脱硫装置核查中的关注重点

会计学1脱硫装置核查中的关注重点脱硫装置核查中的关注重点一、资料核查（一）查是否符合政府方面的要求；（二）查脱硫设施设计文件（三）查CEMS相关文件；（四）查生产运行台帐二、CEMS核查（一）查标气；（二）查仪器；（三）查历史数据三、DCS和工程师站核查（一）有没有偷排；（二）查运行各参数之间的逻辑关系四、现场核查第2页/共33页脱硫装置核查中的关注重点一、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，从而发现运行中的问题。（一）查是否符合政府方面的要求核查目的：项目是否合法；是否能够计算减排量。核查方法：查环评批复，核查项目是否合法；查168小时试运行移交报告，核查是否能够计算减排量。查环保部门验收报告，核查是否存在长时间不能稳定运行，不能通过环保部门验收。第3页/共33页（二）查脱硫设施设计文件核查目的：了解机组和脱硫设施基本情况。核查方法：核查脱硫设施设计文件，重点核查如下八个设计参数。机组（锅炉）设计负荷；脱硫设计工艺；设计入炉煤质（硫份）；脱硫设计效率；增压风机设计参数（动叶或静叶开度）；吸收塔设计液位、循环泵数量；烟气设计流量；有无旁路、GGH等。脱硫装置核查中的关注重点第4页/共33页脱硫装置核查中的关注重点例如：锅炉负荷是多少；烟气量在标态，湿基，6％O2情况下的流量是多少；工艺设计烟温是多少；烟气中二氧化硫含量是多少；粉尘含量是多少；BUF风机压头、流量、电机额定电流是多少；二氧化硫脱除率是多少；浆液循环泵流量、液气比等数据是多少。第5页/共33页（三）查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：首先有CEMS；经环保部门验收且与省级环保部门联网；经环保部门比对认定；定期进行仪器校验；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）。脱硫装置核查中的关注重点第6页/共33页脱硫装置核查中的关注重点入口CEMS测量装置第7页/共33页核查资料：环保部门验收材料；环保部门定期比对材料（每月至少一次）；定期校验报告；运行维护记录；有关管理 规章制度 食品安全规章制度下载关于安全生产规章制度关于行政管理规章制度保证食品安全的规章制度范本关于公司规章制度 （日常校准、维护保养、备件清单、故障解决 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 等）。如果不符合上述要求的，环保核查时有可能对电厂提供的数据不予采用，减排量不予计算。脱硫装置核查中的关注重点第8页/共33页（四）查生产运行台帐核查目的:了解脱硫设施运行情况；印证各参数间逻辑关系，判断提交参数的真实性。核查参数：一段时间内的燃煤用量、烟气连续监测数据、对应的机组负荷（锅炉负荷）、燃煤硫份和脱硫剂的用量、对应的脱硫副产物产生量和处置情况、旁路开启情况、运行事故及处理情况等。脱硫装置核查中的关注重点第9页/共33页1、查四参数台帐四参数类别：燃煤用量、燃煤硫份（企业要提供入炉煤硫份）、脱硫剂用量（企业要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。验证方法：SO2产生量＝燃煤用量×燃煤硫份S％×1.6脱硫剂理论用量＝SO2产生量×脱硫剂分子量/64×Ca/S×脱硫效率/脱硫剂实际含量石膏理论产量＝脱硫剂理论用量×172/脱硫剂分子量/90％（石膏含水率为10％）脱硫装置核查中的关注重点第10页/共33页核查参考：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。计算得出的脱硫剂理论用量、副产物理论产量若高于企业台帐中的实际用量、产量，说明实际脱硫效率低于企业台帐记录值，台帐有作假嫌疑。另入炉煤硫份高于脱硫设计硫份，脱硫设施难以保证正常运行，脱硫效率下降。脱硫装置核查中的关注重点第11页/共33页2、查原烟气、净烟气SO2浓度常见情况：在线检测仪器显示的数据和实际情况不一致。常见情况有，净烟气SO2浓度波动幅度过小；净烟气SO2浓度数值过小；净烟气SO2浓度为一固定数值。原因分析:一是用空气稀释净烟气，造成净烟气SO2的测量浓度低于实际排放浓度。二是人为调整仪器参数，使测量的净烟气SO2浓度低于实际排放浓度。