电力行业 NOX 减排核查核

算要点解析

环保厅总量处

2012年 6 月 14日

环保厅总量处

2012年 6 月 14日

主要内容主要内容

一、 NOX 减排核查核算面临问题

二、低氮燃烧改造核查核算要求三、脱硝减排核查核算要求四、其他要求

陕西省氮氧化物 09-11年变化趋势

陕西省氮氧化物 09-11年变化趋势

4

陕西省电力行业脱硝工程分布图

细化工程减排

5

陕西省水泥行业脱硝工程分布图

细化工程减排

6

NOX减排核算复杂性—生成途径NOX减排核算复杂性—生成途径热力型：空气中的氮气在高温下氧化而成，在温度足够高时，可占到 NOX总量的 20%以上 (降低热风温度、烟气再循环、低过剩空气 1.05-1.02燃烧 )

燃料型：燃料中含有的氮化合物在燃烧过程中热分解而又接着氧化而成的，占到 NOX总量的 60－ 80%以上，可高达 90%(低氧—分级 -空气 -燃料 -浓淡偏差 )

快速型：燃烧时空气中的氮和燃料中的碳氢离子团如 CH等反应生成的，生成量很少

—— 排放量难以用物料衡算法计算

改变燃料类型（前端）低氮燃烧技术（中端）

空气分级燃烧；燃料分级燃烧；浓淡偏差燃烧；烟气再循环；减少空气预热

脱硝技术（末端）SCRSNCRSCR/SNCR联合脱除技术

NOX减排核算复杂性—控制措施NOX减排核算复杂性—控制措施

按照对应的煤量、氮氧化物去除率、脱硝效率分段核算。

NOX排放量核算方法NOX排放量核算方法

η i = C脱硝前 − C脱硝后C脱硝前 × γ ξi = C改造前 − C改造后C改造前

系数法

电力 NOX减排核算面临的问题电力 NOX减排核算面临的问题什么情况下认定低氮燃烧改造效果 (效率 )？低氮燃烧改造削减率认定依据？怎么认定？低氮改造后日常运行操作不同产生的因素？脱硝机组如何分段核算排放量？低负荷烟温达不到催化剂要求情况下如何核算？脱硝中控系统建设要求？在线监测数据与 DCS数据关系？

2011年各省已建脱硝机组装机容量及占总装机容量比例

2011年全国电力脱硝建设情况2011年全国电力脱硝建设情况

2011 年脱硝机组综合脱硝效率 . 综合脱硝效率在 40%以下机组的装机容量约 7786 万千瓦，占脱硝装机容量的58%

2011年全国电力脱硝情况2011年全国电力脱硝情况

2011年全国电力脱硝情况2011年全国电力脱硝情况

第一，催化剂问题–催化剂层数少，有的仅安装一层–氨盐沉积和飞灰沉积造成催化剂的堵塞–催化剂磨损–催化剂中毒，催化剂活性降低（下一步关注重点）第二，监测监控问题–CEMS数据不准确（浓度、流量、氧含量等）–安装位置不规范–没有定期比对和校验，标准气过期–测量仪表精确性不够（温度、喷氨流量等）–DCS 参数不全 ( 无喷氨量 ) 、保存时间短、数据调阅速度慢

减排核查发现存在的问题减排核查发现存在的问题

第三，脱硝设施管理、运行和维护不到位–早期安装的脱硝装置设有旁路，漏风现象–气氨是否连续供应，循环取样风机、蒸发器不连续运行，反应器温度、催化剂温度不正常–NH3逃逸量过高，灰中氨味较大第四，技术瓶颈–发电负荷低时，脱硝系统停止喷氨–催化剂再生问题第五，人为弄虚作假–在 CEMS上作假：人为设置量程、修改内部程序–修改 DCS核心程序：改效率、改浓度–修改历史数据库记录

