3　重点行业初始排污权核定方法

3.1　火电行业

3.1.1　行业概况

我国目前电力企业主要采用化石燃料作为发电的主要燃料。化石燃料中一般都含有相当数量的硫（煤中约有0.5%～3%，甚至会达到6%），这种燃料在燃烧时就会释放出硫氧化物，大部分以二氧化硫的形式存在。

在煤燃烧过程中，氮氧化物形成的途径主要有2条。

1）有机的综合在煤中的杂环氮氧化物在高温火焰中发生热分解，并进一步氧化而生成氮氧化物，称为燃料型氮氧化物。在煤粉炉中，煤在燃烧时产生的氮氧化物总量中的70%～80%来自于燃料型氮氧化物。

2）供燃烧用空气中的氮气在高温状态与氧发生化合反应而生成氮氧化物，称为热力型氮氧化物。

热力型氮氧化物形成的主要控制因素是温度，在1350℃时的生成量是很少的，但随着温度的升高，氮氧化物生成量迅速增加；当温度达到1600℃时，氮氧化物的生成量可占炉内氮氧化物生成总量的25%～30%。

炉膛内煤粉燃烧后，化石燃料中的不可燃烧的灰分以及未完全燃烧的物质一部分在燃烧中因结焦形成的大块炉渣，下落到锅炉底部的渣斗内，另一部则生成小灰粒，被除尘器收集成细灰，即通常所说的烟尘。

3.1.2　主要污染物控制措施

3.1.2.1　SO₂

综合国内外的经验来看，燃煤电厂SO₂污染治理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。

（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。但是如果用煤量大、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SO₂排放控制的难度和治理SO₂污染所付出的经济代价。

（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、灰分的技术。煤炭经洗选后不仅可以脱除一定的灰分和硫分，而且热值将平均提高10%以上，也即可节煤约10%。但是在我国高硫煤产区中，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。

（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。

（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。其中在火电厂应用较广泛的主要有以下几种。

①湿式石灰石（石灰）-石膏法烟气脱硫工艺　该技术采用石灰石或石灰浆液作洗涤剂，在反应塔（吸收塔）中对烟气进行洗涤，从而除去烟气中的SO₂。主要工艺流程为：烟气经除尘器去除粉尘后进入吸收塔，从塔底向上流动，石灰石或石灰浆液从塔顶向下喷淋，烟气中的SO₂与吸收剂充分接触反应，生成亚硫酸钙和硫酸钙沉淀物，落入沉淀池。洁净烟气通过换热器加热后经烟囱排向大气。

这种工艺技术成熟，脱硫效率高（90%～98%），应用机组容量大，煤种适应性强，性能可靠，吸收剂资源丰富、价格低廉，副产品易回收，但初投资和运行费用较高，耗水量大，占地面积比其他工艺的要大，现有电厂在没有预留脱硫场地的情况下采用这种工艺有一定的难度。这种工艺在美国、日本和德国应用较多，是目前实际上应用最多、技术最为成熟的一种脱硫工艺，世界市场份额约占90%。

②旋转喷雾干燥法（SDA）　该技术以石灰作为脱硫剂，首先将石灰消化制成消石灰浆，然后利用快速离心喷雾机将消石灰浆液喷射成极其细小且均匀分布的雾粒，吸收剂雾粒与热烟气接触，与SO₂反应后生成一种固体反应物。由于烟气的加热，脱硫反应物将干态排出，最后连同飞灰一起被除尘器收集。收集下的固体灰渣一部分排污配浆池循环利用，一部分外排。

该工艺技术成熟，系统可靠，工艺流程简单，占地面积小，耗水较少，无污水和无酸排放，脱硫效率可达80%～85%。

③炉内喷钙与尾部增湿活化（LIFAC）　在燃煤锅炉内适当温度区喷射石灰石粉，并在炉后烟道内增设活化反应器，在反应器入口喷水，水在反应器中完全蒸发，将烟气中在炉内没有反应及高温烧结失去活性的CaO迅速水合反应生成高活性的Ca（OH）₂，用以脱除烟气中的SO₂。脱硫率一般为70%～80%。

