燃煤電廠超低排放技術綜述

趙金龍，胡達清，單新宇，劉海蛟

（浙江天地環保工程有限公司，杭州310003）

我國能源供給以煤炭為主，能源清潔化和環境保護壓力巨大，“清潔高效發展煤電”成為國家能源發展戰略行動計劃的主要任務之一［1］。2013年9月，國務院印發《大氣污染防治行動計劃》，明確提出大氣可吸入顆粒物（PM10）、細顆粒物（PM2.5）治理目標，相關部委和地方政府大氣環境質量提升的壓力日益增大，紛紛發布相關政策文件［2-7］，鼓勵燃煤電廠實現煙氣清潔排放，推進實施新一輪脫硫脫硝及除塵改造。在現行《火電廠大氣污染物排放標準》（GB 13223—2011）特別排放限值的基礎上，提出燃煤機組達到天然氣燃氣輪機組排放限值標準，即在基準氧含量6%條件下，煙塵排放濃度不大于5mg／m3（或10mg／m3）、二氧化硫排放濃度不大于35mg／m3、氮氧化物排放濃度不大于50mg／m3，稱之為“超低排放”、“清潔排放”、“超潔凈排放”或“近零排放”等。國家和部分地方燃煤電廠大氣污染物排放限值如表1所示。

要達到超低排放要求，需要集成各種先進高效的除塵、脫硫、脫硝技術，優化工藝流程，充分發揮其協同脫除功效，我們將煙塵、二氧化硫和氮氧化物等多種污染物高效協同脫除集成技術稱為超低排放技術。

1 高效除塵技術

我國燃煤電廠除塵器以電除塵器為主，隨著環保要求的不斷趨嚴，除塵效率要求越來越高，除了增加電場數量，各種高效電除塵技術得到了越來越多的應用，同時，采用布袋除塵器和電袋復合除塵器的比例也逐步提高，電除塵器機組容量占比已從2009年的95%以上降至2013年的79.9%［8，9］。

表1 國家和部分地方燃煤電廠大氣污染物排放限值

面對超低排放要求，要達到煙塵排放小于10 mg／m3或5mg／m3，對于現役電除塵器機組，需要對原電除塵器進行提效改造，同時提高濕法脫硫裝置的協同除塵效率，必要時，在濕法脫硫裝置后增設濕式電除塵器。

1.1 干式電除塵器提效技術

干式電除塵器具有處理煙氣量大、除塵效率高、適應范圍廣、設備阻力低、使用簡單可靠、運行維護費用低且無二次污染等優點，存在的問題主要有：高比電阻粉塵易產生反電暈、振打清灰會引起二次揚塵、對粒徑小于2.5μm甚至亞微米級的超細顆粒捕獲率低等。目前，比較成熟的電除塵器提效技術主要有：

（1）煙氣調質技術

煙氣調質技術是通過添加調質劑調整煙氣或粉塵的組分及一些特性參數，使之易于被電除塵器捕集，以提高電除塵器效率，降低粉塵排放。常用的有SO3、NH3、H2O等，調質劑的選擇主要考慮煤種成分（灰分、硫分等）、飛灰成分（硅鋁、堿金屬和碳含量等）、比電阻、煙氣溫度等因素。

對于低硫煤、高比電阻粉塵，三氧化硫煙氣調質技術在國內外得到了成功應用［10，11］，技術成熟，其主要工藝流程和工作機理為：以固態硫磺為原料，通過蒸汽加熱將其熔化，送入燃硫爐燃燒生成SO2，然后將SO2催化氧化成SO3，將SO3與空氣的高溫混和氣體噴射到電除塵器的入口，SO3與煙氣中的水汽結合生成硫酸氣溶膠，吸附在粉塵表面形成一個低電阻導電通道，致使粉塵顆粒的比電阻下降，荷電性能提高，易于被電除塵器收集。調整SO3的噴射量，可以將粉塵比電阻調節到適合該電除塵器的理想范圍。

