火电厂排放标准

篇一：火电厂大气污染物排放标准

《火电厂大气污染物排放标准》期限将至

中国产业经济信息网 2014-02-28

再过5个月，被称为史上最严格的火电排放标准--《火电厂大气污染物排放标准》最后执行期限将到。

公开数据显示，到2013年底，烟气脱硝机组占全国现役火电机组容量50%。对于脱硝市场而言，这意味着在今后的5个月中全国仍有约4亿千瓦的火电机组需要改造。

按照市场上每千瓦100-120元的脱硝造价来看，就将有超过400亿元的市场容量。无论是对于国有环保公司还是民营环保公司而言，都是不能放过的机会。但显然，民营环保公司在这场竞争比赛中并不占优势。

脱硫脱硝技改由总部统管

公开资料显示，自2012年初《火电厂大气污染排放标准》公布后，国内迅速成立了数百家的脱硫脱硝公司，与之相关的催化剂企业也蜂拥而至。作为被改造主体的五大发电集团也竞相成立相关服务公司，如国电龙源环保工程有限公司、中国大唐集团环境技术有限公司、中电投远达环保有限公司、中国华电工程集团有限公司等。

以龙源环保为例，龙源环保已签订合同脱硫、脱硝工程容量和已投运脱硫、脱硝机组容量连续多年居国内。截至2012年底，该公司累计投运火电厂脱硫机组9580.7万千瓦、脱硝机组4425万千瓦。值得注意的是，截至2012年底，中国一共约改造了2.3亿千瓦的火电机组，龙源环保的业绩约占全国的19%。

一位不愿具名的华能集团旗下火电厂工作人员说："我们电厂的脱硝技改就是北京龙源公司做的，当时是集团总部统一代我们底下的火电厂招标的。"

龙源环保公司网站"已建项目"一栏中，明确罗列了该公司负责过的已建脱硝项目，共49个项目，其中，国电旗下公司共33个;大唐旗下公司3个;华能旗下公司3个。

"选择哪个环保公司并不是我们说了算，都是集团总部统一管理招标的。"上述火电厂工作人员如是说。

事实上，相对于民营电厂而言，五大电力集团旗下的火电厂脱硫、脱硝改造工程自主选择权较弱的问题，在业内早已不是秘密。

民营环保企业的价格突破口

江苏省一家央企旗下的电厂负责人就曾表示，"虽然名义上是进行招投标的项目，但是五大电力旗下都有自己的环保公司，自家电厂的项目肯定是给兄弟环保工程单位的。"这里绝对是存在保护主义。有的集团甚至下发文件明文规定，必须采购自己的环保工程公司。 "正常点来说，总部要求我们照顾自家的公司、或者是兄弟单位，这都可以理解，但是，有些兄弟单位的技术不是特别好，这就不符合我们的要求了，但是，集团统一招标，我们即使不愿意，也没有拒绝权。"文中上述火电厂工作人员说。

桑德集团总裁文一波表示，国有企业始终不是纯市场化的力量，他与生俱来地拥有垄断资源、行政资源和金融等资源，在市场体系中，与民营企业不是在同一个标准下竞争，会形成特别强烈的反市场力量。

"目前这一市场空间容量很大，尽管说五大发电集团占据了一大部分市场，但可供我们做的市场还有很多。因为，我们的竞争优势就是我们的技术及价格。"浙江天蓝环保技术股份有限公司一位负责市场营销的工作人员表示。

而成本，正在成为2014年脱硝市场上竞争所需的重量级砝码。

业内普遍认为，由于脱硝补贴电价低于预期，火电企业对脱硝工程的造价也会更加看重，低运行成本的方式会受青睐。脱硝第三方企业迎来利好的同时，相互之间的竞争也必然会加剧。

国电石横电厂生产技术部主任魏小兵表示，上马低氮燃烧器每台花费1000多万元，SCR

设备每台则要1亿元以上。根据目前国家颁布的氮氧化物排放标准，火电厂必须在前后端同时加装脱硝装置才能有效达到国家规定的排放标准。

篇二：新《火电厂大气污染物排放标准》的看法

新《火电厂大气污染物排放标准》的看法

2011年初，国家环境保护部发布了《火电厂大气污染物排

放标准》（二次征求意见稿）（以下简称新标准）。与2009年发布的一次征求意见稿（以下简称2009年初稿）相比，其中的脱硫规定，无论是完成时间要求，还是减排力度，都有明显提高。新标准将于2011年内颁布，2012年1月1日起开始执行。

正确理解新标准，无论是对脱硫的市场营销人员、还是技术

人员和管理人员都有积极和现实的意义。

1新标准与2009年初稿、旧标准的对比

1.1时间段划分简化

2009年初稿和旧标准对不同时期的火电厂建设项目划分成

3个时段，涉及的时间节点包括1996年12月31日、2010年和2015年，分别规定了排放控制要求；而新标准对现役机组采用了“一刀切”的方式，仅以2012年1月1日为界划分为现有及新建机组2个时段，更加简析明了。

