锅炉法规环保

1. 锅炉烟囱环保有什么规定有什么设计要求

锅炉烟囱环保的要求原因是国家实行湿法脱硫减少大气的污染，增加的除尘器和脱回硫脱硝塔答。增加脱硫脱硝塔，烟囱排出的干烟变为湿烟，对烟囱的腐蚀比较严重，对烟囱的内衬要求规格更高，防止烟囱被腐蚀。我公司是专业生产锅炉烟囱的，如有需求欢迎来电洽谈，谢谢。

2. 环保政策2017锅炉规定锅炉让烧什么燃料

天然气或者20蒸吨以上可以使用清洁煤。 江信 电磁加热锅炉

3. 环保局对锅炉烟囱的高度 有什么要求吗 要是锅炉安装了除尘设备的锅炉呢

本标准规定了锅炉烟气中颗粒物、二氧化硫、氮氧化物、汞及其化合物的最高允许排放浓度限值和烟气黑度限值。

4. 环保是否规定锅炉除尘装置不得有旁路

不允许设置。
为了加强对火电企业脱硫设施锅炉布袋除尘器运行过程的监管，提高脱硫设施运行效率，2010年6月，国家环境保护部下发了《关于火电企业脱硫设施旁路烟道挡板实施铅封的通知》(环办[2010]91号)文件。按照要求，2010年9月底浙江省内火电厂均实施了对脱硫旁路挡板的首次铅封。一年多来，电厂应对铅封采取了系列措施，现就铅封后实际旁路开启情况及逐步过渡取消旁路的对策进行分析和讨论。
1、 应对铅封采取的措施
1.1 修改旁路开启保护逻辑
铅封要求下发之初，浙江省内火电厂均积极响应，经过各集团组织论证以及采纳各技术单位给予的提议参考，首先对旁路开启的保护逻辑进行了修改。在常见的旁路挡板保护联锁中，有四个联锁是所有火电厂一致选择保留的，它们是增压风机入口压力超限开旁路、GGH停转开旁路、多台循环泵跳闸开旁路以及增压风机跳闸开旁路。这四项联锁的保留主要基于对脱硫设备的保护以及对烟道、挡板 安全性的考虑。对于机组MFT开旁路以及机组RB开旁路这2项联锁，绝大部分电厂也选择了保留，部分取消了MFT信号直接触发开旁路。大部分厂取消了进口烟尘 浓度高于定值、运行中烟温偏低开启旁路，小部分改成了报警;油枪的投运联锁部分被取消，部分改成人工判断可投撤;进口温度高于定值部分厂考虑到烟气超温的情况可能发生仍保留投入，部分厂则改成了报警;进出口挡板开信号消失的联锁也类似，电厂也酌情进行保留或改成报警。
在修改旁路开启保护逻辑时，除了对联锁进行了是否保留的选择，对于联锁的触发条件也进行了修改，主要为增加延时(如超温、失速，信号消失等)和对定值放宽(如压力、温度、振动条件值等)。最典型的就是增压风机入口压力超限保护的定值，在分析脱硫厂家的设计参数和各炉烟道、挡板实际运行中的情况后，普遍对正负限定值都予以了放宽，从后续实际运行效果看，没有产生不利影响，这些修改还是比较谨慎和合理的。
1.2 调整旁路挡板试验和GGH离线冲洗周期
为保证旁路挡板可靠开启，作为检查手段，旁路挡板定期活动试验一直是作为一个常规工作而开展的，一般会1-2月进行一次，铅封后近一半的厂已不进行旁路挡板周期试验，主要利用机组调停或停运时开展这项工作。调研中发现个别厂旁路挡板存在密封片易变形的问题，由于无法掌控变形是否会对开启带来影响，因此取消定期试验，会带来一定的风险。在有GGH装置的电厂，当GGH压差上升到一定允许限值，在线高压水冲洗也不能缓解时，就需要停运脱硫，进行离线高压水冲洗，频次高的厂可能1个月会清洗2-3次。在铅封实施后，旁路开启受限， 而且环保部门不再允许将旁路挡板定期试验时间计为免责时间，因此对这两个开旁路的频次，电厂也进行了控制。目前，部分厂已能做到与机组检修同步，这得益于设备本身选型较好，或近年经过了改造。投运较早的GGH普遍离线频次较高，平均2月1次，对挡板开启次数和投用率的影响较大。
