第一篇：火力发电厂超低排放改造低低温省煤器
火力发电厂超低排放改造低低温省煤器（MGGH）
1、概述：
我国火电厂大气污染物排放要求的提高，必将促进环保治理技术不断创新和进步。低低温省煤器(MGGH)系统是在借鉴国外先进技术的基础上，结合我国燃煤电厂实际情况进行创新开发的一种适合我国国情的环保治理新技术和新工艺。
应用低低温省煤器(MGGH)系统与电除尘技术结合形成的低低温电除尘技术，将电除尘器入口烟气温度降至酸露点温度以下，在大幅提高除尘效率的同时可以高效捕集SO3，保证燃煤电厂满足低排放要求，并有效减少 PM2.5 排放。而且低低温省煤系统还可以将回收的热量加以利用，具有较好的节能效果。且通过将低低温省煤器(MGGH)系统降温段回收烟气余热，将热量利用于脱硫岛出口的烟气加热器，将脱硫出口净烟气温度抬升至安全温度以上，以减轻“石膏雨”现场，并降低烟囱防腐维护费用。
山西中源科扬节能服务有限公司是国家备案的节能服务公司，长期致力于烟气余热回收利用领域的技术研发及推广，拥有最先进的烟气余热回收利用技术，可以为客户提供最佳的余热回收利用方案，是集软件、硬件与服务为一体的综合服务商。
国内多个燃煤电厂低低温省煤器(MGGH)系统的成功投运证明，这一技术可以很好地满足最严格的排放标准要求，具有显著的经济效益和广阔的市场前景。低低温省煤器系统与电除尘器系统的结合，不但扩大了省煤器及电除尘器的适用范围，而且为实现节能减排开辟了一条新路径。
2、低低温省煤器(MGGH)系统介绍
低低温省煤器(MGGH)系统是一个闭式循环系统,主要由布置于电除尘器前的冷却器和布置于脱硫塔后的烟气加热器，配套热媒水辅助加热器、循环水泵、补水系统、热媒体膨胀罐、清灰装置、加药装置以及其它辅助系统组成。冷却器和烟气加热器间的中间传热媒介为除盐水，该系统设置一个补水箱和补水泵，除盐水水源自带压力进入补水箱，通过补水泵进入MGGH闭式循环管路系统，直至充满整个系统，待热媒水膨胀罐达到一定液位时，启动热媒水循环泵，热媒水经循环泵升压后进入烟气冷却器回收烟气余热，加热后的除盐水进入烟气烟气加热器加热脱硫后的低温烟气，经烟气烟气加热器冷却后的除盐水回水到介质热媒水循环泵入口。
烟气冷却器的除盐水进口水温一般为65-75℃，进入烟气烟气加热器的除盐水温度为100℃左右。一般在设计工况下，烟气冷却器吸收的热量满足将烟气烟气加热器的烟气温度抬升至安全温度。但在低负荷等工况时，烟气冷却器回收的热量无法满足烟气烟气加热器的使用要求时，需将经烟气冷却器加热后的热媒水进入热媒水辅助加热器进一步加热后进入烟气烟气加热器以满足烟气烟气加热器装置的设计要求。
MGGH 系统由布置于除尘器入口的烟气余热回收装置和布置于脱硫塔后的烟气余热再热装置组成。一般冷却器受热面管束安装在除尘器前的烟道内，烟气加热器受热面管束安装在脱硫塔后的烟道内，冷却器及烟气加热器换热管束一般为H型翅片蛇形管组组成，冷却器主要用于吸收除尘器入口的高温烟气余热，烟气加热器主要作用为利用冷却器回收的热量对脱硫出口烟气的进行再加热，提高烟囱入口的烟气温度，降低烟囱入口的SO2浓度及烟气含尘浓度。
由循环水泵、循环水管道、阀门等形成封闭式的循环水路，依靠循环水泵提供动力(控制循环水量)，使循环水在管路内形成闭式循环水路，并达到热量传输的效果。
热媒水膨胀罐是由储水罐、液位计及其配套仪表、管路等组成，用于吸收管路内循环水的体积膨胀量，补充管路内的水量，保持系统管路内压力的稳定。
辅助蒸汽加热器是由蒸汽加热器、液位计及其配套仪表、管路组成。当冷却器回收热量不足时，通过辅助蒸汽加热循环水补足热量。
吹灰器是由声波吹灰器及其配套的压缩空气管路、阀门等组成。定期或定压进行喷吹，用于冷却器换热面积的清灰、除垢，降低系统阻力，保证换热效果。
加药系统是由加药罐及其配套管路阀门等组成，用于调整循环水水质。
3、低低温省煤器(MGGH)技术特点
3.1低低温省煤器系统对电除尘器的影响
低低温省煤器技术是通过布置在电除尘器入口的低低温省煤器降温段将电除尘器入口烟气温度降至酸露点温度以下，同时满足湿法脱硫系统工艺温度最低的温度要求。
⑴将电除尘器入口烟气温度降低至酸露点温度以下，使烟气中大部分SO3 冷凝形成硫酸雾，粘附在粉尘表面并被碱性物质中和，粉尘特性得到很大改善，比电阻大大降低，从而大幅提高除尘效率。
⑵可大幅减少 SO3 和 PM2.5 排放。电除尘器入口烟气温度降至酸露点温度以下，气态 SO3 将转化为液态的硫酸雾。因电除尘器入口含尘浓度很高，粉尘总表面积很大，为硫酸雾凝结附着提供了良好条件。SO3 去除率通常可达90%以上。
3.2低低温省煤器技术减少PM2.5排放的原理
目前，火电厂烟囱出口经常出现冒“蓝烟”现象，对于燃烧高硫煤和安装选择性催化还原脱硝装置的锅炉，这种现象尤为明显。蓝烟主要是由烟气中 SO3产生的酸性气溶胶造成的。酸性气溶胶的粒径很小，一般 在0.01μm～1μm 之间，属于二次生成的PM2.5，影响大气能见度，是造成雾霾天气的“元凶”之一。
湿法脱硫系统虽然对 SO3 有一定的脱除效果，但由于 SO3 在吸收塔内冷凝成粒径很小的硫酸气溶胶，且脱硫浆液对 SO2 的吸收速率远大于 SO3 的吸收速率，导致吸收塔对硫酸气溶胶的脱除效果不佳。低低温省煤器技术可大幅提高除尘效率，实现低排放，在大量减少总尘排放的同时也减少了 PM2.5 排放量。
3.3低低温省煤器技术如何缓解“石膏雨”现象
由于湿烟囱没有净烟气的再加热措施，脱硫后的净烟气排放温度较低，烟气自烟囱排出后，不能有效的抬升扩散到大气中。
带有饱和水的净烟气在排放过程中部分被冷凝成液滴，由于烟气不能迅速的消散，烟气中携带的粉尘和液滴聚集在烟囱附件并落到地面，形成“石膏雨”的现象。
低低温省煤器系统利用冷却器回收的烟气余热，输送至脱硫岛后的烟气加热器，将脱硫出口的净烟气温度抬升至75℃以上，有效缓解了“石膏雨”现象。
3.4低低温省煤器技术对火电厂脱硫后烟道、烟囱防腐的作用
