第一篇：哈尔滨市燃煤污染防治条例2016
哈尔滨市燃煤污染防治条例
(2016年2月26日，哈尔滨市第十四届人民代表大会常务委员会第二十九次会议
通过，2016年4月21日黑龙江省第十二届人民代表大会常务委员会第二十五次会议批
准)
第一章 总 则
第一条 为了防治燃煤污染，改善大气环境质量，根据《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》、《中华人民共和国煤炭法》、《中华人民共和国产品质量法》等法律、法规的规定，结合本市实际，制定本条例。
第二条 本市行政区域内燃煤污染防治，适用本条例。
第三条 燃煤污染防治坚持环境优先、预防为主、政府主导、社会参与、综合治理的原则。
第四条 市人民政府对燃煤污染防治工作负总责，并负责本条例的组织实施。区、县(市)人民政府在各自辖区范围内负相应责任。
市人民政府应当制定促进燃煤污染防治的鼓励政策，采取相应措施，加大资金投入，支持节能改造、热源建设、新能源技术研发、清洁能源和可再生能源推广使用等，引导和监督燃煤生产、加工、储运、购销、使用单位和个人履行防治义务，逐步削减燃煤污染物的排放量，改善大气环境质量。
燃煤生产、加工、储运、购销、使用单位和个人应当依法履行燃煤污染防治相关义务，共同保护大气环境质量。
第五条 市人民政府应当建立统一有效、分工明确的监管治理体系，加强统筹协调。
发展和改革、工业和信息化、环境保护、市场监管、供热、城乡建设、城乡规划、城市管理等行政主管部门应当按照各自职责，负责燃煤污染防治相关工作。
第六条 市人民政府应当将燃煤污染防治工作纳入对区、县(市)人民政府和市人民政府有关部门考核的内容。
第七条 市、县(市)人民政府应当每年向本级人民代表大会常务委员会报告燃煤污染防治情况。
第八条 鼓励单位和个人对燃煤污染大气环境行为进行监督。单位和个人发现违法行为有权向环境保护、市场监管行政主管部门举报。
环境保护、市场监管等行政主管部门应当建立燃煤污染防治举报奖励制度，公布举报电话、电子邮箱等，方便公众举报。受理举报后，应当及时调查处理，并向实名举报人反馈处理结果。对查实的，给予举报人奖励。
第九条 有关行政主管部门应当将违反本条例受到行政处罚的单位名单录入单位信用记录。情节严重的，通过媒体予以曝光。
第十条 广播、电视、报刊等新闻媒体应当开展对燃煤污染防治工作的公益性宣传，加强舆论监督，增强公众的环保意识。
第二章 燃煤消费总量控制
第十一条 实行燃煤消费总量控制和煤质种类结构控制。市人民政府应当制定燃煤消费总量控制规划，确定燃煤消费总量控制目标，逐步降低燃煤在一次能源消费中的比重，实现燃煤消费总量负增长。
第十二条 市发展和改革行政主管部门应当会同市工业和信息化、环境保护等有关行政主管部门根据本市燃煤消费总量控制规划，拟定城市燃煤消费总量控制和煤质种类结构控制方案，报市人民政府批准后公布实施。
市工业和信息化行政主管部门应当建立燃煤消费总量情况统计制度和信息化体系，组织市和区、县(市)有关行政主管部门统计燃煤消费情况，为制定和修订城市燃煤消费总量控制和煤质种类结构控制方案提供依据。
第十三条 区、县(市)人民政府应当按照市人民政府下达的燃煤消费总量控制方案，控制本辖区的燃煤消费总量。未完成燃煤消费总量控制任务的,市发展和改革行政主管部门应当暂停审批该地区新增燃煤消费总量的建设项目。
第十四条 严格控制高耗能、高污染、低热值燃煤项目建设，确需建设的，应当实行产能等量或者减量替代，用能设备应当达到国家一级能效标准。
第十五条 市人民政府应当建立高耗能、高污染行业过剩产能退出机制。依法制定财政、土地、金融等扶持政策，通过落实节能环保标准，支持、引导相关企业退出或者转型发展。
第十六条 燃煤发电企业在确保供电安全前提下，应当按照国家要求对在用燃煤发电机组实施节能升级改造，达到国家规定的供电煤耗标准。
第十七条 城市建设应当统筹规划集中供热，加快热源和供热管网工程建设，加强集中供热系统技术改造，提高热能利用效率。
市、县(市)人民政府应当组织供热行政主管部门和有关部门编制供热专项规划。供热专项规划经省建设行政主管部门评审后纳入城市总体规划，由市、县(市)供热行政主管部门组织实施。
第十八条 市、县(市)发展和改革行政主管部门应当采取措施，加大清洁能源、可再生能源的供应和推广力度，推广使用新能源技术，逐步实施煤改气、煤改电，提高城市清洁能源使用比重，减少燃煤生产、使用、转化过程中的大气污染物排放。
第十九条 市、县(市)工业和信息化行政主管部门应当会同有关行政主管部门组织协调热能富余单位与需要热能的用户对接，促进富余热能市场化交易。
第二十条 市和区、县(市)人民政府城乡建设行政主管部门应当推广建筑节能技术，制定既有建筑节能改造计划，报本级人民政府批准后组织实施。
第三章 燃煤质量管理
第二十一条 燃煤生产、加工、储运、购销、使用单位和个人应当严格执行国家、省规定的燃煤质量标准，不得生产、加工、储运、购销、使用不符合质量标准的燃煤。
市工业和信息化行政主管部门应当向社会公开燃煤质量标准。
第二十二条 燃煤销售单位、使用燃煤的工业企业和供热(包括自供热)单位应当建立燃煤管理档案，并自燃煤采购合同签订或者变更之日起三十日内，按照下列规定将燃煤采购合同、发票、煤质报告单等有关采购数量和煤质信息抄送所在地的区、县(市)相关行政主管部门：
(一)燃煤销售单位抄送市场监管行政主管部门；
(二)使用燃煤的工业企业和供热(包括自供热)单位抄送环境保护行政主管部门。
抄送的信息应当真实准确，不得弄虚作假。
第二十三条 市场监管和环境保护行政主管部门应当将燃煤质量纳入年度抽检计划，对销售、购买和使用的燃煤质量进行抽检。抽检结果应当向社会公开。
第二十四条 新建煤矿应当同步建设配套的燃煤洗选设施；已建成的煤矿，除所采燃煤属于低硫分、低灰分或者根据已经达标排放的燃煤电厂要求不需要洗选的以外，应当在所在地县(市)人民政府规定期限内建成配套的燃煤洗选设施。
第二十五条 市和县(市)人民政府应当采取措施，加强居民用煤市场监督管理，并制定相应补贴措施，鼓励居民燃用洁净型煤和生物质成型燃料，推广节能环保型炉灶。
第四章 燃煤设施管理
第二十六条 不得新建、扩建容量低于每小时十蒸吨、七兆瓦的燃煤锅炉。
第二十七条 市建成区、县(市)人民政府所在地建成区和建成区外的工业园区内，不得新建、扩建容量低于每小时三十五蒸吨、二十九兆瓦的燃煤锅炉。
低于本条前款规定标准在用的燃煤锅炉，应当在市、县(市)人民政府规定的期限内分批并入集中供热管网或者改用天然气、电等清洁能源和风能、太阳能等可再生能源。
新建、扩建使用天然气、电等清洁能源或者风能、太阳能等可再生能源的锅炉，不受本条第一款规定标准的限制。
第二十八条 在集中供热管网覆盖区域，禁止新建、扩建分散燃煤供热锅炉。既有的不能达标排放的分散燃煤供热锅炉，应当在市、县(市)人民政府规定的期限内拆除。
第二十九条 用煤单位使用的锅炉应当满足燃用符合规定标准燃煤的要求。
不符合前款规定在用的锅炉，应当在市人民政府规定的期限内完成升级改造。
