二氧化硫和氮氧化物总量核算方法.docx

1、二氧化硫和氮氧化物总量核算方法二氧化硫和氮氧化物总量核算方法各位同事，为了更好的迎接2011年底的环保核查，现将近期环保部推出的“十二五”主要污染物总量减排核算细则（讨论稿）中摘录的有关电力行业二氧化硫和氮氧化物总量核算方法，以及环保部严刚博士以及张力军副部长讲话的摘录，其中分别对今年二氧化硫和氮氧化物核查重点内容提出了要求，请各位同事再做一次自查工作，对提到的核查内容和自己目前填写的数据再做一次认真的核对。由于摘录过程难免会出现错误或遗漏，如有问题可以对照前不久发过去的课件，也可以与联系人联系，谢谢大家！电力行业二氧化硫总量减排核算及“十二五”电厂二氧化硫核查重点1、 核算方法机组二氧化硫排

2、放量主要根据燃料消耗量、含硫率、脱硫设施运行情况等，采用物料衡算法进行核算，逐步向在线监测直接测量法过渡。机组二氧化硫排放量物料衡算公式为：Ei=MiSi（1-i）104Ei核算期第i台机组二氧化硫排放量，吨Mi核算期第i台机组燃煤消耗量，吨Si核算期第i台机组燃煤平均硫份，%二氧化硫释放系数，燃煤机组取1.7i第i台机组的综合脱硫效率，%对于新建脱硫设施的机组，脱硫设施稳定运行前按直排进行核算，稳定运行后按实际综合脱硫效率进行核算；对于实施脱硫设施改造的机组，应根据脱硫设施改造前、后的实际脱硫效率分别核算二氧化硫排放量，鼓励取消脱硫设施烟气旁路，对于取消旁路的机组，核算期二氧化硫排放量按旁路

3、路取消后的脱硫岛脱硫效率进行核算。2、 参数选取原则及有关说明1、 电厂燃料硫份核算以电厂分批次入炉煤质数据为准，通过加权方法核算核查期平均硫份，并通过现场核查核算期的烟气在线监测脱硫系统入口二氧化硫浓度数据进行校核。2、 各地区要提供分机组的发电煤耗和供热煤耗，对于热电联产机组无法将发电和供热分开的，发电和供热煤耗消耗量按锅炉实际的热电比拆分；采用一炉多机或多炉一机组无法将煤炭消耗量分解到各机组的电厂，按机组发电及供热总量分解至各机组。3、 电厂燃煤消耗量包括发电煤耗量和供热煤耗量，采用电厂生产报表数据，并根据核算期机组发电量，供热量数据进行校核，校核公式为：Mi=M电+M热=P火g10-2

4、+H火4010-3式中：M电机组发电用煤消耗量，万吨M热机组供热用煤消耗量，万吨P火机组发电量，亿千瓦时；g机组发电标准煤耗，克标煤/千瓦时。发电煤耗要根据“十一五”已建立的各台机组单位发电量和原煤消耗量进行校核，差别大于5%的机组，需通过入炉煤质化验的低位发热量验证；燃料与标煤转换系数，原煤与标煤转换系数与燃料地位发热量（LHV）相关，=7000（大卡）/LHV（核算期平均值）。原则上，值按照实际入炉煤质化验的LHV确定，无法提供相关材料的，原煤与标煤转换系数取1.4。H火机组供热量，万吉焦；如果无法提供供热量，按火力发电量增长速度与上（半）年供热量之积估算。4、 脱硫设施的综合脱硫效率为脱

5、硫设施投运率与脱硫岛效率之积。脱硫设施投运率是指脱硫设施投运后，脱硫设施运行时间与发电机组运行时间之比，通过DCS数据、脱硫设施运行记录以及企业上报环保部门停运时间等综合确定。脱硫岛效率是指入口与基准氧含量烟气出口二氧化硫浓度差与入口二氧化硫浓度之比。对于有烟气旁路的脱硫设施，根据旁路挡板铅封制度执行情况、密封风机运行情况、旁路烟气流量、温度监测情况等因素，扣减综合脱硫效率。原则上，各种脱硫工艺的综合脱硫效率按下列规定取值：1） 无烟气旁路（含烟塔合一）的石灰石-石膏湿法、海水脱硫法等，根据在线监测基准氧含量烟气出口与入口二氧化硫平均浓度核算综合脱硫效率，综合脱硫效率原则上不超过95%。2）