三是人为调高仪器量程，一般仪器量程上限是一固定值，在线设备验收时可能采用的是一较低量程，实际测量时人为调高仪器量程，很可能导致测量值低于实际值并在低位漂移。如现场核查曾发现某燃煤电厂将仪器量程设定为6000mg/Nm3，用其测定实际排放浓度在300mg/Nm3左右的烟气SO2浓度，结果仪器显示SO2浓度极为稳定，在170mg/Nm3左右近乎一条直线，而实际测定SO2浓度排放浓度波动在230-470mg/Nm3之间。四是人为调高数据输出量程，降低输出信号，影响远程显示值（中控室计算机上的SO2显示值，环保部门在线监控计算机上显示的SO2数据）。五是人为设定仪器检测上限，导致当SO2浓度升至设定上限后恒定为一固定数值。脱硫装置核查中的关注重点第12页/共33页核查方法：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。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。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。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。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。原烟气SO2浓度通常是准确的。通常含硫率在1％的煤燃烧后产生的原烟气SO2浓度为2100mg/m3。原烟气SO2浓度=S%×2100×1.7/1.6。式中S%为硫份。脱硫装置核查中的关注重点第13页/共33页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。参照数值：1t/h锅炉满负荷运行1小时耗标煤约140kg，吨位较大的锅炉略低于此标准；锅炉负荷在70-80％时，考虑基础煤耗等因素，用煤量按照满负荷的80-90％计算。机组发电耗标煤300-380g/kwh，因机组装机容量和运行负荷而略有变化。标煤是指每公斤含热7000大卡的标准煤。核查方法：审核燃煤量、机组负荷（锅炉负荷）数据逻辑关系。脱硫装置核查中的关注重点第14页/共33页4、查烟气温度核查目的：检查烟气是否偷排。（1）湿法脱硫：参照数值：原烟气温度在110-150℃；有烟气换热器（GGH），烟气入脱硫塔温度在90℃左右；脱硫塔出口烟温在45-50℃；从脱硫塔出口到烟囱入口，烟温差值不超过3-5℃；（有GGH烟囱入口温度不大于83-85℃；无GGH烟囱入口温度不大于53-55℃）。核查方法：现场查烟囱排烟温度，若超出脱硫塔出口烟温3~5℃，有偷排嫌疑。（2）干法、半干法脱硫：参照数值：原烟气温度在110-150℃；脱硫除尘一体化脱硫技术（NID）、喷雾干燥吸收脱硫技术（SDA）等脱硫时需加水降温的脱硫工艺，出口烟温在70-75℃。核查方法：烟囱出口烟温高于70-75℃，有烟气偷排，脱硫效率不可能高。脱硫装置核查中的关注重点第15页/共33页5、查烟气量核查目的：检查烟气是否偷排。参照数值：燃烧1t煤理论上可产生10000m3标态烟气（原烟气量）。一般净烟气量比原烟气量大3-5%。火电机组（锅炉）满负荷运行时烟气量经验数值见下表（与当地海拔、大气压强有一定关系，略有差别）：核查方法：查原烟气和净烟气的烟气量。若净烟气量小于原烟气量，要检查是否有烟气未进入脱硫而偷排。若净烟气量与原烟气量差值超过的3-5％，脱硫效率可能较低。机组容量（MW）配套锅炉容量（t/h）满负荷时烟气量（万m3(N)/h）25120-13015-185022025-30100410-45040-45125420-45045-5020067080-90300102411060020482201000355脱硫装置核查中的关注重点注：上述机组一般是指纯发电的凝汽式机组，对于同时发电供热的抽凝机组和背压式机组来说，由于一部分蒸汽被用于供热，机组容量相同的情况下，热电机组的烟气量就要稍大，但一般会小于更大等级机组的烟气量，也就是说25MW的热电联供机组的烟气量会介于25MW机组和50MW机组之间。第16页/共33页6、查投运率核查目的：是否存在违法停运脱硫设施；计算综合脱硫效率。核查方法：检查比对脱硫设施运行记录(运行时间)、机组发电记录(运行时间)。脱硫装置核查中的关注重点第17页/共33页脱硫装置核查中的关注重点二、CEMS核查CEMS由现场监测子站和中心站监控系统组成。监测子站安装在污染源现场，中心站安装在企业或上级主管部门。