火电行业主要污染物减排核查关注要点

提纲第一部分二氧化硫的排放与控制第二部分燃煤电厂烟气脱硫装置核查要点第一部分二氧化硫的排放与控制（一）“十二五”二氧化硫的减排措施新建燃煤机组全部配套建设脱硫设施，脱硫效率达95%以上；“十一五”期间尚未脱硫的燃煤机组安装脱硫设施，综合脱硫效率达到90%以上；已投运的脱硫设施中不能稳定达标排放或实际燃煤硫分超过设计硫分的进行更新改造，改造后不能稳定达标排放的必须淘汰；已投运的烟气脱硫设施要逐步取消烟气旁路，未达到设计脱硫效率的循环流化床锅炉要采取措施提高综合脱硫效率。第一部分二氧化硫的排放与控制（二）“史上最严”的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）SO2：100mg/m3；200mg/m3（现有电厂2014年达到）重点地区50mg/m3NOx：100mg/m3（现有电厂2014年达到）烟气脱硫装置（三）二氧化硫的排放控制技术第一部分二氧化硫的排放与控制洗煤、型煤固硫燃煤SO2控制技术燃烧前脱硫燃烧中脱硫燃烧后脱硫煤气化、液化生物、化学法脱硫（可用作脱硫的辅助手段）（不能与石油、天然气竞争）（距工业应用尚有较大距离）炉内喷钙脱硫等循环流化床燃烧脱硫（应用最广、效率最高、最经济可行）（三）二氧化硫的排放控制技术1、烟气脱硫技术第一部分二氧化硫的排放与控制、燃烧后脱硫技术第一部分二氧化硫的排放与控制湿法脱硫位于整个脱硫系统烟道末端、除尘系统之后，脱硫过程在溶液中进行，脱硫剂和脱硫生成物均为湿态，其脱硫过程反应温度低于露点。湿法脱硫技术主要有以下几种：石灰石－石膏湿法脱硫技术双碱法脱硫技术镁法脱硫技术海水脱硫技术氨法脱硫技术典型石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺流程图吸收剂制备系统吸收系统烟气系统脱水系统石灰石-石膏湿法脱硫技术第一部分二氧化硫的排放与控制优点：1）适用煤种含硫量范围广、脱硫效率高、吸收剂利用率高、设备运转率高；2）技术成熟、石灰石来源丰富且廉价等。缺点：1）产生废水、废渣等二次污染；2）系统存在积垢、堵塞、腐蚀、磨损等问题；3）工艺复杂，工程投资大，运行费用高。石灰石-石膏湿法脱硫技术第一部分二氧化硫的排放与控制双碱法流程图优点：克服石灰石-石膏法容易结垢的缺点。缺点：1）Na2SO3的副产物Na2SO4较难再生，增加吸收剂消耗；2）Na2SO4的存在降低石膏的质量。双碱法脱硫技术第一部分二氧化硫的排放与控制再生污水分离池镁法烟气脱硫流程图优点：1）脱硫率高，吸收剂利用率高，机组适应性强。2）液气比小，吸收塔高度低；3）吸收剂制备系统简单；4）系统不易结垢，不堵塞，运行可靠性高；5）脱硫副产物综合利用；缺点：副产品处理系统比较复杂。镁法脱硫技术第一部分二氧化硫的排放与控制适用条件：靠海边、扩散条件较好、用海水作为冷却水、燃用低硫煤的电厂。缺点：可能对海洋环境产生影响，需慎重选用。海水脱硫流程图海水脱硫技术第一部分二氧化硫的排放与控制技术特点：1）脱硫效率高；2）对烟气条件变化适应性强；3）副产物为硫酸铵晶体，在某些地区可作肥料；4）整个系统不产生废水和废渣；5）能耗低、可靠性和实用性高。氨法烟气脱硫工艺流程图氨法脱硫技术第一部分二氧化硫的排放与控制半干法/干法烟气脱硫技术循环流化床脱硫技术喷雾干燥脱硫技术炉内喷钙尾部增湿脱硫技术活性炭法脱硫技术半干法/干法烟气脱硫技术是指无论加入的脱硫剂是干态或者是湿态的，其脱硫后的最终反应产物是干态的。