江苏省燃机NOX标准解读-LIUZHITAN201907

江苏省《固定式燃气轮机大气污染物排放标准》政策解读

刘志坦国电环境保护研究院有限公司2019年7月

刘志坦博士正高级工程师

国家注册咨询（投资）工程师ISO/TC142注册专家

现任国电环境保护研究院常务副院长兼燃机技术研究所所长、中国电机工程学会燃气轮机发电专业委员会委员、国家能源火力发电节能减排与污染控制技术研发（实验）中心学术委员会委员、中国电力设备管理协会燃气发电运检专委会常务委员、江苏省天然气发电及分布式能源工程研究中心理事、秘书长、《电力科技与环保》编委，江苏省“六大人才高峰”高层次人才。江苏省“五一劳动奖章”获得者。目前主要研究方向和领域：天然气发电及分布式能源产业政策研究、燃机进气系统关键技术研究和应用、燃气电厂环保等。获中国电力科技进步一等奖、电力创新一等奖3项，取得发明专利授权3项、实用新型专利授权17项、软件著作权4项，主导制定国际标准1项、发表论文20余篇。1标准制定背景3标准内容解读2标准制定的必要性4标准征求主要意见截至2017年底，集中式天然气发电项目装机容量为7570万千瓦，占全国发电装机总量的4.3%。《电力发展“十三五”规划（2016-2020年》目标：2020年气电装机容量达到1.1亿千瓦。气电装机总量和发电量持续增长，氮氧化物排放水平应受到足够重视。特别是燃气电厂通常位于城市中心或周边，对环境的影响更加直接，也是城市NOX、PM2.5和O3污染物的主要来源之一。1、我国燃气发电发展迅速各地“煤改气”政策京津冀：《“煤改气”用气保供协议》（2014）、《京津冀及周边地区落实大气污染防治行动计划实施细则》(环发〔2013〕104号)北京：《北京市锅炉改造补助资金管理办法》（北京市财政局、市环保局）（2012）、《关于调整燃煤锅炉房清洁能源改造市政府固定资产投资政策的通知》(京发改〔2014〕1576号)天津：《天津市清新空气行动方案》……一、标准制定背景2015年12月，国家发展改革委、环境保护部、国家能源关于印发《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》的通知：要求燃煤机组东、中、西部地区分别在2017、2018、2020年前完成超低排放改造，烟尘、SO2、NOX分别执行5/10、35、50mg/Nm3(6%基准氧)的排放标准。燃机NOx排放环保优势受到挑战。2、燃煤机组标准不断提高污染物GB13223-2011超低排放标准一般地区重点地区NOx100/200(W火焰炉)10050SO2新建：100/200(西南地区)改造：200/400(西南地区)5035烟尘302010（部分省市按5）一、标准制定背景主要技术指标燃气机组燃煤机组（超低排放）某9F级机组435MW300MW600MW烟气量Nm3/h（标干15%O2）226000011000002100000NOx排放量kg/h国标：11355105北京：67.8排放绩效g/kWh国标：0.2600.1830.175北京：0.156由于两种发电形式的过量空气系数差异，造成了烟气量不同，因此单位发电量下氮氧化物排放绩效值更具参考价值。F级燃气机组依据国家标准进行排放测算，其单位发电量的氮氧化物排放绩效值高于超低排放改造后的燃煤机组(1.45倍左右），燃气电厂氮氧化物排放优势受到挑战。若实施北京地区排放标准，燃气电厂方可略低于超低排放后的燃煤电厂。3、我国燃气环保标准不断提高一、标准制定背景《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）中，首次规定了燃用天然气的燃气轮机组颗粒物、SO2及NOX排放限值分别为5mg/m3、35mg/m3和50mg/m3。北京市《固定式燃气轮机大气污染物排放标准》（DB11/847-2011）中规定新建燃用天然气的燃气轮机组颗粒物、SO2及NOX的排放限值分别为5mg/m3、20mg/m3和30mg/m3。严格了燃气轮机NOx和SO2的排放标准。天津市《火电厂大气污染物排放标准》（DB12/810-2018）中规定现有、新建燃用天然气的燃气轮机组NOX的排放限值分别为35mg/m3、30mg/m3。未对颗粒物、SO2排放浓度进行了限定。2017年2月深圳市人民政府发布“关于印发大气环境质量提升计划（2017-2020年）的通知”，要求2020年底前，全市E级、F级发电机组额定工况下NOX排放浓度分别控制在25、15mg/m3以下。通知对燃气轮机组颗粒物和SO2的排放限值没有明确规定。2018年4月深圳出台了《2018年“深圳蓝”可持续行动计划》，要求燃气电厂2018年11月前所有机组NOX均达到15mg/m3以下。4、研究来源及成果一、标准制定背景2017年5月底，江苏省能源局委托国电环境保护研究院开展《江苏省天然气发电机组脱除氮氧化物课题研究》。2018年3月，江苏省能源局组织对课题进行了验收，验收专家组认为：项目成果丰硕，国内领先，建议尽快开展工程示范，推动国产催化剂的应用。实现燃机催化剂国产化1标准制定背景3标准内容解读2标准制定的必要性4标准征求主要意见“十二五”期间江苏省大力引进电力、天然气等优质能源，改善能源结构，燃机机组容量从2011年的406万千瓦上升至2018年底的1534万千瓦。根据规划，到“十三五”末，江苏省燃机总装机容量将达到2000万千瓦（预计占将省内发电总装机容量的20%）。1、我国燃气发电发展迅速江苏省气电发展迅速，排污总量不容小视一、标准制定的必要性2、环保政策日益趋严2018年7月，国务院公开发布《打赢蓝天保卫战三年行动计划》。为满足省内人民日益增长的美好生活需要，确保江苏高质量发展走在前列。2018年10月，江苏省政府印发《江苏省打赢蓝天保卫战三年行动计划实施方案的通知》，决心大幅减少主要大气污染物排放总量，协同减少温室气体排放，进一步明显降低细颗粒物（PM2.5）浓度，明显减少重污染天数。具体目标如下：氮氧化物、二氧化硫、VOCs排放总量下降目标重度及以上污染天数比率下降目标