火电厂通过一系列超低排放的手段，在脱硫后已经将烟气内污染物浓度降至最低，但腐蚀性的元素主要除去的是硫，在脱硫岛出口的净烟气中含有大量的氯化物及氟化物，具备很高的腐蚀性，且经过脱硫岛后，净烟气温度很低，基本处于以上两种物质酸露点温度以下，所以火电厂一般在烟囱防腐上花费很大代价，或应用脱硫前烟气—净烟气(回转式GGH系统)抬升净烟气温度，但回转式GGH系统存在漏风、腐蚀等诸多问题。
使用低低温省煤器(MGGH)系统，彻底解决了以上问题，一方面大大节约了烟囱防腐成本，另一方面不会出现回转式GGH系统存在的诸多问题。
3.5低低温省煤器技术对湿法脱硫系统的好处
脱硫系统要确保其脱硫效率，需要严格控制反应烟温在70～90℃。由于锅炉排烟温度正常工况下都高于反应烟温的上限，反应烟温设计上需要由吸收塔内喷水量进行控制调节。烟温高，喷水量增大，否则，喷水量减少。
3.6低低温省煤器技术对厂用电的影响
由于在烟道内增设了换热装置，低低温省煤器增加的阻力由引风机克服，对引风机而言，虽然压头增大，但处理烟气流量减少，电耗基本持平，对脱硫增压风机而言，由于处理烟气流量减少，电耗将会下降。因此，从总体上来说，整个电厂的电耗也得到降低。由于处理烟气流量减少，电耗将会下降。因此，从总体上来说，整个电厂的电耗也得到降低。
4、案例介绍
○ 江苏华电扬州发电有限公司2×330MW机组低低温省煤器(MGGH)改造项目
4.1系统简介
由于扬州发电有限公司330MW机组的锅炉排烟温度较高，本次改造，考虑采用低低温省煤器技术，将除尘器入口烟气温度由135℃降至90℃，回收烟气的余热，用来加热凝结水及将脱硫岛出口烟气温度由50℃抬升至75℃以上，从而提高除尘器效率，减少脱硫工艺用水及增加机组能效的目的。
改造方案如下：
每台机组共安装4套低低温省煤器，通过低低温省煤器回收烟气余热，用于抬升脱硫岛出口烟气温度，代替原烟气GGH系统，防止石膏雨的形成及防止烟囱腐蚀，同时加热部分7号低加入口凝结水，提高机组发电能力。
系统简图如下：
4.2 设备参数：
4.3 设备运行画面：
4.4 节能减排数据分析：
4.4.1节约发电煤耗
改造前，除尘器入口烟气温度约135℃，经改造，换热器尾部排烟温度可降到90℃，此区间烟气降温幅度为45℃，其中回收的热量部分用于将320t/h的主机凝结水由61℃加热至86℃，热量共计9400KW。
4.4.2降低粉尘及PM2.5的排放
经过低低温省煤器(MGGH)系统改造后，除尘器出口粉尘排放值≤35mg/Nm3。经低低温省煤器、电除尘器和湿法脱硫系统后，PM2.5 在总尘中的比例约为 50%，低低温省煤器技术可大幅提高除尘效率，实现低排放，在大量减少总尘排放的同时也减少了 PM2.5 排放量。
4.4.3脱除SO3
烟气经过低低温省煤器(MGGH)降温段，由于烟气冷却器将烟气温度降低至酸露点温度附近，气态 SO3 将转化为液态的硫酸雾。因电除尘器入口含尘浓度很高，粉尘总表面积很大，为硫酸雾凝结附着提供了良好条件，SO3 去除率达到90%以上。改造后，大幅提高除尘效率，减少了PM2.5 排放，并通过脱除大部分 SO3，有效减少了大气中硫酸盐气溶胶(二次生成的PM2.5)的生成。
4.4.4脱硫节水
锅炉排烟被低温省煤器由135℃冷却至90℃，对于脱硫塔而言，相当于用于这部分烟气温降的喷水被节省下来。90℃的水蒸气焓值基本不变，故单位质量喷水吸收的热量基本不变。假定原有喷水温度为20℃，根据可用烟气余热量计算结果，可计算得到每台机组年节省脱硫塔喷水约10万吨左右，折合人民币12万多元。
4.6系统详图
第二篇：超低排放改造项目管理实施细则
超低排放改造项目管理实施细则
第一章
总则
第一条
为确保许昌龙岗（禹龙）发电有限责任公司一、二期超低排放改造工程按期优质投产，争创集团公司精品工程，加大进度、质量、造价管理，提高投资效益，制定本办法。
第二条
本办法适用于一、二期超低排放改造工程与我公司签订合同的所有工程项目公司。
第二章
管理目标
第三条
安全文明管理目标：
3.1不发生轻伤及以上人身伤亡事故、不发生有人员责任的较大及以上设备事故和施工机械损坏事故、不发生火灾事故、不发生较大及以上交通事故、不发生较大及以上环境污染事故，有效防范一般事故，不发生性质恶劣的可能造成不良.影响的各类事件。
3.2超低排放改造工程建设项目达到同时期、同地区、同类型的先进水平，争创集团公司安全文明样板工程。
第四条
质量管理目标：
4.1设计质量目标：超低排放改造后，固体颗粒物、SO2、NOx最终排放浓度达到合同规定的要求；超低排放改造不影响机组安全、稳定运行；施工图合格率100%。
4.2施工质量目标：分项、分部、单位工程验收率、合格率均为100%，优良率均≥98％；基础加固、结构加固方案的实施，达到规定的检（试）验合格要求。
4.3调试质量目标：调试完成后系统各项性能指标达到设计要求。
4.3.1整体试运一次成功；
4.3.2热控保护投入率100%，自动装置投入率100%，热控测点、仪表投入率100%、正确率100%；
4.3.3电气保护投入率100%，电气自动装置投入率100%，电气测点仪表投入率100%、正确率100%。
第五条
工期目标
5.1进度计划合理、可行，工期控制措施有效，除批准的计划调整外，按照考核工期按时或提前投运。
5.2项目上报正式工程开工申请报告，经集团公司审批后作为计算工期考核起始日期的依据。
第三章
管理职责
第六条
超低排放改造项目部管理职责：
6.1在公司超低排放领导小组指导下，具体负责超低排放改造工程安全、质量、进度全过程管理，每周向领导小组汇报改造工程安全质量周报，对安全、质量、进度目标的实现负全面管理责任。
6.2负责超低排放改造技术协议的编写、签订；负责对承包方安全技术交底，对施工安全措施、组织措施和技术措施进行审查。
6.3组织专业人员对关键设备进行全过程监督和验收，严把材料、检验和试验验收关。
6.4负责协调解决工程施工中存在的问题；负责组织隐蔽工程监督验收、工程的冷态、热态验收及性能考核试验。