LIFAC工艺系统简单，投资较少，占地少，厂用电低，无废水排放，适合于中低硫煤，便于在老机组上改造使用，在芬兰、法国、加拿大等国家得到应用。

④流化床燃烧脱硫　把煤和吸附剂加入燃烧室的床层中，从炉底鼓风使床层悬浮进行流化燃烧。流化形成湍流混合条件，从而提高了燃烧效率。固硫剂固硫减少了SO₂的排放，循环流化床锅炉的脱硫率可达90%，且其脱硫投资和运行费用较低，对锅炉负荷变化适应性强。同时由于较低的燃烧温度（830～900℃）使NO_x生成量大大减少。随着CFBC锅炉容量的增大，不仅可以代替部分小锅炉，而且逐渐代替电站煤粉炉。

⑤电子束照射法　该方法是用高能量的电子流照射烟气，使烟气中的N₂、O₂、H₂O等分子激发产生强氧化性的自由基，这些自由基与烟气中的SO₂和NO_x氧化产生硫酸和硝酸，这些酸与喷入的氨反应生成稳定的硫酸铵和硝酸铵颗粒，与灰尘一起用除尘器收集，得到混合化肥产品。这种方法能同时脱硫和脱硝。脱硫率和脱硝率分别达90%和80%以上。系统简单，操作方便，运行可靠，副产品可以利用。但投资很大，厂用电高，关键部件电子枪寿命较低，吸收剂需氨水，运行费用高，一定程度上限制了它的大量应用。

⑥回流式循环流化床烟气脱硫　该工艺一般用于干态的消石灰粉作为吸收剂，也可采用其他的干粉或浆液作为吸收剂。烟气从吸收塔（即流化床）底部进入，吸收塔底部为一组文丘里布气管，烟气流经时被加速，并与很细的吸收剂颗粒相混合，互相剧烈摩擦，形成流化床。在喷入均匀水雾降低烟温的条件下，吸收剂与烟气中的SO₂反应，从而脱除了烟气中的SO₂。脱硫后带有大量固体颗粒的烟气从吸收塔顶部排出，进入再循环除尘器，烟气中的固体颗粒被分离出来。从除尘器出来的洁净烟气通过引风机排入烟囱。除尘器除下的固体颗粒大部分通过除尘器下的再循环系统返回吸收塔，继续参加反应，固体物料多次循环，由此大大提高了脱硫剂的利用率。强烈的内部湍流和固体颗粒回流加强了烟气与吸收剂接触，使脱硫过程得到极大的改善，同时脱硫剂多次再循环，从而提高了脱硫效率和吸收剂利用率，脱硫率可达90%以上。

此工艺系统简单，没有喷浆系统，没有废水产生，脱硫效率高，占地面积少，在能满足高品位石灰供应和妥善处理脱硫灰的条件下，具有较好的发展前景，尤其适合于老机组烟气脱硫。

⑦NID法　NID（new intergrated desulfurization）工艺是由ABB公司研制的一种集除尘和脱硫于一体的综合工艺，脱硫原理与烟气循环流化床工艺相似。以CaO或Ca（OH）₂为吸收剂，大量经增湿的吸收剂喷入除尘器上游的小型反应器内，反应后吸收剂进入除尘器被收集后进一步进行二次反应。收集的吸收剂与补充的新鲜吸收剂在混合/增湿装置中调湿后循环使用。

NID法脱硫系统简单，耗水量小，电耗低，适应于各种含硫量的燃料，占地面积较小，在不增加投资的情况下提高了除尘效率，从脱硫系统排出的烟气可不经过加热，直接从烟囱排出。但这种工艺的吸收剂价格较高。该技术非常适合300MW以下机组使用，脱硫效率可达80%以上。

⑧移动床活性炭吸附法　活性炭具有高度活性的表面，在有氧气存在时，它可以促使SO₂转化为SO₃，SO₃与烟气中的H₂O化合生成H₂SO₄并吸附在活性炭微孔中，脱硫效率可达90%。活性炭对SO₂的吸附能在低温的情况下进行，因此工艺过程和设备简单。

⑨海水脱硫　海水通常呈碱性，自然碱度大约为1.2～2.5mmol/L，具有天然的酸碱缓冲能力及吸收SO₂的能力。海水脱硫工艺就是利用海水的这种特性来脱除烟气中的SO₂。锅炉烟气经换热器后进入吸收塔，烟气中SO₂与海水反应生成。

