山东省火电厂大气污染物排放标准 编制说明
（工作组讨论稿）
标准编制组 二○一二年十一月
目 录
目 录 ........................................................................................................................................ i 1
项目背景 ........................................................................................................................... 1 1.1 1.2 2
任务来源 ............................................................................................................... 1 工作过程 ............................................................................................................... 1
《山东省火电厂大气污染物排放标准》DB37/ 664—2007修订的必要性 ................. 2 2.1 2.2 2.3
国家、省及其环保主管部门的要求 ................................................................... 2 促进产业结构调整，实现电力行业可持续发展 ............................................... 2 火电厂大气污染控制技术的发展 ....................................................................... 3
3 电力行业发展现状及存在的问题 ................................................................................... 3 3.1 3.2
山东省电力行业发展现状 ................................................................................... 3 存在的问题 ........................................................................................................... 5
4 修订原则及总体思路 ....................................................................................................... 5 4.1 4.2
修订原则 ............................................................................................................... 6 总体思路 ............................................................................................................... 6
5 标准主要技术内容 ........................................................................................................... 6 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6 5.7
适用范围 ............................................................................................................... 6 时间段和区域的划分 ........................................................................................... 7 术语和定义 ........................................................................................................... 7 污染物控制项目 ................................................................................................... 8 污染物排放限值的确定及制定依据 ................................................................... 8 达标排放技术分析 ............................................................................................. 15 监测要求 ............................................................................................................. 15
6 污染防治技术分析 ......................................................................................................... 16 6.1 6.2 6.3 6.4
烟尘控制技术 ..................................................................................................... 16 SO2控制技术 ...................................................................................................... 18 NOx控制技术 ..................................................................................................... 20 汞控制技术 ......................................................................................................... 23
7 主要国家、地区及国际组织相关标准研究 ................................................................. 24
7.1 7.2 7.3 7.4 8 9
SO2排放标准 ...................................................................................................... 24 烟尘排放标准 ..................................................................................................... 27 NOx排放标准 ..................................................................................................... 28 汞排放标准 ......................................................................................................... 31
对实施本标准的建议 ..................................................................................................... 32 标准征求意见情况 ......................................................................................................... 32
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1 项目背景
1.1 任务来源
为深入贯彻可持续发展观，促进全省空气质量的进一步改善，我省一直高度重视大气污染的防治工作，火电行业作为排污大户，是影响空气质量和减排目标完成的重要行业。山东省地方标准《火电厂大气污染物排放标准》DB37/664—2007实施以来，对控制火电厂大气污染物的排放、保护生态环境和推动电力行业的技术进步发挥了重要作用，但这个标准总体宽松，已难以适应新形势下环境保护工作要求。2012年1月1日，国家环保部颁布了新标准GB13223—2011，大幅收紧了氮氧化物、二氧化硫和烟尘的排放限值，针对重点和环境敏感地区制定了更严格的大气污染物特别排放限值。为达到与国家新标准相对接，适应我省新的环保要求，实现省委、省政府《关于建设生态山东的决定》提出的“蓝天白云，繁星闪烁”的目标，山东省环境保护厅下达了山东省火电厂大气污染物排放标准制修订计划。
1.2 工作过程
济南市环境保护科学研究院、烟台龙源电力技术股分有限公司、山东三融环保工程有限公司、山东省环境保护规划院在接受任务后，成立了标准编制组，开展标准的修订工作。具体工作程序如下：
（1）2012年*月*日，下达了《山东省火电厂大气污染物排放标准》的修订工作。 （2）2012年*月*日，成立标准编制组，制定工作方案，开展对山东省火电厂大气污染物排放标准的资料收集、调研和技术论证工作。
