火电厂脱硫运行管理要求VIP

火电厂脱硫形势简介,科技环保部,主要内容,一、燃煤电厂二氧化硫治理状况二、燃煤电厂二氧化硫治理面临的形势与任务三、燃煤电厂二氧化硫治理政策四、环保核查的形势五、环保实时监管系统,一、燃煤电厂二氧化硫治理状况,二氧化硫排放是造成我国大气污染及酸雨不断加剧的主要原因，燃煤电厂二氧化硫排放量约占全国二氧化硫排放量的60。国家一直高度重视燃煤电厂二氧化硫排放控制，十多年来，尤其是“十五”期间”出台了一系列的法律、法规、政策，促进了烟气脱硫产业化的快速发展，使燃煤电厂的二氧化硫排放控制能力得到明显提高，污染治理取得成效，为“十一五”大规模控制二氧化硫排放奠定了坚实基础。,全国酸雨分布图,燃煤电厂二氧化硫治理状况,（一）法规标准不断完善（二）政策逐步得到落实（三）脱硫产业快速发展（四）污染治理取得成效（五）存在的主要问题,（一）法规标准不断完善,国家进一步加强了二氧化硫控制的法规建设，修订并实施了大气污染防治法和火电厂大气污染物排放标准，颁布了国家环境保护“十一五”计划、两控区酸雨和二氧化硫污染防治“十一五”计划，出台了排污费征收使用管理条例和相关配套规定，对二氧化硫排放控制要求进一步趋严。,主要体现在：,一是对火电厂二氧化硫排放采取排放浓度、排放速率和年排放总量的三重控制要求。二是严格控制新建燃煤电厂二氧化硫排放，在大中城市及其近郊，严格控制新（扩）建除热电联产外的燃煤电厂，除燃用特低硫煤的坑口电厂外，必须同步建设脱硫设施或者采取其他降低二氧化硫排放量的措施。三是要求现有超标电厂在2010年底前安装脱硫设施，其中投产20年以上或装机容量10万千瓦以下的，限期改造或者关停。！,（二）政策逐步得到落实,在法规要求不断趋严的同时，相关二氧化硫排放控制的约束性和激励性政策相继出台。在约束性方面，实施了排污即收费政策，规定每排放1公斤二氧化硫收费0.63元，同时要求收取的排污费资金纳入财政预算，作为环境保护专项资金管理，用于环境污染防治。在激励性方面，有关促进企业装设烟气脱硫装置的电价政策逐步落实，2004年出台的标杆电价政策规定，新投产的安装有脱硫设施的机组比未安装脱硫设施的上网电价每千瓦时高0.015元人民币。2006年6月出台的电价政策进一步明确新建和现有脱硫机组上网电价每千瓦时均提高1.5分人民币。,大气污染物排污收费标准,二氧化硫：2003年7月0.21元/公斤2004年7月0.42元/公斤2005年7月0.63元/公斤氮氧化物：2004年7月0.63元/公斤烟尘：（核算收费）0.275元/公斤装机30万千瓦及以上的火电厂的二氧化硫排污费由省级环保部门征收。,国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知国发200715号按照补偿治理成本原则，提高排污单位排污费征收准，将二氧化硫排污费由目前的0.63元/公斤分三年提高到1.26元/公斤；火电厂二氧化硫排污费管理办法即将颁布实施加强排污费征收管理，杜绝“协议收费”和“定额收费”建立节能环保执法责任追究制度，对行政不作为、执法不力、徇私枉法、权钱交易等行为，依法追究有关主管部门和执法机构负责人的责任。,（三）脱硫产业快速发展,“十五”开始，国家加大了烟气脱硫产业化发展的步伐，出台了火电厂烟气脱硫产业化发展的相关政策，促进了产业化水平的明显提高。目前，我国已有石灰石-石膏湿法、烟气循环流化床法、海水脱硫法、脱硫除尘一体化法、旋转喷雾干燥法、炉内喷钙尾部烟气增湿活化法、活性焦吸附法、电子束法、氯碱法等十多种工艺的脱硫装置投入商业化运行或进行了工业示范；脱硫设备国产化率已达到90%以上；我国拥有自主知识产权的30万千瓦级火电机组的烟气脱硫技术已通过商业化运行的检验；烟气脱硫工程总承包能力已可以满足火电厂工程建设的需要；新建大型燃煤机组的烟气脱硫工程千瓦造价已由500元左右，降至200元左右。,（四）污染治理取得成效,通过采取燃用低硫煤、关停小火电机组、节能降耗和推进烟气脱硫等综合措施，二氧化硫排放量控制取得重要进展。