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1、电力行业电力行业NONOX X减排核查核算减排核查核算要点解析要点解析环保部总量司环保部总量司20122012年年5 5月月2929日日主要内容主要内容主要内容主要内容一、一、NOX减排核查核算面临问题减排核查核算面临问题二、低氮燃烧改造核查核算要求二、低氮燃烧改造核查核算要求三、脱硝减排核查核算要求三、脱硝减排核查核算要求四、其他要求四、其他要求NOXNOX减排核算复杂性减排核算复杂性减排核算复杂性减排核算复杂性生成途径生成途径生成途径生成途径l热力型热力型：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
2、)l燃料型燃料型：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6080%以上，可高达90%(低氧分级-空气-燃料-浓淡偏差)l快速型快速型：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排放量难以用物料衡算法计算l改变燃料类型（前端前端）l低氮燃烧技术（中端中端）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l脱硝技术（末端末端）SCRSNCRSCR/SNCR联合脱除技术NOXNOX减排核算复杂性减排核算复杂性减排核算复杂性减排核算复杂性控制措施控制措施控制措施控制措施v按照对应的煤量、氮氧化物去除
3、率、脱硝效率分段核算。按照对应的煤量、氮氧化物去除率、脱硝效率分段核算。NOXNOX排放量核算方法排放量核算方法排放量核算方法排放量核算方法系数法系数法电力电力电力电力NOXNOX减排核算面临的问题减排核算面临的问题减排核算面临的问题减排核算面临的问题l什么情况下认定低氮燃烧改造效果(效率)？l低氮燃烧改造削减率认定依据？怎么认定？l低氮改造后日常运行操作不同产生的因素？l脱硝机组如何分段核算排放量？l低负荷烟温达不到催化剂要求情况下如何核算？l脱硝中控系统建设要求？l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20112011年全国电力脱硝建设情况年全国
4、电力脱硝建设情况年全国电力脱硝建设情况年全国电力脱硝建设情况u20112011年脱硝机组综合脱硝效率年脱硝机组综合脱硝效率.综合脱硝效率在综合脱硝效率在40%40%以下机以下机组的装机容量约组的装机容量约77867786万千瓦，占脱硝装机容量的万千瓦，占脱硝装机容量的58%58%20112011年全国电力脱硝情况年全国电力脱硝情况年全国电力脱硝情况年全国电力脱硝情况江西、广西、陕西、新疆脱硝机组基本不运行江西、广西、陕西、新疆脱硝机组基本不运行20112011年全国电力脱硝情况年全国电力脱硝情况年全国电力脱硝情况年全国电力脱硝情况第一，催化剂问题第一，催化剂问题催化剂层数少，有的仅安装一层氨盐
5、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）催化剂活性降低（下一步关注重点）第二，监测监控问题第二，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参数不全参数不全(无喷氨量无喷氨量)、保存时间短、数据调阅速度慢、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
6、、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主要内容主要内容一、一、NOX减排核查核算面临问题减排核查核算面临问题二、低氮燃烧改造核查核算要求二、低氮燃烧改造核查核算要求三、脱硝减排核查核算要求三、脱硝减排核查核算要求四、其他要求四、其他要求 降低降低NOxNOx排放的首选
7、技术是在煤粉燃烧过程中控制排放的首选技术是在煤粉燃烧过程中控制NOxNOx的生的生成。成。用改变燃烧条件的方法来降低用改变燃烧条件的方法来降低NOxNOx的排放，统称为低的排放，统称为低NOxNOx燃烧技术燃烧技术。低低NOxNOx燃烧器控制燃烧器控制NOxNOx排放原理排放原理A A贫氧挥发物析出；贫氧挥发物析出；B B烟气回流区；烟气回流区；C CNOxNOx还原区；还原区；D D等等温火焰面；温火焰面；E E二次风控制混合区；二次风控制混合区；F F燃尽区燃尽区低氮燃烧技术低氮燃烧技术低氮燃烧技术低氮燃烧技术改变燃烧条件改变燃烧条件(低过量空气燃烧低过量空气燃烧)l空气分级燃烧；l燃料分
8、级燃烧；l浓淡偏差燃烧；l烟气再循环；l减少空气预热低过量空气燃烧的负面影响低过量空气燃烧的负面影响l会造成炉内CO浓度的急剧增加l增加飞灰含碳量l还原性气氛降低灰熔点，引起炉壁结渣与腐蚀l低负荷难以运行平衡控制平衡控制低氮燃烧技术低氮燃烧技术低氮燃烧技术低氮燃烧技术认定范围认定范围认定范围认定范围1、小改、小改 l特点：特点：燃烧器未改造，仅燃尽风（SOFA风）改造、二次风喷嘴改造l效果：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、大改l特点特点：燃烧器改造，SOFA风改造，大风箱水冷套改造l效果效果：浓度明显变化改造前后氮氧化物浓度需有显著变化改造前后氮氧化物浓度
9、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低氮燃烧技术发展低氮燃烧技术发展上海锅炉上海锅炉低氮技术发展低氮技术发展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低氮技术发展和煤种影响低氮技术发展和煤种影响分分 类类时时 间间技技术术描述描述烟烟 煤煤贫贫 煤煤无烟煤无烟煤第一代2003年前同心切圆燃烧系统 500-600700-8001000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2