6、仍保留烟气旁路的石灰石-石膏湿法，按现场核查确定的投运率与脱硫岛效率之积确定综合脱硫效率，原则上不超过85%，其排放量按物料衡算法确定；3） 烟气循环流化床、炉内喷钙炉外活化增湿、喷雾干燥等（半）干法烟气脱硫工艺，在安装脱硫剂自动投加和计量系统、DCS能反映出脱硫系统运行实际情况时，根据在线监测烟气出口与入口二氧化硫平均浓度确定综合脱硫效率，综合脱硫效率原则上不超过80%；4） 氨法、氧化镁法和双减法脱硫工艺，综合脱硫效率原则上不超过75%，未安装DCS系统的，综合脱硫效率原则上不超过65%；5） 循环流化床锅炉炉内脱硫同时具备下列四个条件的予以核算减排量：在线监测数据通过市级以上环保部门有效

7、性审核，在线监测系统及数据与市级以上环保部门联网，安装了脱硫剂自动投加和计量系统，DCS系统能反映发电机组和脱硫系统运行实际情况。单位装机容量30万千瓦及以上的综合脱硫效率原则上不超过85%，其他机组的原则上不超过75%。6） 水膜除尘器、除尘脱硫一体化、仅添加硫转移剂等无法连续稳定去除二氧化硫的，综合脱硫效率为0；7） 烟气在线监测数据作假的，核算期综合脱硫效率为0；5、 新建脱硫设施的综合脱硫效率从脱硫设施通过168小时后的第二个月起开始认定，之前按直排进行核算，三同时机组可从通过168小时后稳定运行起开始认定；改建脱硫设施的综合脱硫效率，按改造前、改造期间及改造后分段认定。6、 未安装D

8、CS系统的机组，原则上不认定脱硫设施减排效果。DCS系统存储历史数据不足一年的、历史记录信息不全的或现场核查无法及时调阅历史记录的，视具体情况扣减综合脱硫效率。二氧化硫核算细则课件摘录 “十二五”电厂二氧化硫核查重点（严刚博士课件）脱硫主设备1）“小马拉大车”：实际燃煤硫份远高于FGD设计硫份，导致脱硫效率下降；2）腐蚀、磨损等问题，影响投运率；3）GGH堵塞。监测监控系统（CEMS）1） CEMS数据准确性，日常校核检查；2） 安装位置是否规范；3） 比对和校验情况，标准气是否过期； 4） 脱硫设施停运情况；5） 测量仪表精确性问题（如PH计、石膏浆液密度计）；6） DCS系统参数（参数不全

9、、保存时间短、数据调阅速度慢）。管理问题1） 旁路开启，旁路挡板关闭不严，密封风机不开，漏风现象突出，漏风率高；2） PH计、石膏浆液密度计、氧化风机、浆液循环泵等不及时更换；3） CEMS作假（人为设置量程、修改内部程序）；4） 修改DCS核心程序（改效率、改浓度，不如实反映实际运行状况）；5） 修改历史数据库记录 。电力行业氮氧化物总量减排核算“十二五”电厂氮氧化物核查重点一、核算方法(1) 未采取任何措施燃煤机组氮氧化物排放核算方法E电i=Mipfi10式中：E电i核算期第i台机组氮氧化物排放量，吨 Mi核算期第i台机组煤炭消耗量，万吨 pfi核算期第i台机组产污强度，千克/吨煤，对于新

10、建的燃煤机组，按照附表5-2-1取值，对于2010年底前未安装脱硝设施的机组，按以下公式确定：pfi=E2010i/（M2010i10）E2010i2010年第i台机组氮氧化物排放量，吨；M2010i2010年第i台机组煤炭消耗量，万吨。对于2010年底前已安装脱硝设施的机组，按以下公式确定：pfi= E2010i/（M2010i10）（1-2010i）2010i2010年第i台机组综合脱硝效率，%，对于2010年新投运的脱硝设施，需按全年折算综合脱硝效率。(2) 采取治理措施的燃煤机组氮氧化物排放量核算方法采取治理措施的燃煤机组氮氧化物排放量，应根据治理措施改造前后分段进行核算，治理措施包括