减排核查存在的问题减排核查存在的问题

主要内容主要内容

一、 NOX 减排核查核算面临问题

二、低氮燃烧改造核查核算要求三、脱硝减排核查核算要求四、其他要求

降低 NOx排放的首选技术是在煤粉燃烧过程中控制 NOx

的生成。用改变燃烧条件的方法来降低 NOx的排放，统称

为低 NOx燃烧技术。

低 NOx 燃烧器控制 NOx 排放原理A— 贫氧挥发物析出； B— 烟气回流区； C—NOx 还原区； D— 等温火焰面； E— 二次风控制混合区； F— 燃尽区

低氮燃烧技术低氮燃烧技术

– 改变燃烧条件 ( 低过量空气燃烧 )空气分级燃烧；燃料分级燃烧；浓淡偏差燃烧；烟气再循环；减少空气预热– 低过量空气燃烧的负面影响会造成炉内 CO浓度的急剧增加增加飞灰含碳量还原性气氛降低灰熔点，引起炉壁结渣与腐蚀低负荷难以运行——平衡控制

低氮燃烧技术低氮燃烧技术

认定范围认定范围1 、小改 [×]

特点：燃烧器未改造，仅燃尽风（ SOFA风）改造、二次风喷嘴改造

效果：高负荷情况下有一定效果，低负荷（ 70%以下）效果不明显

2 、大改 [√]特点：燃烧器改造， SOFA风改造，大风箱水冷套改造效果：浓度明显变化

—— 改造前后氮氧化物浓度需有显著变化

影响低氮燃烧主要因素影响低氮燃烧主要因素

第 1代

第 2代

第 3代

低氮燃烧技术发展低氮燃烧技术发展

上海锅炉

低氮技术发展低氮技术发展

——挥发份高的烟煤是改造的首选；褐煤也很好降；这两种煤种改造技术成熟

低氮技术发展和煤种影响低氮技术发展和煤种影响

分 类 时 间 技术描述 烟 煤 贫 煤 无烟煤

第一代 2003年前 同心切圆燃烧系 统 500-600 700-800 1000以

上

第二代2003 年 设计， 2005年后投运

引进型低 NOx切向燃烧系统 200-300 500 800

第三代2009 年 设计， 2011年后投运

复合空气分级低NOx燃烧系统 150-200 450 650

上海锅炉 NOX排放设计值 (mg/m3)

2-3 倍

四角切园改造效果最好，改造最多，浓度能降到200mg/m3左右；

墙式旋流次之，同样的煤种四角切圆改造后浓度要比墙式低 100mg/m3；

W火焰改造目前还未成功。

炉型影响炉型影响

配风；磨煤机组合（影响烟温）；总风量；每台磨煤机负荷；——操作会对 NOX浓度产生 30% 影响—— 临时措施：调整煤种（接近设计煤种）、降低氧量临时性措施都可以降低 NOX排放，但增加煤耗、降低效率（必须看长期效果）