10、00-300500800第三代2009年设计，2011年后投运复合空气分级低NOx燃烧系统150-200450650上海锅炉上海锅炉NOX排放设计值排放设计值(mg/m3)2-3倍倍l四角切园改造效果最好，改造最多，浓度能降到200mg/m3左右；l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；lW火焰改造目前还未成功。炉型影响炉型影响炉型影响炉型影响l配风；l磨煤机组合（影响烟温）；l总风量；l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）（必须看长期效
11、果）运行运行运行运行操作对操作对操作对操作对NOXNOX排放影响排放影响排放影响排放影响配风系统配风系统配风系统配风系统低氮燃烧操作控制低氮燃烧操作控制低氮燃烧操作控制低氮燃烧操作控制6台磨运行，台磨运行，SOFA风正常，配风优化前风正常，配风优化前开度开度低氮燃烧操作控制低氮燃烧操作控制低氮燃烧操作控制低氮燃烧操作控制300mg/m3左右左右 低氮燃烧操作控制低氮燃烧操作控制低氮燃烧操作控制低氮燃烧操作控制5台磨运行，台磨运行，SOFA风开大，配风优化后风开大，配风优化后。考虑安全性，磨煤机必须有余量，同时更考虑安全性，磨煤机必须有余量，同时更多烧经济煤多烧经济煤低氮燃烧操作控制低氮燃烧操作
12、控制低氮燃烧操作控制低氮燃烧操作控制200mg/m3以以内内通过操作人员的不同控制，通过操作人员的不同控制，NOX浓浓度会有度会有100mg/m3的变化幅度的变化幅度排放浓度与负荷关系排放浓度与负荷关系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，空气过剩系数大，NOX浓度高浓度高排放浓度与负荷关系排放浓度与负荷关系排放浓度与负荷关系排放浓度与负荷关系负负 荷荷NOX浓度浓度锅炉效率、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，
13、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核心还是在降低效率与NOX排放找平衡点。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低氮燃烧改造主要考核指标低氮燃烧改造主要考核指标改造后减温水流量改造后减温水流量改造后减温水流量改造后减温水流量认定依据（采用哪类数据）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
14、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低氮燃烧改造前低氮燃烧改造前（2004年机组年机组330MW2月份月份)（2004年机组年机组330MW，1月
15、份月份)低氮燃烧改造前低氮燃烧改造前低氮燃烧改造前低氮燃烧改造前（2004年机组年机组330MW3月份月份)（2004年机组年机组330MW)低氮燃烧改造后低氮燃烧改造后低氮燃烧改造后低氮燃烧改造后2012年年1月月低氮燃烧改造后低氮燃烧改造后低氮燃烧改造后低氮燃烧改造后（2004年机组年机组330MW)2012年年5月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低氮燃烧改造
16、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注意事项注意事项性能测试报告只能作为参考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
17、运行基本都在450/m3左右。小机组改造效果差。注意事项注意事项注意事项注意事项主要内容主要内容主要内容主要内容一、一、NOX减排核查核算面临问题减排核查核算面临问题二、低氮燃烧改造核查核算要求二、低氮燃烧改造核查核算要求三、脱硝减排核查核算要求三、脱硝减排核查核算要求四、其他要求四、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D
18、CS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：在线监测数据核查方法：在线监测数据+DCS+DCS数据数据+脱硝运行记录脱硝运行记录负荷与烟温；AB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AB侧反应器脱硝效率，AB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；AB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”
19、、模拟量信号“0”）主要运行参数主要运行参数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吹灰器稀释风机运稀释风机运行信号行信号入口烟温入口烟温烟气流烟气流量量入口浓入口浓度度出口浓出口浓度度喷氨流喷氨流量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DCSDCS曲线历史数据曲线历史数据曲线历史数据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
20、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脱硫侧烟气分析仪与脱硝出口烟气分析仪进行对比对比旁路挡板状态旁路挡板状态旁路挡板状态旁路挡板状态喷入喷入NH3NH3锅炉锅炉催化剂阵列催化剂阵列空气加热器空气加热器催化剂单元催化剂单元催化反应器催化反应器脱硝系统入口脱硝系统入口NONOX X、O O2 2分析仪分析仪脱硝系统出口脱硝系统出口NONOX X、O O2 2、NHNH3 3 分析仪分析仪在线监测点位与准确度在线监测点位与准确度在线监
21、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。检查检查CEMS机柜参数机柜参数量程与量程与DCS值进行比较值进行比较，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
