火电行业环境监察简要指南
（试行） 第一章 行业概况
1.1定义及主要生产设备
火电企业是指利用煤、石油、天然气等燃料燃烧所产生的热能转换为动能以生产电能。主要生产设备有：锅炉、汽轮机、发电机、煤场及运输码头、电力输送系统、生产用水系统。我省火电企业以燃煤机组为主，燃油、燃气、热电企业现场监察可参考本指南。 1.2生产过程及主要污染物
生产流程：燃料化学能(通过锅炉)→高温高压水蒸气热能(通过汽轮机)→机械能(通过发电机)→电能(通过变压器)→电力系统。
主要污染物为锅炉燃烧产生的烟气，主要污染因子为烟尘、SO2、NOX。另外还包括化学水处理废水、煤场扬尘、生产噪声、煤渣等。 1.3主要污染物处理工艺
典型流程为：原烟气—脱硝设施—除尘设施—脱硫设施—排放。 除尘系统：火电厂主要采用电除尘器、袋式除尘器
脱硫系统：火电企业一般采用湿法脱硫系统，用石灰石液吸收烟气中的SO2，得到石膏；热电企业一般直接向锅炉内喷石灰石粉，在燃烧过程中吸收SO2。
脱硝系统：火电企业NOX的控制一般首先通过采用低氮燃烧技术减少燃烧过程中的产生量，再通过烟气脱硝系统脱除NOX。目前火电企业脱硝系统主要采用干法脱硝工艺，利用NH3在一定温度下，将烟气中的NOX还原为N2和水，典型的工艺有两种：一种是选择性催化还原工艺（简称SCR），即需要在催化剂的作用下实现反应，脱硝效率较高。另一种是选择性非催化还原工艺（简称SNCR），不需要催化剂，成本相对较低，但脱硝效率也相对较低。
第二章 材料审查
2.1环保手续
环评审批：审查主要生产设备与所采取的污染治理措施与环评审批
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是否一致，重点关注环评对烟气处理措施有无特殊要求、主要污染物排放总量控制要求等，有无落后机组需要淘汰。竣工验收：审查企业竣工验收文件是否齐全，验收整改意见有无落实。排污许可证：查看年度排污申报表合理性，审查排污许可证排污总量、审批允许总量与实际排放量是否一致。
2.2企业各类污染物台账
主要审查企业的燃煤用量和煤质分析检测报告、机组运行与发电量报表。污水处理记录台账、废气治理设施运行台账，重点查看脱硫系统与脱硝系统运行各类台账。煤渣等固废产生及处置台账，查看处置或委托处置协议、运输、转移记录。
第三章 现场勘验环节
火电企业常用现场检查程序包括“听、问、查、看、测”等五步骤，重点是查看脱硫设施、脱硝设施运行的情况，分析设施运行参数是否符合逻辑关系。
3.1听企业基本情况介绍
了解企业建成投运时间、锅炉大小、机组大小、总装机容量，以及主要污染治理设施情况，有无脱硫设施、有无脱硝设施，执行的排放标准情况，减排任务落实情况等。 3.2问企业环保管理情况
1、燃煤情况。问企业近期燃煤质量情况，含硫率多少，含硫率是否较高，全省平均为0.8%-1.0%左右，超过1.4%可以认为高硫煤。
2、设施运行情况。问近期机组运行负荷是否稳定，脱硫、脱硝系统有无故障，能否正常运行，SO2、NOX的平均排放浓度等，问脱硫、脱硝系统的各项主要设计参数情况，为下一步查运行参数铺垫。
3、企业环保应急管理情况。是否制定环境污染事故应急预案，重点了解设备检修、污染治理设施故障造成的事故性排放等情况的应急措施。 3.3查污染治理重点环节
1、除尘系统。火电企业的除尘设备相当先进，一般除尘效率在99%以上，可以凭肉眼观察烟囱，如果颜色较黑说明除尘效果较差。
2、脱硫系统。检查脱硫系统有无运行，查看浆液泵、增压风机等主
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要设备是否在运转，观察废气排放口情况，如脱硫系统未运行则烟气有点米黄色，如果运行比较白透。查看脱硫吸收塔有无腐蚀破损、石灰石仓周边是否整洁，检查脱硫石膏是否及时外运处置，有无长期未运行的痕迹。
3、脱硝系统。脱硝一般采用液氨、氨水、尿素等作为还原剂处理NOX，检查还原剂使用与贮存情况，氨气制备系统、喷氨系统、催化反应器等主要设备是否在运行，有无故障或无法正常开启，设施周边是否整洁，查看烟气排放颜色，未投运脱硝装置的烟气呈淡黄色。
4、废水处理系统。企业化学水处理车间将产生一定量的废水，需要中和处理；煤场将产生一定量的冲灰水，需要沉淀处理。检查企业废水处理设施是否完善，有无正常运行，排放口出水是否清澈，有无安装在线监控设施。
5、在线监控设施安装。检查在线监控设施（电厂一般称“CEMS”系统）是否安装，一般火电企业安装进出口两套监测系统、热电企业仅安装一套出口监测系统。检查出口在线监测安装的点位，是否位于旁路烟道之后的混合烟道中，可以监测企业撤出污染治理设施，开启旁路情况下能够监测烟气排放情况。 3.4看重要仪器设备数据
