燃煤电厂大气污染物排放标准
编制说明
（征求意见稿）
标准编制组
二○一五年四月
项目名称：河北省燃煤电厂大气污染物排放标准
下达任务文件：河北省质量技术监督局
标准编制单位：河北省环境科学学会、河北国华定洲发电有限责任公司、北京济元紫能能源科技有限责任公司、北京国电清新环保技术股份有限公司、聚光科技（杭州）股份有限公司
标准编制组成员：程飞、王婷、陈小通、文亮、程俊峰、尉亚飞、谷瑞欣、何文杰、高翔、王春雨、孟欣、孟宪忠、于海、杜静、康海朋
目录
1 项目背景 (1)
1.1项目来源 (1)
1.2主要工作过程 (1)
2 标准制订的必要性、制定原则和技术路线 (2)
2.1标准制定的必要性 (2)
2.2 标准制定原则和技术路线 (5)
3 河北省燃煤电厂污染现状 (7)
3.1 河北省燃煤电厂分布及生产状况 (7)
3.2 生产工艺及产污环节分析 (9)
3.3 河北省燃煤电厂污染控制措施及排放现状 (11)
3.4 污染物排放情况 (13)
3.5 河北省燃煤电厂主要问题分析 (18)
3.6 国内外相关标准借鉴 (18)
4 污染控制技术分析 (27)
4.1 SO2控制技术 (27)
4.2烟尘控制技术 (29)
4.3NOx控制技术 (30)
4.4汞控制技术 (32)
4.5超低达标排放技术 (33)
5 排放限值的确定 (35)
5.1 污染源与时段划分 (35)
5.2 污染物控制项目 (35)
5.3 大气污染物排放限值制订依据 (35)
5.4 监测 (38)
6 强制性标准的建议说明 (39)
7 贯彻标准的措施建议 (39)
8 标准实施后的企业成本核算和环境效益 (39)
8.1社会效益 (40)
8.2经济效益与环境效益 (40)
9 社会稳定风险评估 (42)
9.1项目概况 (42)
9.2 风险评估的目的及方法 (43)
9.3 风险评估 (44)
9.4 化解风险预案 (47)
1 项目背景
1.1项目来源
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，是影响空气质量和我省燃煤量减排目标完成的重要行业。根据《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)要求，自2014年7月1日起现有火力发电燃煤锅炉执行烟尘30mg/m3，二氧化硫200mg/m3，氮氧化物100mg/m3；自2012年1月1日起，新建火力发电燃煤锅炉执行烟尘30mg/m3，二氧化硫100mg/m3，氮氧化物100mg/m3。根据2013年2月国家环保部发布的《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》(公告2013年第14号)与《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)，自2014年7月1日起，重点地区现有火力发电燃煤锅炉烟尘执行20mg/m3的特别排放限值；自2013年4月1日起，重点地区新建的火力发电燃煤锅炉执行大气污染物特别排放限值烟尘20mg/m3，二氧化硫50mg/m3，氮氧化物100mg/m3。
经初步统计，目前全省已有20家电厂，41台机组实现了部分污染物“超低排放”，已达到或接近天然气锅炉及燃气轮机组执行烟尘5mg/m3，二氧化硫35mg/m3，氮氧化物50mg/m3的要求。为按照“以大带小，分类推进”的原则，适应我省新的环保要求，实现省委、省政府2015年底前完成全省燃煤发电机组除尘、脱硫、脱销设施升级改造，升级改造后达到燃煤电厂超低排放限值要求的目标，河北省环境保护厅下达了河北省燃煤电厂大气污染物排放标准制订计划。
河北省质量技术监督局将制定《河北省燃煤电厂大气污染物排放标准》列入2015年河北省地方标准制制定项目计划，由河北省环境科学学会牵头组织制订。河北省环境保护厅于2015年2月下达了《河北省燃煤电厂大气污染物排放标准》（以下简称《标准》）的编制任务，并委托河北省环境科学学会承担该《标准》的编制工作。
1.2主要工作过程