《江苏省打赢蓝天保卫战三年行动计划实施方案的通知》中提到：鼓励燃气机组实施深度脱氮，并研究燃气电厂脱硝深度治理电价政策。一、标准制定的必要性

本课题选用目前成熟的中尺度气象模型MM5作为基础气象模型；采用环境保护部环境工程评估中心推荐的大气扩散模式CALPUFF作为空气质量模型。MM5嵌套模拟示意图CALPUFF模型系统研究方法分析条件2020年江苏省燃气机组装机容量达到2000万千瓦现役机组氮氧化物排放浓度降至15mg/m3新建机组氮氧化物排放浓度降至10mg/m33、新标准实施后对环境的影响一、标准制定的必要性

表12020年江苏省典型市与全省燃机电厂氮氧化物减排环境效益预测NO2江苏省典型市与全省燃机电厂NOx减排日均和年均分别可减少1.33~2.37μg/m3和0.06~0.17μg/m3细粒子的产生。江苏省典型市与全省燃机电厂NOx减排小时、日均和年均可分别降低环境空气中NO2浓度10.53~52.45μg/m3、1.83~6.95μg/m3和0.25~1.21μg/m3。综上，江苏省典型市与全省燃机电厂NOx减排有利于改善区域环境空气质量，环境空气质量效果明显。区域小时最大值μg/m3小时最大值占标率%日均最大值μg/m3日均最大值占标率%年均值μg/m3年均值占标率%淮安18.339.23.184.00.320.8盐城10.535.31.832.30.250.6扬州52.4526.25.977.50.882.2南京34.2217.15.556.90.701.8镇江34.5217.34.435.50.711.8常州35.1417.65.216.50.912.3无锡30.6915.36.958.71.213.0苏州33.7616.96.217.80.932.3南通20.8810.45.506.90.541.4泰州9.794.93.284.10.491.2全省平均23.1811.63.975.00.551.43、新标准实施后对环境的影响一、标准制定的必要性

4、目前标准存在的问题一、标准制定的必要性国家标准对SO2、颗粒物规定过于宽松国家标准中对SO2、颗粒物规定的排放限值分别为35、5mg/m3。该限值过于宽松，实际排放要远低于限值。这会对燃气电厂实际污染物排放情况产生误导，影响燃气电厂的环保优势。燃机NOx排放标准不断趋严2011年北京提高了燃机NOx排放标准，2017年北京燃气电厂大多对SCR进行实际改造，以期达到10mg/m3排放水平；2018年4月深圳出台了《2018年“深圳蓝”可持续行动计划》，要求2018年11月前所有燃气电厂NOX均达到15mg/m3以下。江苏省缺少地方排放标准江苏省目前没有针对燃气电厂的排放标准，随着江苏省燃机在火电装机的占比逐渐增大（预计2020年达到20%），需要采用新标准限值NOx排放总量的增加。2018年底，国电环境保护研究院有限公司“江苏省固定式燃气轮机大气污染物排放标准制定”获得18年江苏省省级环保科研课题资助。

