火电厂主要污染物核查核算方法课件.ppt

《火电厂主要污染物核查核算方法课件.ppt》由会员分享，可在线阅读，更多相关《火电厂主要污染物核查核算方法课件.ppt（91页珍藏版）》请在三一办公上搜索。

1、火电厂主要污染物减排核查核算要点,2016年4月,主要内容,一、电力减排形势与要求二、总量核算核查基本方法三、电力SO2总量减排核查核算要点四、电力NOX总量减排核查核算要点五、自动监控系统现场核查要求六、台账资料及相关要求,主要内容,一、电力减排形势与要求二、总量核算核查基本方法三、电力SO2总量减排核查核算要点四、电力NOX总量减排核查核算要点五、自动监控系统现场核查要求六、台账资料及相关要求,减排形势与要求,2015年12月，国务院第114次常务会议审议通过，全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案到2020年，全国所有具备改造条件的燃煤电厂力争实现超低排放(即在基准氧含量6%条件下，

2、烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米)。全国有条件的新建燃煤发电机组达到超低排放水平。全国新建燃煤发电项目原则上要采用60万千瓦及以上超超临界机组，平均供电煤耗低于300克标准煤/千瓦时(以下简称克/千瓦时)，到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时,减排形势与要求,东部地区(北京、天津、河北、辽宁、上海、江苏、浙江、福建、山东、广东、海南等11省市)30万千瓦及以上公用燃煤发电机组、10万千瓦及以上自备燃煤发电机组(暂不含W型火焰锅炉和循环流化床锅炉)实施超低排放改造，2017年前总体完成30万千瓦及以上燃煤发电机组(暂不含W型火

3、焰锅炉和循环流化床锅炉)实施超低排放改造。其中，中部地区(山西、吉林、黑龙江、安徽、江西、河南、湖北、湖南等8省)力争在2018年前基本完成;西部地区(内蒙古、广西、重庆、四川、贵州、云南、西藏、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆等12省区市及新疆生产建设兵团)在2020年前完成。,减排形势与要求,实施环境质量改善和污染排放总量双控大气约束性指标增加到4项为实现空气质量改善，需要二氧化硫、氮氧化物、一次颗粒物（工业烟粉尘）、挥发性有机物等的共同减排继续实施全国二氧化硫、氮氧化物排放总量控制，进一步完善总量控制指标体系。对VOCs实施重点区域与重点行业相结合的总量控制。,减排形势与要求,范围：覆盖有组

4、织排放和无组织排放，工业源、移动源（包括非道路机械、船舶）和生活源（包括农村、城中村散煤）完善总量控制制度，实施企事业单位污染物排放总量控制和综合性排污许可实行全过程治污减排，进一步夯实精细化管理基础，推动治污减排工程、技术、管理、政策组合运用，更好地发挥多污染物控制的协同效应,减排形势与要求,新的环保形势对火电厂减排工作提出了更高要求：火电企业必须按要求完成超低排放改造任务。进一步提高环保在线监控系统运行水平，提高环保设施管理水平，提高环保数据传输有效率，确保污染物排放数据真实、有效。各集团公司和分子公司要完善环保监控系统建设，实现全部联网，充分发挥有效监管企业环保设施运行的作用。,主要内容

5、,一、电力减排形势与要求二、总量核算核查基本方法三、电力SO2总量减排核查核算要点四、电力NOX总量减排核查核算要点五、自动监控系统现场核查要求六、台账资料及相关要求,污染物总量核算方法,核实减量。坚持日常督察与定期核查相结合、资料审核与现场抽查相结合的方式，以资料审核为基础，强化日常督察和现场核查，依据统一的核算方法、认定尺度和取值标准，分行业、分地区按照工程、结构、管理三类措施对上报的减排项目逐一核实削减量。核细工程减排项目，要翔实核查工程措施实施前后污染物排放变化情况，核准削减率和削减量；核清结构减排项目，要仔细清查淘汰关闭的落后生产线或工艺设备，基于核算期上年环统排放量合理核算削减量；

6、核实管理减排项目，要强化污染治理设施中控系统和自动监控设施的监督检查，实时监控污染治理设施运行情况，确保稳定高效运转。,核算方法,重点行业排放量采用全口径核算方法。电力、钢铁、水泥、造纸及纸制品业、纺织业排放量采用全口径核算方法，城镇生活削减量进行项目全口径核算，推动总量减排由宏观核算向更为精细化的分行业、到项目的核算方向转变，使污染物新增排放量逐一落实到污染源，使核算数据更为准确反映行业发展状况和污染治理工作实际情况。排放量可采用物料衡算法、在线监测直接测量法、排污系数法核算。,核查核算方法,在线监测系统,设施运行记录系统,环境统计,建立基于环境统计、在线监测、污染治理设施运行记录等信息监督