（3）2012年*月，根据山东省环境保护要求和火电行业大气污染排放现状，并考虑技术、经济可行性，完成标准和编制说明草稿。
（4）2012年10月17日-18日，在环保厅召开山东省重点行业大气污染物排放标准专家讨论会。针对标准初稿，结合专家建议，形成了标准及编制说明的初稿。
（5）2012年11月1日，邀请地市环保局在济南市环科院召开山东省《火电厂大气污染物排放标准》修订座谈会。根据座谈会意见，形成标准和编制说明征求意见稿。
（6）2012年11月—12月，完成了标准征求意见工作。
（7）2012年*月—*月，根据有关意见（附后）修改形成了标准送审稿。 （8）2012年*月*日，在济南召开了标准专家审查会（专家审查会意见附后）。 （9）2012年*月*日，根据审查会意见修改形成了标准报批稿。
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2 《山东省火电厂大气污染物排放标准》DB37/ 664—2007修订的必要性
2.1 国家、省及其环保主管部门的要求
随着我国大气污染治理工作的发展，以及人们对空气质量关注度的不断提高，国家对重要行业大气污染物排放标准提出了更高要求。国务院发布了《国务院办公厅转发环境保护部等部门关于推进大气污染联防联控工作改善区域空气质量指导意见的通知》（国办发〔2010〕33号），该通知要求制定并实施重点区域内重点行业的大气污染物特别排放限值，严格控制重点区域新建、扩建除“上大压小”和热电联产以外的火电厂，在地级城市市区禁止建设除热电联产以外的火电厂。
我省工业体系完善，国民经济位于全国前列。但目前大气污染物排放基数大，减排任务重。为实现省委、省政府《关于建设生态山东的决定》提出的“蓝天白云，繁星闪烁”的目标，山东省“十二五”环保规划明确要求，十二五期间 “努力实现我省大气污染防治新突破，空气能见度大幅提升，空气质量改善走在全国前列”。为了削减二氧化硫的产量，强调了燃煤电厂的脱硫设施配备、运行和分布要求，并对氮氧化物和颗粒物的排放提出了明确的目标。
火电行业是大气污染的重点排放源，因此，控制火电行业的大气污染物排放对实现我省环境保护目标的意义重大。基于国家、我省及其环境管理部门的相关要求，执行更严格的大气污染物排放标准，以促进火电行业节能减排和淘汰落后产能，确保完成总量控制目标和削减任务。
2.2 促进产业结构调整，实现电力行业可持续发展
山东省是以燃煤发电为主的能源大省，截至2011年底，全省发电装机容量达68050MW，全年发电量3172亿kW·h，其中火力发电占98.6%。
2011年，全省燃煤火电厂SO2和NOx排放量分别占全社会排放量的50.5%和49.3%，是影响空气质量和减排目标完成的重要行业。同时，我省燃煤火电厂存在结构不合理、排放绩效高等问题。我省火电厂平均单机容量仅为60MW，低于江苏（96MW）、浙江（78MW）、广东（177MW）和全国平均水平（111MW）；平均供电标准煤耗335g/kW·h，高于江苏（318 g/kW·h）、浙江（307 g/kW·h）、广东（319 g/kW·h）和全国平均（329g/kW·h）；平均SO2排放绩效2.96 g/kW·h，高于江苏（1.65 g/kW·h）、浙江（1.4 g/kW·h）、广东（1.24 g/kW·h）和全国平均（2.46 g/kW·h）。加严排放标准，能够提高燃煤电厂清洁生产水平、降低单位
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发电量污染物排放，倒逼高排放机组淘汰，加快电力行业产业结构调整步伐。
2.3 火电厂大气污染控制技术的发展
DB37/664—2007实施以来，对控制我省火电厂大气污染物排放和推动技术进步发挥了重要作用。截至2010年， 全省现役火电机组脱硫装机容量达20612MW，超出国家下达山东省“十一五”脱硫装机容量36个百分点。 全省燃煤电厂脱硫装机容量占总装机容量的比例达到95%以上。
近年来，我省火电厂脱硫脱硝及除尘技术发展迅速，新建大型燃煤机组均按要求同步采用了低氮燃烧方式，并在环境敏感地区开始建设烟气脱硝装置。一批现有火电厂结合技术改造安装了低氮燃烧器。电除尘器技术水平已接近国际先进水平，已能满足各种容量的火电机组需要。各种可应用于火电机组的袋式除尘器、电袋复合除尘器等高效除尘器相继涌现，并有不同程度的实际运行案例。这些控制技术为提高火电厂大气污染物排放控制要求提供了技术支撑。
“十一五”以来，我省以SO2减排责任书为抓手，全面推进燃煤电厂脱硫脱硝项目建设，截至目前，全省所有火电机组均配套建设了脱硫设施，绝大多数燃煤电厂采用的是湿法脱硫设计，脱硫效率高、运行稳定，SO2排放浓度达到200 mg/m3以内。我省有9台机组与主体同步建设了脱硝设施，设计脱硝效率在60%-70%之间，NO2排放浓度控制在200 mg/m3以下。
3 电力行业发展现状及存在的问题
3.1 山东省电力行业发展现状
山东电网是一个以省域为界、火电为主的相对独立电网，水电、风电等非火力发电总装机容量不足l%。截至2011年底，全省发电装机容量达到6804.8万千瓦，全社会用电量累计3635.3亿千瓦时，发电量完成3172.4亿千瓦时，接纳省外电量达462.8亿千瓦时。第三产业和居民用电比重增加，用电结构更趋合理。受经济发展和工业拉动影响，全省用电量一直保持较快的增长速度，“十一五”期间，山东省用电量年均增速11.53%，电网统调最高负荷年均增速9.88%。 3.1.1
发电装机情况
截至2011年底，全省发电装机总容量6804.8万千瓦，当年净增556.4万千瓦。其中，统调公用机组装机容量4494.4万千瓦；地方公用及企业自备电厂装机容量2310.4万千瓦。
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全省电源结构以火电机组为主，装机6237.7万千瓦，占总装机容量的91.67%，其中，燃煤机组6045.7万千瓦，余热余压余气、垃圾和生物质机组合计192.0万千瓦。风电、水电和太阳能等可再生能源发电装机合计357.1万千瓦，占5.25%。全省装机结构进一步优化，电源建设继续向大容量、高参数、环保型方向发展，统调公用机组平均单机容量由“十一五”末的28.3万千瓦提高到29.4万千瓦，30万千瓦及以上火电机组共计84台、3494万千瓦，占全省装机容量半数以上，是参与电网调峰、保障电力供应的主力机组。 3.1.2
电网建设情况
电网建设保持高速发展。截至2011年底，山东电网共有220千伏及以上系统变电站324座，变压器620台、变电容量13583万千伏安，输电线路814条、长度总计23512公里。其中，500千伏系统共有变电站30座，变压器59台，变电容量4350万千伏安，输电线路73条，长度5525公里。各级电网协调发展，实现了全省每个市均有1座500千伏及以上变电站，每个县(市)均有1座220千伏及以上变电站。
全省已形成覆盖17市的“五横两纵”500千伏主网架，与华北电网实现了“两点”联网，电网结构进一步优化。青岛、潍坊、聊城、枣庄、济宁一菏泽、临沂一日照、烟台一威海、淄博南一莱芜一泰安东、淄博北一东营等9个地区电网己形成独立的供电区。2011年2月28日联接我省和宁夏自治区的世界首条±660银东直流输电工程成功实现双极投运，我省高峰时段接纳外来电能力达到750万千瓦，标志着“外电入鲁”战略取得重大突破。 3.1.3
电力供需情况
随着经济发展水平的日益提高，城市化水平的不断加快，我省电力需求日益增加，发电量保持较快增长。
（一）发电情况：近十年来全省发电量保持稳定增长，但后期增势不强。2011年累计完成发电量3172.4亿千瓦时，增长2.6%，比上年低5.1个百分点，比全社会用电量增幅低7.6个百分点。其中，统调公用机组受省外来电大幅增加影响发电增速明显放缓；地方公用机组在风电快速增长拉动下，发电量由上年负增长转正。通过提高统调公用机组利用水平，全省电力生产单耗、厂用电率稳步下降，促进了电力工业节能减排。
（二）用电情况：2011年全社会用电量累计完成3635.3亿千瓦时，其中，第一产业用电量85.4亿千瓦时，占全社会用电量的比重为2.3%。第二产业用电量2844.3亿千瓦时，占全社会用电量的比重为78.2%，其中，工业用电量2555.72亿千瓦时，轻、重工业用电量分别为553.7和2258.3亿千瓦时。第三产业用电量317.3亿千瓦时，占全社会用电量的
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比重为8.7%。城乡居民生活用电量388.2亿千瓦时，占全社会用电量的比重为10.7%。第三产业用电比重不断增大，全省用电结构逐步优化。
3.2 存在的问题
电力工业的快速发展为国民经济的快速发展奠定了基础。在高速增长的经济环境下，山东省的电力消费在终端能源消费中的比例呈逐年增高的趋势，山东省电力工业的发展正面临着经济增长和环境保护的双重压力，存在着深层次的问题和矛盾。具体表现为：
（1）电力结构单一
山东电网电力结构单一。2011年总装机容量中，仍以火电为主，约占91.67%；水电、风电比重很小，分别约占1.57%和3.62%；没有核电。而就同期全国的情况来看，火电、水电、风电和核电的装机容量分别占到了总装机容量的79.20%、17.16%、1.06%和1.76%。
（2）发电机组结构不合理、单位发电量煤耗较高
2011年山东省统调公用机组4494.4万千瓦，平均单机容量由上年末的28.3万千瓦提高到29.4万千瓦，30万千瓦及以上火电机组共计84台、3494万千瓦，占全省装机容量半数以上，是参与电网调峰、保障电力供应的主力机组。企业自备机组中，孤网运行265.5万千瓦，它们多为5万千瓦及以下小机组，不参加统一调度，能耗大、污染严重（需要山东省小机组数据，机组总数、装机容量等）。
2011年山东省平均供电标准煤耗335 g/kW·h，远远高于世界发达国家水平（2005年：日本，300 g/kW·h；意大利，288 g/kW·h），也略高于全国平均水平（329g/kW·h）。山东省供电煤耗较高的主要原因是由于大量煤耗高的小机组存在，同时大量小机组不利于统一管理和污染物的集中治理，其单位发电量污染物的排放量也远远高于大容量机组。
（3）环境污染严重
由于山东电力以火电为主，山东电力发展所排放的环境污染物，最主要的受体是大气环境。2011年山东省平均SO2排放绩效2.96 g/kW·h，高于江苏（1.65 g/kW·h）、浙江（1.4 g/kW·h）、广东（1.24 g/kW·h）和全国平均（2.46 g/kW·h）。
在山东电力快速发展的同时，存在着电力结构单一、发电机组构成不合理等深层次的矛盾；目前山东省的装机容量和总发电量在全国均名列前茅，同时，电力的快速发展对山东的自然生态环境造成了严重的影响，尤其在二氧化硫和烟尘排放上，更为突出。
