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=Mi×Si×α×（1-ηi）×104
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，% α——二氧化硫释放系数，燃煤机组取1.7
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ηi——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×g×β×10-2+H火×40×β×10-3 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；
β——燃料与标煤转换系数，原煤与标煤转换系数β与燃料地位发热量（LHV）相关，β=7000（大卡）/LHV（核算期平均值）。原则上，β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。
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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） 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
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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记录的，视具体情况扣减综合脱硫效率。
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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、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 。
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