11、进行低氮燃烧技术改造、新建脱硝设施、既有低氮燃烧器改造又新建脱硝设施等，按照对应的煤量、氮氧化物去除率、脱硝效率分段核算。新建脱硝设施综合脱硝效率自稳定运行后第二个月起进行核算。对于实施脱硝设施改造的机组，应根据脱硝设施改造前、后的实际脱硝效率分别核算氮氧化物排放量。E电i= Mipfi（1-i）（1-i）10i低氮燃烧改造后相对低氮改造前提高的氮氧化物去除率，按以下公式确定：i=（C改造前-C改造后）/ C改造前C改造前第i台机组进行低氮燃烧技术改造前的氮氧化物平均浓度，mg/Nm3C改造后第i台机组进行低氮燃烧技术改造后的氮氧化物平均浓度，mg/Nm3i核算期第i台机组脱硝设施稳定运行后综

12、合脱硝效率，%单台机组配置多个脱硝反应器的，按烟气量取加权平均值核定综合脱硝效率。对于采用SNCR脱硝设备的机组，综合脱硝效率按下列公式确定：i=（C脱硝前-C脱硝后）/ C脱硝前） C脱硝前第i台机组SNCR脱硝设施投运前氮氧化物排放浓度，mg/Nm3，按照SNCR脱硝设施投运前在线监测浓度平均值取值；C脱硝后第i台机组SNCR脱硝设施稳定运行后烟气出口氮氧化物平均浓度，mg/Nm3;核算期第i台机组脱硝设施投运率，%二、参数选取原则及有关说明1、电厂燃煤消耗量包括发电煤炭消耗量和供热煤炭消耗量两部分，采用电厂生产报表数据，并用核算期发电量和供热量进行校核，校核方法参考“二氧化硫参数选取相关

13、部分”公式。2、烟气进出口氮氧化物浓度均以二氧化氮计。若企业监测的氮氧化物浓度mg/Nm3以一氧化氮计，则用一氧化氮浓度乘以1.53折算成二氧化氮浓度。一氧化氮体积浓度（ppm）折算成二氧化氮浓度（mg/Nm3）需乘以折算系数2.05。3、对于仅进行低氮燃烧技术改造的机组，低氮燃烧改造前氮氧化物浓度取值不得高于按2010年污普动态更新填报的污染系数折算出的氮氧化物排放浓度，原则上不得高于锅炉出厂时设计最高氮氧化物排放浓度，并以锅炉性能考核报告中氮氧化物排放浓度作为参考。4、原则上，机组SCR脱硝设施的综合脱硝效率不超过80%，SNCR脱硝设施的综合脱硝效率不超过45%，低氮燃烧技术改造的氮氧化

14、物去除率不超过35%。低氮燃烧技术改造认定条件为：改造前后氮氧化物去除效率需有显著变化，且提供项目工程设计及竣工报告。对于进行低氮燃烧改造和采用SNCR脱硝设施的机组，原则上依据改造前的在线监测历史数据或性能试验数据，核定改造后的氮氧化物去除率或脱销效率。不能提供在线监测历史数据的，改造前的氮氧化物浓度按2010年污普动态更新填报的污染系数折算出的氮氧化物排放浓度，以锅炉性能考核报告中氮氧化物排放浓度作为参考。5、无实质性治理工程措施，仅改变锅炉燃烧状态（降低过剩空气系数、降低炉膛温度）和燃煤品质（如挥发分）的，不核算氮氧化物减排量。6、对于采取SCR脱硝设施的机组，氮氧化物综合脱硝效率需要根