子站连续24小时对烟气排放情况进行自动监测，并将结果保存在现场计算机上，中心站通过有线或无线方式将现场监测数据采集到本地计算机上。查CEMS就是查标准物质、设备仪器和历史数据，保证减排核算数据的准确性。第18页/共33页（一）查标气核查目的：检查标气是否符合规范要求。核查方法:查来源，是否有检定部门的检定证明；查日期，是否在有效期之内；查浓度，是否与仪器量程相匹配（对于标定烟气分析仪的标气浓度，应选满量程浓度的70-90％，过低会降低测量值的准确性，过高无法标定）。脱硫装置核查中的关注重点第19页/共33页脱硫装置核查中的关注重点（二）查仪器核查目的：检查仪器状态是否符合规范要求。核查方法：查仪器量程，一般根据排放标准、燃煤含硫率和脱硫效率设定，通常略高于环保部门核定的企业排放标准。查仪器显示数值：现场用标气检测，仪器显示值与标气差值不应超出一定的范围，具体见《固定污染源烟气排放连续监测系统技术要求及检测方法（试行）》（HJ/T76-2007），如143mg/m3≤标气浓度＜715mg/m3时，绝对误差≤57mg/m3。(标气浓度单位用ppm和mg/m3，二者换算关系为：mg/m3=M（分子量）*ppm（浓度）/22.4)现场还要对照仪器、在线室计算机、DCS系统、工程师站、环保监控平台等显示浓度值是否一致。第20页/共33页（三）查历史数据核查目的：检查脱硫设施是否正常运行；检查台帐资料的真实性。核查参数：污染参数（SO2、NOx、烟尘）和对应的湿基流量（流速、温度、压力）、以及换算干基用的参数（氧量O2、湿度RH）。脱硫设施正常运行时净烟气含氧量为7-10。核查方法：现场核查各参数是否正常。若净烟气含氧量明显高于7-10％，可能是稀释排放。未进行脱硝的脱硫机组净烟气NOx浓度显示值仅为200-300mg/m3，则间接反应SO2浓度、粉尘浓度数值也不准。烟尘浓度>200mg/m3，除尘系统效果不好，会导致脱硫系统运行不正常。脱硫装置核查中的关注重点第21页/共33页脱硫装置核查中的关注重点三、DCS和脱硫工程师站核查基本要求：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）的要求，所有脱硫设施必须安装DCS系统。DCS系统必须设置如下参数：湿法脱硫系统和烟气循环流化床脱硫系统DCS参数要求：发电负荷（或锅炉负荷）、烟气温度、烟气流量、增压风机电流和叶片开启度、氧化风机和密封风机电流、脱硫剂输送泵电流、烟气旁路开启度、脱硫岛PH值以及烟气进出口SO2、烟尘、NOx浓度等；循环流化床锅炉炉内脱硫系统和炉内喷钙炉外活化增湿脱硫系统DCS参数要求：自动添加脱硫剂系统输送风机电流以及烟气出口温度、流量、SO2、烟尘、NOx浓度等。在旁路烟道加装的烟气温度和流量等参数应记录入DCS系统。DCS系统要确保能随机调阅上述运行参数及趋势曲线。参数保存时间至少六个月。第22页/共33页脱硫装置核查中的关注重点（一）查是否偷排烟气1、查压力参数：一般石灰石-石膏湿法脱硫，增压风机入口负压在-150～-300Pa；锅炉引风机出口压差在0～150Pa，烟囱入口压力在-200～-300Pa。2、查挡板门相关参数：一是看密封风机电流，现场关闭时风机电流作为标准值，比对历史数据；二是看挡板门内外压差，一般高于0.5kPa；三看开度，现场对照仪表显示挡板门开度和实际挡板门开度是否一致，并校核历史数据。3、查烟温：湿法脱硫，吸收塔出口温度与烟囱入口烟温差在3～5℃之内。4、查烟气量：烟囱入口烟气量较脱硫塔入口烟气量大3～5%。脱硫效率越低差值越大。5、查烟尘浓度：净烟气烟尘浓度高，有偷排嫌疑（入脱硫塔烟尘浓度应小于200mg/m3）。如石灰石－石膏湿法脱硫系统运行3台浆液循环泵时吸收塔除尘效率在60-75％。若粉尘浓度过高，说明至少有部分烟气通过旁路直排。第23页/共33页脱硫装置核查中的关注重点（二）查脱硫运行各参数的逻辑关系参数来源:工程师站参数选择:机组(锅炉)负荷；增压风机电流（开度）；进出口烟气流量；烟气温度；进出口SO2浓度；脱硫效率；烟尘浓度；氧化风机电流等。现场核查:上述参数历史趋势曲线逻辑关系。1、查机组（锅炉）负荷与增压风机电流（动叶开度）逻辑关系：增压风机电流变化趋势与负荷变化一致，二者呈正向关系。否则有开启旁路偷排烟气嫌疑。2、查原烟气和净烟气流量逻辑关系:原烟气和净烟气流量变化一致，二者呈正向关系，净烟气流量较原烟气量高3～5%。否则有开启旁路偷排烟气嫌疑。