4 修订原则及总体思路
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4.1 修订原则
（1）与我国、我省有关的环境保护法律法规、标准协调配套，与环境保护的方针政策相一致。
（2）在实现环境保护目标的同时，促进我省资源的合理利用和电力结构的调整与发展，实现保护生态环境与电力发展的双赢，拉动我省环保产业的发展。
（3）综合考虑新、老污染源的差别、重点城市和一般城市的差别、城乡差别等，制定符合我省省情的标准。
（4）以先进的技术为依托，淘汰落后技术，促进技术进步。
（5）力求使标准做到科学合理、技术上可行、经济上合理、具有可操作性。
4.2 总体思路
（1）加强新建火电厂污染物排放控制，努力减少新增污染物排放量。 （2）削减现有火电厂污染物排放量，实现总量削减。
（3）进一步推动火电厂安装烟气脱硫装置，并提高脱硫装置的稳定高效运行。 （4）推动火电厂安装烟气脱硝装置，推动小锅炉和机组进行低氮燃烧技术改造。 （5）推动火电厂进一步提高除尘效率。 （6）通过新标准的实施，拉动环保产业发展。
5 标准主要技术内容
5.1 适用范围
新标准的适用范围完全涵盖了DB37/664—2007标准的适用范围，与国家GB13223-2011相衔接。
新标准适用于符合以下条件火电厂（含热电联产）的锅炉和机组： （1）各种容量的煤粉发电锅炉。
（2）单台出力65t/h以上的燃煤循环流化床等发电锅炉。 （3）单台出力65t/h以上的燃油及燃气发电锅炉。 （4）各种容量的燃气轮机组。
（5）单台出力65t/h以上采用煤矸石、生物质、油页岩、石油焦等为燃料的发电锅炉。 （6）煤气化整体联合循环（Integrated Gasification Combined Cycle，简写“IGCC”）发电的燃气轮机组。
新标准不适用于：
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（1）各种容量的层燃炉、抛煤机炉发电锅炉。
（2）各种容量的以生活垃圾、危险废物为燃料的火电厂。 （3）内燃发电机组。
5.2 时间段和区域的划分
5.2.1
时间段的划分
本标准对锅炉和机组的划分，不再如DB37/664—2007划分为三个时段，而是划分为“现有”和“新建”两类。“现有”指本标准实施之日前，建成投产或环境影响评价文件已通过审批的火力发电锅炉及燃气轮机组。“新建”指本标准实施之日起，环境影响评价文件通过审批的新建、扩建和改建的火力发电锅炉及燃气轮机组。标准具体执行要求如下：
（1）自2013年7月1日起，现有与新建火力发电锅炉及燃气轮机组分别执行表1的大气污染物排放浓度限值。
（2）自2014年7月1日起，重点控制区内火力发电锅炉及燃气轮机组执行表2中的大气污染物排放浓度限值。重点控制区的范围由山东省人民政府或由山东省环境保护厅与省质量技术监督局联合另行发布。
（3）自2015年1月1日起，燃煤锅炉执行表2规定的汞及其化合物污染物排放限值。 （4）自2017年1月1日起，所有火力发电锅炉及燃气轮机组执行表2规定的烟尘、二氧化硫、氮氧化物和烟气黑度排放限值。
（4）执行大气特别排放限值的范围和时间由山东省人民政府或由山东省环境保护厅与省质量技术监督局联合另行发布。大气特别排放限值的提出主要是为了做好与国家相关排放标准的衔接，具体时间和范围待环保部发布公告后做相应调整。 5.2.2
区域的划分
根据环境管理的需要，将山东省划分为重点控制区和一般控制区。
重点控制区指根据山东省环境保护工作的要求，在土地开发密度较高，环境承载力开始减弱，或大气环境容量较小、生态环境脆弱，容易发生严重大气环境污染问题而需要严格控制大气污染物排放的地区。其他区域作为一般保护区域。
重点控制区的范围由山东省人民政府或由山东省环境保护厅与省质量技术监督局联合另行发布。
5.3 术语和定义
《火电厂大气污染物排放标准》DB37/664—2007定义了标准状态、锅炉额定出力、烟
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气排放连续监测、过量空气系数、干燥无灰基挥发分5个术语。新标准中不再涉及锅炉额定出力和干燥无灰基挥发分这2个术语相关的内容。烟气排放连续监测的要求和定义已经成熟，本次修订也不列入术语。因此，新标准删除了锅炉额定出力、烟气排放连续监测和干燥无灰基挥发分3个术语，新增加了现有火力发电锅炉及燃气轮机组和新建火力发电锅炉及燃气轮机组2个术语，将过量空气系数改为氧含量，符合实际监测工作的需要。另外，根据山东省环境保护工作的特点和区域污染现状特征，增加了重点控制区和一般控制区两个术语。
5.4 污染物控制项目
新标准控制的大气污染物除DB37/664—2007中的三种污染物外，还新设置了汞及其化合物，新标准控制的大气污染物为SO2、NOx、烟尘和汞及其化合物。
控制指标包括：SO2浓度、NOx浓度、烟尘浓度、汞及其化合物浓度，以及烟气黑度5项指标。
5.5 污染物排放限值的确定及制定依据
5.5.1
NOx排放限值的确定
山东省环境保护“十二五”规划中提出，新建燃煤机组全部配套建设脱硝设施，脱硝效率达到80%以上。现役单机20万千瓦(不含)以下机组，全部安装低氮燃烧器，脱硝效率达35%；现役单机20万千瓦以上机组，全部建设脱硝设施，脱硝效率达70%。
（1）新建火力发电锅炉及燃气轮机组NOx排放浓度限值
2010年，我省氮氧化物(NOx)排放量174万吨，居全国第一位，总量减排压力很大，而DB37/664—2007标准第3时段氮氧化物排放浓度限值为400~600mg/m3，只要采用低氮燃烧技术就可以达到排放标准，近年来脱硝技术不断发展，国产化率逐步提高，一些先进的脱销装置却只在很少的企业应用，主要原因是国家和地方对氮氧化物排放的要求较低，企业没有减排压力，所以应加严并提前执行氮氧化物(NOx)新标准势在必行。
在制定新建电厂NOx排放浓度限值时遵循以下原则：
① 2013年7月1日起，新建、改建和扩建的220t/h的燃煤火电锅炉，须同步配套建设烟气脱硝装置，执行NOx100mg/m3的限值；新建、改建和扩建的220t/h以下（含220t/h）的燃煤火电锅炉，执行300mg/m3的限值。
新建电厂是在标准颁布后才开始设计建设的，按照国家政策，新建的燃煤发电机组和热电联产机组分别采用单机容量60万千瓦和30万千瓦及以上高参数、高效率的机组，有条件采用能源利用效率高的先进生产技术以及先进的低氮燃烧技术和烟气脱硝技术。同时
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为了缓解重点控制区的大气NOx污染带来的酸沉降、大气能见度降低、灰霾天气等，有必要对新建电厂采用更严格的排放限值。因此，对新建、改建和扩建的燃煤电厂，制定100mg/m3的排放限值。
该限值比欧盟现行的《大型燃烧装置大气污染物排放限制指令》（2001/80/EC）中规定的新建大型燃烧装置排放限值（200mg/m3）和美国2005年规定的新源排放限值（1.0 lb/MWh，约折合135mg/m3）都严格。
烟气脱硝装置的费用较高，对于220t/h以下的燃煤火电锅炉，其氮氧化物排放量要达到，很难维持正常经营生产。因此，本标准中对于新建、改建和扩建的220t/h以下（含220t/h）的燃煤火电锅炉，执行300mg/m3的限值。
②燃油锅炉及燃气锅炉NOx排放控制要求
新标准规定了燃油锅炉和燃用天然气的燃气锅炉执行100mg/m3排放限值，对其他气体燃料的燃气锅炉将执行200mg/m3排放限值。
欧盟2001/80/EC指令规定燃用天然气的单机容量大于300MW的锅炉执行100mg/m3
排放限值，单机容量介于50MW~300MW的锅炉执行150mg/m3排放限值，燃用除天然气外的气态燃料的锅炉执行200mg/m3排放限值；燃用液体燃料的单机容量大于100MW的锅炉执行200mg/m3排放限值，单机容量介于50MW~100MW的锅炉执行400mg/m3排放限值。 ③燃气轮机组NOx排放控制要求
新标准规定新建燃用天然气的燃气轮机组执行50mg/m3排放限值，燃用除天然气外的气态燃料和燃油的燃气轮机组执行120mg/m3排放限值。
欧盟2001/80/EC指令规定燃用天然气的燃气轮机组NOx排放限值执行50mg/m3，燃用除天然气外的气态燃料和燃油的燃气轮机组NOx排放限值执行120mg/m3。
（2）现有火力发电锅炉及燃气轮机组NOx排放浓度限值
现有火电厂（即新标准发布前建成或审批的火电厂），基本上是已建或在建的火电厂。 ①燃煤锅炉NOx排放控制要求
2013年7月1日起，220t/h以上的现有燃煤火力发电锅炉执行100mg/m3，采用W型火焰炉膛的火力发电锅炉，现有循环流化床火力发电、热电锅炉执行200mg/m3。220t/h以下（含220t/h）的现有燃煤火力发电锅炉执行400mg/m3。
200mg/m3的限值比欧盟2001/80/EC指令中规定的现有锅炉排放限值（400mg/m3）和美国2005年规定的现有电站锅炉排放限值（1.6lb/MWh，约折合218 mg/m3）严格。同样，
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考虑到脱硝技术成本的需求和脱硝装置运行调试需要的周期，对于220t/h以下（含220t/h）的现有燃煤火力发电锅炉，执行400mg/m3的限值。
2014年7月1日起，重点控制区220t/h以下（含220t/h）的现有燃煤火力发电锅炉执行的限值提高到300mg/m3。
山东省国土面积大，区域间地理条件、气候条件、大气下垫面类型差异较大，产业结构类型和环境承载力也存在差异。一些地区土地开发密度较高，环境承载力开始减弱，或大气环境容量较小、生态环境脆弱，容易发生严重大气环境污染问题。对于此类地区，需要严格控制大气污染物排放。不论新建还是现有的燃煤火电锅炉，都需要执行100mg/m3的限值，小于220t/h（含220t/h）的现有和新建的燃煤火电锅炉，考虑其脱硝成本和经济效益，执行300 mg/m3的限值。
2017年1月1日起，所有地区220t/h以下（含220t/h）的现有燃煤火力发电锅炉执行的300mg/m3的限值。
②燃油锅炉及燃气锅炉NOx排放控制要求
新标准规定了燃油锅炉及燃气锅炉NOx排放控制要求，2013年7月1日至2014年7月30日，燃用天然气的燃气锅炉执行100 mg/m3排放限值，燃油锅炉及燃用其他气体燃料的燃气锅炉执行200 mg/m3排放限值。
2014年7月1日以后重点控制区的现有燃油锅炉及燃用其他气体燃料的燃气锅炉执行100 mg/m3排放限值，2017年1月1日以后所有地区的现有燃油锅炉及燃用其他气体燃料的燃气锅炉执行100 mg/m3排放限值。