2012年1月1日前获得环评批复的为现役机组，否则为新

建机组。现役机组的标准执行时间为2014年1月1日，留给现役机组进行改造的时间只有2年。

1.2二氧化硫限值骤降

新标准规定新建燃煤电厂二氧化硫的排放限值为

100mg/m3。现有电厂分为两类，燃煤硫分较高地区的电厂执行400mg/m3，其他现有燃煤电厂执行200mg/m3。重点地区的燃煤

电厂执行50mg/m3。

通过对比新标准、2009年初稿和旧标准可以看出，新标准

调整了SO2污染物排放浓度限值，采取了更为严格的排放限制：

现役机组从旧标准执行的最高2100mg/m3降至2009年初稿

的800mg/m3后再降至新标准的200-400mg/m3；

新建机组从旧标准执行的400mg/m3降至2009年初稿的

200mg/m3再降至新标准的50-100mg/m3。

新标准脱硫限值大幅下降，远远超出旧标准和2009年初稿，甚至超越欧美现用标准。

1.3对采用高硫煤机组宽严结合

含硫量大于3%的为高硫煤，主要集中在我国西南地区。我

国多数地区的燃煤有硫份升高的趋势。旧标准及2009年初稿均未单独提出使用高硫煤地区电厂的排放标准，而是与中低硫煤执行同一个标准，而使用高硫煤的脱硫成本远高于使用其他煤质。

新标准中对使用高硫煤地区电厂的排放标准进行了特别规

定。现役机组从2014年1月1日起执行400mg排放标准，执行期间预计可延续到2020年。新建机组从2012年1月1日起执行100mg排放标准。

以上规定实际是放宽了使用高硫煤的现役机组的排放要求。按照09年初稿规定，高硫煤机组必须在2015年1月1日执行200mg的排放标准，造成部分改造企业在2011年刚改造完成满足400mg的排放标准，运行只有3年左右，必须开始二次改造，

满足200mg的排放要求。而新标准规定高硫煤现役机组执行400mg的排放标准，预计在2020年前无需考虑二次改造，相当于放宽了要求。

但对于新建机组，即使是高硫煤，2012年1月1日就开始

执行100mg的排放要求，即高硫煤的排放标准和低硫煤的排放标准是相同的。这对于新建高硫煤机组的脱硫装置提出了相当严格的要求，即脱硫效率要达到99%左右才能满足排放要求。

2新标准的实施对脱硫市场的影响

2.1脱硫市场容量激增数百亿

根据国家环境保护部发布的《〈火电厂大气污染物排放标准〉编制说明（二次征求意见稿）》显示，当脱硫限值为100mg/m3和200mg/m3时，从技术可行性分析需安装脱硫效率≥95%的烟气脱硫装置，这意味着高效稳定运行的脱硫装置将被市场所青睐。

透过新标准的调整可以窥探到国家对SO2污染物治理的强

硬态度。新标准的出台，极大地鼓励了脱硫企业尤其是大型脱硫企业对市场的信心。若颁布实施，将使我国的脱硫市场进一步规范，脱硫行业将更加专注于技术改进和加强运行管理。

《编制说明》中对整个火电脱硫市场容量也做了预测，其预

测主要基于执行100mg/m3的排放限值的基础上，预测SO2的排放量和预计达标排放量。并以此为基础进行测算，认为到2015年需总投资为170亿元，运行费用为98亿元/年。到2020年则需总投资为495亿元，运行费用为286亿元/年。此外，部分现

有机组也需要经费进行烟气脱硫改造。

2.2湿法脱硫工艺更占绝对主导地位

火电厂SO2的排放量与所用煤种有很大的关系，对于现在应

用较多的湿法脱硫技术，基本上可以达到排放要求，而干法、半干法的脱硫技术能否达标要看煤种而定。

表3不同煤种硫含量对应的脱硫效率

注：以1%的硫对应二氧化硫浓度2400mg/m3计。

由于新标准中对脱硫限值的高要求，将迫使火电厂提高脱

硫装置性能，新电厂和旧电厂都需要选用高效率的脱硫装置，脱硫效率超过95%高效烟气脱硫装置将成为市场主流，尤其是高效的湿法脱硫装置，将获得更大的市场空间。

而一些工艺因技术局限性无法在脱硫效率上得到突破，排放

达不到限值的工艺将面临被“洗”出市场的命运。例如简易石灰石-石膏湿法、炉内喷钙式半干法脱硫、炉内干法喷钙、炉内喷钙-尾部增湿法等脱硫效率低或运行不稳定的工艺将会在此项检测中接受存亡挑战。

特别是炉内脱硫法虽然投资小、占地面积小，但因脱硫效率

低，硫含量达不到排放限值、固废排放量大等致命缺点，面临退市危机。几乎所有采用该种形式的火电厂都面临着新增炉外烟气脱硫的改造。

2.3氨法脱硫市场前景广阔

从SO2控制技术分析来看，在新标准脱硫限值大幅提高的情

况下，火电厂只能安装脱硫效率≥95%的高效烟气脱硫装置。而目前国内能达到脱硫效率≥95%且经济性强、适用范围广、技术成熟的工艺只有石灰石-石膏湿法烟气脱硫和氨法湿法烟气脱硫工艺。