河北省环境科学学会、河北国华定洲发电有限责任公司、北京济元紫能能源科技有限责任公司、北京国电清新环保技术股份有限公司、聚光科技（杭州）股份有限公司在接受任务后，成立了标准编制组，标准编制组于2015年3月启动了标准编制工作，首先对国家和地方的燃煤电厂污染物排放标准和控制经验进行了深入研究；结合燃煤电厂最新大气污染物排放数据，了解分析河北省火电行业大气污染防治的发展变化和趋势；对河北省现有燃煤电厂污染防治技术及治理水平调研；对烟尘、二氧化硫、氮氧化物已达到近零排放的燃煤电厂机组进行现场调研与监测；期间组织召开了多次专家和内部研讨会，对《标准》框架及内容进行讨论，在此基础上形成目前的《标准》（征求意见稿）及其编制说明。
具体工作程序如下：
2015年3月上旬组成项目编制组，编制开题报告；
2015年3月中旬文献调研、省内外专家咨询；
2015年3月下旬实地考察、调研周边省、市燃煤电厂产污、治污、排污现状情况，并搜集国家和各省市燃煤电厂相关政策文件；在此基础上确定标准的框架和内容；
2015年4月上旬初步形成《河北省燃煤电厂大气污染物排放标准》的征求意见稿及其编制说明。
2 标准制订的必要性、制定原则和技术路线
2.1标准制定的必要性
(1)国家环保发展形势的需要
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。
《国务院关于印发国家环境保护“十二五”规划的通知》（国发〔2011〕42号）要求：持续推进电力行业污染减排。新建燃煤机组要同步建设脱硫脱硝设施，
未安装脱硫设施的现役燃煤机组要加快淘汰或建设脱硫设施，烟气脱硫设施要按照规定取消烟气旁路。加快燃煤机组低氮燃烧技术改造和烟气脱硝设施建设，单机容量30万千瓦以上（含）的燃煤机组要全部加装脱硝设施。加强对脱硫脱硝设施运行的监管，对不能稳定达标排放的，要限期进行改造。
李克强总理在2014年两会政府工作报告中提出“深入实施大气污染防治行动计划，实行区域联防联控，推动燃煤电厂超低排放改造，促进重点区域煤炭消费零增长”，强调节能减排和环境治理是一场攻坚战，环境污染是民生之患、民心之痛，要铁腕治理。
2015年3月10日，张杰辉副省长在“河北省全面启动燃煤电厂超低排放升级改造工作现场会”中要求：要按照“以大带小，分类推进”的原则，2015年底前完成全省燃煤发电机组除尘、脱硫、脱销设施升级改造，升级改造后达到燃煤电厂超低排放限值要求，减少大气污染物排放，促进电力行业总量减排，有效改善区域环境质量。促进产业结构调整，实现电力行业可持续发展。
(2)河北省空气质量改善的需要
2014年，河北省11个设区市空气质量优良天数平均152天，同比增加23天；重度以上污染天数平均66天，同比减少14天。其中，省会石家庄市达标天数同比增加54天，重度以上污染天数同比减少46天，一级天数9天（2013年无一级天）。全省PM2.5、PM10、二氧化硫、二氧化氮、一氧化碳、臭氧平均浓度，同比分别下降12%、13.2%、25.7%、5.9%、16.7%和13.7%。全省大气污染防治虽然取得了一定成效，但受重化工业比重较大、能源结构不合理、人口加速向城市聚集、机动车快速增长和自然条件先天不足等多重因素影响，大气污染治理任务依然艰巨。2014年全省平均达标天数比例仅为41.6%，全省PM2.5、PM10平均浓度分别超国家标准1.7倍、1.35倍，全国74个重点城市排名最差的10个城市中我省仍有7个。
全省每年燃煤量在3亿吨左右，其中燃煤电厂用煤量在1亿吨以上，占到三分之一以上，虽然燃煤电厂通过污染防治设施的升级改造已经达到了2014年7月1
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日执行的新标准，但是污染物的排放总量仍然占较大比重，全省大气环境形势仍然极其严峻。
(3)河北省污染减排的需要
《国务院关于印发“十二五”节能减排综合性工作方案的通知》（国发〔2011〕26号）在“实施污染物减排重点工程”中要求：河北省2015年二氧化硫控制在125.5万吨、氮氧化物控制在147.5万吨。
《河北省钢铁水泥电力玻璃行业大气污染治理攻坚行动方案》要求，力争到2014年底，“四个行业”重点治污减排项目主体工程基本建设完毕。到2015年6月底，“四个行业”主要污染物排放源全部建成符合排放标准和总量控制要求的治污减排设施，投运率和脱除效率符合国家、省有关规定，主要污染物二氧化硫、氮氧化物、烟（粉）尘排放总量分别削减17.95万吨、31.69万吨和0.72万吨。