氨法煙氣調質技術主要在印度得到了較多的應用［12］，印度煤種具有發熱量低、灰分高（35%～45%）、硫分低（小于0.4%）、粉塵呈酸性偏中性、濕度大、比電阻高等特點。氨法煙氣調質技術機理復雜，尚未完全研究清楚，試驗與工程實踐證明其不僅能調節粉塵比電阻，還可以提高粉塵黏附性，調節煙氣酸度。其工藝流程類似于SCR的還原劑系統，液氨儲罐里出來的液氨經蒸發器轉化成氣態，與稀釋空氣混合，通過均勻布置在煙道上的噴嘴噴入電除塵器的入口。

（2）高頻開關電源技術

利用高頻開關技術的高頻高壓電源是新一代的電除塵器供電電源，其脈沖高度、寬度及頻率均可以調整，能提供具有從接近純直流到脈動幅度很大的各種電壓波形，控制方式靈活，可針對特定工況為電除塵器提供最合適的電壓波形［13］。

電除塵器運行過程中，除塵效率與電暈功率有著直接的關系。與工頻電源相比，高頻開關電源可以提供幾乎無波動的直流輸出，這使得電除塵器能夠以次火花發生點電壓運行，有利于提高電除塵器的供電電壓和電流，增大電暈功率，增加電場內粉塵的荷電能力，克服反電暈，其恒流特性可以迅速地熄滅火花并快速恢復電場能量，從而提高除塵效率。

（3）移動電極技術

移動電極（或稱“旋轉電極”）技術是采用可移動的收塵極板和旋轉的刷子來構成移動電極電場，粉塵在被收集到收塵極板上尚未達到形成反電暈的厚度時，就隨移動電極一起轉移到沒有煙氣通過的灰斗內，被旋轉的刷子徹底清除，使收塵極板保持清潔狀態。移動電極技術能有效消除高比電阻粉塵的反電暈現象，避免傳統振打清灰造成的二次飛揚，提高除塵效率。

移動電極式電除塵器通常由位于煙氣上游的常規固定電極電場和位于下游的一個移動電極電場組成，固定電極電場去除易于收集的粉塵，移動電極電場用于收集高比電阻、超細、高粘性的粉塵［14］。移動電極式電除塵器出口煙塵排放濃度可以穩定在30mg／Nm3以下［7］。

（4）低低溫電除塵技術

低低溫電除塵技術［15，16］通過在電除塵器上游設置煙氣冷卻器，將電除塵器入口煙氣溫度降至酸露點溫度以下，一般在90℃左右，當煙氣溫度降低時，粉塵比電阻會隨之降低，而降至酸露點溫度以下時，煙氣中的SO3冷凝成硫酸液滴，吸附于粉塵上，使粉塵比電阻進一步降低，有效防止電除塵器發生電暈，使除塵器性能提高，同時粉塵中的堿性物質可以中和硫酸液滴，從而使大部分的SO3可以隨粉塵一起去除。另外，隨著煙氣溫度降低，電場擊穿電壓將上升，也可以使除塵器性能提高。再者，煙氣溫度降低后煙氣體積縮小，相應的比集塵面積增大，同時煙氣流速減小，煙氣在電除塵器內的停留時間增加，使得電除塵器可以更有效地對煙塵進行捕獲，達到更高的除塵效率。

煙氣冷卻器一般采用管式換熱器，回收的熱量用于脫硫塔出口煙氣的再加熱，使煙氣溫度抬升到酸露點以上，避免下游設備的腐蝕，換熱采用的媒介是水。對于采用濕煙囪的機組，回收的煙氣熱量可用于凝結水加熱或采暖供熱系統。

由于進入電除塵器的煙氣溫度下降，灰流動性差，為了防堵防腐，需要對常規電除塵器進行相關改造，在電除塵器的灰斗和絕緣子上裝輔助加熱設備，同時在容易引起漏風又無法做保溫的地方采用不銹鋼材料進行防腐。

