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我国燃煤电站NOX排放现状我国燃煤大气污染概况减排目标据UNEP项目“能源规划中综合考虑环境因素”研究的初步估算，我国NOX的排放量约有近70%来自于煤炭的直接燃烧，主要为固定源排放。电力行业是国民经济的基础行业，随着经济的快速发展，我国电力需求不断增长，大容量高参数的300MW及以上火电机组正成为电力工业的主力机组，火电厂NOX排放总量日益增加。我国电力结构以火力发电为主，火电厂燃煤量占全国煤炭消耗总量50%左右，这个比例今后还将不断增加，其燃煤产生的NOX也将持续增长。目前，我国发电装机容量己经突破4亿kW，其中绝大多数为燃煤机组。电厂每生产1千千瓦时的电力，约产生62千克SOX和2.1千克NOX。2004年，由排放的NOX就超过665万吨。按照目前的排放控制水平，到2020年火电厂NOX排放量将达到2900万吨以上。图5给出了2000-2030年中国NOX排放量发展趋势的情景分析结果。可见，随着中国人口的不断增加、国民经济的持续稳定增长和人民物质文化生活水平的不断提高，未来30年中国NOX排放量将呈现稳步增长的趋势。如果不采取进一步的控制措施，到2010年、2020年和2030年，全国能源消费导致的NOX排放总量将分别达到1677-1853万t、2363-2914万t和3154-4296万t。到2020年前后将超过美国成为世界第一大NOX排放国，如此巨大的排放量将给公众健康和生态环境带来灾难性的后果。中国NOX排放现状及其发展趋势具有如下特征：排放总量巨大且将呈继续增加态势、不同地区间NOX排放量相差悬殊，主要集中在人口密集、工业集中的中东部省区；不同经济部门对NOX排放总量的贡献率差异显著，火力发电部门是中国NOX排放的第一大户，其次是交通运输和工业部门，且交通运输部门排放量增长迅速；不同燃料品种对NOX排放总量的贡献率差别很大，燃煤是中国NOX排放的最主要来源，其次是柴油和汽油，其他种类燃料贡献率较小。中国氮氧化物减排之路“如果不对氮氧化物的排放进行控制，我国‘十一五’期间削减二氧化硫10％的努力，将因氮氧化物排放的显著上升而全部抵消。”在日前环境保护部科技标准司召开的大气氮氧化物污染控制技术研讨会上，这一观点得到了多位专家的认可。清华大学环境科学与工程系教授贺克斌给出了一个形象的比喻:不要把甲肝治成乙肝。研究显示，如果不进一步采取有效的措施控制氮氧化物排放，未来15年中国氮氧化物的排放量将继续增长，到2020年可能达到3000万吨以上。如此巨大的排放量，势必对公众健康、生态环境和社会经济造成严重影响。有人将对氮氧化物排放的控制，总结为“一石击五鸟”，包括生态系统问题、水体富营养化问题、臭氧问题、颗粒物灰霾问题、大气中氮氧化物问题。唐孝炎说:“现在来看，在全国，特别是在珠江三角洲、长江三角洲、京津冀等地区的大气污染很严重，都是复合型污染。我国大气污染特点不仅是多污染物排放，更是多污染物高浓度排放，这是其他国家没有的。多污染物高浓度排放就造成大气之间发生各种各样的物理和化学反应，形成二次污染物。大气氮氧化物会影响大气的氧化性，造成光化学污染、二次颗粒物大大增加、灰霾问题等，已经到非解决不可的地步了。”中国NOX排放控制对策国际上控制NOX排放的措施可大致分为政策手段和经济手段两类。所谓政策手段，是指通过制定法律和空气质量标准等方法，要求采用“最佳可用技术”对污染源进行治理，以降低NOX排放量；而经济手段则是通过排污收费、征收污染税或能源税、发放排污许可证和排污权交易等多种途径，刺激和鼓励削减NOX排放量。针对中国NOX排放现状、发展趋势及其分布特征，参照美、日、欧等发达国家经验，结合我国经济、技术发展水平，提出如下的中国NOX排放的综合控制对策建议。