第五章 燃煤使用管理
第三十条 市人民政府可以根据本市大气环境质量改善目标，报经省人民政府批准,实施更严格的锅炉大气污染物排放标准。
市环境保护行政主管部门应当向社会公布本市实施的锅炉大气污染物排放标准。
第三十一条 新建、扩建燃煤发电项目，应当达到国家大气污染物超低排放要求。
在用的燃煤发电机组应当按照国家要求实施超低排放改造，达到大气污染物超低排放要求。
第三十二条 燃煤使用单位应当采用清洁生产工艺，配备高效除尘、脱硫、脱硝等装置，或者采取技术改造等其他控制大气污染物排放的措施，达到大气污染物排放标准，并符合重点大气污染物排放总量控制要求。
燃煤使用单位的燃煤污染防治设施应当保持正常使用，环境保护行政主管部门应当对燃煤污染防治设施运行情况进行监督检查，对未正常使用的应当依法予以处理。
第三十三条 燃煤使用单位应当对除尘设施的除尘灰采取密闭方式收集，并进行无害化综合利用。
第三十四条 运输和储存燃煤、煤灰渣应当采取密闭或者其他有效措施,防止遗撒造成扬尘污染。
第三十五条 用煤单位通过淘汰产能或者设备、清洁生产、污染治理、清洁能源改造、技术升级改造等措施稳定减少污染物排放所形成的低于核定总量指标的结余总量指标，可以进行交易。
第三十六条 电力、钢铁、水泥和集中供热等燃煤使用单位应当定期通过其网站、相关行业主管部门的信息公开平台或者报刊等，如实公布燃煤数量、质量情况和大气污染物排放浓度、方式、总量、超标排放等情况，以及燃煤污染防治设施的建设和运行情况，接受社会监督。
第三十七条 市和区、县(市)人民政府应当依据重污染天气应急等级，及时启动应急预案，可以根据应急需要责令有关燃煤企业停产或者限产。
第六章 法律责任
第三十八条 违反本条例规定，区、县(市)人民政府未完成燃煤消费总量控制任务的,由有权机关依法对主要负责人追究行政责任。
第三十九条 有关行政主管部门及其工作人员违反本条例规定，有下列情形之一的，由有权机关依法追究行政责任：
(一)未按照规定统计燃煤消费情况；
(二)未按照规定公开燃煤质量标准和锅炉大气污染物排放标准；
(三)未按照规定对燃煤质量进行抽检；
(四)未按照规定对燃煤使用单位燃煤污染防治设施运行情况进行监督检查；
(五)违反规定批准新建、扩建燃煤锅炉；
(六)未依法履行其他监管职责。
第四十条 违反本条例规定，有下列情形之一的，由市场监管行政主管部门责令改正，并按照下列规定予以处罚：
(一)燃煤销售单位逾期抄送燃煤采购数量和煤质信息或者所抄送信息不准确的，处以五千元以上一万元以下罚款；
(二)销售不符合质量标准燃煤的，没收燃煤和违法所得，并处以货值金额一倍以上三倍以下罚款。
第四十一条 违反本条例规定，有下列情形之一的，由环境保护行政主管部门责令改正，并按照下列规定予以处罚：
(一)使用燃煤的工业企业和供热(包括自供热)单位逾期抄送燃煤采购数量和煤质信息或者所抄送信息不准确的，处以五千元以上一万元以下罚款；
(二)燃用不符合质量标准燃煤的，处以货值金额一倍以上三倍以下罚款；
(三)燃煤使用单位对除尘设施的除尘灰未采取密闭方式收集的，处以一万元以上三万元以下罚款；
(四)储存燃煤、煤灰渣未采取密闭或者其他有效措施防治扬尘污染的，处以一万元以上十万元以下罚款；拒不改正的，责令停工整治或者停业整治。
第四十二条 违反本条例规定，低于规定标准在用的燃煤锅炉未在规定期限内并入集中供热管网或者改用清洁能源和可再生能源的，由环境保护行政主管部门责令拆除燃煤锅炉，并处以二万元以上二十万元以下罚款。
第四十三条 违反本条例规定，运输燃煤、煤灰渣未采取密闭或者其他有效措施防止遗撒的，由城市管理行政执法部门责令改正，并处以二千元以上二万元以下罚款。
第四十四条 违反本条例规定，未定期公布燃煤数量、质量情况和大气污染物排放浓度、方式、总量、超标排放等排放情况，以及燃煤污染防治设施建设和运行情况的或者公布内容不真实准确的，由环境保护行政主管部门责令改正，并处以一万元以上三万元以下罚款。
第四十五条 违反本条例其他规定的，由有关行政主管部门按照有关法律、法规、规章的规定处罚。
第七章 附则
第四十六条 本条例中下列用语的含义是：
(一)燃煤污染，是指用做燃料的煤炭在生产、加工、储运、使用等过程中对大气环境造成的污染；
(二)清洁能源，是指天然气、页岩气、液化石油气、电等能源；
(三)可再生能源，是指风能、太阳能、水能、地热能等非化石能源；
(四)生物质成型燃料，是指采用农林废弃物(秸秆、稻壳、木屑、树枝)为原料，通过专门设备在特定工艺条件下加工制成的棒状、块状或者颗粒状等生物质成型燃料；
(五)洁净型煤，是指灰分、硫分符合规定标准的型煤；
(六)超低排放，是指在基准氧含量百分之六条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于每立方米十、三十五、五十毫克。
第四十七条 本条例自2016年6月1日起施行。
（来源：东北网）
第二篇：《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》
《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》简介
据统计，我国目前二氧化硫年排放量约为2000万吨，其中燃煤二氧化硫排放量占二氧化硫排放总量的90％以上。《国民经济和社会发展第十个五年计划纲要》要求：到2005年，全国二氧化硫排放量在2000年基础上削减10％，“两控区”削减20％。国务院批复的《国家环境保护“十五”计划》中也明确要求：2005年，全国二氧化硫排放量将控制在1800万吨，其中工业排放的二氧化硫控制在1450万吨。
为实现《国民经济和社会发展第十个五年计划纲要》和《国家环境保护“十五”计划》中关于二氧化硫减排的任务和要求，遏制我国酸沉降污染恶化的趋势，改善城市环境空气质量，2002年1月30日，国家环保总局、国家经贸委、科技部联合发布了《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》，自发布之日起实施。该技术政策为我国在未来一定时期内控制燃煤造成的二氧化硫排放污染提供了技术导向和技术支持。
一、技术政策的控制范围和技术原则
该技术政策根据生命周期分析理论，适用于煤炭开采加工、煤炭燃烧、烟气脱硫设施的建设和运行等，贯穿煤炭生产、燃用到末端治理等整个过程，可作为企业建设和政府主管部门管理的技术依据。控制的主要污染源包括燃煤电厂锅炉、工业锅炉和窑炉，以及对局地环境污染有显著影响的其他燃煤设施。重点区域是“两控区”，及对“两控区”酸雨的产生有较大影响的周边省、市和地区。
该技术政策的原则是：燃煤二氧化硫的排放应推行节约并合理使用能源、提高煤炭质量、高效低污染燃烧以及末端治理相结合的综合防治措施，根据技术的经济可行性，严格二氧化硫排放污染控制要求，减少二氧化硫排放。电厂锅炉、大型工业锅炉和窑炉鼓励使用中、高硫份燃煤，并安装烟气脱硫设施；中小型工业锅炉和炉窑，应优先使用优质低硫煤、洗选煤等低污染燃料或其它清洁能源；城市民用炉灶鼓励使用电、燃气等清洁能源或固硫型煤替代原煤散烧。