欧盟2001/80/EC指令规定燃用天然气的单机容量大于300MW的锅炉执行100mg/m3
排放限值，单机容量介于50MW~300MW的锅炉执行150mg/m3排放限值，燃用除天然气外的气态燃料的锅炉执行200mg/m3排放限值。燃用液体燃料的单机容量大于100MW的锅炉执行200 mg/m3排放限值，单机容量介于50MW~100MW的锅炉执行400 mg/m3排放限值。
③ 燃气轮机组NOx排放控制要求
新标准规定从2013年7月1日起，现有燃用天然气的燃气轮机组NOx执行50mg/m3，燃用除天然气外的气态燃料和燃油的燃气轮机组执行120mg/m3排放限值。2014年7月1日以后重点控制区燃用天然气的燃气轮机组NOx执行50mg/m3，燃用除天然气外的气态燃料和燃油的燃气轮机组执行100mg/m3排放限值，2017年1月1日以后所有地区燃用天然气的燃气轮机组NOx执行50mg/m3，燃用除天然气外的气态燃料和燃油的燃气轮机组执行
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100mg/m3排放限值
欧盟2001/80/EC指令规定燃用天然气的燃气轮机组NOx排放限值执行50mg/m3，燃用除天然气外的气态燃料和燃油的燃气轮机组NOx排放限值执行120mg/m3。 5.5.2
SO2排放限值的确定
（1）新建火力发电锅炉及燃气轮机组SO2排放浓度限值
制订DB37/664—2007标准的主要目的之一是大力推动山东省火电SO2的排放控制，广泛推行高效烟气脱硫装置的安装，考虑到当时山东省缺乏脱硫装置运行和管理方面经验的实际情况，制订出的排放限值较为宽松。经过近几年的发展，脱硫装置的运行经验、管理经验都比较成熟，为此在本次标准修订过程中根据脱硫装置可以达到的脱硫效率制订更为严格的排放限值。
在制定新建电厂排放浓度限时遵循以下原则： ①燃煤火电锅炉锅炉SO2排放控制要求
2013年7月1日起，新建、改建和扩建的燃煤火电锅炉执行100mg/m3的排放浓度限值，2014年7月1日起，重点控制区执行50mg/m3的排放浓度限值。
新建电厂是在标准颁布后才开始设计建设的，按照国家政策，新建的燃煤发电机组和热电联产机组分别采用单机容量600MW和300MW及以上高参数、高效率的机组，有条件采用能源利用效率高的先进生产技术以及先进的烟气治理技术。为避免新建电厂的二次改造，应制定较为严格的标准限值。
从世界各国的经验来看，美国、日本和欧盟国家均对新建电厂提出了严格的要求，美国2005年的电站锅炉SO2新源排放标准要求新建燃煤电厂脱硫效率必须大于95％，并有相应的排放量限制。欧盟2001/80/EC指令要求新建大型燃烧装置的排放浓度必须小于200mg/m3，实际上是要求安装高效率的脱硫装置，日本的燃煤电厂基本上安装了脱硫装置。
该限值比欧盟2001/80/EC指令中规定的新建锅炉排放限值、日本新建大型排放源排放限值，以及美国2005年规定的新源排放限值（1.4 lb/MWh，约折合184mg/m3）均严格。
② 燃油锅炉SO2排放控制要求
新标准规定燃油锅炉的SO2排放浓度限值为100mg/m3。
欧盟2001/80/EC指令规定新建燃用液态燃料的的锅炉SO2排放限值执行200mg/m3。 ③ 新增燃气锅炉及燃气轮机组SO2排放控制要求
新标准增加了对燃气锅炉及燃气轮机组SO2排放控制要求，燃用天然气时执行
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35mg/m3排放限值，燃用除天然气外的气体燃料时执行100mg/m3排放限值，燃油的燃气轮机组执行mg/m3排放限值。
欧盟2001/80/EC指令规定新建燃用除液化气、低热值的焦炉煤气和高炉煤气外的一般气态燃料的锅炉SO2排放限值执行35mg/m3，燃用低热值的高炉煤气执行200mg/m3。欧盟对燃用气态燃料的燃气轮机组SO2无排放控制要求。
（2）现有火力发电锅炉及燃气轮机组SO2排放浓度限值
从2013年7月1日起，现有火电厂（即新标准发布前建成或审批的火电厂），在制订现有火电锅炉执行的排放浓度限值时遵循以下原则：
①燃煤锅炉SO2排放控制要求
从2013年7月1日起，在2013年7月1日前建成投产或环境影响评价文件已通过审批的现有燃煤火力发电锅炉，对已安装烟气脱硫装置的锅炉，加强运行管理，优化运行，执行200mg/m3的排放浓度限值。200mg/m3的排放浓度限值与欧盟2001/80/EC指令中规定的新建锅炉排放限值（200mg/m3）相同，比欧盟2001/80/EC指令中规定的现有锅炉排放限值（400mg/m3）和美国规定的现有电站锅炉排放限值（740mg/m3）严格，比美国2005年规定的新建电站锅炉排放限值（1.4lb/MWh，约折合184 mg/m3）略为宽松。
自2014年7月1日起，重点控制区的现有燃煤锅炉，执行50 mg/m3 的排放标准。 自2017年1月1日起，一般控制区的现有燃煤锅炉，执行100 mg/m3 的排放标准。 ② 燃油锅炉SO2排放控制要求
新标准规定现有燃油锅炉的SO2排放浓度从2013年7月1日起，限值为200mg/m3，自2014年7月1日起，重点控制区执行100mg/m3的限值，自2017年1月1日起，所有地区执行100mg/m3的限值。
欧盟2001/80/EC指令规定新建燃用液态燃料的锅炉SO2排放限值执行200mg/m3，新标准要严于此限值。
③ 新增燃气锅炉及燃气轮机组SO2排放控制要求
新标准增加了对燃气锅炉及燃气轮机组SO2排放控制要求，从2013年7月1日起，燃用天然气时执行35mg/m3排放限值，燃用除天然气外的气体燃料时执行100mg/m3排放限值，燃油的燃气轮机组执行200mg/m3排放限值。
欧盟2001/80/EC指令规定新建燃用除液化气、低热值的焦炉煤气和高炉煤气外的一般气态燃料的锅炉SO2排放限值执行35mg/m3，燃用低热值的高炉煤气执行200mg/m3。欧盟对燃用气态燃料的燃气轮机组SO2无排放控制要求。
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5.5.3 烟尘排放限值的确定
根据国内外的经验，烟气脱硫和除尘之间的关联性较强，烟尘排放浓度限值的制订应当与SO2的治理措施同时考虑。
（1）新建火力发电锅炉及燃气轮机组烟尘排放浓度限值
由于新建机组须进行烟气脱硫，在制订排放浓度限值时主要考虑以下几个方面的因素： ① 新建电厂须同步安装脱硫装置，烟气在经过湿法脱硫后除尘效率可以进一步提高。 ② 新建电厂有条件采用除尘效率高的电除尘器、袋式除尘器或电袋复合除尘器等烟气治理技术。
③ 从世界各国的经验来看，美国、日本和欧盟国家均对新建电厂提出了严格的要求。我国的标准应逐步向国外先进的烟尘排放标准靠拢。
在制定新建电厂烟尘排放浓度限值时遵循以下原则：
① 新建、改建、扩建燃煤电厂和燃油电厂的烟尘执行30mg/m3排放浓度限值。 该限值与欧盟2001/80/EC指令中规定的新建锅炉排放限值相同，比美国2005年规定的新源排放限值（0.14 lb/MWh或0.015 lb/MBtu，约折合20mg/m3）基本处于同一水平。
② 新增燃气锅炉及燃气轮机组烟尘排放控制要求
新标准增加了对燃气锅炉及燃气轮机组烟尘排放控制要求，燃用天然气时执行5mg/m3
排放限值，燃用除天然气外的气态燃料时执行10mg/m3排放限值。
欧盟2001/80/EC指令规定新建燃用除高炉煤气和来自钢铁工业的可燃气体外的气态燃料的锅炉的烟尘排放限值执行5mg/m3，燃用高炉煤气锅炉的排放限值修订为30mg/m3。欧盟对燃用气态燃料的燃气轮机组无排放控制要求。
（2）现有火力发电锅炉及燃气轮机组烟尘排放浓度限值
现有火电厂（即新标准发布前建成或审批的火电厂），基本上是已建或在建的火电厂。DB37/664—2007标准中的排放限值为50mg/m3，本次修订考虑到山东省火电机组经过近些年的发展，基本安装了电除尘器，甚至个别600MW机组安装了袋式除尘器，同时电袋复合除尘器经过近10年的发展，技术上已经成熟，并积累了一定的运行经验。
在制定现有火力发电锅炉烟尘排放浓度限时遵循以下原则：
① 到2013年7月1日，已安装烟气脱硫装置的现有燃煤火力发电锅炉，烟尘的控制与SO2的控制统筹考虑，执行30mg/m3排放浓度限值；对以煤矸石等为主要燃料的资源综合利用火力发电锅炉不再放宽要求，也执行30mg/m3的排放浓度限值。
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② 到2013年7月1日，以油为燃料的锅炉和燃气轮机组执行30mg/m3的排放浓度限值。
③ 新增燃气锅炉及燃气轮机组烟尘排放控制要求
新标准增加了对燃气锅炉及燃气轮机组烟尘排放控制要求。到2013年7月1日，燃用天然气时执行5mg/m3排放限值，燃用除天然气外的气态燃料时执行10mg/m3排放限值。2014年7月1日以后重点控制区以气体为燃料的锅炉或燃气轮机组执行5mg/m3排放限值，2017年1月1日以后所有地区以气体为燃料的锅炉或燃气轮机组执行5mg/m3排放限值。
欧盟2001/80/EC指令规定新建燃用除高炉煤气和来自钢铁工业的可燃气体外的气态燃料的大型燃烧装置的烟尘排放限值执行5mg/m3，对燃用高炉煤气大型燃烧装置排放限值修订为30mg/m3。欧盟对燃用气态燃料的燃气轮机组无排放控制要求。 5.5.4
汞及其化合物
DB37/664—2007标准中没有设置汞的排放限值，为支持履约工作，本次修订增加汞的排放指标。鉴于我国现有燃煤电厂大气汞控制的科研基础薄弱，实际排放数据和普查资料都缺乏，对汞的控制技术也未完全掌握，因此制订思路和限值借鉴国外的研究成果和排放限值。通过研究美国、欧盟和德国的火电厂排放标准，确定山东省火电厂汞的排放限值为0.03mg/m3，于2015年1月1日起执行此标准。
该限值与德国2004年修订的《大型燃烧装置法》（GFAVO）中的限值相同。 5.5.5
大气污染物特别排放限值
为控制区域空气质量，国务院发布了《国务院办公厅转发环境保护部等部门关于推进大气污染联防联控工作改善区域空气质量指导意见的通知》（国办发〔2010〕33号），该通知要求制定并实施重点区域内重点行业的大气污染物特别排放限值，严格控制重点区域新建、扩建除“上大压小”和热电联产以外的火电厂，在地级城市市区禁止建设除热电联产以外的火电厂。山东省也相应下达了重点保护地区的文件。为落实通知精神，在本标准中增加了大气污染物特别排放限值。对重点区域内的燃煤锅炉，烟尘为20mg/m3，二氧化硫为50mg/m3，氮氧化物为100 mg/m3。燃油的锅炉及燃气轮机组烟尘为20mg/m3，二氧化硫为50mg/m3，氮氧化物为100 mg/m3和120mg/m3。燃气的锅炉及燃气轮机组烟尘为5mg/m3，二氧化硫为35mg/m3，氮氧化物为100mg/m3和50mg/m3。 5.5.6