1.3 设备改造和优化
设备的可靠性直接关系到脱硫系统的正常运行，在向取消旁路过渡中，对设备系统的改造和优化是一个必不可少的环节。改造和优化措施主要有：
(1)GGH换热元件改成大通道防堵型;GGH吹灰器改造，增加吹扫空压机，尽可能延长定期离线冲洗的周期，做到与机组检修同步。检修时化学清洗换热元件，有部分换热元件可备用。
(2)因增压风机前负压波动多次开挡板较多的厂，通过燃烧工况调整，修改前馈、后馈系数，对烟道、挡板承压重新核算，放宽了定值 。
(3)增压风机入口挡板增加为2台执行机构，加雨棚;增大挡板执行机构的力距;更换所有油管路的软管;液压油管换成可靠型号防漏;增压风机停运后轮毂及叶片上加强清灰，保证风机振动正常;浆液循环泵减速箱冷却采用内部蛇形管加润滑油外置冷却器闭式冷却水，保证冷却效果好。
(4)循环泵入口滤网换型，增大通流量，降低泵气蚀;泵出口大小头防腐换成不锈钢;吸收塔喷淋层增加耐磨板，中隔板位置焊接合金板;喷淋管经常损坏部位加装不锈钢护套，吸收塔连接短管加装内套管。喷淋加装监测，喷淋层加厚，除雾器加装支撑，喷嘴更换，死区加装冲洗;吸收塔出口增设疏水槽、管，减少水汽对尾部烟道的腐蚀和GGH的结垢;衬胶补后易脱落，加强修补质量过程控制;对除雾器冲洗逻辑进行修改，增加一级除雾器的冲洗频次。确保投用率前提下，定期对吸收塔内部进行清理。
(5)烟风道的鳞片易起泡，需经常检查，并加强修补质量过程控制;对烟囱腐蚀进行监控，机组停运时，对烟囱防腐要及时进行评估、修补。
(6)废水处理系统扩容;三联箱增设旁路;制浆系统增设补水管;工艺水管改成衬胶;在线pH计、密度计换型，改母管上测量，保证检测的准确性;采用熔断法在线处理电除尘阴极螺旋线故障，故障频发电场检修时成批更换极线，保证电场的正常投运。
2、铅封以来旁路开启统计及分析
我们选取了2010年11月-2011年9月这段铅封后时间，对省内14个厂旁路开启的次数和原因进行了归类。统计，并与2009年11月-2010年9月进行了对比。在这两组对照时间中，铅封前全省总计开旁路436次，而铅封后为318次，开启次数明显下降，说明了铅封这一环保的强制力，确定起到了限制旁路开启的作用。有9个厂开启次数明显下降，部分幅度较大，呈现上升的有4个厂，幅度不太大。
而造成开启的原因中铅封前达19项，铅封后少了5项，这少的5项分别为氧化风系统故障，进出口挡板故障，入口烟温异常，电网外部线路故障以及低压脱硫变跳闸。
铅封前开启原因占比合计超过80%，且位列前五位的原因依次为：GGH故障或离线清洗、增压风机入口风压波动、增压风机故障、机组RB或低压荷、锅炉MFT;而铅封后，原因占比合计超过80%的仍是这五个，排名上增压风机入负压波动变成列最后，其他依次不变。
3、 旁路开启受限目前带来的影响
从浙江省内各电厂对旁路开启逻辑的修改可以看出，由于对大部分重要联锁予以了保留，目前电厂在旁路开启上还是属于“该开则开” 的阶段，环保部门总体还是持理解态度。因而旁路开启受限或取消可能带来的影响大部分没有付诸表现，也就是说，目前尚未出现因脱硫设备检修而被迫停运主机的情况;而锅炉MFT、机组RB、入口烟温高时旁路也都开启，由此带来的烟风系统失稳以及吸收塔内部部件损坏风险暂不存在;入口烟温低，发生不多，持续时间短，今年煤种硫分普遍不是很高，脱硫设备锅炉布袋除尘器系统容量尚能缓冲，因此对这两种情况，各电厂基本能做到不开启旁路。
