倍、1990年的3.5倍，全国煤耗则分别达到2.5倍 和3.3倍，而电煤的增长速度远高于总能耗和总煤耗的增长，2011 年达到19.3亿t,是2000年的3.1倍、1990年的6.4倍。根据预测 到2020年电煤消耗将达到2000年的5.8倍，也就是意味着若保持 我国2000年火电污染物的排放控制水平，到2020年，火电行业的 污染物排放总量将是2000年的5.8倍，显然环境是无法承受的。而 要将我国火电行业污染物排放总量控制在2000年的排放量水平， 2020年火电行业污染物的平均排放水平（排放绩效）只能是2000 年的5.8分之一。由此可以想到，火电厂大气污染物的排放限值应 严格到何种程度。
一、 我国的环境质量现状
虽然我国政府高度重视环境保护工作，在主要污染物总量减排 上取得了重大成绩，但是目前的环境状况依然形势严峻，令人堪忧。 全国酸雨问题仍然严重，发生面积较2000年有所减少，但区域分布 格局还未发生大的变化；大气颗粒物污染未能得到实质性改善，仍 是影响我国空气质量的首要污染物；大气污染类型由煤烟型向混合 型转变，氮氧化物成为新的关注焦点；全国整体污染物减排压力有 增无减。
根据中国环境状况公报显示，2011年全国环保重点城市环境空 气中二氧化硫、二氧化氮和可吸入颗粒物(PMlO)的年平均浓度分 别为0.041、0.035mg∕m3和0.085mg∕m3o与上年相比，二氧化硫和 PMIO年平均浓度分别下降2.4%和3.4%,二氧化氮年平均浓度持平。 2011年底细颗粒物(PM2.5)开始受到广泛关注，引发了一系列有关 城市空气质量的全国讨论热潮，直接推进了 GB 3095—2012的出台。 根据国内外学者的研究数据表明，我国大多数城市的PM2.5年平均 浓度高于欧美等国家,尤其是部分北方城市在冬季釆暖期甚至高岀发 达国家城市几十倍，远远高于世界平均水平，特别是我国东部地区， 也是我国人口密集区，PM2.5年平均浓度甚至高过撒哈拉沙漠。
环境空气中污染物浓度居高不下，主要原因在于污染物排放量 巨大，有限的环境容量无法净化，超出环境的自净能力，二氧化硫、 氮氧化物等酸性污染物随着干湿沉降又回到地面。改善环境空气质 量的唯一途径就是削减污染物排放量。
二、 全国主要大气污染物排放情况
根据环境统计年报显示，2010年我国二氧化硫排放总量为 2185.1万t,自2007年起连续第四年同比下降，并且在2005年的 基础上下降了 14.29%,超额完成了 “十一五”二氧化硫减排目标。
第二章中国电力发展及大气污染物排放i ...................................................*.......
中国环境状况公报公布的2011年全国二氧化硫排放总量在之前仅 统计工业源和生活源的基础上，又纳入了农业源和集中式污染治理 设施的排放量，二氧化硫排放总量达到2217.9万t,较2010年的排 放总量下降2.21%o
从环境统计年报看，烟尘排放总量从2006年开始下降，2010 年降低至829.1万t,已比2005、2000年全国环境状况公报公布的 1182.5万、1165.4万t的排放量降低了 29.9%和28.9%,总量控制效 果明显。
环境统计年报从2006年开始统计全国氮氧化物排放量，从图 2-8可以看出,2006-2009年排放量波动幅度不大，但2010、2011 年迅速上升，2011年首次超过二氧化硫的排放总量，达到2404.3 万t,成为我国最主要的大气污染物，并且仍有继续增加的趋势。
口二氧化硫 成烟尘 □氮氧化物
注：20H年度公报污染物排放总量统计范围包括工业源、生活源、农业源和集中式污 染治理设施，2010年及以前主要污染物排放总量统计范围为工业源和生活源。
图2-8 2000年以来我国主要大气污染物排放情况
GB 13223—2011中首次对燃煤电厂汞排放规定了排放浓度限 值，汞排放问题引起了高度重视，虽然目前我国还没有正式对外发 布过汞排放数据,但很多专家及科研机构早在多年前就进行过研究, 给出了我国人为汞排放数据，见图2-9。另外联合国环境规划署 (UNEP)的相关报告草案中给出了 2005年中国汞排放量为825∙2t, 占全球总排放量的42.85%,其中电力和热力行业燃煤汞排放量达到 387.4t,远远高出其他国家。
S一凶B軻求 S6)
图2-9我国大气汞排放量估算情况
三、电力行业大气污染物排放情况
根据2000〜2010年环境统计年报的数据显示，2010年电力行 业二氧化硫排放量为984.4万t,较2005年下降292.8万t,下降幅 度达22.9%,降幅远超过全国二氧化硫排放总量的降幅，为全国二 氧化硫排放总量超额完成“十一五”二氧化硫减排目标作出了重要 贡献，电力行业二氧化硫排放量占全国二氧化硫排放量的比例也由 2005年的50.1%下降到45.1%,降低了 5个百分点，如图2-10所示。 根据中国电力企业联合会(以下简称中电联)分析给出的2011年电 力二氧化硫排放绩效和发电量计算，2011年电力行业二氧化硫排放 总量达到935万t,同比继续下降5%,但是仍然远高于2000年707.2 万t的排放总量。由此可见，尽管“十一五”期间电力行业在二氧 化硫减排方面做出了前所未有的巨大努力，实现了电力行业二氧化 硫排放总量的大幅下降，但电力行业的二氧化硫排放总量仍然远高 于2000年的排放总量。
烟尘排放方面，2010年我国火电行业烟尘排放总量218.4万t, 自2005年达到排放峰值以后，电力行业烟尘排放量持续下降。根据 中电联的统计数据计算分析，2011年电力行业烟尘排放量继续降至 156万t,相比2000年301.3万t的排放量，削减了近1/2,效果十 分明显。
电力行业氮氧化物排放量也是从2006年开始统计的，数据显示 电力行业氮氧化物排放量逐年上升,初步估算2011年的排放量将突 破IoOo万t。
电力二氧化硫排放 ■■电力烟尘排放 l≡≡电力NoX排放
电力二氧化硫比例 Y-电力烟尘比例 ―一电力NOx比例
注：2000〜2010年So2、烟尘、NOX排放数据来自《环境统计年报(2000〜 2010)》，2011年SO?、烟尘排放量为根据中电联排放绩效计算得到。
图2-10 2000年以来我国电力行业主要大气污染物排放情况
由图2-10可以看出，在2006年以后，电力行业二氧化硫、烟 尘排放量开始下降，这与GB 13223—2003的颁布实施有直接关系。 2000年前后执行的是GB 13223—1996,由于其对火电厂烟尘和二 氧化硫的排放浓度限值偏高，控制力度较为有限，仅在执行初期或 电力增长较缓时对排放总量有一定的控制作用，如亚洲金融危机前 后的1996〜2000年期间。2000年经济复暖后，电力需求与投产火 电装机容量迅速增加，导致电力行业烟尘和二氧化硫排放量持续增 加。2004年开始执行GB 13223—2003,烟尘和二氧化硫的排放浓 度限值降低，由于现有电厂环保设备的改造需要一段时间，烟尘和 二氧化硫的排放总量在继续升高一段时期后，分别于2005、2006 年达到峰值，继而逐年下降。
在严格的标准控制下，为了达到排放标准，近年来电力行业整 体装备逐步提升，发电技术和能效水平不断提高，到目前火电厂总 体能源利用效率平均达到40%左右，供电标准煤耗由2001年的 385g∕kWh降到2011年的330g∕kWh°另外，高效除尘器、烟气脱 硫等污染控制措施逐渐普及，烟尘、二氧化硫排放绩效持续大幅下 降（如图2-11所示），对电力行业烟尘和二氧化硫的总量减排起到 了决定性的作用。
SMW密S賢惹
aʌw*澀熒⅛挡
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 年份
烟尘排放绩效 TL二氧化硫排放绩效 一•一供电煤耗
图2-11 2001年以来我国供电标准煤耗及电力行业排放绩效变化
除尘方面，几乎所有燃煤电厂都安装了高效除尘设备，其中约 95%的装机容量釆用了电除尘器，其余则釆用了袋式除尘器、电袋 复合除尘器等，最高除尘效率可达99.9%,甚至更高，烟尘排放浓 度可控制在20mg∕mj以下。
脱硫方面，燃煤电厂烟气脱硫迅速发展，其装机容量比例2000 年不足2%,到2011年已增长到87.6%,全行业综合脱硫效率达到 73.2% （2011年中国环境状况公报）。其中90%以上釆用石灰石一石 膏湿法烟气脱硫技术，最高脱硫效率达到97%以上，可将二氧化硫 排放浓度控制到50mg∕m3 O
脱硝方面，电力行业作为氮氧化物最大的排放源之一，率先进 行烟气脱硝的尝试，大量烟气脱硝机组先后投运，截至2011年底， 我国已投运火电厂烟气脱硝机组超过1.4亿kW,占全国火电机组容 量的18%,其中约97%的脱硝机组采用SCR工艺，约3%采用SNCR 工艺。
目前，我国相关政府部门及行业还未正式对外发布过燃煤电厂 汞排放量的数据，只是一些专家学者进行了相关研究，有结果表明： 2000年我国电力行业汞排放量为58〜77t, 2003年为86.8t,但都是 估算的数据；中国环境科学研究院2003年的研究结果为89.4t;清 华大学中意环保合作计划项目研究估算2005年电力行业汞排放量 为124.8t;中电联与清华大学共同承担的联合国环境规划署“中国 燃煤电厂大气汞排放”项目的研究表明，2008年中国燃煤电厂大气 汞排放量比2005年降低10%左右，主要是因为脱硫机组占煤电机 组的比例由2005年的14%快速提高至2008年的60%,脱硫装置对 烟气中的汞有协同脱除作用。大量的研究表明，在燃煤电厂大规模 应用的污染物控制技术对汞的控制均有不同程度的协同脱除作用， 除尘、脱硫、脱硝装置对汞的协同脱除效果见表2-2。
表2-2 各种烟气污染控制方法的脱汞效率 （%）
|
污染物控制技术 |
烟煤 |
贫煤 |
褐煤 |
|
布袋除尘+湿法脱硫 |
98 |
— |
— |
|
高温电除尘+湿法脱硫 |
74 |
29 |
44 |
|
低温电除尘+湿法脱硫 |
50 |
29 |
— |
|
SCR÷旋转喷雾干燥脱硫法+布袋除尘 |
98 |
— |
— |
|
旋转喷雾干燥脱硫法+布袋除尘 |
98 |
24 |
— |
|
旋转喷雾干燥脱硫法+电除尘 |
— |
35 |
— |
四、严格火电厂大气污染物排放标准的必要性
通过电力行业烟尘、二氧化硫排放总量的变化情况可明显地看 到，严格的排放标准是实现总量减排的重要途径，通过收严排放标 准促使电力企业不断加大环保投入，釆用更高效的污染控制设备， 优化环保设备的运行管理，除尘、脱硫、脱硝的综合效率得以不断 提升，实现污染物减排。
从以前历次版本的《火电厂大气污染物排放标准》执行的结果 可以看出，新标准的实施在一定时期内能够有效地控制污染物的排 放总量，但是由于新建机组的不断增加、燃煤量的快速增长导致的 新增污染物排放量将逐渐抵消前一阶段标准加严产生的减排效果。 因此，标准的制定必须要有一定的前瞻性，在进一步收严对新建机 组排放标准的同时，也要加严对现有机组的排放标准，促使原来限 值较高的老机组尽快淘汰或进行环保改造。
根据预测，到2015、2020年我国火电装机容量将分别达到2000 年的4.4倍和5.9倍，而更直观的对比是电煤的消耗量，将分别达到 4.3倍和5.8倍。以脱硫为例，将近期目标设定为2020年的电力行 业二氧化硫排放量回到2000年的排放量水平,则需要通过合理的排 放标准，使2020年全国煤电机组在燃煤硫分与2000年相当的情况 下，2020年所有煤电机组的平均综合脱硫效率需达到83%。据2011 年中国环境状况公报，2011年我国电力行业综合脱硫效率只达到 73.2%O若全国煤电机组燃煤平均含硫量增高，则2020年电力行业 的综合脱硫效率必须更高，才能实现环境的有效改善。
综上所述，为了巩固已取得的污染物减排成效，并保证在未来 能够继续有效地控制电力行业大气污染物排放总量，改善我国环境 空气质量，必须实施新的更严的排放标准。
GB 13223—2011《火电厂大气污染物»放标准》分析与解聲
主要国家的煤炭消费及污染物 排放标准
随着全球经济的迅速发展，对石油、煤炭、天然气等一次能源 的需求不断增加，为了满足全球经济发展日益增长对煤炭消费的需 要，全球的煤炭产量整体上呈不断增加的趋势，消费量呈不断增多 的趋势。特别是随着洁净煤技术、煤炭气化等技术的成熟以及节能 技术的发展和燃煤热能转换效率的提高，世界对储量大、分布广、 成本低的煤炭资源的利用呈明显增长态势。
2011年，我国原煤消费量34.9亿t,居世界之首，与此相对应, 我国的二氧化硫、氮氧化物、二氧化碳、汞排放量也均居世界之首。 《中国环境宏观战略研究》认为我国当前的环境质量是：“局部有所 改善、总体尚未遏制、形势依然严峻、压力继续加大”，“环境压力 比世界上任何国家都大，环境资源问题比任何国家都突出，解决起 来比任何国家都困难研究世界上主要耗煤国家解决环境问题的 思路，对我国环境问题的解决也许会有所裨益。
2010年全球煤炭产量和消费量同比分别增长了 6.3%和7.6%, 至37.3亿t油当量和35.6亿t油当量气 煤炭的生产和消费都主要 集中在非经合组织国家。
2010年中国（统计中未包括香港和台湾）的煤炭生产和消费量 分别达到18.0亿t油当量和17.1亿t油当量,同比分别增长9.0%和 10.1%,远高于全球的6.3%和7.6%,占全球煤炭生产总量和消费总 量的份额分别为48.3%和48.2%o需要说明的是，本章涉及的中国 能源与煤炭统计数据由于来源不同，可能会稍有不同，但都会说明 出处。
一、煤炭资源
煤炭是地球上蕴藏量最丰富、分布地域最广的化石燃料，全球 各大洲70多个国家都发现煤炭，但是主要还是集中在欧洲、亚洲和 北美洲，合计占94.8%0
（-）煤炭资源国家分布
根据《BP世界能源统计年鉴（2011）》显示，截至2010年世界 煤炭的探明储量为8609.38亿t,其中无烟煤和烟煤为4047.62亿t, 贫煤和褐煤为4561.76亿t。
2009、2010年世界煤炭的探明储量前十位的国家见表3-1。
从表3-1可以看出，2009、2010年世界煤炭探明储量分别为 8260.01亿、8609.38亿t,储产比分别为119、118年。其中煤炭探 明储量前五位国家比较稳定，均是美国、俄罗斯、中国、澳大利亚、 印度，2009、2010年其探明储量之和分别占世界煤炭探明总储量的 78.1%和 75.0%„
由储产比可知，我国煤炭的经济可釆储量较少，可持续使用年 限随着煤炭的加速开釆而快速下降，2010年的储产比为35年，远
O油当量是按标准油的热值计算各种能源量的换算指标，Ikg油当量的热值，联合国按 42.62MJ计算。国际能源机构（IEA）对其成员国能源统计指标的定义、计算方法和计 量单位作了统一规定。IEA釆用的能源统计方法适用于欧盟和联合国统计，因此是国 际通用的方法-对能源计量单位的规定如下：编制能源平衡表，釆用吨油当量为计量 单位。
表3.1 世界煤炭探明储量①前十位的国家 （TT万t）
|
2009 年 |
序号 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
IO |
世界 总计 |
|
国家 |
美国 |
俄罗斯 |
中国® |
澳大利亚 |
印度 |
鸟克兰 |
哈萨克斯坦 |
南非 |
波％ |
巴西 | ||
|
无烟煤和烟煤 |
108950 |
49088 |
62200 |
36800 |
54000 |
15351 |
28170 |
30408 |
6012 |
— |
411321 | |
|
贫煤和褐煤 |
129358 |
107922 |
52300 |
394∞ |
4600 |
18522 |
3130 |
— |
1490 |
7059 |
414680 | |
|
总计 |
238308 |
157010 |
114500 |
76200 |
58600 |
33873 |
3i300 |
30408 |
7502 |
7059 |
826001 | |
|
占总量比例（%） |
28.9 |
19.0 |
13.9 |
9.2 |
7.1 |
4.1 |
3.8 |
3.7 |
0.9 |
0.9 |
100.0 | |
|
储产比R∕Ps, |
245 |
>500 |
38 |
186 |
105 |
460 |
308 |
122 |
56 |
>500 |
119 | |
|
2010 年 |
序号 |
I |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
此界 总计 |
|
国家 |
美国 |
俄罗斯 |
中国 |
澳大利亚 |
印度 |
徳国 |
乌克％ |
哈萨克斯坦 |
南l∣∙ |
母伦比亚 | ||
|
无烟煤和烟煤 |
108501 |
49088 |
62200 |
37100 |
56100 |
99 |
15351 |
21500 |
30156 |
6366 |
404762 | |
|
贫煤和羯煤 |
128794 |
107922 |
52300 |
39300 |
4500 |
406∞ |
18522 |
12100 |
— |
380 |
456176 | |
|
总计 |
237295 |
157010 |
114500 |
76400 |
60600 |
40699 |
33873 |
33600 |
30156 |
6746 |
860938 | |
|
占总后比例 （%） |
27.6 |
18.2 |
13.3 |
8.9 |
7.0 |
4.7 |
3.9 |
3.9 |
3.5 |
0.8 |
l∞.0 | |
|
储产比RIP |
241 |
495 |
35 |
180 |
106 |
223 |
462 |
303 |
119 |
91 |
118 |
① 通常是指通过地质与1：程信息以介理的疗定性表明，在现有的经济与作业条件下，将来可从己知储层采出的煤炭储成
② 特指中国大陆,不含中国香港、台湾地区（下同）。
③ 即储由产昂：（&/P）,指假设将来的产垦继续保持在某年度的水平，那么用该年年底的储虻除以该年度的产虹所得出的计算结果就是剰余
储K的町开釆年限。
{ GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》分析与解读
i' ■ ------------------*.... F
低于世界平均水平118年，在世界煤炭探明储量前十位的国家中处 于最后，仅为美国的14.5%,为俄罗斯的7.1%o
（二）煤炭资源人均分布
根据2011年世界能源统计资料及IMF （IntematiOnaI MOnetary Fund,国际货币基金组织）2011年4月公布的世界人口数据，对 2010年世界煤炭资源探明储量排在前十位的国家进行人均占有量 分析，结果见表3-2。
表3-2 2010年世界煤炭探明储量前十位国家的人均占有量
|
序号 |
国家 |
煤炭探明储量 （百万t） |
占总量比例 （%） |
人口数量及 世界排名 •万＞ |
人均煤炭 探明储量 （t∕Λ） |
|
1 |
美国 |
237295 |
27.6 |
31028 (3) |
765 |
|
2 |
俄罗斯 |
157010 |
18.2 |
14037 (9) |
1119 |
|
3 |
中国 |
114500 |
13.3 |
134141 (1) |
85 |
|
4 |
澳大利亚 |
76400 |
8.9 |
2223 (50) |
3437 |
|
5 |
印度 |
60600 |
7.0 |
121594 (2) |
50 |
|
6 |
德国 |
40699 |
4.7 |
8160 (15) |
499 |
|
7 |
乌克兰 |
33873 |
3.9 |
4548 (29) |
745 |
|
8 |
哈萨克斯坦 |
33873 |
3.9 |
1558 (62) |
2174 |
|
9 |
南非 |
33600 |
3.9 |
4991 (25) |
673 |
|
10 |
哥伦比亚 |
6746 |
0.8 |
4551 (28) |
148 |
|
世界合计 |
860938 |
100.0 |
681807 |
126 | |
从表3-2可以看出，2010年世界煤炭探明储量前十位国家的人 均煤炭探明储量为126t∕Λ,人均煤炭探明储量排序依次为澳大利亚 （3437t∕人）、哈萨克斯坦（2174t∕人）、俄罗斯（1119t∕人）、美国（765t∕ 人）、乌克兰（745t∕人）、南非（673t∕人）、德国（499t∕人）、哥伦比 亚（148t∕人）、中国（85t∕人）、印度（50t∕Λ） =
总体来说，虽然我国煤炭探明储量绝对值很大，煤炭资源储量 丰富，2010年煤炭探明储量占全球的13.3%,居于世界第三，但是 人均煤炭探明储量却小于世界人均水平的126t∕人，约为世界平均 水平的68%。因此，从人均角度来看，我国还不能称为煤炭资源 大国。
二、煤炭生产
世界煤炭生产从20世纪50年代开始进入稳步增长阶段，20世 纪70年代后期开始，动力煤产量占世界煤炭总产量的绝大部分，炼 焦煤产量逐渐下降。20世纪90年代初期，美国、澳大利亚、南非 的煤炭产量增长，在一定程度上弥补了世界煤炭供应的不足。1997〜 2000年由于受亚洲金融危机的影响，世界煤炭产量略有下降，2001 年以来煤炭产量开始逐年增加。1997〜2010年，世界煤炭产量由 23.194亿t油当量增加到37.314亿t油当量，年均增长达4.3%,其 中1997〜2005年的年均增幅为3.6%, 2005〜2010年全球煤炭生产 年均增幅为4.4%o
（一）煤炭生产国家分布
根据2011年世界能源统计资料显示，截至2010年世界煤炭的 生产量为37.314亿t油当量（折合原煤72.73亿t）,同比增加6.3%。
2010年世界煤炭生产量前十位的国家及其2000〜2009年生产 量见表3-3。
从表3-3可以看出，2010年全球煤炭产量排名前十位的国家总 产量为34.440亿t油当量，占世界煤炭总产量的92.3%o其中，中 国煤炭产量为1800.4百万t油当量，产量同比上升9.0%,占世界 煤炭总产量的48.3%,同比上升2.7%；美国煤炭产量为552.2百万t 油当量，同比上升2.1%,占世界煤炭产量的14.8%,同比下降 0.6%o
2000-2010年，煤炭产量排名前十位国家的生产量占历年世界 煤炭生产总量的比例也逐年增加，由2000年的87.4%增加到2010 年的92.3%。但不同国家的煤炭生产量增长情况是不一样的，具体 见图3-1。
|
4 表3-3 2010年世界煤炭生产量前十位的国家及其2000〜2009年生产量 (冃万t油当量) nr> ---------------------------------------------------------— | ||||||||||||||
|
序号 |
国家” |
2000 年 |
2001 年 |
2002 年 |
2003 年 |
2004 年 |
2005 年 |
2006 年 |
2007 年 |
2008 年 |
2009 年 |
2010 年 |
2009—2010 年 变化情况 (%) |
2010 年 占总屋比例 (%) |
|
1 |
中国 |
762.5 |
809.5 |
853.8 |
1013.4 |
1 174.1 |
1302.2 |
1406.4 |
1501.1 |
1557J |
1652.1 |
1800.4 |
9.0 |
48.3 |
|
2 |
美国 |
570.1 |
590.3 |
570.1 |
553.6 |
572.4 |
580.2 |
595.1 |
587.7 |
596.7 |
540.9 |
552.2 |
2.1 |
14.8 |
|
3 |
澳大利亚 |
166.5 |
180.2 |
184.3 |
189.9 |
198.5 |
205.8 |
210.3 |
217.2 |
220.7 |
228.8 |
235.4 |
2.9 |
6.3 |
|
4 |
印度 |
132.2 |
133.6 |
138.5 |
144.4 |
155.7 |
162.1 |
170.2 |
181.0 |
195.6 |
210.8 |
216.1 |
2.5 |
5.8 |
|
5 |
印尼 |
47.4 |
56.9 |
63.5 |
70.3 |
81.4 |
93.9 |
119.2 |
133.4 |
147.8 |
157.6 |
188.1 |
19.4 |
5.0 |
|
6 |
俄罗斯 |
116.0 |
122.6 |
117.3 |
127.1 |
131.7 |
139.2 |
145.1 |
148.0 |
153.4 |
142.1 |
148.8 |
4.7 |
4.0 |
|
7 |
南Il |
126.6 |
126.1 |
124.1 |
134.1 |
137.2 |
137.7 |
138.0 |
139.6 |
142.4 |
141.2 |
143.0 |
1.3 |
3.8 |
|
8 |
哈萨克斯坦 |
38.5 |
40.7 |
37.8 |
43.3 |
44.4 |
44.2 |
49.1 |
50.0 |
56.8 |
51.5 |
56.2 |
9.2 |
1.5 |
|
9 |
波X |
71.3 |
71.7 |
71.3 |
71.4 |
70.5 |
68.7 |
67.0 |
62.3 |
60.5 |
56.4 |
55.5 |
-1.6 |
1.5 |
|
IO |
冴伦比亚 |
24.9 |
28.5 |
25.7 |
32.5 |
34.9 |
38.4 |
42.6 |
45.4 |
47.8 |
47.3 |
48.3 |
2.1 |
1.3 |
|
前ι∙名合计 |
2056.0 |
2160.1 |
2186.4 |
2380.0 |
2600.8 |
2772.4 |
2943.0 |
3065.7 |
3178.8 |
3228.7 |
3444.0 |
6.7 |
92.3 | |
|
世界合计 |
2352.5 |
2458.9 |
2477.7 |
2666.1 |
2893.0 |
3064.4 |
3237.1 |
3362.4 |
34703 |
3511.8 |
3731.4 |
6.3 |
100.0 | |
|
前I-名合计占比 (%) |
87.4 |
87.8 |
88.2 |
89.3 |
89.9 |
90.5 |
90.9 |
91.2 |
91.6 |
91.9 |
92.3 |
— |
— | |
GB 13223—2011《wCBJ-gJuli器普専周斯海》φ芋IlIT鳶屛
①2000〜2009年的排名以2010年煤炭生产量排名前十为序。另外,2010年世界煤炭生产量排名第十-位的是徳国，生产量为43.7百万I
油当技，占2010年世界煤炭生产总量的l∙2%c
(娜浏_哀一白四)«散蚪喪基
T-美国
T-澳大利亚
-X-印度
T-印尼
亠俄罗斯
-D-南非
—哈萨克斯坦
—波兰
。哥伦比亚
从图3-1可以看出，中国、澳大利亚、印度、印尼四个国家在 2000〜2010年煤炭生产量是持续增长的，增长量分别为1037.9百万t 油当量、68.9百万t油当量、83.9百万t油当量、140.7百万t油当 量，增加的倍数分别为1.36、0.41、0.63, 2.97倍。从煤炭生产总量 来看，只有美国和波兰出现了降低，2000-2010年分别降低了 17.9 百万t油当量和15.8百万t油当量。
（二）煤炭生产人均分布
根据2011年世界能源统计资料及IMF 2011年4月公布的世界 人口数据，对世界煤炭生产排在前十位的国家进行人均分析，同时 增加生产量排在第十一位的德国，结果见表3-4。
表3-4 2010年世界煤炭生产量前+一位国家煤炭产量人均分布
|
序号 |
国家 |
煤炭生产量 （百万t油当量） |
占总量比例 （%） |
人口数量及 世界排名 （万） |
人均煤炭产量 （t油当量/人） |
|
1 |
中国 |
1800.4 |
48.3 |
134141 (1) |
1.34 |
|
2 |
美国 |
552.2 |
14.8 |
31028 (3) |
1.78 |
|
3 |
澳大利亚 |
235.4 |
6.3 |
2223 (50) |
10.59 |
|
4 |
印度 |
216.1 |
5.8 |
121594 (2) |
0.18 |
|
5 |
印尼 |
188.1 |
5.0 |
23456 (4) |
0.80 |
续表
|
序号 |
国家 |
煤炭生产量 （百万t油当量） |
占总量比例 （%） |
人口数量及 世界排名 （万） |
人均煤炭产量 （t油当量/人） |
|
6 |
俄罗斯 |
148.8 |
4.0 |
14037 (9) |
1.06 |
|
7 |
南非 |
143.0 |
3.8 |
4991 (25) |
2.87 |
|
8 |
哈萨克斯坦 |
56.2 |
1.5 |
1558 (62) |
3.61 |
|
9 |
波兰 |
55.5 |
1.5 |
3809 (34) |
1.46 |
|
10 |
哥伦比亚 |
48.3 |
1.3 |
4551 (28) |
1.06 |
|
11 |
德国 |
43.7 |
1.2 |
8160 (15) |
0.54 |
|
世界合计 |
3731.4 |
100.0 |
681807 |
0.55 | |
从表3-4中可以看出，2010年世界煤炭生产量前十一位国家的 人均煤炭生产量为0.55t油当量/人，人均煤炭生产量排序依次为澳 大利亚（10.59t油当量/人）、哈萨克斯坦（3.6It油当量/人）、南非 （2.87t油当量/人）、美国（1.78t油当量/人）、波兰（1.46t油当量/ 人）、中国（1.34t油当量/人）、哥伦比亚（1.06t油当量/人）、俄罗 斯（1.06t油当量/人）、印尼（0.80 t油当量/人）、德国（0.54t油当 量/人）、印度（0.18t油当量/人）。
（三）煤炭生产单位国土面积分布
世界煤炭生产量前十一位国家单位陆域国土面积的分布情况见 表 3-5。
表3-5 2010年世界煤炭生产量前十一位国家单位陆域国土面积分布
|
序号 |
国家 |
煤炭生产量 （百万t油当量） |
占总量比例 （%） |
国土面积及 世界排名 （万 fa!?） |
万平方千米 煤炭生产量 （百万t油当量） |
|
1 |
中国 |
1800.4 |
48.3 |
960.1 (3) |
1.88 |
|
2 |
美国 |
552.2 |
14.8 |
936.4 (4) |
0.59 |
|
3 |
澳大利亚 |
235.4 |
6.3 |
774.1 (6) |
0.30 |
|
4 |
印度 |
216.1 |
5.8 |
328.8 (7) |
0.66 |
|
5 |
印尼 |
188.1 |
5.0 |
190.5 (15) |
0.99 |
续表
|
序号 |
国家 |
煤炭生产量 （百万t油当量） |
占总量比例 （%） |
国土面积及 世界排名 （万 kπ?） |
万平方千米 煤炭生产量 （百万t油当量） |
|
6 |
俄罗斯 |
148.8 |
4.0 |
1707.5 (1) |
0.09 |
|
7 |
南非 |
143.0 |
3.8 |
122.1 (24) |
1.17 |
|
8 |
哈萨克斯坦 |
56.2 |
1.5 |
271.7 (9) |
0.21 |
|
9 |
波兰 |
55.5 |
1.5 |
32.3 (67) |
1.72 |
|
10 |
哥伦比亚 |
48.3 |
1.3 |
113.9 (25) |
0.42 |
|
11 |
德国 |
43.7 |
1.2 |
35.7 (61) |
1.22 |
|
世界合计 |
3731.4 |
100.0 |
— |
— | |
从表3-5可以看出，在世界煤炭生产量前^一位的国家中，单 位国土面积煤炭生产量排序依次为中国（1.88百万t油当量）、波兰 （1.72百万t油当量）、德国（1.22百万t油当量）、南非（1.17百万 t油当量）、印尼（0.99百万t油当量）、印度（0.66百万t油当量）、 美国（0.59百万t油当量）、哥伦比亚（0.42百万t油当量）、澳 大利亚（0.30百万t油当量）、哈萨克斯坦（0.21百万t油当量）、 俄罗斯（0.09百万t油当量）。中国单位国土面积的煤炭生产量排在 第一。
三、煤炭消费
从20世纪80年代末开始，世界煤炭消费进入缓慢增长阶段。 许多国家为保护环境而减少煤炭消费量，2000年世界煤炭消费量首 次低于天然气消费量。2010年全球能源消费形势强劲反弹，一次 能源消费增幅为5.6%,按百分比计算是1973年以来增长最快的一 年。2002年，中国能源消费总量位列全球第二，2011年中国能源 消费总量超过美国，成为世界上最大能源消耗国家，能源消耗量 占全球总量的20.3%» 2010年世界煤炭消费总量为35.558亿t油 当量，同比增长7.6%, 2000〜2010年，世界煤炭消费总量年平均 增长4.81%。
总地来说，经济发达国家的煤炭消费量趋减，所占比例下降。 中国作为世界上最大的煤炭消费国，2010年煤炭消费总量为1713.5 百万t油当量，同比增长10.1%,占世界煤炭消费总量的48.2%,比 2009年上升1.3%o
（一）煤炭消费国家分布
1.煤炭消费主要国家
根据2011年世界能源统计资料显示，截至2010年世界煤炭的 消费量为35.558亿t油当量（折合原煤69.30亿t）,同比增加7.6%. 2010年世界煤炭消费量略小于煤炭的生产量37.314亿t油当量（折 合原煤72.73亿t）。
2010年世界煤炭消费量前十位的国家及其2000〜2009年消费 量见表3-6。
从表3-6中可以看出，2010年世界煤炭消费量排名前十位的 国家总消费量为30.718亿t油当量（折合原煤59.87亿t）,占世 界煤炭消费总量的86.4%o不同国家煤炭消费量占世界煤炭消费总 量的比例分别为中国48.2%、美国14.8%、印度7.8%、日本3.5%、 俄罗斯2.6%、南非2.5%、德国2.2%、韩国2.1%、波兰1.5%、澳 大利亚1.2%。其中，中国、美国作为世界上最大的两个煤炭消费 国，其消费总量就占了世界煤炭消费总量的63%。中国煤炭消 费量为1713.5百万t油当量，同比上升10.1%,占世界煤炭消费量 的48.2%,同比上升1.3%；美国煤炭消费量为524.6百万t油当 量，同比上升5.7%,占世界煤炭消费量的14.8%,同比下降0.2%o 从煤炭消费总量来看，中国是排在第二位的美国煤炭消费量的 3.27 倍。
从全球煤炭消费总量可以看出，除了 2009年消费总量稍有下降 之外，均保持增长的趋势。从2000年至2010年，排名前十位国家 的消费量占历年世界煤炭消费总量的比例逐年增加，由2000年的 81.7%增加到2010年的86.4%。
)〜2009年消费量
(百万t油当量)
|
2008 年 |
2009 年 |
2010 年 |
2009〜2010 年 变化情况 (%) |
2010 年 占总量比例 (%) |
|
1479.3 |
1556.8 |
1713.5 |
10.1 |
48.2 |
|
564.1 |
496.2 |
524.6 |
5.7 |
14.8 |
|
230.4 |
250.6 |
277.6 |
10.8 |
7.8 |
|
128.7 |
108.8 |
123.7 |
13.7 |
3.5 |
|
JOO.4 |
91.9 |
93.8 |
2.1 |
2.6 |
|
84.7 |
87.7 |
88.7 |
1.1 |
2.5 |
|
80.1 |
71.7 |
76.5 |
6.7 |
2.2 |
|
66.1 |
68.6 |
76.0 |
10.8 |
2.1 |
|
56.0 |
51.9 |
54.0 |
3.9 |
1.5 |
|
51.8 |
51.7 |
43.4 |
-16.1 |
1.2 |
|
2841.6 |
2835.9 |
3071.8 |
8.3 |
86.4 |
|
3341.7 |
3305.6 |
3555.8 |
7.6 |
100.0 |
|
85.0 |
85.8 |
86.4 |
1 — |
— |
渺川剛卅隔W期S茄決詠≡)⅛前雅善審田弄祁
表3-6 2010年世界煤炭消费量前十位的国家及其200G
|
序弓 |
国家 |
2000 年 |
2001 年 |
2002 年 |
2003 年 |
2004 年 |
2005 年 |
2006 年 |
2007 年 |
|
1 |
屮国 |
737.1 |
751.9 |
794.9 |
936.3 |
1084.3 |
1218.7 |
1343.9 |
1438.4 |
|
2 |
美国 |
569.0 |
552.2 |
552.0 |
562.5 |
566.1 |
574.2 |
565.7 |
573.3 |
|
3 |
印度 |
144.2 |
145.2 |
151.8 |
156.8 |
172.3 |
184.4 |
195.4 |
210.3 |
|
4 |
11本 |
98.9 |
103.0 |
106.6 |
112.2 |
120.8 |
121.3 |
119.1 |
125.3 |
|
5 |
俄罗斯 |
105.2 |
102.4 |
103.0 |
104.0 |
99.5 |
94.2 |
96.7 |
93.5 |
|
6 |
南非 |
74.6 |
73.4 |
75.9 |
81.4 |
85.4 |
82.9 |
84.0 |
85.1 |
|
7 |
徳国 |
84.9 |
85.0 |
84.6 |
87.2 |
85.4 |
82.1 |
83.5 |
85.7 |
|
8 |
韩国 |
43.0 |
45.7 |
49.1 |
51.1 |
53.1 |
54.8 |
54.8 |
59.7 |
|
9 |
波兰 |
576 |
58.0 |
56.7 |
57.7 |
57.3 |
55.7 |
58.0 |
57.9 |
|
10 |
澳大利亚 |
46.7 |
48.2 |
51.0 |
49.8 |
52.7 |
53.6 |
55.6 |
54.2 |
|
前∣∙名合计 |
1961.2 |
1965 |
2025.6 |
2199 |
2376.9 |
2521.9 |
2656.7 |
2783.4 | |
|
优界合计 |
2399.7 |
2412.4 |
2476.7 |
2677.3 |
2858.4 |
3012.9 |
3164.5 |
3305.6 | |
|
前I •名合计占比 （%） |
81.7 |
81.5 |
81.8 |
82.1 |
83.2 |
83.7 |
84.0 |
84.2 | |
注2000〜2009年的排名以2010年煤炭消费排名前I•为序C
2000-2010年，排名前十位国家的煤炭消费量变化情况见图 3-2。
(唱前斐-Rta)⅛去衰養≡
一中国
-B-美国
+印度
T-日本
T-俄罗斯
T-南非
一德国
—韩国
—波兰
→-澳大利亚
图3-2 2000-2010年排名前十位国家煤炭消费量变化情况
从图3-2中可以看出，中国、印度、韩国三个国家在2000-2010 年煤炭消费量是持续增长的，分别增长976.4百万t油当量、133.4 百万t油当量、33.0百万t油当量，增长倍数分别为1.32、0.93、0.77 倍。从煤炭消费量来看，美国、俄罗斯、德国、波兰和澳大利亚五 个国家出现了降低，从2000-2010年分别降低了 44.4百万t油当 量、11.4百万t油当量、8.4百万t油当量、3.6百万t油当量和3.3 百万t油当量。
2.煤炭消费主要国家能源消费特点
2010年主要耗煤国家的化石能源探明储量占世界总量的比例 见表3-7 o
表3-7 2010年主要耗煤国家的化石能源探明储量
占世界总量比例
(%)
|
国家 |
类别 |
国家 |
类别 | ||||
|
石油 |
煤炭 |
天然气 |
石油 |
煤炭 |
天然气 | ||
|
中国 |
1.1 |
13.3 |
1.5 |
南非 |
— |
3.5 |
— |
续表
|
国家 |
类别 |
国家 |
类别 | ||||
|
石油 |
煤炭 |
天然气 |
石油 |
煤炭 |
天然气 | ||
|
美国 |
2.2 |
27.6 |
4.1 |
德国 |
— |
4.7 |
<0.05 |
|
印度 |
0.7 |
7.0 |
0.8 |
韩国 |
— |
<0.05 |
— |
|
日本 |
— |
<0.05 |
— |
波兰 |
— |
0.7 |
0.1 |
|
俄罗斯 |
5.6 |
18.2 |
23.9 |
澳大利亚 |
0.3 |
8.9 |
1.6 |
从表3-7中可以看出，中国、美国、印度、南非、德国、波兰 和澳大利亚这7个国家的资源禀赋相近，都属于富煤、缺油、少气 型，只是程度有所不同。美国天然气探明储量相对较高，占世界总 探明储量的4.1%,是中国的2.73倍；南非、德国、波兰3个国家 均无石油资源，天然气也很少；韩国和日本属于基本无能源资源的 国家；俄罗斯是化石能源最为富裕的国家，天然气和煤炭资源都很 丰富，石油资源相对缺少，但探明储量仍远高于其他国家。
2010年主要耗煤国家的能源消费结构见表3-8。
表3-8 2010年主要耗煤国家的能源消费结构比较 （%）
|
国家 |
类 |
别 | |||||
|
煤炭 |
石油 |
天然气 |
核能 |
水电 |
可再生能源 |
合计 | |
|
中国 |
70.5 |
17.6 |
4.0 |
0.7 |
6.7 |
0.5 |
100.0 |
|
美国 |
23.0 |
37.2 |
27.2 |
8.4 |
2.3 |
1.7 |
100.0 |
|
印度 |
53.0 |
29.7 |
10.6 |
1.0 |
4.8 |
0.9 |
100.0 |
|
日本 |
24.7 |
40.2 |
17.0 |
13.2 |
3.9 |
1.0 |
100.0 |
|
俄罗斯 |
13.6 |
21.4 |
53.9 |
5.6 |
5.5 |
0.01 |
100.0 |
|
南非 |
73.4 |
20.9 |
2.8 |
2.6 |
0.3 |
0.08 |
100.0 |
|
德国 |
23.9 |
36.0 |
22.9 |
10.0 |
1.4 |
5.8 |
100.0 |
|
韩国 |
29.8 |
41.4 |
15.1 |
13.1 |
0.3 |
0.2 |
100.0 |
|
波兰 |
56.3 |
27.4 |
13.5 |
0 |
0.8 |
2.0 |
100.0 |
|
澳大利亚 |
36.7 |
36.0 |
23.1 |
0 |
2.9 |
1.3 |
100.0 |
从表3-8中可以看出，在7个煤炭资源较为富裕的国家中，中 国、印度、南非、波兰和澳大利亚5个国家的能源消费结构中煤炭 所占比例最大，介于36.7%〜73.4%；美国和德国均为发达国家，煤 炭消费量也分别占到能源消费总量的23.0%和23.9%,是主要的能 源形式之一。
另外，上述7个国家中，中国的石油消费量占能源消费总量的 比例最低，仅为17.6%,其他6个国家的石油消费比例为20.9%〜 37.2%,平均水平为31.2%。所列10个国家中除中国外其他9个国 家的石油消费比例平均为32,2%o我国天然气消费量占能源消费总 量的比例也很低，仅为4.0%,远低于其他9个国家的平均水平 20.7%。在利用核能的8个国家中，我国的核能消费比例最低，仅 为0.7%,远低于其他国家的1.0%〜13.2%,平均水平为7.7%o水 电消费比例我国为6.7%,高于其他9个国家的0.3%~5.5%o可再 生能源消费比例我国为0.5%,也低于其他9个国家的平均水平 1.44%。
由此可见，我国能源结构调整的方向是在保证安全的前提下， 应加大核电的开发利用力度，同时大幅度提高石油、天然气在能源 消费中的比重，继续开发可再生能源。
（二）煤炭消费人均分布
根据2011年世界能源统计资料及IMF 2011年4月公布的世界 人口数据，对世界煤炭消费量排在前十位的国家进行人均分析，结 果见表3-9 o
表3-9 2010年世界煤炭消费前+位国家煤炭消费人均分布
|
序号 |
国家 |
煤炭消费量 （百万t油当量） |
占总量比例 （%） |
人口数量及 世界排名 （万） |
人均消费量 （t油当量/人） |
|
1 |
中国 |
1713.5 |
48.2 |
134141 (1) |
1.28 |
|
2 |
美国 |
524.6 |
14.8 |
31028 (3) |
1.69 |
|
3 |
印度 |
277.6 |
7.8 |
121594 (2) |
0.23 |
续表
|
序号 |
国家 |
煤炭消费量 （百万t油当量） |
占总量比例 （%） |
人口数量及 世界排名 （万） |
人均消费量 （t油当量/人） |
|
4 |
日本 |
123.7 |
3.5 |
12737 (10) |
0.97 |
|
5 |
俄罗斯 |
93.8 |
2.6 |
14037 (9) |
0.67 |
|
6 |
南非 |
88.7 |
2.5 |
4991 (25) |
1.78 |
|
7 |
德国 |
76.5 |
2.2 |
8160 (15) |
0.94 |
|
8 |
韩国 |
76.0 |
2.1 |
4891 (26) |
1.55 |
|
9 |
波兰 |
54.0 |
1.5 |
3809 (34) |
1.42 |
|
10 |
澳大利亚 |
43.4 |
1.2 |
2223 (50) |
1.95 |
|
世界合计 |
3555.8 |
100.0 |
681807 |
0.52 | |
从表3-9可以看出，2010年世界人均煤炭消费量为0.52t油当 量/人。在世界煤炭消费量前十位的国家中，人均煤炭消费量排序依 次为澳大利亚（1.95t油当量/人）、南非（1.78t油当量/人）、美国（1.69t 油当量/人）、韩国（1.55t油当量/人）、波兰（1.42t油当量/人）、中 国（1.28t油当量/人）、日本（0.97t油当量/人）、德国（0.94t油当 量/人）、俄罗斯（0.67t油当量/人）、印度（0.23t油当量/人）。
（三）煤炭消费单位面积分布
2010年世界煤炭消费前十位国家单位陆域国土面积分布情况 见表3-10o
表3-10 2010年世界煤炭消费前十位国家单位陆域国土面积分布
|
序号 |
国家 |
煤炭消费量 （百万t油当量） |
占总量比例 （%） |
国土面积及 世界排名 （万 kπ?） |
万平方千米 煤炭消费量 （百万t油当量） |
|
1 |
中国 |
1713.5 |
48.2 |
960.1 (3) |
1.78 |
|
2 |
美国 |
524.6 |
14.8 |
936.4 (4) |
0.56 |
|
3 |
印度~ |
277.6 |
7.8 |
328.8 (7) |
0.84 |
|
4 |
日本 |
123.7 |
3.5 |
37.8 (60) |
3.27 |
|
5 |
俄罗斯 |
93.8 |
2.6 |
1707.5 (1) |
0.05 |
续表
|
序号 |
国家 |
煤炭消费量 （百万t油当量） |
占总量比例 （%） |
国土面积及 世界排名 （万 Rn?） |
万平方千米 煤炭消费量 （百万t油当量） |
|
6 |
南非 |
88.7 |
2.5 |
122.1 (24) |
0.73 |
|
7 |
德国 |
76.5 |
2.2 |
35.7 (61) |
2.14 |
|
8 |
韩国 |
76.0 |
2.1 |
9.9 (106) |
7.68 |
|
9 |
波兰~~ |
54.0 |
1.5 |
32.3 (67) |
1.67 |
|
10 |
澳大利亚 |
43.4 |
1.2 |
774.1 (6) |
0.06 |
|
世界合计 |
3555.8 |
100.0 |
— |
— | |
从表3-10可以看出，在世界煤炭消费量前十位的国家中，单位 国土面积煤炭消费量排序依次为韩国（7.68百万t油当量）、日本 （3.27百万t油当量）、德国（2.14百万t油当量）、中国（1.78百万 t油当量）、波兰（1.67百万t油当量）、印度（0.84百万t油当量）、 南非（0.73百万t油当量）、美国（0.56百万t油当量）、澳大利亚 （0.06百万t油当量）、俄罗斯（0.05百万t油当量）。
在煤质相同、污染控制水平相同的情况下，单位国土面积的煤 炭消费量能够反映单位国土面积的污染物排放水平，从而与环境状 况挂钩，因此单位国土面积的煤炭消费量指标具有重要的环境学意 义。在单位国土面积煤炭消费量指标中，韩国、日本、德国、中国 排在前四位。
（四）煤炭消费行业分布
部分国家的主要行业煤炭消费情况比较见表3-llo
表3-11 部分国家主要耗煤行业煤炭消费情况比较 （%）
|
国家 |
年份 |
耗煤行业 | ||||
|
电力、热力的 生产和供应业 |
黑色金属冶炼 及压延加工业 |
非金属 矿物制品业 |
化学原料及 化学制品制造业 |
合计 | ||
|
德国 |
2009 |
83.9 |
11.2 |
1.8 |
1.1 |
98.0 |
|
美国 |
2009 |
93.6 |
4.6 |
98.2 | ||
续表
|
国家 |
年份 |
耗煤行业 | ||||
|
电力、热力的 生产和供应业 |
黑色金属冶炼 及压延加工业 |
非金属 矿物制品业 |
化学原料及 化学制品制造业 |
合计 | ||
|
日本 |
2008 |
33.1 |
29.3 |
4.6 |
19.8 |
86.8 |
|
韩国 |
2010 |
61.7 |
37.8 |
99.5 | ||
|
中国 |
2010 |
48.4 |
9.0 |
7.5 |
4.7 |
69.6 |
注I.本表的行业分类参照我国的行业分类标准。
2.美国分为发电行业、工业；德国分为电能和热能的生产、金属生产和加工业、制造 玻璃及玻璃制品、陶瓷加工及釆石业、化学品及化学产品制造业；日本分为电力行 业、钢铁行业、陶瓷及黏土产品行业、化学行业；韩国分为发电行业、工业。
不同国家的行业分类不同，较难比较不同行业的耗煤情况，表 3-11列出了主要四个耗煤行业（电力、钢铁、建材和化工）的耗煤 情况。从表3-11中可以看出，我国4种主要耗煤行业的煤炭消费量 占总消费量的69.6%,远低于德国、美国、日本和韩国的98.0%、 98.2%、86.8%和99.5%o尤其是电力行业，我国电力行业耗煤占 48.4%,更远低于德国的83.9%、美国的93.6%和韩国的61.7%0充 分说明与这些主要耗煤国家相比，我国的煤炭消费行业过于分散， 因此解决由煤炭燃烧导致的大气污染仅靠治理电力行业的污染物排 放是远远不够的，燃煤量占51.6%的其他行业煤炭燃烧产生的大气 污染也需同步治理，环境问题才会彻底解决。例如，根据环保部的 环境统计年报，自2005年后我国工业部门单位煤耗排放的二氧化硫 呈现出下降趋势，但是生活单位煤耗排放的二氧化硫却呈现出稳定 态势。
从表3-11还可以看出我国应加大发电用煤的比例，增加煤电发 电量，而其他行业应加大电力消费，减少煤炭燃烧，这既不会限制 其他行业的发展，又有利于污染物的集中控制，减少环境污染。同 时，表3-11中的数据还说明为达到环境改善的目的，我国煤炭消费 总量控制的突破口应该在非电力行业，实现合理的煤炭消费流。
日本是一个无化石能源资源的国家,其发电能源主要依赖进口， 其构成受世界燃料市场供应的影响而不断变化，呈现多元且变化的 特点，因此发电用煤比例不是很高。
四、我国煤炭消费及总量控制
我国是“富煤、贫油、少气”的国家，这一特点决定了煤炭将 在一次能源生产和消费中占据主导地位且长期不会改变，2010年煤 炭占我国能源消费总量的70.5%o目前我国煤炭可供利用的探明储 量约占世界煤炭储量的13.3%,位居世界第三。我国是当今世界上 第一产煤大国，2010年煤炭产量占世界的48.3%o我国也是世界煤 炭消费量最大的国家，2010年煤炭消费量占世界的48.2%.煤炭一 直是我国的主要能源和重要原料,在我国能源战略中具有重要意义。
（-）“十一五”我国能源消费总量和构成
根据《中国能源统计年鉴（2011）》显示，“十一五”期间我 国能源消费总量由2006年的247562万t标准煤增加至2010年的 307987万t标准煤，增长约1.24倍。在中国能源统计年鉴中，能源 消费计算方法有电热当量计算法和发电煤耗计算法。"十一五”期间 我国能源消费总量及构成见表3-12o
表3-12 "十—五”期间我国能源消费总量和构成
|
年 份 |
电热当量计算法 |
发电煤耗计算法 | ||||||||||||
|
能源消 费总量 （万t标 准煤） |
占能源消费总量的比重（％） |
能源消 费总量 （万t标 准煤） |
占能源消费总量的比重（％） | |||||||||||
|
煤 炭 |
石 油 |
天然气 |
水电 |
核 电 |
其他 能源 发电 |
煤炭 |
石 油 |
天然气 |
水电 |
核 电 |
他源电 其能发 | |||
|
2006 |
247562 |
74.3 |
20.2 |
3.0 |
2.2 |
0.3 |
— |
258676 |
71.1 |
19.3 |
2.9 |
5.9 |
0.7 |
0.1 |
|
2007 |
268413 |
74.3 |
19.7 |
3.5 |
2.2 |
0.3 |
0.1 |
280508 |
71.1 |
18.8 |
3.3 |
5.9 |
0.8 |
0.1 |
|
2008 |
277515 |
74.9 |
19.2 |
2.9 |
2.6 |
0.3 |
0.1 |
291448 |
70.3 |
18.3 |
3.7 |
6.7 |
0.8 |
0.2 |
|
2009 |
292028 |
74.0 |
18.8 |
4.1 |
2.6 |
0.3 |
0.2 |
306647 |
70.4 |
17.9 |
3.9 |
6.5 |
0.8 |
0.5 |
|
2010 |
307987 |
71.9 |
20.0 |
4.6 |
2.9 |
0.3 |
0.3 |
324939 |
68.0 |
19.0 |
4.4 |
7.1 |
0.7 |
0.8 |
（二）“十一五”我国分省能源消费总量
“十一五”期间我国分省能源消费总量见表3-13o
表3-13 “十一五”期间我国分省能源消费总量 （万t标准煤）
|
地区 |
2006 年 |
2007 年 |
2008 年 |
2009 年 |
2010 年 |
|
北京 |
5904 |
6285 |
6327 |
6570 |
6954 |
|
天津 |
4500 |
4943 |
5364 |
5874 |
6818 |
|
河北 |
21794 |
23585 |
24322 |
25419 |
27531 |
|
山西 |
14098 |
15601 |
15675 |
15576 |
16808 |
|
内蒙古 |
11221 |
12777 |
14100 |
15344 |
16820 |
|
辽宁 |
14987 |
16544 |
17801 |
19112 |
20947 |
|
吉林 |
5908 |
6557 |
7221 |
7698 |
8297 |
|
黑龙江 |
8731 |
9377 |
9979 |
10467 |
11234 |
|
上海 |
8876 |
9670 |
10207 |
10367 |
11201 |
|
江苏 |
19041 |
20948 |
22232 |
23709 |
25774 |
|
浙江 |
13219 |
14524 |
15107 |
15567 |
16865 |
|
安徽 |
7069 |
7739 |
8325 |
8896 |
9707 |
|
福建 |
6828 |
7587 |
8254 |
8916 |
9809 |
|
江西 |
4660 |
5053 |
5383 |
5813 |
6355 |
|
山东 |
26759 |
29177 |
30570 |
32420 |
34808 |
|
河南 |
16232 |
17838 |
18976 |
19751 |
21438 |
|
湖北 |
11049 |
12143 |
12845 |
13708 |
15138 |
|
湖南 |
10581 |
11629 |
12355 |
13331 |
14880 |
|
广东 |
19971 |
22217 |
23476 |
24654 |
26908 |
|
广西 |
5390 |
5997 |
6497 |
7075 |
7919 |
|
海南 |
920 |
1057 |
1135 |
1233 |
1359 |
|
重庆 |
5368 |
5947 |
6472 |
7030 |
7856 |
|
四川 |
12986 |
14214 |
15145 |
16322 |
17892 |
|
贵州 |
6172 |
6800 |
7084 |
7566 |
8175 |
|
云南 |
6621 |
7133 |
7511 |
8032 |
8674 |
|
陕西 |
6129 |
6775 |
7417 |
8044 |
8882 |
|
甘肃 |
4743 |
5109 |
5346 |
5482 |
5923 |
续表
|
地区 |
2006 年 |
2007 年 |
2008 年 |
2009 年 |
2010 年 |
|
青海 |
1903 |
2095 |
2279 |
2348 |
2568 |
|
宁夏 |
2830 |
3077 |
3229 |
3388 |
3681 |
|
新疆 |
6047 |
6576 |
7069 |
7526 |
8290 |
|
合计 |
290537 |
318974 |
337703 |
357238 |
389511 |
①《中国能源统计年鉴（20Iln注：由于折算系数不同，因此各地区相加数与全国数不等。
（三）分省煤炭消费及化石能源消费结构分析
2010年我国30个省（市、地区）的耗煤量以及化石能源消费 结构的统计分析结果见表3-14。
表3-14 2010年全国30个省（市、地区）煤炭消费情况与
化石能源消费结构 （百万t油当量）
|
地区 |
类 别 | ||||
|
耗煤量 |
原煤 万平方千米 耗煤量 |
煤炭 占总量的比例 （%） |
石油 占总量的比例 （%） |
天然气 占总量的比例 （%） | |
|
上海 |
30.91 |
48.75 |
55.0 |
37.8 |
7.2 |
|
天津 |
25.28 |
22.38 |
58.8 |
36.4 |
4.8 |
|
山东 |
196.35 |
12.51 |
76.5 |
21.8 |
1.6 |
|
江苏 |
121.51 |
11.84 |
76.9 |
19.0 |
,4」 |
|
山西 |
157.1 |
10.01 |
98.4 |
0 |
1.6 |
|
北京 |
13.86 |
8.25 |
43.7 |
35.1 |
21.2 |
|
河南 |
137.03 |
8.21 |
91.6 |
5.6 |
2.8 |
|
河北 |
144.47 |
7.73 |
89.7 |
8.7 |
1.6 |
|
浙江 |
7338 |
7.21 |
70.2 |
27.1 |
2.7 |
|
辽宁 |
88.94 |
6.01 |
56.9 |
42.0 |
1.1 |
|
宁夏 |
30.32 |
5.85 |
90.6 |
5.3 |
4.2 |
|
安徽 |
70.36 |
5.04 |
92.3 |
6.7 |
1.5 |
|
广东 |
84.08 |
4.68 |
62.7 |
33.2 |
4.1 |
续表
|
地区 |
类 别 | ||||
|
耗煤量 |
原煤 万平方千米 耗煤量 |
煤炭 占总量的比例 (%) |
石油 占总量的比例 (%) |
天然气 占总量的比例 (%) | |
|
重庆 |
33.65 |
4.08 |
86.9 |
0 |
13.1 |
|
湖北 |
70.85 |
3.81 |
85.4 |
12.5 |
2.1 |
|
贵州 |
57.38 |
3.26 |
99.4 |
0 |
0.6 |
|
福建 |
36.95 |
3.04 |
72.5 |
22.4 |
5.1 |
|
陕西 |
61.22 |
2.97 |
69.9 |
24.0 |
6.1 |
|
湖南 |
59.56 |
2.81 |
89.6 |
8.8 |
1.6 |
|
吉林 |
50.41 |
2.69 |
81.6 |
15.2 |
3.2 |
|
江西 |
32.85 |
1.97 |
86.7 |
12.4 |
0.9 |
|
黑龙江 |
64.27 |
1.41 |
73.0 |
23.9 |
3.1 |
|
广西 |
32.65 |
1.38 |
88.8 |
10.8 |
0.4 |
|
四川 |
60.59 |
1.25 |
75.9 |
4.4 |
19.7 |
|
云南 |
49.17 |
1.25 |
99.2 |
0.1 |
0.7 |
|
内蒙古 |
142.05 |
1.2 |
96.3 |
1.0 |
2.7 |
|
海南 |
3.4 |
0.97 |
23.2 |
58.6 |
18.2 |
|
甘肃 |
28.35 |
0.62 |
65.0 |
32.1 |
2.9 |
|
新疆 |
42.64 |
0.27 |
58.5 |
31.6 |
9.9 |
|
青海 |
6.68 |
0.09 |
66.2 |
12.7 |
21.1 |
|
合计/平均 |
2006.26 |
1.79 |
76.0 |
18.3 |
5.7 |
从表3-14中可以看出，我国30个省(市、地区)的化石能源 消费结构中煤炭所占比例介于23.2%〜99.2%,平均为76%,远高于 石油和天然气的比例。全国共有21个省(市、地区)的单位国土面 积的煤炭消费量超过了全国的平均水平，其中上海、天津、山东、 江苏、山西、北京、河南和河北8个省(市)超过了韩国的平均水 平7.68百万t油当量/万kπΛ低于全国平均水平的省份有青海、新 疆、甘肃、海南、内蒙古、云南、四川、广西、黑龙江。西藏自治
I GB 13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》分析与解读 ..........—.............................—-------------------....... I
区没有纳入统计范围。
（四）我国煤炭消费总量控制
1.我国与世界主要煤炭消费国比较
2010年世界主要耗煤国家单位陆域国土面积耗煤量见表3-15。
表3-15 2010年世界主要耗煤国家单位陆域
国土面积耗煤量 （百万t油当量）
|
排名 |
国家 |
耗煤总量 |
占世界比重 （%） |
万平方千米耗煤量 |
|
1 |
中国 |
1713.5 |
48.2 |
1.79 |
|
2 |
美国 |
524.6 |
14.8 |
0.56 |
|
3 |
印度 |
277.6 |
7.8 |
0.84 |
|
4 |
日本 |
123.7 |
3.5 |
3.27 |
|
5 |
俄罗斯 |
93.8 |
2.6 |
0.05 |
|
6 |
南非 |
88.7 |
2.5 |
0.73 |
|
7 |
德国 |
76.5 |
2.2 |
2.14 |
|
8 |
韩国 |
76.0 |
2.1 |
7.68 |
|
9 |
波兰 |
54.0 |
1.5 |
1.67 |
|
10 |
澳大利亚 |
43.4 |
1.2 |
0.06 |
|
世界合计 |
3555.8 |
86.4 |
— | |
从表3-15中可以看出，10个国家的煤炭消费量占世界煤炭消 费总量的86.4%,我国大陆煤炭消费量占世界煤炭消费总量的48.2% （如包括台湾和香港，则为49.5%）,稳居世界第一，是第二位美国 煤炭消费量的3.27倍。单位陆域国土面积煤炭消费量排在第一位的 是韩国，第二是日本，第三是德国，我国排在第四，其中韩国、日 本、德国分别是我国的4.29、1.83、1.20倍。
我国煤炭消费量一直处于增长状态，总量十分巨大，但考虑到 我国能源资源以煤炭为主的禀赋特点，从单位国土面积的消费量比 较来看，我国煤炭消费总量还可以增长。
2.我国煤炭消费总量控制三类区确定
韩国、日本和德国是世界上单位国土面积煤炭消费量超过我国 平均水平的3个国家，这3个国家均为发达国家，燃煤污染控制水 平很高，环境空气质量也远好于我国。从地理条件来看，日本和韩 国均临海,大气扩散条件与我国沿海省份相近或好于我国沿海省份， 此外日本和韩国煤炭均依赖进口，因此煤炭质量也好于我国的平均 水平；德国位于欧洲的中部，其大气扩散条件与我国内陆省份相近， 煤炭消费以褐煤为主，其煤炭消费集中度远大于我国。
从环境优先角度考虑，同时假设以发达国家环境质量现状为目 标，可以类比认为沿海省份单位国土面积耗煤量大于韩国（7.68百 万t油当量）、内陆省份单位国土面积耗煤量大于德国（2.14百万t 油当量）的地区，就应严格限制增加煤炭消费，即限制增煤区；沿 海省份单位国土面积耗煤量介于日本（3.27百万t油当量）与韩国 （7.68百万t油当量）之间、内陆省份单位国土面积耗煤量大于全国 平均水平（1.79百万t油当量）小于德国（2.14百万t油当量）的 区域，应控制增加煤炭消费，即控制增煤区；沿海省份单位国土面 积耗煤量小于日本（3.27百万t油当量）、内陆省份单位国土面积耗 煤量小于全国平均水平（1.79百万t油当量）的区域，可以优先增 加煤炭消费，即优先增煤区。具体规定见表3-16。
表3-16 我国煤炭消费总量控制三类区确定
（百万t油当量/万km?）
|
地区 |
限制増煤区 |
_____控制增煤区_____ |
优先增煤区 |
|
沿海省份X |
公7.68 |
7.68 （韩国水平）＞423.27 |
A <3.27 |
|
（韩国水平） |
（日本水平） |
（日本水平） | |
|
内陆省份8 |
B≥2.14 |
2.14 （德国水平）＞BN1.79 |
B<1.79 |
|
（德国水平） |
（全国平均水平） |
（全国平均水平） |
3.各省煤炭消费总量与控制目标
根据总量控制三类区的划分原则以及指标的确定，对我国30 个省（市、地区）的煤炭消费总量增加量、控制目标以及总量目标 下的单位面积消费量进行计算。
以2010年全国各省原煤消费现状、单位面积的原煤消费指标为 基础，对各省份当前单位面积的煤炭消耗量进行计算，结合省份所 处地理特征，依据上述划分原则，确定每个省份是否属于限制增煤 区、控制增煤区或优先增煤区，同时确定单位面积的控制值，通过 计算得出可增加量，进一步得出各地区的总量控制目标。
从我国各省（市、地区）的实际情况出发，同时考虑环境优先， 在计算过程中，边界条件作以下假设与说明：①暂时不考虑2010 年单位面积煤炭消费量已超过限制值的省份煤炭消费量的削减（如 上海、江苏、山东等）；②计算煤炭消费建议增加量时釆取“递升原 则”，即对目前位于优先区的省份使用控制区的阈值，而不是直接用 限制区的阈值；③表3-14及表3-17中我国2010年原煤消费总量为 2006.26百万t油当量，来自于《中国能源统计年鉴（2011）》，表3-6 及表3-9中我国2010年原煤消费总量为1713.5百万t油当量，来自 于《BP世界能源统计年鉴（2011）》。
单位面积煤炭消费量的计算结果见表3-17。优先增煤区及控制 增煤区内各省份可以在2010年的基础上增加煤炭消费总量704.54 百万t油当量，相当于13.39亿t原煤，其中控制增煤区浙江、辽宁、 广东和江西4个省份可增加煤炭年消费总量1.78亿t原煤。优先增 煤区福建、黑龙江、广西、四川、云南、内蒙古、海南、甘肃、新 疆和青海10个省份可增加的煤炭年消费总量为11.61亿t原煤。总 量控制目标下的单位面积煤炭消费量为3.23百万t油当量/万kn?。
表3-17 2010年各省原煤消费情况及控制目标（百万t油当量）
|
地区 |
现状 |
划分区域 |
控制目标 | ||||
|
耗煤 总量 |
万平方千米 耗煤量 |
划分依据 |
划分 区域 |
可增加 耗煤量 |
总量 目标 |
总量目标下 的万平方 千米耗煤量 | |
|
上海 |
30.91 |
48.75 |
>7.68 （沿海） |
限制区 |
0 |
30.91 |
48.75 |
|
天津 |
25.28 |
22.38 |
>7.68 （沿海） |
限制区 |
0 |
25.28 |
22.37 |
续表
|
地区 |
现状 |
划分区域 |
控制目标 | ||||
|
耗煤 总量 |
万平方千米 耗煤量 |
划分依据 |
划分 区域 |
可增加 耗煤量 |
总量 目标 |
总量目标下 的万平方 千米耗煤量 | |
|
山东 |
196.35 |
12.51 |
>7.68 （沿海） |
限制区 |
0 |
196.35 |
12.51 |
|
江苏 |
121.51 |
11.84 |
>7.68 （沿海） |
限制区 |
0 |
121.51 |
11.84 |
|
山西 |
157.1 |
10.01 |
>2.14 （内陆） |
限制区 |
0 |
157.1 |
10.01 |
|
北京 |
13.86 |
8.25 |
>2.14 （内陆） |
限制区 |
0 |
13.86 |
8.25 |
|
河南 |
137.03 |
8.21 |
>2.14 （内陆） |
限制区 |
0 |
137.03 |
8.21 |
|
河北 |
144.47 |
7.73 |
>7.68 （沿海） |
限制区 |
0 |
144.47 |
7.73 |
|
浙江 |
73.38 |
7.21 |
3.27〜7.68 （沿海） |
控制区 |
4.78 |
78.16 |
7.68 |
|
辽宁 |
88.94 |
6.01 |
3.27〜7.68 （沿海） |
控制区 |
24.71 |
113.65 |
7.68 |
|
宁夏 |
30.32 |
5.85 |
>2.14 （内陆） |
限制区 |
0 |
30.32 |
5.85 |
|
安徽 |
70.36 |
5.04 |
>2.14 （内陆） |
限制区 |
0 |
70.36 |
5.04 |
|
广东 |
84.08 |
4.68 |
3.27〜7.68 （沿海） |
控制区 |
53.88 |
137.96 |
7.68 |
|
重庆 |
33.65 |
4.08 |
>2.14 （内陆） |
限制区 |
0 |
33.65 |
4.08 |
|
湖北 |
70.85 |
3.81 |
>2.14 （内陆） |
限制区 |
0 |
70.85 |
3.81 |
|
贵州 |
57.38 |
3.26 |
>2.14 （内陆） |
限制区 |
0 |
57.38 |
3.26 |
|
福建 |
36.95 |
3.04 |
0〜3.27 （沿海） |
优先区 |
2.79 |
39.74 |
3.27 |
|
陕西 |
61.22 |
2.97 |
>2.14 （内陆） |
限制区 |
0 |
61.22 |
2.97 |
|
湖南 |
59.56 |
2.81 |
>2.14 （内陆） |
限制区 |
0 |
59.56 |
2.81 |
|
吉林 |
50.41 |
2.69 |
>2.14 （内陆） |
限制区 |
0 |
50.41 |
2.69 |
|
江西 |
32.85 |
1.97 |
1.79〜2.14 （内陆） |
控制区 |
2.84 |
35.69 |
2.14 |
|
黑龙江 |
64.27 |
1.41 |
0〜1.79 （内陆） |
优先区 |
17.28 |
81.55 |
1.79 |
|
广西 |
32.65 |
1.38 |
0-3.27 （沿海） |
优先区 |
44.72 |
77.37 |
3.27 |
|
四川 |
60.59 |
1.25 |
0〜1.79 （内陆） |
优先区 |
26.14 |
86.73 |
1.79 |
|
云南 |
49.17 |
1.25 |
0〜1.79 （内陆） |
优先区 |
21.28 |
70.45 |
1.79 |
|
内蒙古 |
142.05 |
1.20 |
0〜1.79 （内陆） |
优先区 |
69.80 |
211.85 |
1.79 |
|
海南 |
3.4 |
0.97 |
0〜3.27 （沿海） |
优先区 |
8.05 |
11.45 |
3.27 |
|
甘肃 |
28.35 |
0.62 |
0〜1.79 （内陆） |
优先区 |
53.16 |
81.51 |
1.79 |
续表
|
地区 |
现状 |
划分区域 |
控制目标 | ||||
|
耗煤 总量 |
万平方千米 耗煤量 |
划分依据 |
分域 划区 |
可增加 耗煤量 |
总量 目标 |
总量目标下 的万平方 千米耗煤量 | |
|
新疆 |
42.64 |
0.26 |
0〜1.79 （内陆） |
优先区 |
252.32 |
294.96 |
1.78 |
|
青海 |
6.68 |
0.09 |
0〜1.79 （内陆） |
优先区 |
122.79 |
129.47 |
1.79 |
|
合计/平均 |
2006.26 |
1.79 |
— |
— |
704.54 |
2710.80 |
3.23 |
4.区域煤炭消费总量控制
(1)三大重点区域煤炭消费总量控制。江浙沪、广东省和京津 冀三大重点地区的煤炭消费总量与控制目标见表3-18。
表3-18 2010年三大重点区域煤炭消费总量与控制目标(百万t油当量)
|
地区 |
现状 |
控制目标 | |||
|
耗煤量 |
万平方千米 耗煤量 |
可增加 耗煤量 |
总量目标 |
总量目标下的 万平方千米耗煤量 | |
|
江浙沪 |
225.80 |
10.71 |
4.78 |
230.58 |
10.94 |
|
广东省 |
84.08 |
4.68 |
53.88 |
137.96 |
7.68 |
|
京津冀~ |
183.61 |
8.54 |
0 |
183.61 |
8.54 |
|
合计/平均 |
493.49 |
8.15 |
58.66 |
552.15 |
9.12 |
|
占全国比例 (%) |
28.80 |
455.30 |
8.33 |
20.37 |
282.40 |
从表3-18中可以看出，三大重点区域2010年的煤炭消费量占 全国煤炭消费总量的28.80%,因此可增加量较低，仅占全国煤炭可 增加量的8.33%。即使如此，三大区域煤炭总量目标下的单位面积 消费量平均值仍高达9.12百万t油当量/万km2,是全国平均水平的 282.4%,是世界单位面积煤炭消费量最高的韩国的118.75%,污染 控制任重道远。
(2)东、中、西部地区煤炭消费总量控制。东、中、西部地区 煤炭消费总量与控制目标见表3-19o
表3-19 2010年东、中、西部地区煤炭消费总量
与控制目标 （百万t油当量）
|
地区 |
现状 |
控制目标 | |||
|
耗煤量 |
万平方千米 耗煤量 |
可增加耗煤量 |
总量目标 |
总量目标下的 万平方千米耗煤量 | |
|
东部 |
851.78 |
6.54 |
138.93 （三大重点区域 为 58.66） |
990.71 |
7.60 |
|
中部 |
784.48 |
2.75 |
89.92 |
874.4 |
3.06 |
|
西部 |
370 |
0.87 |
475.69 |
845.69 |
1.99 |
|
合计/平均 |
2006.26 |
1.79 |
704.54 |
2710.80 |
3.23 |
注 东部地区包括辽宁、河北、北京、天津、山东、江苏、浙江、上海、福建、广东、广 西、海南共12个省市；中部地区包括黑龙江、吉林、内蒙古、山西、河南、湖北、江 西、安徽、湖南9个省份；西部地区包括陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆、四川、重 庆、云南、贵州9个省份.