5、标准制定课题来源一、标准制定的必要性1标准制定背景3标准内容解读2标准必要性适用范围规范性引用文件术语与定义排放控制要求运行管理眼球监测要求达标判定要求4标准征求主要意见三、标准解读：1-适用范围本标准适用于火电厂燃气-蒸汽联合循环机组以及园区型冷热电分布式能源供应系统中的燃气轮机大气污染物排放控制。解读1-关于燃气锅炉：由于燃气锅炉与燃气-蒸汽联合循环机组的工作原理、燃烧方式及大气污染物排放水平均存在较大差异，燃气锅炉的大气污染物排放不适用于本标准，燃气电厂中的燃气锅炉大气污染物排放应执行《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2014）的要求。解读2-关于楼宇型天然气分布式能源：依据国内《燃气分布式供能站设计规程》（DL/T5508-2015），楼宇型天然气分布式能源（单机容量＜10MW）总装机容量小，同时各项目原动机配置差异大（内燃机或燃气轮机）。目前应用燃气轮机作为原动机的能源站均未配置汽轮机，仅配套余热利用设备（余热锅炉、溴化锂机组或燃气锅炉等）进行热电冷三联供。以上设备选型、系统配套等因素对NOx排放具有重大影响，难以对楼宇型燃气分布式能源站制定统一标准。为了避免将楼宇型分布式能源站划归为燃机电厂参与环保考核，建议将燃机机组的功率下限设置为10MW。标准编制组建议江苏省生态环境部门对楼宇型分布式能源站开展深入研究，下一步出台科学合理的针对楼宇型燃气分布式能源站的排放标准。解读3-关于燃料：因燃气轮机除了可以燃用气态燃料外，还可以燃用液态等其他燃料，考虑到大气污染物排放控制的具体情况和环境公平性，所有燃料均执行统一的排放标准，其中也包括在有些燃气-蒸汽联合循环机组中因使用补燃型余热锅炉产生的烟气排放控制。解读4-关于非固定式燃气轮机：固定式燃气轮机是相对移动式而言的，移动式燃气轮机主要指航空及舰船用燃气轮机，因此本标准不适用于航空及舰船用燃气轮机和燃气锅炉。本标准不适用于内燃机。三、标准解读：1-适用范围HJ533环境空气和废气氨的测定纳氏试剂分光光度法DL/T1916便携式烟气逃逸氨测量系统技术要求HJ629固定污染源废气二氧化硫的测定非分散红外吸收法HJ57固定污染源废气二氧化硫的测定定电位电解法HJ692固定污染源废气氮氧化物的测定非分散红外吸收法HJ693固定污染源废气氮氧化物的测定定电位电解法HJ/T43固定污染源排气中氮氧化物的测定盐酸萘乙二胺分光光度法HJ836固定污染源废气低浓度颗粒物的测定重量法HJ819排污单位自行监测技术指南总则HJ820排污单位自行监测技术指南火力发电及锅炉HJ/T373固定污染源监测质量保证与质量控制技术规范（试行）HJ/T397固定源废气监测技术规范HJ75固定污染源烟气（SO2、NOx、颗粒物）排放连续监测技术规范HJ76固定污染源烟气（SO2、NOX、颗粒物）排放连续监测系统技术要求及检测方法JJG968烟气分析仪检定规程HJ2040火电厂烟气治理设施运行管理技术规范测试分析方法规范监测技术规范其它选用原则：适应于固定式燃气轮机低浓度NOx、烟尘、SO2测量和监测的需要三、标准解读：2-规范性引用文件固定式燃气轮机stationarygasturbine火电厂燃气－蒸汽联合循环机组或园区型冷热电分布式能源供应系统中，利用燃料燃烧后的高温燃气推动涡轮（透平）旋转，将燃料化学能转变为机械功的动力装置。