山东火电厂大气污染物排放标准Word文档下载推荐.docx

山东火电厂大气污染物排放标准Word文档下载推荐.docx

《山东火电厂大气污染物排放标准Word文档下载推荐.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《山东火电厂大气污染物排放标准Word文档下载推荐.docx（41页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

根据座谈会意见，形成标准和编制说明征求意见稿。

（6）2012年11月—12月，完成了标准征求意见工作。

（7）2012年*月—*月，根据有关意见（附后）修改形成了标准送审稿。

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

（9）2012年*月*日，根据审查会意见修改形成了标准报批稿。

2《山东省火电厂大气污染物排放标准》DB37/664—2007修订的必要性

2.1国家、省及其环保主管部门的要求

随着我国大气污染治理工作的发展，以及人们对空气质量关注度的不断提高，国家对重要行业大气污染物排放标准提出了更高要求。

国务院发布了《国务院办公厅转发环境保护部等部门关于推进大气污染联防联控工作改善区域空气质量指导意见的通知》（国办发〔2010〕33号），该通知要求制定并实施重点区域内重点行业的大气污染物特别排放限值，严格控制重点区域新建、扩建除“上大压小”和热电联产以外的火电厂，在地级城市市区禁止建设除热电联产以外的火电厂。

我省工业体系完善，国民经济位于全国前列。

但目前大气污染物排放基数大，减排任务重。

为实现省委、省政府《关于建设生态山东的决定》提出的“蓝天白云，繁星闪烁”的目标，山东省“十二五”环保规划明确要求，十二五期间“努力实现我省大气污染防治新突破，空气能见度大幅提升，空气质量改善走在全国前列”。