从表3-19中可以看出，东、中、西部2010年煤炭消费总量， 东部略大于中部，西部较低，仅占全国的18.44%；从可增加耗煤量 来看，西部的可增加耗煤量最大，为475.69百万t油当量，占全国 可增加耗煤量的67.52%；从煤炭消费总量目标来看，东、中部和西 部逐渐趋于平衡，均在9亿t油当量左右。
从表3-19中还可看出，在我国煤炭消费按上述要求进行总量控 制的前提下，全国煤炭消费总量目标为2710.80百万t油当量，相 当于51.52亿t原煤。届时我国东部地区单位面积耗煤量为7.6百万 t油当量/万km2,接近韩国2010年的平均水平7.68百万t油当量/ 万kn?；西部地区为1.99百万t油当量/万kn√,低于德国2010年 的平均水平2.14百万t油当量/万km2；中部地区为3.06百万t油当 量/万kπ?,介于德国与日本之间。因此在充分利用大气环境容量， 加快推行煤炭的集约利用，实施与日本、德国及韩国类似的燃煤大 气污染防治措施的情况下，我国会取得与这些国家类似的环境空气 质量。
五、对我国煤炭消费的建议
（一） 消费总量与消费区域
2010年我国大陆煤炭消费量为20.0626亿t油当量，位居世界 第一，占世界煤炭消费总量的48.2%O单位国土面积的煤炭消费量 为每万平方千米耗煤1.79百万t油当量，位列韩国、日本和德国之 后。但我国煤炭消费区域极不平衡，东部省份平均水平是日本的2 倍，许多省份超过韩国水平；中部省份的平均水平也超过德国；仅 西部省份单位国土面积的耗煤量较低。
依据单位国土面积耗煤量的国际比较，可将我国不同区域分为 限制增煤区、控制增煤区和优先增煤区，得出我国可在2010年煤炭 消费量的基础上，每年增加原煤消费量13.39亿t,加上2010年的 消费量，总量达到51.52亿t。其中控制增煤区浙江、辽宁、广东和 江西4个省份可增加煤炭消费量1.78亿t,优先增煤区福建、黑龙 江、广西、四川、云南、内蒙古、海南、甘肃、新疆和青海10个省 份可增加煤炭消费量11.61亿t。
（二） 消费行业
与世界主要产煤及耗煤国家相比，我国煤炭用于发电和热力生 产的比例明显偏低,2010年为48.4%,远低于2009年的美国93.6%、 德国83.9%,煤炭消费行业过于分散。我国应加大发电用煤的比例， 增加煤电发电量。“十一五”期间，我国电煤占比从2005年的45.8% 提高到2010年48.4%,建议到“十二五”末达到55%,到2020年 超过目前韩国的水平，达到65%=同时，建议控制钢铁、化工、建 材等工业锅炉的煤炭消费量，所需二次能源由电厂集中供给，特 别是东部地区，控制非电力行业的煤炭消费量，实现合理的煤炭消 费流。
（三） 煤炭燃烧的污染控制
在实现合理煤炭消费流的同时，应加大我国的能源结构调整力 度，在保证安全的前提下加大核电的开发利用力度，大幅度提高石 油、天然气在能源消费中的比重，继续开发可再生能源。由于我国 的煤炭消费行业过于分散，因此解决由煤炭燃烧导致的大气污染仅 靠治理电力行业的污染物排放是远远不够的，燃煤量占51.6%的其 他行业煤炭燃烧产生的大气污染也需同步治理，环境问题才能彻底 解决。
一、中国、美国电煤消费量
(-)我国电煤消费量及电力装机容量
1. 2005〜2010年电煤消费量
根据《中国能源统计年鉴(2011)》中分行业煤炭消费数据，我 国电煤消费量从2005年的10.63亿t增长至2010年的15.12亿t, 年均增长率约为8.45%,具体见表3-20o
|
表 3-20 |
我国2005〜2010年电煤及煤炭消费量 |
（万t） | ||||
|
年份 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
|
电煤消费量 |
106286.71 |
121059.67 |
133651.89 |
136725.09 |
144877.42 |
151163.05 |
|
煤炭消费总量 |
231851.07 |
255065.45 |
272745.88 |
281095.92 |
295833.08 |
312236.50 |
|
占比(%) |
45.84 |
47.46 |
49.00 |
48.64 |
48.97 |
48.41 |
从表3-20可以看岀，2005〜2010年电煤消费量占煤炭消费总 量的比例基本稳定，介于45.84%〜49.00%,平均为48.06%。
2. 2005-2010年电力装机容量
我国2005〜2010年火电及电力装机容量见表3-21。
表3-21 我国2005-2010年火电及电力装机容量 (万kW)
|
年份 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
|
火电装机容量 |
38413 |
48405 |
55442 |
60286 |
65205 |
70663 |
|
电力装机容量 |
50841 |
62200 |
71329 |
79253 |
87407 |
96219 |
|
占比(%) |
75.56 |
77.82 |
77.73 |
76.07 |
74.60 |
73.44 |
从表3-21可以看出,2005-2010年我国电力装机总容量从2005 年底的50841万kW增长至2010年底的96219万kW,年均增长率 约为17.85%；我国火电装机容量从2005年底的38413万kW增长 到2010年底的70663万kW,年均增长率为16.79%,略小于电力 装机容量的增长率。
2005年我国火电装机容量占电力装机容量的比例为75.56%, 然后从2006年的77.82%逐年下降到2010年的73.44%,充分说明 “十一五”期间我国能源结构不断优化升级，水电、风电、核电等清 洁能源逐步规模化。
3. 2005-2010年发电量
我国2005-2010年火力发电量及全国发电量见表3-22O
表3-22 我国2005-2010年火力发电量及全国发电量（亿kWh）
|
年份 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
|
火电发电量 |
20180 |
23573 |
26980 |
27793 |
29900 |
34145 |
|
全国发电量 |
24747 |
28344 |
32559 |
34334 |
36639 |
42280 |
|
占比（%） |
81.55 |
83.17 |
82.86 |
80.95 |
81.61 |
80.76 |
从表3-22可以看出，我国发电量从2005年底的24747亿kWh 增长至2010年底的42280亿kWh,年均增长率约为14.17%,低于 电力装机平均增长率。我国火力发电量从2005年底的20180亿kWh 增长到2010年底的34145亿kWh,年均增长率为13.84%,低于火 电装机容量平均增长率。
（二）美国电煤消费量及电力装机容量
1. 2005-2010年电煤消费量
根据美国能源信息局（EiA）的统计数据，美国2005-2010年 电煤及原煤消费量见表3-23 o
表3-23 美国2005-2010年电煤及原煤消费量
|
年份 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
|
电煤消费量' St） |
106528 |
105378 |
106960 |
106450 |
95519 |
106960 |
|
占比（%） |
90.19 |
90.56 |
90.70 |
91.74 |
93.58 |
99.12 |
|
煤炭消费总量 （万t油当量） |
57420 |
56570 |
57330 |
56410 |
49620 |
52460 |
|
煤炭消费总量 （折算，万t） |
118113 |
116364 |
117928 |
116035 |
102068 |
107910 |
①电力、热力的生产和供应业，含热电联产。
从表3-23中可以看出，美国电煤消费量从2005年的10.65亿t 增长至2010年的10.69亿t,其中电煤消费量最大的是2007年和 2010年的10.69亿t,最小的是2009年的9.55亿t。因此，从消费 总量来看，美国在2005-2010年电煤消费量基本保持不变。
美国电煤占煤炭消费总量的比例从2005年的90.19%稳步增长 为2010年的99.12%,且每年都保持增长，尤其是2010年，美国电 煤消费量占到了煤炭消费总量的99.12%o这充分说明了美国的煤炭 消费基本集中在电力行业，有利「污染的集中治理。
2. 2005-2010年电力装机容量
根据美国能源信息局发布的《电力年度报告（2010）》，2010年 底，美国发电设备装机总容量为103914万kW,是2005年装机容 量的1.06倍；火电装机容量为78217万kW,是2005年火电装机容 量的1.03倍；煤电装机容量为31680万kW,是2005年煤电装机容 量的1.01倍。
美国2005-2010年火电及电力装机容量见表3-24。
表3-24 美国2005-2010年火电及电力装机容量 （万kW）
|
年份 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
|
火电装机 |
75705 |
76160 |
76399 |
77022 |
77427 |
78217 |
|
煤电装机 |
31338 |
31296 |
31274 |
31332 |
31429 |
31680 |
续表
|
年份 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
|
______气电装机 |
38512 |
39055 |
39518 |
39945 |
40320 |
40972 |
|
______煤⅛/气电 |
0.81 |
0.80 |
0.79 |
0.78 |
0.78 |
0.77 |
|
火电占比（%） |
77.41 |
77.22 |
76.79 |
76.25 |
75.51 |
75.27 |
|
煤电占比（%） |
32.04 |
31.73 |
31.43 |
31.02 |
30.65 |
30.49 |
|
气电占比（%） |
39.38 |
39.60 |
39.72 |
39.54 |
3932 |
39.43 |
|
发电设备装机总容量 |
97802 |
98622 |
99489 |
101017 |
102540 |
103914 |
①美国数据为夏季发电设备净容量，不同于发电设备铭牌容量。例如：2009, 2010年美国 不同发电设备铭牌容量分别为112168.6万、113863.84万kW,而夏季发电设备净容量 分别为102540万、103914万kW.根据美国能源信息局发布的电力年度报告，统计数 据均为夏季发电设备净容量。
从表3-24可以看出，2005〜2010年，美国无论是发电设备装 机总容量，还是火电装机容量，变化均不大，美国的煤电基本没有 发展。美国发电设备装机容量从2005年底的97802万kW增长至 2010年底的103914万kW,年均增长率约为1.25%。
从电力结构来看，虽然火电装机容量逐年增加，但是火电装机 占比却从2005年的77.41%下降到2010年的75.27%,并且呈现连 续下降的趋势，说明在美国的电力结构中，清洁能源发电是不断发 展的。火电装机中，燃气发电容量占比大于燃煤发电容量，2010年 燃气发电装机容量占39.43%,燃煤发电装机容量占30.49%, 2005 年至2010年煤电装机容量与气电装机容量之比从0.81逐渐下降到 0.77o同时，煤电装机容量占比从2005年的32.04%下降到2010年 的30.49%,也呈现了连续下降的趋势。
3. 2005-2010年发电量
根据美国能源信息局发布的《电力年度报告（20IO）K 2010年 底，美国总发电量为41250亿kWh,是2005年全国发电量的1.02 倍。2010年底，美国火力发电量为28833亿kWh,是2005年火力 发电量的0.99倍。2010年底，美国煤电发电量为18472亿kWh, 是2005年煤电发电量的0.92倍。
美国2005-2010年火力发电量及全国发电量见表3-25。
表3-25 美国2005-2010年火力发电量及全国发电量 （亿kWh）
|
年份 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
|
火力发电量 |
29095 |
28852 |
29922 |
29267 |
27264 |
28833 |
|
煤电发电量 |
20128 |
19905 |
20164 |
19858 |
17559 |
18472 |
|
气电发电量 |
7744 |
8306 |
9090 |
8946 |
9316 |
9990 |
|
煤电/气电 |
2.60 |
2.40 |
2.22 |
2.22 |
1.88 |
1.85 |
|
火力发电量占比（%） |
71.74 |
70.98 |
71.98 |
71.05 |
69.02 |
69.90 |
|
煤电占比（%） |
49.63 |
48.97 |
48.51 |
48.21 |
44.45 |
44.78 |
|
气电占比（%） |
19.10 |
20.43 |
21.87 |
21.72 |
23.58 |
24.22 |
|
全国发电量 |
40554 |
40647 |
41567 |
41193 |
39503 |
41250 |
从表3-25可以看出，美国全国发电量从2005年底的40554亿 kWh增长至2010年底的41250亿kWh,年均增长率约为0.34%, 低于电力装机平均增长率。其中在2008年和200?年还出现了发电 量降低的情况。
美国火力发电量从2005年底的29095亿kWh降低到2010年底 的28833亿kWh,出现了负增长，占比从2005年的71.74%下降到 2010年的69.90%o虽然煤电装机容量小于气电装机容量，但是在 火力发电量中，煤电发电量却明显大于气电发电量。以2005年和 2010年为例，美国电力装机结构中，煤电装机容量分别是气电装机 容量的0.81、0.77倍，但是煤电发电量却分别是气电发电量的2.60、 1.85倍，这充分说明了气电机组的调峰作用。
从美国煤电发电装机容量和发电量来看，2005年和2010年煤 电装机容量占比分别是32.04%、30.49%,发电量分别是49.63%、 44.78%o由此可见，煤电在美国的电力结构中一直发挥着重要作用。
（三）中国、美国电煤消费量及发电量比较
1.电煤消费量比较
中国、美国2005-2010年电煤消费量比较见表3-26。
表3-26 中国、美国2005-2010年电煤消费量比较 （万t）
|
年份 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
平均 | |
|
中 国 |
电煤 消费量 |
106286.71 |
121059.67 |
133651.89 |
136725.09 |
144877.42 |
151163.05 |
132293.97 |
|
占煤炭 消费量 （%） |
45.84 |
47.46 |
49.00 |
48.64 |
48.97 |
48.41 |
48.06 | |
|
美国 |
电煤 消费量 |
106528 |
105378 |
106960 |
106450 |
95519 |
106960 |
104632.50 |
|
占煤炭 消费量 （%） |
90.19 |
90.56 |
90.70 |
91.74 |
93.58 |
99.12 |
92.65 | |
从表3-26中可以看岀，就电煤消费量来看，我国逐年持续增加， 从2005年10.63亿t增加到2010年15.12亿t,年消费电煤平均值 为13.23亿t,年均增长率约为8.45%。美国则保持基本稳定的波动 状态，从2005年的10.65亿t增长至2010年的10.69亿t,年消费 电煤平均值为10.46亿t,年均增长率约为0.08%,近乎为零增长。
就电煤消费量占煤炭消费量的比例来看，我国从2005年的 45.84%升到2007年的49.00%,然后逐渐波动下降至2010年的 48.41%,平均为48.06%。美国电煤消费量占煤炭消费量则是稳定在 90%以上，平均值为92.65%, 2008-2010年更是从91.74%增加至 99.12%o
相比而言，我国电煤消费量占比明显偏低，应加大我国发电用 煤的比例。
中国、美国2010年人均电煤消费量比较见表3-27。
表3-27 中国、美国2010年人均电煤消费量比较
|
国家 |
电煤消费量（万t） |
人口数量（万） |
人均电煤消费量（t/人） |
|
中国 |
151163.05 |
134141 |
1.13 |
|
美国 |
106960 |
31028 |
3.45 |
从表3-27中可以看出,2010年我国人均电煤消费量为1.13t∕Λ, 美国为3.45t∕人，远高于我国的人均消费水平，是我国的3.05倍。
2.煤电装机容量与煤电发电量比较
中国、美国2010年煤电装机容量与煤电发电量比较见表3-28o
表3-28 中国、美国2010年煤电装机容量与煤电发电量比较
|
国家 |
总装机 （万 kW） |
火电装机 及占比 SkW） |
煤电装机 及占比 SkW） |
全国发电量 （亿 kWh） |
火电发电量 及占比 （亿 kWh） |
煤电发电量 及占比 （亿 kWh） |
|
中国 |
96219 |
70663 (73.44%) |
65011 (67.57%) |
42280 |
34145 (80.76%) |
32490 (76.84%) |
|
美国 |
103914 |
78217 (75.27%) |
31680 (30.49%) |
41250 |
28833 (69.90%) |
18472 (44.78%) |
从表3-28中可以看出，2010年我国电力装机容量为96219万 kW,美国为103914万kW,分别列全球前两名，且总量相近。我 国火电装机容量为70663万千瓦，占比为73.44%,美国火电装机容 量为78217万kW,占比为75.27%。两者也基本保持同一水平。但 我国煤电装机容量为65011万kW,占比为67.57%；美国煤电装机 容量为31680万kW,占比为30.49%,无论是煤电装机容量还是占 比，均不到我国的1/2。
从表3-28中还可以看出，2010年我国发电量为42280亿kWh, 美国为41250亿kWh,总量相近。从火电发电量及占比来看，我国 火电发电量为34145亿kWh,占比为80.76%；美国火电发电量为 28833亿kWh,占比为68.90%,我国的火电发电量占比明显高于美 国。从煤电发电量及占比来看，我国煤电发电量为32490亿kWh, 占比为76.84%,美国煤电发电量为18472亿kWh,占比为44.78%。
相比而言，中、美两国在火电装机容量及比例均相近的前提下, 我国火电发电量占比偏高，说明我国包括水电、核电等其余清洁能 源发电量较低。同时，我国煤电发电量及占比偏高。
另外，虽然2010年我国的电力装机容量是世界第二（2011年 己位居世界第一），但人均水平仅0.74kW,而美国为3.5kW,日本 为2kW,欧盟为1.4kW°就电力弹性系数和经济发展来看，我国尚 需大力发展电力行业。结合我国经济的发展目标和资源禀赋，发展 煤电仍然是当前电力发展的主流。根据预测，到2015年我国煤电需 净增2.86亿kW。
3.单位煤电发电量耗煤量比较
中国、美国2010年单位煤电发电量耗煤量比较见表3-29。
表3-29 中国、美国2010年单位煤电发电量耗煤量比较
|
国家 |
全国发电量 （亿 kWh） |
煤电发电量 （亿 kWh） |
电煤消耗量 St） |
单位煤电发电量消耗 电煤（g∕kWh） |
|
中国 |
42280 |
32490 |
151163.05 |
465 |
|
美国 |
41250 |
18472 |
106960 |
579 |
从表3-29可以看出，2010我国单位煤电发电量耗煤量为465g 原煤/kWh,美国单位煤电发电量耗煤量为579g原煤/kWh。由此可 见，我国燃煤机组的发电效率已超过美国。
二、燃煤电厂二氧化硫排放
（一）我国燃煤电厂二氧化硫排放
根据环境保护部公布的2010年度及“十一五”全国主要污染物 总量减排考核结果，2010年我国二氧化硫排放总量为2185万to, 在2005年底2549万t的基础上下降了 14.29%o根据环境统计历年 年报数据，2010年电力行业二氧化硫排放量为984.4万t,较2005 年下降292.8万t,下降幅度达22.9%O
同时，根据电力行业公布数据，2010年我国电力行业二氧化硫 排放量为926万t,在2005年底1350万t基础上下降了 31.41%=
1.电力二氧化硫排放量
我国电力二氧化硫排放量既有环保部门的统计数据，也有电力 行业（中国电力企业联合会）的统计数据，结果会有所不同，但变
O根据国发（2011） 42号文《国务院关于印发国家环境保护“十二五”规划的通知》中 数据为2267.8万t.
化趋势基本一样。本节除特别注明外，主要引用电力行业的统计 数据。
在"十一五”期间，我国电力行业二氧化硫排放量从2007年开 始连续四年实现下降，彻底扭转了电力行业二氧化硫排放形势。同 时，2009年电力行业二氧化硫排放量为948万t,同比下降9.7%, 降幅超过全国二氧化硫排放总量降幅5.1个百分点，提前完成电力 行业“十一五”规划的二氧化硫减排目标。
我国电力行业2000〜2010年二氧化硫排放量及占全国排放比 例见表3-30o
表3-30 我国电力行业2000-2010年二氧化硫排放量
及占全国排放比例® (万t)
|
年份 |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
|
电力行业二氧化硫 排放量 |
810 |
820 |
830 |
1000 |
1200 |
1350 |
1390 |
1200 |
1050 |
948 |
926 |
|
全国二氧化硫 排放量 |
1995 |
1947 |
1926 |
2158 |
2254 |
2549 |
2588 |
2468 |
2321 |
2214 |
2185 |
|
电力行业一氧化硫 排放占比 (%) |
40.60 |
42.12 |
43.09 |
46.34 |
53.24 |
52.96 |
53.71 |
48.62 |
45.24 |
42.82 |
42.38 |
①全国二氧化硫排放量摘自历年全国环境状况公报；电力行业二氧化硫排放量来自于中国
电力企业联合会统计数据。
从表3-30可以看出，全国二氧化硫和电力行业二氧化硫的排放 都是从2003年开始加速增长。“十一五”期间，电力二氧化硫排放 量从2005年的1350万t降低到2010年的926万t,电力行业二氧 化硫减排了 424万t,下降约31.41%o全国二氧化硫从2005年的 2549万t降低到2010年的2185万t,全国二氧化硫排放量下降了 364万t,下降约14.29%o从减排量来看，电力行业“十一五”期 间二氧化硫减排424万t,比全国二氧化硫减排量364万t还多60 万t,说明其他行业二氧化硫排放量之和在“十一五”期间不但没 有减少，反而增加了 60万t。
从电力行业二氧化硫排放量占全国二氧化硫排放量的比例来 看，从2005年的52.96%下降到2010年的42.38%,降低了 10.58%o 与电力行业二氧化硫排放量从2007年实现下降一样，电力行业二氧 化硫排放量占比也是从2007年开始下降，直至2010年稍有反弹， 从2009年的41.33%上升到42.38%。尽管“ ^一五”期间电力行业 二氧化硫减排取得了显著成绩，但电力行业排放的二氧化硫占全国 二氧化硫排放量的比例仍高达42.38%,仍然是二氧化硫最大排放行 业，我国燃煤电厂二氧化硫的排放仍然面临着较大压力。
2.煤电二氧化硫排放绩效
由于我国没有统计公布历年的煤电发电量数据，以我国2011 年煤电发电量占火电发电量的94.7%为参考，按照每年火电发电量 的92.5%取值，作为煤电发电量。忽略燃气及燃油电厂的二氧化硫 排放量，即将电力行业二氧化硫排放量作为煤电二氧化硫排放量， 可算出我国煤电二氧化硫排放绩效，见表3-3K
表3-31 我国煤电二氧化硫排放绩效
|
年份 |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
|
电力二M化硫排放量 St） |
810 |
820 |
830 |
1000 |
1200 |
1350 |
1390 |
1200 |
1050 |
948 |
926 |
|
火电发电量 （亿 kWh） |
11079 |
12045 |
13522 |
15800 |
18073 |
20180 |
23573 |
26980 |
27793 |
29900 |
34145 |
|
煤电发电量 （亿 kWh） |
10248 |
11142 |
12508 |
14615 |
16718 |
18667 |
21805 |
24957 |
25709 |
27658 |
31584 |
|
煤电排放绩效 （g∕kWh） |
7.90 |
7.36 |
6.64 |
6.84 |
7.18 |
7.23 |
6.37 |
4.81 |
4.08 |
3.43 |
2.93 |
从表3-31可以看出，从2005年以后，我国煤电二氧化硫排放 绩效呈逐年下降趋势，从2005年的7∙23g∕kWh下降到2010年的 2.93g∕kWh,下降了 59.47%o
3.脱硫设施安装
截至2010年底，全国投运的燃煤脱硫机组共2158台，总装机
第三章主要国家的煤炭消费及污染物排放标准I < …- ...... ----- ■ - - ■ ■ ■ *
容量5.78亿kW,远超过“十一五”规划的目标3.55亿kW。“十一 五”期间，全国新增燃煤机组烟气脱硫装置超过5亿kW。
全国投运的燃煤脱硫机组装机容量约占全国煤电机组容量的 86%,烟气脱硫机组装机容量占全部火电机组的比重由2005年的 12%提高到82.6%。如果考虑循环流化床锅炉、不计列入关停计划 的机组，则燃煤发电烟气脱硫机组比例接近100%o “十一五”期间， 通过结构减排、工程减排、管理减排的综合减排作用，电力行业二 氧化硫排放量在装机容量持续增长、耗煤量持续增长的情况下持续 下降。
“十一五”期间，我国火电行业累计关停小火电机组7683万kW, 提前一年半完成关停小火电机组5000万kW的任务。2010年我国 火电平均单机容量由2005年的5.68万kW提高到10.50万kW,平 均供电煤耗由2005年的370g标准煤ZkWh下降到335g标准煤ZkWh, 累计节约原煤超过3亿to
(二)美国燃煤电厂二氧化硫排放
美国曾是世界上最大的二氧化硫排放国。根据美国环保署 (EPA)的统计资料，美国二氧化硫排放量排放峰值出现在20世纪 60年代。在1970年二氧化硫排放量达到3121万t之后逐年下降， 到1980年，二氧化硫排放量为2592.6万t, 10年间减少了 17%； 到1990年，二氧化硫排放量为2307.7万t, 20年间减少了 26%； 到2000年，二氧化硫排放量仅为1634.8万t, 30年间减少了 47.6%； 到2008年，二氧化硫排放量为1142.9万t,较1970年下降了 63.4%。
根据美国ElA提供的数据,2010年美国电力行业二氧化硫排放 量为540万t,在2005年底1034万t基础上下降了 47.8%»
1.电力二氧化硫排放量
美国二氧化硫排放量急剧下降的原因除了实施工程措施外，在 20世纪70年代，美国EPA提岀了 “排放抵消”政策，在20世纪 90年代，依据“清洁空气法修正案”，正式确立了发电厂二氧化硫 排放的许可证发放和跨区域的排污权交易制度。1990-2007年，通
« GB 13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》分析与解读
i - ---------------------- ----- ∙ ^ ■ ........ F
过排污权交易，美国二氧化硫排放量减少了 43%,这一目标的实现 比预定计划提前了 3年，成本也只有预算的1/4。美国排污权交易 的实践表明，排污权交易不仅能够实现大气污染物的总量减排，改 善环境空气质量，降低控制成本，而且可激励企业技术创新，自觉 控制污染物排放。
美国电力行业2000-2010年二氧化硫排放量及占全国排放量 比例见表3-32 O
表3-32 美国电力行业2000-2010年二氧化硫排放量及
占全国排放量比例 （万t）
|
年份 |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
|
电力二氧化硫排放量 |
1196 |
1117 |
1088 |
1064 |
1030 |
1034 |
952 |
904 |
783 |
597 |
540 |
|
全国二氧化硫排放量 |
1634 |
1593 |
1477 |
1471 |
1465 |
1459 |
1312 |
1165 |
1018 |
841 |
793 |
|
占比（%） |
73.19 |
70.12 |
73.66 |
72.33 |
70.31 |
70.87 |
72.56 |
77.60 |
76.92 |
70.99 |
68.10 |
①美国全国二氧化硫排放量来自于美国EPA；美国电力行业二氧化硫排放量来自于美国
ElAO
从表3-32可以看出，美国电力行业二氧化硫排放量呈现了逐年 下降的趋势（除2005年比2004年增加了 4万t以外），从2005年 的1034万t降低到2010年的540万t,下降了 494万t,下降幅度 约 47.78%0
美国全国二氧化硫排放量也呈现了逐年下降的趋势，从2005 年的1459万t下降到2010年的793万t,下降了 666万t,下降幅 度为45.65%。说明其他行业在2005〜2010年二氧化硫排放量下降 了 172 万 t。
从美国电力行业二氧化硫排放量占全国二氧化硫排放量的比例 来看,从2005年的70.87%下降到2010年的68.10%,降低了 2.77%。
2.煤电二氧化硫排放绩效
忽略燃油及燃气电厂的二氧化硫排放量，即将电力行业二氧化 硫排放量作为煤电二氧化硫排放量，可算出美国煤电二氧化硫排放
绩效，见表3-33。
表3-33 美国煤电二氧化硫排放绩效
|
年份 |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
|
电力二氧化 硫排放量 （万t） |
1196 |
1117 |
1088 |
1064 |
1030 |
1034 |
952 |
904 |
783 |
597 |
540 |
|
煤电发电量 （亿 kWh） |
19662 |
19039 |
19331 |
19737 |
19783 |
20128 |
19905 |
20164 |
19858 |
17559 |
18472 |
|
排放绩效 （g∕kWh） |
6.08 |
5.87 |
5.63 |
5.39 |
5.21 |
5.14 |
4.78 |
4.48 |
3.94 |
3.40 |
2.92 |
从表3-33中可以看出，2000〜2010年美国煤电二氧化硫排放 绩效呈逐年下降趋势。2005〜2010年期间，美国煤电二氧化硫排放 绩效从2005年的5.14g∕kWh下降到2010年的2.92g∕kWh,下降了 43.19%o
3.脱硫设施安装
截至2010年底，美国投运的燃煤脱硫机组共431台，总装机容 量1.86亿kW。2005〜2010年期间，美国新增燃煤机组烟气脱硫装 置约0.84亿kW□
美国2005-2010年期间安装烟气脱硫装机容量见表3-34o
表3-34 美国2005-2010年期间安装烟气脱硫装机容量
|
年份 |
2005 |
2006' |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
|
煤电装机容量（万kW） |
31338 |
31296 |
31274 |
31332 |
31429 |
31680 |
|
煤电占总装机容量之比（％） |
32.04 |
31.73 |
31.43 |
31.02 |
30.65 |
30.49 |
|
烟气脱硫机组数量（台） |
248 |
一 |
278 |
327 |
384 |
431 |
|
烟气脱硫机组装机容量 SkW） |
10164 |
— |
11902 |
14022 |
16751 |
18626 |
|
烟气脱硫机组占煤电装机 容量之比（％） |
32.43 |
— |
38.06 |
44.75 |
53.30 |
58.80 |
①2006年数据美国ElA缺失。
从表3-34可以看出，2005〜2010年美国的烟气脱硫煤电机组 逐步增加。2010年美国投运的燃煤脱硫机组装机容量占煤电机组容 量的比例为58.8%,比我国同期低27.2%=
（三）中国、美国燃煤电厂二氧化硫排放比较
1.二氧化硫排放量比较
中国、美国2000-2010年电力二氧化硫排放量见图3-3o
(一H)墓苦芒强涅W1 lfs-
I□中国I
I□美国I
图3-3中国、美国2000-2010年电力二氧化硫排放量
由图3-3可知，2003年以前中国电力二氧化硫排放量一直比美 国少，从2004年开始中国电力二氧化硫排放量就超过美国，两者相 差最大在2006年，为438万t°2010年，中国电力二氧化硫排放量 比美国多386万t,为美国电力二氧化硫排放量的1.71倍。
从电力二氧化硫排放趋势比较来看,美国2000〜2010年一直处 于下降趋势，并且近四年的下降幅度均较大，2006〜2010年降幅分 别为 7.93%、5.04%、13.38%、23.75%、9.55%□中国从 2007 年开 始出现下降趋势，2006-2010年降幅分别为—2.96%、13.67%、 12.50%、9.71%、2.32%。
2.电力二氧化硫排放量占比比较
中国、美国2000-2010年电力二氧化硫排放量占全国二氧化 硫排放量比例见图3-4»
图3-4中国、美国2000-2010年电力二氧化硫排放量占
全国二氧化硫排放量比例
由图3-4可以看出，从电力二氧化硫排放量占全国二氧化硫排 放量的比例来看,2000-2010年；美国均大于68%,最大值为2007 年的77.60%,最小值为2010年的68.10%；而中国则均小于54%, 最大值为2006年的53.71%,最小值为2000年的40.60%ŋ以2010 年为例，中国、美国电力二氧化硫排放量占比分别为42.38%、 68.10%,相差 25.72%o
在全国及电力行业二氧化硫排放量均削减的前提下，电力二氧 化硫排放量占全国二氧化硫排放量比例越高，说明非电力行业排放 的二氧化硫比重就越低。从另一个侧面，说明燃煤消费行业相对集 中于电力行业，即煤炭用于发电的集中程度越高。因此，结合中国、 美国二氧化硫排放量的比较结果，在电力二氧化硫排放总量下降的 前提下，为改善我国环境空气质量，应进一步加强非电力行业的二 氧化硫治理，从而提高电力二氧化硫排放量占比。
3.煤电二氧化硫排放绩效比较
中国、美国2000〜2010年煤电二氧化硫排放绩效比较见图
3-5
(UM莓)較盤終挹醒涅M1 1⅛j≡
93
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 年份
图3-5中国、美国2000-2010年煤电二氧化硫排放绩效比较
由图3-5可以看出，我国煤电二氧化硫排放绩效值一直比美国 高，在2008-2010年期间，排放绩效逐渐持平。
从下降趋势来看，美国煤电二氧化硫排放绩效从2000年的 6.08g∕kWh稳步下降到2010年的2.92g∕kWh°我国从2000年的 7.90g∕kWh波动式下降到2010年的2.93g∕kWh°尤其是2007-2010 年4年间，我国煤电二氧化硫排放绩效分别为4.81、4.08、3.43、 2.93g∕kWh,美国煤电二氧化硫排放绩效分别为4.48、3.94、3.40、 2.92g∕kWh,至2010年，两者几乎相等。说明我国煤电二氧化硫的 控制水平接近于美国。
我国脱硫机组容量占煤电机组容量86%的比例(没有考虑循环流 化床锅炉的脱硫)远高于美国相应比例58.8%,但却实现了相同的煤 电排放绩效，说明我国投运的烟气脱硫机组脱硫设施的运行状态与美 国相比还有较大差距，2011年中国环境状况公报公布的电力行业综合 脱硫效率仅为73.2%,也说明了这一点。这就要求“十二五”期间， 我国应加强现有烟气脱硫设施的运行，确保实现应有的减排效果。
三、燃煤电厂烟尘排放
(-)我国燃煤电厂烟尘排放
以下有关我国燃煤电厂或电力行业的烟尘排放量除特别注明 外，主要引用中国电力企业联合会公布的数据，与第二章中引用的 相关数据可能会有所不同。
1.电力烟尘排放量
我国电力行业2000〜2010年烟尘排放量及占全国排放比例见
表 3-35。
表3-35 我国电力行业2000-2010年烟尘排放量及
占全国排放比例' (万t)
|
年份 |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
|
电力烟尘 排放量 |
320 |
322 |
324 |
330 |
346 |
360 |
370 |
350 |
330 |
315 |
307 |
|
全国烟尘 排放量 |
1165 |
1069 |
1012 |
1048 |
1095 |
1182 |
1078 |
987 |
902 |
847 |
829 |
|
占比(%) |
27.47 |
30.12 |
32.02 |
31.49 |
31.60 |
30.46 |
34.32 |
35.46 |
36.59 |
37.19 |
37.03 |
①全国烟尘排放量摘自历年全国环境状况公报；电力行业烟尘排放量来自于中国电力企业
联合会统计数据。
从表3-35中可以看岀，我国电力烟尘排放量2006年以前呈现 缓慢增加的趋势，2007年开始实现逐年下降。电力烟尘排放量从 2005年的360万t降低到2010年的307万t,电力行业烟尘减排了 53万t,下降约14.72%o全国烟尘排放量从2005年的1182万t降 低到2010年的829万t,全国烟尘下降了 353万t,下降约29.86%0 电力行业烟尘排放量占全国烟尘排放量从2005年的30.46%上升到 2010 年的 37.03%,上升了 6.57%o
2.煤电烟尘排放绩效
我国没有统计公布煤电发电量数据，按照每年火电发电量的 92.5%取值，作为煤电发电量数据。将电力行业烟尘排放量作为煤 电烟尘排放量，忽略燃油和燃气电厂的烟尘排放量，可以算出煤电 烟尘排放绩效，见表3-36。
表3-36 我国煤电烟尘排放绩效
|
年份 |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
|
电力烟尘 排放量 （万D |
320 |
322 |
324 |
330 |
346 |
360 |
370 |
350 |
330 |
315 |
307 |
|
火电发电量 （亿 kWh） |
11079 |
12045 |
13522 |
15800 |
18073 |
20180 |
23573 |
26980 |
27793 |
29900 |
34145 |
|
煤电发电量 （亿 kWh） |
10248 |
11142 |
12508 |
14615 |
16718 |
18667 |
21805 |
24957 |
25709 |
27658 |
31584 |
|
排放绩效 （g∕kWh） |
3.12 |
2.89 |
2.59 |
2.26 |
2.07 |
1.93 |
1.70 |
1.40 |
1.28 |
1.14 |
0.97 |
从表3-36可以看出，2000〜2010年我国煤电烟尘排放绩效呈 逐年下降趋势，从2000年的3.12g∕kWh下降到2005年的1.93g∕kWh, 再从2005年的1.93g∕kWh下降到2010年的0.97g∕kWh°
3.除尘设施安装
截至2010年底，我国所有燃煤电厂全部安装了不同的高效除 尘设备。其中，静电除尘器比例约为93%,袋式除尘器（包括电袋 复合除尘器）的应用比例约为7%,静电除尘器比例相比于2004年 的85%有了大幅度提高。
2010年我国五大发电集团各类除尘器占煤电机组容量的比例 见表3-37o
表3-37 2010年我国五大发电集团各类除尘器
占煤电机组容量的比例 （％）
|
单位名称 |
电除尘器 |
袋式除尘器 |
电袋除尘器 |
合计 |
|
中国华能集团公司 |
95 |
3 |
2 |
100 |
|
中国大唐集团公司 |
91 |
4 |
5 |
100 |
|
中国华电集团公司 |
93 |
2 |
5 |
100 |
|
中国国电集团公司 |
94 |
4 |
2 |
100 |
|
中国电力投资集团公司 |
90 |
5 |
5 |
100 |
（二）美国燃煤、燃油电厂烟尘排放
1.电力烟尘排放量
美国电力行业2000-2010年烟尘°排放量及占全国排放量比例 见表3-38。
表3-38 美国电力行业2000-2010年烟尘排放量
及占全国排放量比例' （万t）
|
年份 |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
|
电力烟尘 排放量 |
68.7 |
69.6 |
62.0 |
62.2 |
62.5 |
62.7 |
55.3 |
47.9 |
40.6 |
41.7 |
42.9 |
|
全国烟尘 排放量（1）® |
309.8 |
312.7 |
344.3 |
345.7 |
347.2 |
348.7 |
313.5 |
278.4 |
243.3 |
230.6 |
218.0 |
|
全国烟尘 排放量（2）③ |
2374.4 |
2370.8 |
2132.5 |
2126.7 |
2120.8 |
2114.9 |
1965.3 |
1815.8 |
1666.2 |
1372.0 |
1077.8 |
|
电力烟尘 排放量 占全国烟尘 排放量（1） 比例（%） |
22.18 |
22.26 |
18.01 |
17.99 |
18.00 |
17.98 |
17.64 |
17.21 |
16.69 |
18.08 |
19.68 |
① 均来自于美国EPA.
② 所有行业排放（含燃煤电厂、燃煤工业、化学产品、冶金、石油、贮存与运输、废物处
理、高速公路等）总和，不包括其余杂项。
③包括杂项。由于我国的烟尘排放统计数据也是以行业排放为主，因此书中主要使用烟尘 排放量（1）,美国全国烟尘排放量（2）仅供参考。
从表3-38可以看出，美国电力行业烟尘排放量在2000〜2005 年期间基本稳定在65万t左右，2007-2010年基本稳定在42万t 左右。电力烟尘排放量从2005年的62.7万t降低到2010年的42.9 万t,电力行业烟尘减排了 19.8万t,下降约31.58%。
美国电力行业烟尘排放量占全国烟尘排放量的比例从2000年 的22.18%降到2005年的17.98%,再降到2010年的19.68%o
O由于美国EPA数据中没有TSP （总悬浮颗粒物），书中美国烟尘（包括电力行业烟尘 排放、全国烟尘排放）数据均指PMl0。
I GB 13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》分析与解读
1 ..... —— >
2.电力烟尘排放绩效
因为电力行业烟尘排放除了来源于燃煤电厂之外，燃油电厂也 是烟尘排放的来源之一，美国燃油电厂的装机容量远高于我国，所 以计算美国电力行业烟尘排放绩效时，计入燃油发电的发电量。结 果见表3-39。
表3-39 美国电力烟尘排放绩效
|
年份 |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
|
电力烟尘 排放量 （万t） |
68.7 |
69.6 |
62.0 |
62.2 |
62.5 |
62.7 |
55.3 |
47.9 |
40.6 |
41.7 |
42.9 |
|
煤电、油电 发电量 （亿 kWh） |
20774 |
20288 |
20276 |
20931 |
20994 |
21350 |
20546 |
20821 |
20320 |
17948 |
18843 |
|
排放绩效 （g∕kWh） |
0.33 |
0.34 |
0.31 |
0.30 |
0.30 |
0.29 |
0.27 |
0.23 |
0.20 |
0.23 |
0.23 |
从表3-39可以看出，2000〜2010年，美国电力行业烟尘排放 绩效非常低，且呈下降趋势。
3.除尘设施安装
截至2010年底，美国投运的除尘机组共1161台，总装机容量 3.55 亿 kW。
美国2005-2010年除尘装机情况见表3-40o
表3∙40 美国2005-2010年除尘装机情况
|
年份 |
2005 |
2006i |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
|
煤电装机（万kW） |
31338 |
31296 |
31274 |
31332 |
31429 |
31680 |
|
油电装机（万kW） |
5854 |
5809 |
5606 |
5744 |
5678 |
5564 |
|
煤电及油电在总 装机容量中占比（％） |
38.03 |
37.62 |
37.07 |
36.70 |
36.19 |
35.84 |
|
安装烟气除尘机组数量（台） |
1216 |
— |
1188 |
1187 |
1188 |
1161 |
|
安装烟气除尘机组装机 SkW） |
35559 |
— |
35440 |
35551 |
35834 |
35540 |
续表
|
年份 |
2005 |
2006' |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
|
除尘机组容量在煤电及 油电中占比（%） |
95.61 |
— |
96.10 |
95.89 |
96.57 |
95.42 |
①2006年数据美国ElA缺失。
（三）中国、美国电力行业烟尘排放比较
1.电力烟尘排放量比较
中国、美国2000〜2010年电力行业烟尘排放量比较见图3-6O
□中国
庭美国
图3-6中国、美国2000-2010年电力行业烟尘排放量比较
由图3-6可以看出，中国电力行业的烟尘排放量远大于美国。 相差最大的是2008年，中国电力行业烟尘排放量是美国的8.1倍； 相差最小的是2000年，为4.7倍。平均而言，2000〜2010年，中国 电力行业烟尘排放量是美国的6.0倍。
虽然“十一五"期间，中国电力行业烟尘排放量下降较为明显, 但2010年中国电力行业烟尘排放量仍为美国的7.2倍，相差264.1 万t,中国电力行业烟尘仍需要继续减排。
2.电力烟尘排放量占比比较
中国、美国2000-2010年电力行业烟尘排放量占全国烟尘排 放量比例见图3-7。
40.00
30.46
37.03
34.32
31.60
31.49
22.26
19.68
30.12
35.00
30.00
25.00
20.00
15.00
10.00
5.00
35.46
6.69
中国
Y-美国
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 年份
0.00
图3-7中国、美国2000〜2010年电力行业烟尘排放量 占全国烟尘排放量比例
由图3.7可以看出，2000-2010年，美国电力行业烟尘排放量 占全国烟尘排放量介于16%〜23%,我国则基本维持在27%〜38%, 并且占比最大值出现在2010年。
3.烟尘排放绩效比较
2000〜2010年中国煤电烟尘排放绩效与美国煤电、油电烟尘排 放绩效比较见图3.8。
SM邕)挨燃与若&要今AM要
中国
TA美国
|
0.50 |
-0.33 □— |
0.34 —□ |
0.31 |
0.30 —_ |
0.30 —□— |
0.29 _□__ |
0.27 r—i |
023 |
0.20 |
0.23 |
0.23 |
|
0.00 |
~U- |
—□— |
—□— |
□— |
—□ | ||||||
|
2000 |
2001 |
2002 |
2003 ' |
2004 |
2005* |
2006' |
2007 |
2008 |
2009 ' |
2010 | |
|
年份 |
图3.8 2000〜2010年中国、美国电力行业烟尘排放绩效比较
由图3.8可以看出，美国电力行业烟尘排放绩效（以煤电及油 电发电量计）从2000年的0.33g∕kWh稳步下降到2010年的 0∙23g∕kWh°我国煤电烟尘绩效从2000年的3.12g∕kWh快速下降到 2010年的0.97g∕kWh° 2010年，美国电力行业烟尘排放绩效值（以 煤电及油电发电量计）为0∙23g∕kWh,我国煤电烟尘排放绩效为 0.97g∕kWh,是美国的4.2倍。这充分说明需要继续加强对我国火电 厂烟尘排放的控制。
四、燃煤电厂氮氧化物排放
（一）我国燃煤电厂氮氧化物排放
由于氮氧化物的排放量受很多因素影响，难以通过物料衡算的 方法取得，准确测量也有一定的难度，因此氮氧化物长期以来一直 没有纳入我国的环境统计范围，直至2006年，《中国环境统计年报》 中才开始公布全国氮氧化物排放量，而环境保护部2012年5月25 日公布的《中国环境状况公报（2011）》也首次公布了全国氮氧化物 排放量。。
火电厂的氮氧化物排放统计始于1987年,但由于影响火电厂氮 氧化物排放的因素较多，氮氧化物排放浓度变化较大，因此至今没 有火电厂氮氧化物准确的权威排放数据。作者根据多年的火电厂氮 氧化物排放统计数据，并结合火电燃煤用量、机组类型及分布、实 际排放测试结果等综合分析研究，得出我国火电行业历年氮氧化物 排放量。
根据《中国环境状况公报（2011）》，我国2011年氮氧化物排放 总量为2404.3万t,比上年上升5.73%,即2010年排放总量为2273.6 万to
O在已公布的氮氧化物数据中，环境保护部2012年1月公布的《中国环境统计年报 （2010）》中2010年我国氮氧化物排放为1852.4万t； 2012年5月25日公布的《中国 环境状况公报（2011）》由2011年总量及同比增幅推算的2010年我国氮氧化物排放为 2273.6万t。《中国环境状况公报（2011»中对数据不一致做了解释：自本年度公报开 始，主要污染物排放总量统计范围包括工业源、生活源、农业源和集中式污染治理设 施，20K）年及以前公报中发布的主要污染物排放总量统计范围为工业源和生活源，本 公报中涉及到的2010年数据已做了相应调整。
1.电力氮氧化物排放量
我国电力行业2000〜2010年氮氧化物排放量及占全国排放量 比例见表3-41»
表3H1 我国电力行业2000-2010年氮氧化物排放量
及占全国排放量比例" （万t）
|
年份 |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
|
电力氮氧 化物排放量 |
469 |
497 |
536 |
597 |
665 |
730 |
831 |
840 |
828 |
802 |
881 |
|
全国氮氧 化物排放量 |
1523 |
1643 |
1629 |
1692 |
2273 | ||||||
|
占比（%） |
54.56 |
51.13 |
50.83 |
47.40 |
38.76 |
①2006-2009年全国氮氧化物排放量摘自历年中国环境统计年报；2010年全国氮氧化物
排放量摘自《中国环境状况公报（2011）》；电力氮氧化物排放量来自于作者统计分析 数据。
从表3-41中可以看出，我国电力行业氮氧化物排放量从2000 年开始基本呈现逐年增加的趋势，2008、2009年由于关停小火电机 组大幅增加，导致2008、2009年的电力氮氧化物排放量稍有下降。
从排放量来看，“十一五”期间，电力行业氮氧化物排放量从 2005年的730万t上升到2010年的881万t,增加了 151万t,增 幅约20.68%o全国氮氧化物从2007年的1643万t上升到2010年 的2273万t,增加了 630万t,增幅约38.34%。
从电力行业氮氧化物排放量占全国氮氧化物排放量的比例来 看，2006年以来呈逐年下降趋势，从2006年的54.56%下降到2010 年的38.76%,下降了 15.80%o虽然电力行业氮氧化物排放量占比 逐年下降，但仍超过了 1/3。因此，我国火电氮氧化物的排放仍然 面临着较大压力。
2.火电氮氧化物排放绩效
电力行业氮氧化物来源与二氧化硫、烟尘均不一样，由于电力 行业氮氧化物的排放来自于全部火力发电，因此在计算电力行业氮 氧化物排放绩效时，应计入燃煤、燃气及燃油发电的发电量，即电 力行业氮氧化物排放绩效应以全部火电发电量计。我国火电氮氧化 物排放绩效见表3-42o
表342 我国火电氮氧化物排放绩效
|
年份 |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
|
电力氮氧化 物排放量 （万D |
469 |
497 |
536 |
597 |
665 |
730 |
831 |
840 |
828 |
802 |
881 |
|
火电发电量 （亿 kWh） |
11079 |
12045 |
13522 |
15800 |
18073 |
20180 |
23573 |
26980 |
27793 |
29900 |
34145 |
|
排放绩效 （g∕kWh） |
4.23 |
4.13 |
3.96 |
3.78 |
3.68 |
3.62 |
3.53 |
3.11 |
2.98 |
2.68 |
2.58 |
从表3-42可以看出，2000〜2010年我国火电氮氧化物排放绩 效呈逐年下降的趋势，从2005年的3.62g∕kWh下降到2010年的 2.58g∕kWh,下降了 28.73%o
3.脱硝设施安装
20世纪80年代初期及以前投运的国产小容量机组基本没有釆 用低氮燃烧技术，80年代中后期，在引进一批先进大容量燃煤发电 机组的同时,新建的30万kW及以上国产火电机组大多釆用了早期 的低氮燃烧器和紧凑型OFA技术的低氮燃烧方式,氮氧化物排放的 总体水平已有较为明显的降低。90年代后期开始采用多级空气分级 低氮燃烧技术，2003年以后新建机组基本都采用了当前最先进的同 轴TFS2000低氮燃烧技术，一批现有电厂结合技术改造也安装了低 氮燃烧器。目前，基本所有的燃煤电厂、燃气电厂均安装了低氮燃 烧器。
1999年11月，福建漳州后石电厂1号机组同步建设投运了 SCR 烟气脱硝装置，是我国首次运用于燃煤电厂的烟气脱硝装置。其后， 分别在2000年6月、2001年9月、2002年11月、2003年12月、 2004年7月，2〜6号机组均与主体工程同步投运了 SCR烟气脱硝 装置。这是我国第一批安装的烟气脱硝装置。在2007年之后，烟气 脱硝在我国逐步规模化展开。
据统计，截至2010年底，全国有180台燃煤机组脱硝设施建成 并投运，合计装机81090MW,占全国火电机组容量的11.47%。其 中，2008年前（含2008年）投产的烟气脱硝机组为52台，计 24134MW； 2009年投产的烟气脱硝机组为39台，计17370MW； 2010年投产的烟气脱硝机组为89台，计39586MWo
2010年新增并投运（含新建或改造）的烟气脱硝机组中， IooOMW级机组共13台，合计13132MW； 600MW级机组共26台， 合计16400MW； 300MW级及以下共50台，合计10054MWo新增 的烟气脱硝机组分布在21个省份,其中分布在沿海省份的新增脱硝 装机为25476MW,占64.36%o在所有新增并投运的烟气脱硝机组 中新建机组的规模占84% o
截至2011年底，全国已投运烟气脱硝机组容量约1.4亿kW, 占火电机组容量的18%,规划和在建的烟气脱硝机组已超过5 亿kWo
综上所述：①投运的烟气脱硝机组容量占火电装机容量的比例 逐年增加，从2008年的4.96%增加到2010年的11.47%,再到2011 年的18%； ©2010年新增烟气脱硝机组较2009年增幅为128%,说 明很多企业已经为“十二五”的火电脱硝提前做好了储备；③从分 布区域来看，新增烟气脱硝机组分布在沿海地区的占绝大多数，且 主要集中在重点控制区域（京津冀、长三角、珠三角）；④在所有新 增并投运的烟气脱硝机组中新建机组占绝大多数。
（二）美国燃煤电厂氮氧化物排放
美国控制氮氧化物最早始于20世纪70年代初，由美国EPA于 1971年制定的《新污染源性能标准》（NeW SOurCeS PerfbrmanCe Standard, NSPS）,正式对火电厂的氮氧化物排放实施控制。美国于 1990年修订的《清洁空气法修正案》（CAAA）,要求火电厂分两阶 段减排锅炉氮氧化物。第一阶段（1996〜1999年）重点在第一类锅 炉（燃煤墙式锅炉和切向燃烧锅炉）安装低氮燃烧器（LNB）,削 减氮氧化物排放；第二阶段（2000年以后）进一步严格排放标准， 安装更先进的LNB,釆取与LNB成本相当的氮氧化物控制技术， 实现第一类锅炉进一步减排和第二类锅炉（液态排渣炉、旋风炉、 蜂窝式燃烧器锅炉和垂直燃烧锅炉）氮氧化物减排。
从20世纪90年代开始,美国在强化氮氧化物排放标准的同时， 逐渐重视总量控制及排污权交易手段的运用，从而在减排效果和减 排成本两方面均取得了成功。
1.电力氮氧化物排放量
美国电力行业2000~2010年氮氧化物排放量及占全国排放量 比例见表3-43 o
表343 美国电力行业2000~2010年氮氧化物排放量
及占全国排放量比例” （万t）
|
年份 |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
|
电力氮氧 化物排放量 |
563 |
529 |
519 |
453 |
414 |
396 |
379 |
365 |
333 |
239 |
249 |
|
全国氮氧 化物排放量 |
2259 |
2154 |
2113 |
2039 |
1965 |
1891 |
1782 |
1674 |
1565 |
1374 |
1291 |
|
占比（%） |
24.92 |
24.56 |
24.56 |
22.22 |
21.07 |
20.94 |
21.27 |
21.80 |
21.28 |
17.39 |
19.29 |
①美国全国氮氧化物排放量来自于美国EPA；美国电力行业氮氧化物排放量来自于美国
EIAe
由表3-43可以看出，美国电力行业氮氧化物排放量呈现了稳定 下降的状态，从2000年的563万t下降为2009年的239万t, 2010 年则反弹为249万t=
美国全国氮氧化物排放量也呈现稳步下降的状态,从2000年的 2259万t下降为2010年的1291万t,下降约42.85%.
从电力行业氮氧化物排放量占全国氮氧化物排放量的比例来 看，美国则呈现稍有下降的状态，从2000年的24.92%降到2005年 的20.94%,再降到2010年的19.29%o
2.火电氮氧化物排放绩效
美国火电氮氧化物排放绩效见表3-44。
表344 美国火电氮氧化物排放绩效
|
年份 |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
|
电力氮氧 化物排放量 St） |
563 |
529 |
519 |
453 |
414 |
396 |
379 |
365 |
333 |
239 |
249 |
|
火电发电量 （亿 kWh） |
26923 |
26768 |
27300 |
27586 |
28247 |
29095 |
28852 |
29922 |
29267 |
27264 |
28833 |
|
排放绩效 （g∕kWh） |
2.09 |
1.98 |
1.90 |
1.64 |
1.47 |
1.36 |
1.31 |
1.22 |
1.14 |
0.88 |
0.86 |
从表3-44中可以看出，2000〜2010年美国火电氮氧化物排放 绩效非常低，且呈逐年下降的趋势，从2000年的2.09g∕kWh下降到 2005 年的 L36g∕kWh,再下降到 2010 年的 0.86g∕kWh<≈
3.脱硝设施安装
美国燃煤电厂应用最广泛的低氮燃烧技术是LNB （低氮燃烧 器）和OFA （OVer-fire air,燃烬风）。很多燃煤电厂将LNB和其他 燃烧中控制技术（如OFA、再燃、烟气再循环）或燃烧后的控制措 施一起使用。
烟气脱硝方面，截至2010年底，美国约有超过1.72亿kW的 燃煤机组安装了脱硝装置，其中约有82.56%是SCR装置。
（三）中国、美国电力行业氮氧化物排放比较
1.电力氮氧化物排放量比较
中国、美国2000〜2010年电力行业氮氧化物排放量比较见图 3-9 o
由图3-9可以看出，目前中国电力行业的氮氧化物排放量要远 大于美国。2010年中国电力行业氮氧化物排放量比美国多632万t, 且有增加的趋势。
从电力行业氮氧化物排放趋势来看,美国从2000-2010年一直 处于逐步下降的趋势，2010年稍有反弹O 2006-2010年期间年降幅 分别为 4.29%、3.69%、8.77%、28.23%、-4.18%；同期，中国电力 行业氮氧化物排放量则一直处于明显上升趋势，仅2008、2009年由 于关停大量的小火电机组，电力氮氧化物排放量稍有下降，2006〜 2010 年期间年增幅分别为 13.84%、1.08%、-1.43%、-3.14%、9.85%。
1000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
■MH
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
年份
图3-9中国、美国2000-2010年电力行业氮氧化物排放量比较
相比而言，2010年中国电力行业氮氧化物排放量为美国的3.5 倍，相差632万t,且有增加的趋势，中国电力行业氮氧化物需要 大幅减排。因此，我国火电厂大气污染物排放标准中对氮氧化物排 放限值进一步严格是很有必要的。
2. 电力氮氧化物排放量占比比较
中国、美国2000-2010年电力行业氮氧化物排放量占全国氮氧 化物排放量比例见图3-10。
由图3-10可以看出，从电力行业氮氧化物排放量占全国比例来 看，2000〜2010年，美国基本维持在17%〜25%。由于2000〜2007 年我国全国氮氧化物排放数据缺失,因此只能比较2007-2010年期 间我国从51.13%下降至38.76%o
3. 火电氮氧化物排放绩效比较
中国、美国2000〜2010年火电氮氧化物排放绩效比较见图
OOOOO O H 6 5 4 3 2 1 3-1滇)M ⅛*梃≈≡涅W噱今：y §
H---- 22.22
24.92 24^6 〜」
. 2%94 . . 21.28
21.07 21.27 21.80
中国
■美国
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 年份
图3-10中国、美国2000〜2010年电力行业氮氧化物
排放量占全国氮氧化物排放量比例
国国 中美
图3-11中国、美国2000〜2010年火电氮氧化物排放绩效比较
由图3-11可以看出，美国火电氮氧化物排放绩效从2000年的 2.09g∕kWh稳步下降到2010年的0.86g∕kWh.;我国从2000年的 4.23g∕kWh快速下降到2010年的2.58g∕kWh°我国火电氮氧化物排 放绩效一直比美国高。2010年，美国火电氮氧化物排放绩效值为 0.86g∕kWh,我国为2.58g∕kWh,是美国的3倍。这充分说明我国火 电厂大气污染物排放标准中对氮氧化物排放限值进一步严格是很有 必要的。
五、燃煤电厂大气污染物排放标准
本部分比较内容以中国、美国燃煤电厂大气污染物的排放限值 为主，不包括标准发展、标准体系、控制原则等内容。
（一）我国燃煤电厂大气污染物排放标准
根据GB 13223—2011,我国燃煤电厂大气污染物排放限值见表 3-45。
|
表3-45 我国燃煤电厂大气污染物排放限值 （mg/n?） | |||
|
燃料和热能转化 设施类型 |
污染物项目 |
适用条件 |
限值 |
|
燃煤锅炉 |
烟尘 |
全部 |
30 |
|
二氧化硫 |
新建锅炉 |
100 200, | |
|
现有锅炉 |
200 400, | ||
|
氮氧化物 （以No2计） |
全部 |
100 200" | |
|
汞及其化合物 |
全部 |
0.03 | |
*位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的火力发电锅炉执行该限值。
**釆用W型火焰炉膛的火力发电锅炉、现有循环流化床火力发电锅炉，以及2003年12 月31日前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的火力发电锅炉执行该限值。
对于重点地区的燃煤电厂大气污染物排放限值见表3-46O
表3-46 重点地区燃煤电厂大气污染物排放限值 （mg∕m3）
|
燃料和热能转化 设施类型 |
污染物项目 |
适用条件 |
限值 |
|
燃煤锅炉 |
烟尘 |
全部 |
20 |
|
二氧化硫 |
全部 |
50 | |
|
氮氧化物 （以NO2计） |
全部 |
100 | |
|
汞及其化合物 |
全部 |
0.03 |
*
（二）美国燃煤电厂排放标准
美国污染物排放标准的表现形式与中国有很大的不同，中国在 法律框架下形成较为完整的标准体系，而美国的排放标准或环境质 量标准本身就是法律，是法律的一部分。从立法主体看，美国法律 主要有4个来源，即国会、行政（包括总统和内阁）、法院（包括解 释或判例）、行政管理机构（经国会或法律授权）。不同立法主体制 定的立法成果以不同的形式编辑成典，以供查阅。国会立法编入《美 国法典》（the US Code）；行政立法和行政管理机构的立法编入《联 邦法规法典》（CFR）。环保方面的法律编入《美国法典》第42篇， 美国EPA制定的法规则编入CFR的第40编。因此，美国的所有排 放标准均编入CFR的第40编。
美国环境保护的法律法规十分健全，和环境有关的联邦一级立 法就有30多部，其中与火电厂污染物控制关系最为密切、最重要的 是1970年颁布的《清洁空气法案》（CIeanAir Act,简称CAA）,该 法案是美国首部控制火电厂大气污染物排放的国家立法。与火电厂 大气污染物排放相关的最早标准是美国EPAo制定的于1971年生效 的《新污染源性能标准》，适用于标准颁布后开始建造或改建污染源 的电厂，并规定“当某一企业有多个污染源，当某一污染源新建或 改建后，则该企业的所有污染源都要按照NSPS的要求管理”，后来 又经过1978、1997、2005、2007年等多次修订或完善。目前，美国 燃煤电厂执行的标准和规则是世界上最全面、最细致的标准之一。