实施日趋严格的NOX排放标准美、日、欧等西方发达国家控制NOX排放的经验表明，制定并实施日趋严格的NOX排放标准是控制各类燃烧设备NOX排放量的根本手段。例如，美国通过制定并实施1990年CAAA中第I条（臭氧达标）和第IV条（酸沉降控制）中的NOX排放限值标准，已使全美的NOX排放由1990年的2316万t降至2000年的2105万t。各国对NOX排放都做出严格的限制，其中：日本新建大型燃气、燃油和燃煤电站的NOX排放限值为60，130和200ppm；欧洲新建大型燃气、燃油和燃煤电站NOX排放限值为30～50，55～75和50～100ppm。中国有72.3%的NOX来自煤燃烧，要对NOX进行有效控制，燃煤电厂脱硝势在必行。强化对NOX排放源的监督管理根据《大气法》的规定和要求，在“两控区”内NOX污染严重的部分地区进行NOX区域总量排放控制、NOX排污收费和排污许可证制度的试点工作。建立健全国家酸雨监测网，加强NOX污染排放源的在线监测。进一步加强城市NOX污染环境监测和污染源监测工作，完善城市和区域环境监测网络的能力建设，推进NOX污染源的在线监测。我国火电厂氮氧化物控制政策国外对氮氧化物进行严格控制已经有近20年的历史。我国长期以来对火电厂产生的大气污染物的控制主要集中在烟尘和二氧化硫上，对氮氧化物排放的治理尚处于起步阶段，对氮氧化物的总量控制也刚列入工作日程。我国现阶段与氮氧化物控制有关的法规政策及标准如下：法规：我国2004年4月颁布的《大气污染防治法》第30条规定：“企业应当对燃料燃烧过程中产生的氮氧化物采取控制措施”。《国家酸雨和二氧化硫污染防治“十一五”规划》中要求：将氮氧化物纳入环境统计范围，摸清氮氧化物排放基数；修订氮氧化物排放标准；开发推广适合国情的氮氧化物减排技术，对烟气脱硝示范工程进行评估总结；制订火电行业氮氧化物排放控制技术政策；启动编制国家火电行业氮氧化物治理规划的相关工作。强化氮氧化物污染防治，促进企业达标排放。达不到排放标准或所在地区空气二氧化氮、臭氧浓度超标的新建火电机组必须同步配套建设烟气脱硝设施，现役火电机组应限期建设烟气脱硝设施。环境标准：1996年出台的《环境空气质量标准》（GB3095－1996）经2000年修订后，标准中对大气中的NO2的浓度限值做了明确的规定。2003年修订的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223－2003），则按时段和燃料特性分别规定了燃煤、燃油锅炉的氮氧化物排放限值，规定了火电厂氮氧化物的排放限值。除国家标准外之外，个别地方根据当地实际情况，颁布更为严格的地方性排放标准。例如，北京市2007年9月1日实施的《北京市锅炉大气污染物排放标准》（DB11/139－2007）、上海市实施的锅炉大气污染物排放标准（DB31/387—2007）和山东省实施的火电厂大气污染物排放标准（DB37/664—2007）。我国氮氧化物排放控制标准的制定情况：2003年12月23日发布、2004年01月01日实施的《火电厂大气污染物排放标准》中对火力发电锅炉氮氧化物最高允许排放浓度进行了规定，并且规定第3时段火力发电锅炉须预留烟气脱除氮氧化物装置空间。北京市在污染控制方面一直走在全国前列，2002年北京市环境保护局颁布的《锅炉污染物综合排放标准》（DB11/139-2002）中对燃煤锅炉中氮氧化物的排放限制规定为250~300mg/Nm3，目前正准备进一步提高标准。据了解，目前新的排放标准正在制定中，对火力发电锅炉氮氧化物最高允许排放浓度的要求将进一步提高。