本标准中特别增加了火电厂的煤场及渣土场，必须实施封闭管理的要求。
火电厂对周围地区污染的主要来源之一为其煤场及渣土场，因此本次修订加上了封闭管理的要求。
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5.6 达标排放技术分析
5.6.1
NOx达标排放技术分析
当排放限值为200mg/m3和100mg/m3时，可采用下列方法达标排放： ① 高效低氮燃烧器＋SCR。 ② 高效低氮燃烧器＋SNCR。
火电厂可根据具体情况采用高效低氮燃烧技术＋SCR技术、高效低氮燃烧技术＋SNCR技术实现达标排放。
当排放限值为400mg/m3和300mg/m3时，仅采用低氮燃烧技术就可满足要求。 5.6.2
SO2达标排放技术分析
当限值为100mg/m3时，应采用低硫煤(硫分＜1%)，并安装脱硫效率超过95%的烟气脱硫装置，或改用IGCC等其他发电工艺。
当限值为200mg/m3时，应采用低硫煤(硫分＜1.5%)，并安装脱硫效率超过95%的烟气脱硫装置，须加强管理可满足要求。 5.6.3
烟尘达标排放技术分析
当排放限值为30mg/m3时，可以采用下列方法达标排放：
① 使用袋式除尘器。适用于燃用一切燃料的火电厂，在澳大利亚得到普遍应用，在美国、日本和欧洲也得到较多地应用。在国内已有在大型火电厂成功运行的先例，技术成熟，在国内300MW以下运行经验丰富。
② 静电除尘＋湿法脱硫。适用于易于电除尘器收集的飞灰，且灰份不宜太高。技术成熟，得到广泛应用。
③ 静电除尘＋袋式除尘。适用于燃用一切燃料的火电厂。主要适用于老厂改造，在电除尘器后增加一级袋式除，称为“紧凑型”（Compact）结构，在美国一些电厂中得到应用。 5.6.4
汞达标排放技术分析
采用烟气脱硝＋静电除尘/布袋除尘＋湿法烟气脱硫的组合技术进行协同控制。如采用协同控制还未达标，可采用炉内添加卤化物等和烟道喷入活性炭吸附剂。
采用烟道喷入活性炭吸附剂脱汞的成本约为8~10万美元/千克。
5.7 监测要求
监测方法标准选用的基本原则是采用国家有关环境监测方法标准。
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5.7.1 烟尘
新标准烟尘的测量方法与GB13223-2003相同，采用《固定污染源排气中颗粒物测定与
气态污染物采样方法》（GB/T 16157）中的重量法。
5.7.2 烟气黑度
新标准烟气黑度监测采用《固定污染源排放烟气黑度的测定 林格曼黑度图法》（HJ/T 398）。 5.7.3
SO2
新标准SO2测量采用《固定污染源排气中二氧化硫的测定 碘量法》（HJ/T 56）和《固定污染源排气中二氧化硫的测定 定电位电解法》（HJ/T 57）。 5.7.4
NOx
新标准NOx测量采用《固定污染源排气中氮氧化物的测定 紫外分光光度法》（HJ/T 42）和《固定污染源排气中氮氧化物的测定 盐酸萘乙二胺分光光度法》（HJ/T 43）。 5.7.5
汞及其化合物
新标准汞及其化合物测量采用《固定污染源废气汞的测定 冷原子吸收分光光度法 (暂行)》（HJ 543）。
6 污染防治技术分析
6.1 烟尘控制技术
火电厂除尘主要采用静电除尘器、袋式除尘器和电袋组合除尘器。 6.1.1
静电除尘器
目前，我国生产的静电除尘器技术水平已接近国际先进水平，能满足各种容量火电机组的需要。近年来，我国新建燃煤火电厂烟气除尘绝大部分采用了静电除尘器，在制造、运行上都积累了丰富的经验。电除尘器最大的优点是设备阻力低，处理烟气量大，去除率高，运行费用低，维护工作量少，使用温度范围广。但是，锅炉工况和负荷变化影响其除尘效率，燃煤煤质（粉尘比电阻变化）影响其除尘效率，例如，在燃用硫含量低，煤灰比电阻高的准格尔煤时，静电除尘器的除尘效率很难进一步提高。一般情况下，静电除尘器设备维护只能在停运下进行。经电除尘器除尘后会产生飞灰，处理方式主要有两种，即在灰场中堆存或外运综合利用，若处置不当会造成空气和水体污染。 6.1.2
袋式除尘器
布袋除尘器是一种高效、稳定的干式除尘器。由于袋式除尘器不受烟尘比电阻的影响，
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而且去除细颗粒物的能力优于电除尘器，逐渐得到重视和推广，现已成为一项成熟的技术，在发电锅炉和工业锅炉广泛地应用。
发电锅炉采用布袋式除尘器最积极的国家是澳大利亚。因为该国的发电厂普遍使用的是低硫煤，含硫量多在0.4～0.5％之间，煤灰中SiO2和A12O3含量在85％左右、Na2O含量在0.4％左右。电除尘器对这种特性的煤灰比较难以收集。当排放标准提高后，原有的电除尘器不能满足要求，所以在1972年有电厂开始改用布袋式除尘器并取得了成功后，其他发电厂也纷纷改用布袋式除尘器。在澳大利亚新建电厂大多采用了布袋式除尘器，人口最多、工业最密集的新南威尔士州，除了4台500MW机组仍在使用电除尘器外，其他各发电厂已把原有的电除尘器全部改为布袋式除尘器，在改造时，往往利用原有电除尘器的外壳。其他如加拿大和欧洲的一些国家，也都广泛地在发电锅炉和工业锅炉上应用了脉冲布袋式除尘器。布袋式除尘器在国外的锅炉烟气净化中占有很重要的地位，已经是不容质疑的事实。
布袋除尘器优点有：（1）排出颗粒物浓度低，一般低于50mg/m3，甚至可以达到10mg/m3。（2）颗粒物排放浓度不受比电阻浓度和粒度等性质影响。锅炉负荷变化、烟气量的波动对布袋除尘器出口浓度影响小。（3）布袋除尘器一般采用分室结构，从而使除尘器可以轮换检修，而不影响锅炉的运行，设备可用率高。（4）布袋除尘器对微细颗粒物的捕集效率更高，与静电除尘器相比，可以更有效地去除飞灰中的重金属离子。（5）布袋除尘器结构和维护简单。（6）布袋除尘器的关键部件――滤料材质和寿命已有了突破，使用寿命一般可保证2年以上，最高甚至6年以上。（7）布袋除尘器和某些烟气脱硫工艺相结合，可提高脱硫装置的脱硫效率。
布袋除尘器的缺点有：（1）由于锅炉的类型、燃烧方式、燃烧煤种以及燃煤粒度等各不相同，产生的烟气性质也各不相同，颗粒物的浓度、粒度、烟气成分（氧含量、SOx、NOx、水分等）、露点等各不相同，对布袋除尘器的操作和维护提出了较高的要求。（2）锅炉运行负荷稳定与否，将直接影响布袋式除尘器滤料的寿命。尤其是在点火、启动和停炉的情况下，烟气中的油类杂质较多的时候。（3）滤料的使用寿命是该设备成功与否的关键。其滤料使用寿命达到2年以上，布袋除尘器在经济上才具有合理性。（4）布袋除尘器压力损失较大，若清灰系统失灵，将导致系统阻力急剧升高，甚至影响锅炉运行。
对于现有电厂来说，将电除尘器改造为袋式除尘器不需要推倒重来，一般情况下，现有电除尘器的壳体、灰斗、框架、烟道、输灰系统都可以保留并继续使用。澳大利亚的许
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多电厂就是由电除尘器改造的，改造后的烟尘排放浓度<30mg/m3，有的甚至达到10 mg/m3。
实际上，自“六五”起，我国先后在巡检司发电厂、云南普坪村发电厂、山东南定热电厂、四川内江电力修造厂、安徽淮南发电厂的火电锅炉使用了布袋除尘器。我省不少火电企业也安装了布袋除尘器，如山东寿光晨鸣热电厂、山东埠村煤矿热电厂。
1994年，上海杨树浦电厂与澳大利亚Lurgi howden公司合作进行技术改造，其中布袋式除尘器的关键设备如布袋、笼骨、清灰装置及控制系统等由外方提供，其他由中方合作制造。我国内蒙古呼和浩特电厂扩建的2台200MW机组，全部采用脉冲型袋式除尘器，目前该工程已正式投入运行，烟尘排放浓度能够稳定地小于50mg/m3。2008年，山西漳山发电有限责任公司2×600MW机组袋式除尘器通过168小时试运行，烟尘出口浓度可达到12.8mg/m3。
滤袋是布袋除尘器最关键的设备之一，直接影响除尘效率。滤袋寿命的长短，对除尘器运行性能的评定起着关键的作用，一般与滤袋材质、制作质量、过滤烟气温度、流穿滤袋速度等有关。此外，与清灰的压力、时间、频率也有关。近几年来，国内许多科研单位进行了大量的研究，并且在布袋除尘器技术研究、设计、制造和应用方面已有相当的基础，己能生产制造用于电站锅炉烟气的布袋除尘器。但还需要进一步加强适用于电站锅炉烟气除尘的滤料的研究和生产。 6.1.3
电袋复合除尘器
电袋复合式除尘器综合了电除尘器和袋式除尘器的优点，其工作原理为：前级电场预收烟气中70%～80%以上的颗粒物量；后级袋式除尘装置拦截收集烟气中剩余颗粒物。其中，前级电场的预除尘作用和荷电作用为提高电袋复合除尘器的性能起到了重要作用。目前开发出的新型高效除尘器主要有“预荷电+布袋”形式、“静电-布袋”并列式和“静电布袋”串联式。
电袋复合除尘器优点有：①电袋复合除尘器前级电除尘和后级袋式除尘共用同一壳体，适合现有电厂的改造；②电袋复合除尘器除尘效率高效、稳定，烟尘排放浓度可达到50mg/m3，甚至更低；③技术适应性强，电袋复合除尘器的除尘效率不受高比电阻细微颗粒物、煤种和烟灰特性影响；④滤袋使用寿命高，清灰周期长，能耗小，一次投资和运行费用低于单独采用袋式除尘器的费用。
6.2 SO2控制技术
综合国内外的经验来看，燃煤电厂减排SO2的主要途径有煤炭洗选、洁净煤燃烧技术、燃用低硫煤和烟气脱硫等。
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6.2.1 燃用低硫煤
降低燃煤含硫量是减少SO2排放量最简单的办法。我国能源资源以煤炭为主，在电源结构方面今后相当长的时间内将继续维持燃煤机组的基本格局。山东省是全国重要的产煤省份，虽然煤炭在一次能源和消费结构中比重在下降，但是随着经济的快速发展，拉动煤炭需求增长动力依然强劲。
到2020年，我国预计火电装机容量将达到12亿千瓦，SO2产生量达3847万吨（以平均硫分为0.95%计）以上，如果全部换烧低硫煤（以平均硫分为0.5%计），到2020年，火电SO2产生量仍将达2024万吨以上，不能有效控制SO2排放量。而且，如果用煤量大、技术装备水平较高的燃煤电厂燃用低硫煤，则不仅将造成全国低硫煤资源供应的紧缺，而且将导致中高硫煤转移到技术装备水平较差的其他工业炉窑或民用方面使用，从而增加全国SO2排放控制的难度和治理SO2污染所付出的经济代价。 6.2.2
煤炭洗选