固定式燃气轮机主要区别于航空和舰船所使用的动力燃气轮机。（DB11/847-2011）燃气—蒸汽联合循环发电机组steamandgasturbinecombined-cycleunit由燃气轮机、余热锅炉、蒸汽轮机、发电机等主设备以及相关辅助设备组成，将燃料化学能转化为电能和热能的装置。（DB11/847-2011）单台燃气轮机额定功率ratedoutputofsinglestationarygasturbine指在ISO工况下，即环境温度15℃、大气压力101325Pa，相对湿度为60％，新机清洁状态下燃用燃料时连续运行的最大输出功率。（DB11/847-2011）新建固定式燃气轮机new-builtstationarygasturbine指本标准实施之日起，环境影响评价文件通过审批、审核或备案的新建、扩建和改建的固定式燃气轮机。（DB12/810-2018）现有固定式燃气轮机existingstationarygasturbine指本标准实施之日前，建成投产或已通过环境影响评价审批的固定式燃气轮机。（DB12/810-2018）三、标准解读：3-主要定义与术语三、标准解读：4-排放控制要求污染物现有机组最高允许排放浓度新建机组最高允许排放浓度氮氧化物1510二氧化硫55颗粒物55表1江苏省燃气轮机大气污染物最高允许排放浓度新建燃气轮机自本标准实施之日起执行表1规定的新建机组大气污染物排放限值。现有燃气轮机自2020年12月31日起执行表1规定的现有机组大气污染物排放限值。三、标准解读：4-排放控制要求NOx地区NOX国外标准欧洲（EC）50mg/m3欧洲（BAT）20-50mg/m3美国（NSPS）25mg/m3BACT或LAER）5mg/m3(联合)、10mg/m3（简单）日本70mg/m3国内标准中国50mg/m3北京30mg/m3天津35mg/m3（现有）、30mg/m3（新建）深圳15mg/m3国内外固定式燃气轮机NOx排放标准燃烧过程中生成的NOx主要有燃料型、热力型及快速型3种。燃气轮机燃料中N元素可以忽略不计，因此一般认为热力型NOx占绝大部分，其次是快速型NOx。热力型NOx一般不会在火焰面上生成，是在火焰下游的高温区生成，与氧气浓度、火焰温度及在高温区的停留时间成正比。影响NOx排放浓度的因素主要有燃烧器结构、燃料与空气状态、制造安装质量、设备老化、燃烧运行控制水平、CEMS监测系统。NOx来源分析污染物现有机组最高允许排放浓度新建机组最高允许排放浓度氮氧化物1510