最常用的就是循环流化床干法脱硫。第一部分二氧化硫的排放与控制循环流化床烟气脱硫技术是把循环流化床技术引入烟气脱硫领域后，开发的新干法/半干法脱硫工艺。循环流化床脱硫技术第一部分二氧化硫的排放与控制循环流化床脱硫工艺流程图第一部分二氧化硫的排放与控制炉内喷钙脱硫工艺流程图该技术属于炉内脱硫，是指直接将钙基脱硫剂喷入炉膛中，经煅烧后与烟气中的SO2发生反应进行脱硫的技术，其工艺简单。但由于反应较难充分进行，大量未反应的脱硫剂都随烟气离开了炉膛，因此其脱硫率和脱硫剂的利用率都很低，在Ca/S约为2的时候，以石灰石或消石灰为脱硫剂，脱硫效率大约在40%-60%左右，不能满足日益严格的环保要求。炉内喷钙脱硫技术炉内喷钙尾部增湿法工艺，通过控制活化器中喷水量，水滴的大小以及反应时间，使反应完全且反应产物呈干态。一部分产物颗粒从活化塔的底部被分离出来，其余进入其后的电除尘器，为提高吸收剂的利用率，电除尘器捕集的一部分灰和活化塔除下的全部颗粒物重新回到活化塔中进行干灰再循环。炉内喷钙尾部增湿脱硫技术一段炉内喷钙脱硫罗茨风机给料机石灰石粉仓锅炉空预器氧化反应器加热器电除尘器烟尘二段炉后增湿活化技术特点：工艺简单，无废水等污染，且投资和运行费用低，因此在电厂改造和中小型锅炉中应用较广。第一部分二氧化硫的排放与控制炉内喷钙尾部增湿脱硫工艺流程图优点：工艺流程较为简单、系统可靠性高、运行维护方便、投资少、运行费用低。缺点：1）脱硫率低；2）旋转喷雾头故障率高，安装在吸收塔顶部，振动大，检修复杂；3）容易出现沾壁、结露、糊袋；4）无法适应硫分及负荷变化。喷雾干燥脱硫技术第一部分二氧化硫的排放与控制喷雾干燥法脱硫工艺流程图第二部分燃煤电厂烟气脱硫装置核查要点一、资料核查首先查设计原始资料、运行台帐等，利用数据间的逻辑关系，了解机组脱硫设施基本情况、实际投运效果，帮助发现运行中存在的问题。（一）是否符合国家及政府方面的要求核查目的：项目是否符合国家及政府法律法规要求，是否能够计算减排量。核查内容：①查阅项目环评批复；②查阅脱硫装置168小时试运行移交报告；③查阅环保部门验收报告；④查阅其他相关政策性文件。第二部分燃煤电厂烟气脱硫装置核查要点（二）脱硫设施设计文件核查目的：了解机组和脱硫装置设计情况。核查内容：核查脱硫设施设计文件（设计工况下）①煤耗、燃煤发电量、燃煤硫份等煤质设计资料；②烟气参数（流量、温度、压力及二氧化硫、粉尘等）；③增压风机（压头、流量、电机额定电流、功率等）；④二氧化硫脱除率及烟气排放值；⑤浆液循环泵数量、流量及运行方式；⑥吸收塔（液位、浆液密度、浆液pH等）；⑦脱硫剂的品质及耗量；⑧脱硫副产物品质及产量；⑨脱硫废水排放值。第二部分燃煤电厂烟气脱硫装置核查要点（三）CEMS相关文件按照《关于加强燃煤脱硫设施二氧化硫减排核查核算工作的通知》（环办〔2009〕8号），燃煤电厂CEMS必须满足以下几项要求：①燃煤电厂应安装有CEMS系统；②经环保部门验收且与省级环保部门联网；③经环保部门比对认定，定期进行仪器校验；④必须能反映混合烟道实际情况（采样装置必须按要求设置在旁路排放原烟气与净化烟气汇合后的混合烟道部分，确实因客观原因无法在混合烟道上安装或已安装但位置不符合规范要求的，应在旁路烟道加装烟气温度和流量采样装置）。