在锅炉启停阶段，浙江省内电厂电除尘器投用中，有3个电厂较早，基本点火后就投用电除尘器;大部分电厂还是按照电除尘入口温度要求逐步投运电场，其后一般在50%机组负荷时投运脱硫。浙江省内4*600MW机组(无GGH)从2010年下半年开始就脱硫投运按要求进行旁路取消 的前期准备和方案认证，并把2011年作为一个过渡期，给予电厂每台炉全年12h作为旁路可开启时间，这其中包括了挡板定期试验，机组度网期间挡板异常开启时间。针对这一要求，目前电厂采用电除尘投运与锅炉点火同步，脱硫投运与机组并网(10MW)同步的方式。为了减少运 行期间异常，进行制浆、氧化，废水处理、事故浆液贮存能力的增容，尽量结合机组检修安排脱硫系统缺陷设备的维修，同时开始逐步取消增压风机。机组异常停机时，尽量采用滑参数运行方式，直到脱硫与锅炉同步停运。在这种方式下，到目前为此，今年电厂仅因处理1号增压风机液压油管漏油开过1次旁路，每月脱硫投用率都接近100%。
该电厂目前的运行方式已是浙江省内相对较好的做法，观其效果，影响还是存在的。首先是低温腐蚀风险。机组刚并网时烟气温度还不高，此时脱硫投入，出口烟温必是偏低的。查阅历史曲线发现机组刚并网时(10MW)电厂脱硫出口烟温 一般在30度左右，等机组负荷上升，出口烟温上升到45度以上(正常脱硫出口烟温)往往需要2h左右，这期间脱硫后设施烟道就处于低温高湿腐蚀风险，而该电厂为两炉合用一内筒烟囱、两炉启停使该烟囱腐蚀风险进一步加大。在机组检修时，对烟囱防腐层进行修补已成为一项定期工作。升炉期间尽管有电除尘投 用，但它对煤粉的去除效果较差，未燃尽碳，包括有时点火不好仍需投油时的油滴仍不可避免地进入到浆液，据电厂反映，采用这一运行方式后，吸收塔浆液起泡发黑(有溢流)较常见，有时还导致盲区，需加大废水排放。如果史采取加大废水排放的措施，启、停炉1次造成的对 浆液的影响，需半个月左右才能完全自然置换，对石膏脱水和品质有一定影响。如果机组启停频次较多时，石膏脱水系统的稀释缓冲能力下降、则危害更大。
对于运行中投油枪是否需开旁路的处理，各电厂有所不同。有一半电厂在投油负荷下均开启挡板，另一半电厂在投油负荷下均开启挡板，另一半则基本做到不开。为了减少影响，电厂一方面尽量与高度沟通，争取负荷能稳定在投油负荷以上，即不投油;另一方面即使投油也尽量少股几支油枪，并采用间断投用方式。目前看来，投油对脱硫浆液影响主要表现为浆液起泡溢流(部分电厂定期加入消泡剂)，浆液表面有些发黑，但对塔内浆液反应、脱水和石膏品质基本没有较大影响。
4、取消旁路的对策
目前大部分2011年闪投运的脱硫装置都采用有旁路设计，而环保部门最近已提出2012年起即将把取消脱硫旁路提上议程。从以上浙江省内电厂脱硫开旁路的现状看，短时内完全取消旁路难度和压力甚大。因为目前还缺少老机组旁路无声封堵后成熟和完善的运行经验。一旦取消或临时封堵旁路烟道，则脱硫装置与主机将成为一个串联系统而必须同步启停，因此，必须充分考虑无旁运行时的特殊性，提出有针对性的应对策略，同时进行改造和优化，才能提高无旁路炉及脱硫系统的运行可靠性。
4.1 评估脱硫设施现状
建议在现有脱硫设施脉冲除尘器取消旁路前进行全面谨慎的评估。评估的内容应包括煤质波动、脱硫设备可靠性、机组运行可靠性、旁路开启的统计分析等多个方面。通过评估可找出制约电厂旁路取消的主要因素以及权重，这样根据优先次序，在过渡期内逐步开展改造、增容和优化，使旁路开启水平能逐步趋近于取消。也可对取消旁路的实施厂进行优先排序：没有GGH且取消增压风机运行的机组，是可以首先进行取消旁路的实施对象;其次是没有GGH的机组，由于没有该高阻力设施，对引风机扩容，从而取消增压风机实施相对容易;GGH和增压风机均有的机组 实施也最困难。当GGH压差能长期控制在一个较稳定的水平，可以结合脱硝改造，考虑对引风机扩容，从而取消增压风机。