二、能源的合理利用
我国是世界上能源生产大国，也是能源消费大国，能源生产和消费结构对大气环境的影响很大。我国的一次能源结构长期得不到优化，煤炭在一次能源中的比例保持在70％以上，油、天然气、水电等清洁优质能源的比重很低，不适应经济发展和环境保护的需要。发展可再生能源、增加石油和天然气的勘探和利用、开发新能源是改善能源结构的基本措施。另外，由于能源管理和技术水平的落后，能源产品价格偏低，我国在能源使用上的浪费现象比较严重。节能是我国能源利用的基础方针，也是减少二氧化硫排放的核心，对经济发展和环境保护都有重要意义。
1.城市的能源利用
《大气污染防治法》规定：国务院有关部门和地方各级人民政府应采取措施，改进城市燃料结构，发展城市煤气，推广型煤的生产和使用；大、中城市人民政府应当制定规划，对市区内的民用炉灶，限期实现燃用清洁燃料，逐步替代直接燃用原煤。
城区内民用炉灶燃用原煤热效率只有清洁能源的三分之一，浪费了大量的能源，而且由于烟囱低矮，直接造成了环境空气污染。因此，城区内民用炉灶通过采用燃气、轻油、电和固硫型煤等清洁能源，逐步实现燃料清洁化是一条经济有效的节能降污技术措施。
目前一些城市特别是中小城市，供热方式主要是采用分散小锅炉和家用小煤炉供热。分散小锅炉吨位小，排放高度低，供热效率低，除尘设施落后，脱硫困难，造据统计，我国目前二氧化硫年排放量约为2000万吨，其中燃煤二氧化硫排放量占二氧化硫排放总量的90％以上。《国民经济和社会发展第十个五年计划纲要》要求：到2005年，全国二氧化硫排放量在2000年基础上削减10％，“两控区”削减20％。国务院批复的《国家环境保护“十五”计划》中也明确要求：2005年，全国二氧化硫排放量将控制在1800万吨，其中工业排放的二氧化硫控制在1450万吨。
为实现《国民经济和社会发展第十个五年计划纲要》和《国家环境保护“十五”计划》中关于二氧化硫减排的任务和要求，遏制我国酸沉降污染恶化的趋势，改善城市环境空气质量，2002年1月30日，国家环保总局、国家经贸委、科技部联合发布了《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》，自发布之日起实施。该技术政策为我国在未来一定时期内控制燃煤造成的二氧化硫排放污染提供了技术导向和技术支持。
一、技术政策的控制范围和技术原则
该技术政策根据生命周期分析理论，适用于煤炭开采加工、煤炭燃烧、烟气脱硫设施的建设和运行等，贯穿煤炭生产、燃用到末端治理等整个过程，可作为企业建设和政府主管部门管理的技术依据。控制的主要污染源包括燃煤电厂锅炉、工业锅炉和窑炉，以及对局地环境污染有显著影响的其他燃煤设施。重点区域是“两控区”，及对“两控区”酸雨的产生有较大影响的周边省、市和地区。
该技术政策的原则是：燃煤二氧化硫的排放应推行节约并合理使用能源、提高煤炭质量、高效低污染燃烧以及末端治理相结合的综合防治措施，根据技术的经济可行性，严格二氧化硫排放污染控制要求，减少二氧化硫排放。电厂锅炉、大型工业锅炉和窑炉鼓励使用中、高硫份燃煤，并安装烟气脱硫设施；中小型工业锅炉和炉窑，应优先使用优质低硫煤、洗选煤等低污染燃料或其它清洁能源；城市民用炉灶鼓励使用电、燃气等清洁能源或固硫型煤替代原煤散烧。
二、能源的合理利用
我国是世界上能源生产大国，也是能源消费大国，能源生产和消费结构对大气环境的影响很大。我国的一次能源结构长期得不到优化，煤炭在一次能源中的比例保持在70％以上，油、天然气、水电等清洁优质能源的比重很低，不适应经济发展和环境保护的需要。发展可再生能源、增加石油和天然气的勘探和利用、开发新能源是改善能源结构的基本措施。另外，由于能源管理和技术水平的落后，能源产品价格偏低，我国在能源使用上的浪费现象比较严重。节能是我国能源利用的基础方针，也是减少二氧化硫排放的核心，对经济发展和环境保护都有重要意义。
1.城市的能源利用
《大气污染防治法》规定：国务院有关部门和地方各级人民政府应采取措施，改进城市燃料结构，发展城市煤气，推广型煤的生产和使用；大、中城市人民政府应当制定规划，对市区内的民用炉灶，限期实现燃用清洁燃料，逐步替代直接燃用原煤。
城区内民用炉灶燃用原煤热效率只有清洁能源的三分之一，浪费了大量的能源，而且由于烟囱低矮，直接造成了环境空气污染。因此，城区内民用炉灶通过采用燃气、轻油、电和固硫型煤等清洁能源，逐步实现燃料清洁化是一条经济有效的节能降污技术措施。
目前一些城市特别是中小城市，供热方式主要是采用分散小锅炉和家用小煤炉供热。分散小锅炉吨位小，排放高度低，供热效率低，除尘设施落后，脱硫困难，造成了SO2和烟尘的大量低空排放。家用煤炉供暖置于采暖房间中，虽然热能利用率较高，但煤炉使用时对房间内外环境都造成污染，是一种落后的供暖方式。城市居民住宅建设的发展趋势是商品化、小区化，发展集中供热是必然措施。对于在热网区外和未进行集中供热的城市地区，新建锅炉应保证有一定的容量，产热量应不低于2.8MW(4蒸吨/时)。
2.火电机组能源合理利用
根据统计，我国1995年火电平均的发电能耗为379gce/kWh，日本的发电能耗为332gce/kWh。我国发电效率低与大量使用中小机组有关，有些小机组的发电能耗高达1000gce/kWh。1995年在用的2910台机组中，容量低于50MW的机组为2078台，占总机组数的71.4％，占总装机容量的18％，其平均发电能耗是全国平均值的1.5倍；容量低于100MW的机组装机容量占总容量的24.5％。
因此，电厂控制SO2排放的重要措施是提高发电效率，减少煤炭使用量。关停小火电机组是减排二氧化硫见效快的措施之一。应淘汰能耗高、污染重的50MW及以下在用小型发电机组，并在中期逐步淘汰无法达到环保要求的100MW及以下在用小型发电机组，新建火电机组容量不应低于100MW。国务院办公厅下发的《国务院办公厅转发国家经贸委关于关停小火电机组有关问题意见的通知》已明确提出，到1999年底一律关停25MW以下的凝汽式机组，2000年前关停单机容量50MW以下的中、低压常规燃煤燃油机组。
三、煤炭的清洁生产、加工和供应
1.限制高硫煤的生产
据统计，考虑乡镇煤矿煤炭的硫分后，全国1995年商品煤的加权平均硫分为1.1％。其中硫分含量低于1％的低硫煤消耗量约占总煤炭消耗量的71％；硫分含量大于3％的高硫煤只占全国总量的6.4％，但其燃烧造成的二氧化硫排放量占全国总排放量的25％左右。考虑到对地区经济及煤炭资源分布等的影响，应先关闭现有硫分大于3％的高硫小煤矿，对现有硫分大于3％的高硫大煤矿近期实行限产，一段时期内，不能采取有效降硫措施或无法定点供应安装有脱硫设施并达标的用户的，也应关闭。
限制高硫分煤炭的开采是控制二氧化硫污染、保护煤炭资源的有效措施。《国务院关于酸雨控制区和二氧化硫控制区的批复》要求，“建成的生产煤层含硫分大于3％的矿井，逐步实行限产或关停”。《国务院关于煤炭行业实行关井压产有关问题的通知》中明确要求“对开采高硫高灰，又无有效降硫降灰措施的小煤矿全部关闭”。这为限产或关闭高硫煤矿提供了政策依据。到2000年底，全国共取缔关闭了4.3万处非法和布局不合理的煤矿，压缩煤炭产量3.35亿吨，其中两控区内减少硫分含量大于3％的高硫煤产量3000万吨，成效显著。