22、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其他辅助参数检查其他辅助参数检查1 1、强调分段核算、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、AB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
23、合脱硝效率认定综合脱硝效率认定综合脱硝效率认定3、脱硝、脱硝设设施投运率扣减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按浓度按浓度按浓度/
24、效率控制效率控制效率控制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%73%=28.1%，该月耗煤量10.03万吨，产物系数5.82排放量=10.035.82 10（1-28.1%）=419.7（吨）人为停止喷氨人为停止喷氨人为停止喷氨人为停止喷氨NOXNOX排放量计算排放量计算排放量计算排放量计算低负荷停止喷氨低负荷停止喷氨低负荷停止喷氨低负荷停止喷氨NOXNOX排放量计算排放量计算排
25、放量计算排放量计算机组负荷烟气温度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低负荷停止喷氨低负荷停止喷氨低负荷停止喷氨NOXNOX排放量计算排放量计算排放量计算排放量计算烟温低于烟温低于320度度脱硝设施停运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%73.1%=34.4%，该月耗煤量9.62万吨，产物系数5.82排放量=9.625.82 10（1-34.4%）=367.3（吨）出
26、口浓度设定上限出口浓度设定上限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；根据喷氨量折算效率；或根据变化曲线平推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入口监测浓度有误入口监测浓度有误按最低点按最低点400mg/m3认定效率认定效率监测数据作假监测数据作假监测数据作假监测数据作假通报通报通报通报监测数据作假监测数据作假监测数据作假监测数据作假通报通报通报通报对于SNCR脱硝改造的机组，必须保存改造前的在线监测必须保存改造前的在线监
27、测历史数据，以此核定改造后脱硝效率历史数据，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；SNCRSNCR脱效效率认定脱效效率认定脱效效率认定脱效效率认定SNCR+SCRSNCR+SCR脱硝效率认定脱硝效率认定脱硝效率认定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+SC
28、R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）的消耗量进行校核耗量进行校核（1）根据还原剂消耗量推算氮氧化物削减量）根据还原剂消耗量推算氮氧化物削减量n还原剂为液氨时，氮氧化物削减量推算公式为：综合脱硝效率校核综合脱硝效率校核综合脱硝效率校核综合脱硝效率校核n还原剂为氨水时，氮氧化物削减量推算公式为：n还原剂为尿素，氮氧化物削减量公式为：（2
29、）根据氮氧化物削减量推算综合脱硝效率）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理论烟气量计算理论烟气量计算主要内容主要内容主要内容主要内容一、一、NOX减排核查核算面临问题减排核查核算面临问题二、低氮燃烧改造核查核算要求二、低氮燃烧改造核查核算要求三、脱硝减排核查核算要求三、脱硝减排核查核算要求四、其他要求四、其他要求CEMSCEMS监测说明监测说明监测说明监测说明目前CEMS测的都是NO浓度，
30、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/m3CEMS上位机上位机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
31、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排污系数新建机组排污系数现役机组排污系数调整现役机组排污系数调整现役机组排污系数调整现役机组排污系数调整20102010年污普动态更新排污系数相对日常监测浓度年污普动态更新排污系数相对日常监测浓度明显虚高明显虚高或偏低的，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。排放核算与实际相符。企企业业名称名称机机组编组编号号NOx排排污污系数（千克系数（千克/吨）吨）NOx排放量（吨）排放量（吨）日常日
32、常监测监测浓浓度度（mg/m3)调整前调整后调整前调整后大唐南京发电厂16.072.772217126596大唐南京发电厂26.072.77891509130大唐国际吕四港发电16.073.3351084169238大唐国际吕四港发电26.073.3357114661225大唐国际吕四港发电36.073.3350504122244大唐国际吕四港发电46.073.3339702209268新疆伊犁电第二火电厂111.555.021157503298新疆伊犁第二火电厂211.555.021157503425大港发电厂39.75.8291285477499大港发电厂49.75.8293025581486新疆阜康能源开发有限公司19.355.6139832390427新疆阜康能源开发有限公司29.355.6139832390464四川白马循环流化床示范电站316.652.37727267270现役机组排污系数调整现役机组排污系数调整现役机组排污系数调整现役机组排污系数调整谢谢 谢！谢！