6.5对承包方的作业过程进行全过程监督，对违反公司安全管理的违章行为进行考核，并监督承包方整改措施的落实情况。
第七条
超低排放改造工程承包方的管理职责：
7.1认真履行工程合同和安全协议条款，对超低排放改造工程安全、质量、进度目标的实现负直接责任，对分包单位安全生产负连带责任。
7.2负责成立现场项目部，建立健全项目部安全生产组织管理机构，完善各岗位安全职责等内部各项规章制度。
7.3项目部的经理、安全员和焊工、起重机械、电工等特种作业等人员，必须持证上岗，工作票负责人等6种人必须培训考试合格后方可上岗作业。
7.4负责改造工程的勘察设计、设备成套、编制三措一案、材料及设备的验收、现场施工安全管理、竣工验收等全过程的安全质量管理。
7.5现场施工中，必须严格执行业主方现场安全管理的规程、制度和安全协议明确要求的安全、消防、治安及文明生产的有关规定。承包方必须自觉接受业主方的安全监督、管理和指导，对业主方提出的技术和安全方面的意见必须及时整改；发生人身事故或危及设备的不安全情况，除按规定逐级上报外，还必须立即报告业主方。
7.6承包方因违章作业造成设备停运、损坏，火灾及人身伤亡等影响安全生产的，必须接受业主方安全监督部门的处罚。
第八条
监理单位的职责：
8.1贯彻国家法律法规，落实行业标准和规章制度，落实超低排放改造工程管理制度和工作计划。
8.2认真履行监理方与业主方签订的超低排放改造工程合同条款，对改造工程安全、质量、进度目标的实现负监督管理责任。
8.3负责改造工程安全控制、质量控制、进度控制、投资控制、信息管理、合同管理，协调各方面关系，保障工程项目按预期目标建成投产。
第四章
安全管理
第九条
贯彻“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，严格执行国家法律法规和集团公司、河南公司安全生产管理制度，按照超低排放改造工程各环节、各阶段的安全管理要求，落实安全管理责任，确保工程建设全过程安全。
第十条
认真落实《许昌龙岗（禹龙）发电有限责任公司发承包工程安全管理规定》，在超低排放改造工程发包前，对承包方资质和条件进行审查，并复印有关见证性材料备案。
第十一条
承包方不得擅自将工程转包、分包和返包，承包方在工作中遇有特殊情况确实需要由业主方配合完成的工作，需书面提出申请，经业主方相关领导批准后安排有关车间或班组配合实施。
第十二条
超低排放改造工程开工后，承包方必须重点对有可能造成人身伤害、设备损坏等不安全事件的施工区域做好危险点分析，并制订有针对性的安全措施，经业主方审核批准后，监督承包方实施；承包方应按有关安全管理法规、条例、规程的要求设置现场作业监护人。
第十三条
承包方在施工过程中不得擅自更换工程技术管理人员及现场作业人员，特殊情况需要换人时须征得业主方的同意，并对新参加现场工作的人员履行相应的安全教育、培训和考试，合格后方可使用。
第十四条
承包方须做好超低排放改造工程施工区域的可靠隔离：
14.1凡施工过程中可能影响及危害到的运行设备、系统，必须做好安全防护隔离措施。
14.2高空作业下方区域有运行设备时，必须设置运行人员检查安全通道，运行设备、安全通道上方用双层竹排或木板搭设防护棚，并铺上铁皮进行防火。禁止施工人员使用运行专用通道运送施工物品。
14.3高空作业下方区域采取全封闭隔离，并挂上“闲人免进”、“禁止通行”等警示牌。隔离区留唯一出口，出口设专人看管，需要进入隔离区时，由出口监护人和高空作业监护人联系，确认安全后方可进入，同时做好进出记录。
第十五条
承包方应合理安排施工工序，避免（空间、专业、与现场其他施工）交叉作业。对无法避免的交叉作业，承包方应制定、执行交叉作业专职安全监护方案，明确作业各区域安全监护职责，责任到人；对分层、分片进行施工的区域，实行分层、分片安全监护，各区域施工可能对其它区域安全产生影响时，由本区域安全监护人联系受影响区域安全监护人，确认安全后方可施工。
第十六条
高处作业安全管理重点要求：
16.1高处作业必须搭设脚手架，脚手架的搭设、验收、使用、拆除程序必须严格执行业主方脚手架使用管理办法中有关条款。
16.2高处作业应一律使用工具袋，较大的工具、物件等应用绳拴在牢固的构件上。承包方应安排专人每天对施工区域小物件进行清理，重点控制临边摆放、脚手架上物件坠下伤人的风险。
16.3高处作业时，安全带的挂钩或绳子应挂在结实牢固的构件上，或专为挂安全带用的钢丝安全绳上，做到高挂低用，长时间工作的区域应装设防护立网。安全绳、安全网严禁任意拆除。
第十七条
起重作业安全管理重点要求：
17.1塔吊安装、试吊作业必须制定“三措一案”，经批准后方可施工。塔吊基础土建施工，应由专业技术人员进行测算，监理单位签字。承包方必须按时对塔吊起重机进行安全检查、维护保养。重点检查连接螺栓紧固、钢丝绳磨损、电气安全情况、制动是否灵敏，塔吊起重机工作每半个月必须对各处连接螺栓，特别是高强度螺栓全部紧固一次。
17.2塔吊周围设置起吊隔离区，安排专人监护，禁止无关人员进入隔离区。起吊作业期间，运输线路下方禁止作业，禁止人员在吊物下行走或停留，起重臂短时间经过正常通行道路上方时，在道路两端设置隔离，并有专人监护，起重臂离开该区域后方可解除隔离。
17.3塔吊起吊作业时，必须由专人指挥，指挥人员在其限制范围内进行工作，上下联系可以使用对讲机等通讯工具准确联系，但指挥人员、操作人员必须随身携带信号旗作为备用应急手段。
17.4起重作业使用的吊环和吊钩，应是锻成的或用钢板铆成的，禁止使用铸成的或用钢条弯成的。有裂纹或显著变形的不准使用，禁止在吊钩上焊补或在受力部位钻孔。
17.5钢丝绳禁止超负荷使用。工作前承包方应对钢丝绳进行安全检查和合用判断，整根钢丝绳外表面凭肉眼能看到腐蚀的表面或整根钢丝绳纤维芯被挤出，应予报废。
17.6起吊物件时，应先检查捆缚是否牢固，绳索经过有棱角快口处应设衬垫。然后试吊离地面0.5m，经检查确认稳妥可靠后方能起吊。起吊重物不准让其长期悬在空中。有重物暂时悬在空中时，严禁驾驶人员离开驾驶室或做其他工作。