美国2005年后新建的大多数燃气电厂均采用了BACT技术。对美国100座进行调研，其中70多座电厂氮氧化物排放限值在5ppm以下。超过10ppm以上的电厂基本上是单循环燃气机组。根据调研，美国燃气电厂能够实现5ppm以下的NOx排放水平。与我国燃气电厂相同，美国燃气电厂脱硝方案主要采用低氮燃烧+SCR技术，但NOx放浓度远低于我国。深圳市的燃气电厂通过低氮燃烧器升级改造及SCR改造，在2018年底实现了NOX排放达到15mg/m3的排放要求。北京地区固定式燃气轮机普遍安装有SCR装置，近年来为进一步降低NOx排放改善空气质量，也开展了SCR系统的优化升级改造，改造后NOx排放值均能达到15mg/m3以下。国内外固定式燃气轮机NOx排放现状国外国内三、标准解读：4-排放控制要求NOx江苏省固定式燃气轮机改造经济性分析三、标准解读：4-排放控制要求NOx序号

机组级别

SCR情况

机组数量

单台机组发电成本（分/kWh）

预估投资（万元）年成本（万元）年环境效益（吨）1400MW（F级）有预留1034007363850.332400MW（F级）未预留1538007683850.353400MW（F级）已安装412005353850.224200MW（E级）有预留1314004902310.455200MW（E级）卧式未预留916005232310.486200MW（E级）立式未预留632005922310.607100MW（F级）有预留24900328115.60.60875MW（F级）有预留275028070.50.689总计831707004408120548.5实施新的排放标准（即15mg/m3）后，NOX减排20548.5吨/年，每吨氮氧化物减排成本为2.14万元。改造后单位发电量成本增加均值约0.4分kWh（随机组规模、改造方式、SCR改造难度、还原剂方案、原有SCR或低氮燃烧器情况等条件不同而有一定差异）。相对于燃煤电厂脱硝改造的发电成本增加值（约1分/kWh），本次燃机脱硝改造的污染物减排费用要低于燃煤脱硝改造。国内外固定式燃气轮机SO2排放标准三、标准解读：4-排放控制要求SO2污染物现有机组最高允许排放浓度新建机组最高允许排放浓度二氧化硫55燃气轮机排放的SO2取决于天然气中的总硫，因此天然气的品质决定了SO2的排放水平。由于燃气轮机一般是使用通过长管道传输的天然气（一类气）或液化天然气（LNG），因此根据相关天然气的品质可推算出燃气轮机SO2排放水平。SO2来源分析国外：目前欧盟、美国、日本等发达国家相关电厂排放标准未对SO2排放限值提出具体要求。国家：GB13223-2011中要求现有和新建燃气轮机组的SO2排放均执行35mg/m3的限值；上海：《锅炉大气污染物排放标准》（DB31/387-2007）中规定现有及新建燃气轮机SO2排放限值为20mg/m3；广东：《火电厂大气污染物排放标准》（DB44/612-2009）中规定现有及新建燃气轮机组SO2最高允许排放浓度为20mg/m3；北京：《固定式燃气轮机大气污染物排放标准》（DB11-847-2011）中规定现有及新建燃气轮机组SO2最高允许排放浓度为20mg/m3。香港：对燃气电厂SO2提出10mg/m3排放限值要求。天津：《火电厂大气污染物排放标准》（DB12/810-2018）中未对SO2提出要求。深圳：2018年4月出台了《2018年“深圳蓝”可持续行动计划》，未对SO2提出要求。相应标准号总硫硫化氢SN/T2491-2010《进出口液化天然气质量评价标准》一级：5二级：30一级：1二级：5GB/T33445-2016《煤制合成天然气》未规定1GB/T37124-2018

《进入天然气长输管道的气体质量要求》2020.12.31之前200202020.12.31之后206GB17820-2018《天然气》2020.12.31之前6062020.12.31之后206欧盟EN1672-2016205德国DVGWG260-201365美国AGA4A-200911.5-4605.7-23GPST5524-2014未规定20国内外燃气相关标准中对硫含量的质量要求（mg/m3）从表中看出，采用长距离传输的天然气，在2020年12月31日之后总硫不会超过20mg/m3，采用进口液化天然气总硫不会超过30mg/m3。折算到燃烧烟气中SO2的浓度分别为～1.3、～2mg/m3（标干，15%）。即使是目前过渡期期间，一类天然气中总硫为60mg/m3时，烟气中SO2的浓度也只有～4mg/m3(标干，15%)。三、标准解读：4-排放控制要求SO2燃气电厂SO2排放现状（mg/m3）由于燃料中总硫含量较低（过渡期一类气体＜60mg/m3，2020年12月31日后一类气＜20mg/m3），且燃烧后会稀释约32倍，排放的SO2应该小于4mg/m3(对应于天然气总硫含量60mg/m3)。目前一般电厂SO2的均值在2mg/m3左右，个别厂较高与监测仪器精度和燃气品质有关（如采用二类气体总硫小于200mg/m3，对应SO2排放浓度约13mg/m3）。电厂机组编号投运时间燃机厂家燃机机型SO2（平均值）SO2（主要范围）华电仪征热电有限公司

#1机组2012年西门子

SGT5-2000E

3.10-20#3机组2012年2.50.2-13.2华电望亭发电有限公司#1机组2005年GE公司PG9351FA1.840.4-79.2华能金陵发电有限责任公司一期

#1机组2006年GE公司PG9351FA0.480-10#2机组2012年GE公司PG9351FA0.790-10协鑫无锡蓝天热电有限公司#1机组2015年GE公司PG9171E型10-5.4华能金陵发电有限责任公司二期

