要依靠科学的、有权威的监测数据实施各项环境执法管理，进一步提高环境管理水平。

对排污企业施压的同时，治理雾霾更应当向地方政府传导压力，而且要传导到最基层。抓住关键少数，建立环境保护党政同责、一岗双责机制，加大生态环境资源离任审计，进一步传导环保压力。

中国13亿人口对环境也存在客观压力。节约用电，下班别忘关电脑。治霾攻坚成功，为背水一战收获经验，收获信心。去年11月份北京的APEC蓝，就是一场治霾攻坚战。国务院发展研究中心资源与环境政策研究所副所长常纪文说，应该纠正治理环境就会导致经济颓废的偏见，治理环境同样可以促进经济发展，可以创造出绿色GDP，打造新的经济增长点，两者之间完全可以是相得益彰、彼此促进的共生关系。

环保和公安联动执法，2014年环保部门向公安机关移送涉嫌犯罪案件2180件，超过2013年3倍。水泥产业带来了显著规模的GDP，也带来了环境污染，石家庄曾连续几年稳坐全国空气质量最差城市头把交椅。如核心技术的消化、复杂多变工况的适应能力;因建设工期紧造成设计投入力度低，缺乏对个案分析，简单套用成功案例;受低价竞争影响，大多按400mg/m3设计，设计裕度小，关键设备、材料的质量达不到工艺要求;系统调试不充分，缺乏优化经验;运行管理水平还达不到主机水平;电煤质量不可控，硫份大多高于设计值等。

对现役的存量机组，要求的排放限值为50~200mg/m3、高硫煤地区为400mg/m3，且于2014年7月1日开始实施。要实现该限值，单靠传统的湿法脱硫技术难于实现，需采用新技术，如已得到应用的单塔双循环、双塔双循环技术，正在开发的活性焦脱硫技术等。NOx排放总量和排放绩效分别由2010年的1055万吨和2.6g/kWh，下降到948万吨和2.4g/kWh(高于美国2010年的249万吨、0.95克/kWh)。(1)低氮燃烧：技术成熟、投资和运行费用低，是控制NOX最经济的手段。

(3)湿式电除尘技术：其工作原理与传统干式电除尘相似，依靠的都是静电力，所不同的是工作环境为一湿一干，其装置通常布置在湿法脱硫设施的尾部。主要是通过降低燃烧温度、减少烟气中氧量等方式减少NOX的生成量(约200~400mg/m3)，但它不利于煤燃烧过程本身，因此低氮燃烧改造应以不降低锅炉效率为前提。

(2)SCR：技术最成熟、应用最广泛的烟气脱硝技术，是控制氮氧化物最根本的措施。通过近10年来对脱硫工艺化学反应过程和工程实践的进一步理解以及设计和运行经验的积累和改善，在脱硫效率、运行可靠性、运行成本等方面有很大的提升，对电厂运行的影响明显下降，运行、维护更为方便。对新建的增量机组，新标准要求SO2排放限值为100mg/m3、重点地区为50mg/m3。由于其处理的是湿法脱硫后的湿烟气，在扩散荷电的作用下，能有效捕集烟气中的细颗粒物及易在大气中转化为PM2.5的前体污染物(SO3、NH3、SO2、NOX)、石膏液滴、酸性气体(SO3、HCL、HF)、重金属汞等，实现烟尘臆10mg/m3及烟气多污染物的深度净化。

目前，正处于高效率、高可靠性、高经济性、资源化、协同控制新技术的研发、示范、推广阶段。为适应新标准要求，更高性能的除尘技术的正处于研发、示范、推广阶段。烟尘排放总量和排放绩效分别由2010年的160万吨和0.50g/kWh，下降到151万吨和0.39g/kWh。目前，国电科学技术研究院已开发了该技术，并建立了300MW、600MW的示范工程。

脱硫脱硝一体化技术：针对我国90%以上燃煤电厂采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺的特征，国电科学技术研究院开展了大型燃煤电站锅炉湿法脱硫脱硝一体化技术与示范研究，旨在石灰石石膏湿法工艺的基础上，耦合研究开发的脱硝液、抑制剂、稳定剂等，在不影响脱硫效率的前提下，实现氮氧化物的联合控制。目前，国电科学技术研究院已完成该技术的实验研究，正在开展热态中间放大试验。

在NH3存在的条件下，用炭基催化剂(活性焦)材料做载体催化还原剂可将NOx还原为N2。SO2排放总量和排放绩效分别由2010年的926万吨和2.70g/kWh，下降到883万吨和2.26g/kWh(低于美国2011年的2.8克/kWh)。

与低氮燃烧相结合可实现100mg/m3及更低的排放要求。(1)电除尘技术：应用广，国际先进，同时涌现了一些改进技术，如高频电源、极配方式的改进、烟尘凝聚技术、烟气调质技术、低低温电除尘技术、移动电极电除尘技术等。其存在的主要问题是空预器堵塞、氨逃逸等。氨逃逸率较高，且随着锅炉容量的增大，其脱硝效率呈下降趋势。控制技术路线及相关技术为有效应对史上最严厉的环保法规，实现烟尘20~30mg/m3、二氧化硫50mg/m3和氮氧化物100mg/m3的排放限值，火电行业已在现役先进的除尘、脱硫和脱硝技术的基础上，积极研发、示范、推广可行的新技术、新工艺和创新技术，并有机结合技术和管理等因素，建设好、运行好烟气治理设施，持续提高火电大气污染物的达标能力。由于脱硫设施十一五期间非常规的井喷式发展，无论是技术本身，还是工程建设、安装调试、运行维护等均需要适合国情的调整、改进和优化过程。