7、核定和数据一致性核查核算技术方法,核算方式,主要内容,一、电力减排形势与要求二、总量核算核查基本方法三、电力SO2总量减排核查核算要点四、电力NOX总量减排核查核算要点五、自动监控系统现场核查要求六、台账资料及相关要求,二氧化硫核算总体要求,各省（区、市）核算期二氧化硫排放总量是指环境统计口径范围内电力、工业和生活源二氧化硫排放量之和。根据二氧化硫排放的行业特征和减排核算的基础条件差异，二氧化硫总量减排核算采用全口径和宏观核算相结合的方法，分电力、钢铁和其他三部分进行核算。,二氧化硫核算总体要求,核算范围包括常规燃煤（油）电厂、自备电厂、煤矸石电厂和热电联产机组。全口径核算方法采用物料衡算方法

8、，基于燃料消耗量、含硫率和综合脱硫效率等，分机组逐一核算二氧化硫排放量；对于取消旁路且在线监测规范的机组，可逐步实行在线监测直接测量法。,二氧化硫核算总体要求,鼓励结构减排。原则上一次性结清淘汰、关闭企业及生产设施的二氧化硫削减量。淘汰、关闭企业及生产设施（含破产企业）的认定必须提供有效的证明材料，且落在2010年污染源普查动态更新数据库中。合理认定工程减排。工程减排设施必须具有连续长期稳定的减排效果，包括末端新建（改造）脱硫设施、煤改气、前端工艺改造等措施。现有企业新建（改造）脱硫设施，必须配套安装烟气自动在线监测系统，并与市级以上环境保护部门联网，原则上削减量自污染治理设施稳定运行后次月起

9、核算。,二氧化硫核算总体要求,严格核定管理减排。确保污染治理设施稳定高效运行。电力二氧化硫管理减排认定的重点为燃煤电厂取消脱硫设施烟气旁路，循环流化床锅炉提高脱硫设施投运率，以及加强脱硫设施运行管理等措施新增削减量。数据质量要求。火力装机容量、发电量、发电（供热）煤炭消耗量和增长速度等必须与统计部门数据保持一致。,电力行业二氧化硫总量减排核算,电力行业二氧化硫总量减排核算分为全口径核算和行业宏观核算两种方法，原则上采用全口径核算方法。核算期各省（区、市）和电力集团公司火电装机容量、发电量与统计部门公布的数据误差在5%以上的，或煤炭消耗量（包括发电和供热）小于统计部门公布数据的，采用宏观方法进行

10、核算。,电力行业全口径二氧化硫排放量指核算期本辖区（集团公司）各电厂分机组二氧化硫排放量之和。核算期电力行业二氧化硫减排量为核算期本辖区（集团公司）电力行业二氧化硫排放量减去上年同期电力行业二氧化硫排放量。,电力二氧化硫总量减排全口径核算,核算方法,机组二氧化硫排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。对严格按照有关规定将在线监测点位设置在烟囱上、监测数据经省级及以上环保部门审核合格的机组，可采用在线监测直接测量法核算二氧化硫排放量。,机组二氧化硫排放量物料衡算法核算公式,核算方法,核算期通过新建、改造脱硫设施等措施，使机组脱硫

11、效率发生显著变化的，二氧化硫排放量采用上述公式分段进行核算。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取消后的脱硫岛脱硫效率进行核算。,核算方法,参数选取原则及有关说明,1、电厂燃煤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、提供分机组的发电耗煤量和供热耗煤量，对于热电联产机组无法

12、将发电和供热分开的，发电和供热煤炭消耗量按锅炉设计的热电比拆分；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，按锅炉吨位或机组容量分解至各机组。,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；脱硫岛效率是指在基准氧含量烟气出口与入口二氧化硫浓度之比；对于有烟气旁路的脱硫设施，根据漏风情况扣减综合脱硫效率，扣减率为8%-30%。,参数选取原则及有关说明,3、综合脱硫效率认定,综合脱硫效率取值：无烟气旁路（含烟塔合一）的石灰石-石膏湿法、海水脱硫法和氨法等，根据在线监测基准氧含量烟气出