根据美国《新污染源性能标准》中专门针对电厂大气污染物排 放的《电气设备蒸汽发电机组性能标准》（StandardS Of PerfOrmanCe for EIeCtriC Utility Stealn Generating UnitS）的最新版本（来源于 72 FR 32722, 2007年6月13）,美国控制的电厂对象是热功率大于73MW 的发电机组。美国燃煤发电锅炉烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放质 量限值分别见表3-47〜表3-49 o
O美国EPA成立于1970年12月。
为了方便与中国火电厂大气污染物排放标准进行比较，需要对 美国大气污染物的排放单位从质量限值转化成浓度限值，即折算成 "mg∕m3∖假定边界条件为：燃煤电厂燃烧的煤炭IGJ热量产生 350m3的烟气量、燃煤电厂烟气为标准状态下O2量为6%的干烟气， 此时可得到燃煤电厂的换算因子为llb∕MBtu=1230mg∕m3o
表3Y7 美国燃煤发电锅炉烟尘排放质量限值
|
适用机组投运 时间 |
煤种 |
排放限值（30天平均） |
折算成 mg∕m3 |
备注 | |
|
2005-02-28 以前 |
全部 |
13ng∕J (0.030 lb∕MBtu) |
36.9 |
— | |
|
2005-02-28〜 2011-05-03 |
全部 |
总能量输出 |
18ng∕J (0.141b∕MWh) |
— |
不考核除尘效率 |
|
或热量输入 |
6.4ng∕J (0.0151b∕MBtu) |
18.5 | |||
|
或热量输入 |
13ng∕J (0.0301b∕MBtu) |
36.9 |
新建、扩建且 99.9%除尘效率 | ||
|
改建且99.8% 除尘效率 | |||||
|
2011-05-03 以后 |
全部 |
总能量输出 |
llng/J (0.090lb∕MWh) |
— |
新建、扩建 |
|
或净能量输出 |
12ng∕J (0.0971b∕MWh) |
— | |||
|
热量输入 |
13ng∕J (0.0151b∕MBtu) |
18.5 |
改建 | ||
|
表3-48 美国燃煤发电锅炉二氧化硫排放质量限值 | |||||
|
适用机组 投运时间 |
煤种 |
排放限值（30天平均） |
折算成 mg∕m3 |
备注 | |
|
2005-02-28 以前 |
全部 |
热量输入 |
520ng∕J (l,201b∕MBtu) |
1476 |
且90%脱硫效率 |
|
<260ng∕J (0.601b∕MBtu) |
738 |
且70%脱硫效率 | |||
|
总能量输出 |
180ng∕J (1.41b∕MWh) |
— |
不考核脱硫效率 | ||
|
或热量输入 |
65ng∕J (0.151b∕MBtU) |
184 | |||
续表
|
适用机组 投运时间 |
煤种 |
排放限值（30天平均） |
折算成 mg∕m3 |
备注 | |
|
2005-02-28〜 2011-05-03 |
全部 （煤砰石 除外） |
总能量输出 |
180ng∕J (1.41b∕MWh) |
— |
新建或95% 脱硫效率 |
|
总能量输岀 |
180ng∕J (1.41b∕MWh) |
— |
扩建或95% 脱硫效率 | ||
|
或热量输入 |
65ng∕J (0.15lb∕MBtu) |
184 | |||
|
总能量输岀 |
18OngzJ (1.41b∕MWh) |
— |
改建或90% 脱硫效率 | ||
|
或热量输入 |
65ng∕J (0.151b/MBtU) |
184 | |||
|
2005-02-28 以后 |
煤砰石 （12个 月滚动 平均） |
总能量输岀 |
180ng∕J (1.4Ib∕MWh) |
— |
新建或94% 脱硫效率 |
|
总能量输出 |
180ng∕J (1.41b∕MWh) |
— |
扩建或94% 脱硫效率 | ||
|
或热量输入 |
65ng∕J (0.151b∕MBtu) |
184 | |||
|
总能量输出 |
18OngzJ (1.41b∕MWh) |
— |
改建或90% 脱硫效率 | ||
|
或热量输入 |
65ng∕J (0.151b∕MBtu) |
184 | |||
|
2011-05-03 以后 |
全部 （煤砰石 除外） |
总能量输出 |
130ng∕J (1.01b∕MWh) |
— |
新建、扩建或 97%脱硫效率 |
|
或净能量输出 |
140ng∕J (1.21b∕MWh) |
— | |||
|
总能量输出 |
180ng∕J (1.41b∕MWh) |
— |
改建或90% 脱硫效率 | ||
表3∙49 美国燃煤发电锅炉氮氧化物排放质量限值
|
适用机组 投运时间 |
煤种 |
排放限值（30天平均） |
折算成 mg∕m3 |
备注 | |
|
1997-07-09 以前 |
煤制固体燃料 |
热量输入 |
210ng∕J (0.501b∕MBtu) |
615 | |
|
固体燃料中煤砰石 重量比超过25% |
无要求 | ||||
续表
|
适用机组 投运时间 |
煤种 |
排放限值（30天平均） |
折算成 mg∕m3 |
备注 | |
|
1997-07-09 以前 |
固体燃料中北达科 塔州、南达科塔州和蒙 大纳州褐煤重量比超 过25%且由液态排渣炉 燃烧________ |
热量输入 |
340ng∕J (0.801b∕MBtu) |
984 | |
|
固体燃料中褐煤重 量比超过25%但不执行 340ng∕J排放限值 |
26OngZJ (0.601b∕MBtu) |
738 | |||
|
次烟煤 |
210ng∕J (0.501b∕MBtu) |
615 | |||
|
烟煤 |
260ng∕J (0.601b∕MBtu) |
738 | |||
|
无烟煤 |
260ng∕J (0.601b∕MBtu) |
738 | |||
|
1997-07-09~ 2005-02-28 |
全部 |
总能量输出 |
200ng∕J (1.61b∕MWh) |
— |
新建 |
|
热量输入 |
65ng∕J (0.151b∕MBtu) |
184 |
扩建 | ||
|
2005-02-28~ 2011-05-03 |
全部 |
总能量输出 |
130ng∕J (1.01b∕MWh) |
— |
新建 |
|
总能量输出 |
130ng∕J (1.0IbZMWh) |
一 |
扩建 | ||
|
或热量输入 |
47ng∕J (0.111b∕MBtu) |
135 | |||
|
总能量输出 |
180ng∕J (1.41b∕MWh) |
— |
改建 | ||
|
或热量输入 |
65ng∕J (0.151b∕MBtU) |
184 | |||
|
2011-05-03 以后 |
全部 （除煤肝石外） |
总能量输出 |
88ng∕J (0.701b∕MWh) |
— |
新建、扩建 |
|
或净能量输出 |
95ng∕J (0.761b∕MWh) | ||||
|
煤砰石 （12个月滚动平均） |
总能量输出 |
110ng∕J (0.851b∕MWh) |
— |
新建、扩建 | |
|
或净能量输出 |
120ng∕J (0.921b∕MWh) | ||||
|
全部 |
总能量输出 |
14OngzJ (l.llb∕MWh) |
— |
改建 | |
（三）中国、美国燃煤电厂大气污染物排放标准比较
与中国燃煤电厂大气污染物排放标准明显不同的是，中国以污 染物排放浓度限值为标准，美国燃煤电厂的大气污染物排放标准则 是基于热量输入及能量（电量）输出的污染物质量排放限值，其中 2005年2月28日〜2011年5月3日新建燃煤电厂的排放标准只有 以能量（电量）输出的污染物排放绩效标准，扩建和改建的燃煤电 厂则既可执行能量（电量）输出的污染物排放绩效标准，也可执行 热量输入的污染物绩效标准。2011年5月3日以后新建、扩建、改 建的所有燃煤电厂，包括煤砰石电厂，则均执行能量（电量）输出 的污染物排放绩标准，逐步淡化了污染物排放绩效标准限值与燃煤 种类（特别是发热量）、机组效率之间的关系。同时，还对除尘效率、 脱硫效率提出具体要求，如执行较严烟尘排放标准（相当于 18.5mg∕m3）的燃煤机组，不考核除尘效率；执行较松烟尘排放标准 （相当于36.9 mg∕m3）的燃煤机组，则同时要求除尘效率不小于 99.9%o对于二氧化硫，最高脱硫效率要求不小于97%o
从烟尘标准限值比较来看，美国燃煤电厂的烟尘控制得比我国 要严。美国新建燃煤电厂的烟尘控制限值转化之后，都是按照小于 18.5mg∕m3进行控制。我国GB 13223—2011则要求在重点地区才执 行20mg∕π?,更多的非重点地区则执行的是30mg∕m3o另外，我国 燃煤电厂如能做到除尘效率不小于99.9%,则绝大多数电厂都能够 满足GB 13223—2011的要求。
从二氧化硫标准限值比较来看，美国新建、扩建燃煤电厂的二 氧化硫均按照小于184mg∕m3进行控制，似乎比我国燃煤电厂的二 氧化硫排放浓度限值要宽松，但美国标准要求2005年2月28日〜 2011年5月3日新建、扩建的燃煤电厂脱硫效率为95%, 2011年5 月3日以后新建、扩建的燃煤电厂脱硫效率为97%o事实上，我国 GB 13223—2011中基本上也是按脱硫效率95%或97%来测算电厂 二氧化硫达标情况的，如对于2011年12月31日以前的现有机组, 脱硫效率达到95%,燃煤硫分控制在1.5%以下,若燃煤发热量适中， 则完全可以满足标准中二氧化硫200mg∕m3的排放要求；对于广西 壮族自治区、贵州、四川、重庆等四省区，燃煤硫分则可放宽到 3%o对于2012年1月1日以后的新建电厂，脱硫效率达到97%, 燃煤硫分控制在1.0%以下，则完全可以满足标准中二氧化硫100 mg∕m3的排放要求，如果发热量较高，燃煤硫分甚至可以放宽到 1.5%；对于重点地区的燃煤机组，则需进一步控制燃煤煤质，包括 发热量、硫分。由此可见，我国燃煤电厂的二氧化硫排放限值与美国 基本相当。
从氮氧化物标准限值比较来看,美国1997年7月1日以后建设 的燃煤机组的氮氧化物控制标准也与我国GB 13223—2011中标准 限值基本相当，不再赘述。
综上所述，我国火电厂大气污染物排放标准GB 13223-2011 与美国的控制标准基本处于同一水平，其中美国燃煤电厂对烟尘的 控制要求可能稍严于我国的排放标准。
另外，值得一提的是，美国燃煤电厂排放标准的达标考核要求 基本上是以30天的滚动平均值来考核，其中煤砰石则是以12个月 的滚动平均值来进行考核，而我国目前还没有如此规定，对电厂达 标的判断存在一定的人为因素。此外，我国标准的执行力度也远不 及美国，我国脱硫机组容量占煤电机组的比例高于美国27.2%,但 两国煤电机组的二氧化硫排放绩效却基本相同，也从侧面反映了这 —点。
一、电煤消费
德国的煤炭资源丰富，2010年煤炭探明储量为406.99亿t油当 量，占全球探明储量的4.7%o德国是世界上褐煤储量最多的国家之 一，2010年褐煤探明储量约占世界褐煤探明储量的10%。德国煤 炭矿藏的地区分布情况为：鲁尔区(RUhr)占78%,萨尔区(Saar) 占17%,伊本贝尔区（IbbenbUeren）占5%。根据《BP世界能源 统计年鉴2011》显示，德国煤炭的分类十分简单，基本是褐煤和 贫煤。
（一）德国电煤消费及电力装机
1.德国2000-2010年电煤消费量
德国2000〜2010年电煤消费量及占比见表3-50。
表3-50 德国2000-2010年电煤消费量及占比"（万t油当量）
|
年份 |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
|
电煤消费量' |
7358 |
7466 |
7524 |
7759 |
7676 |
7485 |
7660 |
7848 |
7079 |
6008 |
6569 |
|
占比（%） |
86.68 |
87.87 |
88.91 |
88.99 |
89.91 |
91.12 |
91.72 |
91.61 |
87.54 |
83.90 |
85.87 |
|
煤度消费总量 |
8489 |
8497 |
8463 |
8719 |
8537 |
8214 |
8352 |
8567 |
8087 |
7161 |
7650 |
① 数据来源于世界能源委员会历年数据。
② 包括发电消耗煤量及供热消耗煤量。
从表3-50可以看出，德国煤炭消费总量从2000年的8489万t 油当量下降到2010年的7650万t油当量，下降9.88%。其中煤炭 消费最多的为2003年的8719万t油当量,最少的为2009年的7161 万t油当量（美国煤炭消费量最少的也是2009年）。
德国电煤消费量从2000年的7358万t油当量下降到2010年的 6569万t油当量，下降10.72%o其中电煤消费量最多的是2007年 的7848万t油当量，最少的是2009年的6008万t油当量（美国电 煤消费量最少的也是2009年）。
从电煤消费量占比来看,2000年德国电煤消费量占煤炭消费总 量的比例为86.68%, 2010年为85.87%,其中最高为2006年的 91.72%,最低为2009年的83.90%。总体保持平稳，基本稳定在85% 以上。这充分说明了德国的煤炭消费基本集中到了电力行业，有利 于燃煤燃烧污染的集中治理。
2.德国火电装机
根据国际能源机构（IEA）的数据，德国2000-2009年电力装
机结构见表3-51。
|
表3.51 |
德国2000 |
〜2009年电力装机结构 |
(万削) | |||||||
|
年份 |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
|
火电装机 容量 |
7885 |
7744 |
7953 |
7010 | ||||||
|
占比(%) |
66.61 |
64.47 |
63.59 |
45.90 | ||||||
|
电力总 装机容量 |
11838 |
12012 |
12626 |
12506 |
12457 |
12503 |
13159 |
13259 |
15273 | |
从表3-51可以看出，德国电力装机总容量从2000年的11838 万kW增长至2009年底的15273万kW,增长幅度为29.02%o从占 比来看，火电占比基本呈下降趋势，从2000年的66.61%逐步下降 到2009年的45.90%,下降幅度很大。这是由于德国釆取了优先并 网、优先调度、保证上网电价等措施积极发展可再生能源，并优先 考虑风能和太阳能，因此德国在2005年以后清洁能源发电占比越 来越大。
3.德国火电发电量
根据IEA提供的数据，德国2000-2009年火电发电量及占比 见表3-52。
|
表3.52 |
德国2000~ |
2009年火电发电量及占比 |
（亿 kWh） | |||||||
|
年份 |
2000 |
2001 |
2002 |
2003 |
2004 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
|
火电发电量 |
3714 | |||||||||
|
占比(%) |
62.7 | |||||||||
|
全国发电量 |
5723 |
6172 |
6099 |
6134 |
6293 |
6295 |
6266 |
5924 | ||
从表3-52可以看出，德国发电量从2000年的5723亿kWh增 长至2009年的5924亿kWh,增长幅度较小。
德国2009年发电量组成见表3-53。
表3-53 德国2009年发电量组成 （亿kWh）
|
\类型 项目\ |
总发 电量 |
火电发电量 |
核电 发电量 |
水电 发电量 |
风电 发电量 |
太阳 能发 电量 |
其余 发电量 | ||||
|
生物 质发 电量 |
煤电 发电量 |
气电 发电量 |
油电 发电量 |
小计 | |||||||
|
数值 |
5924 |
259 |
2571 |
788 |
96 |
3714 |
1349 |
247 |
386 |
65 |
163 |
|
占比 （%） |
100 |
4.4 |
43.4 |
13.3 |
1.6 |
62.7 |
22.8 |
4.2 |
6.5 |
1.1 |
2.7 |
从表3-53可以看出，2009年德国发电量中，火力发电量占 62.7%,其中煤电发电量占43.4%、气电发电量占13.3%、油电发电 量占1.6%、生物质发电量占4.4%o
（二）中国、德国电煤消费量及煤电装机容量比较
1.电煤消费量比较
中国、德国2005〜2010年电煤消费量比较见表3-540
表3-54 中国、德国2005-2010年电煤消费量比较 （万t）
|
国家 |
年份 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
平均 |
|
中 国 |
电煤消 费量 |
106286.71 |
121059.67 |
133651.89 |
136725.09 |
144877.42 |
151163.05 |
132293.97 |
|
占比（%） |
45.84 |
47.46 |
49.00 |
48.64 |
48.97 |
48.41 |
48.06 | |
|
德 国 |
电煤消费 （油当量） |
7485 |
7660 |
7848 |
7079 |
6008 |
6569 |
7108 |
|
电煤消费 （折算） |
15344 |
15703 |
16088 |
14512 |
12316 |
13466 |
14572 | |
|
占比（%） |
91.12 |
91.72 |
91.61 |
87.54 |
83.90 |
85.87 |
88.63 |
从表3-54可以看出，我国电煤消费量逐年持续增加，德国则保 持基本稳定且呈下降趋势，从2005年的1.53亿t下降至2010年的 1.34亿t,年消费电煤平均为1.46亿t。
从电煤消费量占比来看，德国电煤消费量占煤炭消费总量的比 例较为稳定，介于83.9%〜91.72%之间，平均为88.63%,远高于我 国的平均48.06%o煤炭消费越集中于燃煤发电，越易于治理，越有 利于环境保护。
中国、德国2010年人均电煤消费量比较见表3-55。
表3-55 中国、德国2010年人均电煤消费量比较
|
-国家 |
电煤消费量 （万t） |
占比 （%） |
人口数量 （万） |
人均电煤消费量 （t/人） |
|
中国 |
151163.05 |
48.41 |
134141 |
1.13 |
|
德国^^ |
13466 |
85.87 |
8160 |
1.65 |
从表3-55可以看出，从人均电煤消费量来看，2010年我国为 1.13t∕Λ,德国为1.65t∕人，德国人均电煤消费量是我国的1.46倍。
中国、德国2010年单位国土面积电煤消费量比较见表3-56o
表3-56 中国、德国2010年单位国土面积电煤消费量比较
|
国家 |
电煤消费量 （万t） |
占比 （%） |
国土面积 （万 km2） |
人均电煤消费量 （百万t/万kn?） |
|
中国 |
151163.05 |
48.41 |
960.1 |
1.57 |
|
德国 |
13466 |
85.87 |
35.7 |
3.77 |
从表3-56可以看出，从单位国土面积电煤消费量来看，2010 年我国为1∙57百万t/万kπ?,德国为3.77百万t/万kπ?,德国单位 国土面积电煤消费量是我国的2.4倍。
2.煤电装机容量与煤电发电量比较
中国、德国煤电装机容量与煤电发电量比较见表3-57o
表3-57 中国、德国煤电装机容量与煤电发电量比较
|
国家 |
装机 总量 SkW） |
火电装机 容量及占比 （万 kW） |
煤电装机 容量及占比 SkW） |
全国 发电量 （亿 kWh） |
火电发电量 及占比 （亿 kWh） |
煤电发电量 及占比 （亿 kWh） |
|
中国 （2010 年） |
96219 |
70663 (73.44%) |
65011 (67.57%) |
42280 |
34145 (80.76%) |
32490 (76.84%) |
|
德国 （2009 年） |
15273 |
7010 (45.90%) |
5924 |
3714 (62.70%) |
2571 (43.40%) |
I GB 13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》分析与解读
■■ ■ -' - ---- ---■■■■ ■ ^ ►
从表3-57可以看出，从发电装机总容量及火电装机容量来看， 我国均要远高于德国；从火电装机容量及占比来看，我国火电装机 容量占比为73.44%,德国火电装机容量占比为45.90%,我国火电 装机容量占比要远高于德国。
从表3-57还可以看出，我国全国发电量及火电发电量均远高 于德国；我国火电发电量占比为80.76%,德国火电发电量占比 为62.70%,我国的火电发电量占比明显高于德国；我国煤电发电 量占比为76.84%,德国煤电发电量占比为43.40%,我国也远高于 德国。
3.单位煤电发电量耗煤量比较
中国、德国单位煤电发电量耗煤量比较见表3-58。
表3-58 中国、德国单位煤电发电量耗煤量比较
|
国家 |
全国发电量 （亿 kWh） |
煤电发电量 （亿 kWh） |
电煤消耗量 （万t） |
单位煤电发电量耗 煤量（g∕kWh） |
|
中国（2010年） |
42280 |
32490 |
151163.05 |
465 |
|
德国（2009年） |
5924 |
2571 |
13466 |
524 |
从表3-58可以看出，2010我国单位煤电发电量耗煤量为 465g∕kWh,德国单位煤电发电量耗煤量为524g∕kWh°
相比而言，发1万kWh的电量所消耗的原煤，我国是4.65t, 美国是5.79t,德国是5.24t,可见我国的发电效率已超过美国和 德国。
二、燃煤电厂二氧化硫排放
（-）德国燃煤电厂二氧化硫排放
德国从20世纪80年代起，逐渐建立健全了较为严格的环保标 准和法规体系，且釆取了一系列切实可行的环保措施，以控制二氧 化硫等燃煤污染物的排放。到1988年，德国运行中的大型燃煤设备 均增设了比较完善的环保设施，且烟气中二氧化硫等污染物的排放 浓度实现了连续检测和计算机数据管理，从而使燃煤二氧化硫排放 第三章主要国家的煤炭消费及污染物排放标准I
<....................................................................................—----—
得到了有效控制，大气环境质量得到了明显改善。
1.电力行业二氧化硫排放量
德国电力行业2000〜2009年二氧化硫排放量及占全国排放量 比例见表3-59 o
表3-59 德国电力行业2000-2009年二氧化硫排放量
及占全国排放量比例’ （万t）
|
年份 |
2000 |
2005 |
2008 |
2009 |
|
电力行业二氧化硫排放量 |
26.04 |
22.65 |
20.52 |
18.58 |
|
全国二氧化硫排放量 |
65.64 |
53.86 |
50.66 |
44.83 |
|
电力行业二氧化硫排放占比 （%） |
40 |
42 |
41 |
41 |
①数据来源于欧洲环境署（EEA）。
从表3-59可以看出，德国电力行业二氧化硫排放量仅是我国的 2%左右，是美国的3%左右。虽然排放总量很小，但也呈现了逐年 下降的趋势，从2005年的22.65万t下降为2009年的18.58万t, 下降约17.97%。
德国全国二氧化硫排放量也呈现了逐年下降的趋势。从2005 年的53.86万t下降到2010年的44.83万t,下降了 9.03万t,下降 幅度为16.77%。
2005-2009年，德国电力行业二氧化硫减排量为4.07万t,比 全国二氧化硫减排量9.03万t要少4.96万t,说明其他行业二氧化 硫也在同步大幅减排。
德国电力行业二氧化硫排放量占全国二氧化硫排放量的比例在 2000-2009年期间基本保持稳定状态，从2000年的40%到2005年 的42%,再到2009年的41%o
2.火电二氧化硫排放绩效
德国2009年火电二氧化硫排放绩效见表3-60。
|
表3-60 德国2009年火电二氧化硫排放绩效 | |
|
项 目 |
数 值 |
|
电力行业2009年二氧化硫排放量（万t） |
18.58 |
|
火电发电量（亿kWh） |
3714 |
|
排放绩效（g∕kWh） |
0.50 |
从表3-60可以看出，德国2009年火电二氧化硫排放绩效为 0.50g∕kWh<,
（二）中国、德国火电二氧化硫排放比较
1.火电二氧化硫排放量比较
中国、德国火电二氧化硫量排放量比较见图3-120
(-£□«与惹梅淫娇1 1
图3-12中国、德国火电二氧化硫排放量比较
I 口中国I
I Q德国I
由图3-12可以看出，2000、2005、2008、2009年德国的火电 二氧化硫排放量非常低,分别是中国的3.21 %、1.68%、1.95%、1.96%。
2.火电二氧化硫排放量占比比较
中国、德国火电二氧化硫排放量占全国比例见图3-13。
由图3-13可以看出，我国电力行业二氧化硫排放量占全国比例 与德国较为接近，中国略高于德国，2000、2005、2008、2009年中 国火电二氧化硫排放量占全国比例分别为40.60%、52.90%、45.24%、 42.82%,德国分别为 40%、42%、41%、41%。
______
OOOOOO
6 5 4 3 2 1
≡H
2000 2005 2008 2009
年份
图3-13中国、德国火电二氧化硫排放量占全国比例
3.火电二氧化硫排放绩效比较
德国2009年的火电二氧化硫排放绩效为0.5 g∕kWh,我国2009 年的火电二氧化硫排放绩效为2.7g∕kWh,我国是德国的5.4倍。这 说明与德国相比，我国既需进一步优化火电结构，同时也需进一步 严格我国火电厂二氧化硫的排放控制，可见严格现有电厂的二氧化 硫排放是非常必要的。
三、火电氮氧化物排放
(—)德国火电氮氧化物排放
德国控制氮氧化物最早始于20世纪60年代前，主要釆用低氮 燃烧器。1984年原联邦德国在“大型燃烧设备规定”中制定出严 格的污染物排放限值，其中300MW以上烟气中的氮氧化物浓度控 制在200mg∕m3°随后德国大型燃煤电厂控制氮氧化物排放的技术 水平发生了质的变化，不断提高。1984-1995年，德国燃煤电厂 氮氧化物排放量减少了 70%。德国是欧洲氮氧化物减排量最显著 的国家。
1.火电氮氧化物排放量
德国2000〜2009年火电氮氧化物排放量及占全国排放量比例 见表3-61 o
表3-61 德国火电氮氧化物排放量及占全国排放量比例 （万t）
|
_____年份_____ |
2000 |
2005 |
2008 |
2009 |
|
火电氮氧化物排放量 |
22.67 |
25.86 |
28.09 |
27.12 |
|
全国氮氧化物排放量 |
191.08 |
158.33 |
146.77 |
136.97 |
|
占比（%） |
11.86 |
16.33 |
19.14 |
19.80 |
①数据来源于欧洲环境署。
从表3-61可以看出，德国火电氮氧化物排放量从2005年的 25.86万t增加到2009年的27.12万t,增加约4.87%。德国火电氮 氧化物排放量仅是我国的4%左右，是美国的10%左右。
德国全国氮氧化物排放量呈现了逐年下降的趋势,从2005年的 158.33万t下降到2009年的136.97万t,下降了 21.36万t,下降幅 度为8.27%O
由此可见，德国火电氮氧化物排放量稍有增加，全国氮氧化物 排放量逐年减少，说明德国的其他行业氮氧化物减排较明显。
从德国火电氮氧化物排放量占全国氮氧化物排放量的比例来 看，从2000年的11.86%增加到2005年的16.33%,再到2009年的 19.80%,呈现逐年增加的趋势。
2.火电氮氧化物排放绩效
2009年德国的火电氮氧化物排放量为27.12万t,火电发电量 为3714亿kWh,可以算出2009年德国火电氮氧化物排放绩效为 0.73g∕kWh,远低于我国的相应水平。
（二）中国、德国火电氮氧化物排放比较
1. 氮氧化物排放量比较
中国、德国火电氮氧化物排放量比较见图3-14o
由图3-14可以看出，2000、2005、2008、2009年德国火电氮 氧化物排放量分别是我国的4.83%、3.54%、3.39%、3.38%。
2. 火电氮氧化物排放量占比比较
中国、德国火电氮氧化物排放量及占全国氮氧化物排放量比例 见表3-62 o
900
图3-14中国、德国火电氮氧化物排放量比较
表3S2 中国、德国火电氮氧化物排放量及占全国
氮氧化物排放量比例
|
国家 |
项目 |
2000 年 |
2008 年 |
2009 年 |
2010 年 |
|
中国 |
火电氮氧化物排放量 |
— |
828 |
802 |
881 |
|
全国氮氧化物排放量 |
1629 |
1692 |
2273 | ||
|
占比(%) |
50.83 |
47.40 |
38.76 | ||
|
德国 |
火电氮氧化物排放量 |
22.67 |
28.09 |
27.12 |
— |
|
全国氮氧化物排放量 |
191.08 |
146.77 |
136.97 | ||
|
占比(%) |
11.86 |
19.14 |
19.80 | ||
|
美国 |
火电氮氧化物排放量 |
563 |
333 |
239 |
249 |
|
全国氮氧化物排放量 |
2259 |
1565 |
1374 |
1291 | |
|
占比(%) |
24.92 |
21.28 |
17.39 |
19.29 |
从表3-62可以看出，我国火电氮氧化物排放量占全国氮氧化物 排放量比例比德国要高很多。2008、2009年我国火电氮氧化物排放 量占全国氮氧化物排放量比例分别为50.83%、47.40%,德国分别为 19.14%> 19.80%o美国火电氮氧化物排放量占全国氮氧化物排放量 比例与德国相接近，美国分别为21.28%、17.39%o这充分说明我国 需加强火电厂的氮氧化物排放控制，严格火电厂氮氧化物的排放标 准是重要的手段之一。
四、燃煤电厂大气污染物排放标准
本部分内容主要比较中国、德国燃煤电厂大气污染物的排放限 值，不包括标准发展、标准体系、控制原则等内容。
（-）德国燃煤电厂大气污染物排放标准
根据2009年1月27日修订并执行的德国联邦污染物排放控制 法中关于针对大型燃烧装置的规定（13.BlmSchV）,德国新建燃煤 电厂大气污染物排放浓度限值见表3-63。
表3∙63 德国新建燃煤电厂大气污染物排放浓度限值 （nɪg/n?）
|
燃料和热能 转化设施类型 |
污染物项目 |
适用条件 |
限值 |
达标考核 | |
|
燃煤锅炉 （新建） |
烟尘 |
全部 |
20 |
日均值 | |
|
二氧化硫 |
50 〜IoOMW |
非循环流化床 |
850 |
日均值 | |
|
循环流化床 |
350 |
日均值 | |||
|
>100MW |
全部 |
200 |
日均值 | ||
|
氮氧化物 （以No2计） |
50 〜IOoMW |
非循环流化床 |
400 |
日均值 | |
|
循环流化床 |
300 |
日均值 | |||
|
>100MW |
全部 |
200 |
日均值 | ||
|
汞及其化合物 |
全部 |
0.03 |
日均值 | ||
德国现有燃煤电厂大气污染物排放浓度限值见表3-64。
表3出 德国现有燃煤电厂大气污染物排放浓度限值 （mg/m'）
|
燃料和热能 转化设施类型 |
污染物 项目 |
适用条件 |
限值 |
达标考核 | ||
|
燃煤锅炉 （已建） |
烟尘 |
50 〜IoOMW |
全部 |
30 |
日均值 | |
|
>100MW |
全部 |
20 |
日均值 | |||
|
二氧化硫 |
50 〜300MW |
非循环 流化床 |
一煤煤一 硬褐一 |
1200 1000 |
日均值 | |
续表
|
燃料和热能 转化设施类型 |
污染物 项目 |
适用条件 |
限值 |
达标考核 | |
|
燃煤锅炉 （已建） |
二氧化硫 |
IOO 〜300MW |
循环流化床 |
350 |
日均值 |
|
>300MW |
全部 |
300 |
日均值 | ||
|
氮氧化物 （以NO2计） |
50 〜IOOMW |
全部 |
500 |
日均值 | |
|
100~300MW |
全部 |
400 |
日均值 | ||
|
>300MW |
全部 |
200 |
日均值 | ||
注 现有电厂：2002年11月27日前获取施工和营运许可证，且在2003年11月27日前投
入运行的电厂。
除了上述日均值的达标考核方式之外，半小时均值、年均值等 也是考核方式，达标限值分别是上述限值的不同倍数，或者另设单 独的限值。例如，对于新建机组的氮氧化物用年均值考核，则为50~ IOOMW 要求是 250mg∕π?, >100MW 要求是 IOomg∕∏Λ
另外，德国标准中除了对浓度提岀要求之外，对脱硫效率也提 出了要求。
（二）中国、德国燃煤电厂大气污染物排放标准比较
比较中国、德国的燃煤电厂大气污染物排放标准可以得到，德 国的烟尘控制比我国要严。德国新建燃煤电厂的烟尘排放浓度控制 限值是20mg∕m3,已建的IooMW以上燃煤电厂也均是执行 20mg∕m3o我国则在重点地区才执行20mg∕m3,更多的非重点地区 则执行的是30mg∕m3o
相比而言，德国的二氧化硫和氮氧化物排放浓度限值要比我国 宽松一些。德国对于大于IOoMW的新建机组，二氧化硫和氮氧化 物均执行200mg∕m3;我国高硫煤四个省份二氧化硫排放浓度执行 200mg∕m3,采用W型的火焰锅炉氮氧化物排放执行200mg∕m3,其 他非重点地区的新建燃煤机组二氧化硫和氮氧化物则均执行 1 OOmgZm3的排放浓度要求。
对于现有电厂，德国是指2003年11月27日前投入运行的电厂, 我国是指2011年12月31日以前环境影响报告书通过审批的电厂， 对于IoOMW以上的机组，德国的烟尘排放浓度限值为20mg∕m3, 要严于我国2014年7月1日开始执行的排放浓度限值。对于300MW 以上的燃煤机组，德国二氧化硫排放浓度限值比我国要略松，氮氧 化物排放浓度限值则完全相同。
由于德国和我国现有电厂和新建电厂执行排放标准的时间相差 很大，如果将德国新建燃煤电厂的二氧化硫和氮氧化物排放标准与 我国现有燃煤电厂2014年7月1日开始执行的标准相比，对于 IOOMW以上的常规煤粉炉，其排放浓度限值完全相同。
综上所述，我国火电厂大气污染物排放标准GB 13223-2011 中的烟尘排放浓度限值比德国略松，二氧化硫和氮氧化物排放浓度 限值基本相当或稍有严格。考虑到我国的环境空气质量现状，火电 厂执行GB 13223—2011的标准还是较为合适的。
GB 13223-2011《火电厂大气汚澈⅞⅜标准
烟气污染控制技术
目前，燃煤电厂的高效除尘器以电除尘器、袋式除尘器和电袋 复合除尘器为主，到2010年底，电除尘器约占94%,袋式及电袋 复合除尘器约占6%。随着GB 13223-2011的颁布，烟尘的排放限 值也随之提高到30mg∕m3和20mg∕ι∏3,尽管除尘技术仍以电除尘、 袋式除尘和电袋复合除尘技术为主，但各自均有新技术、新材料不 断涌现。
一、电除尘器
（一）工艺原理及主要影响因素
电除尘器是利用强电场使气体电离，粉尘荷电，并在电场力的 作用下分离、捕集粉尘的装置，也称电气除尘器或静电除尘器。
1.结构
电除尘器由除尘器本体和供电装置两部分组成。除尘器本体包 括放电电极、集尘电极、振打机构（干式电除尘器）、气流分布装 置、高压绝缘装置、外壳及灰斗等部件。电除尘器有干式、湿式之 分，前者为干式清灰；后者为湿式清灰。我国传统使用的主要是干 式电除尘器，近来为适应30mg∕m3的排放标准，湿式电除尘器也开 始出现。
（1） 放电电极。放电电极又称电晕电极、阴极，是电除尘器的 主要部件，对除尘效率有着直接的影响。对放电电极的主要要求是: 起晕电压低，击穿电压高；放电强度强，电晕电流高；机械强度好, 能耐腐蚀。
目前釆用的放电电极可分为两类：一类是线状放电电极，包括 圆线、星形线、刀形线等；另一类是点状放电电极，包括圆芒刺、 锯齿形、R-S型等。
（2） 集尘电极。电除尘器的集尘电极又称除尘极、阳极。集尘 电极的形式大致可分为平板式电极、箱式电极及型板式电极等。对 集尘电极的主要要求是：消耗金属材料少；防止二次扬尘。
烟气在静电场作用下，沉积于集尘极上。但在烟气流的冲刷下, 特别是在振打时，集尘极上的烟尘会重新扬起而返回烟气流中，从 而降低除尘效率。
最近出现了移动电极，主要应用于最后一个电场，极板上的烟 尘被旋转钢刷刷入灰斗，可有效防止二次扬尘。
（3） 振打装置。在集尘极上沉积的烟尘达到一定厚度时，会使 电气条件恶化而影响除尘效率，故一般是通过振打装置将集尘极上 沉积的烟尘振落到灰斗中，这一过程称为清灰。
最常用的振打方式是利用摇臂锤振打。每一排集尘极上设置一 个摇臂锤，各排之间互相错开一定的角度安装到回转轴上。当电动 机带动回转轴转动时，集尘极依次受到振打，可以通过改变锤重和 回转速度来调整振打强度及振打周期。除摇臂锤振打方式外，还有 多种振打方式，如振动器振打、电磁振打等。
（4） 气流分布装置。电除尘器中气流分布的均匀程度对除尘效 率有很大影响,设置气流分布装置有助于提高气流分布的均匀程度。 常用的气流分布板为圆孔形，也可釆用方孔形、百叶形等其他形式 的气流分布板。
圆孔形气流分布板上的圆孔孔径不宜太小，以防烟尘堵塞孔眼。 如果一块分布板还不能达到气流分布均匀的目的，则可设置2〜3 块气流分布板。
(5) 外壳和灰斗。除尘器外壳对保证除尘器运行起着重要的 作用。处理高温烟气，外壳要用保温材料予以适当保温，防止在 外壳附近的烟气温度降至露点温度以下而形成结露，由此造成的 电场内风速提高又会使除尘效率降低。由于烟气温度高，冷空气 的漏入会使局部烟气温度冷却至露点以下，使除尘器内部构件被 腐蚀。
灰斗的设计要考虑到烟尘的物理特性及足够的容量，要特别注 意灰的流动性；灰斗壁要有足够的坡度，灰斗中还可加设搅拌装置， 以保证收集的灰能顺利地从排灰器中排出；同时灰斗要注意保温， 以防止灰斗内部由于烟气中的水汽凝结而使灰粒结块、架桥，甚至 堵塞而影响排灰。
(6) 电除尘器的供电装置。电除尘器的除尘效率及其工作的稳 定性在很大程度上取决于供电装置。供电装置分为工频电源和高频 电源。工频电源设备主要包括升压变压器、整流器和控制装置三部 分；高频电源还包括高频逆变器。
升压变压器的作用是将电网的38OV或220V交流电变为电除 尘器所要求的高压电，其电压达60~70kV,甚至高达80~200kV 以上。
整流器的作用是将高压交流电转变为高压直流电。
在电除尘器中，当施加于电极的电场强度达到最高值时，除尘 效率也最高。如果在理想的条件下，除尘器电极系统各个点上的击 穿电压应相同,从而有可能使工作电压稳定地接近于击穿电压运行。 但实际上，击穿电压是在一个相当大的范围内波动。因此，电除尘 器的运行工作电压也应随之调节，以使其尽可能接近于击穿电压， 而又不至于被击穿。
在电除尘器中，电压调节已实现自动化。自动调压有不同方式, 如按给定的电流电压、按除尘器中的电弧击穿、按电晕放电功率最 高值、按给定的火花放电频率、按平均最高电压等调节。有时在一 个控制系统中，可同时采用数种不同的方式。
与使用工频电源供电相比，使用高频电源供电时，在保证除尘 效率不变的情况下，电除尘器节能幅度在70%〜90%；在相同本体 的情况下，电除尘器烟尘排放可减少40%〜70%。
2.原理及除尘效率
图4-1为平板式电除尘器的集尘原理，中间实心圆点为高压放 电极，在此电极上受到数万伏高压时，放电极与集尘极之间达到火 花放电前引起电晕放电，空气绝缘被破坏；电晕放电后产生的正离 子在放电极失去电荷，负离子则黏附于气体分子或尘粒上，由于静 电场的作用被捕集在集尘极上；当静电集尘电极板上的尘粒达到相 当厚度时，利用振打装置使烟尘落入下部灰斗。
图4-1平板式电除尘器的集尘原理
由此可知，电除尘器的集尘主要是利用电晕电场中尘粒荷电后 移向异性电极而从气流中分离出来的原理。为此，必须在高电场 的作用下，首先使气体电离，尘粒荷电，然后荷电尘粒移向集尘 电极。
根据气流流动方式的不同，电除尘器可分为立式及卧式，电 厂中使用较多的是卧式电除尘器。在卧式电除尘器内，气流水平 地通过。在长度方向根据结构及供电要求，通常每隔一定长度划 分成单独的电场。对300MW机组来说，常用的是4个电场；对 600MW的机组，常用4~5个电场，目前已出现6个电场，甚至7 个电场的。
电除尘器的效率可由下式计算，即
VA
τ∕ = l-e Q (4-1)
式中η--电除尘器效率，%;
V---驱进速度，m/s；
A--集尘极总面积，m2;
Q——含尘气体流量，m3∕s;
e--自然对数的底。
由式(4-1)可知，电除尘器的效率主要与比收尘面积(A/Q) 和尘粒的驱进速度有关，而与电场数无关。换句话说，比集尘面 积相同，增加电场数在正常条件下并不能改变除尘效率。通常电 除尘器的比收尘面积越大，除尘效率越高，因此为适应不断严格 的烟尘排放标准，我国燃煤电厂的电除尘器比收尘面积也在不断 变大，从最初的50~70m2/ (m3∕s)逐步增加到8O~ 100m2/ (m3∕s), 目前更有增加到150m2/ (m3/S)以上的，在印度有的电除尘器比收 尘面积甚至做到了 250π?/ (m3/S)O与之相适应，电场数也在不断 增多。
在电除尘器中，尘粒的移动速度(驱进速度)是由电场力所决 定的，可以由下式求得，即
vɪɪ (4-2)
3πμd
式中V--尘粒移动速度，cm/s；
E——电场强度，静电系单位电场；
q--尘粒的电荷量，静电系单位电量；
μ---气黏度，g/ (Cm∙s);
d---粒粒径，CmO
3.灰的比电阻及其对除尘效率的影响
影响电除尘器效率的因素很多，设计、安装、运行条件等都在 不同程度上影响着电除尘器的除尘效果。一个较突出的问题是：除 尘效率受烟尘比电阻影响较大。锅炉烟尘俗称飞灰，当灰的实际比 电阻大于5×10l0Ω∙cm时，就难以集尘；而灰的实际比电阻过小时， 又容易重新被烟气带起。故通常认为选用电除尘器时，灰的最佳实 际比电阻为lxl()4〜5xl0i°£lcm。
无论何种电除尘器，都会受到尘粒静电性质的影响，在这些静 电性质中特别重要的是比电阻。
(1)灰的比电阻。各种材料的电阻与其长度成正比，与其截面 积成反比，且与温度有关。
R = PE (4-3)
4
式中R——材料在某一温度下的电阻，Q；
P--材料的比电阻(或称电阻率)，Ω∙cm;
LR--材料的长度，cm；
Nr--材料的截面积，Cm2O
式(4-3)中ZR及Nr为1个单位时，则夫=汽。故一种材料的比 电阻就是其长度及其截面积各为1个单位时的电阻。
根据灰的比电阻对电除尘器性能的影响，大致可分为下列三种 情况：φp<104Ω∙cm者属低比电阻灰，也有的将105Ω∙cm<p< 106Ω∙cm者列入此类；②104Ω∙cm<p<5×10'°Ω cm范围内的灰粒适 用于釆取电除尘方式集灰，其带电稳定，集尘效率高；®p> 5×10*°Ω∙cm者为高比电阻灰。
过高或过低比电阻的灰粒如不采取预处理措施，均不宜应用电 除尘器。如我国内蒙古的准格尔煤，燃烧后其飞灰实际比电阻高达 10l3Ω∙cm,若釆用电除尘器，即使釆用五电场，并经特殊设计，比 收尘面积达到130m2/ (m3∕s),其烟尘排放浓度仍难以控制在 200mg∕m3以下。如采用三氧化硫烟气调质，可以取得较好的效果， 但电除尘器岀口浓度仍难控制在50mg∕m3以下。
(2)灰的比电阻与除尘效率。灰的比电阻在一定范围内时，除 尘效率随比电阻的增大而降低，见图4-2。
图4-2飞灰比电阻对除尘效率和除尘器运行参数的影响示意图
若在导电性灰层中显示高值放电电流，一般就表示在灰层中电 晕电流稳定，集尘效率高；比电阻〃在lθ'lΩ∙cm左右时，电晕电流 就急剧变化和减少。
由于灰比电阻受其化学组成、外界条件变化的影响，要获得准 确的测值是不容易的。
灰是煤的燃烧产物。在煤质特性方面，含硫量的高低对灰的比电 阻有较大的影响。煤中可燃硫燃烧后生成二氧化硫，并伴有少量三氧 化硫产生。如温度过低，三氧化硫吸附在灰粒上会大大降低灰的比电 阻值，故煤中含硫量高者要比含硫量低者的比电阻小。此外，灰的粒 径分布、真密度、堆积密度、黏附性等对电除尘器的运行性能均有一 定程度的影响。在设计电除尘器时，还要考虑温度、湿度等因素。
实验室测得的飞灰比电阻一般是通过对干燥的飞灰在空气中测 得，称为飞灰固有比电阻，其值比实际运行烟气中的飞灰比电阻往 往高很多，有时可高3~4个数量级。
4.煤、灰的成分及其对除尘器类型选择的影响
根据国内200个电厂不同煤质、飞灰成分及电除尘器除尘难易 程度的评价结果，通过偏相关分析，获得煤中硫分和飞灰中Na?。、 Al2O3. SiO2含量是影响电除尘器除尘难易性的最为关键的因素。煤 中硫分和飞灰中Na2O的含量越高，除尘越容易；飞灰中Al2O3> SiO2 的含量越高，除尘越难。
当除尘器出口烟尘浓度要求为50mg∕m3以下时，200个电厂的 数据库中电除尘器除尘难易性评价等级为容易、较容易和一般的， 可选用电除尘器；评价等级为较难的，需结合煤中灰分和水分含量 等，具体分析后，再确定除尘器选型，即是电除尘器还是袋式除尘 器或电袋复合除尘器；评价等级为难的，则应选择袋式除尘器或电 袋复合除尘器。由多元回归分析获得的除尘器类型选择条件列入表 4-1,依据选型条件对照数据库，可得出鈕方法的准确率和涵盖率, 也列入表4-10
表4-1 除尘器出口烟尘浓度要求为
50mg∕m3以下时除尘器选择方法
|
电除尘器除尘 难易性评价 |
除尘器选择 |
选型条件 |
准确率 (%) |
涵盖率 (%) |
|
容易 |
电除尘器 |
燃煤硫分NX⅛ |
94 |
97 |
|
较容易 | ||||
|
一般 | ||||
|
较难 |
应具体分析后，再确定 除尘器类型 |
燃煤硫分効%,且灰中 80%<Al2O3+SiO2≤89% |
94 |
89 |
|
难 |
袋式除尘器或电袋复 合除尘器 |
燃煤硫分5%,且灰中 Al2O3÷SiO2>89% |
100 |
60 |
注 J^-3.2xNa2O+1.6.
除尘器出口烟尘浓度要求为30mg∕m3以下时的除尘器选择方法, 结果见表4-2。
表4-2 除尘器出口烟尘浓度要求为
30mg∕m3以下时除尘器选择方法
|
电除尘器除尘 难易性评价 |
除尘器类型 |
选型条件 |
准确率 (%) |
涵盖率 (%) |
|
容易 较容易 |
电除尘器 |
燃煤硫分NF% |
88 |
87'' |
|
一般 |
应具体分析后，再确定 除尘器类型 |
燃煤硫分<Y‰且灰中AI2O3/ (Al2O3+SiO2) ≤40% |
69 |
85 |
|
较难或难 |
袋式除尘器或 电袋复合除尘器 |
燃煤硫分vP%,且灰中AI2O3/ (Al2θ3+Siθ2) >40% |
100 |
45 |
注 y=-l∙5×NaO2+1.6o
(二)技术特点及适用性
电除尘器适用于烟尘实际比电阻在IO’〜5χIOHQcm范围内的 除尘；同样，当燃煤含硫量较高、烟尘中Na2O含量较高、Al2O3 和SiO2较低时也非常适宜采用电除尘器收尘。电除尘器适用于新建 和改造机组，并可在范围很宽的温度、压力和烟尘负荷条件下运行; 根据电场布置的情况，四电场或五电场电除尘器的除尘效率为 99.0%〜99.8%,烟尘排放浓度可达50mg∕m3以下。
电除尘系统的设备阻力是袋式除尘器的1/8〜1/5,处理烟气量 大，运行费用低，维护工作量小，一般处理IOoOIn3∕h烟气量消耗的 电能为0.2〜0.8kWh°同时，由于电除尘器的结构易于实现模块化, 其收尘有效截面可根据使用要求确定，不受限制；电除尘器除尘适 用范围广泛，可去除细微颗粒物、适用较大范围的入口烟尘浓度： 占地面积和空间略大于袋式除尘器；电除尘器在脱除烟尘的同时， 还可协同去除烟气中的部分重金属(如汞、铅)。
电除尘器也存在一些不足，对含硫量低、烟尘比电阻高的煤种， 很难保证电除尘器的高效除尘效率。
为满足严格的排放标准，应适当加大比收尘面积，采用高频电 源，必要时还可釆用旋转电极或移动电极、低低温电除尘器、湿式 电除尘器等新技术。
（三） 应用现状
我国全面系统地对电除尘器技术进行研究和开发始于20世 纪60年代。在1980年以前，我国在国际电除尘器领域还处于非 常落后的地位。随着环保要求的提高以及市场经济下的利益驱 动，国内许多大、中型环保产业对电除尘器进行技术研究和开发 方面的投入不断加大，电除尘器的应用得到了长足的发展。国家 更是将高效电除尘器技术列入“七五”国家攻关项目。通过对引 进技术的消化、吸收和合理借鉴，到20世纪90年代末，我国电 除尘器技术水平基本赶上国际同期先进水平。进入21世纪以后， 电除尘器应用技术进一步得到发展。目前，电除尘器已广泛应用 于火力发电、钢铁、有色冶金、化工、建材、机械、电子等众多 行业。
在1980年以前，我国电除尘器的规模绝大多数都在IoOm2以 下，而其行业占有量为有色冶金行业32%、钢铁行业30%、建材行 业18%、电力行业8%、化工行业5%、轻工行业4%、其他行业 3%.随着我国经济的飞速发展，尤其是电力、建材水泥行业的发 展达到空前水平，到20世纪90年代中期，电除尘器行业占有量 的格局已改变为电力行业72%、建材水泥行业17%、钢铁行业5%、 有色冶金行业3%、其他行业3%。目前，火力发电行业釆用电除 尘器作为烟尘控制方式的锅炉容量占94%以上，IoOoMW火电厂 的电除尘器已成功安装运行。四电场和五电场电除尘器的设计除 尘效率最高可达99.8%,四电场电除尘器实际运行的除尘效率大多 在99.6%以上，五电场电除尘器实际运行的除尘效率大多在99.8% 以上。
（四） 电除尘器新技术
在电除尘器快速发展和推广的同时，一些与之相配套的除尘性 能优化和运行可靠性等研究也不断开展，并取得了突破性的成果。
1.高频电源技术
高频电源技术突破了原有传统供电电源采用两相工频电源的技
第四章烟气污染控制技术J
4-----------------------------------------------------------------------------------------------------
术，经过可控硅移相调幅后送整流变压器形成脉动电流的流程， 釆用把三相工频电源通过整流形成直流电，通过逆变电路形成高 频交流电，再经整流变压器升压整流后形成高频脉动电流，见图
4-3 O
AC380V 50HZ
3相 -
|
直流 |
_ |
20kHz 交流；•------- | |
|
整流 电路 |
高频 逆变器 |
；高频 '整流 ________I变压器 | |
|
— |
高频电源 |
I 、------- |
电除尘器 ］直流电场
AC380V 50Hz
2相
工频电源
电除尘器
ʃ :直她_ 电场
;工频;―ɪ-ɪ一~
I整流I I I
:变压器； ITJ
图4-3高频电源与工频电源原理示意图
由于高频电源脉冲高度、宽度及频率均可以调整，因此可以根 据电除尘器的工况提供最佳的电压波形及最大的运行电压，从而提 高电除尘器的除尘效率，大幅度节约电能。据不完全统计，截止到 2010年底，已有80余台机组的电除尘器使用了高频电源，都取得 了良好的效果，烟尘排放浓度在30mg∕m3以下，能满足GB 13223—2011的排放要求。如上海外高桥电厂三厂2台IOoOMW机 组静电除尘器均从工频电源改造为高频电源，不仅实现了电除尘器 系统节能约70%,而且显著减少了烟尘排放，能够稳定满足重点地 区燃煤电厂烟尘排放小于20mg∕m3的要求。
2.旋转电极技术
该项技术通过改变电除尘器传统的阳极构造方式及阳极清灰方 式，用旋转极板替代固定极板，用钢丝刷清灰替代锤头振打清灰， 从而在构造上将电场的收尘区与清灰区分开，不但提高了阳极的清 灰效果，而且可以有效地抑制电除尘器的二次扬尘，显著地提高了 电除尘器的效率。其原理见图4-4。
目前该技术已应用于多个电厂，经测试烟尘排放浓度小于 50mg∕m3,取得了较高的除尘效率。
3.烟气调质技术
由于燃烧高硫煤机组与燃烧低硫煤机组电除尘器的收尘效果有显 著差异，因此很早就有用SO3、N⅛或水（7K蒸气）进行烟气调质，降 低粉尘的比电阻，能提高燃烧低硫煤机组电除尘器除尘效率的概念。 国内目前应用的主要是烟气SO3调质系统，其工作流程见图4-5 O
目前S03烟气调质系统已应用于内蒙古托克托电厂、河南登封电 厂及广东平海电厂等，取得了很好的效果，电除尘器效率明显提高。
内蒙古托克托电厂燃用的是准格尔煤种，煤的空气干燥基灰分 丄为26%,收到基全硫Sar为0.47%,灰成分中SiO2 ⅛ 40.75%、 AI2O3 为 47.26%、SO3 ⅛ 1.06%, SiO2 和 Al2O3 含量高、硫含量低， 导致粉尘粒径较细，比重轻，实际比电阻高达10”〜10∣3Q∙cm,电 场易产生电晕封闭现象而影响除尘效果。粉尘不易荷电，具有一定 黏性，使振打清扫困难，易产生二次飞扬，严重影响静电除尘的除 尘效率，很难达到设计效率值和排放标准要求。当釆用S0向烟气 进行喷射时，可明显降低比电阻。从不同的煤样燃烧试验（大矿煤 及小窑煤）发现，若S03喷枪位置选择在空气预热器出口至电除尘 入口的两个烟道内部，当向烟气中喷射一定浓度的S03时，可以将 比电阻降到Ion）〜10"Qcm,明显提高电除尘器的捕集效果，提高 电除尘效率，确保烟尘排放达到环保要求-2004年9月28〜29日 的电除尘器除尘效率测试结果表明，1号电除尘器除尘效率为 99.80%, 2号电除尘器除尘效率为99.77%o
电 s⅛⅛*
图4-5烟气调质系统流程图
4.湿式电除尘技术
湿式电除尘器与干式电除尘器的收尘原理相同，但在对集尘板 上捕集到的粉尘清除方式上湿式电除尘器与干式电除尘器有较大区 别。干式电除尘器一般釆用机械振打或声波清灰等方式清除电极上 的积灰；湿式电除尘器则是用喷水或溢流水等方式使集尘极表面形 成一层连续的水膜，将沉积在极板上的粉尘冲走而清除。
湿式电除尘器具有除尘效率高、压力损失小、操作简单、能耗 小、无运动部件、无二次扬尘、维护费用低、生产停工期短、可工 作于烟气露点温度以下、由于结构紧凑而可与其他烟气治理设备相 互结合、设计形式多样化等优点，可有效去除SO3、重金属、PM2.5 等，但也存在着腐蚀、污泥和污水的处理问题，仅在气体含尘浓度 较低、要求除尘效率较高时才采用。
湿式电除尘器在发达国家的电力等工程领域得到了广泛应用， 仅日本三菱重工就已有32台套应用于电厂。美国BrUCeManSfieId电 厂、Miranf DiCkerSOn电厂等多家电厂的测试报告表明，湿式电除尘 器对PM2.5的去除效率均高于95%,粉尘排放浓度低于5mg∕m3o
目前，国内正在对应用于电力行业的湿式电除尘器进行试验， 中试装置已经安装在福建上杭瑞翔纸业20t∕h循环流化床锅炉上， 为湿式电除尘器的发展积累丰富经验。300MW机组的湿式静电除 尘器正在湖南益阳电厂实施。
5. 飞灰凝聚技术
电除尘器通过在电极上施加高电压后使气体电离，进入电场空 间的烟尘荷电来进行除尘，但是对细微颗粒物，荷电较为困难，并且 在电场内受到的迁移黏滞阻力大，驱进速度低。因此，传统的电除尘 器对直径2.5μm以下的细微颗粒物脱除效率低。通过飞灰凝聚技术, 在烟气进入除尘器之前，先对烟尘进行荷电处理，使相邻两列的烟尘 带上正、负不同极性的电荷，然后通过扰流装置，使细微颗粒物凝聚 成大颗粒物后进入除尘设备。凝聚器荷电凝聚类型可分为直流电场中 异极性荷电烟尘凝聚、交变电场中同极性荷电烟尘凝聚、交变电场中 异极性荷电烟尘凝聚。交变电场中异极性荷电烟尘凝聚效率最高。
国内外都在研究飞灰凝聚技术,国外公司从1999年开始研究飞 灰凝聚技术，澳大利亚IndigO公司于2002年开发出商用凝聚器， 并开始工业应用，但应用业绩较少。国内多家公司也进行了相关试 验，掌握了核心技术。
6. 低低温电除尘技术及低温省煤器
对于安装湿法脱硫装置的现有电厂，电除尘器通常布置在烟气 换热器（GGH）之前，除尘后的烟气进入GGH换热器，降低烟气 温度，然后进入脱硫洗涤塔，脱硫后的烟气再进入GGH,将净烟气 加热到70〜80°C,然后排放。低低温电除尘技术则是将电除尘器布 置在GGH之后，除尘原理则与常温电除尘器的原理一致。但是通 过低低温电除尘器的烟气温度比通常的要低，烟气量相应地有所减 少，在电除尘器规模尺寸不变的情况下，烟气通过电场的流速降低, 停留时间增加，比集尘面积增加，因而低低温电除尘的除尘性能显 著提高。其工作原理见图4-6,左侧的高温烟气一般为空气预热器 后的烟气，低温烟气进入静电除尘器；右侧的低温烟气一般是湿法 脱硫塔后的烟气，通过再热器加热后经烟囱排放。当然也可以仅用左 侧部分，将加热后的热水或蒸汽用于其他目的，被称作低温省煤器。
图4-6低低温电除尘器工作原理图
低低温电除尘技术可在不增加投资成本的情况下，显著提高除 尘效率，同时处理烟气量的降低带来能耗降低10%左右。另外低低 温电除尘器布置在GGH之后，在运行时还可减轻对GGH的腐蚀。 低低温电除尘技术在日本应用较多，日本自2000年以来，新建燃煤 电厂锅炉大部分都釆用三电场的低低温电除尘处理工艺，结合湿法 脱硫，可达到10mg∕m3以下的粉尘排放，部分电厂更是在湿法脱硫 装置后增加配套湿法电除尘器，进一步解决超细微烟尘的排放，实 施低至5mg∕m3以下的烟尘排放。低低温电除尘器在实现高效除尘 效果的同时，还能脱除SO3,且降低烟气处理系统的能耗，必将具 有广阔的应用前景。
我国上海外高桥三厂IOoOMW燃煤机组在静电除尘器之后加 装了低温省煤器，回收了烟气中的部分热量，同时减少了进入脱硫 塔的烟气量。上海漕泾电厂IOOOMW燃煤机组则在静电除尘器之前 加装了一级低温省煤器，在石灰石一石膏湿法脱硫塔前加装了二级 低温省煤器，实际使用结果表明，发电标准煤耗下降IgZkWh以上, 烟尘浓度从21.22mg∕m3 T降到14.05mg∕mj,减排达到33.8%,同时 脱硫系统的消耗也明显下降。
由此可见，加装低温省煤器是燃煤电厂节能、减排、节水的综 合改造，具有良好的经济效益和环保效益。低温省煤器受热面金属 管壁可能产生的腐蚀和磨损引起的受热面管排泄漏问题值得关注， 运行中应做好管排泄漏的监控。
7.其他新技术
降压、降功率、停电等振打优化技术、双区电除尘器技术、库 伦电除尘器技术、透镜式电除尘器技术也取得了一定的研发成果。
二、袋式除尘器
(一)原理及分类
1. 工作原理
含尘烟气由进风口进入袋式除尘器，烟尘颗粒被机械地收集在 滤袋上，过滤可以发生在滤袋的纤维上，也可以发生在滤袋表层附 着的灰层上。经滤袋及表层灰层过滤后的清洁烟气由排风口排入大 气。滤袋表层灰可通过不同的清灰方式进行清除。一般而言，袋式 除尘器的除尘效率可以超过99.9%,与电除尘器相比，袋式除尘器 能更好地捕捉超微细颗粒。
2. 分类
(1)按进入滤袋的压力分类。袋式除尘器按含尘烟气进入滤袋 的状况一般可分为正压和负压两种。进入滤袋含尘烟气的压力为正 时，称为压入式（或称正压式）；当含尘烟气的压力为负时，称为吸 入式（或称负压式）。压入式袋式除尘器的壳体严密性要求低，结构 简单，建造费用低，但由于含尘烟气必须经过风机，导致风机叶轮 磨损较大；吸入式袋式除尘器的壳体严密性要求严格，强度要求高， 建造费用较高，但含尘烟气不经过风机，因此风机叶轮磨损小。
（2） 按过滤方式分类。袋式除尘器按过滤方式可分为内滤和外 滤两种。含尘烟气由袋内流至袋外、净化后的烟气从袋外排出的称 为内滤式；外滤式则与此相反。内滤与外滤直接与袋式除尘器的清 灰方式有关，一般脉冲型袋式除尘器多为外滤式；机械振动型袋式 除尘器多为内滤式；大气反吹型袋式除尘器有内滤和外滤两种。内 滤式袋式除尘器的袋内无骨架，滤袋磨损小，但清灰时滤袋两端所 受的挠曲变形较大；外滤式袋式除尘器在同样体积内布置的过滤面 积较内滤式的大，从而可减少设备的体积，但其袋内有骨架，清灰 时滤袋和骨架有些磨损。
（3） 按进风方式分类。袋式除尘器按进风方式可分为下进风、 上进风和侧向进风三种。含尘烟气从滤袋下部进入、上部排出的称为 下进风袋式除尘器；上进风袋式除尘器则与此相反。下进风袋式除尘 器中的含尘烟气流动方向与烟尘沉降方向相反,烟尘中大颗粒可自然 沉降，但在处理超细粉尘时有增加滤袋粉尘负荷的趋势。上进风袋式 除尘器内含尘烟气中粉尘的沉降方向与烟气的运动方向相同，因而在 向下流动的过程中，无论尘粒的粒度如何，均有不被滤袋捕捉而落入 灰斗的几率，上进风袋式除尘器在处理含超细粉尘（＜3μn）较多的 气溶胶时效果较好。侧向进风适用于外滤式袋式除尘器。
（4） 按清灰方式分类。清灰方式是衡量袋式除尘器装备水平的 重要标志之一。随着袋式除尘器的发展，滤料材质的不断改进，清 灰方式也在不断地革新。目前袋式除尘器的类型大多是按照清灰方 式来命名的，主要分为脉冲型、机械振动型和大气反吹型。脉冲型 袋式除尘器的滤袋是悬挂在顶部天花板上的,含尘烟气从滤袋的侧向 进入，流过滤袋周围，并由滤袋外侧进入滤袋内。滤袋内侧有支撑的 骨架，防止滤袋瘪掉，烟尘附着在滤袋的外层。脉冲的高压空气不时 地通过开口滤袋的顶端注入袋内，引起滤袋外侧的烟尘脱落。脉冲型 袋式除尘器通常釆用在线清灰方式，通常采用侧向进风和外滤方式。
机械振动型袋式除尘器的含尘烟气从每个单元室的底部进入袋 式除尘器，向上流至单元室顶板，在每个单元室的顶部有一清洁烟 气导管作为岀口将清洁烟气排出。滤袋被安装在嵌入单元顶板的一 个开口套管上，然后悬挂在单元室顶部的架子上。含尘烟气从滤袋 内侧流向外侧，将烟尘留在滤袋内。单元室不时地被隔离开来，振 动滤袋，引起滤袋内侧的烟尘落入下部的灰斗。可见，机械振动型 多釆用负压、内滤、下进风方式。
大气反吹型袋式除尘器是负压、内滤、下进风方式，由灰斗、 滤室、进排风母管和清灰系统等组成。清灰机构是由差压变送器（或 时间控制器）向执行机构（电磁铁或电动推杆）发出指令，牵引清 灰风门到开启位置，使空气进入滤室，对滤袋进行反吹，此时滤袋 由圆变瘪，并发生变形，使黏附在滤袋内壁上的尘饼破碎而脱落， 烟尘掉入灰斗。
大气反吹型与机械振动型的联合使用被称为振动放气式，也已 得到使用，大气反吹清灰系统受到滤袋机械振动的支持。图4-7显 示了不同袋式除尘器的工作原理。
图中7袋式除尘器工作原理
（a）机械振动型；（b）大气反吹型；（C）脉冲型
(二)技术特点及适用性
1. 袋式除尘器的主要优点
(1) 袋式除尘器的除尘过程中除了纤维层的过滤作用外，还有 撞击、扩散、静电、重力沉积等作用，因而可捕集到不同粒径的尘 粒，其除尘效率可达99.9%。
(2) 袋式除尘器捕篥细小灰粒的能力强，可减少排入大气中的 微尘量，特别是对减少大号中重金属污染更有效。
(3) 袋式除尘器处理扇气量大，每小时可达数百万立方米，可 与大型锅炉配套。特别是对高比电阻的烟尘来说，使用袋式除尘器 尤为有利。
(4) 袋式除尘器的除尘效率不受烟尘化学成分变化的影响，效 率稳定。当除尘器阻力小于IoOOPa时，入口含尘浓度即使有较大变 化，对其阻力及除尘效率的影响也不明显。
(5) 实行分室过滤，可在运行中检修与换袋，发生故障一般不 必停炉。如果配合喷雾或喷干粉烟气脱硫(FGD)系统，则具有一 定的脱硫作用。
2. 袋式除尘器的主要缺点
(1) 袋式除尘器滤袋价格较高。高温及潮湿烟气经常会因滤布 摩擦产生局部破损、装配不良等而发生漏风。滤袋材料的耐蚀性、 吸湿性、耐热性及机械强度等随滤料不同而异。
(2) 袋式除尘器的阻力较电除尘器高，故能耗较大。
(3) 滤袋更换较为复杂，且更换下来的废弃滤袋处理也是一个 问题。
3. 技术适用性
袋式除尘器适应性强，不受烟尘比电阻和物化特性等的影响； 在新建或改造机组中都适用，在高灰分燃煤电厂锅炉、循环流化床 锅炉及干法脱硫装置的烟气治理中应用较广；适用于排放要求严格 的环境敏感地区。袋式除尘器还可去除烟气中的部分重金属(如汞)。
袋式除尘器占地面积和电除尘器相当；滤袋破损需更换，运行 维护工作量较大；对制造、安装、运行、维护都有较高要求。
根据对国内调研资料的统计，袋式除尘器的一次投资在IOOtl/ kW左右，改造电厂成本高于新建电厂成本。袋式除尘器运行费用 包括运行时因能量消耗和滤料更换及维修费用等，滤袋费用大致占 设备总造价的15%〜20%,运行维护成本较高。
（三） 应用现状
我国火电厂发展袋式除尘器始于1975年，先后在内江、淄博、 巡检司、杨树浦和普坪村电厂进行袋式除尘器研发试验，后因结 构、国产滤料损坏、阻力太大、糊袋等问题一直未获成功。20世 纪90年代末，随着我国环保要求的提高，准格尔煤的粉尘特性决 定了使用电除尘器难以达到严格的环保要求，内蒙古丰泰发电有 限公司2台20万千瓦机组率先釆用关键部件从国外引进的袋式除 尘器，为国内电力行业选用袋式除尘器提供了宝贵的经验。近年 来，我国燃用准格尔煤或类似煤质的电厂，以及部分环保要求严 格的火电工程，开始陆续选用袋式或电袋复合除尘器。目前，袋 式（含电袋）除尘器机组容量约占火电总装机的6%,使用袋式除 尘器的燃煤电厂有山西漳山发电有限责任公司、国电天津第一热 电厂电改袋除尘器、内蒙古丰泰发电有限公司、马钢热电总厂等， 截至2009年6月，全国投运及在建的单机容量IOOMW以上釆用 袋式除尘器的机组有234台，其中128台已建成投运，投运的最 大单机容量已达到600MWo根据电厂的实际运行数据，袋式除尘 器的除尘效率在没有破袋的前提下，大多可保持在99.9%以上，烟 尘排放浓度可稳定在3OmgZm3以下。
（四） 存在问题与改进方向
袋式除尘器在我国发展近40年,但在电力行业一直没有大面积 应用，这其中的原因有很多，主要存在于产业层面和技术层面。
1.产业层面
（1）袋式除尘行业目前还以中小型企业居多、集中度不够；企 业的设备水平和管理水平较低，企业的生产规模和产值都不大，在 高端市场还没有形成很强的竞争力，这种现象在滤料生产企业中尤 为突出。
(2) 袋式除尘行业标准不完善，包括覆膜、涂膜滤料标准，两 种及两种以上纤维的复合滤料标准。新技术和新产品不断出现，规 范和标准的现状满足不了行业的发展需求。袋式除尘器产品标准体 系还未完善，多部委、多途径同时申报的现象突出，局面混乱，没 有做到归口管理。
(3) 同样类型的设备、配件和滤料，不同企业产品的质量差异 很大，整体质量有待进一步提高。
(4) 恶性竞争情况仍然存在，影响了整个行业的发展。
2.技术层面
影响袋式除尘器除尘性能的主要因素有烟气温度及成分、粉尘 特性、滤料的选择、过滤风速、清灰方式等，其中滤料的选择是影 响除尘性能、寿命、造价和运行费用最关键的因素。目前燃煤电厂 袋式除尘器的滤料以PPS、P84、PTFE及玻璃纤维为主。我国袋式 除尘器在技术层面存在的问题具有其自身特点：
(1) 总体上看，在我国的电力行业还处于应用的初步阶段，在 设计、制造、运行等方面还需进一步的探索和积累经验。
(2) 滤袋寿命短，从运行经验看，滤袋寿命能够达到保证使用 寿命300OOh的很少,个别电厂布袋使用1年甚至几个月就需要更换o
(3) 除尘效率不稳定，投运初期，袋式除尘器除尘效率高，但 运行一段时间后，由于滤袋破损且较难发现滤袋破损位置，较难在 线更换，造成实际烟尘排放浓度升高。
(4) 影响除尘效率的敏感因素相对较多，对设计、制造、安装、 调试、检修、运行管理等方面要求较高。
(5) 运行维护工作量较大，运行成本较高，在线检修工作环境 较差。
根据相关单位对袋式除尘器的调查：目前袋式除尘器存在的问 题主要体现在5个方面，即国产滤料质量、对烟温和烟气成分的敏 感性、气流分布及风速、袋笼和其他，见图4-8。