1、看中控系统数据（一般称“DCS”系统，即分散控制系统，是检查的重点）。
一是检查实时监控原烟气数据，重点关注机组生产负荷、烟气量、进出口的烟尘、SO2、NOX浓度。根据数据指标分析相关情况，如燃煤硫份为0.8%，则其SO2浓度为1400 mg/m3左右，如果SO2浓度超过2500 mg/m3，则说明企业燃煤较差，脱硫系统运行负荷很高，难以稳定运行。同时，要分析各数据是否具有逻辑性，如根据出口SO2排放浓度，推算脱硫、脱硝效率是否符合设计值；判断出口排放浓度有无偏离正常值，一般企业脱硫后的烟气SO2浓度在50 mg/m3左右（与原烟气浓度有关），NOX在脱硝以后在90mg/m3以内。
二是查看脱硫系统运行相关技术指标，重点要关注脱硫效率、旁路挡板、吸收塔、增压风机等指标。一般火电企业采用湿法脱硫，脱硫运行一般为90%左右（热电企业采用炉内脱硫效率为70%左右），旁路挡板
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开启度（一般为关闭状态0%），脱硫吸收塔浆液PH值（一般为5.3-5.8左右），增压风机电流是否正常（一般为230-260A左右），观察数据指标是否稳定，有无异常或偏离正常设计值。
三是查看脱硝系统运行相关技术指标。一般火电企业主要是采用SCR或SNCR工艺，重点要关注脱硝效率、运行温度、旁路挡板、氨气制备系统。采用SCR工艺，控制温度一般为300-400℃，脱硝效率为70%-80%；采用SCNR工艺控制温度一般为800-1100℃，脱硝效率为30%-50%。旁路挡板是否关闭，查看氨气进量数据和反应器中NH3浓度、逃逸率，根据机组负荷和烟气量分析喷氨是否充足，逻辑关系是否异常，判断是否正常稳定运行。
四是调阅历史数据，查看最近1月或一周内各项主要指标是否稳定，如烟气量、脱硫效率、脱硝效率、出口浓度是否完整，出口浓度是否达标，有无异常，企业这些历史数据要至少保存6个月以上。
2、看在线监控(CEMS)的一次仪表数据。企业在线监控设施数据首先会传输到烟囱底部的一次仪表站房，要求企业打开该站房，进入查看一次仪表数据。检查以下几点：一是监控设施站房是否符合要求，有无运维规章制度与相关记录台账，房间是否上锁；二是检查在线监控设施监测指标是否全面，火电企业一般包括废气量、烟尘、SO2、NOX、温度等指标，在线监控数据是否与环保部门联网，显示屏是否正常显示；三是注意观察可能导致在线数据不真实的各种因素，如仪器设备存在问题、仪器量程过高、人为造假、维护不当等情况。
3、看脱硫、脱硝设施运行台账。火电热电企业的脱硫、脱硝等污染处理设施都是通过中控室控制，有一套严格的管理制度，这些具体的操作运行情况都有记录，翻阅这些原始记录台账，查找是否有开启旁路挡板、停运污染治理设施等操作记录，查看发生事故性排放有无向环保部门报告的记录等。
3.5测烟气和含硫率等相关指标
1、监测总排放口情况。现有火电热电企业的排放标准非常宽，一般均能达标（一般为SO2标准为400 mg/m3，NOX为650 mg/m3）。新的国家火电企业排放标准将于2012年1月起实行，其中新建项目（SO2的标准为100 mg/m3，NOX为100 mg/m3），现有项目于2014年7月执行（SO2
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的标准为200 mg/m3，NOX为100 mg/m3）。
2、监测燃煤硫份。现场要求企业提供煤场或传送带上的煤样，取1-2公斤带回化验燃煤的含硫率。
第四章 技术核算环节
4.1物料衡算法
根据燃煤量、含硫率、含氮率、脱硫率、脱硝率等，核算其SO2、NOX的排放量情况：
SO2排放量（kg）=1600（单位转换系数，转化率取80%）×燃煤量（t）×含硫率（%）×（1-脱硫率×运行率）；
NOX排放量（kg）=1630×燃煤量（t）×[0.015%×燃煤中氮的转化率（%）+0.000938]。 4.2产污系数法
根据总量减排核算和污染源普查等相关产污系数，如果脱硫设施正常运行、采用低氮燃烧工艺，一般情况下吨煤产污系数为：SO2约1.0-1.6克/吨煤，NOX约为2.7-3.8千克/吨煤。
第五章 常见违法行为
废气超标排放，由于脱硫设施、脱销系统、除尘设施不正常运行，导致排放超标；项目未及时进行环保三同时验收。
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