海水经吸收塔吸收SO₂后进入曝气池，在曝气池中注入大量的海水和空气，将氧化并调整海水pH值达标，水质得以恢复后又流入大海。净化后的烟气经换热器加热后由烟囱排向大气。

海水脱硫以海水作为吸收剂，没有吸收剂制备系统，吸收系统不结垢、不堵塞，吸收后没有脱硫渣生成，这就不需要脱硫灰渣处理设施，因此系统简单，投资和运行费用都很低；脱硫率也很高，可达90%。因此，实际上一些沿海国家均用此法脱硫，其中以挪威和美国用得最多；我国深圳西部电厂应用此法脱硫，效果良好。该工艺一般适用于靠近海边、扩散条件好的电厂。

表3-1对国内常用的几种脱硫方法的特点进行了归纳。

3.1.2.2　NO_x

控制火电厂NO_x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）。

（1）低氮燃烧技术

控制火电厂NO_x排放的低氮燃烧技术大概可分3类，即低氮燃烧器、空气分级燃烧技术、燃料分级燃烧技术。在对NO_x排放控制较为严格的地区，通常先采用低NO_x燃烧技术，后再进行烟气脱硝，可以降低投资和运行费用。

（2）选择性催化还原法（SCR）

SCR是指烟气中的NO_x在催化剂的作用下，与还原剂（如NH₃或尿素）发生反应并生成无毒无污染的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NO_x排放控制尚处于起步阶段，在依靠低氮燃烧技术控制NO_x排放仍不能满足要求时，则需要实施烟气脱硝。

（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NO_x的方法，还原剂常用NH₃或尿素。该方法是把含有NH_x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NO_x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%。

3.1.2.3　烟尘

火电厂除尘主要采用静电除尘器、袋式除尘器和电袋复合除尘器。

（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、负荷变化和燃煤煤质（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。静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。

（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，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。

布袋除尘器优点有以下几点。

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在2年以上，最高甚至达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以下几点。

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、SO_x、NO_x、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。

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，已能生产制造用于电站锅炉烟气的布袋除尘器。但仍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。

（3）电袋复合除尘器

电袋复合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%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以下几点。

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。

3.1.3　初始权核定方法

目前初始排污权核定方法主要有环境质量反演法、历史排放量法、排放绩效法和产值排放系数法，其中最常用的是历史排放量法和排放绩效法。

不同的指标核定方法产生的激励效果不同。按照历史排放量免费核定比基于燃料投入的核定方法可操作性较强，但是对能源利用效率较低的电厂有利。而不区分生产技术与燃料类型的基于产出的指标核定方法，则鼓励高效率生产和使用清洁技术，去除管制偏差带来的不公平竞争优势。在这种核定方法下，所有技术与燃料都面临相同的排放绩效要求，发电厂可以通过提高燃料使用效率或使用更清洁的技术和燃料，削减其单位电量的污染物排放量，进而在排污交易机制下出售多余的排污指标获利。

电力行业产品单一，污染物排放量与产品产量相关性强，确定初始排污权比较适合采用排放绩效法。且通过分析电力行业大气主要污染物形成机理和控制措施可知，电力行业大气污染物排放环节单一，污染物排放量与治污设施运行情况直接相关，绩效值较容易确定，同时可以通过调整绩效值体现对电力行业的治污要求。“十一五”期间我国首次采用基于产出的排放绩效法核定电力行业二氧化硫，实践证明，这种核定方法较好地体现了公平性和科学性，且得到了电力行业人士的认可。