目前国内脱硫工程的技术同质化非常严重，石灰石-石膏湿

法烟气脱硫因工艺开发较早、国外市场占有率高等因素仍占国内脱硫市场最大份额。该工艺存在明显弊端，无法解决二次污染的问题。电厂脱硫每年产生的数千万吨石膏已经成为电厂主要的固体废弃物，(脱硫)石膏的出路成了关键性难题。此外，受吸收剂石灰石活性的限制，石灰石-石膏法对于高硫煤难以稳定达到96%以上的脱硫效率，也就难以满足新建高硫煤机组的脱硫要求。

中国地域宽广，自然条件、市场和经济状况迥异，不加区别

地采用一种模式和技术来解决烟气脱硫问题，造成了中国燃煤电厂相当脱硫设施没有发挥应有的作用。在全国脱硫项目中，运行不正常的确实占到两三成。如果加上运行基本正常而尚有改进余地的，整体上需要维修或改进的比例达四成之多。这些电场中部分是当初的设计与电厂的煤种不适合，还有一部分是设备质量不过关运行不稳定造成的。今后很长一段时间，中国都将为电厂的单一脱硫方式及市场恶性竞争等脱硫后遗症埋单。

氨法脱硫工艺虽然起步晚，但也已经成熟，国内已经投运的

脱硫装置已有30多套。单塔处理烟气量相当于50万kw机组，

篇三：火电厂排放标准

环保部《火电厂大气污染排放标准(二次征求意见稿)》正文(1)

火电厂大气污染物排放标准

Emission standard of air pollutants for thermal power plants

(二次征求意见稿)

前 言

为贯彻《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》、《国务院关于落实科学发展观 加强环境保护的决定》等法律、法规，保护环境，改善环境质量，防治火电厂大气污染物排放造成的污染，促进火力发电行业的技术进步和可持续发展，制定本标准。

本标准首次发布于 1991 年，1996 年第一次修订，2003 年第二次修订。

本次修订的主要内容：

——调整了大气污染物排放浓度限值;

——规定了现有火电锅炉达到更加严格的排放浓度限值的时限;

——取消了按燃煤挥发分执行不同氮氧化物排放浓度限值的规定;

——取消了全厂二氧化硫最高允许排放速率的规定;

——增设了燃气锅炉大气污染物排放浓度限值;

——增设了大气污染物特别排放限值;

——增设了汞及其化合物排放限值。

火电厂排放的水污染物、恶臭污染物和环境噪声适用相应的国家污染物排放标准，产生固体废物的鉴别、处理和处置适用国家固体废物污染控制标准。

自本标准实施之日起，火电厂大气污染物排放控制按本标准的规定执行，不再执行国家污染物排放标准《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)中的相关规定。

地方省级人民政府对本标准未作规定的大气污染物项目，可以制定地方污染物排放标准;对本标准已作规定的大气污染物项目，可以制定严于本标准的地方污染物排放标准。

本标准由环境保护部科技标准司组织制订。

本标准起草单位：中国环境科学研究院、国电环境保护研究院。

本标准自2012 年 1 月 1 日起实施。

本标准由环境保护部解释。

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。

本标准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、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 以上采用煤矸石、生物质、油页岩、石油焦等燃料的发电锅炉。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采样方法

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 盐酸萘乙二胺分光光度法

HJ/T 56 固定污染源排气中二氧化硫的测定 碘量法

HJ/T 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 固定污染源烟气排放连续监测技术规范

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

HJ/T 373 固定污染源监测质量保证与质量控制技术规范(试行)

HJ/T 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)

《污染源自动监控管理办法》(国家环境保护部总局令 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。

3.1 火电厂 thermal power plant

燃烧固体、液体、气体燃料的发电厂。

3.2 标准状态 standard condition

烟气在温度为273K，压力为 101325 Pa 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 O2 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来表示。

3.4 现有火力发电锅炉及燃气轮机组 existing plant

指本标准实施之日(2012 年1月1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(2012 年1月1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。

4 污染物排放控制要求

4.1 自2014 年1月1日起，现有火力发电锅炉及燃气轮机组执行表 规定的大气污染物排放限值。

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 规定的大气污染物排放限值。

表 1 火力发电锅炉及燃气轮机组大气污染物排放限值 单位：mg/m(烟气黑度除外) 3

4.3 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，应严格控制企业的污染物排放行为，在上述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 火力发电锅炉及燃气轮机组大气污染物特别排放限值 单位：mg/m(烟气黑度除外) 3

4.4 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。

5 污染物监测要求

5.1 污染物监测要求

5.1.1 对企业排放废气的采样，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、采样平台和排污口标志。

5.1.2 新建企业和现有企业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HJ/T 75 和HJ/T 76 的要求，定期对自动监控设备进行比对监测。

5.1.4 对企业污染物排放情况进行监测的采样方法、采样频次、采样时间和运行负荷等要求，按GB/T 16157 和HJ/T 397 的规定执行。

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