运行操作对 NOX排放影响运行操作对 NOX排放影响

配风系统配风系统

低氮燃烧操作控制低氮燃烧操作控制

6台磨运行， SOFA风正常，配风优化前

开度

低氮燃烧操作控制低氮燃烧操作控制

300mg/m3左右

低氮燃烧操作控制低氮燃烧操作控制

5台磨运行， SOFA风开大，配风优化后。考虑安全性，磨煤机必须有余量，同时更多烧经济煤

低氮燃烧操作控制低氮燃烧操作控制

200mg/m3 以内

通过操作人员的不同控制， NOX浓度会有 100mg/m3的变化幅度

排放浓度与负荷关系排放浓度与负荷关系

理论上没有严格关系，实际操作中，低负荷时空气过剩系数大， NOX浓度高

排放浓度与负荷关系排放浓度与负荷关系

负 荷

NOX 浓度

• 锅炉效率、 NOX浓度、 CO浓度、减温温度、结渣、高温腐蚀等问题。

• 飞灰含碳量非常重要，飞灰比例不能发生大幅度变化，否则也不能保障稳定运行，这直接影响效率。

• 电厂观点：低氮燃烧与效率肯定没法兼顾，一般效率还是降低 0.5% 。核心还是在降低效率与 NOX排放找平衡点。

低氮燃烧改造主要考核指标低氮燃烧改造主要考核指标

• 认定依据（采用哪类数据）优先采用改造前后的在线监测数据进行确定参考性能测试报告（理想工况下测试数据）、环保验收报告数据进行校核。

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，原则上不得高于锅炉出厂时设计最高氮氧化物排放浓度。

低氮燃烧改造效率核定低氮燃烧改造效率核定

—— 从严认定原则 采用长期数据；未建设脱硝设施 , 原则上效率不超过 35%；建设脱硝设施后认定效率填平补齐；原因：影响 NOX排放浓度因素太多，除炉型外，有煤种、负荷、操作控制；低氮改造效率认定后很难再重新核定，而改造前 NOX浓度以后无从获取。从趋势看，实际运行煤种会更偏离设计煤种。

低氮燃烧改造效率核定低氮燃烧改造效率核定

低氮燃烧改造前低氮燃烧改造前

（ 2004年机组 330MW2月份 )（ 2004年机组 330MW， 1月份 )

低氮燃烧改造前低氮燃烧改造前

（ 2004年机组 330MW3月份 )

（ 2004年机组 330MW)

低氮燃烧改造后低氮燃烧改造后

[2012年 1月 ]

低氮燃烧改造后低氮燃烧改造后

（ 2004年机组 330MW)

[2012年 5月 ]

改造前浓度基本为 300mg/m3；

改造后基本稳定在 160mg/m3；

污染源普查排污系数为 5.82g/t煤（ 600mg/m3)

；

低氮改造 NOX 去除率 =（ 300-160） /300=45%

在未建设脱硝设施前 ,低氮效率按 35%认定 .

低氮燃烧改造效率核定低氮燃烧改造效率核定

• 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

• 低氮燃烧改造机组，必须保存改造前在线监测历史数据，以此核定改造后的氮氧化物去除率

注意事项注意事项

• 性能测试报告只能作为参考，工矿良好情况下的结果。要看长期数据。与负荷、煤种有很大关系；

• 云南宣威， 2011年进行低氮改造，性能测试270mg/m3，后来运行基本在 400mg/m3左右；

• 上海外高侨改造，验收结果在 350mg/m3左右，实际运行基本都在 450/m3左右。

• 小机组改造效果差。

注意事项注意事项

主要内容主要内容

一、 NOX 减排核查核算面临问题

二、低氮燃烧改造核查核算要求三、脱硝减排核查核算要求四、其他要求

烟道SCR反应器催化剂氨喷射系统吹灰及控制系统主支撑钢结构检修起吊设施

燃煤机组 SCR 基本流程图 SCR反应区主要设备系统

脱硝主设备系统脱硝主设备系统

• 脱硝设施是否运行；• 在线监测点位与准确度；• 脱硝设施投运率和脱硝效率；• 氨分析检测装置；• 旁路挡板状态核查；• 稀释风机运行情况；• 运行记录和 DCS数据。——脱硝设施运行逻辑判断

脱硝减排核查内容脱硝减排核查内容

• 核查方法：在线监测数据 +DCS 数据 + 脱硝运行记录– 负荷与烟温；– A\B 侧反应器 CEMS测量参数：原烟气入口 NOx浓度、含氧量、烟气流量等；净烟气出口 NOx浓度、含氧量

– A\B 侧反应器脱硝效率， A\B 侧喷氨流量信号；– 稀释风机运行信号，加热器出口温度、稀释风机流量；– A\B 侧反应器吹灰器运行信号（声波吹灰器压缩空气压力

