《二氧化硫和氮氧化物总量核算方法.》由会员分享，可在线阅读，更多相关《二氧化硫和氮氧化物总量核算方法.（10页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。
1、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 2023 年底的环保核查，现将近期环保部推出的“”主要污染物总量减排核算细则争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 录过程难免会消灭错误或遗漏，如有问题可以比照前不久发 过去的课件，也可以与联系人联系，感谢大家！电力行业二氧化硫总量减排核算及“”电厂二 氧化硫核查重点1、核算方法机组二氧化硫排放量主要依据燃料消耗量、含硫率、
2、脱硫设施运行状况等， 承受物料衡算法进展核算，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- i104 Ei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 1.710 i第 i 台机组的综合脱硫效率，%对于建脱硫设施的机组，脱硫设施稳定运行前按直排进展核算，稳定运行后按实际综合脱硫效率进展核算；对于实施脱硫设施改造的机组，应依据脱硫设施改造前、后的实际脱硫效率分别核算二氧化硫排放量，鼓舞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展核算。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展校核。2、 各地区要供给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；承受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，承受电厂生产报表数据，并依据核算期机组发电量，供热量数据进展校核，校核公式为：Mi=M +M =P g 10-2
4、+H 40 10-3电热火火式中：M 机组发电用煤消耗量，万吨电M 机组供热用煤消耗量，万吨热P 机组发电量，亿千瓦时；火g机组发电标准煤耗，克标煤/千瓦时。发电煤耗要依据“十一五”已建立的各台机组单位发电量和原煤消耗量进展校核，差异大于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， 值依据实际入炉煤质化验的 LHV 确定，无法供给相关材料的，原煤与标煤转换系数取 1.4。H 机组供热量，万吉焦；假设无法供给供热量，按火力发电量增长速度火与上半年供热量之积估算。4、 脱硫设施
5、的综合脱硫效率为脱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，依据旁路挡板铅封制度执行状况、密封风机运行状况、旁路烟气流量、温度监测状况等因素，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以下规定取值：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，依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
6、不超过 95%。2） 仍保存烟气旁路的石灰石-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、喷雾枯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状况时，依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以下四个条件的予以核算减排量：在
7、线监测数据通过市级以上环保部门有效性审核，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状况。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、 建脱硫设施的综合脱硫效率从脱硫设施通过 168 小时后的其次个月起开头认定，之前按直排进展核算，三同时机组可从通过 168 小时后稳定运行起开头认定；改建脱硫设施的综合脱硫效
8、率，按改造前、改造期间及改造后分段认定。6、 未安装 DCS 系统的机组，原则上不认定脱硫设施减排效果。DCS 系统存储历史数据缺乏一年的、历史记录信息不全的或现场核查无法准时调阅历史记录的，视具体状况扣减综合脱硫效率。二氧化硫核算细则课件摘录“”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CEMS1） CEMS 数据准确性，日常校核检查；2） 安装位置是否标准；3） 比对和校验状况，标准气是否过期；4） 脱硫设施停运状况；5） 测量仪表准确性问题如
9、PH 计、石膏浆液密度计；6） DCS 系统参数参数不全、保存时间短、数据调阅速度慢。治理问题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、浆液循环泵等不准时更换；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，不照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“”电厂氮氧 化物核查重点一、核算方法(1) 未实行任何措施燃煤机组氮氧化物排放核算方法E =M pf 10电 iii式中：E 核算期第 i 台机组氮氧化物排放量，吨电 iM 核算期第 i 台机组
10、煤炭消耗量，万吨ipf 核算期第 i 台机组产污强度，千克/吨煤，对于建的燃煤机组，i依据附表 5-2-1 取值，对于 2023 年底前未安装脱硝设施的机组，按以下公式确定：pf =E/M10i2023i2023iE 2023 年第 i 台机组氮氧化物排放量，吨；2023iM 2023 年第 i 台机组煤炭消耗量，万吨。2023i对于 2023 年底前已安装脱硝设施的机组，按以下公式确定：pf = E/M 101-i2023i2023i2023i 2023i2023 年第 i 台机组综合脱硝效率，%，对于 2023 年投运的脱硝设施，需按全年折算综合脱硝效率。(2) 实行治理措施的燃煤机组氮氧
11、化物排放量核算方法实行治理措施的燃煤机组氮氧化物排放量，应依据治理措施改造前后分段进展核算，治理措施包括进展低氮燃烧技术改造、建脱硝设施、既有低氮燃烧器改造又建脱硝设施等，依据对应的煤量、氮氧化物去除率、脱硝效率分段核算。建脱硝设施综合脱硝效率自稳定运行后其次个月起进展核算。对于实施脱硝设施改造的机组，应依据脱硝设施改造前、后的实际脱硝效率分别核算氮氧化物排放量。E 电 i= Mipfi1- i1- i10 i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：=C-C/ Ci改造前改造后改造前C第 i 台机组进展低氮燃烧技术改造前的氮氧化物平均浓度，mg/Nm3改造前C第 i
12、台机组进展低氮燃烧技术改造后的氮氧化物平均浓度，mg/Nm3改造后 核算期第 i 台机组脱硝设施稳定运行后综合脱硝效率，%i单台机组配置多个脱硝反响器的，按烟气量取加权平均值核定综合脱硝效率。对于承受 SNCR 脱硝设备的机组，综合脱硝效率按以下公式确定： = C-C/ Ci脱硝前脱硝后脱硝前C第 i 台机组 SNCR 脱硝设施投运前氮氧化物排放浓度，mg/Nm3，按脱硝前照 SNCR 脱硝设施投运前在线监测浓度平均值取值；C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，脱硝后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
13、包括发电煤炭消耗量和供热煤炭消耗量两局部，承受电厂生产报表数据，并用核算期发电量和供热量进展校核，校核方法参考“二氧化硫参数选取相关局部”公式。2、烟气进出口氮氧化物浓度均以二氧化氮计。假设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、对于仅进展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 2023 年污普动态更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
14、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，且供给工程工程设计及竣工报告。对于进展低氮燃烧改造和承受 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。不能供给在线监测历史数据的，改造前的氮氧化物浓度按2023 年污普动态更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，仅转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、对于实行 SCR 脱硝设施的机组，氮氧化物综合脱硝效率需要依据复原剂液氨、氨水、尿素的消耗量进展校核，校核方法为：（1） 依据复原剂消耗量推算氮氧化物消减量，复原剂为液氨时，氮氧化物消减量推算公式为：R=(A -A ) PM/N液氨0式中： R 机组 SCR 脱硝设施氮氧化物削减量，吨；A 机组 SCR 脱硝设施液氨消耗量，吨；液氨A 氨逃逸量，吨。依据检测的烟气中氨的浓度进展测算，当氨的浓0度为 3ppm 时，氨逃逸量约占液氨消耗量的 1.67%； P液氨纯度，%；