为了削减二氧化硫的产量，强调了燃煤电厂的脱硫设施配备、运行和分布要求，并对氮氧化物和颗粒物的排放提出了明确的目标。

火电行业是大气污染的重点排放源，因此，控制火电行业的大气污染物排放对实现我省环境保护目标的意义重大。

基于国家、我省及其环境管理部门的相关要求，执行更严格的大气污染物排放标准，以促进火电行业节能减排和淘汰落后产能，确保完成总量控制目标和削减任务。

2.2促进产业结构调整，实现电力行业可持续发展

山东省是以燃煤发电为主的能源大省，截至2011年底，全省发电装机容量达68050MW，全年发电量3172亿kW·

h，其中火力发电占98.6%。

2011年，全省燃煤火电厂SO2和NOx排放量分别占全社会排放量的50.5%和49.3%，是影响空气质量和减排目标完成的重要行业。

同时，我省燃煤火电厂存在结构不合理、排放绩效高等问题。

我省火电厂平均单机容量仅为60MW，低于江苏（96MW）、浙江（78MW）、广东（177MW）和全国平均水平（111MW）；

平均供电标准煤耗335g/kW·

h，高于江苏（318g/kW·

h）、浙江（307g/kW·

h）、广东（319g/kW·

h）和全国平均（329g/kW·

h）；

平均SO2排放绩效2.96g/kW·

h，高于江苏（1.65g/kW·

h）、浙江（1.4g/kW·

h）、广东（1.24g/kW·

h）和全国平均（2.46g/kW·

h）。

加严排放标准，能够提高燃煤电厂清洁生产水平、降低单位发电量污染物排放，倒逼高排放机组淘汰，加快电力行业产业结构调整步伐。

2.3火电厂大气污染控制技术的发展

DB37/664—2007实施以来，对控制我省火电厂大气污染物排放和推动技术进步发挥了重要作用。

截至2010年，全省现役火电机组脱硫装机容量达20612MW，超出国家下达山东省“十一五”脱硫装机容量36个百分点。

全省燃煤电厂脱硫装机容量占总装机容量的比例达到95%以上。

近年来，我省火电厂脱硫脱硝及除尘技术发展迅速，新建大型燃煤机组均按要求同步采用了低氮燃烧方式，并在环境敏感地区开始建设烟气脱硝装置。

一批现有火电厂结合技术改造安装了低氮燃烧器。

电除尘器技术水平已接近国际先进水平，已能满足各种容量的火电机组需要。

各种可应用于火电机组的袋式除尘器、电袋复合除尘器等高效除尘器相继涌现，并有不同程度的实际运行案例。

这些控制技术为提高火电厂大气污染物排放控制要求提供了技术支撑。

“十一五”以来，我省以SO2减排责任书为抓手，全面推进燃煤电厂脱硫脱硝项目建设，截至目前，全省所有火电机组均配套建设了脱硫设施，绝大多数燃煤电厂采用的是湿法脱硫设计，脱硫效率高、运行稳定，SO2排放浓度达到200mg/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200mg/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。

全省电源结构以火电机组为主，装机6237.7万千瓦，占总装机容量的91.67%，其中，燃煤机组6045.7万千瓦，余热余压余气、垃圾和生物质机组合计192.0万千瓦。

风电、水电和太阳能等可再生能源发电装机合计357.1万千瓦，占5.25%。

全省装机结构进一步优化，电源建设继续向大容量、高参数、环保型方向发展，统调公用机组平均单机容量由“十一五”末的28.3万千瓦提高到29.4万千瓦，30万千瓦及以上火电机组共计84台、3494万千瓦，占全省装机容量半数以上，是参与电网调峰、保障电力供应的主力机组。

3.1.2电网建设情况

电网建设保持高速发展。

截至2011年底，山东电网共有220千伏及以上系统变电站324座，变压器620台、变电容量13583万千伏安，输电线路814条、长度总计23512公里。

其中，500千伏系统共有变电站30座，变压器59台，变电容量4350万千伏安，输电线路73条，长度5525公里。

各级电网协调发展，实现了全省每个市均有1座500千伏及以上变电站，每个县（市）均有1座220千伏及以上变电站。

全省已形成覆盖17市的“五横两纵”500千伏主网架，与华北电网实现了“两点”联网，电网结构进一步优化。

青岛、潍坊、聊城、枣庄、济宁一菏泽、临沂一日照、烟台一威海、淄博南一莱芜一泰安东、淄博北一东营等9个地区电网己形成独立的供电区。

2011年2月28日联接我省和宁夏自治区的世界首条±

660银东直流输电工程成功实现双极投运，我省高峰时段接纳外来电能力达到750万千瓦，标志着“外电入鲁”战略取得重大突破。

3.1.3电力供需情况

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

（一）发电情况：

近十年来全省发电量保持稳定增长，但后期增势不强。

2011年累计完成发电量3172.4亿千瓦时，增长2.6%，比上年低5.1个百分点，比全社会用电量增幅低7.6个百分点。

其中，统调公用机组受省外来电大幅增加影响发电增速明显放缓；

地方公用机组在风电快速增长拉动下，发电量由上年负增长转正。

通过提高统调公用机组利用水平，全省电力生产单耗、厂用电率稳步下降，促进了电力工业节能减排。

（二）用电情况：

2011年全社会用电量累计完成3635.3亿千瓦时，其中，第一产业用电量85.4亿千瓦时，占全社会用电量的比重为2.3%。

第二产业用电量2844.3亿千瓦时，占全社会用电量的比重为78.2%，其中，工业用电量2555.72亿千瓦时，轻、重工业用电量分别为553.7和2258.3亿千瓦时。

第三产业用电量317.3亿千瓦时，占全社会用电量的比重为8.7%。

城乡居民生活用电量388.2亿千瓦时，占全社会用电量的比重为10.7%。

第三产业用电比重不断增大，全省用电结构逐步优化。

3.2存在的问题

电力工业的快速发展为国民经济的快速发展奠定了基础。

在高速增长的经济环境下，山东省的电力消费在终端能源消费中的比例呈逐年增高的趋势，山东省电力工业的发展正面临着经济增长和环境保护的双重压力，存在着深层次的问题和矛盾。