图4-8袋式除尘器存在的主要问题
袋式除尘器在今后扩大应用范围的过程中，应首先解决滤袋的 稳定性和可靠性问题，核心就是滤料的开发和改进。
三、电袋复合除尘器
（―）工艺原理和技术特点
电袋复合除尘器又称电袋一体化除尘器、电袋除尘器、电袋组 合除尘器，是电除尘器与布袋除尘器有机结合的一种新型、高效的 除尘器，含尘烟气首先通过电除尘器（一般为二电场）去除较大颗 粒的烟尘，除尘效率一般在80%左右，然后烟气通过布袋除尘器除 尘，总除尘效率可达到99.9%O电除尘器与布袋除尘器在技术上互 补，与单一的除尘设备相比，具有除尘效率高、设备投资少、运行 成本低、占地面积小等优点，但控制系统较复杂。
电袋复合除尘器的主要特点为：
（1） 布袋除尘入口粉尘浓度大幅降低。由于前级电场能预收烟 气中60%~80%以上的粉尘，使滤袋的入口粉尘浓度大幅降低，布 袋若维持一定的清灰频率不变，则可降低烟道的流通阻力，为减少 引风机的负荷创造可能；若维持布袋过滤差压值不变，则可降低清 灰频率，从而减少滤袋的机械磨损、节省清灰能耗、减少清灰空气 量，延长滤袋使用寿命。
（2） 减少烟气粉尘中粗颗粒对滤袋的冲刷几率。烟气粉尘中的 粗大颗粒经过前级电场沉降和除尘后，烟气中大颗粒粉尘的含量大 大减少，减少了粉尘粗颗粒对滤袋的冲刷几率。
(3) 改变烟尘颗粒特性。烟气粉尘通过前级电场电晕荷电后， 荷电粉尘在滤袋上沉积的颗粒之间排列规则有序，同极电荷相互排 斥使形成的粉尘层孔隙率高、透气性好，易于剥落，进一步降低布 袋运行阻力。
(4) 对细微颗粒物除尘效果更好。前级电除尘器对细微颗粒物 有一定的凝并作用，后级袋式除尘器对细微颗粒物有较好的捕集效 果，因此电袋复合除尘器对细微颗粒物的捕集效果优于单独的电除 尘器和单独的袋式除尘器。
(5) 总的除尘效率不受粉尘性能影响，能满足不同工况条件下 的运行要求，高效、稳定。
电袋复合除尘器适应性强，不受煤种、烟尘特性的影响，适用 于排放要求严格的环境敏感地区及老机组除尘系统的改造；可去除 烟气中的部分重金属(如汞)；清灰周期长，能耗小；对制造、安装、 运行及维护都有较高要求。电袋复合除尘器要选择抗氧化、抗腐蚀 性能强的滤料。
(二)应用现状
20世纪80年代，国外学者进行了相关的实验研究和理论分析， 得出静电增强过滤除尘技术可以使袋式除尘器的压力降减小,清灰 效果也得到改善，除尘效率提高，运行费用降低。到20世纪90 年代，美国电力研究院(EPRI)开发了电袋组合除尘器COHPAC, 即“前电后袋”除尘器，这种串联式的电袋组合结构在世界市场 得到广泛应用，也是目前除尘市场上叫法比较流行的所谓“电袋 一体化”除尘装置。随后，美国北达科他大学能源与环境研究中 心开发了先进混合型除尘器AHPC,这种除尘器结构更紧凑，但处 于实验室或应用研究初始阶段。COHPAC和AHPC系统示意见图 4-9 o
图4-9 COHPAC和AHPC系统示意图
国内外电袋复合除尘器全部为COHPAC方式，电袋复合除尘器 在美国的燃煤电厂中应用较为成功，但由于该技术开发相对较晚， 因此应用不是很多。在国内，2002年福建龙净环保股份有限公司率 先推出了第一台电袋复合除尘器，并在水泥厂成功投入工业运行， 接着又在水泥行业投入了第二台电袋复合除尘器。电袋复合除尘器 已在南京梅山能源有限公司220t∕h掺烧高炉煤气锅炉60MW发电机 组上得到成功应用，并通过鉴定。山西灵石25MW机组上的电袋复 合除尘器、燕山石化第一热电厂2×310t∕h燃油锅炉电袋一体化除尘 项目均已投运。截至2009年底，全国建成及拟建的电袋复合除尘器 超过100台，其中建成投运的有40台左右，单机容量最大的达到 600MW,如华电新乡电厂的600MW燃煤发电机组在2008年将电 除尘器改为电袋复合除尘器。目前，国内单机容量IOOOMW燃煤机 组配套的电袋复合除尘器也已投入运行。
随着烟尘排放要求的不断提高，现有使用电除尘器的火电厂为 满足严格的排放要求，也在进行现有电除尘器的技术改造，使用电 袋复合除尘器提高除尘效率。使用电袋复合除尘器的火电厂逐渐增 加，如天津市津源热电有限公司、南京梅山能源有限公司、河南焦 作电厂等。2012年，国内自主研发的世界首台百万千瓦级发电机组 电袋复合除尘器在河南新密电厂投运。根据电厂的实际运行数据， 电袋复合除尘器的除尘效率大多可保持在99.9%以上，烟尘排放浓 度可稳定在30mg∕mj以下。
（三）存在问题与改进方向
由于电袋复合除尘器是电除尘器与袋式除尘器两者的结合，因 此影响其性能的因素也是两者影响因素的综合。目前仍需解决以下 问题：
（1） 电区和袋区之间的结合形式、结合间烟气分配的均匀性 问题。
（2） 供电条件和电极配置结构、结构参数的优化问题。
（3） 选择合理的布袋除尘单元的参数。
（4） 针对燃煤电厂锅炉的烟气特性，建立电袋复合除尘器的控 制与运行模式。
（5） 对于电区放电诱发的原子氧进入袋区后，是否会引起PPS 滤料的氧化而降低其使用寿命问题。
（6） 检修困难的问题。
我国的能源消费结构长期以煤炭为主，煤炭的大量燃烧使得燃 煤大气污染物的产生量巨大，加之燃烧设施烟气净化处理系统的不 完善，导致燃煤污染问题非常突出。为此，在1996年发布了《火电 厂大气污染物排放标准》，将火电厂按年限划分为3个时段，并依据 煤炭含硫量规定了第ΠI时段（新建）火电厂二氧化硫最高允许排 放浓度。同时，还与当时的法律相衔接，规定了两控区内火电厂 还应执行总量控制。此后，为应对日益严重的大气污染问题，国 家环境保护行政主管部门对《火电厂大气污染物排放标准》进行 了修订，并于2003年颁布了 GB 13223—2003o 2003年颁布的标 准对二氧化硫控制提出了严格要求，标准规定的二氧化硫排放浓 度限值要求大部分的燃煤发电机组必须安装烟气脱硫设施才能满 足排放要求。上述标准的颁布与实施，有效推动了我国脱硫技术的 开发与应用。
一、脱硫技术分类与发展
（一）技术分类
根据控制二氧化硫的产生与排放在煤炭燃烧过程中的时段，可 将脱硫技术分为燃烧前、燃烧中和燃烧后三种。燃烧前脱硫主要是 选煤、煤气化、液化和水煤浆技术；燃烧中脱硫是指低污染燃烧、 型煤和流化床燃烧技术；燃烧后脱硫即烟气脱硫。烟气脱硫是目前 世界上唯一大规模商业化应用的脱硫技术，烟气脱硫按脱硫产物的 干湿形态，又可分为湿法、半干法和干法工艺。湿法脱硫工艺包括 用钙基、钠基、镁基、海水和氨作为吸收剂，其中石灰石/石灰一石 膏湿法脱硫是目前使用最广泛的脱硫技术。半干法主要是喷雾干燥 技术。干法脱硫工艺主要是喷吸收剂工艺，按所用吸收剂不同可分 为钙基和钠基工艺，吸收剂可以干态、湿润态或浆液喷入。脱硫技 术分类见图4-10o
1.燃烧前脱硫
燃烧前脱硫包括煤炭洗选和煤炭转化。
（1）煤炭洗选。煤炭洗选主要是对原煤进行洗选脱硫，即在燃 煤前对煤进行净化，去除原煤中的硫分和灰分，主要工艺可分为物 理法、化学法和微生物法等。
1） 物理法。利用煤中有机质和硫铁矿的密度差异、表面性质、 电磁特性等物理性质来实现硫的分离是我国目前选煤厂采用最多的 方法。煤炭洗选能够去除煤中无机硫的80%,占煤中硫含量的15%~ 30%,不能脱除有机硫。该法的影响因素主要有煤的破碎粒度和煤 中硫的存在形态等。常用的方法有跳汰选煤、重介质选煤、风力选 煤等。
2） 化学法。按照工艺特点可分为物理化学法和纯化学法。物理 化学法即浮选；纯化学法包括碱法脱硫、气体脱硫、热解与氢化脱 硫、氧化法脱硫等。
图4∙10脱硫技术分类
3）微生物法。微生物法是近年国内外发展较快的一项脱硫技术, 该方法可去除约90%的无机硫。其原理为利用一些硫氧化细菌对硫 铁矿或煤颗粒在矿浆中的选择性吸附，改变硫铁矿或煤表面的可浮 性，增加两者间表面的可浮性差异，结合传统的浮选工艺，达到分 离目的。
（2）煤炭转化技术。煤炭转化技术主要指煤的气化和液化。它 可明显提高煤炭资源的利用价值和使用效率，大幅度减少煤炭后续
I GB 13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》分析与解读
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利用过程中硫及其他污染物的排放。
煤炭气化是指在一定的温度和压力下，把预处理的原煤送入反 应器，使其气化，再经气体净化后使用。煤炭气化可脱除煤中硫分， 实现煤炭资源燃烧利用前的脱硫。
煤炭液化是通过化学加工，使其转化为液体产品，如水煤浆。 该技术可将硫等有害元素及灰分脱除，得到洁净的二次能源。
2.燃烧中脱硫
燃烧中脱硫又称炉内脱硫，当煤在炉膛内燃烧时，同时添加一 定量的脱硫剂将二氧化硫脱除。目前常用的技术有常压循环流化床 锅炉（CFBC）、加压循环流化床锅炉（PFBC）等。
循环流化床锅炉的工艺原理是将煤与脱硫剂（通常为石灰石或 石灰）加入炉膛内的床层中，从炉底鼓风使床层悬浮，进行燃烧流 化形成湍流混后条件，使煤与脱硫剂充分混合反应，煤炭燃烧产生 的二氧化硫与氧化钙反应生成难溶盐硫酸钙、亚硫酸钙而达到固硫 的目的。该技术在炉膛出口设置分离器以捕集未完全反应的颗粒， 使其返回炉膛燃烧区进一步燃烧。由于煤与脱硫剂在炉内多次循环， 燃烧效率提高到97%~99%,脱硫效率可达80%~90%,还可使氮 氧化物生成量大大减少。
循环流化床锅炉燃料适应性广，可燃用优质煤，也可燃用劣质 煤，甚至可以燃用树皮、垃圾等废弃物；负荷适应好，调节范围大, 低负荷燃烧可以不釆用辅助措施而稳定燃烧。整套装置占地面积少、 投资和运行费用较低，比较适合于燃用劣质煤和废弃物的中小型火 电厂。
循环流行化床锅炉燃烧技术是近十几年来迅速发展的一项高效 低污染清洁燃烧技术。该技术由鼓泡流化床燃烧技术发展而来，主 要目标是控制燃煤污染。20世纪70年代，芬兰开发了第一台循环 流化床锅炉；德国鲁齐公司首先取得了循环流化床装置的专利，并 研究开发了当时世界上最大的270t∕h循环流化床锅炉，由此引发了 全世界循环流化床锅炉的开发热潮，循环流化床锅炉技术得到了不
第四章烟气污染控制技术I 4 ...................................................................—------------- -B
断的发展，锅炉也越做越大，锅炉参数也愈来愈高。法国PrOVenCe 于1995年建成投运了单机容量250MW循环流化床锅炉，美国单机 容量300MW的循环流化床锅炉于2002年投运。
我国从20世纪80年代开始研制循环流化床锅炉，1989年第1 台35t∕h循环流化床锅炉投入运行。1993年从芬兰引进奥斯龙技术 在四川内江建设IoOMW循环流化床锅炉，并于1996年投运。经过 近些年的快速发展，通过消化吸收引进技术，我国已建成一大批国 产IoOMW等级循环流化床锅炉，单机容量为33OMW的循环流化 床锅炉已投入运行，单机容量为600MW的超临界循环流化床锅炉 正在建设当中。
循环流化床锅炉在应用劣质煤、石油焦等方面存在非常大的优 势，但目前也存在一些技术问题有待解决和改进：
(1) 磨损问题。循环流化床锅炉在运行时，物料处于流态化 状态，对锅炉部件的磨损比较严重。应开展燃烧时磨损机理的 研究。
(2) 炉内脱硫应用问题。影响循环流化床锅炉脱硫效果的因素 较多，如运行温度、钙硫比、物料粒径及流化速度等。在运行中应 密切监视这些运行参数，以取得满意的脱硫效果。
(3) 耐火防磨内衬温升速度的限制带来的点火时间长。
(4) 系统配套和优化问题。
3.燃烧后脱硫
燃烧后脱硫即烟气脱硫。
(二)脱硫技术发展与应用现状
GB 13223—2003的发布和实施有力地推动了火电行业烟气脱 硫设施的建设，截至2011年底，已建成投运的燃煤脱硫机组容量为 6.3亿kW,占煤电装机容量的89%,形成了以石灰石/石灰一石膏 湿法脱硫为主，海水烟气脱硫、烟气循环流化床脱硫、氨法烟气脱 硫等为辅的技术路线。随着“十二五”二氧化硫总量减排约束性指 标的确定和GB 13223—2011的颁布与实施，“十二五"期间烟气脱
硫将向高性能、高可靠性、高适用性等方向发展。我国二氧化硫排 放标准及控制技术发展见图4-1 Io
21001200
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石灰石/石膏工艺 电子束工艺 海水工艺 炉内»0« E艺 喷雾干燥I：艺 筒易湿法丄:艺
性靛制 .•率靠节控化 征效nʃ济同源 特高商经协资
I 有灰石一石膏湿法为主,∣ 约占92%,海水脱破3%、氨 法脱＜2%,烟气循环流化床 脱琉2%、其他技术1%
自主研发阶段;
亚钠循环法
简易湿法 I
磷铉肥法等'
性∙i⅜¾?屛阶段_
_________
小范阶段
进口技术：
・6个示范工程
• 3个中徳项目 国产技术：
•简易湿法等
100
50
1991 1997
髙性能资源 -ftwrs--
2004 2012
年份
2014
图4-11我国二氧化硫排放标准及控制技术发展
根据对2010年底前已经投运的烟气脱硫设施的分类和统计， 5.65亿kW烟气脱硫设施中,石灰石/石灰一石膏湿法脱硫约占92%, 海水烟气脱硫法约占3%、烟气循环流化床法约占2%,氨法脱硫约 占2%,见图4-12o
□石灰石一石膏湿法，92%
□海水法，3%
図烟气循环流化床法，2%
皿氨法，2%
目其他，1%
图4-12 2010年底全国已投运烟气脱硫机组脱硫方法分布情况
二、烟气脱硫
(—)石灰石/石灰—石骨湿法脱硫
1.工艺原理
石灰石/石灰一石膏湿法脱硫工艺釆用石灰石或石灰作脱硫剂,
域第四章烟气污染控制技术」 石灰石经破碎研磨成粉状，与水混合搅拌成吸收浆液。在吸收塔内， 吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以 及鼓入的氧化空气进行化学反应后被脱除，最终反应产物为石膏。 脱硫后的烟气经除雾器除去烟气中的细小液滴，经换热器（湿烟囱 无此设备）加热升温后排入烟囱。脱硫石膏浆液中的石膏经脱水装 置脱水后回收。
2. 技术特点
石灰石/石灰一石膏湿法脱硫工艺的主要特点有：①脱硫效率 高（95%以上）；②技术成熟，运行可靠性好，装置投运率一般可 达98%以上；③对煤种变化的适应性强，适用于任何含硫量的煤种； ④占地面积大，一次性建设投资相对较大；⑤吸收剂资源丰富，价 格便宜，其中石灰石价格最便宜，破碎磨细较简单，钙利用率较高； ⑥在脱硫的同时，还可去除烟气中的HC1、HF、颗粒物和重金属（如 汞），对经除尘后烟气中的颗粒物去除率在50%左右。
该技术虽然适应范围广，脱硫效率高，但是也存在二次污染问 题，如脱硫废水和脱硫石膏。脱硫废水主要来源于二级旋流器溢流 水，污染物包括重金属、SS等，若处理不当会对水环境产生污染。 固体废物脱硫石膏一般可综合利用或堆存处置，若处置不当也会对 外环境造成污染。
3. 应用现状
石灰石/石灰一石膏湿法脱硫工艺是目前世界上技术最为成熟、 应用最多的烟气脱硫技术，在大型电厂中得到了广泛应用，占电力 行业脱硫装机容量的90%以上，最大单机容量已超过IOoOMWo该 技术已经有几十年的发展历史，在20世纪30年代即由英国成功开 发，此后一直为各国所关注。日本、德国、美国等国家普遍使用该 技术作为首选的烟气脱硫技术。我国在20世纪60年代做过一些石 灰石一石膏湿法脱硫的研究工作,但一直未工业化,直到90年代初， 从日本三菱公司引进技术和成套装置，用于重庆珞璜电厂两台 360MW机组的脱硫。
4.存在问题与改进方向
根据现场调研，我国已投运的燃煤电厂石灰石/石灰一石膏湿法 脱硫设施在运行过程中存在的主要问题及改进措施见表4-3o
表4-3 石灰石/石灰一石膏湿法脱硫存在的
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主要问题及改进措施 | |
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存在问题 |
改进措施 |
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锅炉实际燃用煤种含硫量 远大于脱硫设计含硫量 |
加强运行，以便依据来煤硫分及时进行燃料调整和掺混。 必要时对脱硫系统按照实际燃用煤质情况进行增容改造。 添加适量的高效脱硫添加剂。 当烟气参数大幅度和较长时间偏离设计值时，可人为限制脱 硫装置的进烟量，以保持脱硫装置能正常运行 |
|
脱硫系统的结垢与堵塞 |
采用强制氧化工艺。 控制溶液的PH值。 加入二水硫酸钙或亚硫酸钙晶种或者添加剂。 适当增 大液气 比O 应密切监视除雾器压差、冲洗水流量和压力。 保证GGH蒸汽吹扫压力和温度控制在规定范围内。 做好喷嘴等检修工作 |
|
脱硫废水方面 |
在设计时考虑将脱硫废水取自气液分离罐，因其浆液含固量 低，可取消废水旋流器。 把脱硫废水引入电厂除渣水系统 |
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石膏综合利用方面 |
脱硫石膏在水泥基材料中的应用。 脱硫石膏在石膏制品中的应用，如石膏砌块、纸面石膏板、 粉刷石膏等。 脱硫石膏在胶结尾砂充填中的应用。 脱硫石膏在农业上的应用 |
GB 13223—2011将二氧化硫的排放浓度限值大幅收紧，这就要 求现有的石灰石/石灰一石膏湿法脱硫不断进行改进，以提高脱硫效 率。在第二代湿法FGD技术应用后，目前湿法FGD的供应商将他 们的注意力转到了第三代洗涤器的研发上。第三代洗涤器应该具有 非常高的性能（脱硫率远超过95%）,有更高的可靠性和比以前的 洗涤器显著低的投资和运行费用。主要研究方向集中在开发大容量 吸收塔、提高烟气流速、优化废水处理系统、关键设备改进以及防 腐材料研究与开发等方面，具体见表4-4。
表4∙4 石灰石/石灰一石膏湿法脱硫的发展方向
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发展方向 |
技术优势 |
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开发大容量吸收塔 |
减少制造和安装工作量，降低投资费用 |
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适度提高烟气流速 |
减小吸收塔的尺寸，降低FGD投资费用。 提高SO?的吸收率 |
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优化废水处理系统 |
省去废水处理系统，实现零排放 |
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关键设备改进• |
开发容量大，效率高的脱硫增压风机，降低能耗。 防腐材料的开发和选择，密封设计的改进。 改进应用于湿法FGD系统中的浆泵过流件的材料。 改进雾化喷嘴结构和材料设计 |
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防腐材料研究与开发 |
开发合金材料，提高设备使用寿命和系统可靠性 |
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多污染物联合脱除技术 |
单一污染物控制向多污染物协同控制战略转型 |
（二）海水脱硫
1. 工艺原理和技术特点
天然海水中含有大量的可溶盐,其主要成分是氯化物和硫酸盐, 也含有一定量的可溶性碳酸盐。海水通常呈碱性，这使得海水具有 天然的酸碱缓冲能力及吸收二氧化硫的能力。海水烟气脱硫技术就 是利用天然海水的这种特性来吸收烟气中的二氧化硫，将冷却后的 烟气送入吸收塔，与海水在塔板上逆向接触以去除二氧化硫，从而 达到烟气净化的目的。
海水烟气脱硫技术成熟，工艺简单，系统运行可靠，系统无磨 损、堵塞和结垢问题；脱硫系统简单，效率较高，可达到90%的脱 硫效率，经设计改进与优化后，脱硫效率甚至可达到95%以上；以 海水为脱硫剂，一次投资低，运行费用较低；脱硫后不产生固体废 物和废水。海水烟气脱硫法在脱硫的同时，还可以去除烟气中的 HC1、HF、颗粒物和重金属（如汞）。
2. 应用现状
利用天然海水进行烟气脱硫首先由美国加州伯克莱大学 L-A-Bromley教授于20世纪60年代提出，1970年美国在关岛电厂 中试,英国也于20世纪80年代在爱丁堡附近中试,而后挪威的ABB 公司、德国的能捷斯一比晓夫公司和日本的富士水化株式会社相继 开发出海水脱硫工业化技术，但是由于担心脱硫效果不好和污染海 水等，因此发展较慢,工程应用晚于石灰石一石膏湿法脱硫。在1988 年以前，海水脱硫技术多用于冶金行业的炼铝厂及炼油厂，如挪威 南部铝厂、挪威StatOil MOngStad炼油厂等的脱硫系统均采用此装 置。20世纪80年代末以来，海水烟气脱硫工艺在火电厂的应用取 得了较快发展。印度TATA电力公司最早将海水烟气脱硫技术应用 于火电厂，分别于1988年和1995年投运了两台500MW燃煤机组 的海水脱硫装置。我国在深圳西部、青岛黄岛、福建后石、厦门嵩 屿等电厂建成了海水脱硫装置，均为引进技术。
3.存在问题与改进方向
海水烟气脱硫工艺虽然具有很多其他工艺无法比拟的优点，但 也存在一定的局限性和一些目前尚未解决的问题，主要有：
(1) 地域因素。海水脱硫技术工艺适用范围较小，仅适用于靠 海边、海水扩散条件好、海水碱度能满足工艺要求的滨海电厂，不 适用于内陆电厂，在环境比较敏感和环保要求较高的海滨区域也要 慎重考虑。
(2) 燃煤含硫量。海水法只适用于燃用低硫煤的电厂，虽然实 际应用中，西班牙GranCanaria电厂燃煤含硫量达到1.5%,但就国 内外已投运的海水脱硫机组来看，绝大多数燃煤含硫量小于l%o
(3) 环境因素。由于海水脱硫利用海水又将海水返回海洋，因 此这种工艺对海洋环境的影响引起了足够的关注,如重金属的蓄积。
(4) 腐蚀问题。海水脱硫系统设备或构筑物长期处在海水与酸 性烟气的环境中，受到冷热温差、干湿介质的交替、水流冲刷、深 度氧化曝气等因素的作用，诱发腐蚀的因素很多，因此海水脱硫工 程对腐蚀防护要求非常高。
目前防止海水烟气脱硫系统的腐蚀主要从两方面考虑：一是选 用耐腐蚀的合金钢复合材料；二是选用防腐蚀涂料，常用的是将鳞 片树脂涂刷在钢板内壁，用于吸收塔和净烟气烟道的腐蚀防护。但 脱硫系统的抗腐蚀性能还有待进一步提高。
在环保要求不断提高，排放标准不断收紧的形势下，现有海水 烟气脱硫应积极应对，调整入炉燃料含硫量，改善锅炉运行工况， 以满足排放标准的要求。此外，海水烟气脱硫技术从市场、地域、 副产物等角度分析，在沿海地区还有一定的技术经济优势，可将其 应用范围由沿海燃煤电厂推广至沿海钢铁冶金企业，进一步拓宽海 水脱硫技术的应用前景。
从技术角度来看，主要攻关方向和主要措施见表4-5。
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表4-5 海水脱硫的攻关方向和主要措施 | |
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攻关方向 |
主要措施 |
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提高海水对SO2的吸收容量 |
降低海水温度，提高其碱度和含盐量 |
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提高脱硫效率 |
提高液气比，降低吸收塔入口烟气温度，合理设计吸收 塔结构，充分发挥脱硫添加剂的作用 |
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减小曝气池占地面积 |
增大空气喷嘴的覆盖面积 |
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提高排水PH值 |
改进曝气氧化设计，混合新鲜海水进行曝气恢复 |
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提高脱硫设备的抗腐蚀性能 |
使用耐腐的合金钢复合材料和防腐涂料 |
（三）氨法脱硫
1.工艺原理和技术特点
氨法脱硫技术是利用氨水的碱性吸收烟气中的酸性二氧化硫气 体，副产硫铉或者硫酸铉肥料，适用于任何煤种的烟气脱硫，同时 还具有一定的脱硝作用。氨法脱硫工艺过程一般分为三大步骤，即 脱硫吸收、中间产品处理、副产品制造。根据过程和副产物的不同， 氨法脱硫又可分为氨一亚硫酸铉法、氨一肥法、氨一酸法等。其 中氨一肥法又可根据附产物不同分为氨一硫酸铉肥法和氨一磷酸 铉肥法。
氨法脱硫技术的特点是脱硫效率高，烟气的变化适应性强、能 耗低、运行可靠性高。由于脱硫剂氨的成本较高，装置的运行成本 高；氨作为有毒物质，由于极易造成泄漏和中毒，对其的贮存和运 输均有严格规定。
该技术脱硫剂氨的来源、成本、安全、二次污染等问题，使其 在国内燃煤电厂的应用为数不多。
2.应用现状
20世纪70年代初，日本、美国、德国等国家开始研制氨法脱 硫工艺，并相继获得成功。进入20世纪90年代后，随着工艺的不 断完善，氨法脱硫工艺逐渐得到了应用。各公司的工艺原理大致相 同，仅在吸收塔的设计参数、吸收剂的应用等方面有所区别。
国内最初由华东理工大学开发了氨法脱硫技术。近几年在广西 田东电厂建设的2×135MW燃煤电厂氨法烟气脱硫装置，是目前世 界上最大的燃煤电厂氨法烟气脱硫工程。国内燃煤电厂氨法烟气脱 硫技术主要分为空塔型技术及多层复合型脱硫塔技术两大类。其中 空塔氨法烟气脱硫技术主要是源于简易氨法脱硫技术和类似石灰石/ 石灰一石膏法技术的两种塔型。多层复合型脱硫塔技术是目前国内 应用最多的，也是相对成熟的氨法烟气脱硫技术，国内已经建成十 多套多段复合型吸收塔系统，分别应用到天津碱厂电厂(天津永利 电力有限公司)、云南解化集团热电厂、重庆中梁山煤电集团发电厂、 中石化扬子石化有限公司自备热电厂、山东众泰电力有限公司、广 西田东电厂等电厂燃煤锅炉烟气脱硫工程中。截至2011年3月，全 国已建成脱硫装机容量中约有188套氨法脱硫装置，总装机容量约 537.7 万 kW«
3∙ ∙存在问题与改进方向
氨法烟气脱硫在很多方面有明显的优势，但工程应用不多，缺 乏大量的运行经验，存在以下几个问题：
(1) 已运行的氨法脱硫系统氨逃逸率一般在IOmgZn?以上。因 此，氨法脱硫的首要问题是氨逃逸的问题。
(2) 气溶胶问题。吸收塔除雾器对大颗粒有较好的脱除作用， 但对细颗粒的脱除效率很低。氨法脱硫工艺中，不可避免地会生成 微米级气溶胶颗粒。由于颗粒太小，不容易被现有的除雾器捕集。 这些气溶胶颗粒若随烟气排入大气，将危害环境和人体健康。如何 控制脱硫过程中气溶胶的形成，减少细颗粒排放，是氨法脱硫亟待 解决的问题。
（3） 亚硫酸铉氧化。向亚硫酸铉水溶液中鼓入空气直接氧化， 便可得到硫酸铉，反应式为
, 1 , S0∣^+^02 =SOf
亚硫酸铉氧化和其他亚硫酸盐相比明显不同，NH4+的存在显著 阻碍。2在水溶液中的溶解。因此，氧化空气加入方式、氨喷入点和 加入量将影响氧化效果，并直接影响产品结晶及其市售价值。
（4） 硫铉的结晶。硫铉在水溶液中的饱和溶解度随温度变化较 小。目前，硫铉结晶析出的方法一般釆用蒸发方式，需要消耗额外 蒸汽。因此，寻找更经济的方式使硫铉饱和结晶，对于降低能耗是 有利的。
氨法脱硫技术实际工程应用不多，运行经验还不丰富，需要在 实践中不断进行改进和完善，获得满意的脱硫效果。改进和完善的 重点在于控制氨逃逸浓度、控制铉盐气溶胶、亚铉盐氧化、工业化 应用等。
氨法烟气脱硫技术的发展趋势主要集中在以下三个方面：
（1） 吸收系统向多段复合吸收型技术发展。多段复合型吸收塔 氨法烟气脱硫是目前国内外先进的氨法烟气脱硫工艺，其他氨法烟 气脱硫工艺都有向该型技术发展的趋势，高脱硫率、高回收率是氨 法烟气脱硫技术发展中必须坚持的原则。
（2） 副产物系统技术的开发。副产物系统主要是有针对性地开 发更加节能、环保、可靠的流程及设备，包括蒸汽喷射泵的应用、 多效蒸发流程及设备的开发、更适应蒸发系统工况的材料开发、新 型固液分离及干燥设备的开发等。
（3） 脱硫脱硝一体化技术开发。随着我国对氮氧化物排放控制 要求的日趋严格，脱硝将是烟气治理的又一重点，而氨及其脱硫中 间产物均有一定的脱硝能力，可以实现同时脱硫脱硝。因此，结合 氨法烟气脱硫工艺探索脱硫脱硝一体化治理技术也成为氨法未来一 大发展趋势。
(四)烟气循环流化床脱硫
1.工艺原理和技术特点
烟气循环流化床脱硫工艺(CFB-FGD)是近年来迅速发展起来 的一种新型干法脱硫技术。烟气循环流化床脱硫技术以循环流化床 原理为基础，以石灰干粉作为脱硫剂，锅炉烟气从循环流化床底部 进入反应塔，在反应塔内与石灰浆进行脱硫反应，去除二氧化硫气 体后的烟气携带部分脱硫剂颗粒进入旋风分离器，进行气固分离， 脱硫剂颗粒由分离器排出后返回反应塔再次参加反应，反应完全的 脱硫剂颗粒从反应塔底部排出。
该工艺特点是：
(1) 吸收剂釆用干态的消石灰粉，从反应塔上游入口烟道喷 入，属于干法脱硫工艺。
(2) 炉内激烈的湍流状态加强了吸收剂与二氧化硫的反应。由 于锅炉飞灰作为循环物料，其中有大量固体颗粒存在，使得反应器 内固体颗粒浓度均匀，气固混合、接触良好，气固间传热、传质十 分理想。
(3) 釆用独立的烟气增湿系统，即增湿水量仅与反应塔出口的 烟气温度有关，而与烟气浓度、吸收剂的喷入量等无关；通过向反 应器内喷水，使烟气温度降至接近水蒸气分压下的饱和温度，大大 提高了脱硫效率。
(4) 采用部分净化烟气再循环的方式以确保系统低负荷运行时 的可靠性和反应塔床料的稳定。
烟气循环流化床脱硫技术适用于燃煤含硫量低于1.5%的中低 硫煤，具有较高的脱硫效率；流程简单，占地少；一次投资较湿法 脱硫技术少，约为湿法脱硫投资的60%；无脱硫废水产生；脱硫副 产物可综合利用；对石灰的品质要求较高。
2. 应用现状
循环流化床烟气脱硫工艺最早是由德国鲁奇(Lurgi)公司在20 世纪80年代开发出来并应用于燃煤锅炉的半干法脱硫技术。到2000 年，有20多套循环流化床烟气脱硫装置用于供热站。在鲁奇技术的 基础上，德国WUl汗公司开发出回流式循环流化床烟气脱硫 (RCFB-FGD)技术。除了鲁奇和WUlfr公司外，丹麦的FLSmidth 公司也开发岀了气体悬浮吸收(GSA)烟气脱硫技术。此外，美国、 日本的有关机构也对CFB-FGD技术进行过研究。
我国在循环流化床烟气脱硫方面，一方面进行技术引进，另一 方面也在开展独立的技术开发。清华大学煤的清洁燃烧国家重点实 验室、煤清洁燃烧技术国家工程研究中心分别提出了自己的 CFB-FGD技术专利，并独立开展了中试或工业性工程示范。云南小 龙潭发电厂引进FLSmidth公司的GSA工艺，已在1台IoOMW燃 煤机组上投入运行。广州恒运集团公司引用了 WUIff公司的RCFB 技术，也在1台2IOMW机组上投入运行。
3. 存在问题与改进方向
烟气循环流化床脱硫技术在工程应用过程中存在的主要问题及 改进空间见表4-6。
表4-6 烟气循环流化床脱硫存在的主要问题及改进空间
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存在问题 |
改进空间 |
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吸收剂问题 |
在选择脱硫工艺时，应认真落实吸收剂的来源，确保品质和供应 |
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副产品综合利用 |
脱硫系统布置在锅炉除尘器之后，增设用于捕集脱硫副产品的装置 |
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吸收塔出口烟温 |
在实际运行过程中根据所需要达到的脱硫效率和使用的吸收剂品质 来控制反应温度 |
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反应塔的压力降波 动较大 |
当锅炉在低负荷运行时(低于70%),通过调节再循环烟道挡板门开 度来增加烟气流量，保证流化床床压和系统的稳定运行 |
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消化系统出力不足 |
对螺旋给料机进行增容，以增加消化系统出力。 适当延长生石灰输送绞笼消化器的接口，以提高绞笼出力。 对于雾化水喷嘴，应改进喷嘴的结构，适当降低喷嘴的入口压力，以 减小对喷嘴的磨损 |
（五）双碱法脱硫
1. 工艺原理和技术特点
双碱法脱硫工艺是为了克服石灰石/石灰一石膏法容易结垢的 缺点而发展起来的。该技术种类较多，有钠钙双碱法、碱性硫酸铝 法等，其中最常用的是钠钙双碱，其原理是先用NaOH、Na2CO3> NaHCo3、Na2SO3等的水溶液吸收二氧化硫，然后在另一石灰反应 器中用石灰或石灰石将吸收S02后的溶液再生，再生后的吸收液返 回吸收器循环使用，而二氧化硫则以石膏的形式析出，生成亚硫酸 钙和石膏。
双碱法脱硫系统简单，脱硫效率较高，且无腐蚀与结垢现象； 能耗低，运行可靠性高；适用于脱硫剂碱金属盐来源可靠的地区。 但目前该技术的应用受制于脱硫剂的来源、运行成本高等问题，使 其在国内燃煤电厂的应用为数不多。
双碱法脱硫可去除烟气中的硫氧化物、HC1、HF、颗粒物和重 金属（如汞），脱硫效率在90%以上。
2. 应用现状
钠钙双碱法在国外已有大型化成功应用，在日本和美国至少有 50套双碱法脱硫装置成功应用于电厂和工业锅炉，较大规模的有美 国 CentralllIinoiS PUbliC SerViCe） NewtOW 1 号机组，容量为 575MWO 国内也有双碱法工程应用业绩，但都用于小型热电厂或自备电厂的 烟气脱硫，最大装机容量为鞍钢第二发电厂，单台装机容量为 125MWo
3. 存在问题与改进方向
国内虽然已有不少烟气脱硫釆用双碱法工艺，但都是在小型电 厂及个别中型电厂应用，大型电厂没有应用。在应用中主要有以下 几方面问题：
（1）脱硫剂问题。双碱法脱硫工艺使用碱金属盐作为脱硫剂， 对于一些化工企业自备电厂来说，碱金属脱硫剂来源相对稳定、可 靠，成本也可控制。但对于碱金属脱硫剂需要外购的电厂，脱硫剂 的来源和成本则是首要考虑的问题。
（2） 双碱法脱硫会产生脱硫废水，脱硫副产物脱硫石膏质量差, 不利于综合利用。
（3） 脱硫剂吸收二氧化硫后，在再生池中进行再生。再生过程 较困难，再生率对脱硫剂的使用量影响非常突出。
（六）其他先进的烟气脱硫技术
1.活性焦脱硫技术
（1）工艺原理和技术特点。活性焦烟气脱硫技术原理是利用活 性焦的吸附和过滤特性,使烟气中的二氧化硫被吸附在活性焦表面, 吸附二氧化硫的活性焦经加热再生,释放出高浓度的二氧化硫气体, 再生后的活性焦可循环使用，高浓度二氧化硫气体可加工成硫酸、 硫磺等多种化工产品，其工艺流程见图4-13o
|
吸附脱硫 | ||
|
炉气 锅烟 |
净化 排空 |
活性焦
脱附再生
副产品生产
工品 化产
图4-13活性焦烟气脱硫工艺流程
活性焦脱硫技术适用范围广、烟气处理量大，对被处理尾气中 的二氧化硫浓度适应范围宽，可用于各种低、中、高硫煤种的燃煤 锅炉以及化工、冶金、钢铁等行业焙烧产生的各种废气处理和燃煤 电站锅炉的烟气治理。活性焦烟气脱硫具有以下技术特点：
1） 环保：脱硫效率达99%,可同时脱氮氧化物、重金属、二 噁英等，没有废弃物，对环境没有二次污染。
2） 节水：活性焦烟气脱硫是干法脱硫，在脱硫过程中基本不消 耗工艺水，节水能达到80%以上，适合水资源缺乏地区。
3） 腐蚀轻、排烟温度高：脱硫后烟气温度无需再加热即可达 120°C,可减轻对脱硫系统的腐蚀。
4） 资源回收：脱硫副产品转化途径广，可根据用户需求，市场 开发，采用现有成熟技术生产硫酸、硫磺等，实现综合利用。
5） 脱硫剂以煤为原料，来源丰富，价格低廉，可循环使用，失 效后可用于燃烧。
（2） 应用现状。20世纪60年代，德国的BergbaU FOrSChUng公 司（BF,现为DeUtSCheMOntainTeChnOIOgie）首先开发成功活性焦 脱硫技术，之后将该技术转让给日本三井矿山株式会社（MMC）, MMC对BF法进行改进，使其可以同时脱硫脱硝，形成了 MitSUi-BF 法；1985年，三井矿山公司与德国BF公司签订了新专利转让合同， 将技术重返BF公司，该技术成功地应用在德国的阿茨博格电厂； 1992年，美国的MET公司与MMC签订协议，获得了 MitSUi-BF 技术在北美市场的设计、安装等许可，并对其进行设计，形成了 MET-MitSUi-BF活性焦技术。目前，国外已有装机容量为600MW 的活性焦烟气脱硫装置。
国内也一直关注开发活性焦脱硫技术，并已有建成装置用于实 际的电厂脱硫中。据统计，截至2011年3月底，共有4套活性焦脱 硫装置用于贵州瓮福磷肥厂自备电厂，总容量为42MWo
（3） 发展方向。活性焦烟气脱硫工艺总的趋势是降低净化装置 的基本建设投资及运行操作费用，加强新材料、新设备、新工艺研 究，特别是机理研究。
1） 加强对炭材料的研究：廉价的活性焦制造技术，对活性焦表 面和孔结构的研究，活化和改性方法的研究，加快新型炭材料和新 功能的研制。
2） 简化现有工艺流程，釆用多功能设备，改进工艺条件，在吸 收剂中加入添加剂等。
3） 真正大规模工业应用的关键是解决副产品应用市场和提高其 脱硫性能，在一个装置中同时进行吸附再生，并且提高副产物硫酸 的浓度。
2.有机胺脱硫技术
有机胺二氧化硫回收技术是利用专用有机胺吸收烟气中的二 氧化硫成分，再将二氧化硫谦吸出来，形成纯净的气态二氧化硫; 解析出的二氧化硫被送入常规硫酸生产工艺，进行硫酸的生产。 该技术的特点是脱硫效率高达99.8%、工艺流程简单、系统运行 可靠、运行简便、容易维护，无危险的化学物及小于PM2.5的颗 粒物产生，系统无二次污染问题，且回收的副产品商业价值高， 可降低运行成本，实现循环经济。有机胺烟气脱硫工艺流程见图 4-14»
国内现有火电厂中，中铝贵州分公司热电厂1〜4号机组 420MW和贵州都匀电厂2台600MW的燃煤电厂烟气脱硫都釆用了 该技术。
净化后 烟气
高浓度二氣 化硫气体 （制酸等）
贫液衿
吸收塔
再生塔
图4-14有机胺烟气脱硫工艺流程
低遊房除尘降温
二氧化-----
硫烟气
3.生物脱硫技术
生物脱硫技术是洗涤技术与生物脱硫技术的集合。该工艺首先 用碱液将烟气中的二氧化硫进行吸收，吸收液加入高浓度柠檬酸废 水后进入生物反应器，经过厌氧和好氧两步反应将硫酸盐还原成单 质硫，同时碱性吸收液又得以再生，继续用于二氧化硫吸收，工艺 流程见图4-15 O
净烟气
碱性吸收液
洗涤塔 冷却塔 厌氧反应器 好氧反应器 硫沉淀池
S02吸收
:预处理•
生物反应
I硫分离 I
图415生物脱硫工艺流程
与目前广泛使用的石灰石/石灰一石膏法工艺相比，该工艺技术 具有以下优势：
(1) 不消耗碳酸钙等矿产资源，无硫酸钙等生成，最大限度地 缩小了副产品的体积。
(2) 整个处理流程为闭环设计，水耗低。
(3) 利用高浓度COD废水作为微生物的营养源，达到以污治 污的目的。
(4) 脱硫副产品为单质硫，具有较高的利用价值。
(5) 脱硫剂为可再生碱液，可以循环使用，运行费用低，可靠 性高。
目前，国内火电厂釆用生物脱硫有江苏协联集团热电有限公司 的6台机组，装机总容量为404MWO该企业有柠檬酸生产线，在 生产过程中产生大量浓糖水和离子交换废水，为了更好地利用废水 和以废治废，引进了荷兰帕克公司先进的生物脱硫技术，利用柠檬 酸废水与吸收液反应，进行脱硫和副产品资源化，烟气脱硫效率达 到了 98%,并副产了高纯度硫磺。
燃煤产生的氮氧化物主要来自两个方面：一是燃烧时，空气中 的氮气在高温下氧化而产生的氮氧化物，被称为热力型NOx;二是 燃煤中的含氮化合物在燃烧过程中经热分解和氧化生成的氮氧化 物，被称为燃料型No方除此之外，还有一部分是分子氮在火焰前 沿的早期阶段，在碳氢化合物的参与下，通过中间产物转化的氮氧 化物，称为瞬态型No*也称快速型NOX，这部分量很少。控制氮 氧化物技术主要包括控制燃烧过程减少氮氧化物的生成以及烟气中 氮氧化物的脱除。
一、氮氧化物控制技术分类与发展
(~~ )技术分类
控制燃煤电厂氮氧化物排放的技术主要可以分为以下两类：
(1)生成源控制，又称一次措施，其特征是通过各种技术手段， 控制燃烧过程中氮氧化物的生成反应。根据热力型NOX的生成原理， 高温和高氧浓度是其产生的根源，因此减少热力型NOX的主要措 施有降低助燃空气预热温度、减少燃烧最高温度的区域范围、降 低燃烧峰值温度、烟气循环燃烧等。根据燃料型NOX的生成原理, 控制其产生的措施有降低过量空气系数、控制燃料与空气的前期 混合、提高局部燃烧浓度、利用中间产物反应降低氮氧化物的产 生量，由此产生各种低氮燃烧技术。燃煤电厂氮氧化物控制技术 见图4-16»
氮氧化物生成源控制技术主要有低氮燃烧器(LNB )、空气分 级(LEA、OFA、AS)、燃料再燃(FR)、富氧燃烧(OlOA)等， 低氮燃烧技术应用成本较低，但小火电机组的氮氧化物生成率较 高，不容易控制在较低的氮氧化物排放水平上，而且分级燃烧对 燃烧过程具有较大调整，如果处理措施不当，会对锅炉产生一定 的负面影响。
图4-16燃煤电厂氮氧化物控制技术分类
(2)烟气治理脱硝技术，是指对烟气中已经生成的氮氧化物进 行治理。烟气氮氧化物治理技术主要包括选择性催化还原法 (SeleCtiVe CataIytiC RedUCtiOn, SCR )、选择性非催化还原法(SeleCtiVe NOn-CataIytiC RedUCtion, SNCR)、等离子体法、直接催化还原分解 法、生物质活性炭吸附法等。这些方法的主要原理是利用氧化或者还 原反应将烟气中的氮氧化物脱除。目前，应用在燃煤电厂锅炉上成熟 的烟气脱硝技术主要是SCR>SNCR以及SNCR与SCR的组合技术。
(二)技术发展与应用现状
无论是国内还是国外，早期控制火电厂的氮氧化物主要是釆用
第四章烟气污染控制技术J 低氮燃烧技术，以低氮燃烧器和空气分级燃烧为主，后期逐步加装 烟气脱硝装置。
目前，我国火电行业已形成了以低氮燃烧器和烟气脱硝相结合 的技术路线。截至2010年底，我国已投运的烟气脱硝机组约 81675MW,占全国火电机组容量的11.55%,占全国煤电机组容量 的12.47%«截至2011年3月底，全国已投运的烟气脱硝容量达 96885MW,其中釆用SCR工艺的占93.31%,釆用SNCRl艺的占 6.28%,釆用SNCR与SCR组合工艺的占0.41%。随着2015年全国 氮氧化物排放总量削减10%约束性指标的确定和GB 13223—2011 的颁布实施，“十二五”期间将掀起烟气脱硝工程建设的高潮。
二、低氮燃烧技术
控制火电厂氮氧化物的排放通常先采用低氮燃烧技术，然后再 进行烟气脱硝，以降低投资和运行费用。
国外从20世纪50年代开始对燃煤在燃烧过程中氮氧化物的生 成机理和控制方法进行研究，研究结果表明：影响氮氧化物生成和 排放最主要的因素是燃烧方式，即燃烧条件。因此，当燃煤设备的 运行条件发生变化时，氮氧化物的排放浓度也随之发生变化。燃烧 温度，烟气中。2、NHi、CH卜CO、C和H2的浓度是影响氮氧化物 生成最重要的因子，因此凡通过改变燃烧条件来控制上述因子，以 抑制氮氧化物的生成或破坏已生成的氮氧化物，达到减少氮氧化物 排放的目的，都称为低氮燃烧技术。低氮燃烧器减少氮氧化物排放 的主要手段是降低炉膛燃烧的峰值温度、减少燃料在高温区的停留 时间。
低氮燃烧技术的工艺成熟、投资和运行费用低。在对氮氧化物 排放要求非常严格的国家（如德国、日本等），均是先釆用高效低氮 燃烧技术减少半数以上的氮氧化物后再进行烟气脱硝，以降低脱硝 装置入口的氮氧化物浓度，减少投资和运行费用。低氮燃烧技术是 目前各种降低氮氧化物排放技术中应用最广、相对简单、经济有效 的方法，但其对减少氮氧化物的排放有一定的限度。由于降低燃
....... --,— --------------------—..................... ..........> 烧温度、减少烟气中氧的浓度等都不利于煤燃烧，因此各种低氮 燃烧技术都必须以不会影响燃烧的稳定性、不会导致还原性气氛 对受热面的腐蚀，以及不会不合理地增加飞灰含碳量而降低锅炉效 率为前提。
国外低氮燃烧技术的发展已经历三代。第一代技术不对燃烧系 统作大的改动，只局限于燃烧器的改进；第二代技术以空气分级燃 烧为特征；第三代技术则是在炉膛内同时实施空气、燃料分级的三 级燃烧方式。
对煤粉锅炉来说，煤粉燃烧器是锅炉燃烧系统中的关键设备。 一方面，从燃烧的角度看，燃烧器的性能对煤粉燃烧设备的可靠性 和经济性起着主要作用；另一方面，从氮氧化物的生成机理看，占 氮氧化物绝大部分的燃料型NoX是在煤粉的着火阶段生成的。因此, 通过特殊设计的燃烧器结构，以及通过改变燃烧器的风煤比例，将 空气分级、燃料分级和烟气再循环降低氮氧化物浓度的原理用于燃 烧系统的设计中，以尽可能地降低着火区的氧浓度，适当降低着火 区的温度，达到最大限度地抑制氮氧化物生成的目的。这类特殊设 计的燃烧器根据氮氧化物的控制原理分类，主要有阶段燃烧型、自 身再循环型、浓淡燃烧型、分割火焰型及混合促进型等类型，一般 可达到30%~40%的稳定的脱硝效率,而且投资和运行成本也较低， 不增加占地面积，也有较高的技术成熟度。
国内低氮燃烧技术的发展也经历了三代。第一代技术是先进的 低氮燃烧器，如水平浓淡型燃烧器，由哈尔滨工业大学（以下简称 哈工大）研制，已经在国内电厂大面积釆用，我国的锅炉制造厂也 于“九五”末期开始大量使用，对提高锅炉的劣质煤适应性起到了 很好的作用。第二代技术是立体分级低氮燃烧技术，即浓淡型燃烧 器和适度空气分级燃烧方式相结合的技术，已经于21世纪初完成示 范，并开始在火电厂推广应用，制造厂也引进国外或哈工大技术在 新产品中使用性能接近于立体分级低氮燃烧方式的技术。第三代技 术正在研发，它釆用再燃的燃烧方式，同时采用了水平浓淡型燃烧
第四章烟气污染控制技术I -------------------------------------------------------------------------------------------------J 器和适度空气分级燃烧方式，是专门针对高挥发分褐煤和烟煤研发 的，“十一五”期间已在国家863计划课题的资助下完成示范。
国内自20世纪80年代以后，空气分级燃烧技术率先在电厂锅 炉中使用，大部分300MW及以上的机组都釆用了引进的空气分级 燃烧技术，尤其以燃尽风燃烧器最为普遍，因而这些机组的氮氧化 物排放浓度实际上已经有了一定程度的降低。随着我国燃煤电厂装 机容量的不断增长，氮氧化物排放控制要求的不断提高，越来越多 的电厂选择釆用低氮燃烧技术。
低氮燃烧器主要是通过对直流或者旋流燃烧器进行特殊的设 计，利用空气分级、燃料分级技术或同时分级技术来改变燃烧室内 的风煤比，以降低着火区的氧浓度和火焰温度，从而达到抑制煤粉 燃烧初期氮氧化物生成量的目的。
由于我国煤质较差且煤质多变，传统的低氮燃烧技术在我国遇 到了严峻的挑战，如氮氧化物减排效果不佳，燃烧效率下降。为了 解决传统的低氮燃烧技术燃烧效率降低的问题，我国的燃烧科技工 作者发明了百叶窗煤粉浓缩器，在此基础上研发了水平浓缩煤粉燃 烧器、水平浓淡风煤粉燃烧器、径向浓淡煤粉燃烧器、中心给粉径 向浓淡煤粉燃烧器。这些技术对煤粉气流进行高效浓淡分离，使得 煤粉在挥发分释放和着火初期发生富燃料燃烧，进行有效的分级燃 烧，随后促进淡一次风的及时混入，在最佳时机内适时补充氧气， 确保在降低了氮氧化物排放后，保证燃尽，防止结渣及高温腐蚀的 发生。这种思想逐渐发展成为“风包粉”燃烧组织的理论，成为指 导我国低氮燃烧器设计的理论基础。例如在这种理论指导下，针对 W型火焰锅炉开发的中心浓淡低氮煤粉燃烧技术，在降低氮氧化物 排放的同时，提高了稳燃能力和燃烧效率，并改善了锅炉防止结渣 和高温腐蚀的性能。
近年来，随着燃尽风的逐渐采用，这些技术发展成为“立体分 级燃烧低氮燃烧系统”、“复合分级燃烧低氮燃烧技术”等，已经能 够非常好地组织燃烧初期还原性气氛的形成，又使燃烧火焰温度能
保持较高水平，在不降低燃烧效率的基础上，氮氧化物排放有了大 幅度降低。从十几年的工程实践看，高效低氮燃烧改造具有投资及 运行成本低、减排效果好的特点，是符合我国电厂实际情况的基本 氮氧化物减排措施。
低氮燃烧器及应用燃尽风(OVer-fire air, OFA)技术被美国环 境保护署定为最佳改造技术(BeSt AVaiIable RetrOfit Technology, BART)之一。我国环保部在2010年发布了《火电厂氮氧化物防治 技术政策》(环发(2010) 10号)，明确提出发电锅炉制造厂及其他 单位在设计、生产发电锅炉时，应配置高效的低氮燃烧技术和装置； 在役燃煤机组氮氧化物排放浓度不达标或不满足总量控制要求的电 厂，应进行低氮燃烧技术改造；新建、改建、扩建的燃煤电厂，应 选用装配有高效低氮燃烧技术和装置的发电锅炉。
实施低氮燃烧器改造对现有燃烧系统炉膛结构的具体影响不 同，故需要分别评估再决定，但与传统燃烧器相比，低氮燃烧器对 炉内火焰的稳定性、燃烧效率、过热蒸汽温度的控制都会带来一定 影响，所以宜采用具有浓淡分离性能的低氮燃烧系统，特别是具有 高效浓淡分离装置的低氮燃烧系统。
商业运用的低氮燃烧器巳经相当成熟，可大规模降低氮氧化物 生成浓度的空间较小，国内2005年后新建机组基本都已经安装低氮 燃烧器。应用低氮燃烧器的主要问题在于：脱硝效率不高，一般情 况下不能一次性解决氮氧化物排放浓度限制问题；由于低氮燃烧系 统为缺氧或者控温燃烧，对燃烧劣质煤(低挥发分、高灰分或者高 水分)的电厂锅炉来说，如果参数控制不好，炉内飞灰含碳量会增 加；水冷壁腐蚀及炉内结渣等现象较传统燃烧器有可能加剧。为了 解决这些问题，应该优先釆用“风包粉”浓淡燃烧的立体分级低氮 燃烧系统,或釆用更为高效的多尺度分级低氮燃烧器。
三、选择性催化还原法
SCR烟气脱硝技术一般是通过还原剂(可选用液氨、尿素或者 氨水)在适当的温度(300〜400°C)并有催化剂存在的条件下，把 氮氧化物转化为空气中天然含有的氮气（N2）和水（玦0）。催化剂 一般选用帆钛基催化剂，通过设置不同的催化剂层，脱硝效率最高 能达到50%~90%以上。煤粉炉釆用低氮燃烧和SCR烟气脱硝组合 技术后，氮氧化物的排放可控制在200mg∕m3以下，30万kW以上 机组（不包括燃用无烟煤、贫煤的现役机组）可达IOOmg∕m3以下。
SCR烟气脱硝技术是目前主流且技术成熟的烟气脱硝技术，具 有脱硝效率高、应用广泛等特点。该技术的发明权属于美国，而日 本率先于20世纪70年代将其实现了商业化，最初是在20世纪70 年代后期安装在日本的工业电站上，其后被广泛地应用在西欧、日 本等发达国家，并被认为是目前可行的商业最佳脱硝技术。我国火 电厂氮氧化物排放控制尚处于起步阶段，在GB 13223—2003中率 先规定了新建火力发电锅炉须预留烟气脱除氮氧化物装置的空间， 为氮氧化物的控制做了准备。GB 13223-2011大幅收紧了氮氧化物 排放限值，在仅靠低氮燃烧技术控制氮氧化物仍不能满足排放要求 时，则需要实施烟气脱硝。20世纪90年代福建后石电厂釆用日立 技术在600MW火电机组上率先建成了我国第一套SCR烟气脱硝装 置。国华太仓发电有限公司7号机组、浙江乌沙山电厂、宁海电厂、 福建嵩屿电厂采用的SCR法烟气脱硝装置也已先后投入运行。
SCR烟气脱硝工艺从稳定性、能耗等方面考核没有大问题，主 要问题在于还原剂（液氨）安全性、催化剂材料加工和回收、脱硝 装置运行成本问题。该技术初始投资及运行费用都较其他脱硝工艺 高、高温区催化剂容易中毒失活、液氨储存存在一定的安全问题。 如果追求过高的脱硝效率，氨过量所产生的铉盐就会影响电厂粉煤 灰的综合利用。对于老机组改造还存在场地不足的问题。
SCR烟气脱硝工艺的核心之一是催化剂，目前广泛应用的主要 是金属氧化物催化剂，分子筛催化剂还处于实验室和小规模研究阶 段。为了适应更为严格的排放要求，我国目前已有许多研究机构对 SCR工艺、催化剂和相关的关键技术设备开展了全面研究，并已取 得了初步的研究进展。
I GB 13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》分析与解读
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国外生产脱硝催化剂的主要厂商有TOPSee公司（主要生产波浪 型催化剂）、COnneteCh公司（主要生产蜂窝结构的钛一仇基催化 剂）、德国ArginOn公司（主要生产平板型和蜂窝型催化剂）、HitaChi （日立公司）（主要提供板型催化剂）。
截至2010年底，我国催化剂产能达到60000m3/年，可满足约 7500万kW的烟气脱硝催化剂容量。主要的脱硝催化剂生产企业有 成都东方凯特瑞环保催化剂有限责任公司、江苏龙源催化剂有限公 司、大拇指环保科技集团等。成都东方凯特瑞环保催化剂有限公司 产能为5000n√∕年，江苏龙源催化剂有限公司产能为3OOOi∏3/年，重 庆远达催化剂制造有限公司产能为IOOOOm3/年，福建大拇指环保工 程有限公司产能为6000r∏3/年，河北涿州中天环保催化剂有限公司 产能为4500〜6000m3∕年，宁波瑞基科技发展有限公司产能为 2000m3/年。其中成都东方凯特瑞环保催化剂有限公司将扩产能 IOOOom3/年。随着大量脱硝催化剂项目的投产，其他企业的产能也 将进一步增加。
目前该技术的改进空间主要是在催化剂方面。V2O5-WO3ZTiO2 催化剂虽然在脱硝领域得到了广泛的工业应用，但催化剂的品种较 为单一，使其应用受到一定限制。低温、高效、高流速和抗二氧化 硫及碑毒化的新型催化剂将成为SCR催化剂开发的重点方向。此 夕卜，催化剂的成本控制及有效延长催化剂使用寿命也是催化剂研究 需要关注的方向。其次加大国内氨喷射器及氨喷射网格（AlG）的 国产化进程，会使烟道尾部氨喷射更为均匀，并与氮氧化物浓度配 合得更好。
未来的改进空间是将催化剂从烟道尾部高温区放置到低温区， 即采用低温SCR技术，此工艺可以减少催化剂使用，但目前的瓶颈 是低温催化剂的活性不够,此外在此区域催化剂容易受水蒸气影响， 中毒失效较快。
四、选择性非催化还原法
选择性非催化还原法（SNCR）烟气脱硝技术是一种不用催化 剂，在一定温度范围内还原氮氧化物的方法，其原理是向烟气中喷 氨或尿素等含有NH3基的还原剂，在高温(950〜1050°C)和没有 催化剂的情况下,通过烟道气流中产生的氨自由基与氮氧化物反应， 把氮氧化物还原成N?和H2Oo SNCR烟气脱硝工艺系统简单，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烟气脱硝装置建设周期短、场地要求少、投资成本和运 行成本较低，适用于中小型锅炉改造。现有的燃煤锅炉只需增加氨 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， 但对温度窗口要求十分严格，脱硝效率较SCR法低，一般在30%〜 50% o
与常规的煤粉炉相比，循环流化床锅炉炉膛内温度较低，其温 度窗口适宜SNCR的反应要求，且炉内气流混合强度大，较为均匀， 因此循环流化床锅炉配置SNCR脱硝可以获得较高的脱硝效率，一 般可达40%〜75%。
SNCR烟气脱硝技术的最大缺点是氨逃逸率较高，形成的铉盐 对下游设备有较严重的腐蚀和堵塞倾向，易生成N2O,且随着锅 炉容量的增大，脱硝效率呈下降趋势，机组负荷变化时控制难度较 大等。
SNCR技术的工业应用始于20世纪70年代中期日本的一些燃 油、燃气电厂，在欧盟国家从80年代末一些燃煤电厂也开始SNCR 技术的工业应用。美国则是在90年代初开始应用。目前，江苏利港 电厂、华能伊敏发电有限公司、徐州阚山电厂、广州瑞明电厂和国 华北京热电厂等釆用了 SNCR法进行烟气脱硝。
与常用的烟气脱硝工艺相比，该工艺技术稳定性、运行成本方 面不存在问题，主要问题在于脱硝效率较低，单独使用该工艺脱硝 效率有时不能满足国家对燃煤电厂氮氧化物排放浓度的要求。特别 是对大型煤粉炉来说，由于炉膛空间较大，炉内喷尿素与炉内氮氧 化物生成浓度存在二维尺度不匹配的问题,造成脱硝效率反而降低。 过量尿素喷入不仅会带来对炉膛的腐蚀问题,还会带来氨逃逸问题。
为提高脱硝效率，该工艺可与SCR工艺联用，在尾部简单增加 催化剂是一种可行的途径。但SCR与SNCR联用技术增加了烟气 脱硝装置初始投资成本。
五、脱硫脱硝一体化
（-）等离子体脱硫脱硝
等离子体脱硝是20世纪70年代发展起来的烟气同时脱硫脱硝 技术。它是利用高能电子使烟气（60〜IO（TC）中的N2、。2和水蒸 气等分子被激活电离裂解，生成大量离子、自由基和电子等活性粒 子，将烟气中的二氧化硫和氮氧化物氧化，与喷入的氨反应生成硫 酸铉和硝酸铉。根据高能电子的来源，等离子体技术分为电子束照 射法（EBA）和脉冲电晕等离子体法（PPCP）。前者采用电子束加 速器，后者釆用脉冲高压电源。
该方法具有工艺流程简单，可同时脱硫脱硝（脱硫率高于90%、 脱硝率高于80%）,副产物可作为化肥销售，不产生废水、废渣等 二次污染，处理后的烟气可直接排放等优点；但由于需要采用大容 量、高功率的电子加速器，导致耗电量大、电极寿命短、价格昂贵, 使得烟气辐射装置不适合大规模应用，此外反应产物为气溶胶［烟 气中的SO2> No被活性粒子和自由基氧化为高阶氧化物SO3、No2, 与烟气中的H2O相遇后形成H2SO4和HNO3,在有NH3或其他中和 物的情况下生成（NH4）2SO√NH4NO3的气溶胶］,比较难捕集。目 前该技术仍不成熟，还处于研制阶段。
（二）湿法氧化/还原法吸收法
湿法氧化/还原烟气脱硝法是利用液相化学试剂将烟气中的氮 氧化物吸收并转化为较稳定的物质从而实现脱除，其关键在于氧化 剂的选取，包括二氧化氯氧化吸收法、过氧化氢氧化吸收法、臭氧 氧化吸收法和高镒酸钾氧化吸收法等。该方法的最大优点是可同时 脱硫脱硝，但目前还存在一些有待解决的问题：
（1） N0难溶于水，吸收前需将No氧化成NO?，氧化过程成
本较高。
（2） 生成的亚硝酸或硝酸盐需进一步处理。
（3） 会产生大量的废水。
目前湿法氧化/还原脱硝技术仍处在实验室阶段。国家在“十一 五”期间己对此立项列入高技术研究发展计划（863计划）并展开 相关研究。
（三） 络合吸收法
络合吸收法是20世纪80年代发展起来的一种可以同时脱硫脱 硝的方法，在美国、日本等国家得到了较深入的研究。烟气中氮氧 化物的主要成分No （占90%以上）在水中的溶解度很低，大大增 加了气一液传递阻力，络合吸收法则利用液相络合吸附剂直接与 No反应，增大NO在水中的溶解度，从而使No易于从气相转为 液相。该方法特别适用于处理主要含No的燃煤烟气，但络合物水 溶液的吸收阻力较大，另外烟气中的烟尘容易使络合物失活，目前 不适用于电力行业大规模的烟气治理。
（四） 生物质活性炭吸附
生物质活性炭具有大的比表面积、良好的孔结构、丰富的表面 基团、高效的原位脱氧能力，同时有负载性能和还原性能，所以既 可作为载体制得高分散的催化体系，又可作为还原剂参与反应。在 NH3存在的条件下用活性炭材料作为载体催化还原剂，将氮氧化物 还原为N2。活性炭对低浓度氮氧化物有很高的吸附能力，其吸附量 超过分子筛和硅胶，缺点是对于燃煤电厂大烟气量、高浓度氮氧化 物的吸附能力较低，大规模运用时存在阻力过大的问题。从目前研 究情况来看，活性炭并不适合我国燃煤电厂高烟尘的反应条件，活 性保持时间不长，失效较快也是该技术在燃煤电厂脱硝领域中需要 解决的难题。目前该方法在燃煤电厂烟气脱硝领域内无实际运用。
（五） 氮氧化物直接催化分解技术
氮氧化物直接催化分解是指在一定的外界环境下，利用催化剂 将氮氧化物直接分解为N2和02。从热力学角度讲，该反应在低温
下是可行的，但从动力学角度讲，反应速率非常低。如果釆用合适 的催化剂，可以提高No的分解速率，由于无需还原剂，因此该技 术有可能成为一种很有希望的烟气脱硝技术。某些贵金属、金属氧 化物和分子筛（主要为ZSM-5）催化剂对No分解具有明显的催化 作用。大量实验室动力学研究结果表明，NO的分解受到。2在催化 剂表面脱附步骤的控制，。2对No的分解具有抑制作用。尽管目前 发现CU-ZSM-5是较好的No分解催化剂，但这一问题依然存在， 而且水的存在会对分子筛结构造成破坏，使催化剂发生不可逆的 中毒，SO2对催化剂也有严重的毒化作用。由于No分解技术存在 太多难以克服的困难，因此目前在燃煤电厂烟气脱硝方面还无实际 应用。
目前，燃煤汞排放的控制技术主要有三种，即燃烧前控制、燃 烧中控制和燃烧后控制。燃烧前控制主要包括洗煤技术和煤低温热 解技术。燃烧中控制主要通过改变燃烧工况和在炉膛中喷入添加剂 等。燃烧后控制主要有两种：一是利用现有烟气治理设施（包括 SCR、电除尘/袋式除尘、烟气脱硫等）对汞的协同控制作用，并通 过添加氧化剂、吸附剂、稳定剂、络合（鳌合）剂等方式，实现更 高的汞协同脱除效率；二是釆用活性炭、金属吸收剂等脱汞新技术, 实现汞排放的高效控制。
一、燃烧前控制
燃烧前控制是一种新的污染防治战略，是建立在煤粉中有机物 和无机物的密度及其有机亲和性不同的基础上的物理清洗技术，主 要方法是煤的洗选和煤的低温热解。
（一）洗煤
微量有害元素富集在煤中的矿物杂质中，如煤中汞的赋存形式 与黄铁矿密切相关，根据其间的相关性，釆用传统的重介质洗选和
第四章烟气污染控制技术I q ---------------—- ..........— -----------------="…• 一 --------B
泡沫浮选，以及更先进的洗选煤技术，能减少煤中的汞含量，达 到减少燃煤汞排放的目的。有研究表明，传统的洗选煤技术能够 去除煤中约38.8%的汞，而先进的化学物理洗选煤技术可去除煤中 高达64.5%的汞，与燃烧后净化设备去除相比具有较大的经济效益 优势。
（二）煤低温热解
根据汞的挥发特性，在不损失碳素温度的条件下，通过煤的低 温热解，可减少汞的含量，最终达到降低汞的排放量。
二、燃烧中控制
煤在燃烧过程中，汞将经历复杂的物理和化学变化，最后大部 分进入烟气中，小部分残留在底灰和熔渣中。燃煤排入大气的汞可 分为三种形态，即气态元素汞（Hg°）、气态二价汞（Hg2+）和颗粒 态汞（HgP）。不同形态的汞在大气中的物理和化学特性差别很大。 煤燃烧时，在通常的炉膛温度范围内，煤中的汞几乎全部以Hgt）的 形式进入烟气中。在烟气冷却过程中，部分Hg°同其他燃烧产物相 互作用转化为Hg?+和HgPO Hg?*和HgP的大气停留时间只有几天， Hg°则可以在大气中停留1年以上。对燃烧过程中产生的汞可通过 在煤中添加卤化物进行控制。
燃煤电厂煤中卤化物添加剂脱汞技术，就是在电厂输煤皮带上 或给煤机里加入卤化物，一般为漠化盐溶液，也可直接将溶液喷入 锅炉炉膛。在烟气中漠离子氧化元素汞，形成二价汞，SCR脱硝装 置可加强元素汞和漠的氧化反应，形成更多的二价汞，二价汞易溶 于水，可被湿法脱硫装置所捕获，从而达到除汞目的。由于加入的 漠相对少于煤里本身含有的氯，因此添加到煤里的漠化盐不会对锅 炉加重腐蚀。这种技术的喷射系统简单，除汞成本低，装备了 SCR 和湿法脱硫装置的燃煤电厂脱汞效果很好，美国很多安装了 SCR和 湿法烟气脱硫装置的燃煤电厂正在测试这种脱汞技术的效果，其中 一些电厂已取得了很好的汞脱除效果。值得注意的是，被脱除的汞 都进入烟气湿法脱硫装置的排出物石膏或废水里，需要进行二次处 理。但由于除汞成本低，此技术对装备了 SCR脱硝装置和湿法烟气 脱硫装置的电厂，汞污染治理具有很好的效果。
三、燃烧后控制
(-)协同控制技术
协同控制技术是利用现有的非汞控制设施(如脱硝、除尘和脱 硫设施)对汞的协同控制作用，来降低汞的排放。该技术是目前控 制汞排放最经济、最实用的技术，典型的应用为除尘、脱硫、脱硝 技术的组合，其对汞的协同控制作用可减少汞排放60%~90%o
以选择性催化还原烟气脱硝设施(SCR)为例，利用其催化剂 对Hg°的催化作用，可将部分Hg°氧化为Hg2+,增加烟气中Hg2+ 浓度达25%~35%0也可以利用烟气中颗粒物的吸附作用，使得除 尘设施具有协同控制汞排放的功能。电除尘器可减少汞排放约40%, 布袋除尘器的除汞效果优于电除尘器。同时烟尘吸附的Hg°中约有 5%在烟尘中某些金属氧化物的催化作用下，氧化为Hg2+o还可以 利用低温条件下Hg?+易溶于水的特点，使得湿法烟气脱硫设施在洗 涤烟气时，能高效地吸收Hg2+,其去除率最高可达80%,若加上 SCR烟气脱硝装置可达90%O燃用贫煤或褐煤时脫除效率则低些， 为 30%~70%o
(二)烟道喷射活性炭吸附剂脱汞技术
该技术主要是将添加卤化物的粉状活性炭在静电除尘器或布袋 除尘器前喷入，烟气里的汞和活性炭上的卤素元素发生反应，并被 活性炭所吸附，最后被静电除尘器或布袋除尘器所捕集，烟气中被 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，一般介于0.1%~3%o 优化的喷射系统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，以最快的速度与烟气混合，使吸附剂颗粒与 汞化合物最大限度地接触和反应，以达到最佳的脱汞效果，从而大 大地提高脱汞效率和降低成本。
烟道喷射活性炭吸附剂技术包括选择吸附剂、吸附剂储存和喷
第四章烟气污染控制技术I 射、汞测量三个环节。活性炭吸附剂从生产的工厂运送到电厂，储 存于贮料罐中，压缩空气将进料机分配到喷射器中的吸附剂注入导 管，再通过一批喷嘴喷射到烟气中，连续测汞仪(CMM)将烟气中 的汞含量记录下来。吸附剂是该技术的核心。美国市场上的吸附剂 主要为雅保吸附剂技术公司生产的漠化粉状活性炭吸附剂。
烟道喷射活性炭吸附剂脱汞技术比较典型的应用为TOXeCOn系 统，该系统由位于美国加州帕罗奥多市的美国电力研究协会 (EIeCtriC POWer ReSearCh Institute, EPRI)发明并申请专利。2003 年， 普雷斯克艾尔(PreSqUe ISIe)电厂建设了第一个具有实际操作性的 TOXeCOn系统。TOXeCon系统是将粉末状活性炭注入燃烧炉的过热气 体中，吸附汞的烟气，进入一个新的布袋室，含汞烟尘被收集下来。 TOXeCOn系统是与布袋除尘器搭配使用，若与静电除尘器组合使用， 可采用TOXeCOn II系统。
四、汞的监测方法
评判燃煤电厂汞的治理效果需要准确测量汞的浓度，美国在汞 监测方面采用的方法有三个，分别是安大略法(OHM)、30A方法 和30B方法。安大略法测量结果最为准确；30A方法测量结果比较 准确；30B方法测量结果比30A方法准确。我国对固定污染源废气 中汞的监测仅有HJ 543—2009《固定污染源废气汞的测定冷原 子吸收分光光度法(暂行)》这一个标准。
(—)安大略法(OHM )
安大略法(OntariO HydrO Method. OHM)可分别测得烟气中 排放的总汞、气态元素汞Hg°、气态二价汞Hg?* (也称氧化态汞) 和颗粒态汞HgP,测量结果最为精确。
该方法从采样点抽取烟气，首先进行过滤除灰，颗粒态汞HgP 就被截留收集到滤膜上，再先后由3个装有KCl溶液的吸收瓶吸收 Hg2+, 1个装有H2O2的吸收瓶去除烟气中的二氧化硫，也吸收部分 Hg0, 3个装有K2MnO4 的吸收瓶，最终将Hg°完全吸收(将 Hg°氧化为Hg?*并溶于水中)，最后1个吸收瓶装有吸水胶脱水排放
净烟气，对各部分吸收液进行Hg含量分析。其釆样过程见图4-17。
S- \\
⅛{枪.