煤炭洗选技术是采用物理、化学或生物方法除去或减少煤中所含的硫分、灰份的技术。煤炭经洗选后不仅可以脱除一定的灰份和硫分，而且热值将平均提高10％以上，也即可节煤约10％。我国高硫煤产区中，煤中有机硫成分都较高，很难用煤炭洗选的方法达到有效控制SO2排放的目的，燃用洗选煤只能作为削减SO2排放的手段之一。 6.2.3
洁净煤燃烧技术
近十几年来，在各国发展烟气脱硫的同时，洁净煤发电技术也得到了积极的研究与开发。美国是投入较多的国家之一，目前工业发达国家成熟和已经商业化运行的洁净煤发电技术有：常压循环流化床锅炉（CFBC）、加压循环流化床锅炉（PFBC）、煤气联合循环发电（IGCC）等，我国CFBC单机容量最大已经达到300MW，IGCC技术也在我国逐步得到应用。 6.2.4
烟气脱硫
烟气脱硫是控制SO2污染的主要技术手段。按照我国未来的能源结构、预计的火电发展速度、以及控制大气污染的总体思路，在未来较长的时间内，控制火电SO2的排放，其主流和根本有效的手段仍将是烟气脱硫。
烟气脱硫技术开发于20世纪60年代，到70年代后期已出现200多种脱硫技术，到80年代，各种脱硫技术在竞争中不断完善。尽管各国开发的烟气脱硫方法很多，但真正进行工业应用的方法仅是有限的十几种。其中湿法烟气脱硫技术（含抛弃法及石膏法）占主
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导地位。湿法烟气脱硫技术以其脱硫效率高于90％，可达97％、运行可靠性高于95％、适应范围广，技术成熟，副产物可做商品出售等优势，逐步被广大用户所接受，成为世界上脱硫市场中占统治地位的脱硫技术。
氧化镁烟气脱硫，具有脱硫效率高、占地小、投资少和不易结垢等诸多优势，且我国氧化镁资源丰富，作为脱硫剂的价格，镁法和钙法接近。利用氧化镁脱硫的高活性，可将MgSO4提浓至工业结晶所需的浓度而不对脱硫产生有害的影响，从而可以经济有效地回收MgSO4供给工农业使用，获得一定的经济利益，氧化镁湿法烟气脱硫和回收水合硫酸镁新工艺及工业示范工程在肥矿集团大封热电厂建立示范项目，取得了良好的环境效益和经济效益。。
DB37/664—2007实施以来，对控制我省火电厂大气污染物排放和推动技术进步发挥了重要作用。截至2010年， 全省现役火电机组脱硫装机容量达20612MW，超出国家下达山东省“十一五”脱硫装机容量36个百分点。 全省燃煤电厂脱硫装机容量占总装机容量的比例达到95%以上。
6.3 NOx控制技术
控制火电厂NOx排放的主要技术有低氮燃烧技术、选择性催化还原法（Selective Catalytic Reduction，SCR）、选择性非催化还原法（Selective Non-Catalytic Reduction，SNCR）。 6.3.1
低氮燃烧技术
低氮燃烧技术不需要任何脱硝剂，长期运行费用低，一般是降氮脱硝工程的首选技术。对于已经建成的没有低氮燃烧装置的锅炉，通过进行低氮燃烧改造，具有较大的降氮潜力。
对于切圆燃烧锅炉，主流低氮燃烧技术包括低过量空气燃烧技术、低氮燃烧器（LNB）技术、空气分级燃烧技术（OFA）、燃料分级燃烧技术等。低氮燃烧技术可以是单项技术也可是多种技术的组合。在对NOx排放控制较为严格的地区，通常先采用低NOx燃烧技术，后再进行烟气脱硝，以降低投资和运行费用。
烟台龙源电力技术股份有限公司研发的炉内脱硝技术，根据环保部文件要求作为电厂炉内脱硝的首选技术，已在全国80余太机组成功应用，市场占有率居全国首位，蓬莱电厂2号炉作为双尺度炉内脱硝技术示范工程，经过改造取得良好效果。部分工程示范项目见表2。
6.3.2
选择性催化还原法（SCR）
SCR是指烟气中的NOx在催化剂的作用下，与还原剂（如NH3或尿素）发生反应并
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生成无毒无污染的N2和H2O。日本率先于20世纪70年代对其实现商业化，目前这一技术在发达国家已经得到了比较广泛的应用。
我国火电厂NOx排放控制尚处于起步阶段，在依靠低氮燃烧技术控制NOx排放仍不能满足要求时，则需要实施烟气脱硝。
20世纪90年代福建后石电厂采用日立技术在600MW火电机组上率先建成了我国第一套SCR烟气脱硝装置。到目前为止共有约200台套的脱硝装置。我省黄岛发电厂、华能济宁电厂、华能威海电厂、华润电力菏泽发电厂等很多大电厂都安装了SCR脱硝装置。
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的研究，并已取得了初步的研究进展。
国外生产脱硝催化剂主要厂商有：Topsee公司（主要生产波浪型催化剂）、Cormetech公司（主要生产蜂窝结构的钛-钒基商业催化剂）、德国Argillon公司（主要生产宽使用范围的平板型和蜂窝型催化剂）、Hitachi（日立公司）（主要提供板型SCR催化剂）。
截至2010年底，我国催化剂产能将达到60000m3/年，可满足7500万千瓦的烟气脱硝催化剂容量。目前，我国主要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5000m3/年，江苏龙源催化剂有限公司产能为3000m3/年，重庆远达催化剂制造有限公司产能为10000m3/年，福建大拇指环保工程有限公司产能为6000m3/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，山东三融环保工程有限公司产能为8000m3/年。其中成都东方凯特瑞环保催化剂有限公司将扩产能10000m3/年。随着大量脱硝催化剂项目的投产，产能还将进一步增加。 6.3.3
选择性非催化还原法（SNCR）
选择性非催化还原法（SNCR）技术是一种不用催化剂，在850℃～1100℃范围内还原NOx的方法，还原剂常用NH3或尿素。该方法是把含有NHx基的还原剂喷入炉膛温度为850℃～1100℃的区域后，迅速热分解成NH3和其他副产物，随后NH3与烟气中的NOx进行SNCR反应而生成N2。典型的SNCR系统由还原剂储槽、多层还原剂喷入装置及相应的控制系统组成。
SNCR脱硝技术系统简单，只需在现有的燃煤锅炉的基础上增加氨或尿素储槽以及氨或尿素喷射装置及其喷射口即可，不需要催化剂，运行成本相对较低；但对温度窗口要求
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十分严格，更适用于老机组的改造。SNCR脱硝技术脱硝效率较SCR法低，一般在30%～50%。
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采用SNCR法进行烟气脱硝。
表2 我国部分燃煤电厂脱硝项目
序号 公司或电厂名、机组号 机组容量（MW） 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 深圳妈湾电厂 广州发电厂有限公司 国电蓬莱发电厂 大唐国际张家口电厂 云南滇东电厂 山西漳山电厂 广东台山电厂 四川福溪电厂 山西阳城电厂 湖南长沙电厂 湖南涟源电厂 广州恒运 广东惠来电厂 福建可门电厂 北京高井电厂 浙江北仑电厂 安徽国电铜陵 河北定州电厂 辽宁绥中电厂 广东德胜电厂 北京太阳宫电厂 北京草桥电厂 北京石景山电厂 河北高碑店电厂 浙江大唐乌沙山 福建后石电厂 山西临汾热电厂 山西瑞光热电厂 山西华光发电厂 山西兆光发电厂 华润电力登封发电厂 华润电力菏泽发电厂 上海吴泾电厂 广东惠州平海 福建嵩屿电厂 4×300 5×300 1×300 3×300 2×600 2×600 1×600 1×600 1×600 2×600 2×300 2×300 2×1000 2×600 4×50＋2×100 2×1000 1×600 2×600 2×1000 2×300 2×350 2×300 4×200 4×250 1×600 7×600 2×300 2×300 2×600 2×600＋2×300 2×300 2×640 2×300 2×1000 4×300 -22-
脱硝供应商 烟台龙源 烟台龙源 烟台龙源 烟台龙源 北京巴威 北京紫泉 丹麦 Topsoe 东方锅炉 东锅 东锅＆比晓夫 东锅＆比晓夫 东锅＆比晓夫 东锅＆比晓夫 福建龙净 国电龙源 国电龙源 国电龙源 国华荏原 国华荏原 哈锅 杭锅 华电环保 清华同方 清华同方 清华同方 日立 山东三融 山东三融 山东三融 山东三融 山东三融 山东三融 上海电气 上海电气＆IHI 上海电气＆IHI 采用技术 LNB LNB LNB LNB SCR SCR SCR SCR SCR SCR SCR SCR SCR SCR SCR SCR SCR SCR SCR SCR SCR SCR SCR SCR SCR SCR SCR SCR SCR SCR SCR SCR SCR SCR SCR
36 37 38 39 40 江苏国华太仓＃7 浙江乐清电厂 上海外高桥电厂 江苏利港电厂 江苏徐州阚山 2×600 1×600 2×1000 4×600 2×600 苏源环保 浙江天地环保 重庆远达 美国燃料公司 美国燃料公司 SCR SCR SCR SNCR SNCR 6.4 汞控制技术
6.4.1
烟气治理技术协同控制技术
火电厂烟气在脱硝、除尘和脱硫的同时，可对汞产生协同脱除的效应。欧盟《大型燃烧装置的最佳可行技术参考文件》（Reference Document on Best Available Techniques for Large Combustion Plants）建议汞的脱除优先考虑采用高效除尘、烟气脱硫和脱硝协同控制的技术路线。采用电除尘器或布袋除尘器后加装烟气脱硫装置，平均脱除效率在75%（电除尘器为50%，烟气脱硫为50%），若加上SCR装置可达90%。燃用褐煤时脱除效率在30~70%。 6.4.2
炉前添加卤化物技术
燃煤电厂炉前添加卤化物脱汞技术就是在电厂输煤皮带上或给煤机里加入卤化物，也可直接将溶液喷入锅炉炉膛。在烟气中卤化物氧化元素汞形成二价汞，SCR烟气脱硝装置可加强元素汞的氧化形成更多的二价汞，二价汞溶于水从而被脱硫装置所捕获，从而达到除汞目的。这种技术对安装了SCR和脱硫装置的燃煤电厂脱汞效果好，成本低。而且由于加入煤里的卤化物远少于煤里本身含有的氯，所以添加到煤里的卤化物不会对锅炉加重腐蚀。现在很多装备了SCR和WFGD的美国燃煤电厂正在测试这种脱汞技术，其中一些电厂已取得了很好的汞控制效果。
利用烟气湿法脱硫装置能有效的控制汞的排放。而且喷射系统简单，除汞成本低。唯一值得注意的是脱除的汞都进入烟气湿法脱硫装置的排出物石膏或废水里，需要二次处理。但由于除汞成本低，此技术对现今装备了SCR和湿法脱硫装置的电厂吸引力非常大。 6.4.3
烟道喷入活性炭吸附剂
