1、 环境保护部华南环境保护督查中心何向红电话： 13802755690Email:总量减排核算与核查-SO2交流内容第一部分 二氧化硫减排核算第二部分 电厂烟气脱硫设施的核查湖北省减排的形势：化学需氧量 二氧化硫2005年 61.6 71.72006年 62.6 76.02007年 60.05 70.682007年与 2005年比 较减 2.52% 减 1.42%2008年全国目 标 减 5% 减 6%2010年本省目 标 58.5， 减 5.0 %(每年 约 3万多吨新增量 ) 66.1 ，减 7.8 %(每年 约 4万多吨新增量 )湖北省 2008年减排的形势：减排计划： 化学需氧量、二氧化
2、硫分别比2007年下降 1.5%和 2.2%，分别消减 0.90和 1.55万吨。上半年核算： 化学需氧量、二氧化硫分别比2007年下降 2.44%和 1.14%，分别消减 0.75和0.38万吨。新增火电 SO2排放量 新增火电 SO2排放量 煤电关系g 新增火力发电量对应的发电标准煤耗，克标煤 /千瓦时；原则上取 320 克 标煤 /千瓦时。核算期内，没有新投运和上年接转燃煤发电机组的地区，按照当年该地区 全口径火力发电厂平均发电煤耗 取值；实际上， 600MW（ 60万机组）， 300MW发电标准煤耗是不相同的。不同负荷时，也不相同。新增火电 SO2排放量 燃料与标煤转换系数原煤与标煤转
3、换系数 取 1.4， （ 7000/5000） （也就是说， 448克原煤 /千瓦时， 4.48万吨原煤 /亿度）目前大多数省份由于煤质较差，大于 1.4。 SO2 释放系数，燃煤机组取 1.6，燃油机组取2.0。 1.6目前偏小。新增火电 SO2排放量 可能出现负值Mi 当年新投产第 i 个燃煤机组脱硫设施通过 168 小时移交 后的第二个月算起的煤炭消耗量，万吨；对于上年接转并在当年满负荷运行的燃煤机组， Mi为第 i 个燃煤机组脱硫设施通过 168 小时移交后的第二个月算起的煤炭消耗量差额，即 核算期煤炭消耗量 与 上年同期 脱硫设施已运行期间的煤炭消耗量的差额。新增火电 SO2排放量
4、今年上半年按所有减排量的机组（新建、接转、现役）的加权平均。v S 当年新投产和上年接转第 i 个燃煤脱硫机组煤炭平均硫份， %；以电厂提供并经现场核查确认的分批次入炉煤质数据为准，并通过现场一个月以上的 烟气在线监测 脱硫系统 入口 SO2浓度 和脱硫设施设计煤质参数加以核对。 1%硫份 -2100新增火电 SO2排放量 综合脱硫效率脱硫设施投运率 和 烟气在线监测脱硫效率之积。脱硫设施投运率指 脱硫设施 年（半年）运行时间与脱硫设施建成后发 电机组 年（半年）运行时间之比。v 须通过现场核查烟气 在线监测系统储存数据 、 脱硫设施运行记录 和 上报环保部门停运时间 确认。未报告，打监察系数
5、新增火电 SO2排放量 烟气在线监测脱硫效率原烟气 SO2浓度净烟气 SO2浓度 脱硫效率 原烟气 SO2浓度100% 综合脱硫效率脱硫工 艺 （不得把 设计 脱硫效率和 环 保 验收 时 的脱硫效率作 为实际 运行效率）脱硫效率石灰 /石膏法、烟塔合一法、海水烟气脱硫 80-85%烟气循环流化床、 NID等干（半干）法 70-80%石灰 /石膏半干法、喷雾干燥法等 70%氨法、氧化镁法和双碱法 60-70%单机装机容量大于 20万千瓦 CFBC 70-80%其他 CFBC按与省 环 保局 联 网而定燃煤添加脱硫剂，与省局 联 网而定水膜除尘、除尘脱硫一体化、换烧低硫煤 0现役燃煤机组脱硫工程
6、新增消减量注意问题（）（ 1）原则上， 现役燃煤机组 安装脱硫设施新增SO2 削减量以 2005年环境统计数据库 中该机组所在电厂平均硫份为准，没有硫份数据的（如企业自备电厂），以现场核查煤炭硫份为准。现场核查时，通过 分批次入炉煤质、脱硫系统设计煤质和烟气在线监测系统入口 SO2浓度数据分析 ，确定实际煤炭硫份。现役燃煤机组脱硫工程新增消减量注意问题（）v （ 2）若现场核查某新增脱硫设施的实际煤炭硫份与 2005 年环境统计数据库中平均硫份差别在 20%以上的，新增削减量以 2005 年环境统计数据库中 硫份 对应的 产生量 与 实际硫份 对应的脱硫后 排放量 的差为准。工业燃煤锅炉脱硫工