热m
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烟道壁
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图4-17安大略法汞釆样过程示意图
安大略法的汞测量设备可安装于移动监测车中，对固定污染源 废气进行监督性监测或仪器的比对监测，也可用于对固定污染源烟 气中的汞排放进行研究性监测。
(二)美国环保署的30A方法(EPA MethOd 30A)
30A方法是抽取烟气直接进行汞含量的分析，测量烟气中总气 态汞的浓度,，即Hg°和Hg?+,测量结果比较准确。具体操作为用装 有烟尘过滤装置的采样探头将烟气从烟道或烟囱中抽取出来，用管 线将其通过汞转化器，将Hg?+还原为Hg°,再直接送至汞分析仪进 行分析，分析数据传输到记录、储存系统中。
Hg°与Hg?+既可被分别测定，也可被转化为Hg° 一起测定总量; 釆样点的选择应具有代表性。其釆样与分析工艺见图4-18。
图4-18美国环保署30A方法汞釆样与分析工艺示意图
（三）美国环保署的30B方法（EPAMethodSOB）
30B方法是先吸附烟气中的总气态汞，即Hg°和Hg2+,取样后 再进行解吸，用汞分析仪测量总气态汞浓度，测量结果比30A方法 准确。具体操作为在烟气净化装置后设置釆样点，如脱硫设施后或 烟囱上，将填充汞专用吸附材质（活性炭等）的吸附管放入采样探 头，按设定流量釆样，汞在吸附材质上富集，同时记录釆样流量及 采样时间。釆样结束后，将釆集的样品前处理后，进入汞分析仪中 分析吸附材质上富集的汞的质量，结合釆样流量及采样时间计算烟 气中汞的浓度。该方法适用于固定污染源烟气中气态汞的监测分析。 其釆样方法见图4-19o
图4-19美国环保署30B方法汞釆样示意图
（四）我国的汞监测方法
我国对固定污染源废气中汞的监测目前仅有HJ 543-2009,这 一标准可以看作是简化了的安大略法。其原理是废气中的汞被酸性 高镒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，用载气将汞蒸汽从溶液中吹出带入测汞仪，用冷原子吸收 分光光度法测定。
达标排放技术经济分析
火电厂大气污染物控制技术的选择应因地制宜、因煤制宜、因 炉制宜，以技术上成熟、经济上合理及便于操作为原则进行确定， 以满足排放标准的要求。随着污染物排放浓度限值的不断严格，我 国的烟气治理技术也在不断发展,因此火电厂应不断跟踪技术发展, 以实现花最少的钱，实现最大限度的污染物减排。本章为一般性的 技术介绍及经济分析，不针对具体电厂，对于具体电厂的达标方案 及资金投入需进行专门研究。
火电厂可以选择的烟气除尘技术主要有静电除尘、袋式除尘和 电袋复合除尘技术，袋式除尘和电袋复合除尘在滤袋不破损的情况 下，一般均可做到烟尘稳定达标排放，因此这里重点讨论静电除尘 器如何实现烟尘达标排放。
一、现有静电除尘器存在的主要问题
目前，我国火力发电行业约94%的装机容量安装使用了电除尘 器，大部分都运行良好，能满足GB 13223—2003的要求，但也有 部分燃煤电厂电除尘器的运行效果不佳，主要原因有以下几方面：
(1)燃煤电厂实际燃用煤种与设计煤种偏差很大。为了减少投 资，电厂通常提供较好的煤种作为设计煤种，或提供较小的烟气量 作为设计参数。一旦实际煤种变化或烟气量超过设计值时，烟尘排 放就会超标。
(2) 电除尘器选型设计不合理。早期对国内有些难收尘煤种认 识不足，特别是高硅、高铝、低硫、低钠、含湿量低、比电阻高的 煤灰，使电除尘器的除尘效果变差。实际上许多制造厂在选型设计 时，电除尘器的容量选择过于“临界”，故而埋下隐患。
(3) 市场竞争无序低价。以前由于我国烟尘排放标准要求较低, 一般电除尘器都能轻易达到排放标准，导致釆用先进技术或按高标 准设计的企业成本增高，反而成了市场竞争的弱势。市场准入门槛 低，“低价中标”误导市场，用户普遍缺乏电除尘器设计参数和保证 值之间关系的认识，错误认为谁的价格低就选谁的。
根据相关单位对电除尘器的调查，目前电除尘器在技术方面存 在的问题主要体现在6个方面，即实际燃煤偏离设计值、特殊粉尘、 选型偏小、制造安装调试及维护问题、选型失当和其他，具体见图 5-1 o
图5-1现役电除尘器存在的主要问题
二、现有静电除尘器的达标改造方案
与GB 13223-2011相比，我国燃煤电厂的原烟尘排放标准要 求较为宽松，因此现有静电除尘器难以满足GB 13223—2011中烟 尘排放浓度30mg∕m3或20mg∕m3要求的主要原因是静电除尘器的比 集尘面积偏小。对于现役机组的静电除尘器改造，应根据不同时期 建设的电除尘器、烟尘排放浓度状况、场地条件等实际情况确定。 现有电除尘器的改造主要有以下几种方案：
(1) 电除尘器出口烟尘排放浓度大于200mg∕m3o对于建成时间 较早，电场数为3〜4个，比收尘面积较小的电除尘器，烟尘排放浓 度会大于200mg∕πΛ如果煤质与飞灰成分适宜电除尘器收尘，且无 场地限制，宜釆用增容的方式，包括增加电场数量、提高电场高度 等来增加收尘面积，同时将电除尘器的供电电源由工频电源改为高 频电源。对于受场地空间限制，无法增容改造的，可改造成电袋复 合除尘器或布袋除尘器。对于尚未建设脱硫设施的现有机组，应综 合考虑除尘和脱硫的技术改造。
(2) 电除尘器出口烟尘排放浓度为IOO〜200mg∕m3°对于这类 静电除尘器，其电场数大多为4〜5个，比集尘面积一般为80~ IOOm2∕(m3∕s)o烟尘排放浓度与30mg∕m3的排放标准仍有较大差距, 难以通过维修性改造达到目的，宜釆用高频电源、本体增容、加装 低温省煤器等方式进行改造。
(3) 电除尘器出口烟尘排放浓度小于IOomgzm3。这类电除尘 器，电场数一般为5个，比集尘面积平均在100~120m2/ (m3∕s), 对此类除尘器首先应综合考虑湿法脱硫的除尘效果，进行维修性改 造，其次可考虑釆用高频电源、本体侧分区优化等方式满足排放标 准的要求。
对于现有电除尘器的改造，应根据具体情况，进行可行性研究, 综合比较后确定具体方案，且随着除尘新技术的不断出现，达标的 除尘方案也会越来越多。目前至少可组合出以下多种方案：
(1) 高频电源方案。此方案是电除尘器改造的基本方案，将电 除尘器的工频电源改造为高频电源，一般可使电除尘器出口烟尘排 放浓度下降一半，同时降低电除尘器的能耗。
(2) 增容改造方案。如有场地条件，根据煤、灰成分，可考虑 增容改造，增加1〜2个常规电场；对于易形成二次扬尘的飞灰，宜 优先考虑增加旋转电极。
（3） 电袋复合除尘或袋式除尘改造方案。如无场地条件，可将 现有电除尘器改造成电袋复合除尘器或袋式除尘器，改造成电袋复 合除尘器时，应特别关注滤料的抗氧化性，尽可能使滤袋寿命满足 电厂的运行要求。
（4） 低低温电除尘器方案。在电除尘器之前，加装低温省煤器， 降低进入电除尘器的烟气温度，从而降低烟气量，增大比收尘面积， 也可降低成本飞灰比电阻，均可提高除尘效率。
（5） 湿式电除尘器方案。可在湿法脱硫后加装湿式电除尘器， 不仅可减少烟尘排放，而且可减少烟气中的三氧化硫排放，也有利 于减缓“石膏雨”的形成。
（6） 烟气调质方案。对于高比电阻的灰，在无场地的条件下， 也可考虑烟气三氧化硫调质方案。
三、新建静电除尘器的达标方案
燃煤电厂新建静电除尘器的选型过程中应特别关注以下几个 问题：
（1） 高度重视除尘器原始设计参数的重要性。提供的原始参数 应齐全、准确，最大限度地接近将来的实际运行工况。
（2） 高度重视电除尘器对应用煤质的适应性。锅炉对煤种适应 范围较宽，而电除尘器对烟气和粉尘较为敏感，不同煤质和不同锅 炉类型产生的飞灰成分差距很大。
（3） 根据煤种等参数的波动提岀必要的约束条件。设备招标中 应考虑留有足够的裕量，综合评定性能时考虑合理价格中标。
（4） 在煤质稳定，煤质适宜静电除尘器时，建议优先考虑采用 静电除尘器，并尽量釆用先进技术，满足低排放标准的要求。
对于新建机组在设计电除尘器时，应根据烟尘收集的难易程度 选取合理的比收尘面积，见表5-1»根据除尘效率的高低选取合理 的电场风速，见表5-2,特殊煤种电场风速应小于0.8m∕s°对于电 除尘器难收尘的飞灰，建议釆用袋式除尘器或电袋复合除尘器。
表5-1 烟尘收集的难易程度与比收尘面积的关系
|
比收尘面积n√∕ （m3/S） |
≥200 |
170-200 |
140〜170 |
110〜140 |
<110 | |
|
收尘难易性 |
难 |
较难 |
一般 |
较容易 |
容易 | |
|
表5-2 |
除尘效率的高低与电场风速的关系 | |||||
|
除尘效率（%） |
≤99.0 99.0〜99.3 99.3 〜99.5 99.5 〜99.8 >99.8 | |||||
|
电场风速（m∕s） |
1〜 |
.2 C |
.9-1.1 0.8 〜1.1 0.8 〜1.0 V |
W0.9 | ||
对于现有燃煤发电锅炉，除广西、贵州、四川、重庆外，二氧 化硫的排放浓度要求均从GB 13223—2003中的400mg∕m3严格到 GB 13223—2011中的2OO mg∕m3,对于一般地区的新建燃煤发电锅 炉二氧化硫排放浓度的要求则提高到IOomg/n?,重点地区则提高到 了 50mg∕m3,要求较为严格，但只要控制好燃煤硫分和脱硫设施的 脱硫效率，实现达标排放还是有可能的。
一、影响二氧化硫达标排放的主要因素
燃煤发电锅炉二氧化硫的排放浓度主要受入炉煤煤质（特别是 煤的含硫量和低位发热量）和烟气脱硫设施脱硫效率的影响。
在GB 13223—1996中曾规定,燃煤收到基硫分不大于1.0%时, 二氧化硫最高允许排放浓度为2100mg∕m3;燃煤收到基硫分大于 1.0%时，二氧化硫最高允许排放浓度为1200mg∕m3=这说明按照当 时的煤质资料进行测算，燃煤含硫量在1%以下时，不进行烟气脱 硫，二氧化硫产生浓度可控制在2100mg∕m3以下。但近年来，由于 煤炭市场供求关系的变化以及煤炭开釆深度的影响,煤质普遍变差, 燃煤含硫量与二氧化硫产生浓度的关系有所变化，经测算，大多数 含硫量为1%的煤，其二氧化硫的产生浓度可达到2300mg∕m3o对 于现有燃煤机组，烟气脱硫以石灰石一石膏湿法脱硫为主，约占脱
第五章达标排放技术经济分析I « .................................................................................................. λ
硫装机容量的92%, 2005年国家环保行政主管部门就出台了 HJ仃 179—2005,明确规定脱硫效率一般应不小于95%, 2010年出台的 HJ 2001—2010《火电厂烟气脱硫工程技术规范氨法》对脱硫效率 的要求也是不小于95%,因此现有燃煤发电机组安装的湿法烟气 脱硫装置，只要是按照规范要求进行设计、安装和运行的，其脱 硫效率就应不小于95%。据此可测算出，现有燃煤发电机组二氧 化硫浓度达到标准GB 13223—2011的燃煤含硫量。对于新建燃煤 发电机组，烟气脱硫系统的脱硫效率按97%,这也是美国燃煤电 厂烟气脱硫系统的效率要求，据此可测算岀燃煤含硫量的要求， 见表5-3 o
表5-3 二氧化硫达标的煤质及烟气脱硫效率测算
|
区域 |
SO2排放标准 (mg∕m3) |
燃煤硫分 (%) |
SO?产生标准 (mg∕m3) |
脱硫效率 (%) |
SO?排放浓度 (mg∕m3) | |
|
广西、贵 州、四川、 重庆 |
现有 |
400 |
2 |
4600 |
95 |
230 |
|
3 |
6900 |
95 |
345 | |||
|
新建 |
200 |
2 |
4600 |
97 |
138 | |
|
3 |
6900 |
97 |
207 | |||
|
重点地区 |
现有 |
50 |
0.4 |
920 |
95 |
46 |
|
新建 |
0.7 |
1610 |
97 |
48.3 | ||
|
一般地区 |
现有 |
200 |
1.5 |
3450 |
95 |
172.5 |
|
1.7 |
3910 |
95 |
195.5 | |||
|
新建 |
100 |
1.0 |
2300 |
97 |
69 | |
|
1.4 |
3220 |
97 |
96.6 | |||
从表5-3中可以看出，对于一般地区的现有燃煤发电锅炉，只 要将燃煤含硫量控制在1.7%以下，最好在1.5%以下，就可实现稳 定达标排放；对于新建燃煤发电锅炉，则需要将燃煤含硫龜控制在 1.4%以下。只要煤炭市场较为稳定，且有一定的配煤设施，是不难 实现的。对于重点地区的现有和新建燃煤发电锅炉，燃煤含硫量则 需要分别控制在0.4%和0.7%以下，应该说是有一定难度的。
对于广西、贵州、四川和重庆四个省（区、市）的燃煤发电锅 炉，如果煤矿能按国家要求禁止开釆含硫量大于3%的煤炭，那么 燃煤电厂想达到GB 13223-2011的要求也是较为容易的。现有燃 煤发电锅炉，燃煤含硫量控制在3%以下，新建燃煤发电锅炉，燃 煤含硫量控制在2.8%以下，就可实现达标排放。
对于燃煤含硫量大于上述要求的燃煤发电锅炉，其配套的脱硫 设施则需进一步提高脱硫效率。
二、 现有机组二氧化硫达标改造方案
我国燃煤电厂绝大多数的烟气脱硫设施是在2005年以后建设 的，因此建设时只要按照相关的技术规范进行设计、安装和运行， 其脱硫效率一般均在95%左右，对于这类机组，脱硫设施不要求进 行改造，只要适当控制燃煤含硫量，即可满足排放标准的要求。 例如，根据江苏省环保厅网站公布的烟气连续监测资料，2011年 第一季度，全省10万kW以上各机组月均脱硫效率介于92.6%~ 97.2%,多数在95%以上。二氧化硫排放浓度普遍在200mg∕m3以 下，满足标准GB 13223—2011的要求，这类机组无需进行脱硫系 统改造。
对于2005年以前建设的脱硫系统以及没有按照规范要求进行 建设的脱硫系统，则需要进行提效改造。改造的核心是提高液气比、 降低烟气流速、增加石膏浆液停留时间和增加氧化空气量。有些电 厂向脱硫系统添加药剂来提高脱硫效率也取得了不错的效果，但其 对脱硫废水水质的影响值得关注。
三、 新建机组二氧化硫达标方案
对于新建燃煤机组，其脱硫设施在设计过程中就应留有足够的 富余量，确保煤质波动的情况下，脱硫系统的脱硫效率仍能在97% 以上。对于石灰石一石膏湿法脱硫系统，喷淋层数应至少5层，同 时应考虑降低进入脱硫塔的烟气温度，从而减小烟气量，降低烟气 流速。表5-4列出了某燃煤机组脱硫效率从95%提高至97%的主要 设计参数变化情况。
表5-4 某燃煤机组脱硫效率提高前后的主要设计参数
|
项目 |
单位 |
脱硫效率95% |
脱硫效率97% |
|
喷淋层数 |
层 |
4 |
5 |
|
吸收塔总高度 |
m |
322 |
35.6 |
|
吸收塔直径 |
m |
19.5 |
20.0 |
|
烟气流速 |
m/s |
3.83 |
3.65 |
|
L/G液气比 |
LZm3 |
11.27 |
14.02 |
|
浆池高度 |
m |
10.6 |
12.0 |
|
浆池容积 |
m3 |
3166 |
3770 |
|
石膏浆液停留时间 |
h |
57 |
67 |
|
氧化空气量 |
m3∕h |
7766 |
7930 |
|
CaZS摩尔比 |
1.03 |
1.03 | |
|
石灰石（设计煤含硫 0.52%/校核煤 0.63%） |
t/h |
5.55/10.13 |
5.67/10.34 |
对于燃煤含硫量较高的电厂,在脱硫效率不小于97%的情况下， 二氧化硫排放浓度仍不能达标的，则需采取其他措施，进一步提高 烟气脱硫系统的脱硫效率，如使用单塔双循环或双塔双循环烟气脱 硫技术。
另外，对于这类高硫煤电厂，更应鼓励采用二氧化硫资源化的 脱硫技术，如活性焦脱硫技术、有机胺脱硫技术等。当然，也可考 虑釆用洁净煤发电技术，如IGCC、循环流化床锅炉等，再辅以必 要的环保治理措施。
新标准大幅收紧了燃煤锅炉氮氧化物的排放限值，但也区别不 同机组的改造潜能和改造效果,对釆用W形火焰炉膛的火力发电锅 炉、现有循环流化床锅炉，以及2003年12月31日前建成投产或通 过建设项目环境影响报告书审批的火力发电锅炉执行200mg∕m3的 限值；其他燃煤发电机组则都执行IoOmgZn?的限值。为此，需要 对各类型机组的现状进行分析，根据锅炉类型和氮氧化物排放浓度 现状，找出最合适的达标技术路线。
一、 W形火焰炉膛发电锅炉
截至2010年底，我国燃用无烟煤的W形火焰炉膛的发电锅炉共 有112台，装机容量为3750万kWo这部分锅炉一般均釆用了低氮 燃烧技术，但由于无烟煤难燃的特殊性，造成该类锅炉出口氮氧化物 浓度一般为1200~1500mg∕m3,甚至更高。鉴于氮氧化物产生的浓度 较高，因此为保证脱硝效果和稳定达到200mg∕m3的排放要求，必须 釆用SCR烟气脱硝技术进行改造，设计脱硝效率按90%考虑。
二、 循环流化床发电锅炉
循环流化床锅炉主要是为了解决劣质煤和煤砰石这类燃料燃烧 而开发的，在我国的应用非常普遍，小吨位的循环流化床锅炉更是 不计其数。截至2010年底，全国循环流化床锅炉发电装机容量达到 9870万kW,其中10万kW及以上的装机容量有2827万kW。循 环流化床锅炉由于燃烧温度低，从源头上遏制了氮氧化物的生成， 氮氧化物排放浓度一般在200mg∕m3以下，甚至在IOOmgZm3以下， 原则上无需釆用其他烟气脱硝技术就可以满足排放标准。但是在实 际应用中，循环流化床锅炉不按设计要求而使用劣质煤或煤砰石等 燃料，造成氮氧化物排放浓度随之升高，超过200mg∕m3,甚至 300mg∕m3o对此，应加强环保监督检查，严格要求循环流化床锅炉 使用设计煤种运行。对于使用设计煤种运行，但氮氧化物排放浓度 仍超标的，则可釆用SNCR烟气脱硝工艺进行脱硝。
从国外的运行案例来看，循环流化床锅炉适宜配置选择性非催 化还原法（SNCR）,因为循环流化床锅炉炉膛温度与SNCR反应温 度较为一致，且温度场、流场较均匀，与常规煤粉锅炉配置SNCR 相比，脱硝效率较高，可达到40%~75%,氮氧化物排放浓度小于 1 OOmgZm3。
三、 常规煤粉发电锅炉
考虑到2003年12月31日前通过建设项目环境影响报告书审批 的火力发电锅炉需要一定的建设期才能投运，算上这部分机组，以 2004年底的火电装机容量为基数进行分析，截至2004年底，全国 燃煤机组装机容量为2.87亿kW,经过“十一五”关停小火电机组 的实施,实际上2003年12月31日前建成投产或通过建设项目环境 影响报告书审批的燃煤机组容量为2.35亿kW,其中包括循环流化 床和釆用W形火焰锅炉的发电机组。这部分机组建设年代较早，一 般没有预留烟气脱除氮氧化物装置的空间，实施烟气脱硝改造较为 困难，可依据低氮燃烧的改造效果及场地情况，因地制宜、因炉制 宜、因煤制宜分别选择SNCR、SNCR与SCR的组合或SCR等脱 硝技术进行烟气脱硝改造，实现氮氧化物的达标排放。
2004年1月1日以后建设的现有火电机组（现有循环流化床火 电机组和W形火焰炉膛的锅炉发电机组除外），在设计和建设时已 经按照GB 13223-2003的要求预留了烟气脱除氮氧化物装置的空 间，较易增建烟气脱硝装置。在安装高效低氮燃烧器的基础上，可 选择SNCR. SNCR与SCR的组合或SCR等脱硝技术进行烟气脱 硝改造。新建的火电机组在设计、建造时，考虑釆用高效低氮燃烧 器，并同步安装烟气脱硝装置，实现氮氧化物的达标排放。
截至2010年底，全国全口径发电设备容量达9.62亿kW,其中 火电装机容量7.07亿kW,占总装机容量的73.44%o随着我国小康 社会的建设，要达到中等发达国家的经济水平，全国平均每人最低 需要IkW的装机容量。我国以煤炭为主的能源资源禀赋决定了在今 后相当长的时间内燃煤机组装机容量仍将不断增长，根据预测2015 年我国火电装机容量将达到10.07亿kW。
一、“十二五”期间火电行业烟气治理容量
到2015年，全国将在2010年装机容量的基础上，新增火电 机组3亿kW；另外根据国家“上大压小”和节能减排的相关要求, “十二五”期间将再关停7000万kW的小火电机组，因此，“十二五” 期间实际新投运的火电机组需达到3.7亿kW,基本上均为燃煤大容 量高参数火电机组。这3.7亿kW的燃煤火电机组均需按照新标准 的要求进行建设，同步安装烟气脱硫与脱硝装置。
现有的7.07亿kW火电机组中，约有5%的容量是燃油、燃气 （包括天然气、LNG、高炉煤气、焦炉煤气、煤成气等）以及余热 锅炉等，这部分机组无需进行除尘器改造；拟关停的7000万kW小 火电机组也可不进行除尘器改造；加上已经建成的釆用袋式除尘器 及少数能够达到新标准的电除尘器的燃煤发电机组，无需进行除尘 器改造，预计需要进行电除尘器改造的容量达5.2亿kW。
2010年已建成投运的脱硫机组容量约5亿kW,其中约有2.4 亿kW的烟气脱硫设施在“十二五”期间需进行改造，以提高脱硫 效率及脱硫设施运行的稳定性和可靠性；现有机组中约0.5亿kW 在“十二五”期间需继续加装烟气脱硫装置。
2010年底已建成投运的烟气脱硝容量约1亿kW。新标准实施 后,2004年1月1日〜2011年12月31日期间环境影响评价文件通 过审批的现有燃煤锅炉将全部实施烟气脱硝，2003年12月31日前 建成的火电机组大部分实施烟气脱硝。新标准实施后，到2015年, 考虑到现有燃煤锅炉中部分循环流化床锅炉不进行烟气脱硝能够满 足新标准200 mg/n?的要求，现有机组中需加装烟气脱硝装置的容 量约为4.47亿kW。
“十二五”期间需要改造和新建的烟气治理设施见表5-5o
表5-5 “十二五”期间需要改造和新建的烟气治理设施（亿kW）
|
设施 |
现有机组 |
新建机组 | ||
|
改造 |
新加 | |||
|
除尘 |
5.2 |
0 |
3.7 |
8.9 |
|
脱硫 |
2.4 |
0.5 |
3.7 |
6.6 |
|
脱硝 |
0 |
4.47 |
3.7 |
8.17 |
从表5-5中可以看出，"十二五”期间需要改造和新建的除尘设 施容量最大，达到8.9亿kW,其次是脱硝装置，再次是脱硫容量， 总体而言，需要改造和新建的烟气治理设施力度都很大，且以现有 机组改造的容量更多。
二、 烟尘达标经济分析
按照近两年新批燃煤机组使用袋式除尘器和电袋组合除尘器的 比例约为44%考虑，新建的3.7亿kW燃煤机组中，将有1.6亿kW 需安装布袋或电袋组合除尘器，投资平均按IOO元/kW考虑，需要 投入160亿元；其余2.1亿kW,由于需满足新标准，需釆用比收尘 面积平均在120m2∕(m3∕s)以上且普遍釆用高频电源等新技术，投 资平均按85元/kW考虑，需投资178.5亿元。也就是说新建的3.7 亿kW火电机组除尘投资需338.5亿元。
5.2亿kW需要改造的除尘装置中，2004年以后通过环境影响 评价的电厂，其建成时间较短，原来执行的排放标准为50mg∕m3, 因此电除尘器都是4电场或5电场，比收尘面积相对较大，除尘效 果较好，依据目前高频电源的改造效果来看，绝大多数这类燃煤机 组，通过将原电除尘器的工频电源改造为高频电源，就可实现满足 新标准30mg∕m3的要求；另有部分机组在使用高频电源仍难达标的 情况下，需要采用旋转电极等新技术进行改造。2003年以前建成的 电厂，由于原来的排放标准相对宽松，加之运行时间较长，这类机 组需增加电场数、增大比收尘面积，但又受到场地限制，因此有不 少需改为电袋复合除尘器或直接改为袋式除尘器。根据测算，现有 机组除尘器改造投资在364亿元左右。预计到2015年，全国火电装 机容量10.07亿kW中，釆用袋式除尘器的总量将达到3.5亿〜4.0 亿kW,初步估算，袋式除尘器更换布袋等设施的运行费用约为投 资的1/3,其中“十二五”期间的运行费用预计在150亿元左右， 年运行费用在30亿元左右。
三、 二氧化硫达标经济分析
到2015年，将有3.7亿kW的新建火电机组需要安装烟气脱硫 装置，由于新建机组的烟气二氧化硫排放标准为100mg∕m3,重点地 区为50mg∕m3,且脱硫设施无烟气旁路，无论釆用何种脱硫工艺， 都需增加投资，以确保建成的脱硫设施能够可靠运行，新建机组安 装脱硫装置投资按200元ZkW计，需740亿元。
对于现有燃煤锅炉，估计约有2.4亿kW需对现有脱硫设施进 行改造或加装烟气脱硫装置，这部分锅炉安装脱硫装置的投资约为 240亿元。现有机组中有0.5亿kW在“十二五”期间需继续加装烟 气脱硫装置，投资约IOO亿元。因此，为达到新标准规定的二氧化 硫排放限值，现有机组脱硫改造需投资340亿元，新建机组需投资 740亿元。
到2015年，全国投运的脱硫机组容量在9.3亿kW左右，运行 费用（不考虑折旧、财务费用、检修带来的损失等）按0.008元ZkWh 计，年需运行费用372亿元。
四、 氮氧化物达标经济分析
到2015年，需要新增烟气脱硝容量8.17亿kW,其中新建机组 3.7亿kW,以安装高效低氮燃烧器和SCR,不同机组容量的烟气脱 硝投资平均后按每千瓦IOO元计，新建机组烟气脱硝投资需370亿 元。老机组改造（包括部分低氮燃烧改造）每千瓦脱硝装置投资按 150元计，需投资670.5亿元，合计共需脱硝投资1040.5亿元。以 每台机组年运行500Oh计，脱硝机组总容量按9.17亿kW,运行费 用按0.0085元ZkWh考虑，到2015年燃煤锅炉脱硝装置运行费用约 需390亿元/年。
五、 烟气排放达标经济分析
GB 13223—2011极大地提高了烟尘、二氧化硫和氮氧化物的排 放限值，电力行业不仅需加快加装烟气脱硝装置，而且需对现有的 烟气脱硫设施及除尘设施进行全面改造，在不考虑改造期间电厂停 运所造成损失的情况下,仅增加的环保投资与运行费用就非常可观, 见表5-6 o
表5-6 新标准増加燃煤电厂的烟气治
理设施投资与运行费用 （亿元）
|
项目 |
增加的投资 |
增加的年运行费用 |
2010年的运行费用 | |
|
现有机组 |
新建机组 | |||
|
烟尘 |
364 |
338.5 |
30 |
8 |
|
二氧化硫 |
340 |
740 |
222 |
150 |
|
氮氧化物 |
670.5 |
370 |
350 |
40 |
|
小计 |
1374.5 |
1448.5 |
602 |
198 |
|
总计 |
2823 |
800 | ||
通过以上分析，电力行业为满足GB 13223—2011规定的排 放控制要求，烟气治理设置的投资费用约需2823亿元，约占我国 “十二五”期间GDP总量的0.1%o运行费用约为800亿元/年。
六、对策与建议
（1） 考虑到目前燃煤电厂普遍亏损，全国火电行业年亏损几百 亿元的实际情况，电力行业无法消化新增的环保成本，在电价上应 尽快体现，建议脱硝电价不低于0.012 7E∕kWh,考虑到新增的除尘 及脱硫运行成本，最好按0.015 %/kWh考虑。
（2） 国家应通过上网电价、税收、运行补贴等手段，降低减排 成本，激励企业减排的积极性。
（3） 通过扶持环保产业发展，解决袋式除尘器滤料、脱硝催化 剂及其原料（纳米级钛白粉）等技术的瓶颈问题，促进电力行业治 理技术的整体提升。
（4） 国家统筹脱硝还原剂（液氨、尿素）的生产，避免在电力 行业脱硝的同时，液氨和尿素的无序生产抵消电力行业的氮氧化物 减排。
GB 13223-2011《火电厂大气污染
标准实施的难点及不
确定性分析
我国《大气污染防治法》第七条明确规定：“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。”因此，依据环境质量和经济、 技术水平的发展，适时修订污染物排放标准是非常必要的。我国 分别于1996、2003年对《火电厂大气污染物排放标准》进行了 修订。
为更好地适应我国“十二五”及将来的环境保护工作的要求， 环境保护部在总结实践经验的基础上，对GB 13223—2003进行了 修订。GB 13223—2011区分现有和新建火力发电锅炉，分别规定了 对应的排放控制要求：对新建火力发电锅炉，规定了严格的污染物 排放限值；对现有火力发电锅炉，设置了两年半的达标排放过渡期, 给企业一定时间进行机组改造。
GB 13223—2011的颁布实施，带来了行业内外的很大争议，主 要包括：标准过严，不符合实际；能否实现稳定达标；按照GB 13223—2011执行，过高的环保压力会导致控制成本太高；过渡期 太短等。
一、经济难点
根据测算，GB 13223—2011实施后到2015年，电力行业的氮 氧化物与二氧化硫排放量可分别减少580万t和618万t,同时电力 行业颗粒物和汞及其化合物等污染物排放也会有明显的减排效果。 电力行业在2015年将有望削减相当于2009年全国氮氧化物排放总 量的30%,这将有利于我国“十二五”期间氮氧化物排放总量减排 10%目标的实现。
与此同时，许多专家，特别是电力行业的相关专家普遍认为， GB 13223—2011的实施将导致目前大幅亏损的火电行业进一步增 加巨大的环保成本，尤其是对于现有电厂，从可行性研究、方案确 定、设备改造到稳定运行等一系列的工作要在2014年7月1日前完 成会非常困难，进一步导致企业的经营状况恶化。
(-)电价补贴
由于火电企业普遍亏损，火电脱硝补贴的电价政策成为GB 13223—2011能否顺利有效实施的关键。
国家岀台的1.5分ZkWh的脱硫电价政策和0.8分ZkWh的脱硝电 价试点政策，对于提高燃煤发电企业安装、运行脱硫脱硝设施的积 极性和减少二氧化硫与氮氧化物排放起到了一定的积极作用。
但是总体看来，随着物价上涨和成本上升，脱硫电价不能完全 弥补脱硫成本的情况时有发生,尤其是对于高硫煤地区的燃煤电厂， 现有电厂和单机30万kW以下的小煤电机组成本会更高一些。例如： 广东省的电厂使用的燃煤含硫量通常在1%以下，1∙5分ZkWh的电 价补贴是足够的，甚至还可能节余；而西南地区许多电厂的燃煤含 硫量为3%~5%,单机30万kW的机组脱硫成本为2-3.5分/kWh。 另外，供热机组供热部分的脱硫电价长期不到位。因此，建议继续 合理补偿脱硫电价，满足成本要求。同时，进一步明确脱硫电价的
I GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》分析与解读
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核定标准和支付办法，从根本上解决供热部分、计划外超出电量的 脱硫电价不落实的问题。
2011年11月29日，国家发展和改革委员会宣布上调销售电价 和上网电价，同时为鼓励燃煤发电企业落实脱硝要求，在发布的关 于调整华北、东北、西北、华东、华中、南方电网电价的通知中， 明确提出开展脱硝电价试点，分别在南方电网（广东、海南）、华北 电网（北京、天津、河北、山西、山东）、西北电网（甘肃、宁夏）、 华东电网（上海、浙江、江苏、福建）、华中电网（四川）14个省 （市、地区）°,对安装并运行脱硝装置的燃煤发电企业，经国家或 省级环保部门验收合格的，报省级价格主管部门审核后，试行脱硝 电价，电价标准暂按0.008元ZkWh执行。
目前试点的0.008元/kWh脱硝电价不能满足大部分脱硝机组的 成本要求，与预期的0.015~0.025 7G∕kWh相距太远，只能弥补电厂 与脱硝相关费用的60%左右。而且电价的试点范围较小，仅涉及14 个省份的部分电厂，没有覆盖到全部的脱硝机组，影响了企业脱硝 的主动性和积极性。如果没有合理的脱硝补贴电价并实现脱硝机组 全覆盖，标准执行遇到的困难会进一步增大，同时也会对火电企业 实施减排的积极性产生很大影响。
以某2χ300MW现有预留脱硝场地的机组为例，烟气氮氧化物 原始排放浓度为600mg∕m3,为将最终排放浓度控制到新标准 IOOmgZm3的限值以内，采用低氮燃烧技术改造加SCR烟气脱硝技 术改造，脱硝效率达到80%,釆用液氨作为还原剂。考虑固定投资 和脱硝运行成本，核算单位脱硝成本为0.012元/kWh,如果釆用尿 素作还原剂，脱硝成本在此基础上还会增加0.002-0.003元/kWh,
O截至2011年第一季度，本次开展脱硝试点的共14个省（市、地区〉火电装机容量为 4.01亿kW,占全部火电装机容量7.19亿kW的55.8%。其中已投运脱硝装机容量7704 万kW,占该区域火电装机容量的19.2%,占全部已投运脱硝装机容量9688.5万kW 的79.51%β 2011年上半年，14个省份氮氧化物排放量为600.87万t,占全国总排放 量的49.8%0 14个省份上半年氮氧化物排放总量同比增长6.26%,略高于全国6.17% 的水平。
远超过了国家0.008 7L∕kWh的补贴电价。
如何既能顺利实施GB 13223—2011,又能提高火电企业实施 减排的积极性，脱硝电价的高低是核心问题之一，也是争议的焦 点之一。
（二）经营成本
一方面，要想达到GB 13223—2011的限值要求，已有火电企 业必须进行大幅度环保改造，新建火电企业必须要全面改变传统环 保设施的治理理念，这些都需要很大的环保投入。另一方面，从现 在火电企业的经营状况来看，虽然业内认为，煤炭行业拐点已经到 来，煤炭行业高速增长期已经结束，即将步入平稳发展阶段，但是 当前火电企业仍然在大范围、大幅度亏损。在国务院国有资产监督 管理委员会管辖的中央企业中，五大发电集团公司的资产负债率都 排在前十名，接近90%的电力企业面临资不抵债、资金链断裂的风 险。根据相关统计，2011年，华能、大唐、华电、国电、中电投五 大发电集团公司电力业务合计亏损181亿元；2012年1〜7月，五大 发电集团公司电力业务亏损51.13亿元，亏损幅度较2011年有所减 轻，但仍陷于亏损难扭、负债过高的困境。
GB 13223—2011的实施对火电企业带来的经营成本压力很大， 对脱硫、脱硝技术改造和进一步提高运行水平都有巨大的影响。根 据初步测算，如严格按照GB 13223—2011的要求，约95%的现役 机组需进行环保技术改造。其中，约80%、50%和90%的机组需要 分别进行除尘、脱硫和脱硝设施改造。到2015年，需要脱硝改造的 现有机组和新建脱硝的机组容量约为8.17亿kW。按照GB 13223— 2011的要求进行测算，“十二五”期间火电环保投资达到2000亿元 以上，年运行成本增加850亿元。如此巨额的环保资金投入，对于 已陷入亏损困境的火电行业，确实压力很大，已造成部分已被核准 的火电项目不愿意开工建设。
二、技术难点
GB 13223—2011发布后，有观点认为标准限值太严，与2003
I GB 13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》分析与解读
l-∙-----------------—.................................................... ►
版的标准限值相比，二氧化硫、氮氧化物的排放浓度限值严格了4 倍以上。从新建燃煤锅炉排放限值比较，GB 13223—2011中二氧 化硫排放限值为Ioomg/n?,与美国2005年的排放浓度限值基本相 当，欧盟2002年排放浓度限值为200mg∕m3,日本为200mg∕r∏3; GB 13223—2011中的氮氧化物排放浓度限值为IOOmgZn?,与美国 2005年的排放浓度限值基本相当，欧盟2002年的排放浓度限值为 200mg∕m3,日本为200mg∕m3; GB 13223—2011中的烟尘排放浓度 限值为30mg∕m3,美国2005年的排放浓度限值为20mg∕π?,欧盟 2002年的排放浓度限值为30mg∕m3,日本为50mg∕m3o
我国的电力环保技术虽然大多源于发达国家，但在实际实施中 已高于发达国家。例如，釆用石灰石一石膏湿法脱硫技术，当燃用 煤种的含硫量为0.6%~2.0%时，二氧化硫排放浓度可控制在75~ 200mg∕m3o对此，世界各国一般都是结合自身实际条件和最佳可行 技术来设定排放限值。
GB 13223—2011实施的技术难点主要体现在两个方面：①高硫 煤尚无成熟的达标技术；②煤质大幅波动使电厂无法稳定达标。
(-)高硫煤尚无成熟的达标技术
要满足新标准要求，对于燃煤硫分在3%以上的高硫煤机组， 配套脱硫设施的脱硫效率必须达到98%左右，现有机组的脱硫效率 必须达到96%以上。
由于目前环保部环境工程评估中心在火电建设项目环境影响报 告书技术评估中认可的最高脱硫效率为97%,美国电厂排放标准中 规定新建煤电机组的脱硫效率也是不小于97%,因此燃煤硫分在3% 以上的高硫煤机组要满足达标排放,从技术角度看确实有一定难度。 虽然目前已有燃用高硫煤的电厂采用单塔单循环或双塔双循环烟气 脱硫技术，以实现98%甚至99%以上的脱硫效率，但投运的电厂还 很少，运行时间也很短，希望获得成功，以解决高硫煤电厂二氧化 硫排放浓度的达标问题。
在重点地区，脱硫效率必须达到97%~99%才能满足5OmgZm3
第六章标准实施的难点及不确定性分析I 題----------------------------------------------------------------------------------------- *
的排放要求,而按照认可的97%的脱硫效率,燃煤含硫量高于0.7%, 二氧化硫的排放浓度一般就高于50mg∕m3o以浙江省某拟建燃煤电 厂为例，经测算，煤的含硫率必须小于0.65%,同时脱硫效率达到 97%以上才能满足新标准50mg∕m3的排放要求。
因此，在重点地区只有要求稳定使用燃煤硫分在0.65%以下的 煤种，才能保证稳定达标，这也是很困难的。
（二）煤质及负荷波动及电厂难以稳定达标
与美国、德国等国家排放标准不同的是，我国的排放标准均没 有明确规定达标的考核方法，因此在执行过程中，排放标准的浓度 限值被认为是限制每一台机组在任何时刻的污染物浓度排放行 为，而不是考核某段时间周期之内的排放均值。也就是说，电厂 要每时每刻达到排放浓度限值的要求，如果做不到，企业就处于违 法状态。
在电厂实际的运行过程中，由于煤质大幅波动以及负荷波动很 容易造成大气污染物排放浓度短时超标，无论是二氧化硫、氮氧化 物，还是烟尘，均存在这种情况。按照目前的电力环保技术能力， 即使采用了最佳实用技术，也保证不了每时每刻达标排放。
以烟尘排放为例，静电除尘器在我国使用了 30年，已经成为火 力发电厂中最常见的烟气除尘方式，具有除尘效率高、烟气处理量 大、压力损失小、适用范围广等显著特点，但其除尘效率容易受燃 煤煤质、飞灰成分、煤种波动等影响。在燃烧准格尔煤、平顶山煤 时，由于其自身属于高灰分、低热值煤，电除尘器的除尘效果会比 较差；在收集高比电阻飞灰时，电除尘器效率会下降；由于燃煤电 厂实际燃用煤种与设计煤种偏差较大，一旦实际煤种变化或烟气量 超过设计值时，烟尘超标排放的可能性很大。因此，机组能否保证 煤质稳定是燃煤机组烟尘排放能否稳定达标的难点之一。
以氮氧化物排放为例，燃煤锅炉随着负荷的降低，炉膛温度下 降，热力型氮氧化物降低，但总的过剩空气系数和主燃烧区过剩空 气系数增加，燃料型氮氧化物增加，这样随着负荷的降低，总的氮
I GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》分析与解读
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氧化物排放浓度往往会增加或先下降然后增加。上海外高桥一厂1 号300MW机组在燃烧设计煤种的情况下，低氮燃烧器改造前在 210~320MW负荷范围内，氮氧化物排放浓度小于450mg∕m3,但 在低负荷时，岀现氮氧化物排放浓度超过450mg∕m3的情况；低氮 燃烧器改造后，氮氧化物排放浓度随着负荷的降低增加得更多，低 负荷比高负荷时氮氧化物排放浓度约增加57%。吴泾第二发电有限 公司600MW机组，在600、420、240MW负荷时对应的氮氧化物 排放浓度分别为380、316、49lmg∕m3o同时，在机组低负荷下，SCR 入口烟气温度低于最低设计烟气温度时，难以保障SCR正常运行。 因此，机组能否保证高负荷稳定运行是燃煤机组氮氧化物排放能否 稳定达标的难点之一。
三、管理难点
（一） 煤质管理
GB 13223—2011对我国电煤的质量提出了较高的要求，煤质较 好，是燃煤电厂达标排放的前提。
一方面，我国电煤质量与国外比差距较大。有关资料表明，近 年来美国电煤平均灰分小于9%,澳大利亚和欧盟约13%,而我国 近年来劣质煤使用较多，电煤的平均灰分超过了 25%,是欧盟、美 国、日本、澳大利亚等国家的2〜3倍。这对烟尘控制而言，如果是 同样的标准限值，我国的除尘效率要求更高，对除尘技术、设备及 运行水平要求也更高。
另一方面，我国电煤稳定性与国外相比差距较大。我国大部分 电厂燃煤硫分、灰分、发热量波动大，运行与设计参数偏差较大， 严重影响装置运行的稳定性。对火电厂脱硫工程进行后评估的47 家电厂的资料分析表明，约60%的电厂燃煤含硫量超出设计值。如 湖南某电厂，设计硫分0.77%,实际平均硫分1.17%, 2007-2009 年最高硫分均超过5%。
（二） 安全生产管理
随着GB 13223—2011的实施,,对现有火电厂设置了两年半的
达标排放过渡期，对单一机组而言，两年半的改造时间是足够了， 但是从全社会的总火电装机容量来看，90%的现役机组必须在两年 多的时间里停机改造，如安排不当，就容易影响社会用电安全。
另外，在要实施的总装机容量6亿kW左右的技改项目中，有 50%左右容量的改造难度比较大，这些机组如果在一个大修周期内 不能一次完成全部的环保技改，就会影响到正常的发电生产安排。
从工程建设的角度，由于技改量大、要求的环保设施改造周期 短，对建设质量也是一个很大的考验。同时，过多的机组改造也会 影响企业的生产安全和社会的电力安全。
（三） 体制管理
对于电力企业，依据GB 13223—2011的规定，达标排放的考 核时间是在“十二五”末的2015年，然而在2015年前，可能存 在发电企业集团负责人换届的可能性。由于在任期内考核指标主 要是考核企业利润，因此发电企业集团负责人更着眼于电力发展， 而在任期内不太关注对企业利润产生负影响的环保改造，这会造 成现有机组环保改造的时间更短，实现排放浓度按期达标的难度 更大。
（四） 环境质量管理
根据《中国能源统计年鉴（2011）》，2010年，我国煤炭消费 量为31.2亿t,其中约15.1亿t用于电煤消费，占全国煤炭消费总 量的48.41%,其余约11.9亿t为制造业用煤，剩下的约4.2亿t为 釆掘业、建筑业等行业用煤。
据《2011年政府工作报告》，“十一五”期间我国累计单位国内 生产总值能耗下降19：1%,二氧化硫排放量下降了 14.29%,超额完 成二氧化硫减排10%的目标。
在所有用煤行业中，电力行业在“十一五”期间承担了绝大部 分的减排责任和减排任务，电力行业的二氧化硫排放量下降了 29%,电力行业二氧化硫减排量占全国二氧化硫减排量的比例超过 100%,即其他行业二氧化硫的排放总量是上升的。尽管“十一五”
GB 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》分析与解读
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期间全国二氧化硫排放量大幅削减，但环境质量以及公众感受的 改善并不明显，说明电力行业大气污染物排放不是影响环境质量 的主要因素。
污染物排放对大气环境质量的影响不仅与排放总量有关，而且 与污染源的位置、高度和排放方式有关，对城市环境质量影响最大 的其实并不是电厂。全国六七十万台工业锅炉、炉窑每年的总能耗 和污染物排放量不仅没有得到有效控制，反而还在迅速增长。初步 估计，中国的工业锅炉、炉窑多为低空排放，对城市大气污染的贡 献率高达45%〜65%,且布局分散，大多分布在城市或居民区的周 边。这些锅炉釆用的燃煤品质差，污染物排放强度高。根据测算， 排放相同数量的污染物，工业锅炉对当地环境质量的影响是电厂的 数倍，甚至是数十倍。
另外，快速增长的机动车也是城市空气污染的主要贡献者。根据 环保部最新发布的《中国机动车污染防治年报（2010）》，2009年全 国机动车保有量接近1.7亿辆，全国机动车排放污染物5143.3万t, 其中氮氧化物583.3万t,约占全国氮氧化物排放总量的30%o
要进一步改善大气环境质量，关键是要找出对环境质量影响最 大、最直接的污染源，过多强调全国性总量减排实际上是一种较粗 放的环境管理方式，容易忽略结构性污染问题。因此，在污染物控 制、总量减排、标准更新的系列管理活动中，还缺少以改善环境质 量为引导的不同污染源减排的综合考虑。
当然，GB 13223—2011的发布，一定会实实在在地加强电力 行业大气污染物的减排工作。虽然我国的火电厂大气污染物排放 标准是世界上最严格的标准之一，但是从环境质量的角度讲，我国 与国外的差距还很大。如果''十二五”期间还是以电力行业的二氧 化硫和氮氧化物减排为绝对主力，到“十二五”末，全国二氧化 硫和氮氧化物排放量的削减目标虽能够实现，但是环境质量可能 依然得不到相应改善。加强对其他高污染行业的控制应引起更高的 重视。
从标准修订间隔时间来看，美国在1978、1997年和2005年分 别修订了与火电厂大气污染物排放有关的国家标准；欧盟于1988 年首次颁布了《大型燃烧装置大气污染物排放限值导则》，2001年 进行了修订；日本最近一次修订与火电厂有关的大气污染物排放国 家标准是在1995年。发达国家标准修订间隔时间相对较长，为13〜 15年，我国《火电厂大气污染物排放标准》从上一版2003年到2011 年是8年时间。
从标准修订内容看，美国、欧盟标准主要修订新扩改建机组的排 放限值，对现役机组相对较宽松，但也在逐步严格。我国GB 13223— 2011修订的特点是，现有发电锅炉和新建发电锅炉污染物排放浓度 标准限值一律加严，现有机组环保设施改造时限相对较短，致使电 厂不停地改造。
一、 经济政策的不确定性
由于电力行业煤电价格倒挂，使绝大多数电厂亏损严重，这种 现象如长期存在下去，可能会导致环保设施难以正常运行。合理的 脱硫、脱硝电价补贴对电力企业安装、投运环保设施的积极性影响 很大，是保证火力发电企业环保设施稳定运行的关键。所以，火电 脱硫、脱硝补贴的电价政策能否及时到位，是GB 13223-2011能 否顺利实施的关键因素。然而，脱硝电价何时到位、脱硫电价能否 随燃煤含硫量及脱硫效率的提高而提高，尚存在着不确定性。
二、 煤质管理的不确定性
GB 13223—2011对我国火电厂燃煤质量提岀了较高的要求， 较好的煤质且保持煤质稳定是燃煤电厂达标排放的重要前提，所 以GB 13223—2011的实施对我国电煤的质量提出了严峻挑战。煤 矿洗煤是解决电煤质量问题的重要环节，同时对高硫煤、劣质煤 的销售去向需要有政策导向，应就近消耗，供循环流化床锅炉的 电厂使用。另外，建议尽快建立大型的区域配煤中心，保证煤炭市 场的煤质稳定。
虽然我国很多煤矿均有洗煤程序,但是如何提高煤矿洗煤效果， 如何控制高硫煤、劣质煤的销售途径，区域配煤中心何时建成，这 些均成为煤质管理的不确定因素。
三、新技术开发与应用的不确定性
（-）除尘新技术
尽管美国、德国的燃煤电厂主要执行的是20mg∕m3的烟尘排放 标准，且大多采用静电除尘器，能够实现长期稳定达标，但由于我 国燃煤电厂的煤质不是很稳定，且为节省投资，电除尘器本体往往 不够大，新技术的应用还不是很普遍，电除尘器能否确保燃煤电厂 烟尘排放长期稳定满足30mg∕r∏3 （重点地区20mg∕m3）存在一定的 不确定性，这就需要加快电除尘器新技术的研发与应用。
近几年来，除了电除尘器的高频电源在全国上百台燃煤发电机 组上得到了广泛应用，并取得较好的节能减排效果外，移动电极、 烟道聚合器等均没有大范围应用，只是在个别电厂示范性地使用。 低低温电除尘器、湿式电除尘器、多污染物协同控制等新技术，也 只是处于实验阶段，能够实际应用的速度赶不上电厂建设周期。因 此，在传统静电除尘的基础上，新技术能否成功快速应用成为静电 除尘技术能否满足GB 13223-2011中烟尘排放要求而广泛应用的 不确定因素。
袋式除尘（含电袋）诞生于20世纪60年代，.在我国较多地应 用于城市电厂。与电除尘器相比，袋式除尘器在不破袋的前提下， 除尘效果具有不受煤质、飞灰成分的影响，出口粉尘浓度低且稳定 的优点。但是，袋式除尘器也有比较明显的缺点，主要是系统压力 损失较大，滤袋对烟气温度、烟气湿度、烟气成分较敏感，,温度太 高会烧坏袋，水气进入布袋时，有可能造成糊袋。使用滤袋时，每 隔一段时间就需要清灰，频繁地清灰会导致破袋，使排放超标，处 理不当还会造成二次污染等。另外，使用一段时间后，滤袋需要更
第六章标准实施的难点及不确定性分析I 换，而目前滤袋寿命普遍较短。因此，滤袋寿命及价格成为袋式除 尘器能否广泛应用的不确定因素。
（二） 脱硫新技术
对于脱硫是否达标的最大不确定性就是如何选择脱硫工艺技术 路线以达到GB 13223—2011的要求。目前使用最广泛的石灰石一 石膏湿法脱硫技术的脱硫效率一般在95%左右，海水脱硫、氨法脱 硫的脱硫效率一般设计为90%和95%,但是受使用条件限制，所以 现在应用范围很小，双碱法脱硫、镁法脱硫、有机胺法脱硫、生物 脱硫等工艺则大多处于实验或示范阶段。如何通过技术改进，如石 灰石一石膏湿法脱硫的双塔双循环技术，使得传统工艺95%的脱硫 效率提升为97%以上，甚至99%,并获得广泛推广应用，是燃煤电 厂二氧化硫能否稳定达标排放的不确定因素。
对于使用高硫煤的4个省（市、地区）的现有电厂，如使用循 环流化床锅炉技术，但是没有脱硫场地的锅炉，釆取什么措施才能 使二氧化硫排放浓度稳定达标；对于新建电厂，釆取什么先进的高 效脱硫技术才能使二氧化硫排放浓度稳定达标。以土均是使用高硫 煤的电厂锅炉二氧化硫能否稳定达标排放的不确定因素。
（三） 脱硝技术
对于燃煤锅炉的氮氧化物控制，从技术层面而言，脱硝之后的 氮氧化物排放相对容易达标，但是也存在一些能否达标的不确定性 因素。
截至2010年底，我国燃煤发电机组中，大约有3300万kW的 燃煤机组釆用W型火焰燃烧方式的锅炉,这类锅炉适用于燃烧特性 较差的无烟煤。燃烧无烟煤，在提高燃烧效率的同时，对于干燥无 灰基挥发分不大于10%的无烟煤，会产生相对较高的氮氧化物排放 浓度，最高的能超过2000mg∕m3o以山东聊城某600MW燃煤发电 机组为例，配W型火焰锅炉，改造前满负荷时氮氧化物排放浓度最 高达到2100mg∕m3,负荷降低时氮氧化物浓度更高。对于这类锅炉， 目前还没有有效的低氮燃烧技术可以使用，控制氮氧化物基本完全
依赖烟气脱硝。因此，氮氧化物的产生浓度成为能否稳定达标排放 的不确定因素。
截至2010年底，在我国燃煤发电机组中，大约有2827万kW 的机组釆用循环流化床锅炉。循环流化床锅炉有利于解决燃用劣质 煤、煤砰石等燃料的燃烧问题。由于燃烧温度低，遏制了氮氧化物 的生成，原则上无需釆用其余脱硝装置就可以满足200mg∕m3的排 放要求。但是在实际应用中，循环流化床锅炉不再局限于燃用劣质 煤和煤砰石，因而氮氧化物排放浓度也随之升高，不达标现象十分 普遍。由于工艺上的问题，SCR难以使用在循环流化床锅炉上，只 能使用SNCRO由于目前成功运行的电厂不多，因此工艺的稳定性 成为能否稳定达标排放的不确定因素。
四、地方电厂减排的不确定性
“十一五”期间，全国电力行业二氧化硫排放量下降394万t, 降低29%,其中五大电力集团公司的二氧化硫减排总量相比2005 年下降了 44.76%,超过目标责任书要求的38.10%的指标。五大电 力集团公司的火电装机容量仅占全国的50%左右，可见与五大电力 集团相比，地方电力企业的二氧化硫减排力度明显偏小。
因此，“十二五”期间，地方电力企业二氧化硫及氮氧化物的减 排力度仍然存在不确定性。
附录1
《火电厂大气污染物排放标准》
1适用范围
本标准规定了火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。
本标准适用于现有火电厂的大气污染物排放管理以及火电厂建 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；单台出力65t∕h以上 燃油、燃气发电锅炉；各种容量的燃气轮机组的火电厂；单台出力 65t∕h以上釆用煤砰石、生物质、油页岩、石油焦等燃料的发电锅炉。 参照本标准中循环流化床火力发电锅炉的污污物排放控制要求执 行。整体煤气化联合循环发电的燃气轮机组执行本标准中燃用天然 气的燃气轮机组排放限值。
本标准不适用于各种容量的以生活垃圾、危险废物为燃料的火 电厂。
本标准适用于法律允许的污染物排放行为。新设立污染源的选址和 特殊保护区域内现有污染源的管理，按照《中华人民共和国大气污染 防治法》、《中华人民共和国水污染防治法》、《中华人民共和国海洋环 境保护法》、《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》、《中华人民 共和国环境影响评价法》等法律、法规和规章的相关规定执行。
2规范性引用文件
本标准引用下列文件或其中的条款。凡是不注日期的引用文件, 其最新版本适用于本标准。
GB/T 16157固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物釆样 方法
HJ/T 42固定污染源排气中氮氧化物的测定紫外分光光度法
HJ/T 43固定污染源排气中氮氧化物的测定盐酸蔡乙二胺分 光光度法
HJrr 56固定污染源排气中二氧化硫的测定碘量法
HJrr57固定污染源排气中二氧化硫的测定定电位电解法
HJ/T75固定污染源烟气排放连续监测技术规范（试行）
HJ/T 76固定污染源烟气排放连续监测系统技术要求及检测 方法（试行）
HJΛΓ 373固定污染源监测质量保证与质量控制技术规范（试行）
HJ仃397固定源废气监测技术规范
HJ/T 398固定污染源排放烟气黑度的测定林格曼烟气黑度 图法
HJ 543固定污染源废气汞的测定冷原子吸收分光光度法（暂行）
HJ 629固定污染源废气二氧化硫的测定非分散红外吸收法 《污染源自动监控管理办法》（国家环境保护总局令 第28号） 《环境监测管理办法》（国家环境保护总局令 第39号）
3术语和定义
下列术语和定义适用于本标准。
燃烧固体、液体、气体燃料的发电厂。
烟气在温度为273K,压力为101 325Pa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。
3.3
氧含量 OXygen COntent
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。
3.4
现有火力发电锅炉及燃气轮机组existingPlant
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。
3.5
新建火力发电锅炉及燃气轮机组new plant
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。
3.6
W 形火焰炉膛 arch fired furnace
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形火焰的燃烧空间。
3.7
重点地区key region
指根据环境保护工作的要求，在国土开发密度较高，环境承载 能力开始减弱，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。
3.8
大气污染物特别排放限值SPeCial IimitatiOn for air POIlUtantS
指为防治区域性大气污染、改善环境质量、进一步降低大气污 染源的排放强度、更加严格地控制排污行为而制定并实施的大气污 染物排放限值，该限值的排放控制水平达到国际先进或领先程度， 适用于重点地区。
4污染物排放控制要求
4.1自2014年7月1日起，现有火力发电锅炉及燃气轮机组执行 表1规定的烟尘、二氧化硫、氮氧化物和烟气黑度排放限值。
4.2自2012年1月1日起，新建火力发电锅炉及燃气轮机组执行 表1规定的烟尘、二氧化硫、氮氧化物和烟气黑度排放限值。
4.3自2015年1月1日起，燃煤锅炉执行表1规定的汞及其化合 物污染物排放限值。
表1 火力发电锅炉及燃气轮机组大气污染物排放浓度限值
单位：mg∕m3 （烟气黑度除外）
|
-序号一 |
燃料和热能 转化设施类型 |
污染物项目 |
适用条件 |
限值 |
污染物排放 监控位置 |
|
1 |
燃煤锅炉 |
烟尘 |
全部 |
30 |
烟囱或 烟道 |
|
二氧化硫 |
新建锅炉 |
100 200⑴ | |||
|
现有锅炉 |
200 400', | ||||
|
氮氧化物 （以No2计） |
全部 |
100 200 2 | |||
|
汞及其化合物 |
全部 |
0.03 | |||
|
2 |
以油为燃料 的锅炉或燃气 轮机组 |
烟尘 |
全部 |
30 | |
|
二氧化硫 |
新建锅炉及燃气轮机组 |
100 | |||
|
现有锅炉及燃气轮机组 |
200 | ||||
|
氮氧化物 （以NO2计） |
新建锅炉 |
100 | |||
|
现有锅炉 |
200 | ||||
|
燃气轮机组 |
120 | ||||
|
3 |
以气体为燃料 的锅炉或 燃气轮机组 |
烟尘 |
天然气锅炉及燃气轮机组 |
5 | |
|
其他气体燃料锅炉及燃气轮 机组 |
10 | ||||
|
二氧化硫 |
天然气锅炉及燃气轮机组 |
35 |
|
________________________________续表 | |||||
|
一一序号一 |
燃料和热能 转化设施类型 |
污染物项目 |
适用条件 |
限值 |
污染物排放 监控位置 |
|
3 |
以气体为燃料 的锅炉或 燃气轮机组 |
二氧化硫 |
其他气体燃料锅炉及燃气轮 机组 |
100 | |
|
氮氧化物 （以No2计） |
天然气锅炉 |
100 | |||
|
其他气体燃料锅炉 |
200 | ||||
|
天然气燃气轮机组 |
50 | ||||
|
其他气体燃料燃气轮机组 |
120 | ||||
|
4 |
燃煤锅炉， 以油、气体为 燃料的锅炉或 燃气轮机组 |
烟气黑度 （林格曼黑度） /级 |
全部 |
1 |
烟囱排放口 |
注（1）位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的火力发电锅炉执行该限值。
（2）釆用W形火焰炉膛的火力发电锅炉，现有循环流化床火力发电锅炉，以及2003 年12月31日前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的火力发电锅炉执 行该限值。
4.4重点地区的火力发电锅炉及燃气轮机组执行表2规定的大气 污染物特别排放限值。
执行大气污染物特别排放限值的具体地域范围、实施时间，由 国务院环境保护行政主管部门规定。
表2 大气污染物特别排放限值
单位：mg∕m3 （烟气黑度除外）
|
序号 |
燃料和热能 转化设施类型 |
污染物项目 |
适用条件 |
限值 |
污染物排放 监控位置 |
|
1 |
燃煤锅炉 |
烟尘 |
全部 |
20 |
烟囱或 烟道 |
|
二氧化硫 |
全部 |
50 | |||
|
氮氧化物 （以NO2计） |
全部 |
100 | |||
|
汞及其化合物 |
全部 |
0.03 |
续表
|
序号 |
燃料和热能 转化设施类型 |
污染物项目 |
适用条件 |
限值 |
污染物排放 监控位置 |
|
2 |
以油为燃料 的锅炉或 燃气轮机蛆 |
烟尘 |
全部 |
20 | |
|
二氧化硫 |
全部 |
50 | |||
|
氮氧化物 （以No2计） |
燃•油锅炉 |
IOO | |||
|
燃气轮机组 |
120 | ||||
|
3 |
以气体为燃料 的锅炉或 燃气轮机组 |
烟尘 |
全部 |
5 | |
|
二氧化硫 |
全部 |
35 | |||
|
氮氧化物 （以NO2计） |
燃气锅炉 |
100 | |||
|
燃气轮机组 |
50 | ||||
|
4 |
燃煤锅炉，以 油、气体为 燃料的锅炉或 燃气轮机组 |
烟气黑度 ^ （林格曼黑度）/级 |
全部 |
1 |
烟囱 排放口 |
4.5在现有火力发电锅炉及燃气轮机组运行、建设项目竣工环保验 收及其后的运行过程中，负责监管的环境保护行政主管部门，应对 周围居住、教学、医疗等用途的敏感区域环境质量进行监测。建设 项目的具体监控范围为环境影响评价确定的周围敏感区域;未进行过 环境影响评价的现有火力发电企业,监控范围由负责监管的环境保护 行政主管部门，根据企业排污的特点和规律及当地的自然、气象条件 等因素，参照相关环境影响评价技术导则确定。地方政府应对本辖 区环境质量负责，采取措施确保环境状况符合环境质量标准要求。
4.6不同时段建设的锅炉，若釆用混合方式排放烟气，且选择的监 控位置只能监测混合烟气中的大气污染物浓度，则应执行各时段限 值中最严格的排放限值。
5污染物监测要求
5.1污染物釆样与监测要求
5.1.1对企业排放废气的釆样，应根据监测污染物的种类，在规定 的污染物排放监控位置进行，有废气处理设施的，应在该设施后监 控。在污染物排放监控位置须设置规范的永久性测试孔、釆样平台 和排汚口标志。
5.1.2新建和现有火力发电锅炉及燃气轮机组安装污染物排放自 动监控设备的要求，应按有关法律和《污染源自动监控管理办法》 的规定执行。
5.1.3污染物排放自动监控设备通过验收并正常运行的，应按照 HJZT 75和HJ/T76的要求，定期对自动监测设备进行监督考核。
5.1.4对企业污染物排放情况进行监测的采样方法、釆样频次、釆 样时间和运行负荷等要求,按GB/T 16157和HJ/T 397的规定执行。
5.1.5火电厂大气污染物监测的质量保证与质量控制，应按照HJ/T 373的要求进行。
5.1.6企业应按照有关法律和《环境监测管理办法》的规定，对排 污状况进行监测，并保存原始监测记录。
5.1.7对火电厂大气污染物排放浓度的测定釆用表3所列的方法标准。
表3 火电厂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 釆样方法_________________ |
GB/T 16157 |
|
2 |
烟气黑度 |
固定污染源排放烟气黑度的测定林格曼烟 气黑度图法________________ |
HJ/T 398 |
|
3 |
二氧化硫 |
固定污染源排气中二氧化硫的测定碘量法 |
HJ/T56 |
|
固定污染源排气中二氧化硫的测定定电位 电解法 •_______________ |
HJ/T 57 | ||
|
固定污染源废气二氧化硫的测定非分散 红外吸收法 |
HJ 629 | ||
|
4 |
氮氧化物 |
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蔡 乙二胺分光光度法____________ |
HJ/T43 | ||
|
5 |
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） |
HJ 543 |
5.2大气污染物基准氧含量排放浓度折算方法
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/T 16157的规定，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4的规定执行。
|
表4 基准氧含量 | ||
|
序号 |
热能转化设施类型 |
基准氧含量（。2）/% |
|
1 |
燃煤锅炉 |
6 |
|
2 |
燃油锅炉及燃气锅炉 |
3 |
|
3 |
燃气轮机组 |
15 |
(1)
21-^O2）
P P 21 - 9'（OJ
式中：P--大气污染物基准氧含量排放浓度，mg/m3；
p,——实测的大气污染物排放浓度，mg/m3；
O（O2）--实测的氧含量，%；
。'（。2）——基准氧含量，％。
6实施与监督 6.1本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。
6.2在任何情况下，火力发电企业均应遵守本标准的大气污染物排 放控制要求，釆取必要措施保证污染防治设施正常运行。各级环保 部门在对企业进行监督性检查时，可以现场即时采样或监测结果， 作为判定排污行为是否符合排放标准以及实施相关环境保护管理措 施的依据。
附录2
《火电厂大气污染物排放标准》
1主要内容与适用范围
本标准按时间段规定了火电厂大气污染物最高允许排放限值， 适用于现有火电厂的排放管理以及火电厂建设项目的环境影响评 价、设计、竣工验收和建成运行后的排放管理。
本标准适用于使用单台出力65tΛι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 燃油发电锅炉；各种容量的燃气轮机组的火电厂。单台出力65t∕h 以上釆用甘蔗渣、锯末、树皮等生物质燃料的发电锅炉，参照本标 准中以煤砰石等为主要燃料的资源综合利用火力发电锅炉的污染物 排放控制要求执行。
本标准不适用于各种容量的以生活垃圾、危险废物为燃料的火 电厂。
2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡 是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容） 或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各 方研究是否可使用这些文件的最新的版本。凡是不注日期的引用文 件，其最新版本适用于本标准。
GB/T 16157固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采 样方法
HJrr 42固定污染源排气中氮氧化物的测定紫外分光光度法
HJ/T 43固定污染源排气中氮氧化物的测定盐酸荼乙二胺 分光光度法
HJ/T 56固定污染源排气中二氧化硫的测定碘量法
HJfr 57固定污染源排气中二氧化硫的测定定电位电解法
HJ/T 75火电厂烟气排放连续监测技术规范
空气与废气监测分析方法（中国环境科学出版社，2003年第四版）
3术语和定义
本标准采用下列术语和定义。
3.1
火电厂 thermal POWer Plant
燃烧固体、液体、气体燃料的发电厂。
3.2
坑 口电厂 COaI Inine mouth POWer PIaDt
位于煤矿附近，以皮带运输机、汽车或煤矿铁路专用线运输燃 煤的发电厂。
3.3
标准状态 Standard COnditiOn
烟气在温度为273K,压力为101 325Pa时的状态，简称“标 态”。本标准中所规定的大气污染物排放浓度均指标准状态下干烟 气的数值。
3.4
烟气排放连续监测 COntinUOUS emissions monitoring
烟气排放连续监测是指对火电厂排放的烟气进行连续、实时跟 踪监测。
3.5
过量空气系数excess air COeffiCient
燃料燃烧时，实际空气供给量与理论空气需要量之比值，用"a” 表示。
以假想无水、无灰状态的煤为基准，将煤样在规定条件下隔绝 空气加热，并进行水分和灰分校正后的质量损失，称之干燥无灰基 挥发分，用表示。
西部地区是指重庆市、四川省、贵州省、云南省、西藏自治区、 陕西省、甘肃省、青海省、宁夏回族自治区、新疆维吾尔族自治区、 广西壮族自治区、内蒙古自治区。
4污染物排放控制要求
4.1时段的划分
本标准分三个时段，对不同时期的火电厂建设项目分别规定了 排放控制要求：
1996年12月31日前建成投产或通过建设项目环境影响报告书 审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目，执行第1时段排放控制 要求。
1997年1月1日起至本标准实施前通过建设项目环境影响报告 书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目，执行第2时段排放控 制要求。
自2004年1月1日起,通过建设项目环境影响报告书审批的新 建、扩建、改建火电厂建设项目(含在第2时段中通过环境影响报 告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目，自批准之日起满5a, 在本标准实施前尚未开工建设的火电厂建设项目)，执行第3时段 排放控制要求。
4.2污染物排放限值
4.2.1烟尘最高允许排放浓度和烟气黑度限值
各时段火力发电锅炉烟尘最高允许排放浓度和烟气黑度执行表
1规定的限值。
表1 火力发电锅炉烟尘最高允许排放浓度和烟气黑度限值
烟尘最高允许排放浓度/ （mg∕m3） 烟气黑度
|
时段 |
第1时段 |
第2时段 |
第3时段 |
（林格曼黑度，级） | ||
|
实施时间 |
2005 年 1月1日 |
2010 年 1月'1日 |
2005 年 1月1日 |
2010 年 1月1日 |
2004 年 1月1日 |
2004 年 1月1日 |
|
燃煤锅炉 |
300" 60()2 > |
200 |
200*1 5002' |
50 IOOp 20()4 , |
50 1003) 20()4' |
1.0 |
|
燃油锅炉 |
200 |
100 |
100 |
50 |
50 | |
注：1）县级及县级以上城市建成区及规划区内的火力发电锅炉执行该限值。
2） 县级及县级以上城市建成区及规划区以外的火力发电锅炉执行该限值。
3） 在本标准实施前，环境影响报告书已批复的脱硫机组，以及位于西部非两控区的燃 用特低硫煤（入炉燃煤收到基硫分小于0.5%）的坑口电厂锅炉执行该限值。
4） 以煤砰石等为主要燃料（入炉燃料收到基低位发热量小于等于12 550kJ∕kg）的资源 综合利用火力发电锅炉执行该限值。
4.2.2二氧化硫最高允许排放浓度限值
各时段火力发电锅炉二氧化硫最高允许排放浓度执行表2规定的 限值。第3时段位于西部非两控区的燃用特低硫煤（入炉燃煤收到基 硫分小于0.5%）的坑口电厂锅炉须预留烟气脱除二氧化硫装置空间。
表2 火力发电锅炉二氧化硫最高允许排放浓度 单位：mg∕m3
|
时段 |
第1时段_____ |
第2时段 |
第3时段 | ||
|
实施时间 |
2005 年 1月1日 |
2010 年 1月1日 |
2005 年 1月1日 |
2010 年 1月1日 |
2004 年 1月1日 |
|
燃煤锅炉 及燃油锅炉 |
2100υ |
1200l * |
2100 1200z, |
400 120()2' |
400 80()3 > 12004' |
注：1）该限值为全厂第1时段火力发电锅炉平均值。
2） 在本标准实施前，环境影响报告书已批复的脱硫机组，以及位于西部非两控区的燃 用特低硫煤（入炉燃煤收到基硫分小于0.5%）的坑口电厂锅炉执行该限值。
3） 以煤砰石等为主要燃料（入炉燃料收到基低位发热量小于等于12 550kJ∕kg）的资源 综合利用火力发电锅炉执行该限值。
4） 位于西部非两控区内的燃用特低硫煤（入炉燃煤收到基硫分小于0.5%）的坑口电厂 锅炉执行该限值。
在本标准实施前,环境影响报告书已批复的第2时段脱硫机组， 自2015年1月1日起，执行400mg∕m3的限值，其中以煤砰石等为 主要燃料（入炉燃料收到基低位发热量小于等于12 550kJ∕kg）的资 源综合利用火力发电锅炉执行800mg∕m3的限值。
4.2.3氮気化物最高允许排放浓度限值
火力发电锅炉及燃气轮机组氮氧化物最高允许排放浓度执行 表3规定的限值。第3时段火力发电锅炉须预留烟气脱除氮氧化 物装置空间。液态排渣煤粉炉执行Ydaf<10%的氮氧化物排放浓度 限值。
表3 火力发电锅炉及燃气轮机组氮氧化物
最高允许排放浓度 单位：mg∕m3
|
时 段. |
第1时段 |
第2时段 |
第3时段 | |
|
实施时间 |
2005年1月1日 |
2005年1月1日 |
2004年1月1日 | |
|
燃煤锅炉 |
Klaf<10% |
1500 |
1300 |
1100 |
|
10%≤Fdaf≤20% |
1100 |
650 |
650 | |
|
福 >20% |
450 | |||
|
燃油锅炉 |
650 |
400 |
200 | |
|
燃气 轮机组 |
燃油 |
150 | ||
|
燃气 |
80 | |||
4.3全厂二氧化硫最高允许排放速率
4.3.1全厂二氧化硫最高允许排放速率的计算
新建、改建和扩建属于第3时段的火电厂建设项目，在满足4.2 中规定的排放浓度限值要求时，还须同时满足火电厂全厂二氧化硫 最高允许排放速率限值要求。火电厂全厂二氧化硫最高允许排放速 率按公式（1）〜（3）计算。
Q = PXzJxH； XloT
(1)
(2)
阡" ⑶
式中：Q-- 厂二氧化硫最高允许排放速率，kg/h；
P——排放控制系数；
U——各烟囱出口处环境风速的平均值，m/s；
Hg——全厂烟囱等效单源高度，m；
Hei---第z'个烟囱有效高度，m；
Ui——第i个烟囱出口处的环境风速,m/s；按附录A规定计算。
烟囱的有效高度按公式(4)计算。
He=HS+/^H (4)
式中：He——烟囱有效高度，m；
HS——囱几何高度，m；当烟囱几何高度超过24Om时， 仍按24Om计算；
--烟气抬升高度，m,按附录A规定计算。
4.3.2 P值的确定
各地区最高允许排放控制系数P执行表4中给出的限值。
表4 各地区最高允许排放控制系数P限值
|
区 域 |
北京、天津、河北、辽 宁、上海、江苏、浙江、 福建、山东、广东、海南 |
山西、吉林、黑 龙江、安徽、江西、 河南、湖北、湖南 |
重庆、四川、贵州、云南、 西藏、陕西、甘肃、青海、 宁夏、新疆、内蒙古、广西 |
|
重点城市建成区 及规划区口 |
≤2.6 |
≤3.8 |
≤5.1 |
|
一般城市建成区 及规划区” |
≤6.7 |
W 8.2 |
≤9.7 |
|
城市建成区和 规划区外 |
≤11.5 |
≤13.3 |
≤15.4 |
|
注：1)重点城市是指国务院批复的大气污染防治重点城市。 2) 一般城市是指县级及县级以上的城市。______________________ | |||
4.3.3烟囱高度
地方环境保护行政主管部门可以根据具体情况规定烟囱高度最 低限值。
咐录2 GB 13223-2003 «火电厂大气污染物排放标准》I
<----------------------------—-------------------------------------------------------------------
5监测
5.1大气污染物的监测分析方法
火电厂大气污染物的监测应在机组运行负荷的75%以上进行。
5.1.1火电厂大气污染物的釆样方法
火电厂大气污染物的釆样方法执行GDrY 16157《固定污染源排 气中颗粒物测定与气态污染物釆样方法》规定。
5.1.2火电厂大气污染物的分析方法
火电厂大气污染物的分析方法见表5。
表5 火电厂大气污染物的分析方法
|
序号 |
分析项目 |
_________大气污染物分析方法_________ |
|
1 |
烟尘 |
GB/T 16157重量法 |
|
2 |
烟气黑度 |
林格曼黑度图法《空气和废气监测分析方法》 测烟望远镜法《空气和废气监测分析方法》 光电测烟仪法《空气和废气监测分析方法》_______ |
|
3 |
二氧化硫 |
HJrr 56碘量法 HJ/T 57 定电位电解法 自动滴定碘量法《空气和废气监测分析方法》 非分散红外吸收法《空气和废气监测分析方法》 电导率法《空气和废气监测分析方法》__________ |
|
4 |
氮氧化物 |
HJrr 42紫外分光光度法 HJ/T43盐酸棊乙二胺分光光度法 定电位电解法《空气和废气监测分析方法》 非分散红外吸收法《空气和废气监测分析方法》_____ |
5.2大气污染物的过量空气系数折算值
实测的火电厂烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放浓度，必须执行 GB/T 16157规定按公式(5)进行折算，燃煤锅炉按过量空气系数 α=1.4进行折算；燃油锅炉按过量空气系数a=1.2进行折算；燃气 轮机组按过量空气系数a=3.5进行折算。
c=c, × (a7a) (5)
式中：C——折算后的烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放浓度， mg/m3；
d——实测的烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放浓度，mg/m3； d——实测的过量空气系数；
α——规定的过量空气系数。
5.3全厂第1时段火力发电锅炉二氧化硫平均浓度计算
全厂第1时段火力发电锅炉二氧化硫平均浓度按公式(6)计算。
C= (cl× r,+c2× VI +∙∙∙+C"X Fπ)∕(Kl+ 七+∙∙∙+Fn) (6)
式中： C——全厂第1时段火力发电锅炉二氧化硫平均浓度，
mg/m'；
ci、C2、Cn——按5.2中的方法折算后的第1时段中第1、2、n 台火力发电锅炉二氧化硫浓度，mg/m3；
以、V2、K--第1时段中第1、2、n台火力发电锅炉排烟率(标
态)，m3∕so
5.4气态污染物浓度单位换算
本标准中lμmol∕mol (IPPm)二氧化硫相当于2.86mg∕m3 氧 化硫质量浓度。氮氧化物质量浓度以二氧化氮计，lμmol∕mol (IPPm) 氮氧化物相当于2.05mg∕m3质量浓度。
5.5烟气排放的连续监测
5.5.1火力发电锅炉须装设符合HJ/T 75要求的烟气排放连续监测 仪器。
5.5.2火电厂大气污染物的连续监测按HJ/T 75中的规定执行。
5.5.3烟气排放连续监测装置经省级以上人民政府环境保护行政 主管部门验收合格后，在有效期内其监测数据为有效数据。
6标准实施
6.1本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。
6.2火电厂大气污染物排放除执行本标准外，还须执行国家和地方 总量排放控制指标。
A.1烟气抬升高度的计算
烟气抬升高度按公式(AI)〜(A5)计算。
当 g∏≥21000 kJ∕s,且 A7>35K 时：
当 2100kJ∕s≤ρw≤21 OOOkJ/s,且 A7,≥35K 时：
当 Qw<2100kJ∕s,或 A7,<35K 时：
式中：里——烟囱出口处烟气温度与环境温度之差，K,计算方法
见 A.1.1；
QH——气热释放率，kJ∕s,计算方法见A.1.2；
US——烟囱出口处的环境风速，m∕s,计算方法见A.1.3 ；
VS——囱出口处实际烟速，m/s； d—— 囱出口内径，m« 其他符号意义同本标准4.3.1条。
A.1.1烟囱岀口处烟气温度与环境温度之差AT
烟囱岀口处烟气温度与环境温度之差按公式(A6)计算：
AT = TS-Ta (A6)
式中：TS― 囱出口处烟气温度，K,可用烟囱入口处烟气温度 按^^5°C∕100m递减率换算所得值；
Ta― 囱出口处环境平均温度，K,可用电厂所在地附近 的气象台、站定时观测最近5a地面平均气温代替。
A.1.2烟气热释放率0/的计算
烟气热释放率QH按公式（A7）计算。
Qfi=CMAT （A7）
式中：CP——烟气平均定压比热，1.38kJ∕ （n? ∙K）;
VO——排烟率（标态），m3∕so当一座烟囱连接多台锅炉时, 该烟囱的Ko为所连接的各锅炉该项数值之和。
A.1.3烟囱出口处环境风速的计算
烟囱出口处环境风速按公式（A8）计算。
S=Bn）（芸） （A8）
式中：US——囱出口处的环境风速，m/s；
E7ιo——地面IOm高度处平均风速，m/s,釆用电厂所在地最 近的气象台、站最近5a观测的距地面IOm高度处的 风速平均值，当 t7ιo <2.0m∕s 时，取 t7ιo=2.Om∕s;
HS--囱几何高度，m。
附录3 GB 13223—1996《火电厂大气污染物排放标准》」 附录3
《火电厂大气污染物排放标准》
1范围
本标准分年限规定了火电厂最高允许二氧化硫排放量、烟尘排 放浓度和烟气黑度，规定了第III时段火电厂二氧化硫与氮氧化物的 最高允许排放浓度。
本标准适用于单台出力在65t∕h以上除层燃炉和抛煤机炉以外 的火电厂锅炉与单台出力在65t∕h及以下的煤粉发电锅炉的火电厂 的排放管理，以及建设项目环境影响评价、设计、竣工验收及其建 成后的排放管理。
2引用标准
下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准 的条文。本标准出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订， 使用本标准的各方应探讨使用下列标准最新版本的可能性。
GB/T 16157—1996固定污染源排气中颗粒物测定与气态污 染物釆样方法
3定义
本标准采用下列定义：
标态
指烟气在温度在273K,压力为IOl 325Pa时的状态。本标准中 所有污染物的排放浓度均指干烟气标态时的数值。
4技术内容
4.1年限划分
本标准将火电厂按年限划分为以下三个时段：
I时段——1992年8月1日之前建成投产或初步设计已通过审 查批准的新、扩、改建火电厂；
II时段——1992年8月1日起至1996年12月31日期间环境 影响报告书通过审查批准的新、扩、改建火电厂，包括1992年8 月1日之前环境影响报告书通过审查批准、初步设计待审查批准的 新、扩、改建火电厂；
III时段一一1997年1月1日起环境影响报告书待审查批准的 新、扩、改建火电厂。
4.2烟尘排放标准
4.2.1火电厂锅炉最高允许烟尘排放浓度是以除尘器岀口过量空 气系数α为1.7 （第I、II时段）或1.4 （第III时段）时的固态排渣 煤粉炉为基础而定。
4.2.2第I时段的火电厂锅炉最高允许烟尘排放浓度和烟气黑度 按表1规定执行。
表1第I时段的火电厂锅炉最高允许烟尘排放浓度和烟气黑度 mg∕m3
|
分类 |
燃料收到基灰分4ar, % |
烟气林格曼 黑度（级） | ||||||
|
AarWlO |
10<&r ≤20 |
20<^ar ≤25 |
25<Λaτ W30 |
30<4ar ≤35 |
35<^ar ≤40 |
U40 | ||
|
电除尘器" |
200 |
300 |
500 |
600 |
700 |
800 |
IOOO |
1 |
|
其他除尘器2> |
800 |
1200 |
1700 |
2100 |
2400 |
2800 |
3300 |
1 |
1） 也适用于袋式除尘器。
2） 其他除尘器包括文丘里、斜棒栅、泡沫、水膜、多管、大旋风等除尘器.
4.2.3第II时段的火电厂锅炉最高允许烟尘排放浓度和烟气黑度 按表2规定执行。
表2 第II时段的火电厂锅炉最高允许烟尘排放浓度和烟气黑度mg∕m3
|
分类 |
燃料收到基灰分&T，%__________ |
烟气林格曼 黑度（级） | ||||||
|
ΛrW10 |
IOF ≤20 |
2(XAar ≤25 |
25<4ar W30 |
30<4ar ≤35 |
35<Xar ≤40 |
4ar>40 | ||
|
670t∕h及以 上、或在县及 县以上城镇规 划区内的火电 厂锅炉 |
150 |
200 |
300 |
350 |
400 |
450 |
600 |
1 |
|
670t∕h以下 且在县规划区 以外地区的火 电厂锅炉 |
500 |
700 |
1000 |
1300 |
1500 |
1700 |
2000 |
1 |
4.2.4第III时段的火电厂锅炉最高允许烟尘排放浓度按表3规定 执行。
|
表3 第III时段的火电厂锅炉最高允许烟尘排放浓度 mg∕m3 | |
|
分 类 |
烟尘最高允许排放浓度 |
|
在县及县以上城镇规划区内的火电厂锅炉 |
200 |
|
在县规划区以外地区的火电厂锅炉 |
500 |
|
第I时段的在县及县以上城镇规划区内、1997年1月1日后还 有10年及以上剩余寿命的火电厂锅炉n |
600 |
|
1）剩余寿命=设计寿命-累计运行时间。 | |
4.2.5液态排渣煤粉炉、旋风炉、流化床锅炉执行表1至表3时， 要先将相应的标准值乘以表4中的炉型折算系数K,再作为该种炉 型锅炉的烟尘浓度的标准值。
|
表4 |
炉型折算系数 | |||||
|
炉型 |
煤粉炉 |
旋风炉 |
流化床锅炉 | |||
|
固态排渣 |
液态排渣 |
立式 |
卧式 |
沸腾炉及低循环倍率 |
高循环倍率 | |
|
K |
1.0 |
0.7 |
0.5 |
0.3 |
0.5 |
1.0 |
4.2.6实测的烟尘排放浓度，应按下式换算为过量空气系数α为1.7
或1.4时的浓度值：
(X
C烟尘=C"烟尘一 (1)
a
式中：a'——实测的除尘器出口过量空气系数；
a——标准值对应的过量空气系数，对第I、II时段，α=1.7, 对第IΠ时段，α=l∙4;
役姻尘——实测的除尘器出口烟尘浓度，mg/m3；
C烟尘——换算到a为1.7或1.4时的实测烟尘排放浓度,mg∕πι3。
4.3二氧化硫排放标准
4.3.1火电厂全厂二氧化硫最高允许排放量按下式计算确定：
式中：Qso,——厂二氧化硫允许排放量，t/h；
N——全厂烟囱数；
i—— 囱序号 G=I, 2, ∙∙∙, N)
U——各烟囱岀口处风速的平均值，m/s；
Ui——第S座烟囱出口处环境平均风速，m/s；
f7ιo——地面IOm高度处平均风速，m/s,采用电厂所在地 最近的气象台、站最近五年观测的距地面IOm高 度处的风速平均值，当Zλo<l∙3m∕s时，沉j<l∙3m∕s;
Hg——全厂烟囱等效单源高度，m；
HSi——第i座烟囱的几何高度，m；
Hei--第f座烟囱的有效高度，m；
AHi"—第i座烟囱烟气抬升高度，m,按附录A规定计算;
P——排放控制系数，按表5查取；
m——地区扩散条件指数，按表5査取。
表5 排放控制系数
|
地区 |
P |
Tn | |||
|
I时段 |
II时段 |
∏I时段 | |||
|
W___ |
8.947 |
7.460 |
5.802 |
1.893 | |
|
农村 |
丘陵及其他D |
13.421 |
11.936 |
11.936 |
1.893 |
|
平原 |
6.186 |
3.608 |
3.608 |
2.075 | |
1）其他地区指山区、海边及多年平均风速＜I.0m∕s的地区。
4.3.2火电厂二氧化硫最高允许排放量按全厂建设规模计算。所釆 用烟囱高度以24Om为极限，由于地形和当地大气扩散条件需要， 烟囱的实际建造高度超过24Om时，仍按24Om计算。
4.3.3第III时段扩、改建项目新、老机组排睇制系数一律釆用第IH时 段P值计算全厂二氧化硫最高允许排放量。因扩、改建弓I起的全厂二氧 化硫排放量超标，应予削减，实现全厂排放量达标；当超标量大于扩、 改建机组二氧化硫产生量的90%时，以削减产生量的90%为最低限。
4.3.4使用含硫分小于等于1%的煤炭，全厂二氧化硫排放量超标 时，是否在该机组装设烟气脱硫装置，按环境影响报告书批复执行。 4.3.5第ΠI时段新、扩、改建的火电厂，除执行4.3.1条、4.3.2条、 4.3.3条和4.3.4条的规定外，位于酸雨控制区和二氧化硫污染控制 区内的新扩改建项目，各烟囱二氧化硫最高允许排放浓度还应按表 6的规定执行。当第IΠ时段扩、改建机组与第I、II时段老机组合 用一根烟囱排放时，表6中的二氧化硫最高允许排放浓度是指扩、 改机组的（平均）排放浓度。
表6 第ΠI时段火电厂各烟囱SO?最高允许排放浓度
|
_______燃料收到基硫分，%_______ |
≤1.0 |
>1.0 |
|
_______最高允许排放浓度，mg/n?______ |
2100 |
1200 |
4.3.6实测的SO2排放浓度，应按下式换算到α为1.4时的浓度值:
（Y
cso2 =CSO2 葺 （7）
式中：α'——实测的过量空气系数；
%,——实测的SO2排放浓度，mg∕m3；
Cso：——换算到α=1.4时的实测SO2排放浓度，mg∕m3o
4.4氮氧化物排放标准
4.4.1第ID时段的火电厂锅炉氮氧化物最高允许排放浓度按表7规 定执行。
|
表7 第In时段火电厂锅炉氮氧化物最高允许排放浓度 mg∕m3 | ||
|
锅炉额定蒸发量D |
煤粉锅炉 | |
|
液态排渣 |
固态排渣 | |
|
NlOOOtZh |
1000 |
650 |
|
1）锅炉额定蒸发量低于IOOotZh的暂不要求。 | ||
4.4.2氮氧化物浓度换算
4.4.2.1实测的氮氧化物体积浓度按下式换算到a为1.4时的浓度值:
Cno, =CZO,苒 ⑻
式中：α'——实测的过量空气系数；
CNOV——实测的氮氧化物体积浓度，％或μL∕L;
CNOl——换算到α为1.4时的实测氮氧化物体积浓度，％或μI√Lo 4.4.2.2本标准规定的氮氧化物质量浓度以NO2计，按lμL∕L氮氧 化物相当于2.05mg∕m3氮氧化物将体积浓度换算成质量浓度。
4.5第ΠI时段新建火电厂厂址规定
第HI时段新建火电厂一律不得建在由国务院和省、自治区、直 辖市人民政府划定的风景名胜区、自然保护区和其他需要特别保护 的区域内。建在上述地区以外的火电厂，应通过环境影响评价，证 实不会对上述地区产生直接影响。
附录3 GB 13223-1996《火电厂大气污染物排放标准》∣ / ------ - — - "■ r *--T --------
5监测
5.1烟气监测参照GB/T 16157执行。
5.2第III时段新、扩、改建的火电厂，应装设烟尘连续监测装置； 在酸雨控制区和二氧化硫污染控制区内的火电厂和其他地区建有烟 气脱硫设施的火电厂应装设二氧化硫连续监测装置；300MW以上 机组应装设氮氧化物连续监测装置。第II时段火电厂应逐步实现连 续监测。
6标准实施
6.1本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。
6.2位于国务院批准划定的酸雨控制区、二氧化硫污染控制区内的 火电厂，二氧化硫排放除执行本标准外，还须执行所在控制区规定 的总量排放标准。
6.3火电厂污染物连续监测装置标准和运行规范由国务院环境保 护行政主管部门会同有关主管部门制定。污染物连续监测装置经认 定合格的，其监测数据为法定监测数据。
Al烟气抬升高度按下列公式计算
当 Qh>21 000 kJ∕s,且 A7>35K 时：
当 2100WQh<21 000kJ∕s,且 AT>35K 时：
当 °H<2100kJ∕s,或 Δ7,<35K 时：
式中：AT— 囱出口处烟气温度与环境温度之差，K,计算方法 见Al.1条；
QH——烟气热释放率，kJ∕s,计算方法见A1.2条；
US--烟气抬升计算风速，m/s,计算方法见A1.3条；
VS——囱岀口处实际烟速，m/s；
d——烟囱出口内径，mo
其他符号意义同本标准4.3.1条。
A1.1烟囱出口处烟气温度与环境温度之差△丁按式（A6）计算：
项= TS-Ta （A6）
式中：TS——烟囱岀口处烟气温度（K）,可用烟囱入口处烟气温 度按-5°C∕100m递减率换算所得值；
Ti一囱岀口处环境平均温度（K）,可用电厂所在地附近 的气象台、站定时观测最近五年地面平均气温代替。
A1.2烟气热释放率QH按式（A7）计算：
Qii=CfVo∖T <A7)
式中：CP ~ 气平均定压比热，1.38kJ∕ (n? ∙ K)；
VO——排烟率，m3∕so当一座烟囱连接多台锅炉时，该烟囱 的厶为所连接的各锅炉该项数值之和。
其他符号意义同Al条。
A1.3烟气抬升计算风速按式(A8)计算：
-(H Y'15
t∕s =CZioM- (A8)
式中：US--意义同Al条。
其他符号意义同本标准4.3.1条。计算tʌ时规定：当C∕ιo<2.Om∕s 时，取 t7l0=2.0m∕So
《燃煤电厂大气污染物排放标准》
为贯彻执行《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国 大气污染防治法》，控制燃煤电厂大气污染物排放量，保护环境，特 制定本标准。
i主题内容及适用范围
本标准规定了燃煤电厂的二氧化硫允许排放量及烟尘允许排放 浓度。
本标准适用于全国除层燃和抛煤发电锅炉以外的燃煤电厂。
2总则
2.1燃煤电厂二氧化硫允许排放量按全厂建设规模计算。所釆用烟 囱高度值以24Om为极限，由于地形和当地大气扩散条件需要，烟 囱的实际建造高度超过24Om时，仍按24Om计算。
2.2地形或气象条件复杂地区（如山区、海边及多年平均风速 <1.0m∕s地区）燃煤电厂的二氧化硫允许排放量，应根据实测评价 确定，报电厂所在的省、自治区、直辖市人民政府环境保护主管部 门批准，并报国家环境保护局备案。
3二氧化硫排放标准
3.1用一座烟囱排放的燃煤电厂，全厂二氧化硫允许排放量计算的 规定：
Qs。,= PUHrXI0"
(1)
一 (H Y'5 [7 = 5o=l
(2)
(3)
IIOJ
He=HS+ ∖H
式中：Qso,——厂二氧化硫允许排放量，t/h；
U---输送风速，m/s；
U∖o--地面Iom高度处平均风速（m/s）。米用电厂所在地
附近的气象台、站最近五年观测的距地面IOm高度 处的风速平均值。当1.3NmONI.0m∕s时，取 C∕ιo=l.3m/s；
HS--烟囱几何高度，m；
He--烟囱有效高度，m；
--烟气抬升高度（m）,按附录A规定计算；
P——排放控制系数，按表1查取；
m——地区扩散条件指数，按表1查取。
表1 排放控制系数P及地区扩散条件指数m
|
地区 |
P |
m | ||
|
新扩改火电厂 |
现有火电厂I） | |||
|
城市 |
7.460 |
8.947 |
1.893 | |
|
农村 |
丘陵 |
11.936 |
13.421 |
1.893 |
|
平原 |
3.608 |
6.186 |
2.075 | |
注：1）现有火电厂为本标准实施前己投产及虽未投产但初步设计已通过审査批准建造的电
燃煤厂。
3.2用多烟囱排放的燃煤电厂，全厂二氧化硫允许排放量（或超标 排放量）计算的规定：
3.2.1新扩改火电厂，采用多烟囱排放时，按等效单源计算全厂二 氧化硫允许排放量，计算式如下：
Qso、= P如；Xi。* （4）
U = -YUi (5)
N台,
H广莎 ⑹
式中：Hi --多烟囱等效单源高度，m；
N一厂烟囱数；
i—— 囱序号(z=l, 2,…，N)；
HCi——第f座烟囱的有效高度(m),见3.1条；
U---均输送风速，m/s；
Ui——第，•座烟囱输送风速(m/s),见3.1条。
其他符号意义同3.1条。
3.2.2现有火电厂多烟囱排放，用高斯模式计算全厂所有烟囱排放 叠加造成的二氧化硫地面日平均浓度最大值，不得超过下列限值：
C _ fθ.O6mg∕m3,对于城市地区
S 0.06mg∕m3,对于农村地区
否则，即为全厂二氧化硫超标排放。超标排放量按式(7)计算：
q=I⅛习支临 ⑺
∖ Cmd 丿 «=1
式中：Qe——全厂二氧化硫超标排放量，t/h；
Cmd——全厂多烟囱排放叠加造成的二氧化硫地面日平均浓
度最大值(mg∕ι∏3),计算方法见3.2.2.1；
CS——现有火电厂二氧化硫地面日平均浓度限值，mg/m3；
Ms。”--第i座烟囱的二氧化硫实际排放量，t/ho
其他符号意义同3.2.1 o
3.2.2.1现有火电厂多烟囱排放叠加造成的二氧化硫地面日平均浓
度最大值，按式(8)计算：
C
Cmd=^ (8)
md 4.4
附录4 GB 13223-1991 «燃煤电厂大气污染物排放标准》∣ <------
式中：CnI——多烟囱排放叠加造成的二氧化硫地面一次浓度最大
值（mg/m'）,计算方法见附录B。
Cnld 意义同 3,2,2o
3.2.2.2用高斯模式计算多烟囱排放叠加造成的二氧化硫地面一次
浓度时，扩散参数用式（9）、（10）计算：
Cry= %X" （9）
% =沱/ （10）
式中：％、σz一与计算一次浓度对应的横向和铅直向扩散参
数，m；
X—从源点出发的下风向距离，m；
为、为、a〕、a1---系数，由表2查取。
表2 %、％、％、电取值表
|
地标状况 |
4 |
a2 | ||
|
城市或丘陵 |
0.3205 |
0.1200 |
0.8927 |
1.0000 |
|
平原农村 |
0.2203 |
0.2353 |
0.8927 |
0.8304 |
4烟尘排放标准
燃煤电厂锅炉除尘器出口烟尘最高允许排放浓度计算的规定：
C2=l.l K^- （11）
a
式中：C2——锅炉除尘器出口烟尘最高允许拌放浓度,mg/Nn?干烟气;
a ——除尘器出口过剩空气系数；
C；——固态排渣煤粉炉，α=1.7时，烟尘最高允许排放浓度
CmgZNm3干烟气），按表3执行；
K——炉型折算系数，由表4査取。
表3 固态排渣煤粉炉，α= 1.7时，烟尘最高
允许排放浓度 （mg∕Nm3干烟气）
|
燃煤应用基灰分 Ay, % 标准值 |
/WlO |
I(K4y≤20 |
20θiy≤25 |
25<^y≤30 |
3W≤35 |
35Qyw40 |
#>40 | |
|
扩火厂炉 新改电锅 |
670t∕h及以上的 锅炉或在县及县以 上城镇建成区内的 锅炉 |
150 |
200 |
300 |
350 |
400 |
450 |
600 |
|
67OVh以下，且 在县建成区以外地 区的锅炉 |
500 |
700 |
IoOo |
1300 |
1500 |
1700 |
2000 | |
|
采用电除尘器2） 的锅炉 |
200 |
300 |
500 |
600 |
700 |
800 |
IoOO | |
|
釆用其他除尘 器3）的锅炉 |
800 |
1200 |
1700 |
2100 |
2400 |
2800 |
3300 | |
注：1）现有火电厂锅炉为本标准实施前已投产及虽未投产但初步设计已通过审査批准建造
的燃煤电厂锅炉。
2） 釆用电除尘器的烟尘最高允许排放浓度也适用于袋式除尘器。
3） 其他除尘器包括文丘里、斜棒柵、泡沬、水膜、多管、大旋风等除尘器.