该方法是将含有卤化物的活性碳在静电除尘器或布袋除尘器前喷入，烟气里的汞和活性碳中的卤化物反应并被活性碳所吸附，然后被静电除尘器所捕集，飞灰里被收集下来的汞不会再次释放从而达到除汞的目的。吸附剂占粉煤灰中的比例取决于喷射率和燃煤的灰分含量，一般在0.1%到3%左右。
烟道喷入活性炭吸附剂技术包括选择和生产吸附剂、吸附剂储存和喷射与汞测量三个环节。含卤化物的活性碳吸附剂从生产的工厂运送到电厂，储存于贮料罐中，压缩空气将
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吸附剂分别压到喷射器的进料注入导管，再通过一批喷嘴喷射到烟气中，连续汞监测仪将烟气中的汞含量记录下来。
吸附剂是该技术的核心。优化的喷射系统可以将吸附剂颗粒均匀地喷射在烟气中，让吸附剂颗粒涵盖所有的烟道空间，以最快的速度和烟气混合，使吸附剂颗粒与汞化合物最大限度地接触和反应，大大地提高吸附剂的脱汞效率和降低成本。
7 主要国家、地区及国际组织相关标准研究
7.1 SO2排放标准
7.1.1
美国SO2排放标准
美国1971年颁布的新源排放标准规定，1971年8月17日以后新建的热功率超过73MW的电站锅炉SO2排放量不得超过1.2lb/MBtu（相当于0.516g/MJ，约折合1480mg/m3）。1977年对该标准进行了修改，颁布了修改后的新源标准，要求1978年9月18日以后新建的热功率超过73MW的电站锅炉必须安装脱硫装置，且脱硫效率不得小于70%。当脱硫效率为70%时，SO2排放量不得超过0.6lb/MBtu（相当于0.258g/MJ，约折合740mg/m3），当脱硫效率为90%时，SO2排放量不得超过1.2lb/MBtu。
1970年代后期，酸雨成为美国关注的焦点问题，这是由于《清洁空气法》对新源规定了严格的排放标准，却忽视了现有污染源的管理，而新源并没有象想象的那样占支配地位。为了解决酸雨问题，1990年的《清洁空气法》修正案在第四篇中提出了酸雨计划，目的是实施减排计划，降低全国SO2和NOx的排放量，减少酸沉降的不利影响。酸雨计划的管理规定草案发表于1991年，最终发表于1993年。
美国1970年、1980年、1990年和2000年的SO2排放量分别为2930万吨、2609万吨、2368万吨和1800万吨，2010年预计为1400万吨。酸雨计划的主要目标之一是：到2010年，美国的SO2排放量将比1980年的排放水平减少1000万吨。该计划明确规定，通过在电力行业实施SO2排放总量控制和交易政策，分两个阶段来实施这一目标。选择电厂作为酸雨计划的控制对象是基于美国SO2排放的实际情况而定的：1980年代，美国每年硫氧化物的排放总量超过2000万吨，其中75％来自火力发电厂，20％左右来自其他工业源，5％来自交通污染源。
第I阶段（1995年1月－1999年12月）：着手解决分布在21个州110家排放水平超过2.5lb/MBtu（相当于3083mg/m3左右）高污染燃煤电厂中的261个重点机组（这些电厂及机组清单都已列入法规中），其排放水平必须满足2.5 lb/MBtu，这一排放限值（2.5
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lb/MBtu）技术上不难满足，但实现后每年可比1980年减排350万吨SO2。
第II阶段（2000年1月－2010年）：限制对象扩大到2000多家，包括了规模25MW以上所有电厂，目标是使它们的SO2排放总量比1980年减少1000万吨。第II阶段将第I阶段的允许排放水平从2.5lb/MBtu下降到1.2lb/MBtu（对应于1971年电站锅炉新污染源排放标准），使SO2年排放量比1980年减少1000万吨。
美国2005年颁布了新的排放标准，对新建、扩建和改建电站锅炉分别规定了排放限值。对新建电站锅炉改为基于电量输出的排放限值，对扩建和改建电站锅炉要求达到基于电量输出排放限值和热量输入排放限值两者之一即可。修改后的新源排放标准要求2005年2月28日前建设的热功率超过73MW的电站锅炉仍执行老标准；2005年2月28日以后热功率超过73MW的新建、扩建电站锅炉的脱硫效率不得小于95%，改建电站锅炉脱硫效率不得小于90%。新建电站锅炉SO2排放量不得超过1.4lb/MWh；扩建和改建电站锅炉不得超过1.4lb/MWh或0.15 lb/MBtu（相当于0.0645 g/MJ，约折合184 mg/m3）。 7.1.2
欧盟SO2排放标准
在欧洲国家中，德国率先制订《大型燃烧装置法》（GFAVO），该法于1983年生效，要求自1987年7月1日起，大型燃烧装置排放烟气中的SO2浓度不得超过400mg/m3，烟气中硫含量低于燃料含硫量的15％。因此，几乎所有的电厂都在原有的机炉厂房旁建立起高大崭新的烟气脱硫、脱硝设备，成为德国电厂的一大特色。德国人后来把1983～1988年期间在全西德范围内加装烟气净化设备的举措称之为“改装运动”。到1988年德国已有95％的装机容量安装了烟气脱硫装置，火电厂SO2排放量由1982年的155万吨降低到1991年的20万吨，削减幅度达到87%，占全国SO2排放量的21%。
继联邦德国之后，奥地利和荷兰也通过了类似的标准，在前联邦德国等国的推动下，当时的欧共体颁布出台了《大型燃烧企业大气污染物排放限制指令》（88/609/EEC）对大型燃烧装置的SO2、烟尘和NOx排放进行控制。88/609/EEC指令规定，1987年7月1日后获得许可证的新建厂，热功率大于500MW燃用固体燃料的装置执行400mg/m3的排放限值，热功率在50～100MW之间的执行2000mg/m3的排放限值，热功率在100～500MW之间的，执行的排放限值在2000～400mg/m3之间线性递减。
为了进一步加强对大型燃烧装置排放大气污染物的控制，欧盟对88/609/EEC指令进行了修改，制订出台了现行的《大型燃烧企业大气污染物排放限制指令》（2001/80/EC），替代了88/609/EEC指令。2001/80/EC指令中是区分三类燃烧企业进行管理的，对这三类
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企业规定了不同的排放限值。成员国可以采用更为严格的排放限值。
（1）2002年11月27日后获得许可证的新建燃烧装置，也即2001/80/EC指令生效后获得许可证的新建燃烧装置，对于热功率大于等于300MW燃用固体燃料的大型装置，执行200 mg/m3的限值。热功率在50～100MW之间的执行850mg/m3的排放限值，热功率在100～300MW之间的，执行的排放限值在850～200mg/m3之间递减。
（2）1987年7月1日后、2002年11月27日前获得许可证的新建燃烧装置，仍执行88/609/EEC指令中规定的限值。
（3）1987年7月1日前获得许可证的燃烧装置，也即88/609/EEC指令生效前获得许可证的燃烧装置。各成员国在2008年1月1日前可以采用下面两种措施之一：①采取必要的方法使排放达到88/609/EEC指令中规定的限值。②或者按照2001/80/EC中规定的各国排放总量上限的要求，制订和实施国家排放削减计划，成员国应该保证国家排放削减计划的削减量不少于采用方法①中的限值减少的排放量。
在2001/80/EC指令中规定了15个成员国的总量削减目标，在成员国增加后，欧盟分别于2003年和2006年对2001/80/EC进行了修订，给出了27个成员国的总量削减目标。
欧盟的指令（Directive）是欧盟部长会议发布的确定目标，允许成员国选择形式和方法的命令。指令具有法律约束力，但没有直接的适用性，需要成员国在特定的时期之内转换为国内法，转换的期限通常是一至两年。成员国通常具有转换的义务，转换的形式多种多样，有时成员国可能已经制定了相应的法律规范，有时只需要修改现行法律，有时需要制定新的法律。在欧盟的环境法措施中，指令占90％。 7.1.3
日本
为了解决二氧化硫污染，1968年6月日本国会通过了全面修改后的《大气污染防止法》。该法很重要的一点是对二氧化硫的排放实行K值控制。K值限制标准和总量控制标准的制定程序和方法基本上反映了日本在制定大气污染物排放标准时的思路与策略。K值限制方式是在考虑了二氧化硫的最大落地浓度的基础上来限制排放出的二氧化硫的量。K值越小则限制越严。
日本在1968年12月第一次规定了21个地区的K值范围及级别，K值在20.4～29.2范围内被分成3个级别。以后经过八次修改（几乎每年一次），K值一次比一次减小，即排放标准一次比一次严格。目前的K值是根据1976年9月修改决定的。在120个特别地区以及其他非特别地区中，K值在3.0～17.5范围内被分成16个级别，相当于172mg/m3~3575mg/m3。
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7.1.4
其他国家和地区SO2排放标准
表3列出了我国和世界上主要国家和地区新建大型燃煤电厂SO2排放浓度限值，由表中的数据可见，美国、欧盟、日本、澳大利亚等发达国家和地区新建燃煤电厂的排放限值一般均在200 mg/m3以下，通常只有安装脱硫装置才能达标排放。
表3 主要国家和地区新建大型燃煤电厂二氧化硫排放浓度限值（mg/m3） 国家和地区 新标准 北京 上海 重庆 广东 美国 日本 欧盟 澳大利亚 排放限值 200 20 200 400 200 184 200 200 200 国家和地区 加拿大 新西兰 瑞士 土耳其 中国香港 印尼 朝鲜 菲律宾 中国台北 排放限值 740 350 400 1000 200 750 770 760 1430 7.2 烟尘排放标准
7.2.1
美国
美国1971年颁布的新源排放标准规定，1971年8月17日以后新建的热功率超过73MW的电站锅炉烟尘排放量不得超过0.1 lb/MBtu（约折合130mg/m3）。1977年对该标准进行了修改，颁布了修改后的新源排放标准，要求1978年9月18日以后新建的热功率超过73MW的电站锅炉除尘效率不得小于99%，排放量不得超过0.03 lb/MBtu（约折合40mg/m3）。
美国2005年颁布了新的排放标准，对新建、扩建和改建电站锅炉分别规定了基于电量输出的排放限值和基于热量输入的排放限值。新标准要求2005年2月28日以后新建、扩建和改建的电站锅炉达到0.14 lb/MWh或0.015 lb/MBtu（约折合20mg/m3）。 7.2.2
欧盟
与SO2相同，欧盟对烟尘也是通过88/609/EEC指令和2001/80/EC指令控制的。88/609/EEC指令规定，1987年7月1日后获得许可证的新建厂，热功率大于等于500MW燃用固体燃料的装置执行50mg/m3的排放限值，热功率小于500MW的执行100mg/m3的排放限值。