4.2 燃料品质是首要保证
煤质是首要因素，需要通过统计分析，将最差煤种的情况纳入考虑。其中灰分、硫分是主要因素，前者影响电除尘器的除尘效果，后者影响整个系统可脱硫容量，此外煤质造成点火的难易会影响微油、等离子点火的效果，燃烧不好造成锅炉不能正常运行带来诸如MFT影响。因而如取消旁路运行，对煤种的品质和稳定性要求必然提高，低硫煤的采购以及高低硫煤掺烧仍是从源头保证脱硫系统正常运行的首要工作，还有在锅炉冷态启动阶段尽可能燃用挥发分高的煤种作为启动煤种，不但有利于缩短锅炉的启动过程，也降低了因点火困难、消耗大量的烯 油给脱硫装置带来的一系列影响。
4.3 锅炉运行和脱硫运行对策
在电除尘器运行过程中，为了减轻未燃尽油污碳粒对吸收塔浆液系统的污染，在锅炉点火启动前尤其是冷态启动前，电除尘器的灰斗加热、绝缘支柱套管加热及放电极绝缘室加热最好能提前24h投入，确保电除尘器和干除灰系统投入运行且吸收塔循环泵启动投入后再点火起炉。在锅炉点火启动阶段，为防止部分未燃尽油污和碳粒随烟气经过电除尘器时发生二次燃烧，应控制电除尘器各电场的二次电压在起晕电压和闪络电压之间，并适当限制二次电流值。运行过程中密切监测电除尘器出口的烟尘浓度，必要时可考虑实施电袋除尘器或布袋除尘器的改造,其中良好运用除尘器布袋和除尘器骨架以进一步提高除尘效率。
为了防止脱硫吸收塔入口烟气超温，保护吸收塔内部构件、衬胶或鳞片衬里，除雾器应设置事故喷淋减温装置，并确保喷淋减温装置能够可靠投入。在脱硫装置运行期间，应密切监测脱硫系统的主要运行参数及吸收塔出、入口温度的变化。在锅炉停炉阶段，也应待进入吸收塔进、出口烟温降至耐温极限以下并确保安全时方可停运所有循环泵。对于事故喷淋系统，在日常运行过程中加强设备维护，对高位水箱设立自动补水，并经常确认水位，系统电源接入保安电源，定期开展喷淋试验以确保其能及时动作也是非常重要的。
在锅炉调整和脱硫调整时，应保证锅炉燃烧的稳定性，控制空预器漏风，确保烟气参数不严重偏离设计条件。在锅炉点火启动阶段、低负荷投油助燃阶段或煤种含硫量骤升阶段，密切监视脱硫系统运行参数，加大对吸收塔浆液品质的化验分析，一旦出现吸收塔大量溢流起泡、pH值无法有效提升和稳定、浆液品质恶化、石膏脱水困难等状况，可采取置换浆液的方式消除影响。严格监控脱硫系统的运行条件，加强对吸收剂、工艺水和蒸汽等品质的监控，提高在线仪表的可靠性和稳定性，加强脱硫系统的化学监督工作并制定为制度的形式，定期定时对脱硫系统各介质的化学分析，在锅炉冷态启动投油助燃或低负荷投油稳燃阶段，密切关注和分析吸收塔浆液的含油量，为浆液置换、除雾器喷淋冲洗提供科学的参考依据。
提高检修水平，在日常的运行实践中，应加强脱硫系统和设备的检修维护和管理水平，并形成严格的管理制度，充分重视脱硫系统的各个缺陷和故障点，发现问题必须及时分析和处理，避免形成隐患，必要时将脱硫系统关键设备包括烟囱纳入主设备的维护和管理范畴。重点关注管道容器系统和旋转元件的冲刷磨损和腐蚀问题、GGH和除雾器的结垢堵塞问题以及尾部烟道和烟囱的腐蚀渗漏问题，对脱硫系统真正做到逢停必检，达到防患于未然。
4.4 与环保部门沟通
火电厂脱硫装置取消旁路，如果仓促上马，恐怕会给电厂生产运行带来一定的影响，各发电集团和电厂有必要与各级环保部门积极沟通，通过分析让其了解目前企业的旁路开启现状和取消旁路的影响，争取合理的过渡期限，完成必要的改造和优化，使取消旁路能安全的、可靠的实施。