17.7当风力大于5
级时，不进行大件起吊作业。风力大于6
级时，不得进行露天高空作业。遇有大雪、大雾、雷雨、大风等恶劣天气，或夜间照明不足，指挥人员看不清工作地点、操作人员看不清起重指挥信号时，停止起重作业。
第十八条
动火作业点及其下方区域必须设置监护人，作业前对动火作业区域周围进行安全检查，动火作业区域周围的电缆桥架、运行油站必须敷设防火布，并配备足够的消防器材。使用的电焊机必须符合安全要求，使用的线缆完好无破损。
第十九条
业主方安全监督人员每天检查各施工点安全监护到位情况，对安全问题进行通报，并复查安全通报问题整改情况。
第二十条
业主方发现承包方有严重违章作业，威胁到人身安全或设备安全的，有权要求承包方进行停工整顿，有权决定终止合同的执行。
第二十一条
监理单位应依据国家有关法律法规、规程规范、工程建设监理合同和公司有关工程建设安全质量管理的规章制度，通过文件审查、工序检查、见证、旁站、巡视及平行检验等监理手段，对施工全过程的安全质量进行有效控制。
第二十二条
超低排放改造项目部每天对监理单位安全质量监理职责的履行情况进行动态检查。对于未按要求做好安全质量监理工作的监理单位，应严格按照合同约定进行处罚。
第二十三条
任何人进入氨区必须经过运行值班人员的许可，按规定办理登记手续后方可进入。任何人进入氨区不能穿有铁钉子、铁掌的鞋和化纤服装，进入氨区前要手摸静电释放装置。
第五章
质量管理
第二十四条
承包方必须有同类型超低排放改造项目施工业绩、人员素质、技术装备，内部管理能力能够满足项目管理要求；施工项目经理等重要岗位人员必须具有同类工程、同类岗位的施工管理业绩，能够胜任超低排放项目施工管理工作。
第二十五条
超低排放改造项目部组织召开设计联络会，对初步设计方案进行评审，并组织监理和施工单位共同完成施工图会审和交底。业主方与监理及相关人员组织对施工方案进行评审，做好相关联络会、评审会及交底会的纪要，并及时上报领导小组。
第三篇：全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案
全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造
工作方案
全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造，是推进煤炭清洁化利用、改善大气环境质量、缓解资源约束的重要举措。《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》（以下简称《行动计划》）实施以来，各地大力实施超低排放和节能改造重点工程，取得了积极成效。根据国务院第114次常务会议精神，为加快能源技术创新，建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系，实现稳增长、调结构、促减排、惠民生，推动《行动计划》“提速扩围”，特制订本方案。
一、指导思想与目标
（一）指导思想 全面贯彻党的十八届五中全会精神，牢固树立绿色发展理念，全面实施煤电行业节能减排升级改造，在全国范围内推广燃煤电厂超低排放要求和新的能耗标准，建成世界上最大的清洁高效煤电体系。
（二）主要目标 到2020年，全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放（即在基准氧含量6%条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米）。全国有条件的新建燃煤发电机组达到超低排放水平。加快现役燃煤发电机组超低排放改造步伐，将东部地区原计划2020年前完成的超低排放改造任务提前至2017年前总体完成；将对东部地区的要求逐步扩展至全国有条件地区，其中，中部地区力争在2018年前基本完成，西部地区在2020年前完成。全国新建燃煤发电项目原则上要采用60万千瓦及以上超超临界机组，平均供电煤耗低于300克标准煤/千瓦时（以下简称克/千瓦时），到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时。
二、重点任务
（一）具备条件的燃煤机组要实施超低排放改造。在确保供电安全前提下，将东部地区（北京、天津、河北、辽宁、上海、江苏、浙江、福建、山东、广东、海南等11省市）原计划2020年前完成的超低排放改造任务提前至2017年前总体完成，要求30万千瓦及以上公用燃煤发电机组、10万千瓦及以上自备燃煤发电机组（暂不含W型火焰锅炉和循环流化床锅炉）实施超低排放改造。将对东部地区的要求逐步扩展至全国有条件地区，要求30万千瓦及以上燃煤发电机组（暂不含W型火焰锅炉和循环流化床锅炉）实施超低排放改造。其中，中部地区（山西、吉林、黑龙江、安徽、江西、河南、湖北、湖南等8省）力争在2018年前基本完成；西部地区（内蒙古、广西、重庆、四川、贵州、云南、西藏、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆等12省区市及新疆生产建设兵团）在2020年前完成。力争2020年前完成改造5.8亿千瓦。
（二）不具备改造条件的机组要实施达标排放治理。燃煤机组必须安装高效脱硫脱硝除尘设施，推动实施烟气脱硝全工况运行。各地要加大执法监管力度，推动企业进行限期治理，一厂一策，逐一明确时间表和路线图，做到稳定达标，改造机组容量约1.1亿千瓦。
（三）落后产能和不符合相关强制性标准要求的机组要实施淘汰。进一步提高小火电机组淘汰标准，对经整改仍不符合能耗、环保、质量、安全等要求的，由地方政府予以淘汰关停。优先淘汰改造后仍不符合能效、环保等标准的30万千瓦以下机组，特别是运行满20年的纯凝机组和运行满25年的抽凝热电机组。列入淘汰方案的机组不再要求实施改造。力争“十三五”期间淘汰落后火电机组规模超过2000万千瓦。