#3机组2012年GE公司PG9351FA0.570.3-0.7#4机组2012年GE公司PG9351FA0.520-1国信淮安燃气发电有限公司#1机组2011年GE公司PG9171E型1.980-5协鑫苏州北部热电联产项目#1机组2013年GE公司PG9171E型2.40-6三、标准解读：4-排放控制要求SO2国内外排放标准现状国外：美国和欧盟国家相关排放标准未对颗粒物排放限值提出具体要求；日本要求一般地区和重点地区的颗粒物排放分别达到50、40mg/m3。国家：《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）燃气轮机组的颗粒物排放执行5mg/m3的限值；上海市：锅炉大气污染物排放标准（DB31/387-2007）规定现有及新建燃气轮机组颗粒物排放限值为30mg/m3；广东省：火电厂大气污染物排放标准（DB44/612-2009）中对新建燃气轮机组颗粒物排放限值为10mg/m3；香港：《电厂最佳可行方法指导说明》中规定对于燃气轮机组，颗粒物排放限值为5mg/m3（2小时平均）。北京：DB11/847-2011相关规定中要求颗粒物不大于5mg/m3。颗粒物来源颗粒物是天然气燃烧生产过程中排放出来的固体颗粒物。燃气轮机排放的颗粒物主要来源有三个：①天然气和助燃空气中含有一定量的粉尘（浓度约数十微克）；且空气需要经过空气过滤器后才能进入燃烧室。根据EN779-2002对空气过滤器的分级，F9级的空气过滤器对0.4μm的粒子过滤效率可达95%以上，即使是F7级的过滤效率也可达80-90%。②燃烧不完全产生的炭黑、有机物等；浓度很低，且挥发性有机物以气态形式存在。③余热锅炉等内部构件产生的脱落，量低且随机性大。三、标准解读：4-排放控制要求颗粒物污染物现有机组最高允许排放浓度新建机组最高允许排放浓度颗粒物55排放现状排放限值的确定地方标准不能比国家标准宽松;在线颗粒物监测仪器对5mg/m3以下浓度的颗粒物监测准确度较差;标准的完整性本次颗粒物排放标准仍然参照GB13223-2011和DB11/847-2011等标准中的规定，建议排放限值定位5mg/m3。据目前在线历史监测数据显示，烟气中颗粒物浓度均值在线监测数据均值在0.1到2mg/m3之间，峰值一般不超过3.5mg/m3，三、标准解读：4-排放控制要求颗粒物氨逃逸浓度的确定必要性：由于固定式燃气轮机采用SCR脱硝装置后，烟气排放中会产生氨排放。为有效防止脱硝装置产生的二次污染问题，应该提出氨逃逸的控制指标。标准现状：现行北京标准的氨逃逸规定为2.5mg/m3，折合约3.3ppm。《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法》HJ562中提出“氨逃逸浓度应小于2.5mg/m3”。技术现状：根据EPRI汽轮机手册的建议，在余热锅炉里经过SCR催化剂的流场分布比较均匀的前提下，将氨逃逸从5ppm进一步降低到2ppm并不需要许多的附加催化剂体积。这种情况下降低氨逃逸到2ppm的比较直接的方法有：增加催化剂体积（一般增加10%到15%），或改善速度分布-利用流场模型来改善速度分布，使得NH3/NOX分布的标准方差从5-10%降低到3%。本标准不能比行业标准更宽松，且考虑到技术可行性与环境影响。建议本标准中氨逃逸的浓度要求与《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法》HJ562中的要求相同，应小于2.5mg/m3。三、标准解读：5-运行管理要求分析方法标准应用标准适用范围与本标准的适用性《固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》GB/T16157GB13223-3011、DB11/847-2011适用于浓度高于20mg/m3的测量不适用《固定污染源废气--低浓度颗粒物的测定》HJ836DB12/810-2018适用于低浓度颗粒物的测定，当测定结果大于50mg/m3时，表述为＞50mg/m3；当采样体积为1m2时，本标准方法检出限为1.0mg/m3适用因此，《固定污染源废气中低浓度颗粒物测定方法》（HJ836）适用于固定式燃气轮机大气污染物排放标准中颗粒物手工监测分析要求。在线分析方法采用《固定污染源烟气（SO2、NOX、颗粒物）排放连续监测系统技术要求及检测方法》（HJ76）三、标准解读：6-监测要求-颗粒物分析方法标准应用标准适用范围与本标准的适用性《固定污染源废气SO2的测定（定电位电解法）》（HJ57）GB13223-3011、DB11/847-2011适用于固定污染源废气中SO2的测定。该标准的方法检出限为3mg/m3，测定下限为12mg/m3不适用《固定污染源废气SO2的测定（非分散红外吸收法）》（HJ629）DB12/810-2018适用固定污染源有组织排放废气中SO2的瞬时监测和连续监测，该方法的检出限为3