应用排放绩效法进行初始排污权核定的计算公式如下。同一电厂所有机组的初始排污权之和即为该电厂的初始排污权。

M_i=CAP_i×5500×GPS_i×10^-3

式中　M_i——第i个机组的二氧化硫、氮氧化物初始排污权核定量，t/a；

5500——年平均发电小时数，h；

CAP_i——第i个机组的装机容量，MW；

GPS_i——第i个机组的排放绩效值，g/（kW·h）。

热电联产机组的供热部分折算成发电量参与核定，用等效发电量D表示。计算公式为：

D_i=H_i×0.278×0.3

式中　D_i——第i个机组供热量折算成的等效发电量，kW·h；

H_i——第i个机组供热量，MJ，采用电力全口径数据中2010年和2011年两年供热量的平均值。

热电联产机组总量指标为设计发电量和等效发电量之和乘以排放绩效值确定，计算公式为：

M_i=（CAP_i×5500+D_i/1000）×GPS_i×10^-3

式中符号意义同上。

采用排放绩效法进行初始排污权核定的关键是确定一整套符合当地情况实际生产和排污情况的产排污系数，即排放绩效值。应用排放绩效法核定主要污染物排放指标，企业可以获得的指标总量由绩效值和机组装机容量决定。电厂主要污染物绩效值，主要基于以下几方面因素确定：a.火电机组发展规模；b.主要污染物排放总量控制目标；c.电力行业主要污染物排放现状；d.电厂主要污染物减排最佳实用技术；e.电厂主要污染物排放标准及其他环保政策要求；f.区域酸雨与空气质量改善要求等。

确定排放绩效值的具体步骤如下。

1）分析电力行业主要污染物排放现状与污染控制技术进展，测算不同机组的排放绩效现状，作为确定未来排放指标核定绩效值的基础。

2）根据目标年发电量需求预测，以及电力行业主要污染物总量控制阶段性目标，初步确定不同时期的平均排放绩效。

3）结合电力行业污染物排放浓度标准和污染治理最佳可行技术，确定发电机组主要污染物排放绩效要求。

4）考虑不同地区酸雨和空气质量改善要求，以减少酸沉降超临界符合区域面积、降低酸沉降强度、改善区域细颗粒污染状况为出发点，根据不同发电机组污染治理的可行性，确定不同区域、不同类型机组的排放绩效值。

3.1.4　初始权核定示例

以山西省为例进行初始权核定的研究。

3.1.4.1　基本情况

（1）装机容量及机组规模

随着山西省社会经济的持续快速发展和工业化进程的加快，山西省对能源生产和消费的需求迅速增长，作为国民经济的动力之源，山西省的电力工业得到了快速发展。据调查，2010年山西省已有火电机组287台，涉及企业109家，发电总装机容量达到4.21×10⁷kW，其中煤矸石电厂装机总容量1.152×10⁶kW。发电量达到2.041×10¹¹kW·h，供热量达到7.6564×10⁸GJ，燃煤消耗总量约1.1619×10⁸t。2005～2010年山西省火电机组的装机容量如图3-1所示。

电厂规模对发电效率有明显的影响，小火电能耗要比大机组能耗高出很多，其污染物排放绩效也较大机组高很多。通过连续多年的电力工业结构调整，全省机组正在逐步朝大型化发展。大型机组在煤耗、发电效率等方面具有突出的优势，将对未来山西省火电行业的减排工作起到有益作用。山西省燃煤（煤矸石）机组单机容量的变化如表3-2所列。

煤矸石电厂作为国家鼓励的资源综合利用和环保类项目，对提高资源利用效率发挥着重要的作用。但由于以煤矸石和劣质煤为主要燃料，燃料热值低，煤矸石电厂在发电过程中燃料耗用量大，其装机容量、能耗及产排污特点均与普通燃煤电厂有所区别。到2010年，山西省全省共有煤矸石机组42台，装机总容量1.152×10⁶kW。其中单台机组装机容量1.0×10⁵kW及以下的38台，装机总容量6.12×10⁵kW，占煤矸石机组总装机容量的53.1%；单台机组装机容量1.35×10⁵kW的4台，装机总容量5.4×10⁵kW，占煤矸石机组总装机容量的46.9%。

（2）机组能耗水平

全省按单机容量分级统计的燃煤机组和煤矸石机组发电煤耗结果如表3-3所列。

（3）燃煤硫分

火电燃煤硫分不仅直接影响着电厂二氧化硫的排放量，也对发电机组脱硫方法和工艺的选择起重要的作用。山西省煤炭资源较为丰富，为山西省电力行业的发展提供了丰富的能源基础。据统计，全省电厂用煤的含硫量普遍不高，最低含硫量为0.24%（山西潞安余吾热电有限责任公司），最高含硫量3.50%（运城市山西恒泰焦铁有限公司），电厂用煤平均含硫量为1.10%，约有56%的燃煤机组燃煤含硫量大于1.0%，其余含硫量在1%以下，其中装机容量在3.0×10⁵kW（含3.0×10⁵kW）以上的机组燃煤含硫量平均为1.14%。全省按单机容量分级统计的燃煤机组和煤矸石机组燃煤平均硫分结果如表3-4所列。机组燃煤硫分与当地煤种硫分有很大的相关性，按地域统计的燃煤机组燃煤平均硫分结果如图3-2所列。