（四）要统筹节能与超低排放改造。在推进超低排放改造同时，协同安排节能改造，东部、中部地区现役煤电机组平均供电煤耗力争在2017年、2018年实现达标，西部地区现役煤电机组平均供电煤耗到2020年前达标。企业尽可能安排在同一检修期内同步实施超低排放和节能改造，降低改造成本和对电网的影响。2016-2020年全国实施节能改造3.4亿千瓦。
三、政策措施
（一）落实电价补贴政策 对达到超低排放水平的燃煤发电机组，按照《关于实行燃煤电厂超低排放电价支持政策有关问题的通知》（发改价格„2015‟2835号）要求，给予电价补贴。2016年1月1日前已经并网运行的现役机组，对其统购上网电量每千瓦时加价1分钱；2016年1月1日后并网运行的新建机组，对其统购上网电量每千瓦时加价0.5分钱。2016年6月底前，发展改革委、环境保护部等制定燃煤发电机组超低排放环保电价及环保设施运行监管办法。
（二）给予发电量奖励 综合考虑煤电机组排放和能效水平，适当增加超低排放机组发电利用小时数，原则上奖励200小时左右，具体数量由各地确定。落实电力体制改革配套文件《关于有序放开发用电计划的实施意见》要求，将达到超低排放的燃煤机组列为二类优先发电机组予以保障。2016年，发展改革委、国家能源局研究制定推行节能低碳调度工作方案，提高高效清洁煤电机组负荷率。
（三）落实排污费激励政策
督促各地在提高排污费征收标准（二氧化硫、氮氧化物不低于每当量1.2元）同时，对污染物排放浓度低于国家或地方规定的污染物排放限值50%以上的，切实落实减半征收排污费政策，激励企业加大超低排放改造力度。
（四）给予财政支持 中央财政已有的大气污染防治专项资金，向节能减排效果好的省（区、市）适度倾斜。
（五）信贷融资支持 开发银行对燃煤电厂超低排放和节能改造项目落实已有政策，继续给予优惠信贷；鼓励其他金融机构给予优惠信贷支持。支持符合条件的燃煤电力企业发行企业债券直接融资，募集资金用于超低排放和节能改造。
（六）推行排污权交易 对企业通过超低排放改造产生的富余排污权，地方政府可予以收购；企业也可用于新建项目建设或自行上市交易。
（七）推广应用先进技术 制定燃煤电厂超低排放环境监测评估技术规范，修订煤电机组能效标准和能效最低限值标准，指导各地和各发电企业开展改造工作。再授予一批煤电节能减排示范电站，搭建煤电节能减排交流平台，促进成熟先进技术推广应用。
四、组织保障
（一）加强组织领导 环境保护部、发展改革委、国家能源局会同有关部门共同组织实施本方案，加强部际协调，各司其职、各负其责、密切配合。国家能源局、环境保护部、发展改革委确定燃煤电厂节能和超低排放改造重点项目，并按照职责分工，分别建立节能改造和能效水平、机组淘汰、超低排放改造、达标排放治理管理台账，及时协调解决推进过程中出现的困难和问题。
各地和电力集团公司是燃煤电厂超低排放和节能改造的责任主体，要充分考虑电力区域分布、电网调度等因素编制改造计划方案，于2016年3月底前完成，报国家能源局、环境保护部和发展改革委。发电企业要按照《行动计划》相关要求，切实履行责任，落实项目和资金，积极采用环境污染第三方治理和合同能源管理模式，确保改造工程按期建成并稳定运行。中央企业要起到模范带动作用。地方政府和电网公司要统筹协调区域电力调度，有序安排机组停机检修，制定并落实有序用电方案，保障电力企业按期完成环保和节能改造。
（二）强化监督管理 各地要加强日常督查和执法检查，防止企业弄虚作假，对不达标企业依法严肃处理；对已享受超低排放优惠政策但实际运行效果未稳定达到的，向社会通报，视情节取消相关优惠政策，并予以处罚。省级节能主管部门会同国家能源局派出机构，对各地区、各企业节能改造工作实施监管。
（三）严格评价考核 环境保护部、发展改革委、国家能源局会同有关部门，严格按照各省（区、市）、中央电力集团公司燃煤电厂超低排放改造计划方案，每年对上燃煤电厂超低排放和节能改造情况进行评价考核。
第四篇：2018年煅烧炉超低排放改造工程项目可行性研究报告(目录)
2018年煅烧炉超低排放改造工程项目可行性研究报告
编制单位：北京智博睿投资咨询有限公司
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本报告是针对行业投资可行性研究咨询服务的专项研究报告，此报告为个性化定制服务报告，我们将根据不同类型及不同行业的项目提出的具体要求，修订报告目录，并在此目录的基础上重新完善行业数据及分析内容，为企业项目立项、申请资金、融资提供全程指引服务。
可行性研究报告 是在招商引资、投资合作、政府立项、银行贷款等领域常用的专业文档，主要对项目实施的可能性、有效性、如何实施、相关技术方案及财务效果进行具体、深入、细致的技术论证和经济评价，以求确定一个在技术上合理、经济上合算的最优方案和最佳时机而写的书面报告。
可行性研究是确定建设项目前具有决定性意义的工作，是在投资决策之前，对拟建项目进行全面技术经济分析论证的科学方法，在投
资管理中，可行性研究是指对拟建项目有关的自然、社会、经济、技术等进行调研、分析比较以及预测建成后的社会经济效益。在此基础上，综合论证项目建设的必要性，财务的盈利性，经济上的合理性，技术上的先进性和适应性以及建设条件的可能性和可行性，从而为投资决策提供科学依据。
投资可行性报告咨询服务分为政府审批核准用可行性研究报告和融资用可行性研究报告。审批核准用的可行性研究报告侧重关注项目的社会经济效益和影响；融资用报告侧重关注项目在经济上是否可行。具体概括为：政府立项审批，产业扶持，银行贷款，融资投资、投资建设、境外投资、上市融资、中外合作，股份合作、组建公司、征用土地、申请高新技术企业等各类可行性报告。
报告通过对项目的市场需求、资源供应、建设规模、工艺路线、设备选型、环境影响、资金筹措、盈利能力等方面的研究调查，在行业专家研究经验的基础上对项目经济效益及社会效益进行科学预测，从而为客户提供全面的、客观的、可靠的项目投资价值评估及项目建设进程等咨询意见。
报告用途：发改委立项、政府申请资金、申请土地、银行贷款、境内外融资等