第24页/共33页脱硫装置核查中的关注重点3、查烟气温度逻辑关系:原烟气温度、脱硫塔进出口烟温、GGH进出口烟温、烟囱入口烟温均有其数值范围。超出此范围，有开启旁路偷排烟气嫌疑。4、查烟尘浓度逻辑关系：入烟囱烟气烟尘浓度小于入脱硫塔烟气烟尘浓度；入脱硫塔原烟气烟尘浓度应小于200mg/m3。如入烟囱烟气烟尘浓度高于入脱硫塔烟气烟尘浓度，入烟囱烟气烟尘浓度高于200mg/m3后，有开启旁路偷排烟气嫌疑。5.查进出口SO2与脱硫效率逻辑关系:确定一致关系。否则有开启旁路偷排烟气嫌疑。第25页/共33页脱硫装置核查中的关注重点6.查氧化风机电流逻辑关系:氧化风机电流通常是无变化的。选用此参数是因为企业作假曲线时，一般不会将此参数纳入。据此参数有无旁证脱硫其他参数的真实性。7、查烟尘浓度与吸收塔浆液PH及脱硫效率逻辑关系：进入吸收塔的烟尘浓度不应大于200mg/m3。烟尘浓度高，导致石灰石溶解下降，造成浆液中PH值降低，脱硫效率下降。8、查浆液PH与脱硫效率逻辑关系：浆液PH值一般控制在5.4-5.8。PH值高，利于石灰石溶解，提高SO2俘获率，脱硫效率提高。但高PH值会增加石灰石的耗量，使得浆液中残留的石灰石增加，影响石膏的品质。PH<5，脱硫效率降低，设备腐蚀。第26页/共33页脱硫装置核查中的关注重点9、查吸收塔浆液浓度与脱硫效率逻辑关系：吸收塔浆液浓度控制在10％～15%，浆液密度控制在1050-1100kg/m3。浆液密度高，脱硫效率高。但过高会造成设备磨损和管道堵塞。浆液密度过低降低脱硫效率。10、查浆液泵运行参数与净烟气SO2浓度逻辑关系：浆液泵正常运行是保障净烟气SO2达标排放的基本前提。如果浆液泵全停了，脱硫塔此时相当于旁路，但若出口SO2浓度未升高，数据不真实。11、查SO2反吹曲线与时间周期逻辑关系：在线监测探头每6小时左右会进行一次反吹，持续几分钟，因此SO2浓度历史曲线会出现有规律的变化。如果企业没做反吹的逻辑屏蔽，必然显示反吹曲线。如果历史曲线上没有显示反吹曲线，则说明有可能是假曲线。第27页/共33页脱硫装置核查中的关注重点12、查设计脱硫工艺与燃煤硫份和机组负荷逻辑关系：设计脱硫工艺只能在一定的燃煤硫份和机组负荷的条件下才能起到好的脱硫效果。以石灰石－石膏湿法脱硫为例，若采用喷淋塔，与浆液循环量有关系，浆液循环量与一定比例的烟气含硫量匹配；若采用液柱塔，对于燃用高硫煤的大型机组较为适宜。而海水脱硫适合脱除低硫份燃煤产生的SO2，若采用高硫煤，则必须同时添加石灰石。第28页/共33页脱硫装置核查中的关注重点四、现场核查现场核查目的：直观发现脱硫存在的比较严重、持续时间较长的问题；直观验证资料、CEMS、DCS核查中发现的问题。（一）查在线测点安装位置核查目的：在线监测是否能真实反映脱硫运行实际情况。核查方法：测点安装在混合烟道上，符合要求；测点安装在烟囱上，据地面高度30-50m，符合要求；测点安装在混合烟道前，但在旁路烟道上加装烟温和流量在线，并接入DCS，符合要求。（二）查石灰石浆液制备系统运行情况核查目的：检查石灰石浆液制备系统是否正常运行。核查方法：查制备系统是否损毁严重，是否运行正常，能否保证脱硫剂正常供应。第29页/共33页脱硫装置核查中的关注重点（三）查石膏脱水机运行情况核查目的：脱硫系统是否完整。核查方法：查脱水机设施是否正常运行。（四）查脱硫石膏处置情况核查目的：检查脱硫石膏是否造成二次污染。核查方法：查石膏堆场是否有防渗、防流失等措施。（五）查脱硫石膏压滤液处置情况核查目的：检查脱硫石膏压滤液是否再次二次污染。核查方法：压滤液仅允许用于拌灰。现场检查压滤液是否违规进入企业其他污水处理系统，是否外排环境，是否用于浇地及园林绿化。第30页/共33页脱硫装置核查中的关注重点（六）查烟尘排放情况（湿法脱硫）核查目的：检查是否偷排烟气核查方法：无GGH，烟囱无论春夏秋冬均应冒“白烟”（水蒸气），否则有开启旁路偷排烟气嫌疑。有GGH，烟囱在环境温度低时冒“白烟”（水蒸气），否则有开启旁路偷排烟气嫌疑；烟囱在环境温度高时不冒“白烟”（水蒸气），此时脱硫设施是否正常运行就只能通过其他手段来验证。（七）查旁路挡板开启情况核查目的：检查是否偷排烟气核查方法：旁路挡板的闭合状态有时在DCS上会显示相反的情况。即旁路挡板处于闭合状态时，DCS显示开度为100％，反之则显示开度为0％。在这种情况下有必要到现场与在线同步校对旁路挡板开合情况。第31页/共33页谢谢！第32页/共33页感谢您的观看！第33页/共33页