2.加大煤炭洗选力度
煤炭洗选加工是降低煤炭中硫分和灰分的主要手段，燃煤设施由直接燃烧原煤改为洗后动力煤是控制二氧化硫和烟尘排放的有效措施。
煤炭洗选脱硫效率取决于硫在煤中的赋存形式，无机硫占总硫的比例超过70％的，脱硫效果可达到50％～60％，效果理想；无机硫占总硫的比例为50％～60％的，脱硫效果可达到30％左右；无机硫占总硫的比例低于20％的，几乎无脱硫效果。根据我国动力煤的赋存形式，大部分动力煤通过洗选，脱硫效率可达到50％左右。目前我国动力煤入洗量只占动力原煤产量的10％，动力煤入洗脱除煤中硫的潜力巨大。
洗后煤与原煤相比，出矿价高20％左右，但按10％的节煤率计算，考虑货运量减少和热效率提高节约的费用，经济性可与原煤竞争。再考虑节煤等减少的二氧化硫排污费，有一定的竞争优势。
3.清洁煤炭优先供给中小锅炉和民用燃烧设施
我国工业锅炉量大面广、吨位小，是城市环境空气污染的主要来源之一。据统计，全国1995年共有工业锅炉50万台，年耗煤量约为3.4亿吨，生产能力为126万蒸吨，单台容量平均只有2.5蒸吨/小时，单台容量在4蒸吨/小时及以下的占82％。
中小锅炉和民用燃烧设施排放高度低，实施脱硫在技术和管理上困难，应优先使用硫分小于1.0％的低硫煤和洗后动力煤。我国硫分低于1％的低硫煤约占总煤炭消耗量的71％，中小型工业炉窑以及民用燃烧设施使用低硫煤有资源保障。
四、煤炭清洁燃烧使用
1.燃用固硫型煤
型煤比散煤一般可节煤15％～25％，减少二氧化硫和烟尘排放40％～60％。我国民用型煤技术比较成熟，可进一步推广。我国的工业型煤年产量不足1000万吨，工业型煤炉前成型技术已在部分地区推广，但发展较慢。集中成型技术已开展了工业示范，可在用户集中的地方因地制宜地发展型煤厂集中成型。生物质型煤技术正通过技术开发和引进，改善型煤的着火和燃烧特性，可在条件适合地区推广使用。
目前我国在燃烧型煤上还存在一些技术问题：一是型煤和散煤比，着火温度高，着火滞后，特别对于由低挥发份劣质煤生产的型煤，着火困难；二是燃烧散煤的层燃炉如果不作改造直接改烧型煤，往往影响锅炉的燃烧强度；三是燃烧温度高，高温时的固硫效率较低。有必要进一步加强对以上技术问题的研究攻关。
2.先进燃烧技术
循环流化床锅炉(CFBC)由于湍流混合充分，燃烧热效率可达85％～90％，而层燃炉只有70％；另外由于燃烧温度低，NOX排放量比层燃炉少70％以上；在CFBC中加入石灰石(固硫剂)的钙硫比达2.0时，脱硫率可达70％。CFBC目前在国外的应用已比较成熟，最大单机容量可达250MW。我国自20世纪六十年代开始研究和开发CFBC，经历四个阶段：第一阶段，研究开发中小型流化床工业锅炉，目前全国在用量达3000多台；第二阶段，研究开发电站用循环流化床锅炉，目前我国已有大约68MW机组在正常运行；第三阶段，研制煤气与蒸汽联产的锅炉，1994年我国投入运行了一台35t/h的示范锅炉；第四阶段，研制以流化床气化和燃烧为基础的燃气－蒸汽联合循环发电技术，目前正在进行示范。我国CFBC在使用时绝大多数未加脱硫剂。
流化床燃烧技术改造电站老锅炉有一定优势。一是由于装机容量在100MW以下的常规煤粉锅炉将要逐渐淘汰，而汽轮发电机组(经整修)还能再运行25年。如用流化床燃烧技术改造则能使电厂再延长服役期25年，投资只有新建电厂的40％～60％，在经济上有竞争力。二是由于这些电站锅炉一般没有安装烟气脱硫设备，烧高硫煤时二氧化硫严重超过环保要求。
煤气化联合循环发电(IGCC)是一种高效的发电方式，供电效率可达42％～45％，可望达到50％～52％，脱硫效率可达99％。IGCC发电效率高，初投资比现有的煤粉炉大很多，国外已进入商业化阶段。据统计，世界各国正在建造和计划建造的IGCC装置有24座，总装机容量820MW。我国仅进行了某些单项技术的研究开发，应加强对IGCC的研发，通过示范工程，逐步掌握关键技术，为中远期的应用推广打下基础。
五、关于烟气脱硫
1.加强燃煤火电机组的脱硫
以火电为主的电力生产是我国二氧化硫的排放大户。据统计，全国1995年发电装机容量为2.13亿千瓦，其中火电约为1.62亿千瓦；发电煤炭年消耗约为4.3亿吨，二氧化硫排放量为820万吨。火电机组为固定源集中排放，比起排放量小、分布广泛的其他污染源，便于集中治理，是削减二氧化硫的重点。
电厂SO2排放控制的主要技术是烟气脱硫，目前在国外已大规模商业化应用，国内正在开展相关技术的产业化。
为体现此原则，技术政策规定：对新建和改建电厂不论燃用煤含硫高低，应在建厂同时安装高效烟气脱硫装置，实现达标排放并满足总量控制要求。对于已建电厂，剩余寿命大于10年的(含10年)，为达到排放标准和总量控制要求，应补建烟气脱硫设施。对于已建的老电厂，剩余寿命小于10年的，如排放超标或无法满足排放总量控制要求，可采取低硫煤替代或其它费用较低的控制技术或措施。
2.火电机组烟气脱硫技术的选择
烟气脱硫主要有湿法、半干法、干法和硫氮联脱法等。湿法技术有上百种，如石灰石(石灰)－石膏法、氧化镁法、氨法和海水法等；干法技术有喷脱硫剂法和流化床法等；半干法技术主要指旋转喷雾干燥法；再生法有碱式硫酸铝法、活性炭法等；SO2/NOX联合脱除技术有吸附法、电子束法、等离子体法等。对17个国家燃煤电厂已安装的各种烟气脱硫(FGD)装置的统计表明，湿法工艺目前占主导地位，占FGD总安装量的82％，多用于中高硫煤，技术已完全成熟。
根据目前全球范围内的烟气脱硫技术应用现状和成熟程度，对于燃用中高硫煤(含硫 2％)机组、或大容量机组(200MW)的电站锅炉，应安装技术成熟可靠、脱硫效率在95％以上的烟气脱硫技术，如湿式石灰石－石膏法工艺。燃用中低硫煤(含硫<2％)的中小机组(<200MW)的电站锅炉建设烟气脱硫设施时，可采用半干法、干法或其他经济性较好且较为可靠的技术，脱硫率也应保证在75％以上。
从经济性方面相比较，各种技术用于新建机组的费用相差不很悬殊。如石灰石－石膏法的基建投资费用为每千瓦500～800元，喷雾干燥法为400～600元，喷吸着剂法为300～500元。以脱每吨SO2的总费用计(年均投资与运行费用之和)，考虑到脱硫效率的差异，上述技术的费用相近，都在1000元左右。
具体的脱硫工程项目，应根据当地的资源和自然条件状况，经充分的论证后选用适宜的技术。应鼓励资源可综合利用的技术(如脱硫产物可回收、脱硫剂可再生的技术)、可同时脱硫脱氮的技术以及相关新技术的研究开发，并进行工程示范和推广。
为加强对电厂等重点源的管理和监督，对烟气脱硫系统要同时装备SO2和烟尘在线监测系统，并配有计算机数据采集处理系统，实现二氧化硫排放监测数据采集自动化，逐步实现数据传递网络化。
