电力行业NOX减排核查核算要点解析0529严刚

电力行业NOX减排核查核算要点解析环保部总量司2012年5月29日主要内容一、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）SCRSNCRSCR/SNCR联合脱除技术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ηi=C脱硝前−C脱硝后C脱硝前×γξi=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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江西、广西、陕西、新疆脱硝机组基本不运行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–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第1代第2代第3代低氮燃烧技术发展上海锅炉低氮技术发展——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500-600700-8001000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200-300500800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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排放影响配风系统低氮燃烧操作控制6台磨运行，SOFA风正常，配风优化前开度低氮燃烧操作控制300mg/m3左右低氮燃烧操作控制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改造后减温水流量•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——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前（2004年机组330MW2月份)（2004年机组330MW，1月份)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[2012年1月]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•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•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•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•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•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•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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•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=10.03Χ5.82Χ10