关联报告：
煅烧炉超低排放改造工程项目建议书 煅烧炉超低排放改造工程项目申请报告
煅烧炉超低排放改造工程项目资金申请报告 煅烧炉超低排放改造工程项目节能评估报告 煅烧炉超低排放改造工程项目市场研究报告 煅烧炉超低排放改造工程项目商业计划书 煅烧炉超低排放改造工程项目投资价值分析报告 煅烧炉超低排放改造工程项目投资风险分析报告 煅烧炉超低排放改造工程项目行业发展预测分析报告
可行性研究报告大纲（具体可根据客户要求进行调整）第一章 煅烧炉超低排放改造工程项目总论 第一节 煅烧炉超低排放改造工程项目概况 1.1.1煅烧炉超低排放改造工程项目名称 1.1.2煅烧炉超低排放改造工程项目建设单位 1.1.3煅烧炉超低排放改造工程项目拟建设地点 1.1.4煅烧炉超低排放改造工程项目建设内容与规模 1.1.5煅烧炉超低排放改造工程项目性质
1.1.6煅烧炉超低排放改造工程项目总投资及资金筹措 1.1.7煅烧炉超低排放改造工程项目建设期
第二节 煅烧炉超低排放改造工程项目编制依据和原则 1.2.1煅烧炉超低排放改造工程项目编辑依据 1.2.2煅烧炉超低排放改造工程项目编制原则 1.3煅烧炉超低排放改造工程项目主要技术经济指标
1.4煅烧炉超低排放改造工程项目可行性研究结论 第二章 煅烧炉超低排放改造工程项目背景及必要性分析 第一节 煅烧炉超低排放改造工程项目背景 2.1.1煅烧炉超低排放改造工程项目产品背景 2.1.2煅烧炉超低排放改造工程项目提出理由 第二节 煅烧炉超低排放改造工程项目必要性
2.2.1煅烧炉超低排放改造工程项目是国家战略意义的需要 2.2.2煅烧炉超低排放改造工程项目是企业获得可持续发展、增强市场竞争力的需要
2.2.3煅烧炉超低排放改造工程项目是当地人民脱贫致富和增加就业的需要
第三章 煅烧炉超低排放改造工程项目市场分析与预测 第一节 产品市场现状 第二节 市场形势分析预测 第三节 行业未来发展前景分析
第四章 煅烧炉超低排放改造工程项目建设规模与产品方案 第一节 煅烧炉超低排放改造工程项目建设规模 第二节 煅烧炉超低排放改造工程项目产品方案
第三节 煅烧炉超低排放改造工程项目设计产能及产值预测 第五章 煅烧炉超低排放改造工程项目选址及建设条件 第一节 煅烧炉超低排放改造工程项目选址 5.1.1煅烧炉超低排放改造工程项目建设地点
5.1.2煅烧炉超低排放改造工程项目用地性质及权属 5.1.3土地现状
5.1.4煅烧炉超低排放改造工程项目选址意见 第二节 煅烧炉超低排放改造工程项目建设条件分析 5.2.1交通、能源供应条件 5.2.2政策及用工条件 5.2.3施工条件 5.2.4公用设施条件 第三节 原材料及燃动力供应 5.3.1原材料 5.3.2燃动力供应
第六章 技术方案、设备方案与工程方案 第一节 项目技术方案 6.1.1项目工艺设计原则 6.1.2生产工艺 第二节 设备方案
6.2.1主要设备选型的原则 6.2.2主要生产设备 6.2.3设备配置方案 6.2.4设备采购方式 第三节 工程方案 6.3.1工程设计原则
6.3.2煅烧炉超低排放改造工程项目主要建、构筑物工程方案 6.3.3建筑功能布局 6.3.4建筑结构
第七章 总图运输与公用辅助工程 第一节 总图布置 7.1.1总平面布置原则 7.1.2总平面布置 7.1.3竖向布置
7.1.4规划用地规模与建设指标第二节 给排水系统 7.2.1给水情况 7.2.2排水情况 第三节 供电系统 第四节 空调采暖 第五节 通风采光系统 第六节 总图运输
第八章 资源利用与节能措施 第一节 资源利用分析 8.1.1土地资源利用分析 8.1.2水资源利用分析 8.1.3电能源利用分析 第二节 能耗指标及分析
第三节 节能措施分析 8.3.1土地资源节约措施 8.3.2水资源节约措施 8.3.3电能源节约措施 第九章 生态与环境影响分析 第一节 项目自然环境 9.1.1基本概况 9.1.2气候特点 9.1.3矿产资源 第二节 社会环境现状 9.2.1行政划区及人口构成 9.2.2经济建设
第三节 项目主要污染物及污染源分析 9.3.1施工期 9.3.2使用期
第四节 拟采取的环境保护标准 9.4.1国家环保法律法规 9.4.2地方环保法律法规 9.4.3技术规范 第五节 环境保护措施 9.5.1施工期污染减缓措施 9.5.2使用期污染减缓措施
9.5.3其它污染控制和环境管理措施 第六节 环境影响结论
第十章 煅烧炉超低排放改造工程项目劳动安全卫生及消防 第一节 劳动保护与安全卫生 10.1.1安全防护 10.1.2劳动保护 10.1.3安全卫生 第二节 消防
10.2.1建筑防火设计依据 10.2.2总面积布置与建筑消防设计 10.2.3消防给水及灭火设备 10.2.4消防电气 第三节 地震安全
第十一章 组织机构与人力资源配置 第一节 组织机构
11.1.1组织机构设置因素分析 11.1.2项目组织管理模式 11.1.3组织机构图 第二节 人员配置
11.2.1人力资源配置因素分析 11.2.2生产班制 11.2.3劳动定员
表11-1劳动定员一览表 11.2.4职工工资及福利成本分析 表11-2工资及福利估算表 第三节 人员来源与培训
第十二章 煅烧炉超低排放改造工程项目招投标方式及内容 第十三章 煅烧炉超低排放改造工程项目实施进度方案 第一节 煅烧炉超低排放改造工程项目工程总进度 第二节 煅烧炉超低排放改造工程项目实施进度表 第十四章 投资估算与资金筹措 第一节 投资估算依据
第二节 煅烧炉超低排放改造工程项目总投资估算
表14-1煅烧炉超低排放改造工程项目总投资估算表单位：万元 第三节 建设投资估算
表14-2建设投资估算表单位：万元 第四节 基础建设投资估算
表14-3基建总投资估算表单位：万元 第五节 设备投资估算
表14-4设备总投资估算单位：万元 第六节 流动资金估算
表14-5计算期内流动资金估算表单位：万元 第七节 资金筹措 第八节 资产形成