为了进一步加强对大型燃烧装置排放大气污染物的控制，欧盟对88/609/EEC指令进行了修改，制订出台了现行的《大型燃烧企业大气污染物排放限制指令（2001/80/EC）》，
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替代了88/609/EEC指令。2001/80/EC指令中是区分三类燃烧企业进行管理的，对这三类企业规定了不同的排放限值。成员国可以采用更为严格的排放限值。
（1）2002年11月27日后获得许可证的新建燃烧装置，对于热功率大于100MW、燃用固体燃料的大型新建燃烧装置，执行30mg/m3的限值。热功率在50～100MW之间的，执行50 mg/m3的限值。
（2）1987年7月1日后、2002年11月27日前获得许可证的新建燃烧装置，仍执行88/609/EEC指令中规定的限值。
（3）1987年7月1日前获得许可证的燃烧装置，各成员国在2008年1月1日前采取必要的方法达到88/609/EEC指令中规定的限值。 7.2.3
日本
日本的烟尘排放标准与SO2排放标准（K值法）不同，采用了浓度限制方式，现行的标准规定，1982年6月1日以后开始建设的大型燃煤电厂烟尘的一般排放标准为100 mg/m3，特殊排放标准为50 mg/m3，地方政府可以通过法令制订更为严格的标准。 7.2.4
其他国家和地区烟尘排放标准
表4列出了我国和世界上主要国家和地区新建大型燃煤电厂烟尘排放浓度限值，由表中的数据可见，美国、欧盟、日本等发达国家和我国的北京、香港、台湾等地区新建燃煤电厂的排放限值一般均在50 mg/m3以下，要求非常严格，通常只有安装高效除尘装置才能达标排放。
表4 主要国家和地区新建大型燃煤电厂烟尘排放浓度限值（mg/m3） 国家和地区 新标准 北京 上海 重庆 广东 美国 日本 欧盟 澳大利亚
排放限值 30 10 50 50 30 20 50～100 30 100 国家和地区 加拿大 新西兰 瑞士 土耳其 中国香港 印尼 朝鲜 菲律宾 中国台北 排放限值 130 125 40 150 50 125 50 160～220 29 7.3 NOx排放标准
7.3.1
美国
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美国1971年颁布的新源排放标准规定，1971年8月17日以后新建的热功率超过73MW的电站锅炉NOx排放量不得超过0.7 lb/MBtu（约折合860mg/m3）。
1977年对该标准进行了修改，颁布了修改后的新源排放标准，要求1978年9月18日以后新建的热功率超过73MW的电站锅炉NOx排放量不得超过0.5～0.6 lb/MBtu（约折合615～740mg/m3），去除率不得小于65%。
1997年对该标准中的NOx指标进行了修订，分别对新建、扩建和改建电站锅炉进行规定，同时对新建电站锅炉改为基于电量输出的排放限值，对扩建和改建电站锅炉仍采用基于热量输入的排放限值。修改后的标准规定1997年7月9日以后新建的电站锅炉不得超过1.6 lb/MWh（约折合218mg/m3），扩建和改建的电站锅炉不得超过0.15 lb/MBtu（约折合184mg/m3）。
2005年又对该排放标准进行了修订，规定2005年2月28日后新建的电站锅炉NOx排放不得超过1.0 lb/MWh，扩建和改建电站锅炉采用达到基于电量输出排放限值和热量输入排放限值两者之一即可。扩建电站锅炉不得超过1.0 lb/MWh或0.11 lb/MBtu（约折合135mg/m3），改建的电站锅炉不得超过1.4 lb/MWh或0.15 lb/MBtu（约折合184mg/m3）。 7.3.2
欧盟
与SO2相同，欧盟对NOx也是通过88/609/EEC指令和2001/80/EC指令控制的。88/609/EEC指令规定，1987年7月1日后获得许可证的新建厂，燃用一般固体燃料的装置执行650mg/m3的排放限值，燃用挥发份低于10%的固体燃料的装置执行1300mg/m3的排放限值。
现行的《大型燃烧企业大气污染物排放限制指令（2001/80/EC）》替代了88/609/EEC指令。2001/80/EC指令中是区分三类燃烧企业进行管理的，对这三类企业规定了不同的排放限值。成员国可以采用更为严格的排放限值。
（1）2002年11月27日后获得许可证的新建燃烧装置，对于热功率大于300MW、燃用固体燃料的大型新建燃烧装置，执行200 mg/m3的限值；热功率在100～300MW之间的，执行300 mg/m3的限值；热功率在50～100MW之间的，执行400 mg/m3的限值，
（2）1987年7月1日后、2002年11月27日前获得许可证的新建燃烧装置，仍执行88/609/EEC指令中规定的限值。
（3）1987年7月1日前获得许可证的燃烧装置，也即88/609/EEC指令生效前获得许可证的燃烧装置。各成员国在2008年1月1日前可以采用下面两种措施之一：①采取必要
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的方法使排放达到88/609/EEC指令中规定的限值。②或者按照2001/80/EC中规定的各国排放总量上限的要求，制订和实施国家排放削减计划，成员国应该保证国家排放削减计划的削减量不少于采用方法①中的限值减少的排放量。
在2001/80/EC指令中规定了15个成员国的总量削减目标，在成员国增加后，欧盟分别于2003年和2006年对2001/80/EC进行了修订，给出了27个成员国的总量削减目标。
欧盟于1996年颁布《综合污染防治和控制》指令（Integrated pollution prevention and control，IPPC），对工业装置的排污许可和控制做了规定，并于2008年正式写入法典。在欧盟成员国，约有52000套装置涵盖在IPPC指令中。
IPPC指令中对最佳可行技术定义为指所开展的活动及其运作方式已达到最有效和最先进的阶段，从而表明该特定技术原则上具有切实适宜性，可为旨在采用排放限值防止和难以切实可行地防止时，从总体上减少排放及其对整个环境的影响奠定基础。最佳可行技术涉及的工业包括：能源工业、金属制造和加工、采矿业、化学工业、废物处理、其他行为。其中对能源工业，2006年7月发布了《大型燃烧装置的最佳可行技术参考文件》（Reference Document on Best Available Techniques for Large Combustion Plants），规定了热功率＞50MW的燃烧装置的最佳可行技术，内容包括降低烟尘、SO2和NOx的最佳可行技术。 7.3.3
日本
针对工厂等固定污染源，日本在1973年8月第一次规定了NOx的排放标准。此后，对排放标准进行了4次强化。目前的排放标准规定新建大型燃煤电厂的NOx排放浓度小于100ppm（约折合200 mg/m3）。 7.3.4
其他国家和地区NOx排放标准
表5列出了我国和世界上主要国家和地区新建大型燃煤电厂NOx排放浓度限值，由表中的数据可见，欧盟、日本、美国等发达国家和地区新建燃煤电厂的NOx排放限值一般均在200 mg/m3以下，欧盟在88/609/EEC指令中按照燃料的挥发分制订了不同的排放限值，但在2001/80/EC指令中，除了排放限值更加严格外，不再按照燃料的挥发分制订排放限值。
表5 主要国家和地区新建大型燃煤电厂氮氧化物排放浓度限值（mg/m3） 国家和地区 新标准 北京 上海 重庆 排放限值 200 100 200 450～1100 -30-
国家和地区 加拿大 新西兰 泰国 中国香港 排放限值 460 410 940 640
广东 美国 日本 欧盟 澳大利亚
200 135 200 200 460 印尼 朝鲜 菲律宾 中国台北 850 720 1090 720 7.4 汞排放标准
7.4.1
美国
美国大规模控制工业汞的排放开始于20世纪90年代初，主要针对的是医疗废物焚烧炉及城市垃圾焚烧炉。目前，美国最大的汞排放源为燃煤火力发电厂。
克林顿时期的美国环境保护局制定了汞减排目标，计划2007年的汞排放量在1999年的基础上削减90%。布什政府废除了这个计划，并在2005年3月颁布了《清洁空气汞法规》（Clean Air Mercury Rule），该法案规定了燃煤电厂汞削减和排放上限，分两个阶段实施。第一阶段到2010年，汞排放控制在38吨/年，比1999年排放量削减20%，并可以交易；第二阶段到2018年，汞排放控制在15吨/年，比1999年排放量削减70%。2008年2月8日，美国巡回法院（D.C. Circuit）判决《清洁空气汞法规》作废。
同时，美国也对新源排放标准进行了修订，对2004年1月30日以后新建的电站锅炉汞排放提出要求，制订了基于12个月滚动平均的排放限值。但未通过美国国会批准，因此该该标准尚未实施。
表6 美国新建大型燃煤电厂汞排放浓度限值
序号 1 2 3 7.4.2
欧盟
煤种 烟煤 褐煤 煤矸石 排放限值（年均值） 1b/GWh 0.020 0.175 0.016 Mg/ m3 约0.02 约0.18 约0.02 欧盟《大型燃烧装置大气污染物排放限值指令》（2001/80/EC）对汞的排放未作要求。欧盟于2006年制订了《大型燃烧装置的最佳可行技术参考文件》（Reference Document on Best Available Techniques for Large Combustion Plants），在最佳可行技术中没有对汞的排放提出限值要求，仅是给出了汞污染控制的技术和不同技术下汞脱除率。
《大型燃烧装置的最佳可行技术参考文件》建议汞的脱除优先考虑采用高效除尘、烟
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气脱硫和脱硝协同控制的技术路线。采用电除尘器或布袋除尘器后加装烟气脱硫装置，平均脱除效率在75%（电除尘器为50%，烟气脱硫为50%），若加上SCR装置可达90%。燃用褐煤时脱除效率在30~70%。德国2004年对《大型燃烧装置法》（GFAVO）进行了修订，针对燃煤电厂的汞排放制订了排放限值，规定汞及其化合的排放限值不得超过0.03mg/m3。
8 对实施本标准的建议
（1）我省NOx主要来源于火电厂、机动车和其他工业行业，在对火电行业NOx排放进行控制的同时，还应同步对机动车和其他工业行业进行控制。
（2）鉴于我省燃煤火电汞的排放控制试点工作刚起步，建议在试点工作完成后对本标准汞的排放限值及时进行调整。
9 标准征求意见情况
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