表4 炉型折算系数K
|
炉型 |
煤炉粉 |
旋风粉 |
沸腾炉 | ||
|
固态排渣 |
液态排渣 |
立式 |
卧式 | ||
|
炉型折算系数K |
1.0 |
0.7 |
0.5 |
0.3 |
0.5 |
5标准实施
5.1本标准由行业主管环境保护部门协同当地环境保护部门负责 监督与实施。
5.2本标准中二氧化硫及烟尘的监测暂参照中国环境科学出版社 1990版《空气和废气监测分析方法》中的有关方法，待国家标准发 布后，执行国家标准。
AI烟气抬升高度按下列公式计算：
当 2h≥21 OOOkJ∕s,且 A7>35K 时：
当 2100≤⅛≤21 OOOkJ∕s,且 A7}35K 时：
当 01<21OOkJ∕s,且 Δ7⅛35K 时：
式中：Ar——烟囱出口处烟气温度与环境温度之差（κ）,计算方 法见A1.1；
QH——烟气热释放率（kJ/s）,计算方法见A1.2；
US一 气抬升计算风速（m/s）,计算方法见A1.3；
VS——烟囱出口处实际烟速，m/s； d—— 囱出口内径，mo 其他符号意义同本标准3.1条。
A1.1烟囱出口处烟气温度与环境温度之差按式（A6）计算：
AT = Ti-Ta （A6）
式中：TS一 囱出口处烟气温度（K）,可用烟囱入口处烟气温度 按-5°C∕100m递减率换算所得值；
L一烟囱出口处环境平均温度（K）,可用电厂所在地附近 的气象台、站定时观测最近五年地面平均气温代替。
A1.2烟气热释放率OH按式（A7）计算：
QH=CPVOAT （A7）
式中：CP——烟气平均定压比热，L38kJ∕ （Nm3 ∙ K）；
VO——排烟率（Nm3/s）。当一座烟囱连接多台锅炉时，该烟 囱的FO为所连接的各锅炉该项数值之和。
其他符号意义同AI o
A1.3烟气抬升计算风速按式（A8）计算：
—（H V15
U =UK,T （A8）
IIOJ
式中：US意义同Al。
其他符号意义同本标准3.1条。计算US时规定：当
2.O>t∕ιo ≥1.0m∕s ⅛,取 t7ιo=2.Om∕Sα
Bl现有燃煤电厂用多烟囱排放叠加造成的二氧化硫地面一次浓 度最大值的计算方法。
B1.1采用将至少两座烟囱以直线连接的方法，使全厂全部烟囱连 成若干直线，对这些烟囱连线依次考虑，取考虑需作计算的连线上 任一烟囱的地理位置为坐标原点，先后沿该连线向两端延伸各取X 正向(即下风向)一次，建立地面直角坐标系0-“，用下列公式计 算全厂多烟囱排放在取定的X轴线上叠加造成的二氧化硫地面最大 一次浓度：
Cmi = Max(C(x)} (BI)
式中：C(X)——由全厂多烟囱排放叠加造成的下风向地面点(X. 0) 二氧化硫一次浓度，mg/m3；
J——取定X正向的序号；
Cmj——第j次取定X正向时由全厂多烟囱排放叠加造成的 二氧化硫地面一次最大浓度，mg/m3；
Lm― 厂烟囱中，最远的两座烟囱之间的水平距离，m；
yi——第i座烟囱地理位置的y坐标，m；
Λ∕so,i-—第，座烟囱的二氧化硫实际排放量，t/h；
σv、σz ——第S座烟囱与一次浓度计算对应的横向和铅直向扩 Ji *∙i
散参数(m),计算方法见BI.2。
其他符号意义同本标准3.2.1及3.222。
B1.2第i座烟囱与计算一次浓度对应的横向和铅直向扩散参数， 用以下公式计算：
σy, =Z（X-X,Γ （B3）
σz,=Zi（x-x,产 （B4）
式中： Xi——第i座烟囱位置的X坐标，m；
%、γ2 > %、a1---系数，由本标准3.2.2.2中表2查取。
其他符号意义同本标准3.2.2.2及BLlo
B1.3全厂所有烟囱连线上二氧化硫地面一次最大浓度中的极大
值,即为全厂多烟囱排放叠加造成的二氧化硫地面一次浓度最大值:
Cnl=蜩{Cdv} （B5）
式中：n—考虑作一次浓度计算的烟囱连线数的2倍。
其他符号意义见本标准3.2.2.1及BLlo
附录5
《工业“三废”排放试行标准》（摘录）
第1条 遵照毛主席关于“我们的责任，是向人民负责”和“预 防为主”的教导，切实贯彻“全面规划，合理布局，综合利用，化 害为利，依靠群众，大家动手，保护环境，造福人民”的方针，防 止工业废水、废气、废渣（简称"三废"）对大气、水源和土壤的污 染，保障人民身体健康，促进工农业生产的发展，特制定本标准。
第2条 各工矿企业都要顾全大局，反对以邻为壑，充分发动 群众，开展综合利用，尽量减少工业“三废”排放数量，防止工业 “三废”污染危害，为人民保护环境，为子孙后代造福。
第3条 各工矿企业要坚持自力更生、土洋结合的原则，实行 领导干部、工人和技术人员三结合，广泛开展工艺改革和技术革新， 使"三废”少生产或不生产，把“三废”消灭在生产过程中；
对生产过程中还必须排放的"三废”，要大力开展综合利用，做 到化害为利，变“废”为宝；
要加强管理，搞好设备维修，降低原材料和燃料消耗、防止跑、 冒、滴、漏，避免生产事故，减少“三废”排放数量；
对于一时还不能利用的有害工业“废水”、“废气”，需进行回收 净化处理，达到排放标准时才排放。工业“废渣”的堆放，也必须 妥善处置。工业用水要做到充分循环使用，以减少净水消耗和废水 排放量。
第4条 新建、扩建、改建的工矿企业，必须按本标准规定， 将“三废”综合利用和净化设施与主体工程同时设计、同时施工、 同时投产。正在建设的项目，没有治理措施的，要迅速补上。各级 管理部门要会同环境保护等部门，严格把关。
现有工矿企业，有污染危害的，必须做好治理规划。按其危害 程度，力争三年、五年或者稍长一些时间内，达到本排放标准规定 的要求。
第5条 各工业主管部门应根据本标准要求，结合本行业的具 体情况，逐步制定有关设计规范作为企业设计的依据。要健全原材 料和燃料消耗、用水量和排污量等定额管理制度，并作为考核企业 管理水平的内容之一。
第6条 各地环境监测机构要协助工矿企业开展“三废”的监 测工作，并负责监督和检査之星标准情况。对超过标准的企业，要 责成其限期釆取措施。对不执行标准的，要向上级主管部门反映。 对造成污染危害事故的，要严肃处理。
第7条 放射性“三废”的处治与排放，按现行的《放射防护 规定》执行。
第8条 工业“三废”的排放标准，与当地的具体情况（如工 业分布、水文、地质、气象条件、污染和利用情况等）有密切关系。 各地环境保护部门应组织有关单位，根据本标准的原则，在满足卫 生、渔业、灌溉、城建等要求的前提下，制订地区性工业“三废” 排放标准，经省、市、自治区批准，并报国家主管部门备案。
位于当地的工矿企业，应按地区性排放标准执行。
凡未制订地方排放标准的地区（或本标准所列项目地方标准未 列入者）均应执行本标准。
第9条 本标准由国家环境保护主管部门负责解释和修订。
第10条 根据对人体的危害程度，并考虑到我国现实情况， 暂订十三类有害物质的排放标准（见表1）。凡排放上述有害物质， 其排出口处的排放量（或浓度）不得超过此标准。
表1 十三类有害物质排放标准
|
序号 |
有害物质名称 |
排放有害物 企业① |
排放标准 | ||
|
排气筒高度 （米） |
排放量％ （公斤/小时） |
排放浓度 （毫克/立方米） | |||
|
1 |
二氧化硫 |
电站 |
30 |
82 | |
|
45 |
170 | ||||
|
60 |
310 | ||||
|
80 |
650 | ||||
|
100 |
1200 | ||||
|
120 |
1700 | ||||
|
150 |
2400 | ||||
|
13 |
烟尘及生产 性粉尘 |
电站（煤粉） |
30 |
82 | |
|
45 |
170 | ||||
|
60 |
310 | ||||
|
80 |
650 | ||||
|
100 |
1200 | ||||
|
120 |
1700 | ||||
|
150 |
2400 | ||||
注：①表中未列入的企业，其有害物质的排放量可参照本表类似企业。
②表中所列数据按平原地区，大气为中性状态，点源连续排放制订。
间隔排放者，若每天多次排放，其排放量按表中规定，若每天排放一次而又小于一 小时，则二氧化碳、烟尘及生产性粉尘、二硫化碳、氯化物、氯、氯化氢、一氧化 碳等七类物质的排放量可为表中规定量的三倍。
美国火电厂大气污染物排放要求法律文本 (节选)
PART 60—STANDARDS OF PERFORMANCE FOR NEW STATIONARY SOURCES
Source: 72 FR 32722, JUne 13, 2007, UnleSS OtherWiSe noted.
(a) EXCePt as SPeCified in ParagraPh (e) Of this section, the affected fociIity to WhiCh this SUbPart applies is each electric UtiIity Steam generating unit:
(1) That is CaPable Of COmbUSting more than 73 megawatts (MW) (250 million BritiSh thermal UnitS Per hour (MMBtU∕hr)) heat input Of fossil fuel (either alone Or in COmbinatiOn With any Other fuel); and
(2) FOr WhiCh construction, modification, Or reconstruction is COmmenCed after SePtember 18, 1978.
(b) An IGCC electric Utility Steam generating Unit (both the StatiOnary COmbUStiOn turbine and any associated duct burners) is SUbjeCt to this Part and is not SUbjeCt to SUbPart GG Or KKKK Of this Part if both Of the COnditiOnS SPeCifled in ParagraPhS (b)(1) and (2) Of this SeCtiOn are met.
(1) The IGCC electric Utility Steam generating Unit is CaPabie Of COmbUSting more than 73 MW (250 MMBtU∕h) heat input Of fossil fuel (either alone Or in COmbinatiOn With any Other fuel) in the COmbUStiOn turbine engine and associated heat recovery Steam generator; and
(2) The IGCC electric UtiIity Steam generating Unit COmmenCed construction, modification, Or reconstruction after FebrUary 28, 2005.
(C) Any Change to an existing fbssil-fuel-∩red Stealn generating Unit to accommodate the USe Of COmbUStibIe materials, Other than fossil fuels, Shall not bring that Unit Under the applicability Of this subpart.
(d) Any Change to an existing Stealn generating Unit Originany designed to ∩re gaseous Or IiqUid fossil fuels, to accommodate the USe Of any Other fuel (fossil Or nonf∂ssil) ShalI not bring that Unit Under the applicability Of this subpart.
(e) APPliCabiIity Of this SUbPart to an electric Utility COmbined CyCle gas turbine Other than an IGCC electric UtiIity Steam generating Unit is as SPeCified in ParagraPhS (e)(1) through (3) Of this section.
(1) AffeCted facilities ( i.e. heat recovery Stearn generators USed With duct burners) associated With a StatiOnaly COmbUStiOn turbine that are CaPabIe Of COmbUSting more than 73 MW (250 MMBtU∕h) heat input Of fossil fuel are SUbjeCt to this SUbPart except in CaSeS WhelI the affected facility ( i.e. heat recovery Steam generator) meets the applicability requirements Of and is SUbjeCt to SUbPart KKKK Of this part.
(2) FOr heat recoVeIy Steam generators USe With duct burners SUbjeCt to this subpart, Only emissions resulting from the COmbUStiOn Of fuels in the Steam generating Unit ( i.e. duct burners) are SUbjeCt to the StandardS Under this subpart. (The emissions resulting from the COmbUStiOn Of fuels in the stationary COmbUStiOn turbine engine are SUbjeCt to SUbPart GG Or KKKK, as applicable, Of this part.)
(3) Any affected facility that meets the applicability requirements and is SUbjeCt to SUbPart Eb Or SUbPart CCCC Of this Part is not SUbjeCt to the emission StandardS Under SUbPart Da.
[72 FR 32722, JUne 13, 2007, as amended at 74 FR 5078, Jan. 28, 2009; 77 FR 9448, Feb. 16, 2012]
§ 60.4IDa DeΩnitions.
AS USed in this subpart, all terms not defined herein Shall have the meaning given them in the ACt and in SUbPart A Of this part.
AffirmatiVe defense means, in the COnteXt Of an enforcement proceeding, a response Or defense PUt forward by a defendant, regarding WhiCh the defendant has the burden Of PrOOf, and the merits Of WhiCh are independently and ObjeCtiVeIy evaluated in a judicial Or administrative proceeding.
AnthraCite means COal that is CIaSSified as anthracite according to the AmeriCan SOCiety Of TeSting and MateriaIS in ASTM D388 (incorporated by reference, See §60.17).
AVaiIable SyStem CaPaCity means the CaPaCity determined by SUbtraCting the SyStenl IOad and the SyStem emergenCy reserves from the net SyStem capacity.
BiOmaSS means Plant materials and animal waste.
BitUminOUS COal means COal that is ClaSSified as bituminous according to the AmeriCan SOCiety Of TeSting and MateriaIS in ASTM D388 (incorporated by reference, See §60.17).
BOiIer OPerating day for UnitS COnStrUCted, reconstructed, Or modified before MarCh 1, 2005, means a 24-hour PeriOd during WhiCh fossil fuel is COmbUSted in a Steam-generating Unit for the entire 24 hours. FOr UnitS COnStrUCted, reconstructed, Or modified after FebrUary 28, 2005, boiler OPerating day means a 24-hour PeriOd between 12 midnight and the following midnight during WhiCh any fuel is COmbUSted at any time in the Steam-generating unit. It is not necessary for fuel to be COmbUSted the entire 24-hour period.
COal means all SoIid fuels CIaSSified as anthracite , bituminous , SUbbitUminOUS, Or Iignite by the AmeriCan SOCiety Of TeStmg and MateriaIS in ASTM D388 (incorporated by reference, See §60.17) and COaI refuse. SynthetiC fuels derived from COal for the PUrPOSe Of Creating USefUI heat, including but not Iimited to SOIVent-refined coal, gasified COal (not meeting the definition Of natural gas), COaI-Oil mixtures, and COal-Water miXtUreS are included in this definition for the PUrPOSeS Of this subpart.
Coal-fired electric Utility Steam generating Unit means an electric UtiIity Stearn generating Unit that bums coal, COal refuse, Or a SynthetiC gas derived from COal either exclusively, in any COmbinatiOn together, Or in any COmbinatiOn With Other fiιels in any amount.
COal refuse means WaSte PrOdUCtS Of COal mining, PhySiCaI COal CIeaning, and COaI PreParatiOn OPeratiOnS ( e.g. culm, gob, etc.) COntaining COab matrix material, clay, and Other OrganiC and inorganic material.
COmbined CyCIe gas turbine means a StatiOnary turbine COmbUStiOn SyStem Where heat from the turbine exhaust gases is recovered by a Stearn generating unit.
COmbined heat and POWer, also known as "cogeneration," means a Steam-generating Unit that SimUltaneOUSIy PrOdUCeS both electric (and mechanical) and USefUl thermal energy from the Same Primary energy source.
DUCt burner means a device that COmbUStS fuel and that is PlaCed in the exhaust duct from another source, SUCh as a StatiOnaIy gas turbine, internal COmbUStiOn engine, kiln, etc., to allow the firing Of additional fuel to heat the exhaust gases before the exhaust gases enter a heat recoVely Stearn generating unit.
EIeCtriC Utility COmbined CyCIe gas IUrbine means any COmbined CyCle gas turbine USed for electric generation that is COnStrUCted for the PUrPOSe Of SUPPIying more than one-third Of its POtential electric OUtPUt CaPaCity and more than 25 MW net-electrical OUtPUt to any Utility POWer distribution SyStem for sale. Any Steam distribution SyStem that is COnStrUCted for the puɪpose Of PrOViding Stearn to a Steam electric generator that WOUId PrOdUCe electrical POWer for Sale is also COnSidered in determining the electrical energy OUtPUt CaPaCity Of the affected facility.
EIeCtriC Utility Steam-generating Unit means any Steam electric generating Unit that is COnStrUCted for the PUlPOSe Of SUPPlying more than one-third Of its POtential electric OUtPUt CaPaCity and more than 25 MW net-electrical OUtPUt to any UtiIity POWer distribution SyStem for sale. Also, any Steam SUPPIied to a Stealn distribution SyStem for the puɪpose Of PrOVidmg SteanI to a Steam-electric generator that WOUId PrOdUCe electrical energy for SaIe is COnSidered in determining the electrical energy OUtPUt CaPaCity Of the affected facility.
EleCtroStatiC PreCiPitatOr Or ESP means an add-on air POnUtiOn COntrOl device USed to CaPtUre PartiCUIate matter (PM) by Charging the PartiCleS USing an electrostatic field, COlleCtmg the PartiCIeS USmg a grounded COlleCting surface, and transporting the PartiCleS into a hopper.
EmiSSiOn IimitatiOn means any emissions Iimit Or OPerating limit.
Federally enforceable means all IimitatiOnS and COnditiOnS that are enforceable by the Administrator, including the requirements Of 40 CFR PartS 60 and 61, requirements Withm any applicable State implementation plan, and any Permit requirements established Under 40 CFR 52.21 Or Under 40 CFR 51.18 and 51.24.
FOSSilfuel means natural gas, PetrOleUm, COab and any form Of solid, liquid, Or gaseous fuel derived from SUCh material for the PUrPOSe Of Creating USefUl heat.
GaSeoUS fuel means any fuel that is PreSent as a gas at Standard COnditiOnS and includes, but is not Iimited to, natural gas, refinery fuel gas, PrOCeSS gas, COke-OVen gas, SynthetiC gas, and gasified coal.
GrOSS energy OUtPUt means:
(1) FOr facilities constructed, reconstructedJ Or modified before May 4, 2011, the gross electrical Or mechanical OUtPUt from the affected facility PlUS 75 PerCent Of the USefUl thermal OUtPUt measured relative to ISO COnditiOnS Ihat is not USed to generate additional electrical Or mechanical OUtPUt Or to enhance the PerfbrmanCe Of the Unit (i.e., Steam delivered to an industrial process);
(2) For facilities constructed, reconstructed, Or modified after May 3, 2011, the gross electrical Or mechanical OUtPUt from the affected fociIity minus any electricity USed to POWer the feedwater PUInPS and any associated gas COmPreSSOrS (air SeParatiOn Unit main compressor, OXygen compressor, and nitrogen COmPreSSOr) PIUS 75 PerCent Of the USefUl thermal OUtPUt measured relative to ISO COnditiOnS that is DOt USed to generate additional electrical Or mechanical OUtPUt Or to enhance the PerfbrmanCe Of the Unit ( i.e., Steam delivered to an industrial process);
(3) FOr COmbined heat and POWer facilities COnStrUCted, reconstructed, Or modified after May 3, 2011, the gross electrical Or mechanical OUtPUt from the affected facility divided by 0.95 minus any electricity USed to POWer the feedwater PUmPS and any associated gas COmPreSSOrS (air SeParatiOn Unit main compressor, OXygen compressor, and nitrogen COmPreSSOr) PIUS 75 PerCent Of the USefUl thermal OUtPUt measured relative to ISO COnditiOnS that is not USed to generate additional electrical Or mechanical OUtPUt Or to enhance the PerfbrmanCe Of the Unit ( Le., Steam delivered to an industrial process);
(4) FOr a IGCC electric utility generating Unit that COPrOdUCeS ChemiCaIS COnStrUCted, reconstructed, Or modified after May 3, 2011, the gross USefUi WOrk Perfbrmed is the gross electrical Or mechanical OUtPUt from the Unit IninUS electricity USed to POWer the feedwater PUmPS and any associated gas COmPreSSOrS (air SeParatiOn Unit main compressor, OXygen compressor, and nitrogen COmPreSSOr) that are associated With POWer PrOdUCtiOn PIUS 75 PerCent Of the USefUl thermal OUtPUt IneaSUred relative to ISO COnditiOnS that is not USed to generate additional electrical Or mechanical OUtPUt Or to enhance the PerfbrmanCe Of the Unit (i.e. / Stearn delivered to an industrial process). AUXiIiary IOadS that are associated With POWer PrOdUCtiOII are determined based on the energy in the COPrOdUCed ChemiCaIS COmPared to the energy Of the SyngaS COmbUSted in COmbUStiOn turbine engine and associated duct burners.
24-hour PeriOd means the PeriOd Of time between 12:01 a.m. and 12:00 midnight.
Integrated gasification COmbined CyCIe electric Utility Steatn generating Unit Or IGCC electric Utility Steam generating Unit means an electric Utility COmbined CyCle gas turbine that is designed to bum fuels COntaining 50 PerCent (by heat input) Or more SOlid-derived fuel not meeting the definition Of natural gas. The AdminiStratOr may WaiVe the 50 PerCent SOIid-derived fuel requirement during PeriOdS Of the gasification SyStem COnStrUCtiOn Or repair. No SOlid fuel is direCtIy burned in the Unit during OPeration.
ISO COnditiOnS means a temperature Of 288 Kelvin, a relative humidity Of 60 percent, and a PreSSUre Of 101.3 kilopascals.
Lignite means COal that is CIaSSified as Iignite AOrB according to the AmeriCan SOCiety Of TeSting and MateriaIS in ASTM D388 (incorporated by reference, See §60.17).
NatUralgas means a fluid mixture OfhydroCarbOnS (e.g., methane, ethane, Or PrOPane), COmPOSed Of at IeaSt 70 PerCent methane by VOIUme Or that has a gross CaIOrifiC VaIUe between 35 and 41 megajoules (MJ) Per dry Standard CUbiC meter (950 and 1,100 BtU Per dry Standard CUbiC foot), that maintains a gaseous State Under ISO COnditions. In addition, natural gas ContainS 20.0 grains Or IeSS Of total SUIfUr Per IOO Standard CUbiC feet. Finally, natural gas does not include the following gaseous fuels: IandfilI gas, digester gas, refinery gas, SOUr gas, blast furnace gas, coal-derived gas, PrOdUCer gas, COke OVen gas, Or any gaseous fuel PrOdUCed in a PrOCeSS WhiCh might result in highly VariabIe SUIfUr COntent Or heating value.
NeighbOring COmPany means any One Of those electric UtiIity COmPanieS With One Or more electric POWer interconnections to the PrinCiPal COmPany and WhiCh have geographically adjoining SerViCe areas.
Net-electric OUtPUt means the gross electric SaleS to the Utility POWer distribution SyStem minus PUrChaSed POWer On a CaIendar year basis.
Net energy OUtPUt means the gross energy OUtPUt IninUS the ParaSitiC IOad associated With POWer production. ParaSitiC IOad includes, but is not IiInited to, the POWer required to OPerate the equipment USed for fuel deliVely SyStems, air POnUtiOn COntrOI systems, WaSteWater treatment systems, ash handling and disposal SyStemS, and Other COntrOIS ( i.e., PUmPS, fans, COmPreSSOrS, motors, instrumentation, and Other ancillary equipment required to OPerate the affected facility).
NOnCOntinentaI area means the State Of HaWaii, the Virgin ISIandS, GUarn, AmeriCan Samoa, the COmmOnWealth OfPUertO Rico, Or the NOrthem Mariana ISIands.
OUt-Of-COntrOI PeriOd means any PeriOd beginning With the quadrant COrreSPOnding to the COmPIetiOn Of a daily CalibratiOn error, Iinearity check, Or quality assurance audit that indicates that the instrument is not measuring and recording Within the applicable PerfbrmanCe SPeCiflCatiOnS and ending With the quadrant COrreSPOnding to the COmPletiOn Of an additional CalibratiOn error, Iinearity check, Or quality assurance audit following COrreCtiVe action that demonstrates that the instrument is measuring and recording Within the applicable PerfbrmanCe SPeCifiCations.
PetrOIeUm for facilities COnStrUCted, reconstructed, Or modified before May 4, 2011, means CrUde Oil Or a fuel derived from CrUde oil, including, but not Iimited to» distillate Oib and residual oil. FOr UnitS COnStrUCted, reconstructed, Or modified after May 3, 2011, PetrOIeUm means CrUde Oil Or a fuel derived from CrUde oil, including, but not Iinlited to, distillate oil, residual OiL and PetrOIeUm coke.
PetrOleUm COkefdXSQ known as "petcoke," means a CarbOniZatiOn PrOdUCt Of high-boiling hydrocarbon fractions Obtained in PetrOIeUm PrOCeSSing (heavy residues). PetrOIeUTn COke is typically derived from Oil refinery COker UnitS Or Other CraCking processes.
POtential COmbUStion COnCentration means the theoretical emissions (nanograms Per joule (ng∕J), lb∕MMBtu heat input) that WOUld result from COmbUStiOn Of a fuel in an UnCIeaned State WithOUt emission COntrOl systems. FOr SUlftIr dioxide (SO2) the POtential COmbUStiOn COnCentratiOn is determined Under §60.50Da(c).
POtential electrical OUtPUt CaPaCity means 33 PerCent Of the maximum design heat input CaPaCity Of the Steam generating Unitr divided by 3,413 Btu/kWh, divided by 1,000 kWh/MWh, and multiplied by 8,760 hr/yr (e.g. , a Steam generating Unit With a IOO MW (340 MMBtU/hr) fbssil-fiiel heat input CaPaCity WOUId have a 289,080 MWh 12 month POtential electrical OUtPUt capacity). FOr electric Utility COmbined CyCle gas turbines the POtential electrical OUtPUt CaPaCity is determined On the basis Of the fbssil-fiiel firing CaPaCity Of the Steam generator exclusive Of the heat input and electrical POWer COntribUtiOn by the gas turbine.
ReSOUrCe recovery Umt means a facility that COmbUStS more than 75 PerCent non-fbssil fuel on a quarterly (Calendar) heat input basis.
Solid-derived fuel means any solid, liquid, Or gaseous fuel derived from SOIid fuel for the PUrPOSe Of Creating USefUl heat and includes, but is not Iimited to, SOIVent refined COah IiqUifled coal, SynthetiC gas, gasified coal, gasified PetrOIeUm coke, gasified biomass, and gasified tire derived fuel.
Steam generating Unit for facilities COnStrUCted, reconstructed, Or modified before May 4, 2011, means any furnace, boiler, Or Other device USed for COmbUSting fuel for the puɪpose Of PrOdUCing Stearn (including fbssil-fuel-fɪred Steam generators associated With COmbined CyCIe gas turbines; nuclear Steam generators are not included). For UnitS constructed, reconstructed, Or modified after May 3, 2011, SteaTn generating Unit means any furnace, boiler, Or Other device USed for COmbUSting fuel for the PUrPOSe Of PrOdUCing Steam (including fbssil-ftιel-∩red Stealn generators associated With COmbined CyCle gas turbines; nuclear Steam generators are not included) PIUS any integrated COmbUStion turbines and fuel cells.
SUbbitUminOUS COal means COal that is CIaSSified as SUbbitUminOUS A, B, Or C according to the AmeriCan SOCiety Of TeSting and MateriaIS in ASTM D388 (ineoɪporated by reference, See §60.17).
Wet flue gas desulfurization technoIogy Or Wet FGD means a SO2 COntrOl SyStem that is IOCated downstream Of the Steam generating Unit and removes SUIfUr OXideS from the COmbUStiOn gases Of the Steam generating Unit by COntaCting the COmbUStiOn gases With an alkaline SlUny Or SOIUtiOn and forming a IiqUid material. ThiS definition applies to devices Where the aqueous IiqUid material PrOdUCt Of this COntaCt is SUbSeqUently COnVerted to Other forms. AIkaline reagents USed in Wet FGD technology include, but are not Iimited to, lime, IimeStone, and sodium.
[72 FR 32722, JUne 13, 2007, as amended at 74 FR 5079, Jan. 28, 2009;
77 FR 9448, Feb. 16, 2012; 77 FR 23402, Apr. 19, 2012]
§ 60.42Da StandardS for PartiCUiate matter (PM).
(a) EXCePt as PrOVided in ParagraPh (f) Of this section, On and after the date On WhiCh the initial PerfblmanCe test is COmPleted Or required to be COnlPIeted Under §60.8, WhiCheVer date COmeS first, an OWner Or OPeratOr Of an affected facility Shall not CaUSe to be discharged into the atmosphere from any affected facility for WhiCh COnStrUCtiOn, reconstruction, Or modification COlnmenCed before MarCh 1,2005, any gases that COntain PM in excess of 13 ng/J (0.030 lb∕MMBtu) heat input.
(b) EXCePt as PrOVided in ParagraPhS (b)( 1) and (b)(2) Of this section, On and after the date the initial PM PerformanCe test is COmPleted Or required to be COmPIeted Under §60.8, WhiCheVer date COmeS first, an OWner Or OPeratOr Of an affected facility Shall not CaUSe to be discharged into the atmosphere any gases WhiCh exhibit greater than 20 PerCent OPaCity (6-minute average), except for One 6-minute PeriOd Per hour Of not more than 27 PerCent opacity.
(1) An OWner Or OPeratOr Of an affected facility that elects to install, CaIibrate, maintain, and OPerate a COntinUOUS emissions InOnitOring SyStem (CEMS) for measuring PM emissions according to the requirements Of this SUbPart is exempt from the OPaCity Standard SPeCified in this ParagraPh (b) Of this section.
(2) An OWner Or OPeratOr Of an affected facility that COmbUStS OnIy natural gas is exempt from the OPaCity Standard SPeCified in ParagraPh (b) Of this section.
(C) EXCePt as PrOVided in ParagraPhS (d) and (f) Of this section, On and after the date On WhiCh the initial PerfbrmanCe test is COmPleted Or required to be COmPIeted Under §60.8, WhiCheVer date COmeS first, no OWner Or OPeratOr Of an affected fociIity that COmmenCed COnStrUCtiOn, reconstruction, Or modification after FebrUaly 28, 2005, but before May 4, 2011, Shail CaUSe to be discharged into the atmosphere from that affected facility any gases that COntain PM in excess Of either:
(1) 18 ng/J (0.14 lb∕MWh) gross energy output; Or
(2) 6.4 ng/J (0.015 lb∕MMBtu) heat input derived from the COmbUStiOn Of solid, liquid, Or gaseous fuel.
(d) AS an alternative to meeting the requirements Of ParagraPh (C) Of this SeCtion ， the OWner Or OPeratOr Of an affected facility for WhiCh construction, reconstruction, Or modification COmmenCed after FebrUary 28， 2005， but before May 4, 2011, may elect to meet the requirements Of this paragraph. On and after the date On WhiCh the initial PerfbrmanCe test is COmPleted Or required to be COmPIeted Under §60.8, WhiCheVer date COmeS first, no OWner Or OPeratOr Of an affected facility Shall CaUSe to be discharged into the atmosphere from that affected facility any gases that COntain PM in excess of:
(1) 13 ng/J (0.030 lb∕MMBtu) heat input derived from the COmbUStiOn Of solid, liquid, Or gaseous fuel, and
(2) FOr an affected facility that COmmenCed COnStrUCtiOn Or reconstruction, 0.1 PerCent Of the COmbUStiOil COnCentratiOn determined according to the PrOCedUre in §60.48Da(O)(5) (99.9 PerCent reduction) When COmbUSting solid, liquid, Or gaseous fuel, Or
(3) FOr an affected facility that COmmenCed modification, 0.2 PerCeIlt Of the COmbUStiOn COnCentratiOn determined according to the PrOCedUre in §60.48Da(O)(5) (99.8 PerCent reduction) When COmbUSting solid, liquid, Or gaseous fuel.
(e) EXCePt as PrOVided in ParagraPh (f) Of this section, the OWnerOr OPeratOr Of an affected facility that COmmenCed COnStrUCtiOn, reconstruction, Or modification COmmenCed after May 3, 2011, Shall meet the requirements SPeCified in ParagraPhS (e)(1) and (2) Of this section.
(1) On and after the date On WhiCh the initial PerfbrmanCe test is COmPleted Or required to be COmPIeted Under §60.8, WhiCheVer date COmeS first, no OWner Or OPeratOr Shall CaUSe to be discharged into the atmosphere from that affected facility at all times except during PeriOdS Of StartUP and shutdown, any gases that COntaiII PM in excess Of the applicable emissions Iimit SPeCifIed in ParagraPhS (e)(ɪ)(i) Or (ii) Of this section.
(i) FOr an affected facility WhiCh COmmenCed COnStrUCtiOn Or reconstruction, any gases that COntam PM in excess Of either:
(A) 11 ng/J (0.090 lb∕MWh) gross energy output; Or
(B) 12 ng/J (0.097 lb∕MWh) net energy output.
(ii) FOr an affected facility WhiCh COmmenCed modification, any gases that COntain PM in excess Of 13 ng/J (0.015 ɪb/MMBtU) heat input.
(2) DUring PeriOdS Of StartUP and shutdown, the OWner Or OPeratOr ShaIl meet the WOrk PraCtiCe StandardS SPeCifled in Table 3 to SUbPart UUUUU Of Part 63.
(f) An OWner Or OPeratOr Of an affected facility that meets the COnditiOnS in either ParagraPhS (f)(1) Or (2) Of this SeCtiOn is exempt from the PM emissions limits in this section.
(1) The affected facility COmbUStS OnIy gaseous Or IiqUid fuels (excluding residual OiI) With POtential SO2 emissions rates of 26 ng/J (0.060 lb∕MMBtu) Or less, and that does not USe a POSt-COmbUStiOn technology to reduce emissions Of SO2 Or PM.
(2) The affected feciIity is OPerated Under a PM COmmerCial demonstration Permit issued by the AdminiStratOr according to the PrOViSiOnS Of §60.47Da.
[77 FR 9450, Feb. 16, 2012]
§ 60.43Da StandardS for SUIfUr dioxide (SO2).
(a) On and after the date On WhiCh the initial PerfbrmanCe test is COmPIeted Or required to be COmPleted Under §60.8, WhiCheVer date COmeS first, no OWner Or OPeratOr SUbjeCt to the PrOViSiOnS Of this SUbPart Shall CaUSe to be discharged into the atmosphere from any affected fociIity WhiCh COmbUStS SOlid fuel Or SOIid-derived fuel and for WhiCh COnStrUCtion, IeCOnStruCtion, Or modification ∞mmenced before Or On FebrUary 28, 2005, except as PrOVided UnderParagraPhS (c),(d),(f) Or (h) Of this section, any gases that COntain SO2 in excess of:
(1) 520 ng/J (1.20 lb∕MMBtu) heat input and 10 PerCent Of the POtelltial COmbUStiOn COnCentratiOn (90 PerCent reduction);
(2) 30 PerCent Of the POtentiai COmbUStiOn COnCentratiOn (70 PerCent reduction), When emissions are IeSS than 260 ng/J (0.60 lb∕MMBtu) heat input;
(3) 180 ng/J (1.4 lb∕MWh) gross energy output; Or
(4) 65 ng/J (0.15 lb∕MMBtu) heat input.
(b) On and after the date On WhiCh the initial PerfbrmanCe test is COmPleted Or required to be COmPIeted Under §60.8, WhiCheVer date COmeS first, no OWner Or OPeratOr SUbjeCt to the PrOViSiOnS Of this SUbPart ShalI CaUSe to be discharged into the atmosphere from any affected facility WhiCh COmbUStS IiqUid Or gaseous fuels (except for IiqUid Or gaseous fuels derived from SOlid fuels and as PrOVided Under ParagraPhS (e) Or (h) Of this SeCtiOn) and for WhiCh construction, reconstruction, Or modification COnImenCed before Or On FebrUary 28, 2005, any gases that COntain SO2 in excess of:
(1) 340 ng/J (0.80 lb∕MMBtu) heat input and 10 PerCent Of the POtential COmbUStiOn COnCentratiOn (90 PerCent reduction); Or
(2) IOO PerCent Of the POtential COmbUStiOn COnCentratiOn (ZerO PerCent reduction) When emissions are IeSS than 86 ng/J (0.20 lb∕MMBtu) heat input.
(C) On and after the date On WhiCh the initial PerfbrmanCe test is COmPIeted Or required to be COmPIeted Under §60.8, WhiCheVer date COmeS first, no OWner Or OPeratOr SUbjeCt to the PrOViSiOnS Of this SUbPart ShalI CaUSe to be discharged into the atmosphere from any affected fociIity WhiCh COmbUStS SOlid SOIVent refined COal (SRC-I) any gases that COntanI SO2 in excess Of 520 ng/J (1.20 lb∕MMBtu) heat input and 15 PerCent Of the POtential COmbUStiOn COnCentratiOn (85 PerCent reduction) except as PrOVided Under ParagraPh (f) Of this section; COmPIianCe With the emission IimitatiOn is determined On a 30-day rolling average basis and COmPIianCe With the PerCent reduction requirement is determined On a 24-hour basis.
(d) SUIftir dioxide emissions are Iimited to 520 ng/J (1.20 lb∕MMBtu) heat input from any affected facility which:
(1) COmbUStS IOO PerCent anthracite;
(2) IS CIaSSified as a resource recovery unit; Or
(3) IS IOCated in a noncontinental area and COmbUStS SOlid fuel Or solid-derived fuel.
(e) SUIfur dioxide emissions are Iimited to 340 ng/J (0.80 lb∕MMBtu) heat input from any affected facility WhiCh is IOCated in a noncontinental area and COmbUStS IiqUid Or gaseous fuels (excluding SOlid-derived fuels).
(f) The SO2 StandardS Under this SeCtiOn do not apply to an OWner Or OPeratOr Of an affected facility that is OPerated Under an SO2 COmmerCiaI demonstration Permit issued by the AdIniniStratOr in accordance With the PrOViSiOnS Of §60.47Da.
(g) COmPlianCe With the emission IimitatiOn and PerCent reduction requirements Under this SeCtiOn are both determined On a 30-day rolling average basis except as PrOVided Under ParagraPh (C) Of this section.
(h) When (Iifferent fuels are COlnbUSted SimUltaneOUsly, the applicable Standard is determined by PrOratiOn USing the following formula:
(1) If emissions Of SO2 to the atmosphere are greater than 260 ng/J (0.60 lb∕MMBtu) heat input:
- 340x + 52Oy J n. n. - ιzλ ES =--------- and % %P=IO
S IOO S
(2) If emissions Of SO2 to the atmosphere are equal to Or IeSS than 260 ng/J (0.60 lb∕MMBtu) heat input:
340x + 52Oy IoX+ 3Oy
E.=-------- and % %P=------
S IOO S IOO
Where:
ES= PrOrated SO2 emission Iimit (ng/J heat input);
%75s= PerCentage Of POtential SO2 emission allowed;
X = PerCentage Of total heat input derived from the COmbUStiOn Of IiqUid Or gaseous fuels (excluding SOlid-derived fuels); and
y = PerCentage Of total heat input derived from the COmbUStiOn Of SOIid fuel (including SOlid-derived fuels).
(i) EXCePt as PrOVided in ParagraPhS (j) and (k) Of this section, On and after the date On WhiCh the initial PerfbrmanCe test is COmPIeted Or required to be COmPleted Under §60.8, WhiCheVer date COmeS first, no OWner Or OPeratOr Of an affected facility for WhiCh construction, reconstruction, Or modification COmmenCed after FebrUaIy 28, 2005, but before May 4, 2011, shall CaUSe to be discharged into the atmosphere from that affected facility, any gases that COntain SO2 in excess Of the applicable emissions Iimit specified in ParagraPhS (i)(l) through (3) Of this section.
(1) FOr an affected facility WhiCh COmnlenCed COnStrUCtiOn) any gases that COntain SO2 in excess Of either:
① 180 ng/J (1.4 lb∕MWh) gross energy output; Or
(ii) 5 PerCent Of the POtentiaI COlnbUStiOn COnCentratiOn (95 PerCent reduction).
(2) FOr an affected facility WhiCh COmmenCed reconstruction, any gases that COntain SO2 in excess Of either:
① 180 ng/J (1.4 lb∕MWh) gross energy output;
(ii) 65 ng/J (0.15 lb∕MMBtu) heat input; Or
(iii) 5 PerCeIlt Of the POtential COmbUStiOn COnCentratiOn (95 PerCent reduction).
(3) FOr an affected facility WhiCh COmmenCed modification, any gases that COntam SO? in excess Of either:
① 180 ng/J (1.4 lb∕MWh) gross energy output;
(ii) 65 ng/J (0.15 lb∕MMBtu) heat input; Or
(iii) 10 PerCent Of the POtential COmbUStiOn COnCentratiOn (90 PerCent reduction).
(j) On and after the date On WhiCh the initial PerformanCe test is COmPleted Or required to be COmPIeted Under §60.8, WhiCheVer date COmeS first, no OWner Or OPeratOr Of an affected facility that COmnIenCed construction, reconstruction, Or modification COmmenCed after FebrUary 28, 2005, and that bums 75 PerCent Or more (by heat input) COal refuse On a 12-month rolling average basis, Shan CaUSed to be discharged into the atmosphere from that affected facility any gases that COntam SO2 in excess Of the applicable emission IimitatiOn SPeCified in ParagraPhS (J)(I) through (3) Of this section.
(1) FOr an affected facility for WhiCh construction COmmenCed after FebrUaly 28, 2005, any gases that COntain SO2 in excess Of either:
⑴ 180 ng/J (1.4 lb∕MWh) gross energy OUtPUt On a 30-day rolling average basis; Or
(ii) 6 PerCent Of the POtential COmbUStiOn COnCentratiOn (94 PerCent reduction) On a 30-day rolling average basis.
(2) FOr an affected facility for WhiCh reconstruction COmmenCed after FebrUary 28, 2005, any gases that COntain SO2 in excess Of either:
⑴ 180 ng/J (1.4 lb∕MWh) gross energy OUtPUt On a 30-day rolling average basis;
(ii) 65 ng/J (0.15 lb∕MMBtu) heat input On a 30-day rolling average basis; Or
(iii) 6 PerCent Of the POtential COmbUStiOn COnCentratiOn (94 PerCent reduction) On a 30-day rolling average basis.
(3) FOr an affected facility for WhiCh InOdifiCatiOn COnImenCed after FebrUary 28, 2005, any gases that COntain SO2 in excess Of either:
(i) 180 ng/J (1.4 lb∕MWh) gross energy OUtPUt On a 30-day rolling average basis;
(ii) 65 ng/J (0.15 lb∕MMBtu) heat input On a 30-day rolling average basis; Or
(iii) 10 PerCent Of the POtentiaI COmbUStiOn ConCentratiOn (90 PerCent reduction) On a 30-day rolling average basis.
(k) On and after the date On WhiCh the initial PerfbrmanCe test is COmPIeted Or required to be COmPIeted Under §60.8, WhiCheVer date COmeS first, no OWner Or OPeratOr Of an affected facility IOCated in a noncontinental area for WhiCh COnStrUCtiOn, reconstruction, Or modification COmmenCed after FebrUary 28, 2005, but before May 4, 2011, ShalI CaUSe to be discharged into the atmosphere from that affected facility any gases that COntain SO2 in excess Of the applicable emissions Iimit SPeCified in ParagraPhS (k)(l) and
(2) Of this section.
(1) FOr an affected facility that bums SOlid Or SOIid-derived fuel, the OWner Or OPeratOr Shali not CaUSe to be discharged into the atmosphere any gases that COntam SO2 in excess Of 520 ng/J (1.2 lb∕MMBtu) heat input.
(2) FOr an affected facility that bums Other than SOlid Or SOlid-derived fuel, the OWner Or OPeratOr ShaIl not CaUSe to be discharged into the atmosphere any gases that COntain SO2 in excess Of 230 ng/J (0.54 lb∕MMBtu) heat input.
(1) EXCePt as PrOVided in ParagraPhS (j) and (m) Of this section, On and after the date On WhiCh the initial PerfbrmanCe test is COmPIeted Or required to be COmPIeted Under §60.8, WhiCheVer date COmeS first, no OWner Or OPeratOr Of an affected fociIity for WhiCh construction, reconstruction, Or modification COmmenCed after May 3, 2011, ShalI CaUSe to be discharged into the atmosphere from that affected facility, any gases that COntain SO2 in excess Of the applicable emissions Iimit SPeCifled in ParagraPhS (I)(I) and (2) Of this section.
(1) FOr an afiected facility WhiCh COmmenCed COnStrUCtiOn Or reconstruction, any gases that COntain SO2 in excess Of either:
⑴ 130 ng/J (1.0 lb∕MWh) gross energy output; Or
(ii) 140 ng/J (1.2 lb∕MWh) net energy output; Or
(iii) 3 PerCent Of the POtential COmbUStiOn COnCentratiOn (97 PerCent reduction).
(2) FOr an affected facility WhiCh COmmenCed modification, any gases that COntain SO2 in excess Of either:
(i) 180 ng/J (1.4 lb∕MWh) gross energy output; Or
(ii) 10 PerCent Of the POtential COmbUStiOn COnCentratiOn (90 PerCent reduction).
(m) On and after the date On WhiCh the initial PerfbrmanCe test is COmPleted Or required to be COmPleted Under §60.8, WhiCheVer date COmeS first, no OWner Or OPeratOr Of an affected fociIity IOCated in a noncontinental area for WhiCh COnStrUCtion, reconstruction, Or modification COmmenCed after May 3, 2011, Shail CaUSe to be discharged into the atmosphere from that affected facility any gases that COntain SO2 in excess Of the applicable emissions Iimit SPeCified in ParagraPhS (m)(l) and (2) Of this section.
(1) FOr an affected facility that bums SOlid Or SOlid-derived fuel, the OWner Or OPeratOr ShaiI not CaUSe to be discharged into the atmosphere any gases that COntain SO2 in excess Of 520 ng/J (1.2 lb∕MMBtu) heat input.
(2) FOr an affected facility that bums Other than SOlid Or SOlid-derived fuel, the OWner Or OPeratOr ShalI not CaUSe to be discharged into the atmosphere any gases that COntain SO2 in excess Of 230 ng/J (0.54 lb∕MMBtu) heat input.
[72 FR 32722, JUne 13, 2007, as amended at 77 FR 9450, Feb. 16, 2012] § 60.44Da StandardS for IlitrOgeIl OXideS (NOX).
(a) EXCePt as PrOVided in ParagraPh (h) Of this section, On and after the date On WhiCh the initial PerfbrmanCe test is COmPleted Or required to be COmPIeted Under §60.8, WhiCheVer date COmeS first, no OWner Or OPeratOr SUbjeCt to the PrOViSiOnS Of this SUbPart ShalI CaUSe to be discharged into the atmosphere from any affected facility for WhiCh COnStrUCtiOn , reconstruction, Or modification COmmenCed before JUIy 10, 1997 any gases that COntain NOX (expressed as NO2) in excess Of the applicable emissions IinIit in ParagraPhS (a)(1) and (2) Of this section.
(1) The OWner Or OPeratOr Shail not CaUSe to be discharged into the atmosphere any gases that COntain NOX in excess Of the emissions Iimit IiSted in the following table as applicable to the fuel type COmbUSted and as determined On a 30-boiler OPerating day rolling average basis.
|
FUel type |
EmiSSiOn Iimit for heat FUel type input | |
|
ng/J |
lb∕MMBtu | |
|
GaSeoUS fuels | ||
|
Coal-derived fuels |
210 |
0.50 |
|
All Other fuels |
86 |
0.20 |
|
LiqUid fuels: | ||
|
Coal-derived fuels |
210 |
0.50 |
|
ShaIe OiI |
210 |
0.50 |
|
All Other fuels |
130 |
0.30 |
|
SOIid fuels | ||
|
Coal-derived fuels |
210 |
0.50 |
|
Any fuel Containing more than 25%, by weight, COal reftιse |
O1 |
O1 |
|
Any fuel COntaining more than 25%, by weight, Iignite 褐煤 if the Iignite is mined in NOrth DakOta, SOUth DakOta. Or MOntana, and is COmbUSted in a SIag tap ftιmace2 |
340 |
0.80 |
|
Any fuel Containing more than 25%, by weight, Iignite not SUbjeCt to the 340 ng/J heat input emission Iimit2 |
260 |
0.60 |
|
SUbbitUnIinOUS Coal |
210 |
0.50 |
|
BitUmmOUS COal |
260 |
0.60 |
|
AnthraCite COal |
260 |
0.60 |
|
Ail Other fuels |
260 |
0.60 |
1 EXemPt from NOX StandardS and NOX monitoring requirements.
2 Any fuel COntaining IeSS than 25%, by weight, Iignite is not PrOrated but its PerCentage is added to the PerCentage Of the PredOminant fuel.
(2) When two Or more fuels are COmbUSted SimUItaneOUSIy in an affected facility, the applicable emissions Iimit (En) isdetermined by PrOratiOn USmg the following formula:
86 w ÷130x + 210γ + 260z + 340v
n ~ io6
Where:
En = APPIiCabIe NoX emissions Iimit When multiple fuels are COmbUSted SimUltaneOUSIy (ng/J heat input);
W = PerCeIItage Of total heat input derived from the COmbUStiOn Of fuels SUbjeCt to the 86 ng/J heat input Standard;
X = PerCentage Of total heat input derived from the COmbUStiOn Of fuels SUbjeCt to the 130 ng/J heat input Standard;
y = PerCentage Of total heat input derived from the COmbUStiOn Of fuels SUbjeCt to the 210 ng/J heat input Standard;
Z = PerCentage Of total heat input derived from the COmbUStiOn Of fuels SUbjeCt to the 260 ng/J heat input Standard; and
V = PerCentage Of total heat input delivered from the COmbUStiOn Of fuels SUbjeCt to the 340 ng/J heat input Standard.
(b)-(c) [Reserved]
(d) EXCePt as PrOVided in ParagraPh (h) Of this section, on and after the date On WhiCh the initial PerfbrmanCe test is COmPleted Or required to be COmPieted Under §60.8, WhiCheVer date ComeS first, no OWner Or OPeratOr Of an affected facility that COnImenCed COnStrUCtiOn, reconstruction, Or modification after JUly 9, 1997, but before MarCh 1, 2005, shall CaUSe to be discharged into the atmosphere from that affected facility any gases that COntain NOX (expressed as NO2) in excess Of the applicable emissions Iimit SPeCified in ParagraPhS (d)(1) and (2) Of this SeCtiOn as determined On a 30-boiler OPerating day rolling average basis.
(1) FOr an affected facility WhiCh COmmenCed COnStrUCtiOn, any gases that COntain NoX in excess of 200 ng/J (1.6 lb∕MWh) gross energy output.
(2) FOr an affected facility WhiCh COmmenCed reconstruction, any gases that COntain NOX in excess Of 65 ng/J (0.15 lb∕MMBtu) heat input.
(e) EXCePt as PrOVided in ParagraPhS (f) and (h) Of this section, On and after the date On WhiCh the initial PerfbrmanCe test is COmPIeted Or required to be COmPIeted Under §60.8, WhiCheVer date COmeS first, no OWner Or OPeratOr Of an affected facility that COmmenCed COnStrUCtiOn, reconstruction, Or modification after FebrUary 28, 2005 but before May 4, 2011, ShalI CaUSP to be discharged into the atmosphere from that affected fociIity any gases that COntain NOx(expressed as NO2) in excess Of the applicable emissions Iimit SPeCified in ParagraPhS (e)(1) through (3) Of this SeCtiOn as determined On a 30-boiler OPerating day rolling average basis.
(1) FOr an affected facility WhiCh COnlmenCed construction, any gases that COntain NOX in excess of 130 ng/J (1.0 lb∕MWh) gross energy output.
(2) FOr an affected fociIity WhiCh COmmenCed reconstruction, any gases that COntain NOV in excess Of either:
⑴ 130 ng/J (1.0 lb∕MWh) gross energy output; Or
(ii) 47 ng/J (0.11 lb∕MMBtu) heat input.
(3) FOr an affected facility WhiCh COmmenCed modification, any gases that COntain NOX in excess Of either:
⑴ 180 ng/J (1.4 lb∕MWh) gross energy output; Or
(ii) 65 ng/J (0.15 lb∕MMBtu) heat input.
(f) On and after the date On WhiCh the initial PerfbrmanCe test is COmPIeted Or required to be COmPIeted Under §60.8, WhiCheVer date COmeS first, the OWner Or OPeratOr Of an IGCC electric Utility Steam generating Unit SUbjeCt to the PrOViSiOnS Of this SUbPart and for WhiCh COnStnICtiOnJ reconstruction, Or modification COmnlenCed after FebrUary 28, 2005 but before May 4, 2011, ShaiI meet the requirements SPeCified in ParagraPhS (f)(1) through (3) Of this section.
(1) EXCePt as PrOVided for in ParagraPhS (f)(2) and (3) Of this SeCtiOn, the OWner Or OPeratOr ShalI not CaUSe to be discharged into the atmosphere any gases that COntain NO√expressed as NO2) in excess Of 130 ng/J (1.0 lb∕MWh) gross energy output.
(2) When burning IiqUid fuel exclusively Or in COmbinatiOn With SOIid-derived fuel SUCh that the IiqUid fuel COntribUteS 50 PerCent Or more Of the total heat input to the COmbined CyCIe COmbUStiOn turbine, the OWner Or OPeratOr Shali not CaUSe to be discharged into Ihe atmosphere any gases that COntain NOx(expressed as No2) in excess Of 190 ng/J (1.5 lb∕MWh) gross energy output.
(3) In CaSeS When during a 30-boiler OPerating day rolling average COmPIianCe PeriOd IiqUid fuel is burned in SUCh a manner to meet the COnditiOlIS in ParagraPh (f)(2) Of this SeCtiOn for Only a POrtiOn Of the CIOCk hours in the 30-day COmPiianCe period, the OWner Or OPeratOr Shail not CaUSe to be discharged into the atmosphere any gases that COntain NOx(expressed as NO2) in excess Of the COmPUted Weighted-average emissions Iinlit based On the PrOPOrtiOn Of gross energy OUtPUt (in MWh) generated during the COlnPlianCe PeriOd for each Of emissions IimitS in ParagraPhS (f)(1) and (2) Of this section.
(g) EXCePt as PrOVided in ParagraPhS (h) Of this SeCtiOn and §60.45Da, On and after the date On WhiCh the initial PerfbrmanCe test is COmPleted Or required to be COmPIeted Under §60.8, WhiCheVer date COmeS first, no OWner Or OPeratOr Of an affected facility that COmmenCed construction, reconstruction, Or modification after May 3, 2011, Shall CaUSe to be discharged into the atmosphere from that affected facility any gases that COntain NOX (expressed as NO2) in excess Of the applicable emissions Iimit SPeCifIed in ParagraPhS (g)( 1) through (3) Of this section.
(1) FOr an affected facility WhiCh COmmenCed COnStrUCtiOn Or reconstruction, any gases that COntain NOX in excess Of either:
(1) 88 ng/J (0.70 lb∕MWh) gross energy output; Or
(ii) 95 ng/J (0.76 lb∕MWh) net energy output.
(2) FOr an affected fociIity WhiCh COminenCed COnStrUCtiOn Or reconstruction and that bums 75 PerCent Or more COai refuse (by heat input) On a 12-month rolling average basis, any gases that COntam NOxin excess Of either:
附录6美国火电厂大气污染物排放要求法律文本(节选)I 《 -------'一- - ---------■-----------------------—-------------------------------------------------*
(i) IlO ng/J (0.85 lb∕MWh) gross energy output; Or
(ii) 120 ng/J (0.92 lb∕MWh) net energy output.
(3) FOr an affected facility WhiCh COmmenCed modification, any gases that COntain NOX in excess of 140 ng/J (1.1 lb∕MWh) gross energy output.
(h) The NOx emissions IimitS Under this SeCtiOn do not apply to an OWner Or OPeratOr Of an affected facility WhiCh is OPerating Under a COmmerCial demonstration Permit issued by the AdminiStratOr in accordance With the PrOViSiOnS Of §60.47Da.
[77 FR 9451, Feb. 16, 2012]
§ 60.45Da AlternatiVe StandardS for Combined IIitrOgen OXideS (NOX) and CarbOn monoxide (CO).
(a) The OWner Or OPeratOr Of an afiected facility that COmmellCed construction, reconstruction, Or modification after May 3, 2011 as alternate to meeting the applicable N0.γ emissions IimitS SPeCified in §60.44Da may elect to meet the applicable StandardS for COmbined NOX and CO SPeCified in ParagraPh (b) Of this section.
(b) On and after the date On WhiCh the initial PerfbrmanCe test is COmPIeted Or required to be COmPIeted Under §60.8 no OWner Or OPeratOr Of an affected facility that COmnIenCed COnStrUCtion, reconstruction, Or modification after May 3, 2011, ShalI CaUSe to be discharged into the atmosphere from that affected f⅛c山ty any gases that COntain NOx(expressed as NO2) PIUS CO in excess Of the applicable emissions Iimit SPeCified in ParagraPhS (b)(1) through (3) Of this SeCtiOn as determined On a 30-boiler OPerating day rolling average basis.
(1) FOr an affected facility WhiCh COmmenCed COnStrUCtiOn Or reconstruction, any gases that Contain NOX PIUS CO in excess Of either:
(1) 140 ng/J (1.1 lb∕MWh) gross energy output; Or
(ii) 150 ng/J (1.2 lb∕MWh) net energy output.
(2) FOr an affected facility WhiCh COmmeIlCed COnStrUCtiOn Or reconstruction
I GB 13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》分析与解读 ................................................................* .........- • - ►
and that bums 75 PerCent Or more COal refuse (by heat input) On a 12-InOnth rolling average basis, any gases that COntam NOX PIUS CO in excess Of either:
① 160 ng/J (1.3 lb∕MWh) gross energy output; Or
(ii) 170 ng/J (1.4 lb∕MWh) net energy output.
(3) FOr an affected facility WhiCh COmmenCed modification, any gases that COntain NOX PIUS CO in excess Of 190 ng/J (1.5 lb∕MWh) gross energy output.
[77 FR 9453, Feb. 16, 2012]
§ 60.46Da [Reserved]
§ 60.47Da COmmerCiaI demonstration permit.
(a) An OWner Or OPeratOr Of an affected fociIity PrOPOSing to demonstrate an emerging technology may apply to the AdnliniStratOr for a COnimerCial demonstration Permit The AdminiStratOr WiiI issue a CommerCial demonstration PernIit in accordance With ParagraPh (e) Of this section. COmmerciai demonstration PermitS may be issued OnIy by the Administrator, and this authority Wiil not be delegated.
(b) An OWner Or OPeratOr Of an affected fociIity that COmbUStS SOIid SOiVent refined COaI (SRC-I) and WhO is issued a COmmerCial demonstration Permit by the AdminiStratOr is not SUbjeCt to the SO2 emission reduction requirements Under §60.43Da(C) but must, as a minimum, reduce SO2 emissions to 20 PerCent Of the POtential COmbUStiOn COnCentratiOn (80 PerCent reduction) for each 24-hour PeriOd Of Steam generator OPeratiOn and to IeSS than 520 ng/J (1.20 lb∕MMBtu) heat input On a 30-day rolling average basis.
(C) An OWner Or OPeratOr Of an affected facility that USeS fluidized bed COmbUStiOll (atmospheric Or PreSSUriZed) and WhO is issued a COmmerCial demonstration Permit by the AdminiStratOr is not SUbjeCt to the SO2 emission reduction requirements Under §60.43Da (a) but must, as a
minimum, reduce SO2 emissions to 15 PerCent Of the POtential COmbUStiOn COnCentratiOn (85 PerCent reduction) On a 30-day rolling average basis and to IeSS than 520 ng/J (1.20 lb∕MMBtu) heat input OrI a 30-day rolling average basis.
(d) The OWner Or OPeratOr Of an affected fociIity that COmbUStS coal-derived IiqUid fuel and WhO is issued a COmmerCiaI demonstration Permit by the AdminiStratOr is not SUbjeCt to the applicable NOX emission IimitatiOn and PerCent reduction Under §60.44Da (a) but must, as a minimum, reduce emissions to IeSS than 300 ng/J (0.70 lb∕MMBtu) heat input On a 30-day rolling average basis.
(e) COmmerCial demonstration PermitS may not exceed the following equivalent MW electrical generation CaPaCity for any One technology CategOly and the total equivalent MW electrical generation CaPaCity for all COmmerCiaI demonstration PlantS may not exceed 15,000 MW.
|
TeChnOlOgy |
POnUtant |
EqUiVaIent electrical CaPaCity (MW electrical OUtPUt) |
|
SOlid SoIVent refined COaI (SCR ɪ) |
SO2 |
6,0Oa-IO,000 |
|
FlUidiZed bed COmbUStiOn (atmospheric) |
SO2 |
400-3,000 |
|
FlUidiZed bed COmbUStiOn (PreSSUriZed) |
SO2 |
400-1,200 |
|
COaI IiqUifiCatiOn NoX |
NOX |
750-10,000 |
|
TOtaI allowable for all technologies |
15,000 |
(f) An OWner Or OPeratOr Of an afiected fociIity that USeS a PreSSUriZed fluidized bed Or a multi-pollutant emissions COntrOIS SyStenl WhO is issued a COmmerCial demonstration Permit by the AdminiStratOr is not SUbjeCt to the total PM emission reduction requirements Under §60.42 Da but must, as a minimum, reduce PM emissions to IeSS than 6.4 ng/J (0.015 lb∕l∖4MBtu) heat input.
(g) AIl OWner Or OPeratOr Of an affected facility that USeS a PreSSUriZed fluidized bed Or a multi-pollutant emissions COlltrOIS SyStem WhO is issued a COlnmerCiaI demonstration Pennit by the AdminiStratOr is not SUbjeCt to the SO2 StandardS Or emission reduction requirements Under §60.43Da but must, as a minimum, reduce SO2 emissions to 5 PerCent Of the POtential COmbUStiOn COnCelltratiOn (95 PerCent reduction) Or to IeSS than 180 ng/J (1.4 lb∕MWh) gross energy OUtPUt On a 30-boiler OPerating day rolling average basis.
(h) An OWner Or OPeratOr Of an affected facility that USeS a PreSSUriZed fluidized bed Or a multi-pollutant emissions COntrOl SyStem Or advanced COmbUStiOn COntrOIS WhO is issued a COnlmerCial demonstration Permit by the AdmilliStratOr is not SUbjeCt to the NOX StandardS Or emission reduction requirements Under §60.44Da but must, as a minimum, reduce NOX emissions to IeSS than 130 ng/J (1.0 lb∕MWh) Or the COmbined NOX PlUS CO emissions to IeSS than 180 ng/J (1.4 lb∕MWh) gross energy OUtPUt On a 30-boiler OPerating day rolling average basis.
(i) COmInerCiaI demonstration PermitS may not exceed the following equivalent MW electrical generation CaPaCity for any One technology CategOly IiSted in the following table.
|
TeChnOIOgy |
POllUtant |
EqUiVaIent electrical CaPaCity (MW electrical OUtPUt) |
|
MUIti-POllUtant EmiSSiOn COntrOI |
SO2 |
1,000 |
|
MUIti-POlIUtant EmiSSion COntrOl |
NOX |
1,000 |
|
MUIti-POlIUtant EmiSSiOn COntrOl |
PM |
1,000 |
|
PreSSUriZed FIUidiZed Bed COmbUStiOn |
SO2 |
1,000 |
|
PreSSUriZed FIUidiZed Bed COmbUStiOn |
NOX |
1,000 |
|
PreSSUriZed FIUidiZed Bed COmbUStiOn |
PM |
1,000 |
|
AdVanCed COmbUStiOn COntrOlS |
NOX |
1,000 |
附录6美国火电厂大气污染物排放要求法律文本(节选)i 遊 ............... ................. .................
[72 FR 32722, JUne 13, 2007, as amended at 77 FR 9450, Feb. 16, 2012] § 60.48Da COmPlianCe PrOViSions.
(a) FOr affected facilities for WhiCh COnStrUCtiOn, modification, Or reconstruction COmmenCed before May 4, 2011, the applicable PM emissions Iimit and OPaCity Standard Under §60.42Da, SO2 emissions Iimit Under §60.43Da, and NOX emissions Iimit Under §60.44Da apply at all times except during PeriOdS Of StartUP, ShUtdOWn, Or malfunction. FOr affected facilities for WhiCh construction, modification, Or reconstruction COmmenCed after May 3, 2011, the applicable SO2 emissions Iimit Under §60.43Da, NoX emissions Iimit Under §60.44Da, and NOX PIUS Co emissions Iimit Under §60.45Da apply at all times. The applicable PM emissions Iimit and OPaCity Standard Under §60.42Da apply at all times except during PeriOdS Of StartUP and shutdown.
(b) After the initial PerfbrmanCe test required Under §60.8, COmPIianCe With the applicable SO2 emissions Iimit and PerCentage reduction requirements Under §60.43Da, NOX emissions Iimit Under §60.44Da, and NOX PIUS CO emissions Iimit Under §60.45Da is based On the average emission rate for 30 SUCCeSSiVe boiler OPerating days. A SeParate PerfbrmanCe test is COmPleted at the end Of each boiler OPerating day after the initial PerformanCe test, and a new 30-boiler OPerating day rolling average emission rate for both SO2, NOX Or NOX PIUS CO as applicable, and a new PerCent reduction for SO2 are CalCUIated to demonstrate COmPlianCe With the standards.
(C) FOr the initial PerfbrmanCe test required Under §60.8, COmPlianCe With the applicable SO2 emissions IimitS and PerCentage reduction requirements Under §60.43Da, the NOX emissions IimitS Under §60.44Da, and the NOX PIUS CO emissions IimitS Under §60.45Da is based On the average emission rates for SO2，NOx, CO, and PerCent reduction for SO2 for the first 30 SUCCeSSiVe boiler OPerating days. The initial PerfbrmanCe test is the Only
test in WhiCh at IeaSt 30 days PriOr notice is required UnIeSS OtherWiSe SPeCified by the Administrator. The initial PerfdrmanCe test is to be SChedUled SO that the first boiler OPerating day Of the 30 SUCCeSSiVe boiler OPerating days is COmPIeted Within 60 days after achieving the maximum PrOdUCtiOn rate at WhiCh the affected facility Will be operated, but not Iater than 180 days after initial StartUP Of the facility.
(d) FOr affected facilities for WhiCh COnStrUCtiOn, modification, Or reconstruction COmmenCed before May 4,2OlL COmPlianCe With applicable 30-boiler OPerating day rolling average SO2 and NOX emissions IimitS is determined by CaICUlating the arithmetic average Of all hourly emission rates for SO2 and NOX for the 30 SUCCeSSiVe boiler OPerating days, except for data Obtained during startup, shutdown, Or malfunction. FOr affected facilities for WhiCh COnStrUCtiOn , modification , Or reconstruction COmmenCed after May 3, 2011, COmPlianCe With applicable 30-boiler OPerating day rolling average SO2 and NOX emissions IinIitS is determined by dividing the SUm Of the SO? and NOX emissions for the 30 SUCCeSSiVe boiler OPeratmg days by the SUm Of the gross energy OUtPUt Or net energy output, as applicable, for the 30 SUCCeSSiVe boiler OPerating days.
(e) FOr affected facilities for WhiCh COnStrUCtiOn, modification > Or reconstruction COminenCed before May 4,2011, COmPIianCe With applicable SO2 PerCentage reduction requirements is determined based On the average inlet and OUtIet SO2 emission rates for the 30 SUCCeSSiVe boiler OPerating days. FOr affected facilities for WhiCh COnStrUCtiOn, modification, Or reconstruction COnlmenCed after May 3, 2011, COmPlialICe With applicable SO2 PerCentage reduction requirements is determined based On the "as f^red^, total POtentiaI emissions and the total OUtiet SO2 emissions for the 30 SUCCeSSiVe boiler OPeratmg days.
(f) FOr affected facilities for WhiCh COnStrUCtiOn, modification, Or reconstruction COmmenCed before May 4,2011, COmPlianCe With applicable daily average PM emissions IimitS is determined by CalCUIating the arithmetic average Of all hourIy emission rates for PM each boiler OPerating day, except for data Obtamed during startup, shutdown, and malfunction. Daily averages are OnIy CaICUIated for boiler OPerating days that have non-out-of-control data for at IeaSt 18 hours Of Unit OPeratiOn during WhiCh the Standard applies. Instead, all Of the non-out-of-control hourIy emission rates Of the OPerating day(s) not meeting the minimum 18 hours non-out-of-control data daily average requirement are averaged With all Of the non-out-of-contro 1 hourIy emission rates Of the next boiler OPeratmg day With 18 hours Or more Of non-out-of-control PM CEMS data to determine compliance. FOr affected facilities for WhiCh COnStrUCtiOn, modification, Or reconstruction COmmenCed after May 3, 2011, COmPIianCe With applicable daily average PM emissions IimitS is determined by dividing the SUm Of the PM emissions for the 30 SUCCeSSiVe boiler OPerating days by the SUm Of the gross USefUl OUtPUt Or net energy OUtPUt, as applicable, for the 30 SUCCeSSiVe boiler OPerating days.
(g) FOr affected facilities for WhiCh COnStrUCtiOn, modification, Or reconstruction COmmenCed after May 3, 2011, COmPlianCe With applicable 30-boiler OPerating day rolling average NOX PIUS CO emissions Iimit is determined by dividing the SUm Of the NOX PIUS CO emissions for the 30 SUCCeSSiVe boiler OPerating days by the SUm Of the gross energy OUtPUt Or net energy output, as applicable, for the 30 SUCCeSSiVe boiler OPerating days.
(h) If an OWner Or OPeratOr has not Obtained the minimum quantity Of emission data as required Under §60.49Da Of this subpart, COmPIianCe Of the affected fociIity With the emission requirements Under §§60.43Da and 60.44Da Of this SUbPart for the day On WhiCh the 30-day PeriOd ends may be determined by the AdmmiStratOr by following the applicable PrOCedUreS in SeCtiOn 7 OfMethOd 19 Of appendix A Of this part.
(i) COmPlianCe PrOViSiOnS for SOUrCeS SUbjeCt to §60.44Da(d)(l), (e)(1), (e)(2)(i), (e)(3)(i), (f), Or (g). The OWner Or OPeratOr Shall CaICUlate NOX emissions as 1.194 X 10-71b∕SCf-PPm times the average hourIy NoX OUtPUt COnCentratiOn in PPm (measured according to the PrOViSiOnS Of §60.49Da(C)), times the average hourIy flow rate (measured in scfh, according to the PrOViSiOnS Of §60.49Da(I) Or §60.49Da(m)), divided by the average hourly gross energy OUtPUt (measured according to the PrOViSiOnS Of §60.49Da(k)) Or the average hourIy net energy output, as applicable. Alternatively, for oil-fired and gas-fired units, NOX emissions may be CalCUlated by multipIying the hourIy NOX emission rate in ɪb/MMBtU (measured by the CEMS required Under §60.49Da(C) and (d)), by the hourly heat input rate (measured according to the PrOViSiOnS Of §60.49Da(n)), and dividing the result by the average gross energy OUtPUt (measured according to the PrOViSiOnS Of §60.49Da(k)) Or the average hourly net energy output, as applicable.
(j) COmPlianCe PrOViSiOnS for duct burners SUbjeCt to §60.44 Da(a)(l). TO determine COmPIianCe With the emissions IimitS for NoX required by §60.44Da(a) for duct burners USed in COmbined CyCIe systems, either Of the PrOCedUreS described in ParagraPh (J)(I) Or (2) Of this SeCtiOn may be used:
(1) The OWner Or OPeratOr Of an affected duct burner Shall COndUCt the PerfbrmanCe test required Under §60.8 USing the appropriate methods in appendix A Of this part. COmPIianCe With the emissions IimitS Under §60.44Da(a)(l) is determined On the average Of three (nominal 1 -hour) runs for the initial and SUbSeqUent PerfbrmanCe tests. DUring the PerfbrmanCe test, One SamPlmg Site ShalI be IOCated In the exhaust Of the turbine PriOr to the duct burner. A SeCOnd SamPIing Site ShalI be IOCated at the OUtlet from the heat recovery Steam generating unit. MeaSUrementS shall be taken at both SamPIing SiteS during the PerfbrmanCe test; Or
(2) The OWner Or OPeratOr Of an affected duct burner may elect to determine COmPlianCe by USing the CEMS SPeCified Under §60.49Da for measuring Nov and OXygen (O2) (Or CarbOn dioxide (CO2)) and meet the requirements Of §60.49Da. AltematiVeIy, data from a NOX emission rate ( Le., NOx-diluent) CEMS Certified according to the PrOViSiOnS Of §75.2O(C) Of this ChaPter and appendix A to Part 75 Of this chapter, and meeting the quality assurance requirements Of §75.21 Of this ChaPter and appendix B to Part 75 of this chapter, may be used, With the following caveats. Data USed to meet the requirements Of §60.5 IDa Shall not include SUbStitUte data VaIUeS derived from the missing data PrOCedUreS in SUbPart D Of Part 75 Of this chapter, nor ShalI the data have been bias adjusted according to the PrOCedUreS Of Part 75 Of this chapter. The SamPIing Site ShalI be IOCated at the OUtlet from the Stealn generating unit. The NOX emission rate at the OUtIet from the Steam generating Unit Shall COnStitUte the NOX emission rate from the duct burner Of the COmbined CyCle system.