信号，蒸汽吹灰器蒸汽压力信号）；– 蒸发器运行状态信号及运行温度、蒸发器加热器运行信号

或蒸汽阀开关状态信号；– 氨罐液位、温度、压力等；– 旁路门开度信号（开关量信号“ 1”、模拟量信号“ 0”）

主要运行参数主要运行参数

脱硝设施是否运行问题

吹灰器

稀释风机运行信号

入口烟温烟气流

量入口浓

度

出口浓度

喷氨流量

机组负荷省煤器出口温度入口 NOx浓度喷氨量出口 NOx浓度

DCS曲线历史数据DCS曲线历史数据

• 在脱硝正常投入的情况下，两台稀释风机至少有一台连续投入运行

• 气氨与稀释风量标态体积比应小于 16%，通常设计按 5%设计

稀释风机电流稀释风机电流

• 旁路挡板开 /关信号测点：一般情况旁路挡板开关信号共设置有 3 个开信号和 2 个关信号。其中开信号是由执行器自身 1 个开信号和挡板外设的 2 个开信号组成（一般 3取 2）。关信号由执行器自身 1 个关闭和挡板外设的 1 个关信号组成（一般 2取 1）。– DCS与现场实际开度对比检查– 挡板的具体位置对比检查– 脱硫侧烟气分析仪与脱硝出口烟气分析仪进行对

比

旁路挡板状态旁路挡板状态

喷入NH3锅炉

催化剂阵列

空气加热器

催化剂单元

催化反应器

脱硝系统入口NOX 、 O2 分析仪

脱硝系统出口NOX 、 O2 、 NH3 分析仪

在线监测点位与准确度在线监测点位与准确度

• 案例： CEMS显示数据与 DCS记录不相符

–电厂采用修改 DCS 参数，调整 DCS 画面 NOx显示值，达到虚假“满足”环保排放要求。

–现场重新标定 CEMS 参数。检查 CEMS 机柜参数量程与 DCS 值进行比较，同时利用 CEMS历史数据与 DCS历史数据进行比较。

在线监测点位与准确度在线监测点位与准确度

建立完整的脱硝设施运行记录脱硝设施停运报告制度•脱硝设施因改造、更新、维修等原因暂停运行的，需按有关规定提前报当地环保部门备案；•脱硝设施遇事故停运、在线监控系统或中控系统发生故障不能正常监测、采集、传输数据的，需按有关规定上报当地环保部门；• 保存好请示和批复的文件备查。

运行记录检查运行记录检查

• 1）气氨是否连续供应• 2）循环取样风机是否连续运行• 3）蒸发器是否连续运行• 4）反应器差压值是否正常• 5）反应器温度、催化剂温度是否正常• 6）氨罐气氨压力温度是否正常• 7）氨罐液位是否正常• 8）蒸发器电加热器电流是否正常

其他辅助参数检查其他辅助参数检查

1 、强调分段核算

–脱硝效率发生显著变化的；

– 投运率显著变化；

–监测数据作假 /设定上限值

2 、 A\B脱硝反应器两侧进口浓度、出口浓度、烟气量差异较大，需根据进、出口的 NOx浓度、烟气量，按照加权平均法进行折算

综合脱硝效率认定综合脱硝效率认定

3、脱硝设施投运率扣减• 脱硝设施故障或人为等原因，脱硝设施与发电机组不能同时运行

——按脱硝停运时间扣减投运率• 低负荷停止喷氨——按停止喷氨时间扣减投运率，而非按照低负荷发电量占核算期发电量的比例扣减投运率。 原因：低负荷时浓度高；负荷在 50%以上基本满足脱硝烟温要求；推动脱硝设施建设省煤器旁路

综合脱硝效率认定综合脱硝效率认定

机组负荷

入口 NOx浓度

出口 NOx浓度

喷氨量

喷氨量根据入口NOx浓度调节，变化趋势基本同步

出口 NOx 稳定控制在50-100mg/Nm3之间

喷氨量与氮氧化物去除量成正比

按浓度 /效率控制按浓度 /效率控制

机组负荷

喷氨量

入口 NOx浓度

出口 NOx浓度

脱硝设施停运 443小时

脱硝运行时，入口 NOx 平均 630mg/Nm3，出口NOx 平均 170mg/Nm3，脱硝效率 73%

全月机组运行 720 小时，脱硝设施停运 443 小时，投运率38.5% 。

综合脱硝效率 =38.5%Χ73%=28.1%，该月耗煤量 10.03 万吨，产物系数5.82排放量 =10.03Χ5.82 Χ10 Χ（ 1-28.1%） =419.7（吨）