近年来，在我国先后引进和建成了一批烟气脱硫试验项目和示范项目。到2000年底，运行中的FGD容量占两控区总装机容量的1.6％。我国烟气脱硫起步晚，在技术装备水平、产品质量和成套性方面与国外设备相比有很大的差距，因此应加快火电厂烟气脱硫关键技术与设备的产业化。
为此，应在以下几方面加强管理和技术开发工作：(1)积极扶持烟气脱硫国产化的示范工程，包括成熟技术和开发中的新技术。
(2)扶持脱硫设备的生产和供应，并制定有关脱硫设备及构件的加工、安装的质量标准及技术规范。
(3)培育和扶持有实力的脱硫工程公司。提高其系统设计、设备成套、施工、安装、调试和管理一条龙的工程总承包能力。
(4)制定促进火电厂烟气脱硫国产化的配套政策，包括贷款、税收优惠政策、电力调度优惠政策等。
3.工业锅炉和窑炉脱硫技术
目前各地都在开发工业锅炉和窑炉的脱硫除尘一体化技术。从技术水平看，脱硫剂大部分为石灰，由于没有配备氧化设备，脱硫产物一般为亚硫酸钙，有再次释放SO2的风险；脱硫剂的投入为间歇式，pH值从碱性至酸性周期变化，使工艺难以稳定，腐蚀(低pH时)、磨损、结垢(高pH值时)严重。从经济角度看，除尘脱硫一体化技术每蒸吨投资为2.5～3.0万元，相当于脱除一吨二氧化硫的成本为500～1000元，与燃煤电厂烟气脱硫成本相当。从管理角度看，中小锅炉难以配套先进的工艺自控装置和自动监测系统，不易管理监督，实际使用中不加药、不加水的现象时有发生，难以保证连续运行，也加剧了设备的腐蚀和磨损。
工业锅炉和窑炉的脱硫技术应遵循以下原则：
中小锅炉(产热量在20蒸吨/小时以下)对脱硫效率要求不高的，可利用飞灰和冲渣水等锅炉排放物，或企业自排的无二次污染的碱性废液进行脱硫，达到节资降耗的目的。对脱硫效率要求较高的，可采用系统运行较可靠的双碱法工艺；
产热量在20蒸吨/小时及以上的大中型燃煤锅炉和炉窑，可根据具体条件选用清洁煤炭替代、流化床改造并添加固硫剂或烟气脱硫技术；
无论是中小锅炉或大中型锅炉，选用何种烟气脱硫技术，应充分考虑所选技术的使用寿命、运行可靠性、自动化控制程度、有无二次污染、副产品的安全处置、经济投入和管理问题。
第三篇：昭阳区城市市区燃煤二氧化硫污染防治管理办法
昭阳区城市市区燃煤二氧化硫污染防治管理办法
第一条 为控制和削减燃煤二氧化硫，改善大气环境质量，保持生态平衡和保障人体健康，促进经济和社会的可持续发展，根据《中华人民共和国大气污染防治法》等有关法律和法规，结合昭阳区酸雨控制区污染防治工作的实际，制定本办法。
第二条 凡在昭阳区行政区域内生产、加工、销售、使用燃煤的单位和个体工商户均须遵守本办法。
第三条控制燃煤二氧化硫污染应坚持以下原则：
（一）经济效益、社会效益和环境效益相统一；
（二）调整能源结构、降低能源消耗与治理污染相结合；
（三）统筹规划，综合治理；
（四）谁污染谁治理。
第四条 昭阳区人民政府把燃煤二氧化硫污染防治纳入国民经济和社会发展规划和计划，合理规划工业布局，加强二氧化硫污染防治的科学研究，采取有效措施，保护和改善大气环境。
昭阳区人民政府对在防治大气污染、保护和改善环境空气质量方面成绩显著的单位和个人给予奖励。
第五条 昭阳区人民政府加强城市绿化工作，逐步提高城市绿化覆盖率，改善空气质量，减轻二氧化硫对大气的影响。第六条 昭阳区环境保护局对控制燃煤二氧化硫污染实施统一监督管理。
区技术监督局、经贸局、工商局、城管局、办事处等行政主管部门按照各自职责分别对生产、加工、销售燃料煤进行监督管理。
第七条 区经贸局、工商局、发改委等经济行政主管部门在进行工业布局规划时，必须征求环境保护行政主管部门的意见。
区经贸局、工商局、发改委等经济行政主管部门必须把燃煤二氧化硫污染防治纳入工业企业技术改造计划，并组织实施。
第八条 从事煤炭生产、经营和燃用的单位，必须引进和应用先进技术，降低煤炭含硫量，提高固硫率，减少二氧化硫排放量。
昭阳区城市市区内不得销售、加工、燃用含硫量1%以上的原煤。
第九条 昭阳区辖区内禁止新建煤层含硫份大于3％的矿井，新建、改造含硫份大于1％、小于３％的煤矿，应当配套建设相应的煤炭洗选设施。
已建成的生产煤层含硫份大于3％的矿井，应当补建煤炭洗选设施或定点供应安装有脱硫设施并达到污染物排放标准的用户。
第十条 昭阳区人民政府燃料供应有关部门应当采取有效措施，改善燃料结构，加快天然气、煤制气、瓦斯气、洗煤、水煤浆或其它 2 清洁燃料的开发、生产，组织天然气、煤制气、瓦斯气等清洁燃料供应城市居民、食堂、企事业单位和个体工商户，逐步替代直接燃用原煤。
第十一条 禁止在城区及近郊区新建燃煤火电厂。现有燃煤电厂必须安装高效脱硫装置。
城市中心区不得新建1吨以下燃煤设施，其它区1吨以下锅炉、茶浴炉、大灶不得直接燃用原煤。
第十二条 从事煤炭经营的单位必须依法取得经营资格，其所经营煤炭的含硫量必须符合昭阳区规定的标准。
煤炭经营单位必须向使用单位提供煤炭硫分含量证明。
第十三条 用煤单位必须从取得煤炭经营资格的煤炭经营单位（煤矿）购进，燃用低硫洁净煤或配套安装烟气脱硫设施。
燃煤装置改造后不得擅自燃用高硫煤；禁止企事业单位或个体工商户使用国家明令报废的燃煤设备和装置。
使用高硫份煤炭或二氧化硫排放超过国家标准的，必须进行限期治理。
第十四条
环境保护行政主管部门必须依法对新建、扩建、改建项目的燃煤装置进行环境影响评价。
第十五条 单位和个体工商户燃煤排放二氧化硫，必须向当地环境保护行政主管部门申报二氧化硫排放设施（或方法）和治理设施正常作业条件下排放的二氧化硫烟气量、浓度、煤含硫量、固脱硫率等有关资料，并接受环境保护行政主管部门的监督检查。
二氧化硫烟气量、浓度、煤含硫量、固脱硫率、脱硫设施等有重大改变的，应当及时申报。
二氧化硫污染严重企业的治理设施或排污口，应安装符合规定的在线连续监测计量装置，并与环境保护行政主管部门监控系统联网。
第十六条 单位和个体工商户的燃煤设施，必须实现达标排放，并符合二氧化硫总量控制的要求。
燃煤单位二氧化硫处理设施必须按照技术规范的要求，添加固硫剂，并保证正常运转。特殊情况需要拆除或闲置二氧化硫处理设施的，必须提前30天报告当地环境保护行政主管部门，并征得环境保护行政主管部门同意。
第十七条 排放二氧化硫的单位和个体工商户，必须按国家有关规定缴纳排污费。
第十八条 在气象恶劣、二氧化硫废气积聚，可能给人体健康造成危害的紧急情况下，环境保护行政主管部门应及时报告同级人民政府，并采取应急措施，责成排污单位减少或停止排放二氧化硫废气。
第十九条 对违反本办法第九条规定的，由环境保护行政主管部门责令限期建设配套设施，可以处一万元以上十万元以下罚款。
第二十条 对违反本办法规定，有下列行为之一的，由环境保护行政主管部门加收二至五倍燃煤二氧化硫排污费；情节严重的，并处五千元以上五万元以下的罚款：
（一）新建、扩建、改建项目违反国家有关建设项目环境保护管理规定的；
（二）未完成限期治理任务的；
（三）擅自拆除或闲置二氧化硫处理设施的；
（四）擅自生产、燃用高硫煤或未按照技术规范的要求安装洗选设施或填加固硫剂的；
（五）不按规定缴纳二氧化硫排污费的;
（六）企业二氧化硫排放量超过其总量控制指标的。