（5）預荷電凝聚技術

預荷電凝聚技術是將預荷電凝聚裝置置于電除塵器捕集區前端煙氣流速較高的煙道內，利用煙道中的高流速，在煙道中產生高濃度的等離子體，讓粉塵充分荷電，增加微細顆粒電凝聚作用，從而可以提高電除塵器的除塵效率，特別是對微細顆粒的捕獲率［17，18］。

1.2 袋式除塵技術

袋式除塵器利用纖維濾料制作的袋狀過濾元件來捕集煙氣中的粉塵，影響其除塵效率的關鍵是濾料性能和清灰方式。袋式除塵器除塵效率高，對粉塵特性不敏感，不受比電阻的影響，特別是對于亞微米級的粉塵有很好的收集效果，但本體阻力比電除塵器高，濾袋的使用壽命影響運行成本。袋式除塵器出口煙氣含塵濃度一般可以長期穩定在20mg／Nm3以下［7］。

1.3 電袋復合除塵技術

電袋復合除塵器是靜電除塵和過濾除塵機理有機結合的一種復合除塵器，綜合了電除塵器和袋式除塵器的優點。目前，國內一般采用“前電后袋”串聯式一體化結構，通過前級電場使粉塵預荷電并收集下大部分粉塵，而剩下的比電阻比較高、顆粒比較細而難以捕集的粉塵進入后級濾袋區，可以發揮布袋除塵器對細微粉塵的高效捕集特點，而前級電場的預除塵作用和荷電作用提高了后級濾袋區的過濾性能，使得過濾阻力大大降低，清灰周期也大大延長。目前的國家標準要求電袋復合除塵器出口煙氣含塵濃度低于30mg／m3［19］，一般可以長期穩定在20mg／Nm3以下［7］。

1.4 濕法脫硫裝置協同除塵提效技術

濕法脫硫由于采用漿液洗滌的氣液接觸方式，因此具有明顯的協同除塵效果，以前國內一般按50%的除塵效率考慮，除霧器出口霧滴含量保證值按75mg／m3考慮。日本燃煤電廠的工程應用經驗表明，煙氣協同控制技術路線中，濕法脫硫裝置的綜合除塵效率可達70%～90%［16］。

提高濕法脫硫裝置協同除塵效率的措施主要包括：選擇合適的吸收塔流速與液氣比等參數；優化塔內氣流分布及噴淋層設計，增設噴淋增效環避免煙氣從塔壁邊緣噴淋覆蓋率低的區域逃逸；采用高霧化性能的噴嘴，降低漿液液滴直徑；采用高性能的除霧器和增加煙道除霧器，要求除霧器出口霧滴含量保證值小于40mg／m3。

2.5 濕式電除塵技術

濕式電除塵器的工作原理［7，16，20］與干式電除塵器類似，在濕式電除塵器中，水霧使粉塵凝并，并與粉塵在電場中一起荷電，一起被收集，收集到極板上的水霧形成水膜，水膜使極板清灰，保持極板潔凈，采用水流沖洗，沒有振打裝置，不會產生二次揚塵。同時由于煙氣溫度降低及含濕量增高，粉塵比電阻大幅度下降，可有效收集微細顆粒物（PM2.5粉塵、SO3酸霧、氣溶膠）、重金屬（Hg、As、Se、Pb、Cr）、有機污染物（多環芳烴、二噁英）等。因此濕式電除塵器在燃煤電廠可作為大氣污染物綜合治理的終端設備，布置在濕法脫硫裝置后面，除塵效率可達到70%～80%，同時解決濕法脫硫帶來的石膏雨、藍煙問題，緩解下游煙道、煙囪的腐蝕，節約防腐成本。