13、口与入口二氧化硫平均浓度之比核定综合脱硫效率，综合脱硫效率最高可达95%。其排放量用物料衡算法与流量和浓度之积的直接测量法比较，并通过脱硫剂消耗量校核；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。,参数选取原则及有关说明,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%；氧化镁法和双碱法脱硫工艺，综合脱硫效率原则上不超过8

14、0%，未安装DCS系统的，综合脱硫效率原则上不超过65%；,参数选取原则及有关说明,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性审核，在线监测系统及数据与市级及以上环保部门联网，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。单机装机容量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%。,参数选取原则及有关说明,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；烟气在线监测数据作假的，核算期综合脱硫效率为0；烟气在线监测设施损坏而未及时更换

15、期间，按脱硫设施不运行扣减投运率，确定综合脱硫效率；烟气在线监测数据在DCS系统或传输至环保部门时缺失的，缺失时段出口二氧化硫浓度按当月记录数据最大值作为取值，入口浓度按全月平均值取值，确定综合脱硫效率,参数选取原则及有关说明,参数选取原则及有关说明,4、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；无法提供发电机组分月份的发电量、供热量和煤炭消费量，按机组发电月份均摊，燃煤硫份按核算期最高月平均硫份取值；5、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纪录的

16、，视具体情况扣减综合脱硫效率。,现场核查问题分析,核查主要问题1：历史站硬盘损坏，数据丢失；#1炉12月脱硫曲线中，入口SO2巨幅波动（877-3346mg/Nm3），对应出口SO2（68-277 mg/Nm3），但效率一直保持在92%附近，厂方解释使用脱硫增效剂，但没有使用记录，同时曲线不符合。倒扣5%脱硫效率。,核查主要问题2：机组CEMS无月报表、日报表等统计功能，无氧量、湿度、压力等参数数据；DCS系统最多仅能保存半年数据。倒扣5%脱硫效率。,现场核查问题分析,核查主要问题3：现场检查的大部分小热电机组:石灰石实时流量未接入DCS系统，DCS系统中无SO2浓度实时及历史数据；机组DCS

17、不能实现对石灰石添加系统的自动控制，无SO2及石灰石实时添加量等历史数据。,现场核查问题分析,现场核查问题分析,电力行业二氧化硫总量减排行业宏观核算,电力行业二氧化硫排放量宏观核算方法是指采用宏观方法核算新增排放量，采用项目累加法核算新增削减量。核算期电力行业二氧化硫排放量核算公式为：,电力行业二氧化硫新增排放量核算方法,监察系数，由环境保护部核定。依据核算期电力行业二氧化硫综合达标率与上年同期综合达标率之差来确定。,电力行业二氧化硫新增削减量核算方法,电力行业二氧化硫新增削减量是指核算期与上年同期相比，通过实施治理工程、加强管理和结构调整新增的二氧化硫削减量。核算公式为：,合理认定工程减排。

18、主要包括三类：现役机组新建脱硫设施、现役机组改建脱硫设施和现役机组燃料替代。,鼓励结构减排。结构调整SO2新增削减量一次性结清。,严格核定管理减排。通过取消旁路等措施增加的SO2削减量。,电力行业二氧化硫新增削减量核算方法,参数选取原则及有关说明,1、永久性关闭的火电机组，原则上削减量根据上一年环境统计排放量认定，且在核算期一次性结清。核查期1月1日到6月30日关停的机组，二氧化硫新增削减量按上年环境统计排放量结清；7月1日到12月31日关停的机组，二氧化硫新增削减量在次年核算。半年核算时，二氧化硫新增削减量按上年环境统计的全年排放量计。2015年关停的机组按照实际关停时间，从次月起核算减排量

19、。但如果上一年环境统计排放量与排放基数或前几年排放量明显偏大的，且排放量与产品产量逻辑关系存在明显不合理的情况，应根据排放基数核算削减量；,主要内容,一、电力减排形势与要求二、总量核算核查基本思路三、电力SO2总量减排核查核算要点四、电力NOX总量减排核查核算要点五、自动监控系统现场核查要求六、台账资料及相关要求,氮氧化物核算总体要求,各省（区、市）核算期氮氧化物排放总量是指环境统计口径范围内电力、工业、交通和生活源氮氧化物排放量之和。根据氮氧化物排放的行业特征和减排核算的基础条件差异，氮氧化物总量减排核算采用全口径和宏观核算相结合的方法，分电力、水泥、交通和其他四部分进行核算。,氮氧化物核算