第二十一条 违反本办法规定的，有下列行为之一的，由煤炭经营主管部门按照有关规定予以处罚：
（一）未取得煤炭经营资格从事煤炭经营的；
（二）擅自储存、经销高硫分煤炭的。
第二十二条 违反本办法第十二条、第十三条规定的，由环境保护行政主管部门责令改正；情节严重的，由环境保护行政主管部门提出意见，报请同级人民政府按照国务院规定的权限责令停业、关闭。
第二十三条 违反本办法第十五条第一款、第二款有关管理规定的，由环境保护行政主管部门予以警告并处三千元以下的罚款。
违反本办法第十五条第三款规定的，由环境保护行政主管部门责令改正，并处五千元以下的罚款。
第二十四条 违反本办法规定，造成大气污染事故的，由环境保护行政主管部门按照大气污染防治法的规定予以处罚；造成重大大气污染事故，导致公私财产重大损失或者人身伤亡的严重后果，涉嫌犯罪的，移交司法机关处理。
第二十五条 当事人对具体行政行为不服的，可以依法申请行政复议提起行政诉讼。当事人逾期不提起行政复议，不起诉，又不履行具体行政行为的，由作出具体行政行为的机关申请人民法院强制执行。
第二十六条 行政执法人员滥用职权、徇私舞弊的，由其上级主管机关或者所在单位给予行政处分；涉嫌犯罪的，移送司法机关处理。
第二十七条 本办法自公布之日起实施。
第四篇：关于发布《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》的通知
国家环境保护总局文件
环发[2002]26号
关于发布《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》的通知
各省、自治区、直辖市环境保护局（厅）、经贸委（经委）、科委（科技厅）: 为贯彻《中华人民共和国大气污染防治法》，控制燃煤造成的二氧化硫污染，保护生态环境，保障人体健康，指导大气污染防治工作，现批准发布《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》，请遵照执行。附件：燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策
二○○二年一月三十日 附件： 燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策 1.总则
1.1 我国目前燃煤二氧化硫排放量占二氧化硫排放总量的90%以上，为推动能源合理利用、经济结构调整和产业升级，控制燃煤造成的二氧化硫大量排放，遏制酸沉降污染恶化趋势，防治城市空气污染，根据《中华人民共和国大气污染防治法》以及《国民经济和社会发展第十个五年计划纲要》的有关要求，并结合相关法规、政策和标准，制定本技术政策。
1.2 本技术政策是为实现2005年全国二氧化硫排放量在2000年基础上削减10%，“两控区” 二氧化硫排放量减少20%，改善城市环境空气质量的控制目标提供技术支持和导向。
1.3 本技术政策适用于煤炭开采和加工、煤炭燃烧、烟气脱硫设施建设和相关技术装备的开发应用，并作为企业建设和政府主管部门管理的技术依据。
1.4 本技术政策控制的主要污染源是燃煤电厂锅炉、工业锅炉和窑炉以及对局地环境污染有显著影响的其他燃煤设施。重点区域是“两控区”，及对“两控区”酸雨的产生有较大影响的周边省、市和地区。
1.5 本技术政策的总原则是：推行节约并合理使用能源、提高煤炭质量、高效低污染燃烧以及末端治理相结合的综合防治措施，根据技术的经济可行性，严格二氧化硫排放污染控制要求，减少二氧化硫排放。
1.6 本技术政策的技术路线是：电厂锅炉、大型工业锅炉和窑炉使用中、高硫份燃煤的，应安装烟气脱硫设施；中小型工业锅炉和炉窑，应优先使用优质低硫煤、洗选煤等低污染燃料或其它清洁能源；城市民用炉灶鼓励使用电、燃气等清洁能源或固硫型煤替代原煤散烧。
2.能源合理利用 2.1 鼓励可再生能源和清洁能源的开发利用，逐步改善和优化能源结构。
2.2 通过产业和产品结构调整，逐步淘汰落后工艺和产品，关闭或改造布局不合理、污染严重的小企业；鼓励工业企业进行节能技术改造，采用先进洁净煤技术，提高能源利用效率。
2.3 逐步提高城市用电、燃气等清洁能源比例，清洁能源应优先供应民用燃烧设施和小型工业燃烧设施。
2.4 城镇应统筹规划，多种方式解决热源，鼓励发展地热、电热膜供暖等采暖方式；城市市区应发展集中供热和以热定电的热电联产，替代热网区内的分散小锅炉；热网区外和未进行集中供热的城市地区，不应新建产热量在2.8MW以下的燃煤锅炉。
2.5 城镇民用炊事炉灶、茶浴炉以及产热量在0.7MW以下采暖炉应禁止燃用原煤，提倡使用电、燃气等清洁能源或固硫型煤等低污染燃料，并应同时配套高效炉具。
2.6 逐步提高煤炭转化为电力的比例，鼓励建设坑口电厂并配套高效脱硫设施，变输煤为输电。
2.7 到2003年，基本关停50 MW以下（含50 MW）的常规燃煤机组；到2010年，逐步淘汰不能满足环保要求的100MW以下的燃煤发电机组（综合利用电厂除外），提高火力发电的煤炭使用效率。3.煤炭生产、加工和供应
3.1 各地不得新建煤层含硫份大于3%的矿井。对现有硫份大于3%的高硫小煤矿，应予关闭。对现有硫份大于3%的高硫大煤矿，近期实行限产，到2005年仍未采取有效降硫措施、或无法定点供应安装有脱硫设施并达到污染物排放标准的用户的，应予关闭。3.2 除定点供应安装有脱硫设施并达到国家污染物排放标准的用户外，对新建硫份大于1.5%的煤矿，应配套建设煤炭洗选设施。对现有硫份大于2%的煤矿，应补建配套煤炭洗选设施。
3.3 现有选煤厂应充分利用其洗选煤能力，加大动力煤的入洗量。3.4 鼓励对现有高硫煤选煤厂进行技术改造，提高选煤除硫率。
3.5 鼓励选煤厂根据洗选煤特性采用先进洗选技术和装备，提高选煤除硫率。3.6 鼓励煤炭气化、液化，鼓励发展先进煤气化技术用于城市民用煤气和工业燃气。
3.7 煤炭供应应符合当地县级以上人民政府对煤炭含硫量的要求。鼓励通过加入固硫剂等措施降低二氧化硫的排放。3.8 低硫煤和洗后动力煤，应优先供应给中小型燃煤设施。4.煤炭燃烧
4.1 国务院划定的大气污染防治重点城市人民政府按照国家环保总局《关于划分高污染燃料的规定》，划定禁止销售、使用高污染燃料区域（简称“禁燃区”），在该区域内停止燃用高污染燃料，改用天然气、液化石油气、电或其他清洁能源。
4.2 在城市及其附近地区电、燃气尚未普及的情况下，小型工业锅炉、民用炉灶和采暖小煤炉应优先采用固硫型煤，禁止原煤散烧。4.3 民用型煤推广以无烟煤为原料的下点火固硫蜂窝煤技术，在特殊地区可应用以烟煤、褐煤为原料的上点火固硫蜂窝煤技术。4.4 在城市和其它煤炭调入地区的工业锅炉鼓励采用集中配煤炉前成型技术或集中配煤集中成型技术，并通过耐高温固硫剂达到固硫目的。
4.5 鼓励研究解决固硫型煤燃烧中出现的着火延迟、燃烧强度降低和高温固硫效率低的技术问题。
4.6 城市市区的工业锅炉更新或改造时应优先采用高效层燃锅炉，产热量7MW的热效率应在80%以上，产热量<7MW的热效率应在75%以上。