(4)河北省环境管理工作的需要
河北省是以燃煤发电为主的能源大省，截至2014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%。
《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）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。近年来，我省燃煤电厂脱硫脱硝及除尘技术发展迅速，目前全省已有20家电厂，41台机组采用如湿式静电除尘装置，单塔双循环、双塔双循环脱硫设施，以及低氮燃烧、高效SCR脱硝等先进、成熟技术实施环保设施升级改造，实现了部分污染物“超低排放”，已达到或接近天然气锅炉及燃气轮机组执行烟尘5mg/m3，二氧化硫35mg/m3，氮氧化物50mg/m3的要求。这些控制技术为提高燃煤电厂大气污染物排放控制要求提供了技术支撑。
研究制定全省和各市符合当地功能定位、严于国家标准的污染物排放标准，严把新建项目产业政策关，加大产业结构调整力度；加大环保、能耗、安全执法处罚力度，建立以提高大气污染物排放标准倒逼燃煤电厂污染减排控制的机
制。因此，加严燃煤电厂污染物排放标准是河北省环境管理工作的需要。
2.2 标准制定原则和技术路线
2.2.1标准制定的原则
本标准制定工作的总原则是：保护环境，防治污染，保障人体健康，严格粉尘、二氧化硫、氮氧化物及其它大气污染物排放控制要求，并考虑技术、经济可行性，推行节约并合理使用能源、高效低污染燃烧以及末端治理相结合的综合排放措施，促进我省资源的合理利用和燃煤电厂结构的调整与发展，实现环境保护与燃煤电厂发展的双赢。
（1）与国家标准紧密衔接。作为地方标准，本标准指标体系以国家标准为基础，以我国现行的环境法律、法规和标准为依据，制定的指标限值或与同期国家标准相当，或严于同期国家标准。
（2）技术可行性原则。对每一受控的污染工艺和项目，从污染排放源特征（烟气量、浓度），结合现实技术能达到的控制水平，得出一种技术可行的标准限值。即要求标准与技术结合非常紧密，每个标准值都对应一定的技术。
（3）从严控制的原则。即针对某种特定工艺，通过达标率分析，按污染控制最好的一家或几家企业的排放水平来制定污染物排放浓度限值。将通过排放标准的调整和加严，促进新建燃煤电厂采用更加清洁的生产工艺和高效除尘技术，同时推动对现有燃煤电厂进行技术改造，大幅度削减大气污染物排放。
（4）与国内外同类标准比较的原则。参考国内外先进地区和国家的同类标准，主要包括河北、山西、江苏、浙江、北京等的地方标准和美国、欧洲的国家标准。
（5）结合本地区实际的原则。根据本地区行业企业生产水平和污染治理能力的现状，着重对产生污染物量大的主要工序或者设备排放限值进行规定。
（6）促进行业实行清洁生产和节能降耗，完善污染物排放监控体系。促进
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地区经济与环境协调发展。
2.2.2技术路线
本课题编制的技术路线如图1。
图1 《河北省燃煤电厂大气污染物排放标准》编制说明技术路线
3 河北省燃煤电厂污染现状
3.1 河北省燃煤电厂分布及生产状况
2014 年，河北南部电网统调发购电量1665.91 亿千瓦时，比上年增长3.3%，增速比上年下降1.6 个百分点，其中直调发电量1292.17 亿千瓦时，比上年下降2.4%。
2014 年，河北南部电网统调电厂发电设备平均利用小时数为4975 小时，比上年下降295 小时。其中，火电利用小时5279小时，比上年下降304 小时；水电机组平均利用小时370 小时，比上年下降67 小时；风电机组平均利用小时1962 小时，比上年下降310 小时。为体现国家节能环保政策要求，通过合理引导、积极沟通，采取将抽水招标交易参与范围限定为60 万机组、大机组优先开展替代交易等市场手段，增加60 万等级机组利用小时378 小时，全年利用小时较30 万等级高279 小时。