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5. 环保局规定多大的锅炉必须配除尘设备

燃煤锅炉10吨以下禁止安装使用，10吨以上应该上脱硫除尘设施。如果是燃油锅炉没有限制。燃气锅炉同理。但是选择燃气的时候如果燃气含硫量高，请做好脱硫装置。

6. 环保法和大气污染防治法法对锅炉排放的规定是什么

锅炉大气污染物排放标准
GWPB 3-1999
批准日期 1999-12-03 实施日期 2000-03-01

中华人民共和国国家标准

锅炉大气污染物排放标准

Emission standard of air pollutants for coal-burning oil-burning gas-fired boiler

（GWPB 3-1999）

代替GB13271－91

1 范围

本标准分年限规定了锅炉烟气中烟尘、二氧化硫和氮氧化物的最高允许排放浓度和烟气黑度的排放限值。

本标准适用于除煤粉发电锅炉和>45.5MW(65t/h）沸腾、燃油、燃气发电锅炉以外的各种容量和用途的燃烧锅炉、燃油锅炉和燃气锅炉排放大气污染物的管理，以及建设项目环境影响评价、设计、竣工验收和建成后的排污管理。

使用甘蔗渣、锯未、稻壳、树皮等燃料的锅炉，参照本标准中燃煤锅炉大气污染物最高允许排放浓度执行。

2 引用标准

下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成本标准的条文。

GB 3095－1996

GB 5468－91

GB／T 16157－1996

环境空气质量标准

锅炉烟尘测试方法

固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法

3 定义

3.1 标准状态

锅炉烟气在湿度为273K，压力为101325Pa时的状态，简称“标态”。本标准规定的排放浓度均指标准状态下干烟气中的数值。

3.2 烟尘初始排放浓度

指自锅炉烟气出口处或进入净化装置前的烟尘排放浓度。

3.3 烟尘排放浓度

指锅炉烟气经净化装置后的烟尘排放浓度。未安装净化装置的锅炉，烟尘初始排放浓度即是锅炉烟尘排放浓度，其数值也相同。

3.4 自然通风锅炉

自然通风是利用烟囱内、外湿度不同所产生的压力差，将空气吸入炉膛参与燃烧，把燃烧产物排向大气的一种通风方式。这种不采用鼓、引风机机械通风的锅炉，称之为自然通风锅炉。

3.5 收到基灰分

以收到状态的煤为基准，测定的灰分含量，曾称“应用基灰分”，用“Aar”表示。

3.6 过量空气系数

燃料燃烧时实际空气需要量与理论空气需要量之比值，用“α”表示。

4 技术内容

4.1 适用区域划分类别

本标准中的一类区和二、三类区系指GB3095－1996《环境空气质量标准》中所规定的环境空气质量功能区的分类区域。

本标准中的“两控区”系指《国务院关于酸雨控制区和二氧化硫污染控制区有关问题的批复》中所划定的酸雨控制区和二氧化硫污染控制区的范围。

4.2 年限划分

本标准按锅炉建成使用年限分为两个阶段，执行不同的大气污染物排放标准。

Ⅰ时段：2000年12月31日前建成使用的锅炉；

Ⅱ时段：2001年1月1日起建成使用的锅炉（含在Ⅰ时段立项未建成或未运行使用的锅炉和建成使用锅炉中需要扩建、改造的锅炉）。

具体看参考资料。

7. 环保为什么规定锅炉不让直接烧稻壳

为什么国家禁止薪柴直接燃烧而提倡生物质成型燃烧呢：
首先从薪柴的燃烧特性：
（一）干燥阶段。初期随着燃烧的进行薪柴的水分不断蒸发，当温度达到100℃左右时，水分急剧蒸发直至薪柴被干燥。
（二）热解阶段。干燥后，薪柴开始热解并析出挥发性气体。当温度达到150-180℃时，木材中的半纤维素开始分解；当温度达到280-350℃时，纤维素、木质素开始分解。分解、析出挥发分后的剩余物中含有中间产物焦油和大量木炭。
（三）挥发分着火燃烧阶段。挥发分包括可燃性气体和非可燃性气体，挥发分中可燃物质在继续加热过程中与O2的化学反应急剧加快，形成明亮的黄色火焰。挥发分燃烧时，鉴于O2很难扩散到木炭表面木炭只能被加热而不能燃烧。
（四）木炭和重碳氢化合物燃烧阶段。挥发分基本烧完后，O2扩散到木炭表面上使木炭开始燃烧，并发出蓝色火焰，此时的温度约为500-580℃。当温度至780-850时℃，重碳氢化合物开始燃烧。
（五）燃尽阶段。木炭和重碳氢化合物燃烧完后，剩余的物质即为灰分。由于焦炭受到灰分包裹，空气较难渗透进入，故焦炭较难燃尽，最终残留余炭。