4.7 使用流化床锅炉时，应添加石灰石等固硫剂,固硫率应满足排放标准要求。4.8 鼓励研究开发基于煤气化技术的燃气－蒸汽联合循环发电等洁净煤技术。5.烟气脱硫 5.1 电厂锅炉
5.1.1 燃用中、高硫煤的电厂锅炉必须配套安装烟气脱硫设施进行脱硫。5.1.2 电厂锅炉采用烟气脱硫设施的适用范围是：
1）新、扩、改建燃煤电厂，应在建厂同时配套建设烟气脱硫设施，实现达标排放，并满足SO2排放总量控制要求，烟气脱硫设施应在主机投运同时投入使用。
2）已建的火电机组，若SO2排放未达排放标准或未达到排放总量许可要求、剩余寿命（按照设计寿命计算）大于10年（包括10年）的，应补建烟气脱硫设施，实现达标排放，并满足SO2排放总量控制要求。
3）已建的火电机组，若SO2排放未达排放标准或未达到排放总量许可要求、剩余寿命（按照设计寿命计算）低于10年的，可采取低硫煤替代或其它具有同样SO2减排效果的措施，实现达标排放，并满足SO2排放总量控制要求。否则，应提前退役停运。4）超期服役的火电机组，若SO2排放未达排放标准或未达到排放总量许可要求，应予以淘汰。
5.1.3 电厂锅炉烟气脱硫的技术路线是：
1）燃用含硫量2%煤的机组、或大容量机组(200MW)的电厂锅炉建设烟气脱硫设施时，宜优先考虑采用湿式石灰石-石膏法工艺，脱硫率应保证在90%以上，投运率应保证在电厂正常发电时间的95%以上。
2）燃用含硫量<2%煤的中小电厂锅炉(<200MW)，或是剩余寿命低于10年的老机组建设烟气脱硫设施时，在保证达标排放，并满足SO2排放总量控制要求的前提下，宜优先采用半干法、干法或其它费用较低的成熟技术，脱硫率应保证在75%以上，投运率应保证在电厂正常发电时间的95%以上。
5.1.4 火电机组烟气排放应配备二氧化硫和烟尘等污染物在线连续监测装置，并与环保行政主管部门的管理信息系统联网。5.1.5 在引进国外先进烟气脱硫装备的基础上，应同时掌握其设计、制造和运行技术，各地应积极扶持烟气脱硫的示范工程。5.1.6 应培育和扶持国内有实力的脱硫工程公司和脱硫服务公司，逐步提高其工程总承包能力，规范脱硫工程建设和脱硫设备的生产和供应。
5.2 工业锅炉和窑炉 5.2.1 中小型燃煤工业锅炉(产热量<14MW)提倡使用工业型煤、低硫煤和洗选煤。对配备湿法除尘的，可优先采用如下的湿式除尘脱硫一体化工艺：
1）燃中低硫煤锅炉，可采用利用锅炉自排碱性废水或企业自排碱性废液的除尘脱硫工艺； 2）燃中高硫煤锅炉，可采用双碱法工艺。
5.2.2 大中型燃煤工业锅炉(产热量14MW)可根据具体条件采用低硫煤替代、循环流化床锅炉改造(加固硫剂)或采用烟气脱硫技术。
5.2.3 应逐步淘汰敞开式炉窑，炉窑可采用改变燃料、低硫煤替代、洗选煤或根据具体条件采用烟气脱硫技术。5.2.4 大中型燃煤工业锅炉和窑炉应逐步安装二氧化硫和烟尘在线监测装置。5.3 采用烟气脱硫设施时，技术选用应考虑以下主要原则： 5.3.1 脱硫设备的寿命在15年以上；
5.3.2 脱硫设备有主要工艺参数(pH值、液气比和SO2出口浓度)的自控装置； 5.3.3 脱硫产物应稳定化或经适当处理，没有二次释放二氧化硫的风险； 5.3.4 脱硫产物和外排液无二次污染且能安全处置； 5.3.5 投资和运行费用适中；
5.3.6 脱硫设备可保证连续运行，在北方地区的应保证冬天可正常使用。5.4 脱硫技术研究开发
5.4.1 鼓励研究开发适合当地资源条件、并能回收硫资源的技术。5.4.2 鼓励研究开发对烟气进行同时脱硫脱氮的技术。
5.4.3 鼓励研究开发脱硫副产品处理、处置及资源化技术和装备。6.二次污染防治
6.1 选煤厂洗煤水应采用闭路循环，煤泥水经二次浓缩，絮凝沉淀处理，循环使用。
6.2 选煤厂的洗矸和尾矸应综合利用，供锅炉集中燃烧并高效脱硫，回收硫铁矿等有用组份，废弃时应用土覆盖，并植被保护。6.3 型煤加工时，不得使用有毒有害的助燃或固硫添加剂。
6.4 建设烟气脱硫装置时，应同时考虑副产品的回收和综合利用，减少废弃物的产生量和排放量。
6.5 不能回收利用的脱硫副产品禁止直接堆放，应集中进行安全填埋处置，并达到相应的填埋污染控制标准。6.6 烟气脱硫中的脱硫液应采用闭路循环，减少外排；脱硫副产品过滤、增稠和脱水过程中产生的工艺水应循环使用。6.7 烟气脱硫外排液排入海水或其它水体时，脱硫液应经无害化处理，并须达到相应污染控制标准要求,应加强对重金属元素的监测和控制，不得对海域或水体生态环境造成有害影响。
6.8 烟气脱硫后的排烟应避免温度过低对周边环境造成不利影响。
6.9 烟气脱硫副产品用作化肥时其成份指标应达到国家、行业相应的肥料等级标准，并不得对农田生态产生有害影响。
第五篇：污染防治法律制度
五章 污染防治法律制度
第一节 排污收费和排污申报登记制度
一、外部性理论
（一）外部性：个人的经济活动对他人造成了影响，而又没有将这些影响计入市场交易的成本和价格中。
外部经济性：受外部性影响的社会成员福利增加 外部不经济性：受外部性影响的社会成员福利受损 环境问题是典型的外部不经济性
（二）外部不经济性的内部化
庇古理论
向污染者收税或收费——“庇古税” 在我国体现为排污收费制度
二、排污收费制度的概念
（一）定义
国家环境保护机关对向环境排放污染物或者超标排放污染物的单位和个人，按照所排放污染物的种类、数量和浓度征收一定数量费用的制度。
（二）排污费的法律属性
治理环境污染的费用
bu 排污者不得以缴纳排污费为由而拒绝承担环境污染民事责任
三、排污费的适用范围
一切直接向环境排放污染物的排污单位
直接排污：污染物直接排入环境
间接排污：污染物首先排入污染物集中处理设施，经处理后再排入环境
向城市污水集中处理设施排放污水、缴纳污水处理费的，不再缴纳排污费——由城市污水处理企业缴纳排污费
四、排污费的征收程序
排污申报
排污申报审核 排污申报登记程序 排污申报核定
确定排污费数额并公告
送达《排污费缴费通知单》 排污费确定及缴纳程序 排污者到银行缴纳排污费 责令限期缴纳与强制执行
五、排污申报登记程序
（一）含义
由排污者依法向环保部门申报登记其污染物的排放和防治情况，并接受环保部门监督管理。
（二）排污申报登记的作用
排污收费制度实施的前提基础
排污收费制度的重点内容是如何确定排污费的数额 排污费数额多少应当与排污总量、种类等因素相关联 排污申报登记是环保部门了解企业排污信息的重要环节
（三）排污申报登记的适用对象 所有直接向环境排放工业污染物的单位
——为排污收费制度的实施提供信息基础 所有间接向环境排放工业污染物的单位
——为其他环境管理提供信息基础（排污许可证制度） 例外：排放生活污染物的单位无需申报排污情况
生活污染物：生活废水、生活废气、生活垃圾、生活噪声
（四）排污申报登记的内容
1.排污者的基本情况 2.生产工艺
3.污染物的种类、数量、浓度 4.排污地点、方式、去向
5.污染物的治理情况、治理设施
（五）排污申报登记流程
1.排污申报
（1）性质
排污申报是排污单位自行申报的行为。（2）申报的依据