20、总体要求,核算范围包括常规燃煤（油、气）电厂、自备电厂、煤矸石电厂和热电联产机组。原则上全口径核算采用排污系数方法，基于燃料消耗量、产污强度、综合脱硝效率等，分机组逐一核算氮氧化物排放量，采取累加法核算出全行业排放总量。对于取消旁路且在线监测规范的机组，可逐步实行在线监测直接测量法。氮氧化物全口径核算清单中基本信息应与二氧化硫全口径核算清单保持一致。,氮氧化物核算总体要求,鼓励结构减排。原则上一次性结清淘汰、关闭企业及生产设施的氮氧化物削减量。合理认定工程减排。工程减排设施必须具有连续长期稳定的减排效果，包括低氮燃烧改造、末端新建（改造）脱硝设施、煤改气等措施。严格核定管理减排。管理减排措施包

21、括增加催化剂层数、提高设施投运率和氮氧化物去除效率等。数据质量要求。火力装机容量、发电量、发电（供热）煤炭（天然气）消耗量和增长速度等必须与统计部门数据保持一致。,电力行业氮氧化物总量减排核算,电力行业氮氧化物总量减排核算分为全口径核算和行业宏观核算两种方法，原则上采用全口径核算方法。核算期各省（区、市）和电力集团公司火电装机容量、发电量、天然气消耗量与统计部门公布的数据误差在5%以上的，或煤炭消耗量（包括发电和供热）小于统计部门公布数据的，采用宏观方法进行核算。,电力行业全口径氮氧化物排放量指核算期本辖区（集团公司）各电厂分机组氮氧化物排放量之和。核算期电力行业氮氧化物减排量为核算期本辖区（

22、集团公司）电力行业氮氧化物排放量减去上年同期电力行业氮氧化物排放量。,电力氮氧化物总量减排全口径核算,核算方法,1、燃煤机组氮氧化物排放量核算方法,对于新建的燃煤机组对于2010年底前未安装脱硝设施的机组：,对于2010年底前已安装脱硝设施的机组:,2、燃气机组氮氧化物排放量核算方法,一般情况下，采用低氮燃烧技术的机组按16.6千克/万立方米取值；未采用低氮燃烧技术的机组按98.2千克/万立方米取值。排污系数根据在线监测数据进行校核，有明显差异的，根据实际情况合理确定排污系数。,核算方法,（1）根据还原剂消耗量推算氮氧化物削减量还原剂为液氨时，氮氧化物削减量推算公式为：,核算方法,还原剂为氨水

23、时，氮氧化物削减量推算公式为：,液氨的纯度%,氮氧化物i分子量取46,氨的分子量取17,还原剂为尿素，氮氧化物削减量公式为：,（2）根据氮氧化物削减量推算综合脱硝效率,核算方法,参数选取原则及有关说明,1、分机组全口径核算电力行业氮氧化物排放量，必须明确每台机组上一年氮氧化物排放量，作为全口径核算的排放基数。分机组排放基数即为上一年环统报表上报的每台机组的氮氧化物排放量，必须明确每台机组氮氧化物的产生系数、排污系数和综合脱硝效率及其他相关参数。,参数选取原则及有关说明,2、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；3、对于仅

24、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排污系数折算出的氮氧化物排放浓度，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。,参数选取原则及有关说明,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，必须保存改造前的在线监测历史数据，依此来核定改造后的氮氧化

25、物去除率或脱硝效率。,参数选取原则及有关说明,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据还原剂（液氨、氨水、尿素）的消耗量进行校核：,参数选取原则及有关说明,需要特别注意：1.根据仪表校准校验要求，可现场通标气校验量程、零点漂移和量程漂移；2.依据设计运行手册，可现场逐步调低或调高喷注还原剂量，检验出口NOX仪表的灵敏度3.理论上，当停止喷注还原剂时，烟气中进出口NOX浓度应该相等，可现场验证；4.单台机组配多侧脱硝反应器时，可现场逐侧停开喷还原剂系