濕式電除塵器從結構上可分為管式和板式兩種基本型式，管式只用于垂直煙氣流向，板式則既有水平煙氣流向也有垂直煙氣流向；從陽極材料上可分為金屬極板和非金屬極板2類，非金屬極板較典型的有導電玻璃鋼及柔性纖維織物2種；從布置形式上可分為臥式（水平式）和立式（垂直式），立式的可以裝在脫硫吸收塔頂部。

2 高效脫硫技術

濕法脫硫技術是目前世界上最為成熟、應用最多的脫硫工藝，脫硫效率可達到99%。根據中國電力企業聯合會的統計［9］，截至2013年底，我國已投運燃煤電廠煙氣脫硫機組占現役燃煤機組容量的91.6%，其中采用石灰石—石膏濕法工藝的占92.3%（含電石渣法等）、海水法占2.8%、氨法占1.9%，可見我國燃煤電廠普遍采用濕法脫硫裝置，這為脫硫提效改造創造了有利條件。

現有的石灰石—石膏濕法脫硫裝置基于以往的排放標準，一般按90%～95%的脫硫效率設計，為了達到超低排放二氧化硫排放濃度小于35mg／m3的要求，需要將脫硫效率提高到98%以上。這就需要從影響脫硫效率的各個因素著手，最大限度地提高石灰石—石膏濕法脫硫裝置的效率，主要有石灰石品質、液氣比、鈣硫比、漿液pH值、氧硫比、氣液分布和傳質情況等因素。其中強化氣液傳質效果和改變漿液pH值是提高SO2的吸收效率的主要措施。

2.1 提升石灰石品質

對于石灰石品質的要求總體上包括純度、活性、細度、硬度等方面。選用純度和活性高、硬度低的石灰石，磨制得細一些，參與反應的質量比表面積就越大，脫硫反應速率也越快，可以提高石灰石的利用率和脫硫效率，減少雜質造成的各種不利影響，保證系統運行的安全穩定性，同時也有利于脫硫副產品（石膏）的綜合利用［21］。針對超低排放要求，通常要求石灰石純度高于90%，石灰石顆粒通過325目篩（44μm）的過篩率達到90%～95%，而且石灰石純度越低越需要磨細。石灰石硬度越低越容易磨細，所需能耗也越小。

2.2 強化氣液傳質效果

對于氣液逆向噴淋吸收塔，塔內氣液接觸面積、接觸時間和氣液分布的均勻性直接影響氣液傳質效果，從而影響脫硫效率。針對超低排放要求，需要提高液氣比，同時應用各種高效的氣液分布裝置來強化氣液傳質效果，提高脫硫效率。

（1）提高液氣比（L／G）

提高液氣比相當于增大了吸收塔內的漿液噴淋密度，從而增大了氣液傳質表面積，強化了氣液兩相間的傳質，有利于SO2的吸收，提高脫硫效率。對于現役機組來說，主要是增加循環漿液量，需要對循環漿液泵和噴淋層進行相關改造，必要時還需對吸收塔漿池和氧化風系統進行擴容改造。

（2）噴淋增效環技術

吸收塔噴淋層邊緣的噴淋覆蓋率低于中心區域，噴淋漿液分布通常為中間密周邊薄，周邊相應的阻力較低，使煙氣容易從該區域逃逸，造成煙氣旁路，另外，噴到塔壁的漿液順著塔壁向下流，與煙氣不能發生充分接觸，從而影響系統的脫硫效率和除塵效率。因此，國內外多家公司開發了多種結構型式的噴淋增效環［21-25］，可以根據需要在噴淋層下方塔壁設置一層或多層增效環，將煙氣導向噴淋中心區域，同時收集塔壁漿液進行重新分布，改善塔壁區域的氣液傳質狀況，有效提高脫硫和除塵效率。