具体表现为：

（1）电力结构单一

山东电网电力结构单一。

2011年总装机容量中，仍以火电为主，约占91.67%；

水电、风电比重很小，分别约占1.57%和3.62%；

没有核电。

而就同期全国的情况来看，火电、水电、风电和核电的装机容量分别占到了总装机容量的79.20%、17.16%、1.06%和1.76%。

（2）发电机组结构不合理、单位发电量煤耗较高

2011年山东省统调公用机组4494.4万千瓦，平均单机容量由上年末的28.3万千瓦提高到29.4万千瓦，30万千瓦及以上火电机组共计84台、3494万千瓦，占全省装机容量半数以上，是参与电网调峰、保障电力供应的主力机组。

企业自备机组中，孤网运行265.5万千瓦，它们多为5万千瓦及以下小机组，不参加统一调度，能耗大、污染严重（需要山东省小机组数据，机组总数、装机容量等）。

2011年山东省平均供电标准煤耗335g/kW·

h，远远高于世界发达国家水平（2005年：

日本，300g/kW·

h；

意大利，288g/kW·

h），也略高于全国平均水平（329g/kW·

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2.96g/kW·

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

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（IntegratedGasificationCombinedCycle，简写“IGCC”）发电的燃气轮机组。

新标准不适用于：

（1）各种容量的层燃炉、抛煤机炉发电锅炉。

（2）各种容量的以生活垃圾、危险废物为燃料的火电厂。

（3）内燃发电机组。

5.2时间段和区域的划分

5.2.1时间段的划分

本标准对锅炉和机组的划分，不再如DB37/664—2007划分为三个时段，而是划分为“现有”和“新建”两类。

“现有”指本标准实施之日前，建成投产或环境影响评价文件已通过审批的火力发电锅炉及燃气轮机组。

“新建”指本标准实施之日起，环境影响评价文件通过审批的新建、扩建和改建的火力发电锅炉及燃气轮机组。

标准具体执行要求如下：

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

（2）自2014年7月1日起，重点控制区内火力发电锅炉及燃气轮机组执行表2中的大气污染物排放浓度限值。

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

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

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

（4）执行大气特别排放限值的范围和时间由山东省人民政府或由山东省环境保护厅与省质量技术监督局联合另行发布。

大气特别排放限值的提出主要是为了做好与国家相关排放标准的衔接，具体时间和范围待环保部发布公告后做相应调整。

5.2.2区域的划分

根据环境管理的需要，将山东省划分为重点控制区和一般控制区。

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

其他区域作为一般保护区域。

5.3术语和定义

《火电厂大气污染物排放标准》DB37/664—2007定义了标准状态、锅炉额定出力、烟气排放连续监测、过量空气系数、干燥无灰基挥发分5个术语。

新标准中不再涉及锅炉额定出力和干燥无灰基挥发分这2个术语相关的内容。

烟气排放连续监测的要求和定义已经成熟，本次修订也不列入术语。

因此，新标准删除了锅炉额定出力、烟气排放连续监测和干燥无灰基挥发分3个术语，新增加了现有火力发电锅炉及燃气轮机组和新建火力发电锅炉及燃气轮机组2个术语，将过量空气系数改为氧含量，符合实际监测工作的需要。

另外，根据山东省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

5.5.1NOx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：

①2013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（1.0lb/MWh，约折合135mg/m3）都严格。

烟气脱硝装置的费用较高，对于220t/h以下的燃煤火电锅炉，其氮氧化物排放量要达到，很难维持正常经营生产。

因此，本标准中对于新建、改建和扩建的220t/h以下（含220t/h）的燃煤火电锅炉，执行300mg/m3的限值。

燃油锅炉及燃气锅炉NOx排放控制要求

新标准规定了燃油锅炉和燃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。

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。

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218mg/m3）严格。

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

2014年7月1日起，重点控制区220t/h以下（含220t/h）的现有燃煤火力发电锅炉执行的限值提高到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300mg/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100mg/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200mg/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100mg/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100mg/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