7、程新增消减量v （ 1） 2005 年 12 月 31 日前投产并纳入2005 年环境统计重点调查单位名录的企业，工业燃煤锅炉建设并运行烟气脱硫工程的，必须安装 烟气自动在线监测系统 并与 市级以上 环境保护部门 联网 ，自环保部门 验收 合格的第二个月开始核算 SO2 新增削减量。工业燃煤锅炉脱硫工程新增消减量v （ 2）工业燃煤锅炉烟气脱硫工艺包括 石灰石 /石膏法、双碱法、氨法、氧化镁法、半干法 和列入 国家先进污染防治技术示范名录 和 国家鼓励发展的环境保护技术目录 及其他国家推荐的脱硫技术。换烧低硫煤、燃煤量减少等不计 SO2 削减量。结构调整、能源替代新增消减量1、 2007年接转
8、，全计。2、 2008上半年只计火电、钢铁、焦炭、水泥、冶金行业。 火电厂关停机组以国家发改委公布为准。（年底增加 炼油 ）3、无 2005年环统数不计。4、能源替代：计天然气、高炉煤气、焦炉煤气替代。电厂烟气脱硫设施的核查火电厂典型烟气量v 300MW机组v 新机 105至 110万标立米 /时v 现役机组 115至 120万标立米 /时v 600MW机组v 新机 190至 200万标立米 /时v 现役机组 200至 210万标立米 /时FGD的组成1、烟气系统挡板门 、密封空气系统、 增压风机 及其辅助设备、 GGH及其辅助设备2、吸收塔系统收塔区、 浆液循环泵 、石膏浆液排出系统、氧化风
9、机、搅拌器、除雾器冲洗系统3、石膏脱水及其输送系统真空泵、真空皮带脱水机、石膏皮带输送等4、 石灰石浆液系统磨机及其辅助设备、石灰石卸料系统5、工艺水系统包括工业水泵、工艺水泵及除雾器水6、废水系统（包括废水处理及回收再利用）7、电气系统（包括脱硫系统的配电，保安等）8、氧化空气系统（保证脱硫反应的快速和脱硫吸收剂的完全利用）9、压缩空气系统主要设备 增压风机 ：简称 BUF，引入烟气，克服装置压力损失。 烟气挡板 ： 入口（原烟气）、出口（净烟气）和旁路挡板，为烟气接通和关闭而设置，其中关注的重点是旁路挡板。 吸 收 塔：专门用于吸收 SO2的容器，所有的化学反应 均在其中完成。 RGGH：
10、烟气换热器，主要利用原烟气的高温去加热净烟气的低温。 浆液循环泵 ：让浆液和烟气充分接触的动力设备。 氧化风机：给吸收塔提供氧化空气，以将 SO32-离子氧化成SO42-。 搅 拌 器： 防止浆液沉淀的装置。 除 雾 器： 用于除去脱硫后烟气中的水雾。 烟气分析仪 ：简称 CEMS，监测烟气中各种污染物含量 的装置。表征 脱硫系统 运行的重要参数1. CEMS测量参数： 原烟气入口 SO2浓度 、 NOx浓度、 O2浓度、烟气粉尘浓度、 烟气流量 、烟气温度、压力等； 原烟气出口SO2浓度 、 NOx浓度、 O2浓度、烟气粉尘浓度、烟气流量、烟气温度 、压力等；2. 脱硫效率3. 增压风机运行
11、信号、 电流 ， 导叶开度 ，电度4. 浆液循环泵运行信号、 电流 ，流量信号，电度5. 吸收塔内液位、 pH值 ，排出泵出口处密度6. 除雾器喷水流量，浆液补充记录7. 氧化风机运行信号，电流，流量8. 旁路门开度信号 （供参考，好多电厂是带旁路门运行的）9. 物料损耗记录（包括用电、用水、吸收剂等的用量记录）10. 锅炉信号： 负荷， 引风机开度信号等喷淋塔浆液循环系统流程图废气污染源在线监测系统CEMS在发电厂应用 烟气脱硫系统：脱硫系统入口： SO2， O2，颗粒物； 脱硫系统出口： SO2， O2； 烟气脱硝系统：脱硫系统入口： NOx， O2；脱硫系统出口： NOx， NH3， O
12、2； 环保排放监测系统：总出口： 颗粒物， SO2， NOx，（ CO）， O2， 温 度，压力，湿度，流量；废气污染源在线监测系统v 要求：v 1、已经过比对。v 2、安装在烟囱上。如安装 出口挡板后 ，避开旁路，减排量扣 10%。v 3、 环保监测烟气分析仪 一般安装在烟囱上，距离地面高度约 30 50米，用于全面监测烟气 SO2排放情况。v 4、以省监控平台数据为准。v 5、向检查组提供月报表。（同样适用于工业锅炉） 脱硫装置的停运及启动按工艺要求、进行顺序停运：BUF风机吸收塔浆液循环泵氧化风机石灰石浆液泵脱水系统启动顺序：氧化风机石灰石浆液泵吸收塔浆液循环泵BUF风机 脱水机 废水泵核查过程中关注的重点1、案例：某机组提供的 CEMS数据表显示，从 7月11月数据为连续数据且符合排放标准要求。但从其向 环保局提出的脱硫停运申请及运行记录 显示 :该时间段装置每月停运次数较多，9月多达 7次以上。因机组发电未停，由此可见该 CEMS数据表全部为假数据。核查过程中关注的重点2 检查旁路挡板是否全部关闭一般电厂旁路挡板为 2面，一面为开关型；一面为调节型。计算机画面与现场实际开度对比检查挡板的具体位置对比检查通过烟囱处的烟气温度判断旁路挡板是否完全关闭有换热器的情况：温度基本上应 低于 80度。无换热器的情况：温度基本上应 低于 55度。