到2014年12 月底，河北南部电网内共有统调发电企业59 家，除部分独立发电单位外，分属8 个发电集团，各发电集团装机情况如下：省建投，容量665.8万千瓦，占统调装机容量的24.9%；
国华电力，容量513.9 万千瓦，占统调装机容量的19.3%；
华能集团，容量388万千瓦，占统调装机容量的14.5%；
大唐集团，容量290.9 万千瓦，占统调装机容量的10.9%；
国电集团，容量252 万千瓦，占统调装机容量的9.4%；
华电集团，容量193.9 万千瓦，占统调装机容量的7.3%；
中电投集团，容量92万千瓦，占统调装机容量的3.4%；
华润集团，容量66 万千瓦，占统调装机容量的 2.5%；
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独立发电单位，容量206.4 万千瓦，占统调装机容量的7.7%
河北南部电网发电机装机情况
2014年，河北省南部电网净增统调发电容量82.87万千瓦。
其中：新增发电装机66.87 万千瓦，包括：灵峰#1、2 机（各1.2 万千瓦），留家庄风电（4.95 万千瓦），光伏电站合计59.52万千瓦；火电机组增容16 万千瓦，分别是任丘#1、2 机（各5万千瓦）和上安#3、4 机（各 3 万千瓦）；到12 月底，河北南部电网全口径装机容量达到2913.9 万千瓦（含张河湾），比上年增长3.8％；全口径发购电容量3378.9万千瓦，比上年增长 3.2％。其中：
统调装机容量2668.9 万千瓦，比上年增长 3.2％；
非统调装机容量245 万千瓦，比上年增长10.4%；
网外长期购电容量465 万千瓦，与上年持平。
河北南部电网建设情况
河北南部电网以500千伏和220千伏电网构成主网架，东联山东、西通山西、南承华中、北接京津唐，是“西电东送、南北互供、全国联网”的重要通道。截至2013年底，全网拥有500千伏变电站15座，容量2775万千伏安，线路4924公里；220千伏变电站167座，容量5279万千伏安，线路9858公里。全网发电装机容量2826万千瓦。2013年，公司实现售电量1421亿千瓦时，资产总额707.1亿元。截至2013年底，河北南网共有110千伏及以上变电容量16002万千伏安，输电线路48139公里。
2014 年，河北南网扩建2 台500 千伏主变，新增500 千伏变电容量150 万千伏安；新建220 千伏变电站8 座，新投220千伏主变26 台，增容220 千伏主变 6 台，新增220 千伏变电容量516 万千伏安；新增220 千伏线路19 条，新增220 千伏输电线路460 公里。
截止2014 年底，全网共运行500 千伏变电站15 座，500千伏降压变压器37 台，容量2925 万千伏安，500kV 输电线路38条（不含网间联络线），总长度2403 公里；220 千伏变电站175座（包括用户站 4 座，电铁牵引站13 座），主变388 台，总容量5795 万千伏安，220 千伏线路430 条，总长度10241 公里。
河北南部电网电力供需情况
2014 年，河北南部电网全社会用电量完成1755.61 亿千瓦时，比上年增长2.96%。第二产业用电比重下降，第一、三产业和城乡居民生活用电比重均略有上升。
第一产业用电量68.63 亿千瓦时，比上年增长28.07%。主要原因是全年降水偏少，且冬季气温偏高，导致灌溉负荷持续偏高，用电量增长较快。
第二产业用电量1233.93 亿千瓦时，比上年负增长0.14%。
主要原因是受经济结构调整、大气污染治理、节能减排等因素影响，近年来工业用电量增速呈逐年下降趋势，黑色金属冶炼及压延加业用电量比上年负增长10.03%，成为影响第二产业用电量负增长的主要因素。
第三产业用电量211.78 亿千瓦时，比上年增长14.22%。
由于优化产业结构调整影响，近年来相关行业均保持了较快增长趋势。居民生活用电量241.27 亿千瓦时，比上年增长 4.63%。
3.2 生产工艺及产污环节分析
燃煤电厂常见生产工艺流程为：原煤运至电厂后碾磨成粉，经气力输送方式以一定风煤比和温度将煤送进锅炉炉膛，经化学处理后的水在锅炉内被加热成高温高压蒸汽推动汽轮机高速运转，汽轮机带动发电机旋转发电。燃煤电站锅炉主要有煤粉炉和循环流化床锅炉两种。见图2。