(k) COmPlianCe ProViSiOnS for duct burners SUbjeCt to §60.44Da(d)(l) Or (e)(1). TO determine COmPlianCe With the emission IimitatiOn for NOX required by §60.44Da(d)(l) Or (e)(1) for duct burners USed in COmbined CyCle systems, either Of the PrOCedureS described in ParagraPhS (k)( 1) and (2) Of this SeCtiOn may be used:
(l) The OWner Or OPeratOr Of an a∩ected duct burner USed in COmbined CyCIe SyStemS Shall determine COmPlianCe With the applicable NOX emission IimitatiOn in §60.44Da(d)(l) Or (e)(1) as follows:
(i) The emission rate (£) OfNOX ShalI be COmPUted USing EqUatiOn 2 in this section:
JqXL-CMXQ LL —
OssXh
(Eq.2)
Where:
E = EmiSSiOn rate Of NoX from the duct burner, ng/J (lb∕MWh) gross energy output;
CSg = AVerage hourly COnCentratiOn Of NOX exiting the Stearn generating unit, ng/dscm (lb∕dscf);
Cte = AVerage hourly COnCentratiOn Of NOX in the turbine exhaust UPStream from duct burner, ng/dscm (lb∕dscf);
QSg = AVerage hourIy VOIUmetriC flow rate Of exhaust gas from Steam generating unit, dscm/h (dscf7h);
QIe = AVerage hourIy VOIUmetriC flow rate Of exhaust gas from COmbUStiOn turbine, dscm/h (dscf7h);
OSg = AVerage hourIy gross energy OUtPUt from Stearn generating unit, J/h (MW); and
h = AVerage hourly fraction Of the total heat input to the Steam generating Unit derived from the COmbUStiOn Of fuel in the affected duct burner.
(ii) MethOd 7E Of appendix A Of this Part Shail be USed to determine the NOX COnCentratiOnS (CSg and Cte). MethOd 2, 2F Or 2G Of appendix A Of this part, as appropriate, Shail be USed to determine the VOlUmetriC flow rates (QSg and Qte) Of the exhaust gases. The VOIUmetriC flow rate measurements Shail be taken at the Same time as the COnCentratiOn measurements.
(iii) The OWner Or OPeratOr Shali develop, demonstrate, and PrOVide information SatiSfaCtOry to the AdminiStratOr to determine the average hourly gross energy OUtPUt from the Stearn generating unit, and the average hourIy PerCentage Of the total heat input to the Steam generating Unit derived from the COmbUStiOn Of fuel in the affected duct burner.
(iv) COmPlianCe With the applicable NOX emission IimitatiOn in §60.44Da(d)(l) Or (e)(1) is determined by the three-run average (nominal 1-hour runs) for the initial and SUbSeqUent PerfbrmanCe tests.
(2) The OWner Or OPeratOr Of an affected duct burner USed in a COmbined CyCIe SyStem may elect to determine COmPlianCe With the applicable NOX emission IimitatiOn in §60.44Da(d)(l) Or (e)(1) On a 30-day rolling average basis as indicated in ParagraPhS (k)(2)(i) through (iv) Of this section.
(i) The emission rate (E) OfNOx Shall be COmPUted USing EqUatiOn 3 in this
section:
F=CSgXgSe (Eq.3)
°cc
Where:
E = EmiSSiOn rate Of N0,r from the duct burner, ng/J (lb∕MWh) gross energy output;
CSg = AVerage hourIy COnCentratiOn Of N0,r exiting the Stearn generating unit, ng/dscm (lb∕dscf);
QSg = AVerage hourIy VOlUmetriC flow rate Of exhaust gas from Steam generating unit, dscm/h (dscf7h); and
OCC = AVerage hourIy gross energy OUtPUt from entire COmbined CyCle unit, J/h (MW).
(ii) The CEMS SPeCified Under §60.49Da for measuring NOX and O2 (Or CO2) ShaiI be USed to determine the average hourly NOX COnCentratiOnS (Csg). The COIltinUOUS flow monitoring SyStem SPeCified in §60.49Da(I) Or §60.49Da(m) Shall be USed to determine the VOIUmetriC flow rate (QSg) Of the exhaust gas. If the OPtiOn to USe the flow monitoring SyStenl in §60.49Da(m) is selected, the flow rate data USed to meet the requirements Of §60.5 IDa Shail not include SUbStitUte data VaIUeS derived from the missing data PrOCedUreS in SUbPart D Of Part 75 Of this chapter, nor ShalI the data have been bias adjusted according to the PrOCedUreS Of Part 75 Of this chapter. The SamPling Site ShalI be IOCated at the OUtIet from the Steam generating unit.
(iii) The COntinUOUS monitoring SyStem SPeCifled Under §60.49Da(k) for measuring and determining gross energy OUtPUt Shall be USed to determine the average hourIy gross energy OUtPUt from the entire COmbined CyCle Unit (OcC), WhiCh is the COmbined OUtPUt from the COmbUStiOn turbine and the Steam generating unit.
(iv) The OWner Or OPeratOr may, in IieU Of installing, operating, and recording data from the COntinUOUS flow monitoring SySteIn SPeCified in §60.49Da(l), determine the mass rate (lb∕h) OfNOX emissions by installing, OPerating, and maintaining COntinUOUS fuel flowmeters following the appropriate measurements PrOCedllreS SPeCified in appendix D Of Part 75 Of this chapter. If this COmPIianCe OPtiOn is selected, the emission rate (E) Of NoX Shall be COmPUted USing EqUatiOn 4 in this section:
EK×Hcr
E= ； CC (Eq.4)
UCC
Where:
E = EmiSSiOn rate Of NOX from the duct burner, ng/J (lb∕MWh) gross energy output;
ERS疔 AVerage hourIy emission rate Of NOX exiting the SteanI generating Unit heat input CaICUIated USing appropriate F factor as described in MethOd 19 Of appendix A Of this part, ng/J (IbZMMBtu);
HCC= AVerage hourly heat input rate Of entire COmbined CyCle unit, J/h (MMBtU/h); and
OCC= AVerage hourly gross energy OUtPUt from entire COmbined CyCle unit, J/h (MW).
(3) When an affected duct burner Stearn generating Unit UtiliZeS a COmmOn Steanl turbine With One Or more affected duct burner Steam generating units, the OWner Or OPeratOr Shail either:
(i) Determine COmPlianCe With the applicable NoX emissions IimitS by measuring the emissions COmbined With the emissions from the Other Unit(S) UtiIiZing the COmmOn Stealn turbine; Or
(ii) Develop, demonstrate, and PrOVide information SatiSfaCtOry to the AdminiStratOr On methods for apportioning the COmbineCi gross energy OUtPUt from the Steam turbine for each Of the affected duct burners. The AdminiStratOr may approve SUCh demonstrated SUbStitUte methods for apportioning the COmbmed gross energy OUtPUt measured at the Steam turbine WheneVer the demonstration ensures accurate estimation Of emissions regulated Under this part.
(l) [Reserved]
(m) COmPIianCe PrOViSiOnS for SOUrCeS SUbjeCt to §60.43Da(i)(l)(i),
(i)(2)(i), (i)(3)(i), (j)(l)(i), G)(2)(i), (j)(3)(i), (I)(I)(i), (1)(l)(ii), Or(I)(2). The OWner Or OPeratOr Shall CaICUIate SO2 emissions as 1.660 X 10^7lb/SCf-PPm times the average hourIy SO2 OUtPUt ConCentratiOn in PPnI (measured according to the PrOViSiOnS Of §60.49Da(b)), times the average hourly flow rate (measured according to the PrOViSiOnS Of §60.49Da(I) Or §60.49Da(m)), divided by the average hourIy gross energy OUtPUt (measured according to the PrOViSiOnS Of §60.49Da(k)) Or the average hourly net energy output, as applicable. Alternatively, for oil-fired and gas-fired units, SO2 emissions may be CalCUIated by multipIying the hourly SO2 emission rate (in lb∕MMBtu), measured by the CEMS required Under §60.49Da, by the hourly heat input rate (measured according to the PrOViSiOnS Of §60.49Da(Il)), and dividing the result by the average gross energy OUtPUt (measured according to the PrOViSiOnS Of §60.49Da(k)) Or the average hourly net energy OUtPUt, as applicable.
(D) COmPIianCe PrOViSiOnS for SOUrCeS SUbjeCt to §60.42Da(C)(I) Or (e)(l)(i). The OWner Or OPeratOr Shall CaICUlate PM emissions by multipIymg the average hourly PM OUtPUt COnCentratiOn (measured according to the PrOViSiOnS Of §60.49Da(t)), by the average hourIy flow rate (measured according to the PrOViSiOnS Of §60.49Da(I) Or §60.49Da(m)), and dividing by the average hourIy gross energy OUtPUt (measured according to the PrOViSiOnS Of §60.49Da(k)) Or the average hourIy net energy output, as applicable.
(o) COmPlianCe PrOViSiOnS for SOUrCeS SUbjeCt to §60.42Da(C)(2) Or (d). EXCePt as PrOVided for in ParagraPh (P) Of this section, the OWner Or OPeratOr Of an affected fociIity for WhiCh construction, reconstruction, Or modification COnlmenCed after FebrUaly 28, 2005, ShaiI demonstrate COmPiianCe With each applicable emission Iinlit according to the requirements in ParagraPhS (O)(I) through (o)(5) Of this section.
(1) YOU must COndUCt a PerfbrmanCe test to demonstrate initial COmPIianCe With the applicable PM emissions Iimit in §60.42Da(C)(2) Or (d) by the applicable date SPeCified in §60.8(a). Thereafter, you must COndUCt each SUbSeqUent PerfdrmanCe test Within 12 CaIendar months following the date the PreViOUS PerfbrmanCe test WaS required to be COndUCted. YOU must COndUCt each PerfbrmanCe test according to the requirements in §60.8 USing the test methods and PrOCedureS in §60.50Da. The OWner Or OPeratOr Of an affected facility that has not OPerated for 60 COnSeCUtiVe Calendar days PriOr to the date that the SUbSeqUent PerfbrmanCe test WOUld have been required had the Unit been OPerating is not required to Perfdrm the SUbSeqUent PerfbrmanCe test UntiI 30 Caiendar days after the next boiler OPerating day. ReqUeStS for additional 30 day extensions shall be granted by the relevant air division Or OffiCe director Of the appropriate RegiOnal OffiCe Of the U.S. EPA.
(2) YOU must monitor the PerfbrmanCe Of each electrostatic PreCiPitatOr Or fabric filter (baghouse) OPerated to COmPIy With the applicable PM emissions Iinlit in §60.42Da(C)(2) Or (d) USing a COntinUOUS OPaCity monitoring SyStem (COMS) according to the requirements in ParagraPhS (o)(2)(i) through (Vi) UnIeSS you elect to COmPIy With One Of the alternatives PrOVided in ParagraPhS (o)(3) and (o)(4) Of this section, as applicable to your COntrOl device.
⑴ EaCh CoMS must meet PerformanCe SPeCifICatiOn 1 in 40 CFR Part 60, appendix B.
(ii) YOU must COmPIy With the quality assurance requirements in ParagraPhS (o)(2)(ii)(A) through (E) Of this section.
(A) YOU must automatically (intrinsic to the OPaCity monitor) CheCk the ZerO and UPSCaIe (SPan) CaIibratiOn drifts at IeaSt OnCe daily. FOr a PartiCUIar COMS, the acceptable range Of ZerO and UPSCaIe CalibratiOn materials is as defined in the applicable VerSiOn Of PerfbrmanCe SPeCifiCatiOn 1 in 40 CFR Part 60, appendix B.
(B) YOU must adjust the ZerO and SPan WheneVer the 24-hour ZerO drift Or 24-hour SPan drift exceeds 4 PerCent opacity. The COMS must allow for the amount Of excess ZerO and SPan drift measured at the 24-hour interval CheCkS to be recorded and quantified. The OPtiCal SUrfaCeS exposed to the effluent gases must be CIeaned PriOr to Perfbrming the ZerO and SPan drift adjustments, except for SyStemS USing automatic ZerO adjustments. FOr SyStemS USing automatic ZerO adjustments, the OPtiCal SUrfaCeS must be CIeaned When the CUmUlatiVe automatic ZerO COmPenSatiOn exceeds 4 PerCent opacity.
(C) YOU must apply a method for PrOdUCmg a SimUIated ZerO OPaCity COnditiOn and an UPSCaIe (SPan) OPaCity COnditiOn USing a Certified neutral denSity filter Or Other related technique to PrOdUCe a known ObSCUratiOn Of the Iight beam. AlI PrOCedUreS applied must PrOVide a SyStem CheCk Of the analyzer internal OPtiCal SUrfaCeS and all electronic CirCUitly including the IamP and PhOtOdeteCtOr assembly.
(D) EXCePt during PeriOdS Of SyStem breakdowns, repairs, CaIibratiOn checks, and ZerO and SPan adjustments, the COMS must be in COntinUOUS OPeratiOn and must COmPlete a minimum Of One CyCIe Of SamPIing and analyzing for each SUCCeSSiVe 10 SeCOnd PeriOd and One CyCIe Of data recording for each SUCCeSSiVe 6-minute period.
(E) YOU must reduce all data from the COMS to 6-minute averages. Six-minute OPaCity averages must be CaICUIated from 36 Or more data POintS equally SPaCed OVer each 6-minute period. Data recorded during PeriOdS Of SyStem breakdowns, repairs, CalibratiOn checks, and ZerO and SParl adjustments must not be included in the data averages. An arithmetic Or integrated average Of all data may be used.
(iii) DUring each PerfbrmanCe test COndUCted according to ParagraPh (O)(I) Of this SeCtiOn, you must establish an OPaCity baseline level. The VaIUe Of the OPaCity baseline IeVel is determined by averaging all Of the 6-minute average OPaCity ValUeS (reported to the nearest 0.1 PerCent OPaCity) from the COMS measurements recorded during each Of the test run intervals COndUCted for the PerfbrmanCe test, and then adding 2.5 PerCent OPaCity to your CaICUIated average OPaCity VaIUe for all Of the test runs. If your OPaCity baseline IeVeI is IeSS than 5.0 percent, then the OPaCity baseline IeVel is Set at 5.0 percent.
(iv) YOU must evaluate the PreCeding 24-hour average OPaCity IeVel measured by the COMS each boiler OPerating day excluding PeriOdS Of affected facility StartUP, shutdown, Or malfunction. If the measured 24-hour average OPaCity emission IeVel is greater than the baseline OPaCity IeVeI determined in ParagraPh (o)(2)(iii) Of this SeCtiOn, you must initiate investigation Of the relevant equipment and COntrOl SyStemS Within 24 hours Of the first discoVery Of the high OPaCity incident and take the appropriate COrreCtiVe action as SOOn as PraCtiCabIe to adjust COntrOl SettingS Or repair equipment to reduce the measured 24-hour average OPaCity to a IeVel below the baseline OPaCity level. In CaSeS When a Wet SCrUbber is USed in COmbiilatiOn With another PM COntrOl device that SerVeS as the Primary PM COntrOl device, the Wet SCrUbber must be maintained and operated.
(V) YOU must record the OPaCity measurements, CaICUIatiOnS performed, and any COrreCtiVe actions taken. The record Of COrTeCtiVe action taken must include the date and time during WhiCh the measured 24-hour average OPaCity WaS greater than baseline OPaCity IeVel, and the date, time, and description Of the COITeCtiVe action.
(Vi) If the measured 24-hour average OPaCity for your affected facility remains at a IeVeI greater than the OPaCity baseline IeVeI after 7 boiler OPerating days, then you must COndUCt a new PM PerfbrmanCe test according to ParagraPh (O)(I) Of this SeCtiOn and establish a new OPaCity baseline ValUe according to ParagraPh (o)(2) Of this section. ThiS new PerfbnnanCe test must be COndUCted Within 60 days Of the date that the measured 24-hour average OPaCity WaS first determined to exceed the baseline OPaCity IeVel UlIieSS a WaiVer is granted by the Pernlitting authority.
(3) AS an alternative to COmPIying With the requirements Of ParagraPh (o)(2) Of this section, an OWner Or OPeratOr may elect to monitor the PerfbrmanCe Of an electrostatic PreCiPitatOr (ESP) OPerated to COmPly With the applicable PM emissions Iimit in §60.42Da(C)(2) Or (d) USing an ESP PrediCtiVe model developed in accordance With the requirements in ParagraPhS (o)(3)(i) through (V) Of this section.
(i) YOU must CaIibrate the ESP PrediCtiVe model With each PM COntrOI device USed to COmPIy With the applicable PM emissions Iimit in §60.42Da(C)(2) Or (d) OPerating Under normal COnditions. In CaSeS When a Wet SCrUbber is USed in COmbinatiOn With an ESP to COmPiy With the PM emissions limit, the Wet SCrUbber must be maintained and operated.
(ii) YOU must develop a Site-SPeCifIC monitoring PIan that includes a description Of the ESP PrediCtiVe model used, the model input ParameterS, and the PrOCedUreS and Criteria for establishing monitoring Parameter baseline IeVelS indicative Of COmPlianCe With the PM emissions limit. YOU must SUbmit the Site-SPeCifiC monitoring PIan for approval by the Permitting authority. FOr reference PUrPOSeS in PreParing the monitoring plan, See the OAQPS UCOmPlianCe ASSlIranCe MOIlitOring (CAM) PrOtOCOI for an EIeCtrOStatiC PreCiPitatOr (ESP) ContrOning PartiCUlate Matter (PM) EmiSSiOnS from a COal-Fired BOiIer.,, ThiS document is available from the U.S. EnVirOnmental PrOteCtiOn AgenCy (U.S. EPA); OffiCe Of Air QUaIity PIanning and Standards; SeCtOr POliCieS and PrOgramS DiViSion;
i GB 13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》分析与解读 -
MeaSUrement POliCy GrOUP (D243-02), ReSearCh Triangle Park, NC 27711. ThiS document is also available On the TeChnOIOgy TranSfer NetWOrk (TTN) Under EmiSSiOn MeaSUrement Center COntinUOUS EmiSSiOn MOiIitOring.
(iii) YOU must run the ESP PrediCtiVe model USing the applicable input data each boiler OPerating day and evaluate the model OUtPUt for the PreCeding boiler OPerating day excluding PeriOdS Of affected facility StartUP, shutdown, Or malfunction. If the ValUeS for One Or more Of the model ParameterS exceed the applicable baseline IeVeiS determined according to your approved Site-SPeCifiC monitoring plan, you must initiate investigation Of the relevant equipment and COntrOI SyStemS Within 24 hours Of the ∩rst discoveιy Of a model Parameter deviation and, take the appropriate COrreCtiVe action as SOOn as PraCtiCabIe to adjust COntrOl SettmgS Or repair equipment to return the model OUtPUt to Within the applicable baseline IeVeIs.
(iv) YOU must record the ESP PrediCtiVe model inputs and OUtPUtS and any COrreCtiVe actions taken. The record Of COrreCtiVe action taken must include the date and time during WhiCh the model OUtPUt VaIUeS exceeded the applicable baseline levels, and the date, time, and description Of the COrreCtiVe action.
(V) If after 7 COnSeCUtiVe days a model Parameter COntinUeS to exceed the applicable baseline level, then you must COndUCt a new PM PerfonnanCe test according to ParagraPh (O)(I) Of this section. ThiS new PerfdrmanCe test must be COndUCted Within 60 CaIendar days Of the date that the model Parameter WaS first determined to exceed its baseline IeVel UnIeSS a WaiVer is granted by the Permitting authority.
(4) AS an alternative to COmPIying With the requirements Of ParagraPh (o)(2) Of this section, an OWner Or OPeratOr may elect to monitor the PerfbnnanCe Of a fabric filter (baghouse) OPerated to COmPly With the applicable PM
emissions Iimit in §60.42Da(C)(2) Or (d) by USing a bag Ieak detection SyStem according to the requirements in ParagraPhS (o)(4)(i) through (V) Of this section.
(i) EaCh bag Ieak detection SyStem must meet the SPeCifiCatiOnS and requirements in ParagraPhS (o)(4)(i)(A) through (H) Of this section.
(A) The bag Ieak detection SyStem must be Certified by the manufacturer to be CaPabIe Of detecting PM emissions at COnCentratiOnS Of 1 milligram Per actual CUbiC meter (0.00044 grains Per actual CUbiC foot) Or less.
(B) The bag Ieak detection SyStem SenSOr must PrOVide OUtPUt Of relative PM loadings. The OWner Or OPeratOr must COntmUOUSIy record the OUtPUt ITOm the bag Ieak detection SyStem USmg electronic Or Other means (e.g., USing a StriP Chart recorder Or a data logger.)
(C) The bag Ieak detection SySteln must be equipped With an alarm SyStem that Wiil react When the SyStem detects an increase in relative PartiCUlate IOading OVer the alarm Set POint established according to ParagraPh (o)(4)(i)(D) Of this section, and the alarm must be IOCated SUCh that it Can be noticed by the appropriate PIant personnel.
(D) In the initial adjustment Of the bag Ieak detection system, you must establish, at a minimum, the baseline OUtPUt by aʤusting the SenSitiVity (range) and the averaging PeriOd Of the device, the alarm Set points, and the alarm delay time.
(E) FOliOWing initial adjustment, you must not adjust the averaging period, alarm Set point, Or alarm delay time WithOUt approval from the Permitting authority except as PrOVided in ParagraPh (d)(l)(vi) Of this section.
(F) OnCe Per quarter, you may adjust the SenSitiVity Of the bag Ieak (IeteCtiOn SyStem to account for SeaSOnal effects, including temperature and humidity, according to the PrOCedUreS identified in the Site-SPeCifiC monitoring PIan required by ParagraPh (o)(4)(ii) Of this section.
(G) YOU must install the bag Ieak detection SenSOr downstream Of the fabric filter and UPStream Of any Wet SCrUbber.
(H) Where multiple detectors are required, the system's instrumentation and alarm may be Shared among (IeteCtors.
(ii) YOU must develop and SUbmit to the Permitting authority for approval a Site-SPeCifiC monitoring PIan for each bag Ieak detection system. YOU must OPerate and maintain the bag Ieak detection SyStem according to the Site-SPeCifiC monitoring Plan at all times. EaCh monitoring PIan must describe the items in ParagraPhS (o)(4)(ii)(A) through (F) Of this section.
(A) InStanatiOn Of the bag Ieak detection system;
(B) Initial and PeriOdiC adjustment Of the bag Ieak detection system, including how the alarm Set-POint Will be established;
(C) OPeratiOn Of the bag Ieak detection system, including quality assurance PrOCedUres;
(D) HOW the bag Ieak detection SyStem Wiil be maintained, including a routine maintenance SChedUie and SPare PartS inventOry list;
(E) HOW the bag Ieak detection SyStem OUtPUt Will be recorded and stored; and
(F) COrreCtiVe action PrOCedIireS as SPeCified in ParagraPh (o)(4)(iii) Of this section. In approving the Site-SPeCifiC monitoring plan, the Permittmg authority may allow OWnerS and OPeratOrS more than 3 hours to alleviate a SPeCifiC COnditiOn that CaUSeS an alarm if the OWner Or OPeratOr identifies in the monitoring Pian this SPeCifiC COnditiOn as One that COUId Iead to an alarm, adequately explains Why it is not feasible to alleviate this COnditiOn Within 3 hours Of the time the alarm OCCUrS, and demonstrates that the requested time will ensure alleviation Of this COnditiOn as expeditiously as PraCtiCable.
(Hi) FOr each bag Ieak detection system, you must initiate PrOCedUreS to determine the CaUSe Of every alarm Within 1 hour Of the alarm. EXCePt as PrOVided in ParagraPh (o)(4)(ii)(F) Of this section, you must alleviate the CaUSe Of the alarm Withm 3 hours Of the alarm by taking WhateVer COrreCtiVe action(s) are necessary. COrreCtiVe actions may include, but are not Iimited to the following:
(A) Inspecting the fabric filter for air leaks, tom Or broken bags Or filter media, Or any Other ConditiOn that may CaUSe an increase in PartiCUIate emissions;
(B) SeaIing Off defective bags Or filter media;
(C) RePIaCing defective bags Or filter media Or OtherWiSe repairing the COntrOI device;
(D) SeaIing Off a defective fabric filter compartment;
(E) CIeaning the bag Ieak detection SyStem PrObe Or OtherWiSe repairing the bag Ieak detection system; Or
(F) ShUtting down the PrOCeSS PrOdUCing the PartiCUIate emissions.
(iv) YOU must maintain records Of the information SPeCified in ParagraPhS (o)(4)(iv)(A) through (C) Of this SeCtiOn for each bag Ieak detection system.
(A) ReCOrdS Of the bag Ieak detection SyStenI output;
(B) ReCOrdS Of bag Ieak detection SyStem adjustments, including the date and time Of the adjustment, the initial bag Ieak detection SyStem settings, and the final bag Ieak detection SyStem settings; and
(C) The date and time Of all bag Ieak detection SyStem alarms, the time that PrOCedUreS to determine the CaUSe Of the alarm Were initiated, if PrOCedUreS Were initiated WithilI 1 hour Of the alarm, the CaUSe Of the alarm, an explanation Of the actions taken, the date and time the CaUSe Of the alarm WaS alleviated, and if the alarm WaS alleviated Withm 3 hours Of the alarm.
(V) If after any PeriOd COmPOSed Of 30 boiler OPerating days during WhiCh the alarm rate exceeds 5 PerCent Of the PrOCeSS OPerating time (excluding COntrOl device Or PrOCeSS startup, shutdown, and malfunction), then you must COndUCt a new PM PerfbrmanCe test according to ParagraPh (O)(I) Of this section. ThiS new PerfbrmanCe test must be COndUCted Within 60 CaIendar days Of the date that the alarm rate WaS first determined to exceed 5 PerCent Iimit UnIeSS a WaiVer is granted by the Permitting authority.
(5) An OWner Or OPeratOr Of a modified affected facility electing to meet the emission IimitatiOnS in §60.42Da(d) Shall determine the PerCent reduction in PM by USing the emission rate for PM determined by the PerfbrmanCe test COndUCted according to the requirements in ParagraPh (O)(I) Of this SeCtiOn and the ash COntent On a mass basis Of the fuel burned during each PerfbrmanCe test run as determined by analysis Of the fuel as fired.
(P) AS an alternative to meeting the COmPIianCe PrOViSiOnS SPeCified in ParagraPh (o) Of this section, an OWner Or OPeratOr may elect to install, evaluate, maintain, and OPerate a CEMS measuring PM emissions discharged from the affected facility to the atmosphere and record the OUtPUt Of the SyStem as SPeCified in ParagraPhS (P)(I) through (p)(8) Of this section.
(1) The OWner Or OPeratOr Shall SUbmit a Written notification to the AdminiStratOr Of intent to demonstrate COmPIianCe With this SUbPart by USing a CEMS measuring PM. ThiS notification ShalI be Sent at IeaSt 30 Calendar days before the initial StartUP Of the monitor for COmPlianCe determination puɪposes. The OWner Or OPeratOr may discontinue OPeratiOn Of the monitor and instead return to demonstration Of COmPlianCe With this SUbPart according to the requirements in ParagraPh (o) Of this SeCtiOn by SUbmitting Written notification to the AdlniiIiStratOr Of SUCh intent at IeaSt 30 Calendar days before ShUtdOWn Of the monitor for COmPlianCe determination purposes.
(2) EaCh CEMS Shall be installed, evaluated, operated, and maintained according to the requirements in §60.49Da(v).
(3) The initial PerfbrmanCe evaluation ShalI be COmPIeted no Iater than 180 days after the date Of initial StartUP Of the affected facility, as SPeCifled Under §60.8 Of SUbPart A Of this Part Or Within 180 days Of the date Of notification to the AdminiStratOr required Under ParagraPh (P)(I) Of this section, WhiCheVer is later.
(4) COmPlianCe With the applicable emissions limit Shall be determined based On the 24-hour daily (block) average Of the hourIy arithmetic average emissions COnCentratiOnS USing the COntinUOUS monitoring SyStem OUtIet data. The 24-hour block arithmetic average emission COnCentratiOn ShaiI be CaiCUIated USing EPA ReferenCe MethOd 19 Of appendix A Of this part, SeCtiOn 4.1.
(5) At a minimum, non-out-of-control CEMS hourly averages Shall be Obtained for 75 PerCent Of all OPerating hours On a 30-boiler OPeratmg day rolling average basis. Begilining On JanUaly 1, 2012, non-out-of^control CEMS hourIy averages ShaIl be Obtained for 90 PerCent Of all OPeratmg hours On a 30-boiler OPerating day rolling average basis.
(i) At IeaSt two data POintS Per hour shall be USed to CaICUIate each 1-hour arithmetic average.
(ii) [Reserved]
(6) The 1-hour arithmetic averages required Shall be expressed in ng/J, MMBtU/hr, Or lb∕MWh and ShalI be USed to CaICUIate the boiler OPerating day daily arithmetic average emission COnCentrations. The 1-hour aritlιmetic averages ShaiI be CalCUlated USing the data POintS required Under §60.13(e)(2) Of SUbPart A Of this part.
(7) All non-out-of^control CEMS data Shall be USed in CaICUIating average emission COnCentratiOnS even if the minimum CEMS data requirements Of ParagraPh (j)(5) Of this SeCtiOn are not met.
(8) When PM emissions data are not Obtained because Of CEMS breakdowns, repairs, CaIibratiOn checks, and ZerO and SPan adjustments, emissions data Shall be Obtained by USing Other monitoring SyStemS as approved by the AdminiStratOr Or EPA ReferenCe MethOd 19 Of appendix A
I GB 13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》分析与解读 .................... F
Ofthis Part to provide, as necessary, non-out-of-control emissions data for a minimum Of 90 PerCent (Only 75 PerCent is required PriOr to JanUary 1, 2012) Of all OPerating hours Per 30-boiler OPerating day rolling average.
(q) COmPlianCe PrOViSiOnS for SOUrCeS SUbjeCt to §60.42Da(b) . An OWner Or OPeratOr Of an affected fociIity SUbjeCt to the OPaCity Standard in §60.42Da(b) Shall monitor the OPaCity Of emissions discharged from the affected facility to the atmosphere according to the requirements in §60.49Da(a), as applicable to the affected facility.
(r) COlnPlianCe PrOViSiOnS for SOUrCeS SUbjeCt to §60.45Da. TO determine COmPlianCe With the NOX PIUS CO emissions limit, the OWner Or OPeratOr Shall USe the ProCedUreS SPeCified in ParagraPhS (r)(l) through (3) Of this section.
(1) CalCUlate NoX emissions as 1.194 X 10^7 ɪb/sefLPPm times the average hourIy NOX OUtPUt COnCentratiOn in PPm (measured according to the PrOViSiOnS Of §60.49Da(C)), times the average hourIy flow rate (measured in SCflι, according to the PrOViSiOnS Of §60.49Da(I) Or §60.49Da(m)), divided by the average hourly gross energy OUtPUt (measured according to the PrOViSiOnS Of §60.49Da(k)) Or the average hourIy net energy output, as applicable.
(2) CaICUIate CO emissions by multipIying the average hourIy CO OUtPUt COnCentratiOn (measured according to the PrOViSiOnS Of §60.49Da(U)), by the average hourIy flow rate (measured according to the PrOViSiOnS Of §60.49Da(I) Or §60.49Da(m)), and dividing by the average hourIy gross energy OUtPUt (measured according to the PrOViSiOnS Of §60.49Da(k)) Or the average hourIy net energy output, as applicable.
(3) CalCUIate NOX PIUS CO emissions by SUmming the NOX emissions results from ParagraPh (r)(l) Of this SeCtiOn PIUS the CO emissions results from ParagraPh (r)(2) Of this section.
(S) AffirmatiVe defense for exceedance Of emissions Iimit during malfunction, ɪn response to an action to enforce the StandardS Set forth in ParagraPh §§60.42Da, 60.43Da, 60.44Da, and 60.45Da, you may assert an affirmative defense to a CIaim for CiVil PenaItieS for exceedances Of SUCh StandardS that are CaUSed by malfunction, as defined at 40 CFR 60.2. APPrOPriate PenaltieS may be assessed, however, if you fail to meet your burden Of PrOVing all Of the requirements in the affirmative defense as SPeCifIed in ParagraPhS (S)(I) and (2) Of this section. The affirmative defense Shall not be available for CIaimS for injunctive relief.
(1) TO establish the affirmative defense in any action to enforce SUCh a limit, you must timely meet the notification requirements in ParagraPh (s)(2) Of this section, and must PrOVe by a PrePOnderanCe Of evidence that:
(i) The excess emissions:
(A) Were CaUSed by a sudden, infrequent, and ImaVOidabIe failure Of air POlIUtiOn COntrOI and monitoring equipment, PrOCeSS equipment, Or a PrOCeSS to OPerate in a normal Or USUal manner; and
(B) COUld not have been PreVented through CarefUl PIanlIing, PrOPer design, Or better OPeratiOn and maintenance practices; and
(C) Did not Stem from any activity Or event that COUId have been foreseen and avoided, Or PIanned for; and
(D) Were not Part Of a recurring Pattem indicative Of inadequate design, OPeration, Or maintenance; and
(ii) RePairS Were made as expeditiously as POSSibIe When the applicable emissions IinIitS Were being exceeded. OfrShift and OVertime labor Were used, to the extent PraCtiCable to make these repairs; and
(iii) The frequency, amount, and duration Of the excess emissions (including any bypass) Were minimized to the maximum extent PraCtiCabIe during PeriOdS Of SUCh emissions; and
(iv) If the excess emissions resulted from a bypass Of COntrOl equipment Or a process, then the bypass WaS unavoidable to PreVent IOSS OfIife, PerSOnaI injury, Or SeVere PrOPerty damage; and
(V) All POSSibIe StePS Were taken to minimize the impact Of the excess emissions On ambient air quality, the environment, and human health; and (Vi) Ail emissions monitoring and COntrOl SyStemS Were kept in OPeratiOn if at all POSSibIe, COnSiStent With Safety and good air POlIUtiOn COntrOI practices; and
(Vii) AlI Of the actions in response to the excess emissions Were documented by PrOPerIy signed, COntemPOraneOUS OPerating logs; and (Viii) At all times, the facility WaS OPerated in a maimer COnSiStent With good PraCtiCeS for minimizing emissions; and (ix) A ʌvritten root CaUSe analysis has been prepared, the PUrPOSe Of WhiCh is to determine, correct, and eliminate the Primary CaUSeS Of the malfunction and the excess emissions resulting from the malfunction event at issue. The analysis Shall also specify, USing best monitoring methods and engineering judgment, the amount Of excess emissions that Were the result Of the malfunction.
(2) NOtifiCation. The OWner Or OPeratOr Of the affected SOUrCe experiencing an exceedance Of its emission Iimit(S) during a malfunction ShalI notify the AdminiStratOr by telephone Or facsimile (FAX) transmission as SOOn as possible, but no Iater than two business days after the initial OCCUITenCe Of the malfunction or, if it is not POSSibIe to determine Within two business days Whether the malfunction CaUSed Or COntribUted to an exceedance, no Iater than two business days after the OWner Or OPeratOr knew Or ShOUld have known that the malfunction CaUSed Or ContribUted to an exceedance, but, in no event Iater than two business days after the end Of the averaging period, if it WiSheS to avail itself Of an affirmative defense to CiVil PenaltieS for that malfunction. The OWner Or OPeratOr Seeking to assert an affirmative defense Shall also SUbnlit a Written report to the AdnIiniStratOr Within 45 days Of the initial OCCUrrenCe Of the exceedance Of the Standard in §63.9991 to demonstrate, with all necesSaly SUPPOrting documentation, that it has met the requirements Set forth in ParagraPh (S)(I) Of this section. The OWner Or OPeratOr may Seek an extension Of this deadline for UP to 30 additional days by SUbmitting a Written request to the AdminiStratOr before the expiration Of the 45 day period. UntiI a request for an extension has been approved by the Administrator, the OWner Or OPeratOr is SUbjeCt to the requirement to SUbInit SUCh report Within 45 days Of the initial occurrence Of the exceedance.
[72 FR 32722, JUne 13, 2007, as amended at 74 FR 5079, Jan. 28, 2009;
76 FR 3522, Jan. 20, 2011; 77 FR 9454, Feb. 16, 2012]
§ 60.49Da EIniSSiOn InOnitOring.
(a) An OWner Or OPeratOr Of an affected facility SUbjeCt to the OPaCity Standard in §60.42Da(b) ShaII monitor the OPaCity Of emissions discharged from the affected facility to the atmosphere according to the applicable requirements in ParagraPhS (a)(1) through (3) Of this section.
(1) EXCePt as PrOVided for in ParagraPhS (a)(2) and (4) Of this section, the OWner Or OPeratOr Of an affected facility SUbjeCt to an OPaCity Standard, Shall install, calibrate, maintain, and OPerate a COMS, and record the OUtPUt Of the system, for measuring the OPaCity Of emissions CIiSCharged to the atmosphere. If OPaCity interference due to Water droplets exists in the StaCk (for example, from the USe Of an FGD system), the OPaCity is monitored UPStream Of the interference (at the inlet to the FGD system). If OPaCity interference is experienced at all IOCatiOnS (both at the inlet and OUtlet Of the SO2 COntrOl system), alternate ParameterS indicative Of the PM COntrOl system's PerfbrmanCe and/or good COmbUStiOn are monitored (SUbjeCt to the approval Of the AdmmiStrator).
(2) AS an alternative to the monitoring requirements in ParagraPh (a)( 1) Of this section, an OWner Or OPeratOr Of an a∩ected facility that meets the COnditiOnS in either ParagraPh (a)(2)(i), (ii), (iii), Or (iv) Of this SeCtiOn may
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elect to monitor OPaCity as SPeCified in ParagraPh (a)(3) Of this section.
(i) The affected facility USeS a fabric filter (baghouse) to meet the StandardS in §60.42Da and a bag Ieak detection SyStem is installed and OPerated according to the requirements in ParagraPhS §60.48Da(O)(4)(i) through (v);
(ii) The affected facility bums OnIy gaseous Or IiqUid fuels (excluding residual OiI) With potential SO2 emissions rates Of 26ng∕J (0.060 lb∕MMBtu) Or less, and does not USe a POSt-COmbUStiOn technology to reduce emissions
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of SO2 Or PM;
(iii) The afl⅛cted facility meets all Of the COnditiOnS SPeCified in ParagraPhS (a)(2)(iii)(A) through (C) Of this section.
(A) NO POSt-COmbUStiOn technology (except a Wet SCrUbber) is USed for reducing PM, SO2, Or CO emissions;
(B) OnIy natural gas, gaseous fuels, Or fuel OiIS that COntain IeSS than Or equal to 0.30 Weight PerCent SUIfUr are burned; and
(C) EnliSSiOnS Of CO discharged to the atmosphere are maintained at IeVeIS IeSS than Or equal to 1.4 lb∕MWh On a boiler OPerating day average basis as demonstrated by the USe Of a CEMS measuring CO emissions according to the PrOCedUreS SPeCifIed in ParagraPh (U) Of this section; Or
(iv) The affected facility USeS an ESP and USeS an ESP PrediCtiVe model to monitor the PerfbrmanCe Of the ESP developed in accordance and OPerated according to the most CUrrent requirements in SeCtiOn §60.48Da Of this part.
(3) The OWner Or OPeratOr Of an affected fociIity that meets the COnditiOnS in ParagraPh (a)(2) Of this SeCtiOn may, as an alternative to USing a COMS, elect to monitor ViSibIe emissions USing the applicable PrOCedUreS SPeCified in ParagraPhS (a)(3)(i) through (iv) Of this section. The OPaCity PerfdrmanCe test requirement in ParagraPh (a)(3)(i) must be COndUCted by APril 29,2011, Within 45 days after StOPPing USe Of an existing COMS, Or Within 180 days after initial StartUP Of the facility, WhiCheVer is later.
附录6美国火电厂大气污染物排放要求法律文本(节选)i 嶙 ■' ' ^ ^ ^ *
(i) The Owner Or OPeratOr Shall COndUCt a PerfbrmanCe test USing MethOd 9 Of appendix AT Of this Part and the PrOCedUreS in §60.11. If during the initial 60 minutes Of the ObSerVatiOn all the 6-minute averages are IeSS than 10 PerCent and all the individual 15-SeCOnd ObSerVatiOnS are IeSS than Or equal to 20 percent, then the ObSerVatiOn PeriOd may be reduced from 3 hours to 60 minutes.
(ii) EXCePt as PrOVided in ParagraPh (a)(3)(iii) Or (iv) Of this section, the OWner Or OPeratOr Shail COndUCt SUbSeqUent MethOd 9 Of appendix A—4 Of this Part PerfbrmanCe tests USing the PrOCedUreS in ParagraPh (a)(3)(i) Of this SeCtiOn according to the applicable SChedUIe in ParagraPhS (a)(3)(ii)(A) through (a)(3)(ii)(C) Of this section, as determined by the most recent MethOd 9 Of appendix AT Of this Part PerfbrmanCe test results.
(A) If the maXimUln 6-minute average OPaCity is IeSS than Or equal to 5 percent, a SUbSeqUent MethOd 9 Of appendix AT Of this Part PerfbrmanCe test must be COmPleted Within 12 CaIendar months from the date that the most recent PerfbrmanCe test WaS COndUCted Or Withm 45 days Of the next day that fuel With an OPaCity Standard is COmbUSted, WhiCheVer is later;
(B) If the maximum 6-minute average OPaCity is greater than 5 PerCeiIt but IeSS than Or equal to 10 PerCent, a SUbSeqUent MethOd 9 Of appendix AT Of this Part PerfbrmanCe test must be COmPIeted Withm 3 CaIendar months from the date that the most recent PerfbrmanCe test WaS COndUCted Or Within 45 days Of the next day that fuel With an OPaCity Standard is COmbUSted, WhiCheVer is later; Or
(C) If the maximum 6-minute average OPaCity is greater than 10 percent, a SUbSeqUent MethOd 9 Of appendix A-4 Of this Part PerfbrmanCe test must be COmPIeted Within 45 CaIendar days from the date that the most recent PerfbrmanCe test WaS COndUCted.
(iii) If the maximum 6-minute OPaCity is IeSS than 10 PerCent during the most recent MethOd 9 Of appendix A-4 Of this Part PerformanCe test, the
OWner Or OPeratOr may, as an alternative to Perfbrming SUbSeqUent MethOd 9 Of appendix A-4 Of this Part PerfbrmanCe tests, elect to Perfbrm SUbSeqUent monitoring USing MethOd 22 Of appendix A-7 Of this Part according to the PrOCedUreS SPeCified in ParagraPhS (a)(3)(iii)(A) and (B) Of this section.
(A) The OWner Or OPeratOr ShalI COndUCt 10 minute ObSerVatiOnS (during normal OPeratiOn) each OPerating day the affected facility fires fuel for WhiCh an OPaCity Standard is applicable USing MethOd 22 Of appendix A-7 Of this Part and demonstrate that the SUrn Of the OCCUrrenCeS Of any ViSible emissions is not in excess Of 5 PerCent Of the ObSerVatiOn PeriOd (i.e. , 30 SeCOndS Per 10 minute period). If the SUrn Of the occurrence Of any ViSible emissions is greater than 30 SeCOndS during the initial 10 minute ObSerVation, immediately COndUCt a 30 minute observation. If the SUm Of the OCCUrrenCe Of ViSibIe emissions is greater than 5 PerCent Of the ObSerVatiOn PeriOd (i.e., 90 SeCOndS Per 30 minute period), the OWner Or OPeratOr Shall either document and adjust the OPeratiOn Of the facility and demonstrate Within 24 hours that the SUm Of the OCCUrrenCe Of ViSibIe emissions is equal to Or IeSS than 5 PerCent during a 30 minute ObSerVatiOn (i.e. r 90 SeCOndS) Or COndUCt a new MethOd 9 Of appendix A-4 Of this Part PerfbrmanCe test USing the PrOCedUreS in ParagraPh (a)(3)(i) Of this SeCtiOn Within 45 CaIendar days according to the requirements in §60.50Da(b)(3).
(B) If no ViSibIe emissions are ObSerVed for 10 OPerating days during WhiCh an OPaCity Standard is applicable, ObSerVatiOnS Can be reduced to OnCe eveιy 7 OPeratmg days during WhiCh an OPaCity Standard is applicable. If any visible emissions are observed, daily ObSerVatiOnS ShaIl be resumed.
(4) An OWner Or OPeratOr Of an affected facility that is SUbjeCt to an OPaCity Standard Under §60.42a(b) is not required to OPerate a COMS PrOVided that affected facility meets the COnditiOnS in either ParagraPh (a)(4)(i) Or (ii) Of this section.
附录6美国火电厂大气汚染物排放要求法律文本(节选)i « .............——.................................................
(i) The affected facility COmbUStS OnIy gaseous fuels and/or IiqUid fuels (excluding residue OiI) With a POtential SO2 emissions rate no greater than 26 ng/J (0.060 ib/MMBtu), and the Unit OPerateS according to a Written Site-SPeCifiC monitoring Plan approved by the Permitting authority. ThiS monitoring Plan must include PrOCedUreS and Criteria for establishing and monitoring SPeCifIC ParameterS for the affected facility indicative Of COmPlianCe With the OPaCity Standard. FOr testing Performed as Part Of this Site-SPeCifiC monitoring plan, the Permitting authority may require as an alternative to the notification and reporting requirements SPeCifled in §§60.8 and 60.11 that the OWner Or OPeratOr SUbmit any deviations With the excess emissions report required Under §60.51Da(d).
(ii) The OWner Or OPeratOr Of the afiected facility installs, calibrates, operates, and maintains a PartiCUIate matter COntinUOUS ParametriC monitoring SyStem (PM CPMS) according to the requirements SPeCified in SUbPart UUUUlJ Of Part 63.
(iii) If the maximum 6-minute OPaCity is IeSS than 10 PerCent during the most recent MethOd 9 Of appendix A-4 Of this Part PerfdrmaIlCe test, the OWner Or OPeratOr may, as an alternative to Perfbrming SUbSeqUent MethOd 9 Of appendix A-4 PerfdrmanCe tests, elect to PerfbmI SUbSeqUent monitoring USing a digital OPaCity COmPiianCe SyStem according to a Site-SPeCifiC monitoring PIan approved by the Administrator. The ObSerVatiOnS ShaII be Simiiar, but not necessarily identical, to the requirements in ParagraPh (a)(3)(iii) Of this section. FOr reference PUrPOSeS in PreParing the monitoring plan, See OAQPS "Determination Of ViSibIe EiiliSSiOn OPaCity from StatiOnary SOUrCeS USing COmPUter-BaSed PhOtOgraPhiC AnalySiS Systems." ThiS document is available from the U.S. EnVirOnmentaI PrOteCtiOn AgenCy (U.S. EPA); OffiCe Of Air QUaiity and PIanning Standards; SeCtOr POliCieS and PrOgramS DiViSion; MeaSUrement POIiCy GrOUP (D243-02), ReSearCh TriangIe Park, NC 27711. ThiS
document is also available On the TeChnOIOgy TranSfer NetWOrk (TTN) Under EmiSSiOn MeaSUrement Center PreIiminary Methods.
(b) The OWner Or OPeratOr Of an affected facility ShaIi install, CaIibrate, maintain, and OPerate a CEMS, and record the OUtPUt Of the system, for measuring SO2 emissions, except Where natural gas and/or IiqUid fuels (excluding residual OiI) With POtential SO2 emissions rates Of 26 ng/J (0.060 lb∕MMBtu) Or IeSS are the OnIy fuels COmbUSted, as follows:
(1) SUlfUr dioxide emissions are monitored at both the inlet and OUtIet Of the SO2 COntrOl device.
(2) FOr a facility that qualifies Under the numerical Iimit PrOViSiOnS Of §60.43Da, SO2 emissions are OnIy monitored as discharged to the atmosphere.
(3) An “as fired" fuel monitoring SyStem (UPStream Of COal PUIVeriZerS) meeting the requirements Of MethOd 19 Of appendix A Of this Part may be USed to determine POtential SO2 emissions in PlaCe Of a COntmUOUS SO2 emission monitor at the inlet to the SO2 COntrOl device as required Under ParagraPh (b)(1) Of this section.
(4) If the OWner Or OPeratOr has installed and Certified a SO2 CEMS according to the requirements Of §75.20 (C)(I) Of this ChaPter and appendix A to Part 75 Of this chapter, and is COntinUing to meet the OngOing quality assurance requirements Of §75.21 Of this ChaPter and appendix B to Part 75 Of this chapter, that CEMS may be USed to meet the requirements Of this section, PrOVided that:
(i) A CO2 Or O2 COntinUOUS monitoring SyStem is installed, Calibrated, maintained and OPerated at the Same IOCation, according to ParagraPh (d) Of this section; and
(ii) FOr SOUrCeS SUbjeCt to an SO2 emission Iimit in IbZMMBtu Under §60.43Da:
(A) When relative accuracy testing is COndUCted > SO2 COnCentratiOn data and CO2 (Or O2) data are COlleCted simultaneously; and
(B) In addition to meeting the applicable SO2 and CO2 (Or O2) relative accuracy SPeCifICatiOnS in FigUre 2 Of appendix B to Part 75 Of this chapter, the relative accuracy (RA) Standard in SeCtiOn 13.2 Of PerfbrmanCe SPeCifiCatiOn 2 in appendix B to this Part is met When the RA is CalCUIated On a lb∕MMBtu basis; and
(iii) The reporting requirements Of §60.5IDa are met. The SO2 and, if required, Co2 (Or O2) data reported to meet the requirements Of §60.5IDa ShalI not include SUbStitUte data VaIUeS derived from the missing data ProCedUreS in SUbPart D Of Part 75 Of this chapter, nor Shan the SO2 data have been bias adjusted according to the PrOCedUreS Of Part 75 Of this chapter.
(C) (I) The OWner Or OPeratOr Of an affected facility Shan install, CaIibrate, maintain, and OPerate a CEMS, and record the OUtPUt Of the system, for IneaSUring NOX emissions discharged to the atmosphere; Or
(2) If the OWner Or OPeratOr has installed a NoX emission rate CEMS to meet the requirements Of Part 75 Of this ChaPter and is COntinUing to meet the OngOing requirements Of Part 75 Of this chapter, that CEMS may be USed to meet the requirements Of this section, except that the OWner Or OPeratOr shall also meet the requirements Of §60.51 Da. Data reported to meet the requirements Of §60.5 IDa Shall not include data SUbStitUted USing the missing data PrOCedUreS in SUbPart D Of Part 75 Of IhiS chapter, nor Shall the data have been bias adjusted according to the PrOCedUreS Of Part 75 Of this chapter.
(d) The OWner Or OPeratOr Of an affected facility not COmPiying With an OUtPUt based Iimit ShalI install, Calibrate, maintain, and OPerate a CEMS, and record the OUtPUt Of the system, for measuring the O2 Or CarbOn dioxide (CO2) COntent Of the flue gases at each IOCatiOn Where SO2 Or NoX
emissions are monitored. FOr affected facilities SUbjeCt to a lb∕MMBtu SO2 emission Iimit Under §60.43Da, if the OWner Or OPeratOr has installed and Certified a CO2 Or O2 monitoring SyStem according to §75.2O(C) Of this ChaPter and appendix A to Part 75 Of this ChaPter and the monitoring SyStem COntinUeS to meet the applicable quality-assurance PrOViSiOnS Of §75.21 Of this ChaPter and appendix B to Part 75 Of this chapter, that CEMS may be USed together With the Part 75 SO2 COnCentratiOn monitoring SyStem described in ParagraPh (b) Of this SeCtiOn, to determine the SO2 emission rate in lb∕MMBtu. SO2 data USed to meet the requirements Of §60.5 IDa Shall not include SUbStitUte data ValUeS derived from the missing data PrOCedUreS in SUbPart D Of Part 75 Of this chapter, nor Shail the data have been bias adjusted according to the ProCedUreS Of Part 75 Of this chapter.
(e) The CEMS Under ParagraPhS (b), (c), and (d) Of this SeCtiOn are OPerated and data recorded during all PeriOdS Of OPeratiOn Of the affected facility including PeriOdS Of startup, shutdown, and malfunction, except for CEMS breakdowns, repairs, CaIibratiOn checks, and ZerO and SPan adjustments.
(f) (1) FOr UnitS that began construction, reconstruction, Or modification On Or before FebrUary 28, 2005, the OWner Or OPeratOr Shan Obtain emission data for at IeaSt 18 hours in at IeaSt 22 OUt Of 30 SUCCeSSiVe boiler OPerating days. If this IninimUm data requirement CannOt be met With CEMS, the OWner Or OPeratOr Shail SUPPIement emission data With Other monitoring SyStemS approved by the AdminiStratOr Or the reference methods and PrOCedUreS as described in ParagraPh (h) Of this section.
(2) FOr UnitS that began construction, reconstruction, Or modification after FebrUary 28, 2005, the OWner Or OPeratOr Shall Obtain emission data for at IeaSt 90 PerCent Of all OPerating hours for each 30 SUCCeSSiVe boiler OPeratmg days. If this minimum data requirement CannOt be met With a CEMS, the OWner Or OPeratOr Shall SUPPIement emission data With Other monitoring SyStemS approved by the AdminiStratOr Or the reference methods and PrOCedUreS as described in ParagraPh (h) Of this section.
(g) The 1 -hour averages required Under ParagraPh §60.13(h) are expressed in ng/J (IbZMMBtu) heat input and USed to CaICUlate the average emission rates Under §60.48Da. The 1-hour averages are CaICUlated USing the data POintS required Under §60.13(h)(2).
(h) When it becomes necesSary to SUPPlement CEMS data to meet the minimum data requirements in ParagraPh (f) Of this section, the OWner Or OPeratOr Shall USe the reference methods and PrOCedUreS as SPeCified in this paragraph. ACCePtabIe alternative methods and PrOCedUreS are given in ParagraPh (J) Of this section.
(1) MethOd 6 Of appendix A Of this Part Shall be USed to determine the SO2 COnCentratiOn at the Same IOCatiOn as the SO2 monitor. SamPleS ShalI be taken at 60-minute intervals. The SamPIing time and SamPIe VOIUme for each SamPIe ShaiI be at IeaSt 20 minutes and 0.020 dscιn (0.71 dscf). EaCh SamPIe represents a 1 -hour average.
(2) MethOd 7 Of appendix A Of this Part Shall be USed to determine the NOX COnCentratiOn at the Same IOCatiOn as the NOX monitor. SamPIeS ShalI be taken at 30-minute intervals. The arithmetic average Of two COnSeCUtiVe SamPIeS represents a 1-hour average.
(3) The emission rate COrreCtiOn factor, integrated bag SamPling and analysis PrOCedUre Of MethOd 3B Of appendix A Of this Part ShalI be USed to determine the O2 Or CO2 COnCentratiOn at the Same IOCatiOn as the O2 Or CO2 monitor. SamPIeS Shall be taken for at IeaSt 30 IninUteS in each hour. EaCh SamPle represents a 1 -hour average.
(4) The PrOCedUreS in MethOd 19 Of appendix A Of this Part shall be USed to COmPUte each 1 -hour average COnCentratiOn in ng/J (IbZMMBtu) heat input.
(i) The OWner Or OPeratOr Shall USe methods and PrOCedUreS in this ParagraPh to COndUCt monitoring SyStem PerfbrmanCe evaluations Under §60.13(C) and CalibratiOn CheCkS Under §60.13(d). ACCePtabIe alternative methods and PrOCedUreS are given in ParagraPh (j) Of this section.
(1) MethOdS 3B, 6, and 7 Of appendix A Of this Part Shall be USed to determine O2， SO2» and NOX COnCentrations, respectively.
(2) SO2 Or NOx (NO), as applicable, ShaIl be USed for PreParing the CaiibratiOn gas mixtures (in N2, as applicable) Under PerfbrmanCe SPeCifiCatiOn 2 Of appendix B Of this part.
(3) FOr affected facilities burning OnIy fossil fuel, the SPan value for a COMS is between 60 and 80 percent. SPan VaIUeS for a CEMS measuring NoX Shall be determined USing One Of the following procedures:
(i) EXCePt as PrOVided Under ParagraPh (i)(3)(ii) Of this section, NOX SPan VaIUeS Shall be determined as follows:
|
FOSSil fuel |
SPan VaIUeS for NOX ________________(PPm)________________ |
|
GaS |
500 |
|
LiqUid |
500 |
|
SOIid |
1,000 |
|
COmbinatiOn |
500(x+y)+l,0OOZ |
Where:
X = FraCtiOn Of total heat input derived from gaseous fossil fuel, y = FraCtiOn Of total heat input derived from IiqUid fossil fuel, and Z = FraCtiOn Of total heat input derived from SOIid fossil fuel.
(ii) AS an alternative to meeting the requirements Of ParagraPh (i)(3)(i) Of this section, the OWner Or OPeratOr Of an affected facility may elect to USe the NOX SPan ValUeS determined according to SeCtiOn 2.1.2 in appendix A to Part 75 Of this chapter.
(4) Ail SPan ValUeS COmPUted Under ParagraPh (i)(3)(i) Of this SeCtiOn for burning COmbinatiOnS Of fossil fuels are rounded to the DeareSt 500 ppm. SPan VaiUeS COmPUted Under ParagraPh (i)(3)(ii) Of this SeCtiOn ShalI be rounded Ofr according to SeCtiOn 2.1.2 in appendix A to Part 75 Of this chapter.
(5) FOr afiected facilities burning fossil fuel, alone Or in COmbinatiOn With non-fossil fuel and determining SPan VaIUeS Under ParagraPh (i)(3)(i) Of this section, the SPan VaIUe Of the SO2 CEMS at the inlet to the SO2 COntrOl device is 125 PerCent Of the maximum estimated hourly POtential emissions Of the fuel fired, and the outlet Of the SO2 COntrOl device is 50 PerCent Of maximum estimated hourIy POtentiaI emissions Of the fuel fired. FOr affected facilities determining SPan VaIUeS Under ParagraPh (i)(3)(ii) Of this section, SO2 SPan VaIUeS ShalI be determined according to SeCtiOn 2.1.1 in appendix A to Part 75 Of this chapter.
(j) The θλvner Or OPeratOr may USe the following as alternatives to the reference methods and PrOCedUreS SPeCified in this section:
(1) FOr MethOd 6 Of appendix A Of this part, MethOd 6A Or 6B (WheneVer MethOdS 6 and 3 Or 3B Of appendix A Of this Part data are USed) Or 6C Of appendix A Of this Part may be used. EaCh MethOd 6B Of appendix A Of this Part SamPIe Obtained OVer 24 hours represents 24 1-hour averages. If MethOd 6A Or 6B Of appendix A Of this Part is USed Under ParagraPh (i) Of this section, the COnditiOnS Under §60.48Da(d)(l) apply; these COnditiOnS do not apply Under ParagraPh (h) Of this section.
(2) FOr MethOd 7 Of appendix A Of this part, MethOd 7A, 7C, 7D, Or 7E Of appendix A Of this Part may be used. If MethOd 7C, 7D, Or 7E Of appendix A Of this Part is used, the SamPling time for each run Shall be 1 hour.
(3) FOr MethOd 3 Of appendix A Of this part, MethOd 3A Or 3B Of appendix A Of this Part may be USed if the SamPling time is 1 hour.
(4) FOr MethOd 3B Of appendix A Of this part, MethOd 3A Of appendix A Of this Part may be used.
(k) The PrOCedUreS SPeCified in ParagraPhS (k)( 1) through (3) Of this SeCtiOn Shall be USed to determine gross energy OUtPUt for SOUrCeS demonstrating COmPlianCe With an OUtPUt-based Standard.
(1) The OWner Or OPeratOr Of an affected facility With electricity generation Shall install, CaIibrate, maintain, and OPerate a Wattmeter; measure gross electrical OUtPUt in MWh On a COntinUOUS basis; and record the OUtPUt Of the monitor.
(2) The OWner Or OPeratOr Of an affected facility With PrOCeSS Stealn generation Shail install, CaIibrate, maintain, and OPerate meters for Steam flow, temperature5 and PreSSUre; measure gross PrOCeSS Steanl OUtPUt in joules Per hour (Or BtU Per hour) On a COntinUOUS basis; and record the OUtPUt Of the monitor.
(3) FOr an affected facility generating PrOCeSS Steam in COmbinatiOn With electrical generation, the gross energy OUtPUt is determined according to the definition Of 4ςgross energy OUtPUt,, SPeCified in §60.4IDa that is applicable to the affected facility.
(l) The OWner Or OPeratOr Of an affected facility demonstrating COmPlianCe With an OUtPUt-based Standard Shall install, certify, operate, and maintain a COntinUOUS flow monitoring SyStem meeting the requirements Of PerfbrmanCe SPeCifiCatiOn 6 Of appendix B Of this Part and the CalibratiOn drift (CD) assessment, relative accuracy test audit (RATA), and reporting PrOViSiOnS Of PrOCedUre 1 Of appendix F Of this part, and record the OUtPUt Of the system, for measuring the VOlUmetriC flow rate Of exhaust gases discharged to the atmosphere; Or
(m) Alternatively, data from a COntinUOUS flow monitoring SySteln Certified according to the requirements Of §75.2O(C) Of this ChaPter and appendix A to Part 75 Of this chapter, and COntinUing to meet the applicable quality COntrOl and quality assurance requirements Of §75.21 Of this ChaPter and appendix B to Part 75 Of this chapter, may be used. FlOW rate data reported to meet the requirements Of §60.5 IDa shall not include SUbStitUte data
附录6美国火电厂大气污染物排放要求法律文本(节选)$ 嚨----------------------------------------------------------------------------------- -•
VaIUeS derived from the missing data PrOCedUreS in SUbPart D Of Part 75 Of this ChaPter, nor Shall the data have been bias adjusted according to the PrOCedUreS Of Part 75 Of this chapter.
(n) Gas-∩red and oil-∩red units. The OWner Or OPeratOr Of an affected UlIit that qualifies as a gas-fired Or oil-fired unit, as defined in 40 CFR 72.2, may use, as an alternative to the requirements SPeCified in either ParagraPh (1) Or (m) Of this section, a fuel flow monitoring SyStem Certified and OPerated according to the requirements Of appendix D Of Part 75 Of this chapter.
(o) The OWner Or OPeratOr Of a duct burner, as described in §60.41 Da, WhiCh is SUbjeCt to the NOX StandardS Of §60.44Da (a)(1), (d)(1), Or (e)(1) is not required to install Or OPerate a CEMS to measure NOX emissions; a Wattmeter to measure gross electrical output; meters to measure Steam flow, temperature, and PreSSUre; and a COntmUOUS flow monitoring SyStem to measure the flow Of exhaust gases discharged to the atmosphere.
(p) -(r) [Reserved]
(5) The OWner Or OPeratOr shall PrePare and SUbmit to the AdminiStratOr for approval a Unit-SPeCifiC monitoring Plan for each monitoring SyStem, at IeaSt 45 days before COmmenCing CertifICatiOn testing Of the monitoring systems. The OWner Or OPeratOr ShalI COmPIy With the requirements in your plan. The Plan must address the requirements in ParagraPhS (SxI) through
(6) Of this section.
(1) InStallatiOn Of the CEMS SamPIing PrObe Or Other interface at a measurement IOCatiOn relative to each affected PrOCeSS Unit SUCh that the measurement is representative Of the exhaust emissions ( e.g., On Or downstream Of the IaSt COntrOI device);
(2) PerfbrmanCe and equipment SPeCifiCatiOnS for the SanIPIe interface, the POlIUtant COnCentratiOn Or ParanletriC Signal analyzer, and the data COneCtiOn and reduction systems;
(3) PerfbrmanCe evaluation PrOCedUreS and acceptance Criteria ( eg,
Calibrations, relative accuracy test audits (RATA), etc.);
(4) OngOing OPeratiOn and maintenance PrOCedUreS in accordance With the general requirements Of §60.13(d) Or Part 75 Of this ChaPter (as applicable);
(5) OngOing data quality assurance PrOCedUreS in accordance With the general requirements Of §60.13 Or Part 75 Of this ChaPter (as applicable); and
(6) OngOing recordkeeping and reporting PrOeedUreS in ac∞rdance With the requirements Of this subpart.
(t) The OWner Or OPeratOr Of an affected facility demonstrating COmPlianCe With the OUtPUt-based emissions IimitatiOn Under §60.42Da Shaii install, Certify, OPerate, and maintain a CEMS for measuring PM emissions according to the requirements Of ParagraPh (V) Of this section. An OWner Or OPeratOr Of an affected facility demonstrating COmPlianCe With the input-based emissions Iimit in §60.42Da may install, certify, operate, and maintain a CEMS for measuring PM emissions according to the requirements Of ParagraPh (V) Of this section.
(U) The OWner Or OPeratOr Of an affected facility USing a CEMS measuring CO emissions to meet requirements Of this SUbPart Shall meet the requirements SPeCified in ParagraPhS (Ux 1) through (4) Of this section.
(1) YOU must monitor CO emissions USing a CEMS according to the PrOCedUreS SPeCified in ParagraPhS (U)(I)(i) through (iv) Of this section.
(i) The CO CEMS must be installed, Certifled, maintained, and OPerated according to the PrOViSiOnS in §60.58b(i)(3) Of SUbPart Eb Of this part.
(ii) EaCh 1 -hour CO emissions average is CaICUIated USing the data POintS generated by the CO CEMS expressed in PartS Per million by VOIUme COneCted to 3 PerCent OXygen (dry basis).
(iii) At a minimum, non-out-of^control 1 -hour CO emissions averages must be Obtained for at IeaSt 90 PerCent Of the OPerating hours On a 30-boiler OPerating day rolling average basis. The 1 -hour averages are CalCUIated USing the data POintS required in §60.13 (h)(2).
(iv) QUarterly accuracy determinations and daily CalibratiOn drift tests for the CO CEMS must be Perfdnned in accordance With PrOCedUre 1 in appendix F Of this part.
(2) YOU must CaICUIate the 1 -hour average CO emissions IeVeIS for each boiler OPerating day by multipIying the average hourly CO OUtPUt COnCentratiOn measured by the CO CEMS times the COrreSPOnding average hourIy flue gas flow rate and divided by the COrreSPOnding average hourly USefUl energy OUtPUt from the affected facility. The 24-hour average CO emission IeVel is determined by CaICUlating the arithmetic average Of the hourly CO emission IeVelS COmPUted for each boiler OPerating day.
(3) YOU must evaluate the PreCeding 24-hour average CO emission IeVel each boiler OPerating day excluding PeriOdS Of affected facility startup, shutdown, Or malfunction. If the 24-hour average CO emission IeVel is greater than 1.4 lb∕MWh, you InUSt initiate investigation Of the relevant equipment and COntrOl SyStemS Within 24 hours Of the first discoVely Of the high emission incident and, take the appropriate COrreCtiVe action as SOOn as PraCtiCabIe to adjust COntrOl SettingS Or repair equipment to reduce the 24-hour average CO emission IeVel to 1.4 lb∕MWh Or less.
(4) YOU must record the Co measurements and CalCUIatiOnS Perfbrmed according to ParagraPh (u)(3) Of this SeCtiOn and any COrreCtiVe actions taken. The record Of COrreCtiVe action taken must include the date and time during WhiCh the 24-hour average CO emission IeVel WaS greater than 1.4 lb∕MλVh, and the date, time, and description Of the COrreCtiVe action.
(V) The OWner Or OPeratOr Of an affected facility USing a CEMS measuring PM emissions to meet requirements Of this SUbPart Shall install, certify, operate, and maintain the CEMS as SPeCifIed in ParagraPhS (V)(I) through
(v) (4) Of this section.
(1) The OWner Or OPeratOr Shall COndUCt a PerfbrmanCe evaluation Of the CEMS according to the applicable requirements Of §60.13, PerformanCe SPeCifiCatiOn 11 in appendix B Of this part, and PrOCedUre 2 in appendix F Of this part.
(2) DUring each PM COrrelatiOn testing run Of the CEMS required by PerfbnnanCe SPeCifiCatiOn 11 in appendix B Of this part, PM and O2 (Or CO2) data Shali be COlIeCted COnCUrrently (Or Within a 30- to 60-minute PeriOd) by both the CEMS and PerfbrmanCe tests COndUCted USing the following test methods.
⑴ FOr PM, MethOd 5 Or 5B Of appendix A-3 Of this Part Or MethOd 17 Of appendix A-6 Of this Part Shall be used; and
(ii) FOr O2 (Or CO2), MethOd 3A Or 3B Of appendix A-2 Of this part, as applicable ShaIl be used.
(3) QUarterIy accuracy determinations and daily CalibratiOn drift tests Shall be Perfbrmed in accordance With PrOCedUre 2 in appendix F Of this part. RelatiVe ReSPOnSe Audit's must be Perfbrmed annuaIly and ReSPOnSe COrreIatiOn AUditS must be Perfbrmed eveιy 3 years.
(4) AS Of JanUary 1, 2012, and Within 90 days after the date Of COmPIeting each PerfdiTnanCe test, as defined in §60.8, COndUCted to demonstrate COmPlianCe With this SUbPart, you must SUbmit relative accuracy test audit ( i.e., reference method) data and PerfbrmanCe test ( i.e., COmPIianCe test) data, except OPaCity data, electronicaIIy to EPA's Central Data EXChange (CDX) by USing the EIeCtrOniC RePOrting Ibol (ERT) (See http://www. epa.gov/ttn/chief/ert/ert tool.html∕) Or Other COmPatible electronic spreadsheet. OnIy data COlIeCted USing test methods COmPatible With ERT are SUbjeCt to this requirement to be SUbmitted electron!Caliy into EPA's Web Fire database.
(W) The OWner Or OPeratOr USing a SO2, N0x, CO2，and O2 CEMS to meet the requirements Of this SUbPart Shall install, certify, operate, and maintain the CEMS as SPeCified in ParagraPhS (W)(I) through (w)(5) Of this section.
(1) EXCePt as PrOVided for Under ParagraPhS (w)(2), (w)(3), and (w)(4) Of this section, each SO2, N0x, Co2, and O2 CEMS required Under ParagraPhS (b) through (d) Of this SeCtiOn ShalI be installed, certified, and OPerated in accordance With the applicable PrOCedureS in PerfbnnanCe SPeCifiCatiOn 2 Or 3 in appendix B to this Part Or according to the PrOCedUreS in appendices A and B to Part 75 Of this chapter. Daily CalibratiOn drift assessments and quarterly accuracy determinations ShalI be done in accordance With PrOCedUre 1 in appendix F to this part, and a data assessment report (DAR), PrePared according to SeCtiOn 7 Of PrOCedUre 1 in appendix F to this Part, Shali be SUbmitted With each COnIPlianCe report required Under §60.5 IDa.
(2) AS an alternative to meeting the requirements Of ParagraPh (W)(I) Of this section, an OWner Or OPeratOr may elect to implement the following alternative data accuracy assessment PrOCedUres. FOr all required CO2 and O2 CEMS and for SO2 and NOX CEMS With SPan VaIUeS greater than Or equal to IOO PPmJ the daily CalibratiOn error test and CalibratiOn adjustment PrOCedIlreS described in SeCtiOnS 2.1.1 and 2.1.3 Of appendix B to Part 75 Of this ChaPter may be followed instead Of the CD assessment PrOCedUreS in PrOCedUre 1, SeCtiOn 4.1 Of appendix F Of this part. If this OPtiOn is SeIeCted, the data VaIidatiOn and OUt-O^COntrOl PrOViSiOnS in SeCtiOnS 2.1.4 and 2.1.5 Of appendix B to Part 75 Of this ChaPter Shall be followed instead Of the excessive CD and OUt-Of-COntrOI Criteria in PrOCedUre 1, SeCtiOn 4.3 Of appendix F to this part. FOr the PUrPOSeS Of data ValidatiOn Under this subpart, the excessive CD and OUt-Of-COntrOl Criteria in PrOCedUre 1, SeCtiOn 4.3 Of appendix F to this Part Shall apply to SO2 and NOX SPan VaIUeS IeSS than 100ppm;
(3) AS an alternative to meeting the requirements Of ParagraPh (W)(I) Of this SeCtiOn， an OWner Or OPeratOr may elect to may elect to implement the following alternative data accuracy assessment PrOCedUres. FOr all required CO2 and O2 CEMS and for SO2 and NoX CEMS With SPan VaIUeS greater than 30 ppm, quarterly Iinearity CheCkS may be Performed in accordance With SeCtiOn 2.2.1 Of appendix B to Part 75 Of this chapter, instead Of PerfbnIIing the Cylinder gas audits (CGAS) described in PrOCedUre 1, SeCtiOn 5.1.2 Of appendix F to this part. If this OPtiOn is selected: The frequency Of the Iinearity CheCkS Shall be as SPeCified in SeCtiOn 2.2.1 Of appendix B to Part 75 Of this chapter; the applicable Imearity SPeCifiCatiOnS in SeCtiOn 3.2 Of appendix A to Part 75 Of this ChaPter Shail be met; the data VaIidatiOn and OUt-Of^COntrOI Criteria in SeCtiOn 2.2.3 Of appendix B to Part 75 Of this ChaPter Shall be followed instead Of the excessive audit inaccuracy and OUt-Of^COntrOl Criteria in PrOCedUre 1, SeCtiOn 5.2 Of appendix F to this part; and the grace PeriOd PrOViSiOnS in SeCtiOn 2.2.4 Of appendix B to Part 75 Of this ChaPter Shail apply. FOr the PUIPOSeS Of data ValidatiOn Under this subpart, the CyIinder gas audits described in PrOCedUre 1, SeCtiOn 5.1.2 Of appendix F to this Part ShaII be Perfbrmed for SO2 and NOX SPan VaIUeS IeSS than Or equal to 30 ppm;
(4) AS an alternative to meeting the requirements Of ParagraPh (W)(I) Of this section, an OWner Or OPeratOr may elect to may elect to implement the following alternative data accuracy assessment procedures. FOr SO2，Co2， and O2 CEMS and for NOX CEMS, RAIAS may be Perfbrmed in accordance With SeCtiOn 2.3 Of appendix B to Part 75 Of this ChaPter instead Of following the PrOCedUreS described in PrOCedUre 1, SeCtiOn 5.1.1 Of appendix F to this part. If this OPtiOn is selected: The frequency Of each RArA Shall be as SPeCified in SeCtiOn 2.3.1 Of appendix B to Part 75 Of this chapter; the applicable relative accuracy SPeCifiCatiOnS ShOWn in FigUre 2 in appendix B to Part 75 Of this ChaPter Shall be met; the data ValidatiOn and OUt-Of^COntrOl Criteria in SeCtiOn 2.3.2 Of appendix B to Part 75 Of this ChaPter shall be followed instead Of the excessive audit inaccuracy and OUt-Of-COntrOl Criteria in PrOCedUre 1, SeCtiOn 5.2 Of appendix F to this part; and the grace PeriOd PrOViSiOnS in SeCtiOn 2.3.3 Of appendix B to Part 75 Of this ChaPter ShalI apply. FOr the PUrPOSeS Of data ValidatiOn Under this subpart, the relative accuracy SPeCifiCatiOn in SeCtiOn 13.2 Of PerfbrmanCe SPeCifiCatiOn 2 in appendix B to this Part Shall be met On a lb∕MMBtu basis for SO2 (regardless Of the SO2 emission IeVel during the RATA), and for NOX When the average NOX emission rate measured by the reference method during the RATA is IeSS than 0.100 lb∕MMBtu;
(5) If the OWner Or OPeratOr elects to implement the alternative data assessment PrOCedUreS described in ParagraPhS (W)(2) through (w)(4) Of this SeCtiOn, each data assessment report Shall include a SUmmaly Of the results Of all Of the RATAs, Iinearity checks, CGAs, and CalibratiOn error Or drift assessments required by ParagraPhS (w)(2) through (w)(4) Of this section.