人为停止喷氨 NOX排放量计算人为停止喷氨 NOX排放量计算

低负荷停止喷氨 NOX排放量计算低负荷停止喷氨 NOX排放量计算

机组负荷烟气温度

喷氨量喷氨量

夜间低负荷运行，省煤器出口烟温下降，停止喷氨

每天夜间低负荷运行 6-8 小时，脱硝设施均停运

低负荷停止喷氨 NOX排放量计算低负荷停止喷氨 NOX排放量计算

烟温低于320 度

脱硝设施停运 43 小时

脱硝设施停运 135 小

时

喷氨量

出口 NOx浓度

机组负荷

入口 NOx浓度

投运率 =（ 720-43-135-16） /720=73.1%脱硝效率 =（ 472-250） /472=47%综合脱硝效率 =47%Χ73.1%=34.4%，该月耗煤量 9.62 万吨，产物系数 5.82排放量 =9.62Χ5.82 Χ10 Χ（ 1-34.4%） =367.3（吨）

出口浓度设定上限出口浓度设定上限

脱硝设施停运 16 小时

出口浓度设定上限出口浓度设定上限

入口监测浓度有误入口监测浓度有误

根据喷氨量折算效率；或根据变化曲线平推

入口监测浓度有误入口监测浓度有误

按最低点 400mg/m3 认定效率

监测数据作假——通报监测数据作假——通报

监测数据作假——通报监测数据作假——通报

对于 SNCR脱硝改造的机组，必须保存改造前的在线监测历史数据，以此核定改造后脱硝效率。

SNCR脱硝设施投运前氮氧化物排放浓度优先采用脱硝设施投运前在线监测浓度平均值取值；查看停止喷氨 NOX浓度；不能提供在线监测历史数据的，参考性能试验数据，并从严认定效率；

改造前氮氧化物浓度不能超过按 2010年污普动态更新填报排污系数折算的氮氧化物排放浓度；并参考锅炉性能考核报告中氮氧化物排放浓度；

SNCR脱效效率认定SNCR脱效效率认定

SNCR+SCR脱硝效率认定SNCR+SCR脱硝效率认定一些已建 SNCR的脱硝机组，为达到新标准要求，兼顾经济性，选择 SNCR+SCR 混合技术；

国华北京热电（ 2*200MW），江苏利港（ 4*600MW）

效率按照 SNCR+SCR 综合脱硝效率来认定，必须采用喷氨量校核

原因：技术决定，仅在锅炉内喷氨，根据最终出口认定综合脱硝效率。

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（ 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：

A0 —氨逃逸量，吨。根据监测的烟气中氨的浓度进行测算，当氨的浓度为3ppm时，氨逃逸量约占液氨消耗量的1. 67%；

综合脱硝效率校核综合脱硝效率校核

还原剂为氨水时，氮氧化物削减量推算公式为：

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

综合脱硝效率校核综合脱硝效率校核

案例：根据还原剂（液氨）消耗量校核脱硝效率

33.7%

综合脱硝效率校核综合脱硝效率校核

理论烟气量计算理论烟气量计算

主要内容主要内容

一、 NOX 减排核查核算面临问题

二、低氮燃烧改造核查核算要求三、脱硝减排核查核算要求四、其他要求

CEMS监测说明CEMS监测说明 目前 CEMS测的都是 NO浓度， NO2浓度都没测，也就意味着 CEMS测的浓度比实际浓度要低 5%左右。若测 NO2，需要把 NO2还原成 NO。