mg/m3，测定下限为10mg/m3不适用上述分析方法标准不适用于本排放标准中SO2手工监测分析要求，但可通过标气的标定实现在线监测。由于实际SO2浓度经常低于3mg/m3，采用上述方法未检出则认为满足排放标准，若检出浓度高于3mg/m3则需通过标气的标定来确定排放浓度。在线分析方法采用《固定污染源烟气（SO2、NOX、颗粒物）排放连续监测系统技术要求及检测方法》（HJ76）三、标准解读：6-监测要求-SO2分析方法标准应用标准适用范围与本标准的适用性《固定污染源排气中NOX的测定（紫外分光光度法）》HJ/T42GB13223-3011、DB11/847-2011当采样体积为1L时，NOX检出限为10mg/m3，定量测定的浓度下限为34mg/m3，在不作稀释的情况下，测定的浓度上限为1730mg/m3。不适用《固定污染源排气中NOX的测定（盐酸萘乙二胺分光光度法）》HJ/T43GB13223-3011、DB11/847-2011当采样体积为1L时，该方法的定性检出浓度为0.7mg/m3，定量测定的浓度范围为2.4～208mg/m3。更高浓度的样品，可用稀释法测定适用《固定污染源废气NOX的测定（定电位电解法）》HJ693DB12/810-2018该方法NO（以NO2计）、NO2的检出限均为3mg/m3，测定下限也均为12mg/m3一定程度适用《固定污染源废气NOX的测定（非分散红外吸收法）》HJ692DB12/810-2018该方法NO（以NO2计）的检出限为3mg/m3，测定下限为12mg/m3一定程度适用因此，HJ/T43适用于固定式燃气轮机大气污染物排放标准中NOX手工监测分析要求，推荐使用。HJ692、HJ693中规定方法，一定程度上可用于本排放标准。在线分析方法采用《固定污染源烟气（SO2、NOX、颗粒物）排放连续监测系统技术要求及检测方法》（HJ76）三、标准解读：6-监测要求-NOx《便携式烟气逃逸氨测量系统技术要求》DL/T1916规定了便携式烟气逃逸氨测量系统的技术要求及检测方法，适用于火电厂烟气脱硝系统逃逸氨检测所用的便携式测量系统的设计、生产和性能检测。由于该标准中对气态氨检测指标要求示值误差不超过±5%，因此可适用于本排放标准对氨连续监测技术要求。《氨逃逸在线监测系统技术要求及检测方法》征求意见稿目前正在函审中，待正式颁布实施时，再推荐使用。《环境空气和废气氨的测定（纳氏试剂分光光度法）》（HJ533）规定了测定环境空气和工业废气中氨的纳氏试剂分光光度法，适用于环境空气中氨的测定，也适用于制药、化工、炼焦等工业行业废气中氨的测定。该方法检出限为0.5μg/10mL吸收液，当吸收液体积为50mL，采气10L时，氨的检出限为0.25mg/m3，测定下限为1.0mg/m3，测定上限20mg/m3。当吸收液体积为10mL，采气45L时，氨的检出限为0.01mg/m3，测定下限0.04mg/m3，测定上限0.88mg/m3。上述标准规定的环境空气和废气中氨的测定方法，适用于固定式燃气轮机大气污染物排放标准中氨手工监测分析要求。手动分析方法在线分析方法三、标准解读：6-监测要求-NH3达标判定：HJ/T397中明确规定了固定污染源排放废气中颗粒物与气体污染物监测的手工采样频次和采样时间，废气的采样以连续1小时的采样获取平均值，或在1小时内，以等时间间隔采集3～4个样品，并计算平均值，固定燃气轮机属于固定排放源，因此本排放标准以此作为手工监测方法达标判定要求的依据。手工监测大气污染物排放浓度小于等于标准限值时，即属于达标排放。三、标准解读：7-达标排放要求-手工监测监测负荷：HJ397中对固定源废气监测工况有明确规定。建设项目竣工环境保护验收监测应在工况稳定、生产负荷达到设计生产能力的75%以上（含75％）情况下进行；对于无法调整工况达到设计生产能力的75%以上负荷的建设项目。可以调整工况达到设计生产能力75%以上的部分，验收监测应在满足75%以上负荷或国家及地方标准中所要求的生产负荷的条件下进行；无法调整工况达到设计生产能力75%以上的部分，验收监测应在主体工程稳定、环保设施运行正常，并征得环保主管部门同意的情况下进行，同时注明实际监测时的工况。国家、地方相关标准对生产负荷另