侯学勇：从法律规范的可反驳性到法律知识的不确定性——法律论证

建立区域协同的污染物排放标准体系，逐步统一区域环境准入门槛。

创绿中心研究院研究员李莉娜表示，应对气候变化，要求减缓和适应两条腿走路。中国低碳转型之路愈加明朗全球气候协议达成后，解振华在大会发言中表示，《巴黎协定》是一个公平合理、全面平衡、富有雄心、持久有效、具有法律约束力的协定，传递出了全球将实现绿色低碳、气候适应型和可持续发展的强有力积极信号。

在10月底结束的中共十八届五中全会上，绿色发展已成为未来五年规划的主要战略之一。与此配套的是透明度这一关键要素。《巴黎协定》决定设立一个透明度能力建设倡议，以便在2020 年前后建设体制和技术能力。现阶段，国内就控制煤炭消费总量、推进能源转型展开多种举措，有望在2020年实现煤炭消费在总能耗中的占比从2014年的66%下降到57%，提早实现碳排放峰值。将于2017年启动的碳市场，以及继续推进的电力改革和可再生能源大力发展，都将成为中国进一步深化低碳转型的重要推手。

实际上，此次巴黎谈判的重点之一，就是2020年之后钱的落实问题。在长期目标方面，《巴黎协定》提出了上述2摄氏度的控温目标，并写入了1.5摄氏度的努力方向，明确本世纪下半叶实现温室气体净零排放。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。

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。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。(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。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。

2. 烟尘控制技术火电行业形成了以技术成熟可靠的电除尘器为主(90%)，日趋成熟的袋式除尘器和电袋复合除尘器为辅的格局。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。

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。与低氮燃烧相结合可实现100mg/m3及更低的排放要求。(2)袋式和电袋复合除尘技术：近5年快速发展起来的除尘技术，正处于总结应用经验、规范发展的阶段。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%，布袋除尘和电袋除尘约占10%。

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。电力工业是重要的基础性行业，面对资源约束趋紧、环境污染严重、生态退化的严峻形势，必将按照国家大气污染防治行动计划，长期承担大气污染物控制的减排重任，为此，火电行业本着创新驱动和推广应用并重的方针，以科技创新为动力，以先进环保技术为依托，以削减大气污染物排放量为根本，遵循高效清洁燃烧-污染物协同控制-废物资源化为一体的控制路线，持续研发、应用低能耗、低物耗、低污染、低排放，资源利用率高、安全性高、经济性高、环境性高的先进的环保技术，实现电力工业绿色发展、循环发展和低碳发展。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。

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。

电力工业是重要的基础性行业，面对资源约束趋紧、环境污染严重、生态退化的严峻形势，必将按照国家大气污染防治行动计划，长期承担大气污染物控制的减排重任，为此，火电行业本着创新驱动和推广应用并重的方针，以科技创新为动力，以先进环保技术为依托，以削减大气污染物排放量为根本，遵循高效清洁燃烧-污染物协同控制-废物资源化为一体的控制路线，持续研发、应用低能耗、低物耗、低污染、低排放，资源利用率高、安全性高、经济性高、环境性高的先进的环保技术，实现电力工业绿色发展、循环发展和低碳发展。(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。

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。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。3. 二氧化硫控制技术火电行业形成了以石灰石石膏湿法脱硫为主(92%)的技术路线。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。其存在的主要问题是空预器堵塞、氨逃逸等。

电力工业在十一五大气污染物控制取得巨大成就，烟尘、二氧化硫控制达世界先进水平，超额完成国家节能减排任务的基础上，面对世界上最严排放标准《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)，该标准与美国、欧盟和日本相比，无论是现役机组还是新建机组，烟尘、SO2和NOx排放限值全面超过了发达国家水平。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。

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%，布袋除尘和电袋除尘约占10%。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。

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。(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)。(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%以上。(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。(3)SNCR：在高温条件下(900~1100度)，由尿素氨作为还原剂，将NOx还原成N2和水，脱硝效率为25%至50%。

2. 烟尘控制技术火电行业形成了以技术成熟可靠的电除尘器为主(90%)，日趋成熟的袋式除尘器和电袋复合除尘器为辅的格局。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。

4.PM2.5 控制技术火电行业对PM2.5的控制主要体现在3个方面：(1)利用ESP、BP和电袋等高效除尘设施，最大限度地减少PM2.5一次颗粒物的排放;(2)利用高效脱硫设施和脱硝设施，最大限度地减少易在大气中形成PM2.5的前体污染物(如SO2、NOX、SO3、NH3等);(3)在湿法脱硫设施后建设烟气深度净化设施(如湿式电除尘器等)，对燃煤烟气排放的烟尘、SO2、NOX、SO3等多污染物进行末端协同控制，实现烟尘排放小于10mg/m3、SO2小于50mg/m3、NOX小于100mg/m3。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。

1、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。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。

与低氮燃烧相结合可实现100mg/m3及更低的排放要求。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。(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。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。

(2)袋式和电袋复合除尘技术：近5年快速发展起来的除尘技术，正处于总结应用经验、规范发展的阶段。此工艺反应温度在300~450度之间，脱硝效率通过调整催化剂层数能稳定达到60~90%。

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。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。

低温SCR技术：其原理与传统的SCR工艺基本相同，两者的最大区别是SCR法布置在省煤器和空气预热器之间高温(300~450度)、高尘(20~50g/m3)，而低温SCR法布置在锅炉尾部除尘器后或引风机后、FGD前的低温(100~200度)、低尘(约200mg/m3)端，可大大减小反应器的体积，改善催化剂运行环境，具有明显的技术经济优势，是具有与传统SCR竞争的技术，是现役机组的脱硝改造性价比更高的技术。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。