第十五章 财务分析 第一节 基础数据与参数选取
第二节 营业收入、经营税金及附加估算
表15-1营业收入、营业税金及附加估算表单位：万元 第三节 总成本费用估算
表15-2总成本费用估算表单位：万元 第四节 利润、利润分配及纳税总额预测
表15-3利润、利润分配及纳税总额估算表单位：万元 第五节 现金流量预测 表15-4现金流量表单位:万元 第六节 赢利能力分析 15.6.1动态盈利能力分析 16.6.2静态盈利能力分析 第七节 盈亏平衡分析 第八节 财务评价 表15-5财务指标汇总表
第十六章 煅烧炉超低排放改造工程项目风险分析 第一节 风险影响因素 16.1.1可能面临的风险因素 16.1.2主要风险因素识别 第二节 风险影响程度及规避措施 16.2.1风险影响程度评价
16.2.2风险规避措施 第十七章 结论与建议
第一节 煅烧炉超低排放改造工程项目结论 第二节 煅烧炉超低排放改造工程项目建议
第五篇：钢铁公司超低排放标准及方案2018
河北省钢铁、焦化、火力电厂深度减排攻坚方案
河北省钢铁行业超低排放改造验收参照标准
（验收标准）
一、超低排放改造标准
炼铁厂烧结机机头（球团焙烧）烟气颗粒物、二氧化硫、氮氧化物小时均值排放浓度分别参照不高于10mg/Nm3、35mg/Nm3、50mg/Nm3，其他工序颗粒物、二氧化硫、氮氧化物小时均值排放浓度分别参照不高于10mg/Nm3、35mg/Nm3、150mg/Nm3进行改造。铁矿采选、铸造企业烧结和高炉工序超低排放改造按照生态环境部相关要求执行。在评估周期内，至少95%以上小时均值排放浓度满足上述要求，方可认定为达到超低排放水平。
二、烧结厂石膏雨及有色烟羽治理标准及规范 炼铁厂烧结机（含球团焙烧）烟气采取降温冷凝的，夏季（4月-10月）参照烟温降低8%以上，含湿量降低15%以上；冬季（11月-次年3月）参照烟温降低15%以上，含湿量降低30%以上。
注：排放烟气烟温降幅=[（改造装置入口温度-出口温度）/入口温度]×100% 排放烟气含湿量降幅=[（改造装置入口含湿度-出口含湿 量）/入口含湿量]×100%
三、炼铁长供料料场扬尘防治标准
1、铁精矿等原料储存场，煤、焦粉等燃料储存场，石灰（石）等辅料储存场，采用封闭料场（仓、棚、库），并采取雾炮喷淋（白灰除外）、清扫、吸尘等抑尘措施。
2、料场路面硬化无破损，出口配备车轮和车身清洗装置，或采取其他控制措施。
四、无组织排放治理标准
1、炼铁厂区内铁精矿、烧结矿、块矿等大宗物料及煤、焦粉等燃料采用封闭通廊或管状带式输送机等封闭式输送装置。
2、需用车辆运输的石灰等粉料采取吸排罐车等密闭输送方式；需用车辆运输的焦粉、煤粉等粉料，采取密闭措施；返矿、返焦采取密闭皮带输送装置。
3、禁止汽车、装载机露天装卸及倒运物料，汽车、火车卸料点设置集气罩、皮带输送机卸料点设置密闭罩，并配备除尘设施。
4、除尘器设置密闭灰仓并及时卸灰，采用真空罐车、气力输送等方式运输除尘灰，保证除尘灰不落地。
5、炼钢车间设置屋顶罩，不应有可见烟尘外逸。铸铁机浇注工位设置集气罩，并配备除尘设施。高炉干渣堆积处 设置抑尘措施。各工序其他产尘点设置集气罩并配备有效除尘设施。烧结、球团竖炉、炼钢、轧钢等主要生产车间以及高炉出铁场、钢渣处理设施应密闭，对焦炉炉体在确保安全的前提下实施封闭。
6、企业主要生产物料和产品通过铁路、管道或管状带式输送机等清洁方式运输的比例达到80%以上。不具备条件的，可采用新能源汽车或达到国六排放标准的汽车运输。
五、清洁生产标准
烧结（球团）工序颗粒物、二氧化硫、氮氧化物分别不高于0.16kg/t、0.4kg/t、0.5kg/t；高炉炼铁工序颗粒物、二氧化硫、氮氧化物分别不高于0.1kg/t、0.02kg/t、0.2kg/t；炼钢工序颗粒物不高于0.06kg/t；热轧工序颗粒物、二氧化硫、氮氧化物分别不高于0.02kg/t、0.04kg/t、0.13kg/t；冷轧工序颗粒物、氯化氢、氮氧化物分别不高于0.043kg/t、0.0017kg/t、0.079kg/t。
六、污染源在线监测标准
严格按照《污染源自动监控管理办法》、《固定污染源烟气排放连续监测技术规范》等规定，安装或改造烟气排放连续监测系统，增设DCS系统，对烟尘、二氧化硫、氮氧化物等污染物浓度及氧含量、流速等参数进行监测,中控数据保存一年以上，并与当地环境保护主管部门实时传输数据,满足数据传输有效率要求。厂区建有监控汽车运输的门禁系统和视频监控系统，至少安装一套PM10空气质量在线监测系统。料场出入口、烧结环冷区域、高炉矿槽区域、炼钢区域等易产尘点，安装视频监控。采取烟温控制的，在“控白”装置前、后安装烟气温度和湿度自动检测系统，在线监控排放烟气温度和含湿量。自行或委托有资质的机构在全面测试烟气流速、污染物分布状况的基础上确定最具代表性的监测位点，并予以固定。
七、其他
1.所有排气筒高度应不低于15米。
2.二噁英类、氟化物、铅及其化合物、挥发性有机物等其他大气污染物及无组织排放浓度应满足河北省《钢铁工业大气污染物排放标准》（DB13/2169—2015）要求。
3.按照要求规范排污口，设置明显标识，注明排污口编号、污染物排放种类、排放浓度等相关信息。
4.实施高炉冲渣乏汽“消白”项目，减少蒸汽排放，有效回收热能。
5.各钢铁企业在厂区门口或明显位置设置电子显示屏，主动分开主要污染物排放信息。附件
河北省关于焦化行业超低排放改造验收参照标
准
一、超低排放改造标准。焦炉烟囱、燃用焦炉煤气的粗苯管式炉、氨分解炉等烟气中颗粒物、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别参照不高于10mg/Nm3、30mg/Nm3、100mg/Nm3，焦炉装煤颗粒物、二氧化硫排放浓度分别参照不高于10mg/Nm3、50mg/Nm3，精煤破碎、焦炭破碎、筛分及转运、推焦、硫铵结晶干燥工序颗粒物排放浓度参照不高于10mg/Nm3，干熄焦颗粒物、二氧化硫排放浓度分别参照不高于10mg/Nm3、50mg/Nm3。其他工序污染物排放于2019年10月1日起执行《炼焦化学工业污染物排放标准》（GB16171-2012）特别排放限值。生态环境部有更严要求按其规定执行。在评估周期内，至少95%以上小时均值排放浓度满足上述要求，方可认定为达到超低排放水平。