（3）托盤／雙托盤技術

美國巴威公司的多孔托盤技術有利于煙氣均布和增加氣液接觸時間，可以在相對較低的液氣比時達到較高的脫硫效率。托盤比噴淋層提供了更有效的煙氣和漿液接觸方式，采用雙托盤能二次強化氣液接觸，進一步提高脫硫效率。對于現役噴淋空塔和托盤塔，采用托盤／雙托盤進行提效改造具有改造工作量小、投資省等優點。

（4）旋匯耦合技術

由北京國電清新環保技術有限公司開發的旋匯耦合技術基于多相紊流摻混的強傳質機理和氣體動力學原理［26］，通過特制的旋匯耦合裝置產生氣液旋轉翻覆的湍流空間，氣液固三相充分接觸，強化傳質過程，從而達到高效脫硫除塵的目的。

2.3 調整pH值

吸收塔漿液的pH值是系統運行的重要參數，對脫硫效率、亞硫酸鈣的氧化率、石灰石的利用率和系統結垢都有影響。漿液的pH值高，有利于堿性液體與酸性氣體之間的化學反應，SO2的吸收速度就快，對脫除SO2有利；但會對亞硫酸鈣的氧化和石灰石的溶解起抑制作用，影響脫硫石膏的品質和石灰石的利用，同時容易產生系統結垢和堵塞現象。因此，理想的狀況是pH值可分區調控，在吸收區域，漿液的pH值高一些，而在氧化結晶區域，漿液的值低一些。

（1）雙循環技術

雙循環技術將吸收塔循環漿液分為兩個獨立的反應罐、形成兩個在不同pH值下運行的循環回路，使脫硫反應在較為理想的條件下進行。可采用單塔雙循環或雙塔雙循環。

單塔雙循環［27］的吸收塔包括上回路、下回路兩個吸收塔噴淋系統，每個回路系統有相對獨立的噴淋層、漿液循環泵和漿液循環箱，兩個漿液循環箱之間有連接管道連通；上回路漿液循環箱置于吸收塔外，下部管道連接上回路環漿液循環泵，并與吸收塔內部的上回路噴淋層連通，吸收塔中部的上回路漿液收集盤置于上回路噴淋層下方，并由底部管道與上回路漿液循環箱連通；下回路漿液循環箱置于吸收塔內的底部，下回路噴淋層置于上回路漿液收集盤下方。煙氣先與下回路噴淋層噴出的漿液接觸反應，同時冷卻降溫，然后往上和上回路噴淋層噴淋下來的漿液進一步接觸反應。石灰石漿液被輸送到上回路漿液循環箱中，上回路循環的pH值高，有利于吸收酸性的SO2氣體，提高脫硫反應的速度和效率；下回路循環的pH值低，有利于石灰石顆粒的溶解和亞硫酸鈣的氧化，提高了石灰石的利用率和石膏品質，石膏從下回路漿液循環箱中排出。

雙塔雙循環的一級、二級串聯吸收塔分別對應于單塔雙循環的下回路和上回路，利用雙塔雙循環技術進行現役機組的增容改造可以充分利用原有脫硫設備設施。

（2）單塔雙區技術

在吸收塔漿池中設置分區調節器和射流攪拌系統，通過兩者的相互配合，使得調節器上部漿液pH值維持在較低值，而下部漿液pH值維持在較高值，分別滿足氧化和吸收所需，實現“雙區”運行目的，從而提高脫硫系統的脫除效率和氧化效果［28］。

2.4 脫硫增效添加劑

脫硫增效添加劑［21，29］的組分主要有硫酸鎂、碳酸鈉、硫酸錳等無機化合物和己二酸、二鹽基酸（DBA）、苯甲酸等有機酸，具有表面活化、催化氧化和緩沖漿液pH值等多種作用。向吸收塔漿液中添加脫硫增效劑，可改變漿液離子平衡，加速石灰石和SO2的溶解，有效地提高石灰石的活性，同時改變固液界面濕潤性，降低固相和液相之間的液膜阻力，加快氣膜和液膜之間的傳質過程，提高界面傳質效率，從而顯著提高脫硫率。催化氧化作用可促進反應漿液中的氧化反應，提高硫酸鈣的氧化速度與石膏的結晶度。脫硫增效添加劑的加入，還可起到阻垢、防腐、緩蝕等作用。