其原理是在催化剂存在的情况下，通过向反应器内喷入脱硝还原剂氨，将NOx还原为N2。(3)脱硝：约90%的机组建设或进行了低氮燃烧改造，脱硝装机容量达2.3亿kW，约占煤电容量28.1%，规划和在建的脱硝装机容量超过5亿千瓦，其中SCR法占99豫以上。

(3)SNCR：在高温条件下(900~1100益)，由尿素氨作为还原剂，将NOx还原成N2和水，脱硝效率为25%耀50%。十二五前2年电力工业在大气污染控制方面迈出新步伐，取得新成就：(1)除尘：99%以上的火电机组建设了高效除尘器，其中电除尘约占90豫，布袋除尘和电袋除尘约占10豫。

此工艺反应温度在300~450益之间，脱硝效率通过调整催化剂层数能稳定达到60~90%要实现该限值，单靠传统的湿法脱硫技术难于实现，需采用新技术，如已得到应用的单塔双循环、双塔双循环技术，正在开发的活性焦脱硫技术等。

炭基催化剂(活性焦)吸附技术：炭基催化剂(活性焦)具有比表面积大、孔结构好、表面基团丰富、原位脱氧能力高，且具有负载性能和还原性能等特点，既可作载体制得高分散的催化体系，又可作还原剂参与反应。(2)SCR：技术最成熟、应用最广泛的烟气脱硝技术，是控制氮氧化物最根本的措施。主要是通过降低燃烧温度、减少烟气中氧量等方式减少NOX的生成量(约200~400mg/m3)，但它不利于煤燃烧过程本身，因此低氮燃烧改造应以不降低锅炉效率为前提。由于其处理的是湿法脱硫后的湿烟气，在扩散荷电的作用下，能有效捕集烟气中的细颗粒物及易在大气中转化为PM2.5的前体污染物(SO3、NH3、SO2、NOX)、石膏液滴、酸性气体(SO3、HCL、HF)、重金属汞等，实现烟尘臆10mg/m3及烟气多污染物的深度净化。

由于脱硫设施十一五期间非常规的井喷式发展，无论是技术本身，还是工程建设、安装调试、运行维护等均需要适合国情的调整、改进和优化过程。1.氮氧化物控制技术火电行业形成了以低氮燃烧和烟气脱硝相结合的技术路线。

(1)低氮燃烧：技术成熟、投资和运行费用低，是控制NOX最经济的手段。NOx排放总量和排放绩效分别由2010年的1055万吨和2.6g/kWh，下降到948万吨和2.4g/kWh(高于美国2010年的249万吨、0.95克/kWh)。

控制技术路线及相关技术为有效应对史上最严厉的环保法规，实现烟尘20~30mg/m3、二氧化硫50mg/m3和氮氧化物100mg/m3的排放限值，火电行业已在现役先进的除尘、脱硫和脱硝技术的基础上，积极研发、示范、推广可行的新技术、新工艺和创新技术，并有机结合技术和管理等因素，建设好、运行好烟气治理设施，持续提高火电大气污染物的达标能力。如核心技术的消化、复杂多变工况的适应能力;因建设工期紧造成设计投入力度低，缺乏对个案分析，简单套用成功案例;受低价竞争影响，大多按400mg/m3设计，设计裕度小，关键设备、材料的质量达不到工艺要求;系统调试不充分，缺乏优化经验;运行管理水平还达不到主机水平;电煤质量不可控，硫份大多高于设计值等。

(1)电除尘技术：应用广，国际先进，同时涌现了一些改进技术，如高频电源、极配方式的改进、烟尘凝聚技术、烟气调质技术、低低温电除尘技术、移动电极电除尘技术等。对新建的增量机组，新标准要求SO2排放限值为100mg/m3、重点地区为50mg/m3。目前，国电科学技术研究院已开发了该技术，并建立了300MW、600MW的示范工程。脱硫脱硝一体化技术：针对我国90%以上燃煤电厂采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺的特征，国电科学技术研究院开展了大型燃煤电站锅炉湿法脱硫脱硝一体化技术与示范研究，旨在石灰石石膏湿法工艺的基础上，耦合研究开发的脱硝液、抑制剂、稳定剂等，在不影响脱硫效率的前提下，实现氮氧化物的联合控制。

烟尘排放总量和排放绩效分别由2010年的160万吨和0.50g/kWh，下降到151万吨和0.39g/kWh。(2)脱硫：脱硫装机容量达6.8亿kW，约占煤电容量90%(比2011年的美国高约30个百分点)，其中石灰石-石膏湿法占92豫(含电石渣法等)、海水占3%、烟气循环流化床占2%、氨法占2%。

目前，国电科学技术研究院已完成该技术的实验研究，正在开展热态中间放大试验。在NH3存在的条件下，用炭基催化剂(活性焦)材料做载体催化还原剂可将NOx还原为N2。

因此，超过90%按照2003年版标准建设的现役脱硫设施，要满足新标准要求，需要优化调整、技术改造、甚至推倒重建。为适应新标准要求，更高性能的除尘技术的正处于研发、示范、推广阶段。