禁止薪柴直接燃烧而提倡生物质颗粒燃烧的理由：
1.燃烧热效率低：薪柴直接燃烧的热效率十分低，一般只有10%-15%，这对资源造成了极大的浪费。
2.降低生态环境质量：过量砍伐薪柴会破坏土地植被，降低涵养水源的能力，加速土壤侵蚀，从而造成生态环境恶化。
3.占用劳动力：收集薪柴需要耗费大量的劳动时间和劳动力，从而产生劳动力占用问题。
4.破坏林木、植被：为了获得更多的薪柴能源，会发生乱砍乱伐，破坏森林的现象，尤其是一些珍贵树种和经济价值较高的品种也会被破坏。
5.遗留安全隐患：随处堆集薪柴，会造成居住环境的脏乱，容易诱发火灾、疾病等不安全隐患。
6.排放CO2：大量燃烧薪柴，容易引起大气污染，从而影响环境。1991-2001年我国每年因薪柴消耗排放的CO2约占全国每年CO2排放量的3 %-5%。1996至2003年间，中国农村薪柴在传统利用方式下产生的CO2年均为24054.11万t。2001年至2007年，云南农村薪柴所排放 的CO2年均新增分别为44.2、61.5、72.9、70.7、69.5、64.6和62.0万t。
为什么经过生物质颗粒机加工的生物自燃料就可以燃烧呢？
1)含碳量较少，生物质燃料中含碳量最高也仅50%左右哦。
2)含氢量稍多，挥发分明显较多，生物质中的碳多数和氢结合成低分子的碳氢化合物，到一定得温度后热分解而析出挥发分，所以生物质燃料易引燃。
3)含氧量多，生物质燃料含氧量明显地多于煤炭，它使得生物质燃料更能够充分的燃烧。
4)密度小，生物质燃料的密度明显的较煤炭低，质地疏松，易于燃尽，灰炭中残留的炭量比煤灰中的碳含量少。
5)含硫量低，生物质燃料含硫量打多小于0.12%，锅炉不必设置脱硫装置。
6)生物质释放出的CO2很低，可以认为是CO2零排放。
7)生物质燃烧后的灰渣可以制造化肥。
8)生物质可以与煤混合燃烧，提高燃烧效率（此方法是国家绿色能源政策不允许的）。
9)采用生物质燃烧可以实现生物质废物减量化、无害化、资源化利用。
10）生物质燃料颗粒在进入生物质颗粒机之前是经过烘干处理的，避免了薪柴因潮湿而需要用自身的热量烘干的尴尬，因此不会产生呕烟的现象，对大气的污染小。

8. 燃气锅炉烟气排放环保要求是多少

燃气锅炉烟气排放环保要求如下：

(8)锅炉法规环保扩展阅读：

本标准分年限规定了锅炉烟气中烟尘、二氧化硫和氮氧化物的最高允许排放浓度和烟气黑度的排放限值，相对于GB13271-2001，2014年修订的新标准（GB13271-2014）修订主要内容如下：

——增加了燃煤锅炉氮氧化物和汞及其化合物的排放限值；

——规定了大气污染物特别排放限值；

——取消了按功能区和锅炉容量执行不同排放限值的规定；

——取消了燃煤锅炉烟尘初始排放浓度限值；

——提高了各项污染物排放控制要求。

本标准适用于以燃煤、燃油和燃气为燃料的单台出力65t/h及以下蒸汽锅炉、各种容量的热水锅炉及有机热载体锅炉；各种容量的层燃炉、抛煤机炉。

使用型煤、水煤浆、煤矸石、石油焦、油页岩、生物质成型燃料等的锅炉，参照本标准中燃煤锅炉排放控制要求执行。

本标准适用于法律允许的污染物排放行为；新设立污染源的选址和特殊保护区域内现有污染源的管理

按照《中华人民共和国大气污染防治法》、《中华人民共和国水污染防治法》、《中华人民共和国海洋环境保护法》、《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》、《中华人民共和国放射性污染防治法》、《中华人民共和国环境影响评价法》等法律、法规、规章的相关规定执行。

资料链接：网络 锅炉大气污染物排放标准

9. 环保局对燃煤锅炉规定

问题不大不小，主要是没有规定到具体那个种类。环保认可的锅炉，主要是根据热效率、燃版烧效率来决定权的，只要热效率和燃烧工况达到规定标准，环保局就会颁发生产许可证。然后至于后期使用的环保验收，是取决于消烟除尘、脱硫脱硝工艺，跟锅炉生产没有关系了。也就是说任何一种锅炉只要达到规定的热效率和燃烧效率，环保局都会认可，不分种类。