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图2 燃煤电厂生产工艺流程及排污节点图
(1)大气污染物排放燃煤电厂大气污染物排放主要来源于锅炉，从烟囱高空排放，主要污染物包括烟尘、硫氧化物、氮氧化物，此外还有重金属、末燃烧尽的碳氢化合物、挥发性有机化合物等物质。
烟尘排放与锅炉炉型、燃煤灰分及烟尘控制技术有关。煤粉炉烟尘排放的初始浓度大多为10g/m3～30g/m3，循环流化床锅炉烟尘排放的初始浓度大多为15g/m3～50g/m3。另外，在煤炭、脱硫剂利灰渣等易产生扬尘物料的运输、装卸和贮存过程中会产生扬尘。硫氧化物排放主要由于煤中硫的存在而产生。燃烧过程中绝大多数硫氧化物以二氧化硫(SO2)的形式产生并排放。此外还有极少部分被氧化为三氧化硫(SO3)吸附到颗粒物上或以气态排放。煤炭燃烧过程甲排放的氮氧化物(NO x)是一氧化氮(NO)、二氧化氮(N02)及氧化亚氮(N2O)等的总称，其中以一氧化氮为主，约占95％。电厂燃用煤炭收到基含氮量多在2％以下。重金属排放来源于煤炭中含有的重金属成分，大部分重金属(砷、镉、铬、铜、汞、镍、铅、硒、锌、钒)以化合物形式(如氧化物)和气溶胶形式排放。煤
中的重金属含量比燃料油和天然气高几个数量级。
(2)水污染物排放燃煤电厂排放废水主要为外排冷却水，其中直流冷却水属含热废水，循环冷却水含盐量较高。另外还有少量含油污水、输煤系统排水、锅炉酸洗废水、酸碱废水、冲灰水、冲渣水、脱硫废水、脱硝废水和生活污水等。主要污染物是有机物、金属及其盐类、悬浮物。
(3)固体废物燃煤电厂生产过程中产生的固体废物主要为飞灰和炉底渣。绝大部分飞灰经除尘器收集并去除，小部分飞灰在锅炉的其他部分，如省煤器和空气预热器灰斗中收集并去除。底灰不可燃，沉降到锅炉底部并保持疏松灰的形式：若燃烧温度超过灰熔点，则以炉底渣形式存在。此外，固体废物还有脱硫副产物、失效催化剂和污水处理产生的污泥等。
(4)噪声排放燃煤电厂中各类噪声源众多，主要噪声源包括磨煤机、锅炉、汽轮机、发电机、直接空冷的风机和循环冷却的冷却塔，噪声源的声功率级较大。
3.3 河北省燃煤电厂污染控制措施及排放现状
(1)烟尘控制措施及排放现状
燃煤火电企业烟气除尘工艺包括电除尘器、袋式除尘器和电袋除尘器。其选择使用何种除尘器主要取决于燃料类型、燃煤火电企业规模、锅炉类型和配置等。目前，国内电除尘器提效改造技术主要有电袋复合技术、布袋除尘技术、旋转电极技术、高频电源技术、低温高效技术、烟气调质、湿式柔性静电除尘技术等。
根据《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)要求，自2014年7月1日起现有火力发电燃煤锅炉执行烟尘30mg/m3；自2012年1月1日起，新建火力发电燃煤锅炉执行烟尘30mg/m3。根据2013年2月国家环保部发布的《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》(公告2013年第14号)与《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)，自2014年7月1日起，重点地区现有火力
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发电燃煤锅炉烟尘执行20mg/m3的特别排放限值；自2013年4月1日起，重点地区新建的火力发电燃煤锅炉执行大气污染物特别排放限值烟尘20mg/m3。
(2)二氧化硫控制措施及排放现状
硫氧化物排放主要是由于煤中硫的存在而产生的。硫在煤炭中是以无机硫或有机硫的形式存在的，燃烧过程中绝大多数硫氧化物是以二氧化硫（SO2）的形式产生并排放的。此外还有极少部分被氧化为三氧化硫（SO3），三氧化硫被吸附到颗粒物上，因此SO3会增加细粒子PM10、PM2.5的排放。
