电厂so2总量减排核算与核查

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1、总量减排核算与核查----SO2交流内容第一部分二氧化硫减排核算第二部分电厂烟气脱硫设施的核查湖北省减排的形势：化学需氧量二氧化硫2005年61.671.72006年62.676.02007年60.0570.682007年与2005年比较减2.52%减1.42%2008年全国目标减5%减6%2010年本省目标58.5，减5.0%(每年约3万多吨新增量)66.1，减7.8%(每年约4万多吨新增量)湖北省2008年减排的形势：减排计划：化学需氧量、二氧化硫分别比2007年下降1.5%和2.2%，分别消减0.90和1.55万吨。上半年核算：化学需氧量、二氧化硫分别比2007年下降2.44%

2、和1.14%，分别消减0.75和0.38万吨。新增火电SO2排放量新增火电SO2排放量煤电关系g—新增火力发电量对应的发电标准煤耗，克标煤/千瓦时；原则上取320克标煤/千瓦时。核算期内，没有新投运和上年接转燃煤发电机组的地区，按照当年该地区全口径火力发电厂平均发电煤耗取值；实际上，600MW（60万机组），300MW发电标准煤耗是不相同的。不同负荷时，也不相同。新增火电SO2排放量β—燃料与标煤转换系数原煤与标煤转换系数β取1.4，（7000/5000）（也就是说，448克原煤/千瓦时，4.48万吨原煤/亿度）目前大多数省份由于煤质较差，大于1.4。α—SO2释放系数，燃煤机组取1

3、.6，燃油机组取2.0。1.6目前偏小。新增火电SO2排放量可能出现负值Mi—当年新投产第i个燃煤机组脱硫设施通过168小时移交后的第二个月算起的煤炭消耗量，万吨；对于上年接转并在当年满负荷运行的燃煤机组，Mi为第i个燃煤机组脱硫设施通过168小时移交后的第二个月算起的煤炭消耗量差额，即核算期煤炭消耗量与上年同期脱硫设施已运行期间的煤炭消耗量的差额。新增火电SO2排放量今年上半年按所有减排量的机组（新建、接转、现役）的加权平均。S—当年新投产和上年接转第i个燃煤脱硫机组煤炭平均硫份，%；以电厂提供并经现场核查确认的分批次入炉煤质数据为准，并通过现场一个月以上的烟气在线监测脱硫系统入口

4、SO2浓度和脱硫设施设计煤质参数加以核对。1%硫份--2100新增火电SO2排放量综合脱硫效率脱硫设施投运率和烟气在线监测脱硫效率之积。脱硫设施投运率指脱硫设施年（半年）运行时间与脱硫设施建成后发电机组年（半年）运行时间之比。须通过现场核查烟气在线监测系统储存数据、脱硫设施运行记录和上报环保部门停运时间确认。未报告，打监察系数新增火电SO2排放量烟气在线监测脱硫效率原烟气SO2浓度－净烟气SO2浓度脱硫效率＝ｘ原烟气SO2浓度100%综合脱硫效率脱硫工艺（不得把设计脱硫效率和环保验收时的脱硫效率作为实际运行效率）脱硫效率石灰/石膏法、烟塔合一法、海水烟气脱硫80-85%烟气循环流化床

5、、NID等干（半干）法70-80%石灰/石膏半干法、喷雾干燥法等70%氨法、氧化镁法和双碱法60-70%单机装机容量大于20万千瓦CFBC70-80%其他CFBC按与省环保局联网而定燃煤添加脱硫剂，与省局联网而定水膜除尘、除尘脱硫一体化、换烧低硫煤0现役燃煤机组脱硫工程新增消减量注意问题（Ｐ２９３）（1）原则上，现役燃煤机组安装脱硫设施新增SO2削减量以2005年环境统计数据库中该机组所在电厂平均硫份为准，没有硫份数据的（如企业自备电厂），以现场核查煤炭硫份为准。现场核查时，通过分批次入炉煤质、脱硫系统设计煤质和烟气在线监测系统入口SO2浓度数据分析，确定实际煤炭硫份。现役燃煤机组脱

6、硫工程新增消减量注意问题（Ｐ２９３）（2）若现场核查某新增脱硫设施的实际煤炭硫份与2005年环境统计数据库中平均硫份差别在20%以上的，新增削减量以2005年环境统计数据库中硫份对应的产生量与实际硫份对应的脱硫后排放量的差为准。工业燃煤锅炉脱硫工程新增消减量（1）2005年12月31日前投产并纳入2005年环境统计重点调查单位名录的企业，工业燃煤锅炉建设并运行烟气脱硫工程的，必须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，自环保部门验收合格的第二个月开始核算SO2新增削减量。工业燃煤锅炉脱硫工程新增消减量（2）工业燃煤锅炉烟气脱硫工艺包括石灰石/石膏法、双碱法、氨法、氧化镁

7、法、半干法和列入《国家先进污染防治技术示范名录》和《国家鼓励发展的环境保护技术目录》及其他国家推荐的脱硫技术。换烧低硫煤、燃煤量减少等不计SO2削减量。结构调整、能源替代新增消减量1、2007年接转，全计。2、2008上半年只计火电、钢铁、焦炭、水泥、冶金行业。火电厂关停机组以国家发改委公布为准。（年底增加炼油）3、无2005年环统数不计。4、能源替代：计天然气、高炉煤气、焦炉煤气替代。电厂烟气脱硫设施的核查火电厂典型烟气量300MW机组新机105至110