26、统，根据烟气量与进口NOX浓度验证出口NOX仪表准确性。,电力行业氮氧化物总量减排行业宏观核算,电力行业氮氧化物排放量宏观核算方法是指采用宏观方法核算新增排放量，采用项目累加法核算新增削减量。核算期电力行业氮氧化物排放量核算公式为：,电力行业氮氧化物新增排放量核算方法,监察系数，由环境保护部确定；,电力行业氮氧化物新增削减量核算方法,电力行业氮氧化物新增削减量是指核算期与上年同期相比，通过实施治理工程、加强管理和结构调整新增的连续长期稳定的氮氧化物削减量。核算公式：,电力行业氮氧化物新增削减量核算方法,1、工程减排包括：新建机组同步建成的脱硝设施，现有机组新建、改建脱硝设施，现有机组低氮燃烧改

27、造和实施煤改气工程新建、改建治理工程氮氧化物削减量核算方法,电力行业氮氧化物新增削减量核算方法,煤改气机组氮氧化物削减量核算方法,2、结构减排一次性结清3、管理减排,参数选取原则及有关说明,1、永久性关闭的火电机组，原则上削减量根据上一年环境统计排放量认定，且在核算期一次性结清。核查期1月1日到6月30日关停的机组，氮氧化物新增削减量按上年环境统计排放量结清；7月1日到12月31日关停的机组，氮氧化物新增削减量在次年核算。半年核算时，氮氧化物新增削减量按上年环境统计的全年排放量计。2015年关停的机组按照实际关停时间，从次月起核算减排量。但如果上一年环境统计排放量与排放基数或前几年排放量明显偏

28、大的，且排放量与产品产量逻辑关系存在明显不合理的情况，应根据排放基数核算削减量；,参数选取原则及有关说明,2、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。,核查主要问题1：SCR运行管理经验不足，导致4、5机组脱硝系统部分时间运行不正常，检查时2台机组空预器堵塞，脱硝效率平均处于50%以下；DCS系统保存数据不完整，个别日期历史数据缺失。两侧喷氨区均未装烟气流量计，烟囱入口氮氧化物浓度测量值无历史数据。出口氮氧化物浓度表计经常损坏。认定脱硝效率仅为40%,现场核查问题分析,现场核查问题分析,核查主要问题2：低氮燃烧加

29、SCR脱硝工艺，设计脱硝效率80以上。喷氨流量计故障，1机组脱硝设施在9、10月投运率较低。认定脱硝效率仅为45%,现场核查问题分析,核查主要问题3：喷氨量手动控制，不能随负荷及入口NOX浓度及时调整喷氨量，使脱硝效率波动较大（50%-80%）；氨逃逸基本无变化（小于0.5ppm），与常理不符；2台机组液氨消耗量不能独立核算（厂方解释因喷氨流量表不准，只能根据机组负荷、NOX浓度等分摊）；上报脱硝效率为根据月度曲线大致得个数值，随意性较大。,核查主要问题4：脱硝出口与烟囱入口NOx排放浓度普遍偏差较大，系统计算脱硝效率不准。电厂应查明原因，如因脱硝出口取样点不具有代表性，可考虑采取多点取样，并

30、进行流场试验，确保脱硝出口样气具有代表性，脱硝效率能真实反映脱硝系统性能。,现场核查问题分析,主要内容,一、电力减排形势与要求二、总量核算核查基本思路三、电力SO2总量减排核查核算要点四、电力NOX总量减排核查核算要点五、自动监控系统现场核查要求六、台账资料及相关要求,自动监控系统核查,（一）CEMS设备仪器生产厂家及型号 中国环境监测总站公布的烟尘烟气连续自动监测系统（CEMS）认证检测合格厂家名录内第三方运营单位资质 在环保网数据中心公布的环境污染治理设施运营持证单位名录内巡检周期 7天一次 标定周期 7天一次现场标气值与标定时仪表读数 正常误差范围2.5%量程CEMS工控机报表和历史曲线

31、 有，并与实际情况一致测量参数是否齐全（1）烟囱排口或脱硫出口参数（二氧化硫、一氧化氮、含氧量、流速、压力温度、烟尘）（2）脱硫进口参数（二氧化硫、含氧量）（3）脱硝SCR进口（一氧化氮、含氧量）（4）脱硝SCR出口（一氧化氮、含氧量）,自动监控系统核查,（二）CEMS预处理系统标气 不过期，浓度在量程范围内抽气管路 走向平直，无U型弯曲伴热管线温度 200脱硫脱硝150 冷凝器温度 41 过滤器 无水汽及异物杂质干燥器 无水汽及异物杂质数据保持功能（标定、反吹）不允许标定和反吹保持气路 无水汽及异物杂质仪表进气流量 系统设计要求,自动监控系统核查,（三）运行管理台账标定记录情况 要求规范脱硫