15、据还原剂（液氨、氨水、尿素）的消耗量进行校核，校核方法为：（1）根据还原剂消耗量推算氮氧化物消减量，还原剂为液氨时，氮氧化物消减量推算公式为：R=(A液氨-A0) PM/N式中： R 机组SCR脱硝设施氮氧化物削减量，吨； A液氨机组SCR脱硝设施液氨消耗量，吨； A0氨逃逸量，吨。根据检测的烟气中氨的浓度进行测算，当氨的浓度为3ppm时，氨逃逸量约占液氨消耗量的1.67%； P液氨纯度，%； M氮氧化物分子量（取46），g/mol; N氨分子量（取17），g/mol还原剂为氨水时，氮氧化物消减量推算公式为： R=(A氨水C氨水-A0) PM/NA氨水机组SCR脱硝设施氨水消耗量，吨；C氨水氨

16、水浓度，%其他符号意义同上。还原剂为尿素，氮氧化物消减量公式为： R=(A尿素（34/60）-A0) PM/NA尿素机组SCR脱硝设施尿素消耗量，吨；其他符号意义同上。（2）根据氮氧化物消减量推算综合脱硝效率，推算公式为： =(R/(C入V) 109式中：通过还原剂消耗量推算的机组综合脱硝效率，%；C入核算期脱硝设施入口烟气氮氧化物平均浓度，mg/Nm3；V核算期机组烟气量，Nm3，按以下公式核算：V=Mpf烟气M核算期机组的煤炭消耗量，吨；pf烟气单位煤炭消耗量烟气产生量，Nm3/吨煤。经验取值如下：机组规模大于等于750MW，烟气量为8271Nm3/吨煤；机组规模为450-749MW，烟气

17、量为10150Nm3/吨煤；机组规模为250-449MW，烟气量为9713Nm3/吨煤；机组规模为150-249MW，烟气量为9305Nm3/吨煤。电厂氮氧化物核查重点（摘自环保部副部长张力军讲话）氮氧化物核查重点：详查电厂脱硝机组NOX减排量对已经安装脱硝设施的燃煤机组，必须逐一进行详细核查，彻底查清脱硝设施的运行情况，做到一设施一报告。脱硝机组名单参照环保部2011第29号公告和各地上报的上半年建成运行的脱硝机组。对脱硝设施的运行核查要做到三个详细。一要详细核查运行台帐，重点核查发电量、原煤消耗量、煤收到基挥发份、机组运行时间、低氮燃烧器运行时间、脱硝设施运行时间及投运率、还原剂消耗量、N

18、Ox入口及出口排放量等；二要详细核查DCS历史曲线，重点核查机组负荷（或烟气流量）、入口温度、入口及出口NOx浓度、还原剂喷入量以及旁路挡板开启情况；三要详细核查烟气自动在线监测，重点核查通标气校核时间点、计量表量程和限值、NO2浓度的量纲（ppm或mg/mN3）、NO和NO2转换系数等。对脱硝设施NOx减排量核定要坚持三个原则。一要坚持2009年底以前建成运行的脱硝设施不予认定管理减排原则，待稳定达到设计效率并与省市环保部门联网后酌情考虑；二要坚持新增减排量与2010年排放基数相结合原则，对2010年1月1日建成投运的脱硝设施，包括进行低氮燃烧器改造的，新增NOx减排量要与2010年排放基数

19、挂钩，原则上新增减排量不能超过基数；三要坚持以还原剂消耗量定NOx减排量原则。首先，要仔细阅读厂方提供的脱硝设施可研报告，确定设计的NOx浓度差、减排量和还原剂消耗量，还原剂要区分液氨、氨水和尿素三种情况，要特别注意氨水中氨的浓度。统计分析，一台30万、60万和100万千瓦机组，NOx浓度入口为400 mg/mN3、出口为100 mg/mN3时，液氨每小时耗量分别为120公斤、200公斤和310公斤，年耗量为660多吨、1100多吨和1700吨左右，NOx减排量约为1800吨、3000吨和4600吨左右。氨水和尿素作还原剂的，参考液氨确定。其次，要核实今年和去年上半年还原剂消耗量，用实际还原剂消耗量与设计消耗量确定两个半年的NOx减排量，确定增排多少或减排多少。最后，要结合每台脱硝机组NOx入口浓度和出口浓度以及核查结果，最终确定NOx减排量。