3 高效脫硝技術

我國燃煤電廠氮氧化物控制采用燃燒控制技術和煙氣脫硝技術相結合的綜合防治措施［30］，低氮燃燒技術作為燃煤電廠氮氧化物控制的首選技術，主要有低氮燃燒器、空氣分級燃燒技術和燃料分級燃燒技術等，煙氣脫硝技術有選擇性非催化還原法（SNCR）、選擇性催化還原法（SCR）和SNCR-SCR聯合法，以高效的SCR為主。

“十二五”是我國燃煤電廠脫硝改造的高峰期，截至2013年底，煤電脫硝比例達到54%［9］，基本上都采用了布置于省煤器與空預器之間的SCR脫硝裝置。但現有脫硝裝置大多數是按氮氧化物排放濃度不大于100mg／m3或200mg／m3的標準設計的，要達到不大于50mg／m3的超低排放標準，需要進一步脫硝提效改造。

3.1 高效低氮燃燒技術

高效低氮燃燒技術將煤質、制粉系統、燃燒器、二次風及燃盡風等作為一個整體考慮，以低氮燃燒器與空氣分級為核心，在爐內組織適宜的燃燒溫度、氣氛與停留時間，形成早期的、強烈的、煤粉快速著火、欠氧燃燒，利用燃燒過程產生的氨基中間產物來抑制或還原已經生成的氮氧化物（NOx）。在降低NOx的同時，還需保證鍋爐燃燒穩定，且飛灰含碳量不能超標，并兼顧鍋爐防結渣與腐蝕等問題。

采用先進的低氮燃燒器技術，爐膛出口NOx濃度可控制在200mg／m3以下［7］。對于現役機組，通過低氮燃燒改造，爐膛出口的NOx濃度可以控制在300mg／m3以下，為后續的煙氣脫硝改造創造有利條件，降低投資和運行費用。

3.2 SCR脫硝裝置提效

已建的SCR脫硝裝置一般按60%～70%的脫硝效率設計，要達到NOx濃度不大于50mg／m3的超低排放標準，在保證爐膛出口NOx濃度不高于300mg／m3的前提條件下，脫硝效率需達到85%以上，需要進行SCR脫硝裝置提效改造，主要通過增加催化劑用量和采用更加高效的催化劑來實現。

3.3 SNCR-SCR聯合脫硝技術

SNCR脫硝技術是將NH3、尿素等還原劑直接噴入鍋爐爐內高溫區（850～1 100℃）與 NOx進行選擇性反應，不用催化劑，其脫硝效率受鍋爐結構尺寸影響很大，一般用于脫硝效率要求不高于40%的機組［31］。SNCR-SCR聯合脫硝系統的前端是SNCR系統，還原劑在鍋爐爐膛內與NOx反應，后端的SCR系統對煙氣進一步脫硝，使還原劑得到充分利用，克服了SNCR的氨逃逸率高、氨／氮摩爾比高的缺點，提高了系統脫硝效率，同時因鍋爐內已裝有SNCR系統，大幅度降低了SCR裝置入口的NOx濃度，可以減少所需要的SCR反應容積和催化劑用量，降低投資和運行費用。

4 脫硝、除塵與脫硫裝置的協同效應

燃煤電廠超低排放技術在集成高效的除塵、脫硫和脫硝技術的同時，充分發揮各個煙氣污染物脫除裝置的協同效應，在每個裝置脫除其主要目標污染物的同時，協同脫除其他污染物或為下游裝置脫除污染物創造有利條件［19］。