32、剂发票及当年使用量 能够提供，脱硫剂用量与煤量及硫分对应耗煤量（吨）提供报表燃煤平均含硫率（%）提供检测报告石灰石纯度/钙硫比 提供检测报告CEMS异常数据与处理 要求规范，有维护记录,自动监控系统核查,（四）DCS基本参数历史数据，须保存一年以上。DCS数据是否齐全，脱硫脱硝主要运行参数及CEMS相关数据。历史曲线与标定记录、维护记录反吹间隔，须对应一致。湿法脱硫曲线，机组负荷增压风机电流旁路挡板开度原烟气SO2烟囱进口SO2烟囱进口温度。,自动监控系统核查,（四）DCS基本参数石灰石干法脱硫曲线，机组负荷石灰石给料转速石灰石仓料位烟囱进口SO2。SCR脱硝曲线，机组负荷SCR进口NO浓度喷

33、氨流量喷氨调门开度稀释风机电流。,自动监控系统核查,（四）其它仪表量程、工控机量程、DCS量程 三者量程应当一致有无烟气旁路 原则上不准保留烟气旁路。现场仪表读数与监控平台 读数应当一致烟气排口监测点位置 必须在烟气旁路的下游（烟囱入口、高处、混合烟道）,自动监控系统核查,（四）其它有效性审核标志 在有效期限内在线监控系统联网情况 已与省级环境监控平台、市级监控平台联网,自动监控系统核查,核查问题1,某企业的排口的在线分析仪显示数据与采集仪的数据有差异。通过改变仪器的输出量程设置。比如：仪器上设置420mA对应的量程为500mg/L 而采集仪上设置的是200mg/L.当仪器显示100mg/L

34、其对应的mA数为7.2.然而对应采集仪采到的数据为40mg/L.这种差异性，只要用上位机的数据与仪器的历史记录做比对，就可以看出来。可能存在的问题：数采仪输出信号非现场分析仪输出值,自动监控系统核查,核查问题2,在现场核查过程中，发现氨逃逸表、烟气流量表、湿度表等表计测量准确度不高，相当一部份表计与实际差距较大；机组启停时，经常出现CEMS系统迟于机组投运；反映出电厂在烟气在线系统仪表方面的管理依然较为薄弱，应该加强对表计的维护力度。,主要内容,一、电力减排形势与要求二、总量核算核查基本思路三、电力SO2总量减排核查核算要点四、电力NOX总量减排核查核算要点五、自动监控系统现场核查要求六、台账

35、资料及相关要求,数据填报,准确性全年的数据上报数据层层严格审核，企业发电量、供热量、燃煤量、燃油量、燃气量，单位问题对核查表填报数据进行逻辑分析，认真审核。,电子台账总体要求,生产报表。生产运行信息和燃料原料消耗信息、环保设施停运记录等。逐日填报。在线监测数据。CEMS现场端导出小时均值原始数据，以生产线为单位将整个核算期数据保存至一张EXCEL工作表中集团公司应从在线监控平台将企业CEMS数据导出数据不得更改，所有监测/上传信息均应上报。,电力全口径电子台账,1、生产报表逐月数据2015年起，应逐日填报生产报表。,（一）生产运行报表,电力全口径电子台账,2、燃料信息表,（一）生产运行报表,电

36、力全口径电子台账,3、脱硫脱硝设施启停汇总表,（一）生产运行报表,电力全口径电子台账,（二）在线监测数据脱硫脱硝设施进口、出口、总排口在线监测数据均应上报。表中仅保留每日24个小时的数据，不要导出表中最大值、最小值、均值等数据；保留所有监测参数,（二）在线监测数据（正确示例）,（二）在线监测数据（正确示例）,（二）在线监测数据（不合格示例）,（二）在线监测数据（不合格示例）,（二）在线监测数据（不合格示例）,1、参数不全，无氧量2、时间格式,（二）在线监测数据（运用）,电子台账总体要求,DCS曲线原则上以7天为周期截屏，按时间顺序粘贴在WORD文档中上报注明生产线编号及各条曲线含义，相同参数使用同一颜色。根据参数的变化区间合理设定参数量程，每台机组或生产线核算期同一参数量程保持不变。对曲线图中的不同参数进行合理布局，避免重叠。,谢 谢！,