二、石膏雨和有色烟羽治理要求。采取烟温控制等有效措施进一步减少焦炉烟气中的可凝结颗粒物。鼓励采取降温冷凝方法减少污染物排放、石膏雨和有色烟羽。
三、料场扬尘防治标准
煤场采用全封闭煤场或大型筒仓，并配备移动式或固定 式喷水抑尘装置；煤场路面硬化。原料场出口配备车轮清洗、车身清洁或其他控制措施。
四、无组织排放治理标准
1、运输系统
炼焦煤、焦炭等大宗物料采取封闭通廊、管状带式输送机等密闭输送装置。破、粉碎机进、出料口处设置密闭罩，并配备除尘设施。除尘装置设置密闭灰仓并及时卸灰，采用真空罐车或气力输送等方式运输，实现煤尘和焦尘不落地。企业主要生产物料和产品通过铁路、管道或管状带式输送机等清洁方式运输的比例达到80%以上。不具备条件的，可采用新能源汽车或达到国六排放标准的汽车运输。
2、装煤出焦
焦炉炉盖采用密封结构，装煤后用泥浆密封；装煤过程采用良好密闭的导烟设施或除尘系统。干熄炉顶的装入装置、预存室事故放散口、预存室压力自动调节放散口和干熄炉底的排出装置、运焦带式输送机受料点等产尘点设置集气罩，并配备除尘设施。筛焦楼、贮焦槽及转运站设置集气罩，并配备除尘设施。焦炉装煤、出焦除尘系统采用除尘地面站。
3、焦炉炉体
上升管盖、桥管与阀体承插采用水封装置；上升管根部采用铸铁底座，耐火石棉绳填塞，泥浆封闭；焦炉炉门采用弹簧炉门、厚炉门板、大保护板。正常炭化期间，大、小炉门应密封、不冒烟。常规焦炉、热回收焦炉设置炉头烟捕集系统。
4、化产
化工物料罐、槽的排放气体应收集至煤气系统回收，或净化设施。建立泄露与检测修复（LDAR）制度，加强开停车、检（维）修、生产异常等非正常工况污染控制，减少颗粒物、VOCs无组织排放。
五、清洁生产标准
新建焦化项目烟粉尘、二氧化硫、氮氧化物、BaP排放量分别不高于0.017kg/t、0.071kg/t、0.265kg/t、0.027g/t。现有焦化项目烟粉尘、二氧化硫、氮氧化物、BaP排放量分别不高于0.028kg/t、0.089kg/t、0.307kg/t、0.09g/t。
六、其他
1、严格按照《污染源自动监控管理办法》、《固定污染源烟气排放连续监测技术规范》等规定，在环保设施入口和总排口安装或改造烟气排放连续监测系统，对烟尘、二氧化硫、氮氧化物等污染物浓度及氧含量、流速等参数进行监测，并与当地环境保护主管部门实时传输数据,满足数据传输有效率要求。厂区建设监控汽车运输的门禁系统和视频监控系统，至少安装一套PM10空气质量在线监测系统。料场出入口、焦炉炉体等易产尘点，安装视频监控。“控白”装置前、后安装烟气温度和湿度自动检测系统，在线监控排放烟气温度和含湿量。自行或委托有资质的机构在全面测试烟气流速、污染物分布状况的基础上确定最具代表性的监测位点，并予以固定。
2、按照要求规范排污口，设置明显标识，注明排污口 编号、污染物排放种类、排放浓度等相关信息。
3、焦化企业设立主要污染物排放情况实时电子显示屏，向社会公开污染物排放信息。附件3
河北省燃煤电厂深度减排验收参照标准
一、燃煤电厂锅炉深度减排验收标准。电厂燃煤锅炉（除层燃炉、抛煤机炉外）在基准氧含量6%的条件下，颗粒物、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别参照不高于5mg/Nm3、25mg/Nm3、30mg/Nm3（W型火焰炉膛燃煤发电锅炉氮氧化物排放浓度不高于50mg/Nm3）。在评估周期内，至少95%以上小时均值排放浓度满足上述要求，方可认定为达到超低排放水平。
二、石膏雨和有色烟羽治理要求
1、燃煤电厂应采取相技术降低烟气排放温度和含湿量，通过收集烟气中过饱和水蒸汽中水分，减少烟气中可溶性盐、硫酸雾、有机物等可凝结颗粒物的排放。
2、燃煤电厂锅炉烟气采取烟温控制及其他有效措施，基本消除石膏雨和有色烟羽现象。烟温控制采取降温冷凝方法的，正常工况下，夏季（4-10月）冷凝后烟温达到48℃以下，烟气含湿量11.0%以下；冬季（11月-次年3月）冷凝后烟温达45℃以下，烟气含湿量9.5%以下。采取其他方法的，由各市环境保护主管部门确定验收标准。
3、鼓励燃煤发电企业利用回收余热或其他方式对烟气 再加热，以提高排烟温度，抬升排烟高度，尽量减少石膏雨和有色烟羽。
三、料场等无组织排放扬尘防治标准
燃煤电厂路面硬化。料场出口配备车轮清洗、车身清洁或其他控制措施。煤粉储存入棚或入仓，棚内设有喷淋装置和防雨天窗，在物料装卸时洒水降尘；其他原辅料入棚，禁止露天堆放；炉渣、粉煤灰分别建有专门的炉渣仓、粉煤灰库存储。企业主要生产物料和产品通过铁路、管道或管状带式输送机等清洁方式运输的比例达到80%以上。不具备条件的，可采用新能源汽车或达到国六排放标准的汽车运输。
四、其他
1、严格按照《污染源自动监控管理办法》、《固定污染源烟气排放连续监测技术规范》等规定，安装或改造烟气排放连续监测系统，对烟尘、二氧化硫、氮氧化物等污染物浓度及氧含量、流速等参数进行监测,并与当地环境保护主管部门实时传输数据,满足数据传输有效率要求。厂区建设监控汽车运输的门禁系统和视频监控系统，至少安装一套PM10空气质量在线监测系统。采取烟温控制的燃煤电厂石膏雨和有色烟羽治理装置后安装烟气温度和湿度自动检测系统，在线监控排放烟气温度和含湿量。自行或委托有资质的机构在全面测试烟气流速、污染物分布状况的基础上确定最具代表性的监测位点，并予以固定。
2、按照要求规范化排污口，设置明显标识，注明排污 口编号、污染物排放种类、排放浓度等相关信息。
3、设立主要污染物排放情况实时电子显示屏，向社会公开污染物排放等信息。
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