以本实际排污情况和下一生产计划所需产生的排污情况为依据，如实填报下一正常作业条件下的排污情况。
（3）申报时间
一般情况下每年进行一次，一般在年底进行，次年1月15日前完成申报。
2.对申报数据的审核
（1）作用
由环保部门根据法律、法规及排污申报技术规范的要求，审核排污单位申报的数据是否准确、属实、计量方法是否有误，是否有瞒报、谎报的情形。
（2）审核的时间
每年2月10日前
3.排污核定
（1）含义
环保部门在每月或每季度终了后的10日内，依据经审核的排污申报登记数据，结合当月或当季的实际排污情况，核定排污者排污的种类、数量，并向排污者送达《排污核定通知书》。
（2）作用
是排污单位缴纳排污费的依据。（3）排污核定与审核的区别
审核是对申报的预测数据进行审核；排污核定是实测，应当建立在已经发生的排污数据之上。
审核的数据为企业下一年的预排放数据；核定的数据是企业当月或当季的已排放数据。
排污申报数据≠排污收费依据
排污申报与审核的数据是环保部门向排污者发放排污许可证的直接依据。（4）排污单位的权益救济
排污单位对核定数据有异议的：接到《排污核定通知书》7日内可以申请复核→10日内重新核定→复核决定→行政复议、行政诉讼 申请行政复议或提起行政诉讼不妨碍排污费的计算与缴纳
六、排污费的种类及其收费原则
（一）污水排污费
1.收费原则
排污即收费，超标即违法 “标”——污染物排放标准 2.例外
城市污水集中处理设施排放经过处理的污水（中水），达标排放的，不征收排污费。
（二）废气排污费
1.收费原则
排污即收费，超标即违法 “标”——污染物排放标准 2.例外
对飞机、汽车、轮船等流动污染源暂不征收废气排污费。
（三）危险废物排污费
1.法律冲突与适用
《固体废物污染环境防治法》（2005）没有规定“固体废物排污费”，仅规定了“危险废物排污费” 《排污费征收使用管理条例》（2002）规定了“固体废物排污费” 上位法优先于下位法，新法优先于后法 现在不再征收“固体废物排污费”，仅征收“危险废物排污费” 2.危险废物
指列入国家危险废物目录或者根据国家规定的危险废物鉴别标准和鉴别方法认定的具有危险特征的废物。
3.危险废物排污费收费原则
对以填埋方式处置危险废物不符合国家有关规定的，应征收危险废物排污费。
不参考污染物排放标准。
（四）环境噪声超标排污费
1.含义
超过环境噪声排放标准而排放噪声的排污单位依法缴纳的排污费。 2.收费原则
排放环境噪声的不收费； 超标排放噪声的才收费；
超标排污费不属于行政处罚
对汽车、飞机、船舶等流动污染源暂不征收环境噪声超标排污费。
小结：
大气、水体实行 排污即收费，超标即违法
噪声实行排污不收费，超标才收费，超标不违法
危险废物实行填埋且不符合国家规定即收费
七、排污费数额的计算方法
法律依据
《排污费征收标准管理办法》 计算方法
应缴纳排污费数额=排污量或排污当量 X 收费单价
排污量、排污当量的核算方法及收费单价的具体数值，依照《排污费征收标准管理办法》及其《附件》确定
八、排污费的减免和缓缴
（一）减免
1.减免的条件
不可抗力——及时采取治理措施 达标排污的非盈利性事业单位
养老院、残疾人福利机构、殡葬机构、孤儿院、特殊教育学校、幼儿园、中小学校……
2.减免的程度
减半缴纳
全额免缴：最高不超过1年的排污费应缴数额
（二）缓缴
1.缓缴的条件
企业生产经营不利，经济困难； 正在申请减免的排污单位 2.缓缴的期限
最长不超过3个月，且一年内只能申请一次缓缴
九、排污费的收缴
排污费按月或者按季属地化收缴。
由环保部门根据核定的排污数据计算应当缴纳的排污费数额 送达《排污费缴费通知单》 向银行缴纳排污费 银行将排污费转入国库
10%转入中央国库 90%转入地方国库
十、排污费的使用
（一）排污费的使用原则
1.收支两条线
2.专款专用、先收后用、量入为出，不能超支、挪用
（二）排污费的使用范围
1.重点污染源防治项目
技术和工艺符合环境保护及其他清洁生产要求的重点行业、重点污染源防治项目
2.区域性污染防治项目
跨流域、跨地区的污染治理及清洁生产项目 3.污染防治新技术、新工艺的推广应用项目 4.国务院规定的其他污染防治项目
如：环保宣传与教育项目
5.不得使用排污费的项目：环境卫生、绿化、新建企业的污染治理及与污染防治无关的其他项目
第二节 排污许可制度
一、排污许可制度的适用对象
（一）水污染排放许可证
直接或间接向水体排放工业废水和医疗污水的企业事业单位； 城镇污水集中处理设施的运营单位；
——《水污染防治法》
（二）主要大气污染物排放许可证
在大气污染物总量控制区内排放主要大气污染物的企业事业单位
——《大气污染防治法》No.15 大气污染物总量控制区
国务院和省、自治区、直辖市人民政府划定的尚未达到规定的大气环境质量标准的区域；
国务院批准划定的酸雨控制区和二氧化硫控制区。 主要大气污染物
二氧化硫、氮氧化物
二、排污许可证的作用
（一）排污权的权利凭证，无证不得排污
新《环境保护法》No.45：实行排污许可管理的企业事业单位和其他生产经营者应当按照排污许可证的要求排放污染物；未取得排污许可证的，不得排放污染物。
（二）衡量排污者排污行为合法与否的标准之一
三、申请排污许可证的条件
1.环评文件通过审批；
2.污染防治设施验收合格； 3.污染物达标排放；
4.有突发环境事件应急预案和设施、装备；
5.排放污染物符合环境功能区和所在区域污染物排放总量控制指标的要求； 6.法律、法规规定的其他要求。
四、排污许可制度的管理程序
1.核定环境容量和区域污染物总量控制指标
量化“生态环境承载力”，明确“供给”能力 2.受理排污许可申请
发放排污许可证的前提基础之一，明确“需求” 以排污申报登记为基础 时间：“三同时”竣工验收合格后10个工作日内 3.分配排污指标
排污指标连年下降——削减 4.审批发放排污许可证
污染物排放执行的国家或地方标准；
排污口数量、污染物种类、数量（总量控制指标）、浓度、排污速率、排污方式、排污去向等；
污染物排放的监测和报告要求。 5.环境监测、执法检查 6.排污许可证交易 第三节 排污许可证交易制度
一、排污许可证交易的经济学理论
外部不经济性内部化 科斯定理
将带有外部性的行为确立为一种权利，并使其明晰化和可交易化，由市场对这种权利的价值和配置进行判断 排污权交易制度
——本质：用低成本的市场交易的方法减少污染
二、排污许可证交易的原理
（一）含义
在污染物总量控制指标确定的前提下，利用市场机制，通过污染者之间交易排污许可证所规定的排污配额，实现低成本的污染治理。
满足企业需求 维系承载能力 补
实现“帕累托最优”，发展和环保“双赢”；
刺激企业进行技术革新和强化管理，积极防治污染
（二）排污许可证交易发生的前提条件
明确量化环境的纳污总量（环境容量），总量控制切实可行； 明确规定排污许可指标可以转让；
交易费用支出低于企业通过排污许可交易而获得的收益； 有可供交易的排污指标。
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