3.1.4.2　排污控制现状

（1）二氧化硫主要控制技术

山西省火电企业使用的主要脱硫技术主要有石灰石-石膏湿法、循环流化床锅炉炉内喷钙法、烟气循环流化床半干法、双碱法、氨法、氧化镁法、炉内石灰石干法脱硫工艺以及两者脱硫技术结合的方法，如炉内喷钙+炉外烟气湿法脱硫法、循环流化床锅炉炉内喷钙+炉外半干法脱硫和炉内加钙+炉外双减法。其中石灰石-石膏湿法是使用最广泛的脱硫方法，占总装机容量的比例接近80%，同时也是大机组使用的脱硫方法，全省大于3.0×10⁵kW的机组全部采用的是石灰石-石膏湿法进行烟气脱硫，并具有相对较高的脱硫效率。其他脱硫技术多用于装机容量较小的机组，特别是1.0×10⁵kW以下的机组，其中烟气循环流化床半干法对小机组具有较高的脱硫效率。2010年山西省火电脱硫技术应用情况见表3-5。

（2）氮氧化物主要控制技术

2010年，山西全省火电企业开始对发电机组进行脱硝技术改造。2011年，山西省火电企业脱硝技术应用情况见表3-6。

（3）烟尘主要控制技术

2010年，山西省火电行业除尘技术应用情况见表3-7。

山西省火电企业使用的主要除尘技术主要有静电除尘法、布袋除尘法、静电+布袋除尘法、过滤式除尘法、湿式除尘法及其他除尘方法。使用静电除尘法的机组装机容量占全省总装机容量的78%，其平均除尘效率为98.5%；去除效率最高的方法为静电+布袋除尘法，其平均去除效率可达99.9%以上；其次为过滤式除尘法，平均去除效率可达99.5%。

3.1.4.3　电力行业初始权核定关键参数

（1）现状参数情况

将山西省火电机组分别按机组单机装机容量、燃料类型和污染控制技术分类，进行机组二氧化硫、氮氧化物和烟尘的排污绩效分析，结果见表3-8～表3-10。

（2）不同控制要求下参数情况

2011年环保部下发《关于加强建设项目主要污染物排放总量指标管理工作的通知》（征求意见稿），对全国现有电力企业“十二五”期间二氧化硫、氮氧化物排放量指标的核定做出规定，计算方法采用绩效法，具体绩效值见表3-11。

2011年《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223—2011）正式颁布实施，对火电企业现有燃煤锅炉和新建燃煤锅炉的二氧化硫、氮氧化物和烟尘的排放浓度限值做出新的规定，具体限值见表3-12。根据《国家环境保护“十二五”规划》中要求，“十二五”期间总量控制规划要求：现役所有燃煤机组综合脱硫效率达到85%以上，新建燃煤机组综合脱硫效率达到90%；单机容量2.0×10⁵kW及以上现役燃煤机组综合脱硝效率达到70%，新建燃煤机组氮氧化物平均排污系数为1.72kg/t（煤）。

按照以上不同污染控制要求计算得出的火电厂主要污染物排放绩效值见表3-11，其中燃煤硫分取1.2%，机组发电煤耗值取2010年全省火电机组平均发电煤耗值再乘以0.84（“十二五”期间山西省单位GDP能耗要求下降16%计），烟气排放量参考值见表3-13。

分析表3-12可知，《火电厂大气污染物排放标准》中二氧化硫、烟尘排放浓度限值不再区分机组时段和机组规模，氮氧化物排放浓度限值中仅将循环流化床发电锅炉和2003年12月31日前建成投产或通过建设项目环评审批的火力发电锅炉从现有机组区分出来另行规定。

（3）参数的确定

综上所述，山西省电力行业排放绩效值选取尽量与《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223—2011）中要求衔接，主要污染物排放绩效建议值如表3-14所列。