CEMS数据显示的一定是 NO浓度，在 DCS才乘以 1.53。

CEMS表上显示的是标态干烟气浓度，也不是实测浓度。

实际测（红外法）的单位都是 PPM，后来转化 为 mg/m3

CEMS 上位机208mg/m3

发电（负荷）、入口烟气温度、烟气流量、喷氨量、氨逃逸率、氧含量、烟气进口和出口氮氧化物浓度等参数接入中控；

确保能随机调阅运行参数及趋势曲线； 相关数据至少保存一年以上。 未安装 DCS系统的机组，原则上不认定脱硝设施减排效果。

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，要扣减综合脱硝效率。

中控系统建设要求中控系统建设要求

新建机组排污系数新建机组排污系数新建机组氮氧化物低氮燃烧后排污系数及排放浓度

规模等级

MW

挥发分①

Vdaf/%

排污系数

kg/t煤

排放浓度

mg/m3

≥750 20%＜Vdaf≤37% 2.72 300

Vdaf＞37% 2.03 250

450-749

Vdaf≤10% 4.52 800

10%＜Vdaf≤20% 3.33 400

20%＜Vdaf≤37% 2.77 300

Vdaf＞37% 2.27 250-300

250-449

Vdaf≤10% 5.39 1000

10%＜Vdaf≤20% 3.8 500-600

20%＜Vdaf≤37% 3.26 400

Vdaf＞37% 2.3 300

注：①无烟煤：Vdaf≤10%；贫煤：10%＜Vdaf≤20%；烟煤：20%＜Vdaf≤37%；褐煤：

Vdaf＞37%。

②原则上循环流化床锅炉排污系数取值为 2.3 千克/吨煤，如果实测浓度与排污系

数折算浓度相差较大时，按实测浓度取值。

现役机组排污系数调整现役机组排污系数调整

电厂 机组编号

调整前系数（克/吨煤）

调整后系数（克/吨煤）

调整前 2010年 NOx排放量（吨）

调整后 2010年NOx排放量（吨）

日常监测浓度

（mg/m3） 南通天生港

1# 2.02 5.82 1991.64 5738 600

2# 2.02 5.82 2008.36 5786 大连泰山热电有限公司

1# 1.04 3.62 672.00 2329.47 373

2# 1.02 3.62 636.00 2249.83 373

贵州黔西中水发电有限公司

1# 2.50 6.65 2471.13 6572.63

531 2# 2.25 6.65 2292.84 6766.46 3# 2.28 6.65 2303.94 6718.71 4# 2.95 6.65 2613.09 5892.31

2010 年污普动态更新排污系数相对日常监测浓度明显虚高或偏低的，在保持行业总量恒定前提下，合理调整，保障排放核算与实际相符。

企业名称 机组编号

NOx排污系数（千克 /吨） NOx排放量（吨） 日常监测

浓度（mg/m3)调整前 调整后 调整前 调整后

大唐南京发电厂 1 6.07 2.77 2217 1265 96

大唐南京发电厂 2 6.07 2.77 891 509 130大唐国际吕四港发电 1 6.07 3.33 5108 4169 238

大唐国际吕四港发电 2 6.07 3.33 5711 4661 225

大唐国际吕四港发电 3 6.07 3.33 5050 4122 244

大唐国际吕四港发电 4 6.07 3.33 3970 2209 268

新疆伊犁电第二火电厂 1 11.55 5.02 1157 503 298

新疆伊犁第二火电厂 2 11.55 5.02 1157 503 425大港发电厂 3 9.7 5.82 9128 5477 499大港发电厂 4 9.7 5.82 9302 5581 486新疆阜康能源开发有限公司 1 9.35 5.61 3983 2390 427

新疆阜康能源开发有限公司 2 9.35 5.61 3983 2390 464四川白马循环流化床示范电站 31 6.65 2.3 7727 2672 70

现役机组排污系数调整现役机组排污系数调整

谢 谢！