脱硫工艺分为燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫。燃烧前脱硫主要是洗煤；燃烧中脱硫就是在煤燃烧过程中，加入吸附剂吸附所产生的二氧化硫，可以采用向炉内直接喷射钙基吸收剂的方法，也可以采用液化态燃烧的方法；燃烧后脱硫即烟气脱硫，烟气脱硫又可分为湿法、半干法和干法三种工艺。湿法烟气脱硫工艺主要包括：石灰石/石灰-石膏法工艺，氧化镁湿法脱硫工艺，海水脱硫工艺，氨法脱硫工艺；半干法烟气脱硫工艺包括：喷雾干燥法脱硫工艺，烟气循环流化床脱硫技术；干法脱硫工艺包括：电子束法和活性炭法等。
参考国家最新环保要求，燃煤电厂目前采用的脱硫升级技术主要有：脱硫增容提效等。
根据《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)要求，自2014年7月1日起现有火力发电燃煤锅炉执行二氧化硫200mg/m3；自2012年1月1日起，新建火力发电燃煤锅炉执行二氧化硫100mg/m3。根据2013年2月国家环保部发布的《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》(公告2013年第14号)与《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)，自2013年4月1日起，重点地区新建的火力发电燃煤锅炉执行大气污染物特别排放限值二氧化硫50mg/m3。(3)氮氧化物控制措施及排放现状
煤炭燃烧过程中排放的氮氧化物（NOx）是一氧化氮（NO）和二氧化氮（NO2）的混合物。NOx的形成主要包括热力型NOx和燃料型NOx，热力型NOx的形
成与燃烧温度密切相关，燃料型NO X的形成主要取决于燃料中的含N量。我国燃煤火电企业煤炭含N量多在2.0%以下。
控制燃煤火电企业NOx排放的措施分两大类。一类是通过燃烧技术的改进，如低NOx燃烧器、分级燃烧及再燃烧（燃料分级燃烧）等；另一类是尾部加装烟气脱硝装置。尾部加装烟气脱硝装置的技术主要有：选择性催化还原技术（SCR）、选择性非催化还原技术（SNCR）。燃煤机组采用低氮燃烧技术后，其氮氧化物排放浓度仍不达标或不满足总量控制要求时，需配置烟气脱硝设施。对于300MW及以上机组，一般采用SCR烟气脱硝装置。对300MW以下机组，可采用SNCR烟气脱硝装置。
参考国家最新环保要求，锅炉NOx排放浓度需控制到100mg/Nm3。为在控制NOx排放的同时，兼顾提高锅炉经济性，低氮燃烧技术、SCR技术、SNCR 技术、SNCR/SCR 技术等是燃煤电站锅炉当前普遍采用的、成熟的NOx 控制技术，这些技术可单独使用，也可组合使用，以便达到不同的NOx控制要求。
根据《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)要求，自2014年7月1日起现有火力发电燃煤锅炉执行氮氧化物100mg/m3；自2012年1月1日起，新建火力发电燃煤锅炉执行氮氧化物100mg/m3。根据2013年2月国家环保部发布的《关于执行大气污染物特别排放限值的公告》(公告2013年第14号)与《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)，自2013年4月1日起，重点地区新建的火力发电燃煤锅炉执行大气污染物特别排放限值氮氧化物100mg/m3。3.4 污染物排放情况
河北省燃煤电厂共计155家，其中30万KW及以上的燃煤电厂共计42家，30万KW以下(含企业自备燃煤发电机组)燃煤电厂共计113家（不含生物质发电）356台机组。
经初步统计，目前全省已有20家电厂(30万KW及以上)，41台机组实现了部分污染物“超低排放”，已达到或接近天然气锅炉及燃气轮机组执行烟尘
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5mg/m3，二氧化硫35mg/m3，氮氧化物50mg/m3的要求。
标准编制组对我省已达到或接近天然气锅炉及燃气轮机组执行烟尘
5mg/m3，二氧化硫35mg/m3，氮氧化物50mg/m3要求的20家电厂(30万KW及以上)，41台机组进行了监测调研，数据如表1所示。
表1 河北省燃煤电厂大气污染物监测数据统计表单位：mg/m3
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