火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）NOx标准时段第一时段第二时段第三时段实施时间2005.1.12005.1.12004.1.1燃煤锅炉Vdaf〈10%15001300110010%Vdaf20%1100650650Vdaf〉20%450燃油锅炉650400200燃气轮机燃油150燃气80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/m3Vdaf，干燥无灰基挥发分，volatilematter（dryash-freebasis）GB13223-2003三时段划分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5年，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。北京锅炉烟气污染物排放标准北京《锅炉大气污染物排放标准》（DB11/139—2007）在用锅炉大气污染物排放限值污染物电站锅炉工业锅炉1I时段II时段I时段II时段≤45.5MW45.5MW烟尘（mg/m3）3020503030二氧化硫（mg/m3）1005015010050氮氧化物（mg/m3）250100300250200烟气不透光率（%）1515201515烟气黑度（林格曼，级）1级注1：自备电站锅炉执行工业锅炉大气污染物排放限值。注：第Ⅰ时段为自本标准实施之日起至2008年6月30日；第Ⅱ时段为自2008年7月1日起。修改后的燃煤电厂大气控制标准GB13223-2011此标准已于2012.1.1实行29不同燃煤设备所生成的NOx的原始排放值及为达到环境保护标准所需的NOx降低率020406080100120020040060080010001200140016001800NOx排放值(mg/m3)NOx降低率(%)循环床链条炉抛煤机炉鼓泡床固态除渣煤粉炉液态除渣煤粉炉举例：固态除渣煤粉炉，当要求NOx排放值为650mg/m3时，所需的NOx降低率为36％。排污收费：2003年2月国家环保局、国家发展计划委员会、国家经济贸易委员会联合颁布了《排污费征收标准管理办法》，该办法规定：从2004年7月1日起按每一当量0.6元的规定，征收锅炉NOX排放费。从我国目前已有的法规政策来看，主要依赖于传统的控制手段，虽然对火电厂NOx污染的控制提出了初步要求，但相关的政策标准过于原则，操作性差。目前我国火电厂采用烟气脱硝技术措施的比例还较低，难以有效控制日益增长的NOx排放及其二次污染造成的环境损害。电力行业氮氧化物的控制从酸雨发展的态势分析，氮氧化物排放对酸雨的贡献愈加明显，火电厂是氮氧化物排放的最大来源。“十一五”是我国氮氧化物控制的起步阶段，在不断强化排放管理和控制的基础上，要加强电厂氮氧化物排放的计量管理，将氮氧化物纳入环境统计范围，摸清电厂氮氧化物排污的基数，为在“十二五”实施电力行业氮氧化物的总量控制奠定基础。实施保障措施（1）完善总量控制政策，落实酸雨控制目标；（2）严格新源的控制管理；（3）加大对现有污染源减排致酸物质的投入；（4）促进国内脱硫环保产业发展；（5）加强酸雨规划的实施管理；（6）引入市场和经济手段；（7）加强科学研究，进一步摸清酸雨形成的科学问题；（8）建立和完善酸雨影响的评价体系。重点区域要联合减排我国空气中氮氧化物的分布并不均衡。从区域分布来说，超过80%的氮氧化物排放量来自人口密集、工业集中和经济发展较快的中东部地区。我国氮氧化物及其相关污染问题呈现区域特征，尤其是北京、珠三角、长三角等城市群光化学烟雾、颗粒物和酸沉降等污染问题十分突出。因此，为了有效地改善这些大城市地区的空气质量，建议在这些地区率先制定和实施区域氮氧化物控制的联动规划，着重加强这些地区的污染区域控制。氮氧化物控制的发展目标与方向建议加快对氮氧化物的控制策略的，避免盲目性。应法规、标准、政策、技术、经济等全方位进行研究。综合考虑我国的技术经济发展水平和电力企业的承受能力，继续应用低NOx燃烧技术。即在新建机组上采用低NOx燃烧技术，并对老机组进行低NOx燃烧技术改造。继续研究和优化脱硝效率更高、经济性更好的低NOx燃烧技术，为大型火力发电机组提供新一代燃烧技术