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
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
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；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。
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80%，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
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。


参数选取原则及有关说明
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；
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
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；
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。

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
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，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。
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，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

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
减排量数据一致性 检验
环境统计
在线监测系统
设施运行记录系统
400 300 200 100 0 1 2 3 4 5
12 SO2实测浓度 SO2折算浓度 排放量 流量 含氧量 0
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 督核定和数据一致性核查核算技术方法
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。
核算方法
机组二氧化硫排放量物料衡算法核算公式
参数选取原则及有关说明
3、综合脱硫效率认定
综合脱硫率

脱硫设施投运率
脱硫岛效率
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%。
减排形势与要求
范围：覆盖有组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
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，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
• 包括收集核算的相关数据，现场核查重点企业排 放情况、减排项目建设与运行情况，抽查验证各 地污染物新增削减量计算结果的真实性与准确性
审核认定工 作
• 环境保护部负责 • 包括主要污染物排放量的最终审核与认定
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
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。
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
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。
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二氧化硫分布
在线监测系统数据变化曲线
DCS系统脱硫设施运行相关参数
核算方式
•省、区、市环保部门负责协调并督促
基础性准备 工作
•包括用于主要污染物新增量核算的基础资料、2010