[72 FR 32722, JUne 13, 2007, as amended at 74 FR 5081, Jan. 28, 2009;
76 FR 3523, Jan. 20, 2011; 77 FR 9456, Feb. 16, 2012; 77 FR 23402, Apr. 19, 2012]
§ 60.5ODa COmPlianCe determination PrOCedUreS and methods.
(a) In COndUCting the PerfbrmanCe tests required in §60.8, the OWner Or OPeratOr Shall USe as reference methods and PrOCedUreS the methods in appendix A Of this Part Or the methods and PrOCedUreS as SPeCified in this section, except as PrOVided in §60.8(b). SeCtiOn 60.8(f) does not apply to this SeCtiOn for SO2 and N0x. ACCePtabIe alternative methods are given in ParagraPh (e) Of this section.
(b) In COndUCting the PerfbrmanCe tests to determine COmPIianCe With the PM emissions IimitS in §60.42Da, the OWner Or OPeratOr Shall meet the requirements SPeCified in ParagraPhS (b)(1) through (3) Of this section.
(1) The OWner Or OPeratOr ShalI measure filterable PM to determine COmPIianCe With the applicable PM emissions Iimit in §60.42Da as SPeCified in ParagraPhS (b)(l)(i) through (ii) Of this section.
(1) The dry basis F factor (O2) PrOCedUreS in MethOd 19 Of appendix A Of this Part Shall be USed to COmPUte the emission rate of PM.
(ii) FOr the PM concentration, MethOd 5 Of appendix A Of this Part Shail be USed for an affected facility that does not USe a Wet FGD. FOr an affected facility that USeS a Wet FGD, MethOd 5B Of appendix A Of this Part ShalI be USed downstream Of the Wet FGD.
(A) The SamPling time and SamPIe VolUme for each run Shall be at IeaSt 120 minutes and 1.70 dscm (60 dscf). The PrObe and filter holder heating SyStem in the SamPIing train may be Set to PrOVide an average gas temperature Of no greater than 160 ± 140C (320 ± 25oF).
(B) FOr each PartiCUlate run, the emission rate COITeCtiOn factor, integrated Or grab SamPling and analysis PrOCedUreS Of MethOd 3B Of appendix A Of this Part Shall be USed to determine the O2 concentration. The O2 SamPle Shall be Obtained SimUltaneOUSIy With, and at the Same traverse POintS as, die PartiCUlate run. If the PartiCUiate run has more than 12 traverse points, the O2 traverse POintS may be reduced to 12 PrOVided that MethOd 1 Of appendix A Of this Part is USed to IOCate the 12 O2 traverse points. If the grab SamPling PrOCedUre is used, the O2 COnCentratiOn for the run Shall be the arithmetic mean Of the SamPIe O2 COnCentratiOnS at all traverse points.
(2) In COnjUnCtiOn With a PerfbrmanCe test Perfdnned according to the requirements in ParagraPh (b)( 1) Of this SeCtiOn, the OWner Or OPeratOr Of an affected facility for WhiCh COnStrUCtion, reconstruction, Or modification COmmenCed after May 3, 2011, Shall measure COndenSable PM USing MethOd 202 Of appendix M Of Part 51.
(3) MethOd 9 Of appendix A Of this Part and the PrOCedUreS in §60.11 Shall be USed to determine opacity.
(C) The OWner Or OPeratOr shall determine COmPIianCe With the SO2 StandardS in §60.43Da as follows:
(1) The PerCent Of POtential SO2 emissions (%Ps) to the atmosphere Shall be
COmPUted USing the following equation:
_(100_%&)(IoO_%々) %已=-------------
S 100
Where:
%Ps = PerCent Of POtential SO2 emissions, percent;
%Rf= PerCent reduction from fuel pretreatment, percent; and
%Rg = PerCent reduction by SO2 COntrOl system, percent.
(2) The PrOCedUreS in MethOd 19 Of appendix A Of this Part may be USed to determine PerCent reduction (%R。Of SUIfUr by SUCh PrOCeSSeS as fuel Pretreatment (PhySiCal COal cleaning, hydro desulfurization Of fuel oil, etc.), COal PUiVeriZerS, and bottom and fly ash interactions. ThiS determination is OPtiOnal.
(3) The PrOCedUreS in MethOd 19 Of appendix A Of this Part ShaIl be USed to determine the PerCent SO2 reduction (%Λg) Of any SO2 COntrOl system. Alternatively, a COmbinatiOn Of an “as fired" fuel monitor and emission rates measured after the COntrOl system, following the PrOCedUreS in MethOd 19 Of appendix A Of this part, may be USed if the PerCeIIt reduction is CalCUlated USing the average emission rate from the SO2 COntrOI device and the average SO2 input rate from the “as fired" fuel anaIySiS for 30 SUCCeSSiVe boiler OPerating days.
(4) The appropriate PrOCedUreS in MethOd 19 Of appendix A Of this Part ShalI be USed to determine the emission rate.
(5) The CEMS in §60.49Da(b) and (d) ShalI be USed to determine the COnCentratiOnS Of SO2 and CO2 Or O2.
(d) The OWner Or OPeratOr ShalI determine COmPlianCe With the NOX Standard in §60.44Da as follows:
(1) The appropriate PrOCedUreS in MethOd 19 Of appendix A Of this Part ShaiI be USed to determine the emission rate ofNOx.
(2) The COntinUOUS monitoring SyStem in §60.49Da(C) and (d) ShalI be USed to determine the COnCentratiOnS OfNOV and CO2 Or 02.
(e) The OWner Or OPeratOr may USe the following as alternatives to the reference methods and PrOCedUreS SPeCified in this section:
(1) FOr MethOd 5 Or 5B Of appendix A-3 Of this part, MethOd 17 Of appendix A-6 Of this Part may be USed at facilities With Or WithOUt Wet FGD SyStemS if the StaCk temperature at the SamPIing IOCatiOn does not exceed an average temperature Of 160 OC (320 oF). The PrOCedUreS Of SeCtiOnS 8.1 and 11.1 Of MethOd 5B Of appendix A-3 Of this Part may be USed in MethOd 17 Of appendix A-6 Of this Part Only if it is USed after Wet FGD systems. MethOd 17 Of appendix A-6 Of this Part Shall not be USed after Wet FGD SyStemS if the effluent is SatUrated Or Iaden With Water droplets.
(2) The FC factor (CO2) PrOCedUreS in MethOd 19 Of appendix A Of this Part may be USed to COmPUte the emission rate Of PM Under the StiPUIatiOnS Of §60.46(d)(l). The CO2 ShalI be determined in the Same manner as the O2 concentration.
(f) EIeCtriC Utility COmbined CyCIe gas turbines that are not designed to bum fuels COntaining 50 PerCellt (by heat input) Or more SOIid derived fuel not meeting the definition Of natural gas are PerfbrmanCe tested for PM, SO2， and NoX USing the PrOCedUreS Of MethOd 19 Of appendix A-7 Of this part. The SO2 and N0.v emission rates CaICUIatiOnS from the gas turbine USed in MethOd 19 Of appendix A-7 Of this Part are determined When the gas turbine is PerfbrmanCe tested Under SUbPart GG Of this part. The POtentiaI UnCOntrOlIed PM emission rate from a gas turbine is defined as 17 ng/J (0.04 lb∕MMBtu) heat input.
[72 FR 32722, JUne 13, 2007, as amended at 74 FR 5083, Jan. 28, 2009;
77 FR 9458, Feb. 16, 2012]
§ 60.5IDa RePOrting requirements.
(a) FOr SO2, N0.γ, PM, and NoX PIUS CO emissions, the PerfbrmanCe test data from the initial and SUbSeqUent PerfbrmanCe test and from the PerfbrmanCe evaluation Of the continuous monitors (including the transmissometer) must be reported to the Administrator.
(b) FOr SO2 and NOX the following information is reported to the AdminiStratOr for each 24-hour period.
(1) CaIendar date.
(2) The average SO2 and NoX emission rates (ng/J, lb∕MMBtu, Or lb∕MWh) for each 30 SUCCeSSiVe boiler OPerating days, ending With the IaSt 30-day PeriOd in the quarter; reasons for non-compliance With the emission Standards; and, description Of COrreCtiVe actions taken.
(3) FOr OWnerS Or OPeratOrS Of afiected facilities COmPIying With the PerCent reduction requirement, PerCent reduction Of the POtentiaI COmbUStiOn COnCentratiOn Of SO2 for each 30 SUCCeSSiVe boiler OPerating days, ending With the IaSt 30-day PeriOd in the quarter; reasons for non-compliance With the Standard; and, description Of COrreCtiVe actions taken.
(4) IdentifiCatiOn Of the boiler OPerating days for WhiCh POllUtant Or diluent data have not been Obtained by an approved method for at IeaSt 75 PerCent Of the hours Of OPeratiOn Of the facility; justification for not Obtaining SUffiCient data; and description Of COrreCtiVe actions taken.
(5) IdentifiCatiOn Of the times When emissions data have been excluded from the CaiCUlatiOIl Of average emission rates because Of StartUP, shutdown, Or malfunction.
(6) IdentifiCatiOn Of "F'' factor USed for CalCUIatiOnS , method Of determination, and type Of fuel COmbUSted.
(7) IdentifICatiOn Of times When hourly averages have been Obtained based On manual SamPIing methods.
(8) IdentiflCatiOn Of the times When the POlIUtant COnCentratiOn exceeded full SPan Of the CEMS.
(9) DeSCriPtiOn Of any modifications to CEMS WhiCh COUld affect the ability Of the CEMS to COmPIy With PerfbrmanCe SPeCifiCatiOnS 2 Or 3.
(C) If the minimum quantity Of emission data as required by §60.49Da is not Obtained for any 30 SUCCeSSiVe boiler OPerating days, the following information Obtained Under the requirements Of §60.48Da(h) is reported to the AdminiStratOr for that 30-day period:
(1) The number Of hourly averages available for OUtIet emission rates (WO) and inlet emission rates (Wi) as applicable.
(2) The Standard deviation Of hourIy averages for OUtlet emission rates (SO) and inlet emission rates (Si) as applicable.
(3) The IOWer COnfidenCe Iimit Ibr the mean OUtlet emission rate (£0*) and the UPPer COnfidelICe Iimit for the mean inlet emission rate (氏*) as applicable.
(4) The applicable POtential COmbUStiOn concentration.
(5) TIIe ratio Of the UPPer COnfldenCe Iimit for the mean OUtIet emission rate (E°*) and the allowable emission rate (EStd) as applicable.
(d) In addition to the applicable requirements in §60.7, the OWner Or OPeratOr Of an affected facility SUbjeCt to the OPaCity IimitS in §60.43C(C) and COnCIUCting PerformanCe tests USing MethOd 9 Of appendix A-4 Of this Part Shall SUbmit excess emission reports for any excess emissions from the affected facility that OCCUr during the reporting PeriOd and maintain records according to the requirements SPeCifled in ParagraPh (d)(1) Of this section.
(1) FOr each PerfbrmanCe test COndUCted USing MethOd 9 Of appendix A-4 Of this part, the OWner Or OPeratOr Shall keep the records including the information SPeCifled in ParagraPhS (d)(l)(i) through (iii) Of this section.
(1) DateS and time intervals Of all OPaCity ObSerVatiOn periods;
(ii) Name, affiliation, and COPy Of current ViSibIe emission reading CertifiCatiOn for each ViSible emission ObSerVer PartiCiPating in the PerfbrmanCe test; and
(iii) COPieS Of all visible emission ObSerVer OPaCity field data sheets.
(2) [Reserved]
(e) If fuel Pretreatment Credit toward the SO2 emission Standard Under §60.43Da is claimed, the OWner Or OPeratOr Of the affected facility ShaIl SUbmit a Signed Statement:
(1) IndiCating What PerCentage Cleaning Credit WaS taken for the calendar quarter, and Whether the Credit WaS determined in accordance With the PrOViSiOnS Of §60.5ODa and MethOd 19 Of appendix A Of this part; and
(2) LiStmg the quantity, heat COntent, and date each Pretreated fuel ShiPment WaS received during the PreViOUS quarter; the name and IOCatiOn Of the fuel Pretreatment facility; and the total quantity and total heat COntent Of all fuels received at the affected facility during the PreViOUS quarter.
(f) FOr any PeriOdS for WhiCh opacity, SO2 Or NOX emissions data are not available, the OWner Or OPeratOr Of the affected facility ShalI SUblnit a Signed Statement indicating if any ChangeS Were made in OPeratiOn Of the emission COntrOl SyStem during the PeriOd Of data unavailability. OPeratiOnS Of the COntrOl SyStem and affected facility during PeriOdS Of data UnaVailab山ty are to be COmPared With OPeratiOn Of the COntrOl SyStem and affected fociIity before and following the PeriOd Of data unavailability.
(g) [Reserved]
(h) The OWner Or OPeratOr Of the affected facility Shail SUbmit a Signed Statement indicating whether:
(1) The required CEMS calibration, span, and drift CheCkS Or Other PeriOdiC audits have Or have not been Performed as specified.
(2) The data USed to ShOW COmPlianCe WaS Or WaS not Obtained in accordance With approved methods and PrOCedureS Of this Part and is representative Of PIant performance.
(3) The minimum data requirements have Or have not been met; or, the minimum data requirements have not been met for errors that Were UnaVOidable.
(4) COmPlianCe With the StandardS has Or has not been achieved during the reporting period.
(i) FOr the PUrPOSeS Of the reports required Under §60.7, PeriOdS Of excess emissions are defined as all 6-minute PeriOdS during WhiCh the average OPaCity exceeds the applicable OPaCity StandardS Under §60.42Da(b). OPaCity levels in excess Of the applicable OPaCity Standard and the date Of SUCh excesses are to be SUbmitted to the AdminiStratOr each CaIendar quarter.
(j) The θλvner Or OPeratOr Of an affected facility ShalI SUbmit the Written reports required Under this SeCtiOn and SUbPart A to the AdminiStratOr SemiannUally for each six-month period. All SemiannUaI reports ShalI be POStmarked by the 30th day following the end Of each six-month period.
(k) The OWner Or OPeratOr Of an affected f⅛c山ty may SUbmit electronic quarterly reports for SO2 and/or NOrand/or OPaCity in IieU Of SUbmittmg the Written reports required Under ParagraPhS (b) and (i) Of this section. The format Of each quarterly electronic report Shall be COOrdinated With the Permitting authority. The electronic report(s) Shall be SUbmittecl no Iater than 30 days after the end Of the CaIendar quarter and Shall be accompanied by a CertifiCatiOn Statement from the OWner Or OPerator, indicating Whether COmPlianCe With the applicable emission StandardS and minimum data requirements Of this SUbPart WaS achieved during the reporting period.
[72 FR 32722, JUne 13, 2007, as amended at 74 FR 5083, Jan. 28, 2009;
77 FR 9458, Feb. 16, 2012]
§ 60.52Da ReCOrdkeePing requirements.
(a) [Reserved]
(b) The Owner Or OPeratOr Of an affected facility SUbjeCt to the OPaCity IimitS in §60.42Da(b) that elects to monitor emissionsaccording to the requirements in §60.49Da(a)(3) Shall maintain records according to the requirements SPeCified in ParagraPhS (b)(1) through (3) Of this section, as applicable to the ViSible emissions monitoring method used.
(1) FOr each PerfbnnanCe test COndUCted USing MethOd 9 Of appendix A-4 Of this part, the OWner Or OPeratOr Shall keep therecords including the information SPeCified in ParagraPhS (b)(l)(i) through (iii) Of this section.
(1) DateS and time intervals Of all OPaCity ObSerVatiOn periods;
(ii) Name, affiliation, and COPy Of CUlTent ViSibIe emission reading CertifiCatiOn for each ViSibIe emission ObSerVer PartiCiPating in the PerfbrmanCe test; and
(iii) COPieS Of all ViSibIe emission ObSerVer OPaCity field data sheets;
(2) FOr each PerfdnnanCe test COndUCted USing MethOd 22 Of appendix A-4 Of this part, the OWner Or OPeratOr ShalI keep the records including the information SPeCified in ParagraPhS (b)(2)(i) through (iv) Of this section.
(i) DateS and time intervals Of all ViSible emissions ObSerVatiOn periods;
(ii) Name and affiliation for each ViSibIe emission ObSerVer PartiCiPating in the PerfbrmanCe test;
(iii) COPieS Of all ViSibIe emission ObSerVer OPaCity field data sheets; and
(iv) DOCUmentatiOn Of any adjustments made and the time the adjustments Were COmPleted to the affected facility OPeratiOn by the OWner Or OPeratOr to demonstrate COmPlianCe With the applicable monitoring requirements.
(3) FOr each digital OPaCity COmPlianCe system, the OWner Or OPeratOr Shail maintain records and SUbmit reports according to the requirements SPeCified in the Site-SPeCifiC monitoring PIan approved by the Administrator.
[74 FR 5083, Jan. 28, 2009, as amended at 77 FR 9459, Feb. 16, 2012]
附录7
欧盟大型燃烧装置大气污染物排放导则 (节选)
On the IimitatiOn Of emissions Of Certain POnUtantS into the air from Iarge COmbUStiOn PIantS
THE EUROPEAN PARLlAMENT AND THE COUNCIL OF THE EUROPEAN UNION,
HaVing regard to the Treaty establishing the EUrOPean Community, and in PartiCUIar ArtiCIe 175(1) thereof
HaVing regard to the PrOPOSal from the COmmiSSiOn1 ,
HaVing regard to the OPiniOn Of the ECOnOmiC and SOCiaI Committee2 3, HaVmg COnSUlted the COmmittee Of the Regions,
ACting in accordance With the PrOCedUre Iaid down in ArtiCIe 251 Of the Treaty , in the Iight Of the joint text approved by the COnCiliatiOn COmnIittee On 2 AUgUSt 2001, Whereas:
(1) COUnCil DireCtiVe 88/609/EEC Of 24 NOVember 1988 On the IimitatiOn Of emissions Of Certain POlIUtantS into the air from Iarge COmbUStiOn PIantS4 5 has COntribUted to the reduction and COntrOI Of atmospheric emissions from Iarge COmbUStiOn plants. It ShOUId be recast in the interests Of clarity.
(2) The Fifth EnVirOnmental ACtiOn Programme' SetS as ObjeCtiVeS that the CritiCaI IOadS and IeVelS Of Certain acidifying POlIUtantS SUCh as sulphur dioxide (So2) and nitrogen OXideS (NOX) ShOUId not be exceeded at any time and, as regards air quality, that all PeOPle ShOUId be effectively PrOteCted against recognised health risks from air POlIUtion.
(3) All Member StateS have Signed the GOthenbUrg PrOtOCOI Of 1 DeCember 1999 to the 1979 COnVentiOn Of the United NatiOnS ECOnOmiC COmmiSSiOn for EUrOPe (UNECE) On long-range transboundary air POliUtiOn to abate acidification, eutrophication and ground-level ozone, WhiCh includes, inter alia, COmmitmentS to reduce emissions Of SUIPhUr dioxide and OXideS Of IlitrOgen.
(4) The COmmiSSiOn has PUbliShed a COmnIUniCatiOn On a COmmUnity Strategy to COmbat acidification in WhiCh the revision Of DireCtiVe 88/609/EEC WaS identified as being an integral COmPOnent Of that Strategy With the IOng term aim Of reducing emissions Of SUlPhUr dioxide and nitrogen OXideS SUffiCientIy to bring depositions and COnCelItratiOnS down to IeVeIS below the CritiCaI IOadS and levels.
(5) In accordance With the PrinCiPIe Of SUbSidiarity as Set OUt in ArtiCle 5 Of the Treaty, the ObjeCtiVe Of reducing acidifying emissions from Iarge COmbUStiOn PIantS CannOt be SUffiCientIy achieved by the Member StateS acting individualIy and UnCOnCerted action OfIerS no guarantee Of achieving the desired objective; in VieW Of the need to reduce acidifying emissions across Ihe Community, it is more effective to take action at COmmUnity IeVeL
(6) EXiStmg Iarge COmbUStiOn PIantS are SignifiCant COntribUtOrS to emissions Of SUIPhUr CiiOXide and nitrogen OXideS in the COmmUnity and it is necessary to reduce these emissions. It is therefore necessary to adapt the approach to the different CharaCteriStiCS Of the Iarge COmbUStiOn Plant SeCtOr in the Member States.
(7) COUnCil DireCtiVe 96/61/EC Of 24 SePtember 1996 COllCeming integrated POlIUtiOn PreVentiOn and COntrOi6 SetS OUt an integrated approach to POlIUtiOn PreVentiOn and COntrOI in WhiCh all the aspects Of an installation's environmental PerformanCe are COnSidered in an integrated manner; COmbUStiOn installations With a rated thermal input exceeding 50 MW are included Withm the SCOPe Of that Directive; PUrSUant to ArtiCIe 15(3) Of that DireCtiVe an inventOry Of the PrinCiPal emissions and SOUrCeS responsible is to be PUbliShed every three years by the COmmiSSiOn On the basis Of data SUPPlied by the Member States. PUrSUant to ArtiCie 18 Of that DireCtiVe, acting On a PrOPOSal from the COmnliSSion, the COUnCil will Set emission Iimit ValUeS in accordance With the PrOCedUreS Iaid down in the Treaty for WhiCh the need for COnlmUnity action has been identified, On the basis, in particular, Of the exchange Of information PrOVided for in ArtiCIe 16 Of that Directive.
(8) COmPIiallCe With the emission Iimit ValUeS Iaid down by this DireCtiVe ShOUId be regarded as a necessary but not SUffiCient COnditiOn for COmPlianCe With the requirements Of DireCtiVe 96/61/EC regarding the USe Of best available techniques. SUCh COmPlianCe may involve more Stringent emission Iimit ValUeS, emission Iimit ValUeS for Other SUbStanCeS and Other media, and Other appropriate COnditions.
(9) IndUStriaI experience in the implementation Of techniques for the reduction Of POllUtmg emissions from Iarge COmbUStiOn PlantS has been acquired OVer a PeriOd of 15 years.
(10) The PrOtOCOl On heavy metals to the UNECE COnVentiOn On long-range transboundary air POlIUtiOn recommends the adoption Of measures to reduce heavy metals emitted by Certain installations. It is known that benefits from reducing dust emissions by dust abatement equipment Will PrOVide benefits On reducing PartiCIe bound heavy metal emissions.
(11) InStalIatiOnS for the PrOdUCtiOn Of electricity represent an important Part Of the Iarge COmbUStiOn PIant sector.
(12) DireCtiVe 96/92/EC Of the EUrOPean Parliament and Of the COUnCil Of 19 DeCember 1996 COnCeming COmmOn rules for the internal market in electricity7 is intended inter alia to have the effect Of distributing new PrOdUCtiOn CaPaCity among new arrivals in the sector.
(13) The COmmUnity is COmmitted to a reduction Of CarbOn dioxide emissions. Where it is feasible the COmbined PrOdUCtiOn Of heat and electricity represents a VaIUabIe OPPOrtUnity for SignifiCantIy improving OVerall efficiency in fuel use.
(14) A SignifiCant increase in the USe Of natural gas for PrOdUCing electricity is already UnderWay and is IikeIy to COntmUe, in PartiCUiar through the USe Of gas turbines.
(15) In VieW Of the increase in energy PrOdUCtiOII from biomass, SPeCifiC emission StandardS for this fuel are justified.
(16) The COUnCil ReSOIUtiOn of 24 FebrUary 1997 On a COmmUnity Strategy for WaSte management8 emphasises the need for PrOmOting WaSte recoVely and StateS that appropriate emission StandardS ShOUld apply to the OPeratiOn Of facilities in WhiCh WaSte is incinerated in Order to ensure a high IeVeI Of PrOteCtiOn for the environment.
(17) IndUStriaI experience has been gained COnCeming techniques and equipment for the measurement Of the PrinCiPai POlIUtantS emitted by Iarge COmbUStiOn plants; the EUrOPean COmmittee for StandardiSatiOn (CEN) has Undertaken WOrk With the aim Of PrOViding a framework SeCUring ComParabIe measurement results Within the COmmUnity and guaranteeing a high IeVeI Of quality Of SUCh measurements.
(18) TIIere is a need to improve knowledge COnCeming the emission Of the PrinCiPal POlIUtantS from Iarge COmbUStiOn plants. In Order to be genuinely representative Of the IeVel Of POllUtiOn Of an installation, SUCh information ShOUId also be associated With knowledge COnCenling its energy consumption.
(19) ThiS DireCtiVe is WithOUt PrejUdiCe to the time IimitS Within WhiCh the Member StateS must transpose and implement DireCtiVe 88/609/EEC,
HAVEADOPTED THIS DlRECTIVE:
ThiS DireCtiVe Shall apply to COmbUStiOn plants, the rated thermal input Of WhiCh is equal to Or greater than 50 MW, irrespective Of the type Of fuel USed (solid, IiqUid Or gaseous).
FOr the PUrPOSe Of this Directive:
(1) fcemission, means the (IiSCharge Of SUbStanCeS from the COmbUStiOn Plant into the air;
(2) 4waste gases, means gaseous discharges COntaining solid, IiqUid Or gaseous emissions; their VOIUmetriC flow rates Shall be expressed in CUbiC metres Per hour at Standard temperature (273 K) and PreSSUre (101,3 kPa) after COrreCtiOn for the Water VaPOUr content, hereinafter referred to as
(Nm3∕h);
(3) ζemission Iimit value, means the PermiSSibIe quantity Of a SUbStanCe COntained in the WaSte gases from the COmbUStiOn PIant WhiCh may be discharged into the air during a given period; it Shail be CaICUlated in terms Of mass Per VOIUIYIe Of the WaSte gases expressed in mg∕Nm3, assuming an OXygen COntent by VOIUme in the WaSte gas of 3 % in the CaSe Of IiqUid and gaseous fuels, 6 % in the CaSe Of SOlid fuels and 15 % in the CaSe Of gas turbines;
(4) trate Of desulphurisation, means the ratio Of the quantity Of sulphur WhiCh is not emitted into the air at the COmbUStiOn PIant Site OVer a given PeriOd to the quantity Of SUIPhUr COntained in the fuel WhiCh is introduced into the COmbUStiOn Plant facilities and WhiCh is USed OVer the Same period;
(5) 'operator' means any natural Or Iegal PerSOn WhO OPerateS the COmbUStiOn plant, Or WhO has Or has been delegated decisive economic POWer OVer it;
(6) ςfuel, means any solid, IiqUid Or gaseous COmbUStibIe material USed to fire the COmbUStiOn Plant With the exception Of WaSte COVered by COUnCiI DireCtiVe 89/369/EEC Of 8 JUne 1989 On the PreVentiOn Of air POlIUtiOn from new municipal WaSte InCineratiOn PIantS9, COUnCil DireCtiVe 89/429/EEC of 21 JUne 1989 On the reduction Of air POnUtiOn from existing municipal WaSte incineration PIantS10» and COUnCil DireCtiVe 94/67/EC Of 16 DeCember 1994 COnCeming the incineration Of hazardous WaSte11 Or any SUbSeqUent COmmUnity act repealing and replacing One Or more Of these Directives;
(7) 'combustion plant, means any technical apparatus in WhiCh fuels are OXidiSed in Order to USe the heat thus generated.
ThiS DireCtiVe Shall apply OnIy to COmbUStiOn PIantS designed for PrOdUCtiOn Of energy With the exception Of those WhiCh make direct USe Of the PrOdUCtS Of COmbUStiOn in InanUfaCtUring processes. In particular, this DireCtiVe Shall not apply to the following COmbUStiOn plants:
(a) PlantS in WhiCh the PrOdUCtS Of COmbUStiOn are USed for the direct heating, drying, Or any Other treatment Of ObjeCtS Or materials e.g. reheating furnaces, furnaces for heat treatment;
(b) POSt-COmbUStiOn PlantS i.e. any technical apparatus designed to PUrify the WaSte gases by COmbUStiOn WhiCh is not OPerated as an independent COmbUStiOn plant;
(C) facilities for the regeneration Of CataIytiC CraCkmg Catalysts;
(d) facilities for the COnVerSiOn OfhydrOgen SUlPhide into sulphur;
(e) reactors USed in the ChemiCal industιy;
(f) COke batteιy furnaces;
(g) cowpers;
(h) any technical apparatus USed in the PrOPUlSiOn Of a vehicle, ShiP Or aircraft;
(i) gas turbines USed On OfTShOre PIatfbrms;
(j) gas turbines IiCenSed before 27 NOVember 2002 Or WhiCh in the VieW Of the COmPetent authority are the SUbjeCt Of a full request for a IiCenCe before 27 NOVember 2002 PrOVided that the Piant is PUt into OPeratiOn no Iater than 27 NOVember 2003 WithOUt PrejUdiCe to ArtiCle 7(1) and AnneX Vlll(A) and (B);
PIantS POWered by diesel, PetrOl and gas engines Shall not be COVered by this Directive.
Where two Or more SeParate new PiantS are installed in SUCh a Way that, taking technical and economic factors into account, their WaSte gases could, in the judgement Of the COmPetent authorities, be discharged through a COmmOn stack, the COmbinatiOn formed by SUCh PIalItS ShaiI be regarded as a SingIe unit;
(8) tmulti-fuel firing unit, means any COmbUStiOn Plant WhiCh may be fired SimUltaneOUSiy Or alternately by two Or more types Of fuel;
(9) ςnew plant, means any COmbUStiOn PIant for WhiCh the Original COnStrUCtiOn IiCenCe or, in the absence Of SUCh a PrOCedure, the Original OPerating IiCenCe WaS granted On Or after 1 JUIy 1987;
(10) 'existing plant, means any COmbUStiOn PIant for WhiCh the OriginaI COnStrUCtiOn licence or, in the absence Of SUCh a PrOCedUre, the Original OPerating IiCenCe WaS granted before 1 JUIy 1987;
(11) ςbiomass, means PrOdUCtS COnSiSting Of any WhOIe Or Part Of a VegetabIe matter from agriculture Or forestIy WhiCh Can be USed as a fiιel for the PUrPOSe Of recovering its energy COntent and the following WaSte USed as a fuel:
(a) VegetabIe WaSte from agriculture and forestry;
(b) Vegetable WaSte from the food PrOCeSSing industry, if the heat generated is recovered;
(C) fibrous Vegetable WaSte from Virgin PUIP PrOdUCtiOn and from PrOdUCtiOn Of PaPer from pulp, if it is co-incinerated at the PIaCe Of PrOdUCtiOn and the heat generated is recovered;
(d) COrk waste;
(e) WOOd WaSte With the exception Of WOOd WaSte WhiCh may COntain halogenated OrganiC COmPOUndS Or heavy metals as a result Of treatment With WOOd PreSerVatiVeS Or coating, and WhiCh includes in PartiCUlar SUCh WOOd WaSte Originating from COnStrUCtiOn and demolition waste;
(12) tgas turbine, means any rotating machine WhiCh COnVertS thermal energy into mechanical work, COnSiSting mainIy Of a compressor, a thermal device in WhiCh fuel is OXidiSed in Order to heat the WOrking fluid, and a turbine.
(13) 'Outermost Regions5 means the FrenCh OVerSeaS DePartmentS With regard to FranCej the AZOreS and Madeira With regard to POrtUgal and the Canaly ISiandS With regard to Spain.
1. NOt Iater than 1 JUIy 1990 Member StateS Shan draw UP appropriate PrOgrammeS for the PrOgreSSiVe reduction Of total annual emissions from existing plants. The PrOgrammeS ShalI Set OUt the timetables and the implementing PrOCedUres.
2. In accordance With the PrOgrammeS mentioned in ParagraPh 1, Member StateS Shall COntinUe to COmPIy With the emission CeiIingS and With the COlTeSPOnding PerCentage reductions Iaid down for SUlPhUr dioxide in AnneX 1, COIUnmS 1 to 6, and for OXideS Of nitrogen in AIlneX II, COIUmnS 1 to 4, by the dates SPeCified in those Annexes, UntiI the implementation Of the PrOViSiOnS Of ArtiCle 4 that apply to existing plants.
3. When the PrOgrammeS are being Carried out, Member StateS ShaII also determine the total annual emissions in accordance With AnneX VIII(C).
4. If a SUbStantiaI and UneXPeCted Change in energy demand Or in the availability Of Certain fuels Or Certain generating installations CreateS SeriOUS technical difficulties for the implementation by a Member State Of its PrOgramme drawn UP Under ParagraPh 1, the COnlmiSSiOn shall, at the request Of the Member State COnCemed and taking into account the terms Of the request, take a decision to modify, for that Member State, the emission CeiIingS and/or the dates Set OUt in AnneXeS I and II and COmmUniCate its decision to the COUnCil and to the Member States. Any Member State may Within three months refer the decision Of the Commission to the Council. The Council, acting by a qualified majority, may Within three months take a different decision.
1. WithOUt PrejUdiCe to ArtiCIe 17 Member StateS Shall take appropriate measures to ensure that all IiCenCeS for the COnStrUCtiOn or, in the absence Of SUCh a PrOCedUre, for the OPeratiOn Of new PIantS WhiCh in the VieW Of the COmPetent authority are the SUbjeCt Of a full request for a IiCenCe before 27 NOVember 2002, PrOVided that the PIant is PUt into OPeratiOn no Iater than 27 NOVember 2003 COlItain COnditiOnS relating to COmPlianCe With the emission Iimit ValUeS Iaid down in Part A Of AnneXeS III to Vn in respect Of SUIPhUr dioxide, nitrogen OXideS and dust.
2. Member StateS Shall take appropriate measures to ensure that all IiCenCeS for the COnStrUCtiOn or, in the absence Of SUCh a PrOCedUre, for the OPeratiOn Of new plants, Other than those COVered by ParagraPh 1, COntain COnditiOnS relating to COmPlianCe With the emission Iimit VaIUeS Iaid down in Part B Of AnneXeS III to Vll in respect Of SUlPhUr dioxide, nitrogen OXideS and dust.
3. WithOUt PrejUdiCe to DireCtiVe 96/61/EC and COUnCil DireCtiVe 96/62/EC Of 27 SePtember 1996 On ambient air quality assessment and management12, Member StateS Shalh by 1 JanUary 2008 at the latest, achieve SignifiCant emission reductions by:
(a) taking appropriate measures to ensure that all IiCenCeS for the OPeratiOn Of existing plants COntain COnditiOnS relating to COmPlianCe With the emission Iimit VaIUeS established for new PlantS referred to in ParagraPh 1; Or
(b) ensuring that existing PiantS are SUbjeCt to the national emission reduction PIan referred to in ParagraPh 6;
and, Where appropriate, applying ArtiCIeS 5, 7 and 8.
4. WithOUt PrejUdiCe to DireCtiVeS 96/61/EC and 96/62/EC, existing PIantS may be exempted from COmPIianCe With the emission Iimit VaIUeS referred to in ParagraPh 3 and from their inclusion in the national emission reduction PIan On the following COnditions:
> GB 13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》分析与解读
1----------------------------------------------------------------------------------- >
(a) the OPeratOr Of an existing PIant UndertakeS, in a Written declaration SUbmitted by 30 JUne 2004 at the IateSt to the COmPetent authority, not to OPerate the Plant for more than 20 000 OPeratiOnaI hours StartiIlg from 1 JanUaly 2008 and ending no Iater than 31 DeCember 2015;
(b) the OPeratOr is required to SUbmit each year to the COmPetent authority a record Of the USed and UnUSed time allowed for the PIants' remaining OPeratiOnal life.
5. Member StateS may require COmPlianCe With emission Iimit VaIUeS and time IimitS for implementation WhiCh are more Stringent than those Set OUt in ParagraPhS 1, 2, 3 and 4 and in ArtiCIe 10. They may include Other POllUtants, and they may impose additional requirements Or adaptation Of PIant to technical progress.
6. Member StateS may, WithOUt PrejUdiCe to this DireCtiVe and DireCtiVe 96/61/EC, and taking into COnSideratiOn the COStS and benefits as Well as their ObIigatiOnS Under DireCtiVe 2001/81/EC Of the EUrOPean Parliament and Of the COUnCil Of 23 OCtOber 2001 On national emission CeiIingS for Certain atmospheric POnUtalItS13 and DireCtiVe 96/62/EC, define and implement a national emission reduction Plan for existing plants, taking into account, inter alia, COmPlianCe With the CeiIingS as Set OUt in AnneXeS I and II.
The national emission reduction Plan Shall reduce the total annual emissions Of nitrogen OXideS (NOX), SUlPhUr dioxide (SO2) and dust from existing PIantS to the IeVeIS that WOUld have been achieved by applying the emission Iimit VaIUeS referred to in ParagraPh 3 to the existing PIantS in OPeratiOn in the year 2000, (including those existing PIantS UndergOing a rehabilitation Plan in 2000, approved by the COmPetent authority, to meet emission reductions required by DatiOnal IegiSlatiOn) On the basis Of each
PIantlS actual annual OPerating time, fuel USed and thermal input, averaged OVer the IaSt five years Of OPeratiOn UP to and including 2000.
The CIOSXIre Of a Plant included in the national emission reduction PlarI Shall not result in an increase in the total annual emissions from the remaining PlantS COVered by the plan.
The national emission reduction PIan may Under no CirCUmStanCeS exempt a PIant from the PrOViSiOnS Iaid down in relevant COmmUnity legislation, including inter alia DireCtiVe 96/61/EC.
The following COnditiOnS Shall apply to national emission reduction plans:
(a) the Plan Shali COmPriSe ObjeCtiVeS and related targets, measures and timetables for reaching these ObjeCtiVeS and targets, and a monitoring mechanism;
(b) Member StateS ShaiI COmmUniCate their national emission reduction Pian to the COmmiSSiOn no Iater than 27 NOVember 2003;
(C) Within SiX months Of the COmmUniCatiOn referred to in POmt (b) the COmmiSSiOn ShaII evaluate Whether Or not the PIan meets the requirements Of this paragraph. When the COmmiSSiOn COnSiderS that this is not the case, it Shall inform the Member State and Within the SUbSeqUent three months the Member State ShalI COmmUniCate any measures it has taken in Order to ensure that the requirements Of this ParagraPh are met;
(d) the COmmiSSiOn ShalL no Iater than 27 NOVember 2002, develop guidelines to assist Member StateS in the PreParatiOn Of their plans.
7. NOt Iater than 31 DeCember 2004 and in the Iight Of PrOgreSS towards PrOteCting human health and attaining the Community1S environmental ObjeCtiVeS for acidification and for air quality PUrSUant to DireCtiVe 96/62/EC, the COmmiSSiOn Shall SUbmit a report to the EurOPean Parliament and the COUnCiI in WhiCh it ShalI assess:
(a) the need for further measures;
(b) the amounts OfheaVy metals emitted by Iarge COmbUStiOn plants;
(C) the cost-effectiveness and COStS and advantages Of further emission reductions in the COmbUStiOn PIantS SeCtOr in Member StateS COmPared to Other sectors;
(d) the technical and economic feasibility Of SUCh emission reductions;
(e) the effects Of both the StandardS Set for the Iarge COmbUStiOn PlantS SeCtOr including the PrOViSiOnS for indigenous SOlid fuels, and the COmPetitiOn SitUatiOn in the energy market, On the environment and the internal market;
(f) any national emission reduction PIanS PrOVided by Member StateS in accordance With ParagraPh 6. The COmmiSSiOn ShalI include in its report an appropriate PrOPOSal Of POSSibIe end dates Or Of IOWer Iimit VaIUeS for the derogation COntained in footnote 2 to AnneX VI A.
8. The report referred to in ParagraPh 7 Shail, as appropriate, be accompanied by related proposals, having regard to DireCtiVe 96/61/EC.
By Way Of derogation from AnneX III:
(1) Plants, Of a rated thermal input equal to Or greater than 400 MW, WhiCh do not OPerate more than the following numbers Of hours a year (rolling average OVer a PeriOd Of five years),
Until 31 DeCember 2015, 2 OOO hours;
from 1 JanUary 2016, 1 500 hours;
Shall be SUbjeCt to a Iimit ValUe for SUlPhUr dioxide emissions Of 800 mg∕Nmj.
ThiS PrOViSiOn Shall not apply to new PIantS for WhiCh the IiCenCe is granted PUrSUant to ArtiCle 4(2).
(2) UntiI 31 DeCember 1999, the KingdOm Of SPain may authorise new POWer PlantS With a rated thermal input equal to Or greater than 500 MW burning indigenous Or imported SOlid fuels, COmmiSSiOned before the end Of 2005 and COmPiying With the following requirements:
附录7欧盟大型燃烧装置大气污染物排放导则(节选)i • .........................................................................................
(a) in the CaSe Of imported SOIid fuels, a SUIPhUr dioxide emission Iinlit VaIUe of 800 mg∕Nm3;
(b) in the CaSe Of indigenous SOlid fuels, at IeaSt a 60 % rate Of desulphurisation,
PrOVided that the total authorised CaPaCity Of SUCh PIantS to WhiCh this derogation applies does DOt exceed:
—2 000 MWe in the CaSe Of PlantS burning indigenous SOIid fuels;
一in the CaSe Of PlantS burning imported SoIid fuels either 7 500 Or 50% Of all the new CaPaCity Of all PIantS burning SOlid fuels authorised up to 31 DeCember 1999, WhiCheVer is the lower.
In the CaSe Of new PIantS for WhiCh the IiCenCe is granted PUrSUant to ArtiCIe 4(2) Or PIantS COVered by ArtiCie 10, Member StateS Shan ensure that the technical and economic feasibility Of PrOViding for the COmbined generation Ofheat and POWer is examined. Where this feasibility is confirmed, bearing in mind the market and the distribution SitUation, installations Shall be developed accordingly.
1. Member StateS ShalI ensure that PrOViSiOn is made in the IiCenCeS Or PermitS referred to in ArtiCIe 4 for PrOCedUreS relating to malfunction Or breakdown Of the abatement equipment. In CaSe Of a breakdown the COmPetent authority ShalI in PartiCUIar require the OPeratOr to reduce Or CIOSe down OPeratiOnS if a return to normal OPeratiOn is not achieved Within 24 hours, Or to OPerate the PIant USing IOW POlIUting fuels. In any CaSe the COmPetent authority Shall be notified Within 48 hours. In no CirCUmStalICeS ShaiI the CUmUIatiVe duration Of Unabated OPeratiOn in any twelve-month PeriOd exceed 120 hours. The COmPetent authority may allow exceptions to the IimitS Of 24 hours and 120 hours above in CaSeS where, in their judgement:
(a) there is an OVerriding need to maintain energy supplies, Or
(b) the PIant With the breakdown WOUId be replaced for a Iimited PeriOd by another PIant WhiCh WOUId CaUSe an OVerall increase in emissions.
2. The COmPetent authority may allow a SUSPenSiOn for a maximum Of SiX months from the ObligatiOn to COmPIy With the emission Iimit ValUeS PrOVided for in ArtiCIe 4 for SUIPhUr dioxide in respect Of a PIant WhiCh to this end normaIIy USeS IOW-SUIPhUr fuel, in CaSeS Where the OPeratOr is Unable to COmPIy With these Iimit VaiUeS because Of an interruption in the SUPPly Of IOW-SUIPhUr fuel resulting from a SeriOUS shortage. The Commission ShalI immediately be informed Of SUCh cases.
3. The COmPetent authority may allow a derogation from the ObligatiOn to COmPly With the emission Iinlit VaIUeS PrOVided for in ArtiCle 4 in CaSeS Where a PIant WhiCh normally USeS OnIy gaseous fuel, and WhiCh WOUId OtherWiSe need to be equipped With a WaSte gas PUrifICatiOn facility, has to resort exceptionally， and for a PeriOd not exceeding 10 days except Where there is an OVerriding need to maintain energy SUPPIieS, to the USe Of Other fuels because Of a SUdden interruption in the SUPPIy Of gas. The COmPetent authority ShalI immediately be informed Of each SPeCifiC CaSe as it arises. Member StateS Shan inform the COmnIiSSiOn immediately Of the CaSeS referred to in this paragraph.
1. In the CaSe Of PIantS With a multi-firing Unit involving the SimUltaneOUS USe Of two Or more fuels, When granting the IiCenCe referred to in ArtiCIeS 4(I)Or 4(2), and in the CaSe Of SUCh PIantS COVered by ArtiCIeS 4(3) or 10, the COmPetent authority shall Set the emission Iinlit ValUeS as follows:
(a) firstly by taking the emission Iimit ValUe relevant for each individual fuel and POllUtant COrreSPOnding to the rated thermal input Of the COmbUStiOII Plant as given in AnneXeS III to VΠ,
(b) SeCOndIy by determining fuel-weighted emission Iimit VaIUeS, WhiCh are Obtained by multipIying the above individual emission Iimit ValUe by the thermal input delivered by each fuel, the PrOdUCt Of multiplication being divided by the SUrn Of the thermal inputs delivered by all fuels,
(C) thirdIy by aggregating the fuel-weighted Iimit values.
2. In multi-firing UnitS USing the distillation and COnVerSiOn residues from CrUde-Oil refining for OWn COnSUmPtion, alone Or With Other fuels, the PrOViSiOnS for the fuel With the highest emission Iimit VaIUe (determinative fuel) shall apply, notwithstanding ParagraPh 1 above, if during the OPeratiOn Of the COmbUStiOn PIant the PrOPortiOn COntribUted by that fuel to the SUrn Of the thermal inputs delivered by all fuels is at IeaSt 50 %.
Where the PrOPOrtiOn Of the determinative fuel is IOWer than 50 %, the emission Iimit VaIUe is determined On a PrO rata basis Of the heat input SUPPlied by the individual fuels in relation to the SUln Of the thermal inputs delivered by all fuels as follows:
(a) firstIy by taking the emission Iimit ValUe relevant for each individual fuel and POlIUtant COrreSPOnding to the rated heat input Of the COmbUStiOn Plant as given in AnneXeS ΠI to VΠ,
(b) SeCOndIy by CalCUIatmg the emission Iinlit VaIUe Of the determinative fuel (fiιel With the highest emission Iimit ValUe according to AnneXeS HI to Vn and, in the CaSe Of two fuels having the Same emission Iilnit value, the fuel With the higher thermal input); this VaIUe is Obtained by multipIymg the emission Iimit ValUe Iaid down in AnneXeS IlltOVnfbr that fuel by a factor Of two, and SUbtraCting from this PrOdUCt the emission Iimit VaIUe Of the fuel With the IOWeSt emission Iimit value,
(C) thirdIy by determining the fuel-weighted emission limit values, WhiCh are Obtained by multipIying the CaICUIated fuel emission Iimit VaIUe by the thermal input Of the determinative fuel and the Other individual emission Iimit VaIUeS by the thermal input delivered by each fuel, the PrOdUCt Of multiplication being divided by the SUm Of the thermal inputs delivered by all fuels,
(d) fourthIy by aggregating the fuel-weighted emission Iimit values.
3. AS an alternative to ParagraPh 2, the following average emission Iimit ValUeS for SUIPhUr dioxide may be applied (irrespective Of the fuel COmbmatiOn used):
(a) for PIantS referred to in ArtiCIe 4(1) and (3): 1 OOO mg∕Nm3, averaged OVer all SUCh PlantS Withm the refinery;
(b) for new PIantS referred to in ArtiCle 4(2): 600 mg∕Nm3 , averaged OVer all SUCh PIantS Within the refinery, With the exception Of gas turbines.
The COmPetent authorities Shail ensure that the application Of this PrOViSiOn does not Iead to an increase in emissions from existing plants.
4. In the CaSe Of PIantS With a multi-firing Unit involving the alternative USe Of two Or more ftιels, When granting the IiCenCe referred to in ArtiCIe 4(1) and (2), and in the CaSe Of SUCh PIantS COVered by ArtiCIeS 4(3) Or 10, the emission Iimit VaIUeS Set OUt in AnneXeS III to Vn COrreSPOnding to each fuel USed ShalI be applied.
WaSte gases from COmbUStiOn PlantS Shall be discharged in COntrOlled fashion by means Of a stack. The IiCenCe referred to in ArtiCIe 4 and IiCenCeS for COmbUStiOn PIantS COVered by ArtiCIe 10 Shall Iay down the discharge COnditions. The COmPetent authority Shali in PartiCUIar ensure that the StaCk height is CaICUIated in SUCh a Way as to SafegUard health and the environment.
Where a COmbUStiOn PIant is extended by at IeaSt 50 MW, the emission Iimit VaiUeS as Set in Part B Of AnneXeS III to VII ShalI apply to the new Part Of the Plant and shall be fixed in relation to the thermal CaPaCity Of the entire plant. ThiS PrOViSiOn Shail not apply in the CaSeS referred to in ArtiCIe 8(2) and (3).
Where the OPeratOr Of a COmbUStiOn PIant is envisaging a Change according to ArtiCleS 2(10)(b) and 12(2) Of DireCtiVe 96/61/EC, the emission Iimit VaIUeS as Set OUt in Part B Of AnneXeS IntOvllin respect Of sulphur dioxide, nitrogen OXideS and dust shall apply.
In the CaSe Of COnStrUCtiOn Of COmbUStiOn PIantS WhiCh are Hkely to have SignifiCant effects On the environment in another Member State, the Member StateS shall ensure that all appropriate information and COnSUltatiOn takes place, in accordance With ArtiCIe 7 Of COUnCil DireCtiVe 85/337/EEC Of 27 JUne 1985 On the assessment Of the effects Of Certain PUbliC and PriVate PrOjeCtS On the environment14.
Member StateS shall take the necessaιy measures to ensure the monitoring, in accordance With AnneX VnI (A), Of emissions from the COmbUStiOn PlantS COVered by this DireCtiVe and Of all Other VaIUeS required for the implementation Of thisDirective. Member StateS may require that SUCh monitoring Shail be Carried OUt at the operator's expense.
Member StateS Shall take appropriate measures to ensure that the OPeratOr informs the COmPetent authorities Within reasonable time IimitS about the results Of the COntinUOUS measurements, the CheCkmg Of the measuring equipment, the individual measurements and all Other measurements Carried OUt in Order to assess COmPliaIICe With this Directive.
1. In the event Of COntinUOUS measurements, the emission Iimit VaIUeS Set OUt in Part A Of AlineXeS IlItOVn Shail be regarded as having been COmPlied With if the evaluation Of the results indicates, for OPerating hours
I GB 13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》分析与解读
-- ................. --.一 A
Within a Calendar year, that:
(a) none Of the CaIendar monthIy mean VaiUeS exceeds the emission Iimit values; and
(b) in the CaSe of:
(i) SUlPhUr dioxide and dust: 97 % Of all the 48 hourly mean VaIUeS do not exceed 110 % Ofthe emission Iimit values,
(ii) nitrogen oxides: 95 % Of all the 48 hourIy mean VaIUeS do not exceed IlO % Of the emission Iimit values.
The PeriOdS referred to in ArtiCle 7 as WelI as Start-UP and shut-down PeriOdS Shall be disregarded.
2. In CaSeS Where Only discontinuous measurements Or Other appropriate PrOCedUreS for determination are required, the emission Iimit ValUeS Set OUt in AlineXeS III to Vn Shall be regarded as having been COmPlied With if the results Of each Of the SerieS Of measurements Or Of the Other PrOCedUreS defined and determined according to the rules Iaid down by the COmPetent authorities do not exceed the emission Iimit values.
3. In the CaSeS referred to in ArtiCIe 5(2) and (3), the rates Of desulphurisation Shall be regarded as having been COmPIied With if the evaluation Of measurements Carried OUt PUrSUallt to AnneX Vffl, POint A.3, indicates that all Of the Calendar monthIy mean VaIUeS Or all Of the rolling monthIy mean VaiUeS achieve the required desulphurisation rates.
The PeriOdS referTed to in ArtiCIe 7 as WelI as Start-UP and shut-down PeriOdS Shall be disregarded.
4. FOr new PIantS for WhiCh the IiCenCe is granted PurSUant to ArtiCle 4(2), the emission Iimit VaIUeS Shall be regarded, for OPerating hours Withm a CaIendar year, as COmPiied With if:
(a) no VaIidated daily average ValUe exceeds the relevant figures Set OUt in Part B Of AnneXeS ΠI to VΠ, and
(b) 95 % Of all the Validated hourIy average VaIUeS OVer the year do not
exceed 200 % Of the relevant figures Set OUt in Part B Of AnneXeS HI to VΠ.
The Validated average values, are determined as Set OUt in POint A.6 Of AnneX V∏l.
The PeriOdS referred to in ArtiCIe 7 as Wen as Start UP and ShUt down PeriOdS Shall be disregarded.
1. Member StateS ShalL not Iater than 31 DeCember 1990, inform the COmmiSSiOil Of the PrOgrammeS drawn UP in accordance With ArtiCIe 3(1).
At the IateSt One year after the end Of the different PhaSeS for reduction Of emissions from existing plants, the Member StateS Shail forward to the COmmiSSiOn a SUmmary report On the results Of the implementation Of the programmes. An intermediate report is required as well in the middle Of each phase.
2. The reports referred to in ParagraPh 1 ShalI PrOVide an OVeralI VieW of:
(a) all the COmbUStiOn PIantS COVered by this DireCtiVe)
(b) emissions Of SUIPhUr dioxide, and OXideS Of nitrogen expressed in tonnes Per annum and as COnCentratiOnS Of these SUbStanCeS in the WaSte gases,
(C) measures already taken Or envisaged With a VieW to reducing emissions, and Of ChangeS in the ChOiCe Of fuel used,
(d) ChangeS in the method Of OPeratiOn already made Or envisaged,
(e) definitive ClOSUreS Of COmbUStiOn PlantS already effected Or envisaged, and
(f) Where appropriate, the emission Iimit ValUeS imposed in the PrOgrammeS in respect Of existing plants.
When determining the annual emissions and COnCentratiOnS Of POlIUtantS in the WaSte gases, Member StateS Shail take account Of ArtiCIeS 12,13 and 14.
3. Member StateS applying ArtiCle 5 Or the PrOViSiOnS Of the NOta Bene in AnneX III Or the footnotes in AnneX VLA Shall report thereon annuaIIy to the Commission.
The Member StateS ShalI determine the PenaitieS applicable to breaches Of the national PrOViSiOnS adopted PUrSUant to this Directive. The PenaitieS thus PrOVided for Shall be effective, PrOPOrtiOnate and dissuasive.
1. DireCtiVe 88/609/EEC Shall be repealed With effect from 27 NOVember 2002, WithOUt PrejUdiCe to ParagraPh 2 Or to the ObIigatiOnS Of Member StateS COnCeming the time IimitS for transposition and application Of that DireCtiVe IiSted in AnneX IX hereto.
2. In the CaSe Of new PIantS IiCenSed before 27 NOVember 2002 ArtiCIe 4(1) Of this Directive, ArtiCIe 4(1), ArtiCIe 5(2), ArtiCIe 6, ArtiCIe 15(3), AnneXeS III, VI, VID and POint A.2 Of AnneX IX to DireCtiVe 88/609/EEC as amended by DireCtiVe 94/66/EC Shall remain in effect Until 1 JanUary 2008 after WhiCh they Shall be repealed.
3. ReferenCeS to DireCtiVe 88/609/EEC Shall be COnStrUed as references to this DireCtiVe and Shall be read in accordance With the COrrelatiOn table in AnneX X hereto.
1. Member StateS ShalI bring into force the IaWS, regulations and administrative PrOViSiOnS necessaιy to COmPIy With this DireCtiVe before 27 NOVember 2002. They Shali forthwith inform the COmmiSSiOn thereof.
When Member StateS adopt these PrOViSiOnS, they ShalI COntain a reference to this DireCtiVe Or ShaII be accompanied by SUCh reference on the OCCaSiOn Of their OffiCial publication. The methods Of making SUCh reference Shail be Iaid down by Member States.
2. FOr existing plant, and for new Piant for WhiCh a IiCenCe is granted PUrSUant to ArtiCIe 4(1), the PrOViSiOnS Of POnIt A.2 Of AImeX VlIl ShaIl be applied from 27 NOVember 2004.
3. Member StateS Shall COmmUniCate to the COmnliSSiOn the texts Of the PrOViSiOnS Of national IaW WhiCh they adopt in the field COVered by this Directive.
ThiS DireCtiVe ShalI enter into force On the day Of its PUbIiCatiOn in the OffiCial JOUmaI Of the EUrOPean COmmUnities.
ThiS DireCtiVe is addressed to the Member States.
DOne at Luxembourg, 23 OCtOber 2001.
FOr the EUrOPean Parliament
The PreSident
N. FONTAINE
FOr the COUnCiI
The PreSident
A. NEYTS-UYTTEBROECK
A. SO2 emission Iimit ValUeS expressed in mg∕Nmj (O2 COntent 6 %) to be applied by new and existing PIantS
PUrSUant to ArtiCIe 4(1) and 4(3) respectively:
NB. Where the emission Iimit VaIUeS above CannOt be met due to the CharaCteriStiCS Of the fuel, a rate Of desulphurisation Of at IeaSt 60 % ShalI be achieved in the CaSe Of PIantS With a rated thermal input Of IeSS than Or equal to IOO MWth, 75 % for PIantS greater than IOO MWth and IeSS than Or equal to 300 MWth and 90 % for PIantS greater than 300 MWth. FOr PlantS greater than 500 MWth, a desulphurisation rate Of at IeaSt 94 % Shail apply Or Of at IeaSt 92 % Where a COntraCt for the fitting Of flue gas desulphurisation Or Iime injection equipment
咐录7欧盟大型燃烧装置大气污染物排放导则(节选)i q J
has been entered into, and WOrk On its installation has commenced, before 1 JanUary 2001.
B. SO2 emission Iimit VaIUeS expressed in mg∕Nm3 ((¾ COntent 6 %) to be applied by new PlantS PUrSUant to
ArtiCle 4(2) With the exception Of gas turbines.
|
TyPe Of fuel |
50 to 100 MWth |
100 to 300 MWth |
> 300 MWth |
|
BiOmaSS |
200 |
200 |
200 |
|
General CaSe |
850 |
200⑴ |
200 |
(1) EXCePt in the CaSe Of the 4Outermost Regions' Where 850 to 200 mg∕Nm3 (linear decrease) Shall apply.
NB. Where the emission Iimit VaIUeS above CannOt be met due to the CharaCteriStiCS Of the fuel, installations Shall achieve 300 mg∕Nrn3 SO2, Or a rate Of desulphurisation Of at IeaSt 92 % ShaIl be achieved in the CaSe Of PIantS With a rated thermal input Of IeSS than Or equal to 300 MWth and in the CaSe Of PlantS With a rated thermal input greater than 300 MWth a rate Of desulphurisation Of at IeaSt 95 % together With a maximum PermiSSibIe emission Iimit ValUe Of 400 mg∕Nm3 Shall apply.
A. SO2 emission Iimit VaIUeS expressed in mg∕Nm3 (O2 COntent 3 %) to be applied by new and existing PIantSPUrSUant to ArtiCIe 4(1) and 4(3), respectively:
B. SO2 emission Iimit VaIUeS expressed in mg∕Nm3 (O2 COntent 3 %) to be applied by new PlantS PUrSUant to ArtiCIe 4(2) With the exception Of gas turbines
|
50 to 100 MWth |
100 to 300 MWth |
> 300 MWth |
|
850 |
400 to 200 (linear decrease)(I) |
200 |
|
(1) EXCePt in the CaSe Of the IOUtermOSt Regions' Where 850 to 200 mg∕Nm3 (Iinear decrease) ShalI apply. | ||
附录7欧盟大型燃烧装置大气污染物排放导则（节选）］
In the CaSe Of two installations With a rated thermal input Of 250 MWth On Crete and RhOdOS to be IiCenSed before 31 DeCember 2007 the emission Iimit VaIUe of 1700 mg∕Nm3 ShalI apply.
A. SO2 emission Iimit VaIUeS expressed in mg∕Nm3 (O2 COntent 3 %) to be applied by new and existing PlantS PUrSUant to ArtiCIe 4(1) and 4(3), respectively:
|
TyPe Of fuel |
Limit VaIUeS (mg∕Nm3) |
|
GaSeOUS fuels in general |
35 |
|
LiqUefied gas |
5 |
|
LOW CalOriflC gases from gasification Of refineIy residues, Coke OVen gas, blast-furnace gas |
800 |
|
GaS from gasification Of COal |
(!) |
|
(1) The COUnCil WilI fix the emission Iimit VaIUeS applicable to SUCh gas at a Iater Stage On the basis Of PrOPOSaIS from the COmmiSSion to be made in the Iight Of further technical experience. | |
B. SO2 emission Iimit VaIUeS expressed in mg∕Nm3 (02 COntent 3 %) to be applied by new PIantS PUrSUant to
ArtiCle 4(2):
|
GaSeOUS fuels in general |
35 |
|
LiqUefIed gas |
5 |
|
LOW CaIOrifiC gases from COke OVen |
__ 400 |
|
LOW CalOriC gases from blast furnace |
200 |
A. NOX emission Iimit VaIUeS expressed in mg∕Nm3 (O2 COntent 6 % for SOlid fuels, 3 % for IiqUid and gaseous fuels) to be applied by new and existing PlantS PUrSUant to ArtiCIe 4(1) and 4(3), respectively:
|
TyPe Of fuel: |
Limit VaIUeS (1) (mg∕Nm3) |
|
SOIid (2), (3): 50 to 500 MWth: >500 MWth: FrOm 1 JanUary 2016 50 to 500 MWth: >500 MWth: |
600 500 600 200 |
|
Liquid: 50 to 500 MWth: >500 MWth: |
450 400 |
|
Gaseous: 50 to 500 MWth: >500 MWth: |
300 200 |
SOIid in general: 650 SOIiCi With < 10 % VOI comps: 1300 Liquid: 450 Gaseous: 350
—in the CaSe Of PIant IiCenSed in accordance With ArtiCIe 4(3)(a), be SUbjeCt to a Iimit VaIUe for nitrogen OXide emissions (measured as NO2) Of 600 mg∕Nm3; —In the CaSe Of PIant SUbjeCt to a national Plan Under ArtiCIe 4(6), have their COntribUtiOn to the national PIarI assessed On the basis Of a Iimit VaIUe Of 600 mg∕Nm3. FrOnI 1 JanUary 2016 SUCh PIantSt WhiCh do not OPerate more than 1500 hours a year (rolling average OVer a PeriOd Of five years), Shail be SUbjeCt to a Iimit VaIUe for nitrogen OXide emissions (measured as No2) Of 450 mg∕Nm3.
10 %, 1200 mg∕Nm3 Shall apply. | |
B. NOX emission Iimit ValUeS expressed in mg∕Nm^' to be applied by new PIantS PUrSUant to ArtiCle 4(2) With the exception Of gas turbines SOlid fuels (O2 COntent 6 %)
|
TyPe Of fuel |
50 to 100 MWth |
100 to 300 MWth |
> 300 MWth |
|
BiomaSS |
400 |
300 |
200 |
|
General CaSe |
400 |
200⑴ |
200 |
|
(1) EXCePt in the CaSe Of the 4OUtermOSt Regions* Where 850 to 200 mg∕Nm3 ShalI apply. | |||
LiqUid fuels (O2 COntent 3 %)
|
50 to 100 MWth |
100 to 300 MWth |
> 300 MWth |
|
400 |
200⑴ |
200 |
|
(1) EXCePt in the CaSe Of the 4OUtermOSt RegiOns, Where 300 mg∕Nm3 Shall q)ply. | ||
In the CaSe Of two installations With a rated thermal input Of 250 MWth On Crete and RhOdOS to be IiCenSed before 31 DeCember 2007 the emission Iimit VaIUe Of 400 mg∕Nm3 Shall apply.
GaSeOUS fuels (O2 COntent 3 %)
|
50 to 300 MWth |
> 300 MWth | |
|
NatUral gas (note 1) |
150 |
100 |
|
Other gas |
200 |
200 |
GaS TUrbineS
NOX emission Iimit ValUeS expressed in mg∕Nm3 (O2 COntent 15 %) to be applied by a SingIe gas turbine Unit PUrSUant to ArtiCIe 4(2) (the IinIit VaiUeS apply OnIy above 70 % load):
|
> 50 MWth (thermal input at ISO COnditiOnS) | |
|
NatUral gas (NOte 1) |
50 (NOte 2) |
|
LiqUid fuels (NOte 3) |
120 |
|
GaSeoUS fuels (Other than natural gas) |
120 |
GaS turbines for emergency USe that OPerate IeSS than 500 hours Per year are excluded from these IiiTIit values. The OPeratOr Of SUCh PIantS is required to SUbmit each year to the COmPetent authority a record Of SUCh USed time.
NOte 1: NatUraI gas is naturally OCCUrring methane With not more than 20 % (by VOlUme) Of inerts and Other constituents.
NOte 2: 75 mg∕Nm3 in the following CaSeS, Where the efficiency Of the gas turbine is determined at ISO base IOad COnditions:
—gas turbines, USed in COmbined heat and POWer SyStemS having an OVerall efficiency greater than 75 %;
一gas turbines USed in COmbilled CyCle PIantS having an annual average OVeralI electrical efficiency greater than 55 %;
一gas turbines for mechanical drives.
FOr SingIe CyCIe gas turbines not falling into any Of the above categories, but having an efficiency greater than 35 % - determined at ISO base IOad COnditiOnS - the emission Iimit VaIUe ShalI be 50×τ∕∕35 Where η is the gas turbine efficiency expressed as a PerCentage (and at ISO base IOad conditions).
NOte 3: ThiS emission Iimit ValUe Only applies to gas turbines firing Iight and middle distillates.
A. DUSt emission limit ValUeS expressed in mg∕Nm3 (02 COntent 6 % for SOIid fuels, 3 % for IiqUid and gaseous fuels) to be applied by new and existing PIantS PUrSUant to ArtiCIe 4(1) and 4(3), respectively:
|
TyPe Of fuel |
Rated IhermaI input (MW) |
EmiSSiOn Iimit VaIUeS (mg∕Nm3) |
|
Solid |
N 500 <500 |
50⑵ 100 |
|
LiqUid(I) |
all PIantS |
50 |
|
GaSeOUS |
all PlantS |
5 as a rule 10 for blast furnace gas 50 for gases PrOdUCed by the Steel industry WhiCh Can be USed elsewhere |
| ||
B. DUSt emission Iimit ValUeS expressed in mg/Nm? to be applied by new PIants, PUrSUant to ArtiCIe 4(2) With the exception Of gas turbines: SOIid fuels (C⅛ COntent 6 %)
|
50 to 100 MWth |
> 100 MWth |
|
50 |
30 |
LiqUid fuels (O2 COntent 3 %)
|
50 to 100 MWth |
> 100 MWth |
|
50 |
30 |
In the CaSe Of two installations With a rated thermal input Of 250 MWth On Crete and RhOdOS to be IiCenSed before 31 DeCember 2007 the emission Iimit VaIUe Of 50 mg∕Nm3 Shail apply.
GaSeOUS fuels (O2 COntent 3 %)
|
AS a rule |
5 |
|
FOr blast furnace gas |
10 |
|
FOr gases PrOdUCed by the Steel industry WhiCh Can be USed elsewhere |
30 |
A. PrOCedUreS for measuring and evaluating emissions from COmbUStiOn PIants.
1. Until 27 NOVember 2004
COnCentratiOnS Of SO2> dust, NOX ShalI be measured COntinUOUSly in the CaSe Of new PIantS for WhiCh a IiCenCe is granted PUrSUant to ArtiCIe 4(1) With a rated thermal input Of more than 300 MW. However, monitoring Of SO2 and dust may be COnfined to discontinuous measurements Or Other appropriate determination PrOCedUreS in CaSeS Where SUCh measurements Or PrOCedUreS, WhiCh must be Verified and approved by the COmPetent authorities, may be USed to Obtain concentration.
In the CaSe Of new PIantS for WhiCh a IiCenCe is granted PUrSUant to ArtiCie 4(1) not COVered by the first SUbParagraPh, the COmPetent authorities may require COntinUOUS measurements Of those three POlIUtantS to be CalTied OUt Where COnSidered necessary. Where COntinUOUS measurements are not required , discontinuous measurements Or appropriate determination PrOCedUreS as approved by the COmPetent authorities ShalI be USed regularly to evaluate the quantity Of the above-mentioned SUbStanCeS PreSent in the emissions.
2. FrOrn 27 NOVember 2002 and WithOUt PrejUdiCe to ArtiCIe 18(2)
COmPetent authorities Shail require COntinUOUS measurements Of COnCentratiOnS Of SO?, NOx, and dust from WaSte gases from each COmbUStiOn Plant With a rated thermal input Of IOO MW Or more.
By Way Of derogation from the first SUbParagraPh , COntinUOUS measurements may not be required in the following cases:
一for COmbUStiOn PIantS With a Iife SPan Of IeSS than 10 OOO OPeratiOnaI hours;
—for SO2 and dust from natural gas burning boilers Or from gas turbines firing natural gas;
—for SO2 from gas turbines Or boilers firing OiI With known sulphur COntent in CaSeS Where there is no desulphurisation equipment;
一for SO2 from biomass firing boilers if the OPeratOr Can PrOVe that the SO2 emissions Can Under no CirCUmStanCeS be higher than the PreSCribed emission Iimit values.
Where COntinUOUS IneaSUrementS are not required , discontinuous measurements Shall be required at IeaSt every SiX months. AS an alternative, appropriate determination PrOCedUreS, WhiCh must be Verified and approved by the COmPetent authorities, may be USed to evaluate the quantity Of the above mentioned POliUtantS PreSent in the emissions. SUCh ProCedUreS Shail USe relevant CEN StandardS as SOOn as they are available. If CEN StandardS are not available ISO StandardS, national Or international StandardS WhiCh WilI ensure the PrOViSiOn Of data Of an equivalent SCientifiC quality ShalI apply.
3. In the CaSe Of PIantS WhiCh must COmPIy With the desulphurisation rates fixed by ArtiCIe 5(2) and AnneX III, the requirements COnCeming SO2 emission measurements established Under ParagraPh 2 Of this POint ShalI apply. MOreOVer, the SUlPhUr COntent Of the fuel WhiCh is introduced into the COmbUStiOn PIant facilities must be regularly monitored.
4. The COmPetent authorities ShalI be informed Of SUbStantiaI ChangeS in the type Of fuel USed Or in the mode Of OPeratiOn Of the plant. They shall decide Whether the monitoring requirements laid down in ParagraPh 2 are Still adequate Or require adaptation.
5. The COntinUOUS measurements CalTied OUt in COmPlianCe With ParagraPh 2 Shall include the relevant PrOCeSS OPeratiOn ParameterS Of OXygen content, temperature, PreSSUre and Water VaPOUr content. The COntinUOUS measurement Of the Water VaPOUr COntent Of the exhaust gases Shall not be necessary, PrOVided that the SamPIed exhaust gas is dried before the emissions are analysed.
RePreSentatiVe measurements, i.e. SamPIing and analysis, Of relevant POnUtantS and PrOCeSS ParameterS as WelI as reference measurement methods to Calibrate automated measurement SyStemS Shali be Carried OUt in accordance With CEN StandardS as SOOn as they are available. If CEN StandardS are not available ISO StandardS, national Or international StandardS WhiCh Wiil ensure the PrOViSiOn Of data Of an equivalent SCientifiC quality ShalI apply.
COntinUOUS measuring SyStemS Shall be SUbjeCt to COntrOI by means Of ParalIeI measurements With the reference methods at IeaSt eveιy year.
6. The VaIUeS Of the 95 % COnfidenCe intervals Of a Single measured result Shall not exceed the following PerCentageS Of the emission Iimit values: SUlPhUr dioxide 20 %
NitrOgen OXideS 20 %
DUSt 30 %
The VaIidated hourly and daily average VaIUeS Shall be determined from the measured Valid hourly average VaIUeS after having SUbtraCted the VaIUe Of the COnfidenCe interval SPeCified above.
Any day in WhiCh more than three hourIy average VaIUeS are invalid due to malfunction Or maintenance Of the COntinUOUS measurement SyStein ShalI be invalidated. If more than ten days OVer a year are invalidated for SUCh SitUatiOnS the COmPetent authority ShalI require the OPeratOr to take adequate IneaSUreS to improve the reliability Of the COntinUOUS monitoring system.
B. DetermmatiOn Of total annual emissions Of COmbUStiOn PIantS UntiI and including 2003 the COmPetent authorities Shail Obtain determination Of the total annual emissions Of SO2 and NOV from new COmbUStiOn plants. When ContinUOUS monitoring is used, the OPeratOr Of the COmbUStiOn PIant Shall add UP SeParateIy for each POllUtant the mass Of POlIUtant emitted each day, On the basis Of the VOlUmetriC flow rates Of WaSte gases. Where COntinUOUS monitoring is not in use, estimates Of the total annual emissions Shail be determined by the OPeratOr On the basis Of ParagraPh A.l to the SatiSfaCtiOn Of the COmPetent authorities. Member StateS Shail COmmUniCate to the COmmiSSiOn the total annual SO2 and NOr emissions Of new COmbUStiOn PlantS at the Same time as the COmmUniCatiOn required Under ParagraPh C.3 COnCeming the total annual emissions Of existing plants.
Member StateS Shall establish, Starting in 2004 and for each SUbSeqUent year, an inventOry Of SO2，NOX and dust emissions from all COmbUStiOn PIantS With a rated thermal input Of 50 MW Or more. The COmPetent authority Shail Obtain for each PIant OPerated Under the COntrOI Of One OPeratOr at a given IOCatiOn the following data:
—the total annual emissions Of SO2，NoX and dust (as total SUSPended PartiCles).
—the total annual amount Of energy input, related to the net CaIOriflC value, broken down in terms Of the five CategOrieS Of fuel: biomass, Other SOIid fuels, IiqUid fuels, natural gas, Other gases.
A summaιy Of the results Of this inverItOly that ShOWS the emissions from refineries SeParateIy Shall be COmmUniCated to the COmmiSSiOn every three years Within twelve months from the end Of the three-year PeriOd COnSidered. The yearly PIant-by-plant data Shall be made available to the COmmiSSiOn UPOn request. The COmmiSSiOn Shail make available to the Member StateS a SUmmary Of the COmPariSOn and evaluation Of the national inventories Within twelve ITIOnthS Of receipt Of the national inventories.
COmmenCing On 1 JanUary 2008 Member StateS Shall report annuaIly to the COmmiSSiOn On those existing PIantS declared for eligibility Under ArtiCle 4(4) along With the record Of the USed and UnUSed time allowed for the PIants' remaining OPeratiOnal life.
C. DeterminatiOn Of the total annual emissions Of existing PIantS Until and including 2003.
1. Member StateS Shall establish, Starting in 1990 and for each SUbSeqUent year UntiI and including 2003, a COmPIete emission inventOry for existing PIantS COVering SO2 and NOx:
―n a PIant by PIant basis for PiantS above 300 MWth and for refineries;
—n an OVeran basis for Other COmbUStiOn PlantS to WhiCh this DireCtiVe applies.
2. The methodOIOgy USed for these inventories Shan be COnSiStent With that USed to determine So2 and NoX emissions from COmbUStiOn PlantS in 1980.
3. The results Of this inventOry ShalI be COmmUniCated to the COmmiSSiOn in a COnVenientIy aggregated form Within nine months from the end Of the year COnSidered. The methodOIOgy USed for establishing SUCh emission inventories and the detailed base information Shall be made available to the COmmiSSiOn at its request.
4. The COnlmiSSiOn Shall OrganiSe a SyStematiC COmPariSOn Of SUCh national inventories and, if appropriate, ShaiI SUbmit PrOPOSaIS to the COUnCiI aiming at harmonising emission inventOry methodologies, for the needs Of an effective implementation Of this Directive.
参考文献』
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