脫硝裝置在實現NOx的高效脫除的同時，把煙氣中的NOx氧化還原為N2和H2O，同時增加了SO3和NH3，使煙氣成份發生變化，能起到一定的煙氣調質作用，可以改善除塵器性能。另外，提高元素態汞的氧化效率，有利于在其后的除塵設備和脫硫設備中對汞進行脫除。當然，為了減少空氣預熱器和電除塵器等設備的腐蝕和粘堵，需要降低SO2／SO3的轉化率和氨逃逸濃度。

低低溫電除塵器和濕式電除塵器可以實現SO3的協同脫除，通過低溫省煤器和管式換熱器可以實現余熱利用或加熱濕法脫硫裝置后的凈煙氣。采用移動電極技術等減少二次揚塵，提高除塵器出口粉塵平均粒徑，可大幅提高濕法脫硫裝置協同除塵效率。電除塵器和布袋除塵器對顆粒態汞都有較好的脫除效果。

濕法脫硫裝置協同除塵和脫汞效果明顯，可以去除煙氣中大部分的氧化汞。

5 工程實施情況

2014年5月30日，浙江浙能嘉華發電有限公司8號機組完成超低排放改造，成為國內首臺投入運行的超低排放示范機組，截至2014年底，全國各地已有二十多套超低排放系統投運，污染物排放監測數據均低于超低排放限值。部分超低排放投運項目的技術路線見表2。

表2 部分已投運的超低排放項目技術路線

實踐證明，集成各種先進高效的除塵、脫硫、脫硝技術，充分發揮其協同脫除功效，燃煤電廠達到天然氣燃氣輪機組排放限值標準在技術和經濟上都是可行的，推動燃煤電廠超低排放改造已成為我國政府持續推進民生改善和社會建設的重要工作，全國各地紛紛出臺燃煤電廠超低排放實施計劃，今后幾年是超低排放改造的高峰。

6 結語

對于燃煤電廠，開發和應用先進高效的除塵、脫硫、脫硝技術，并從多污染物綜合治理的角度出發，充分考慮各種污染物間相互影響，利用現有污染物治理設備的協同效應，對煙塵、二氧化硫、氮氧化物和汞等進行協同治理，是未來煙氣污染治理的主要發展方向。

［1］ 國務院辦公廳.國務院辦公廳關于印發能源發展戰略行動計劃（2014-2020年）的通知（國辦發［2014］31號）［Z］.2014-06-07.

［2］ 浙江省人民政府.浙江省人民政府關于印發浙江省大氣污染防治行動計劃（2013—2017年）的通知（浙政發［2013］59號）［Z］.2013-12-31.

［3］ 馮蕓清.廣州為治大氣污染，投8.1億實施“超潔凈排放”［EB／OL］.（2014-02-24）.http：／／gd.people.com.cn／n／2014／0224／c123932-20638322.html.

［4］ 國家發展改革委，國家能源局，國家環境保護部.關于印發《能源行業加強大氣污染防治工作方案》的通知（發改能源［2014］506號）［Z］.2014-03-24.

［5］ 浙江省經濟和信息化委員會，浙江省環境保護廳.關于印發《浙江省統調燃煤發電機組新一輪脫硫脫硝及除塵改造管理考核辦法》的通知（浙經信電力［2014］349號文）［Z］.2014-07-31.

［6］ 山西省人民政府辦公廳.關于推進全省燃煤發電機組超低排放的實施意見（晉政辦發〔2014〕62號）［Z］.2014-08-08.

［7］ 國家發展改革委，環境保護部，國家能源局.關于印發《煤電節能減排升級與改造行動計劃（2014-2020年）》的通知（發改能源［2014］2093號）［Z］.2014-09-12.

［8］ 中國電力企業聯合會.中國電力行業年度發展報告2010［M］.北京：中國電力出版社，2010.

［9］ 中國電力企業聯合會.中國電力行業年度發展報告2014［M］.北京：中國市場出版社，2014.

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