第二部分燃煤电厂烟气脱硫装置核查要点（三）CEMS相关文件核查内容：①环保部门验收材料；②环保部门定期对自动监测仪器的比对记录资料；③定期校验报告；④运行维护记录；⑤有关管理规章制度（日常校准、维护保养、备件清单、故障解决方案等）。第二部分燃煤电厂烟气脱硫装置核查要点（四）生产运行台帐核查目的:了解脱硫设施运行情况；验证各参数间逻辑关系，判断提交参数的真实性。核查内容：①核查期内的燃煤用量、烟气连续监测数据；②对应的机组负荷（锅炉负荷）、燃煤硫份和脱硫剂的用量；③对应的脱硫副产物产量和处置情况；④煤质、脱硫剂、脱硫副产物等化验分析记录；⑤旁路挡板申请开启情况；⑥脱硫装置运行事故及处理情况等；⑦机组启停及检修记录第二部分燃煤电厂烟气脱硫装置核查要点（四）生产运行台帐1、查四参数台帐四参数类别：燃煤用量、燃煤硫份（企业应提供入炉煤硫份）、脱硫剂用量（企业应提供脱硫剂购买发票）、脱硫副产物产量。核查目的：用四参数间的逻辑关系验证脱硫效率；用四参数间的逻辑关系验证是否按要求添加脱硫剂。核查参考：常用脱硫方法Ca/S取值及脱硫效率。石灰石-石膏湿法：Ca/S为1.03～1.05，脱硫效率一般大于90％；石灰-亚硫酸钙法：Ca/S为1.3～1.8，脱硫效率75-90％(低硫煤)；循环流化床锅炉炉内脱硫：Ca/S为2，脱硫效率一般不大于90％；喷雾干燥法：Ca/S为2，脱硫效率通常在80％左右；炉内喷钙尾部增湿脱硫，Ca/S为2，脱硫效率一般在70％～80%。脱硫剂为氧化镁、氨水等时，将上述公式中的Ca/S用设计方案中的脱硫剂与硫的摩尔比值替换。查四参数台帐时会碰到不加或少加脱硫剂的问题，下面我们来举例说明：Ca/S是指注入吸收剂量与吸收二氧化硫量的摩尔比1mol的SO2脱除需1mol的CaCO3，同时产生1mol的CaSO4·2H2O（石膏）。其中SO2的分子量为64，CaCO3的分子量为100，CaSO4·2H2O（石膏）的分子量为172。已知燃煤耗量、煤质中的硫含量、脱硫率，则可对通过石灰石耗量、石灰石中CaCO3的含量、石膏产量来判断脱硫系统是否正常运行。燃料和石灰石的关系燃烧1吨煤，产生1600×S%千克SO2，当S＝1％时，1吨煤产生16kg的SO2处理1吨SO2耗用1.56吨石灰石耗用1吨石灰石产生1.72吨石膏第二部分燃煤电厂烟气脱硫装置核查要点第二部分燃煤电厂烟气脱硫装置核查要点（四）生产运行台帐2、查原烟气、净烟气SO2浓度常见现象：①在线监测仪器显示的数据与实际情况不一致。核查期内，当入口原烟气SO2浓度变动时，净烟气SO2浓度波动幅度过小、净烟气SO2浓度数值过小；②净烟气SO2浓度数值显示为一固定数值。核查方法：①现场核查检测仪器，是否存在稀释测定、是否存在更改测量参数、是否存在量程设置过大、是否存在人为设定上限；②核查是否存在更改测量参数的方法：现场用标气对仪器进行比对测试，如仪器显示值明显小于标气值，表明仪器被人为更改了测量参数；③核查是否存在量程设置过大的方法：现场检查仪器量程设置是否超过SO2排放浓度的两倍；④核查是否存在人为设定上限的方法：现场检查仪器量程设置是否在低位；⑤核查是否稀释测定的方法：现场手工采样检测，与仪器显示值进行比对是否一致，检查采样探头附近是否有其它吹扫设备。第二部分燃煤电厂烟气脱硫装置核查要点（四）生产运行台帐3、查燃煤用量和机组（锅炉）负荷核查目的：检查燃煤用量数据是否真实。参考数值：机组发电耗标煤300～380g/kW•h，因机组装