在各种措施的共同作用下,到2007年底，已建成的烟气脱硫机组容量达到1.33亿千瓦。其中华电集团，投运脱硫机组110台，装机约3491.5万千瓦，占火电装机比例68%。,脱硫机组占煤电装机比例图,五大发电集团2007年减排情况,（五）存在的主要问题,烟气脱硫技术自主创新能力仍较低。截止目前，我国只有少数脱硫公司拥有30万千瓦及以上机组自主知识产权的烟气脱硫技术，大多数脱硫公司仍需采用国外技术，而且消化吸收、再创新能力较弱。,对脱硫市场缺乏有效监管。近几年，脱硫市场急剧扩大，一批从事脱硫的环保公司应运而生，但行业准入及监管相对滞后，对脱硫公司资质、人才、业绩、融资能力等方面无明确规定，脱硫公司良莠不齐，一些脱硫公司承建的烟气脱硫工程质量不过关。,部分脱硫设施难以稳定运行，减排二氧化硫的作用没有完全发挥。一是有些脱硫公司对国外技术和设备依赖度较高，没有完全掌握工艺技术，系统设计先天不足，个别设备出现故障后难以尽快修复；二是资金扶持政策未完全到位，如现有电厂脱硫成本计入电价的机制没有完全落实，二氧化硫排污费不能足额使用；三是对脱硫设施日常运行缺乏严格监管；四是部分电厂为获经济利益，故意停运脱硫设施。煤质的大幅波动对脱硫系统的损伤，导致运行健康水平底下。,二、燃煤电厂二氧化硫治理面临的形势与任务,国家十一五规划纲要第一次把全国二氧化硫排放总量减少10%作为“十一五”规划目标的约束性指标，并对现有燃煤电厂明确提出了加快脱硫设施建设，增加脱硫能力的要求；对新建燃煤电厂提出了必须根据排放标准安装脱硫装置的要求。根据纲要精神，国务院已向各省、自治区、直辖市人民政府下达了“十一五”二氧化硫总量控制计划，其中明确了电力二氧化硫控制总量，即到2010年，全国二氧化硫排放总量控制目标为2294.4万吨，其中，电力为951.7万吨。华电：92.6万吨。（2007年：132万吨）,二氧化硫总量控制制度环境影响评价和排污交易制度火电厂污染物排放标准制度排污收费制度脱硫电价优惠制度节能环保电量调度制度减排量核查核算和信息公开制度减排量目标考核制度：行业限批制度,三、燃煤电厂二氧化硫治理政策,二氧化硫总量控制制度国家环保总局【2006】第39号公告国务院关于“十一五”期间的全国污染物总量控制计划的批复（国函【2006】70号）：电力行业二氧化硫计划单列，到2010年底，电力行业二氧化硫排放量控制在951.7万吨，其中国家预留47.7万吨，（实际34.3万吨），用于二氧化硫排污权有偿交易分配和排污交易试点工作。关于印发二氧化硫总量分配指导意见的通知（环发【2006】182号文）,关于发布火电项目环境影响报告书受理条件的公告,一、必须为列入国家产业结构调整指导目录中鼓励类或允许类，未列入限制类或淘汰类的建设项目。二、必须为列入相应规划或国家近期开工备选方案的建设项目：（一）常规火电厂应为列入国家近年开工备选方案且列入所在省电力发展规划的建设项目；（二）煤矸石综合利用电厂应为列入经批准的所在省煤矸石资源综合利用规划的建设项目；（三）热电联产项目应为列入经批准的城市供热总体规划的建设项目；（四）国家另有规划或安排的火电厂、煤矸石综合利用电厂、热电联产项目。,三、项目二氧化硫排放总量必须符合下述要求：（一）新建、扩建、改造火电项目必须按照“增产不增污”或“增产减污”的要求，通过对现役机组脱硫、关停小机组或排污交易等措施或“区域削减”措施落实项目污染物排放总量指标途径，并明确具体的减排措施。（二）总局与六家中央管理电力企业集团（以下简称六大集团）或省级人民政府签订二氧化硫削减责任书的脱硫老机组的扩建、改造火电项目，所涉及的老机组脱硫工程的开工、投产进度必须符合责任书有关要求。（三）热电站、煤矸石电厂、垃圾焚烧发电厂项目的总量指标必须明确总量指标来源。除热电站、煤矸石电厂、垃圾焚烧发电厂外，其他新建、扩建、改建常规火电项目的二氧化硫排放总量指标必须从电力行业取得。,1、属于六大电力集团的新建、扩建、改造项目，二氧化硫排放总量指标必须从六大集团的总量控制指标中获得，并由所在电力集团公司和所在地省级环保部门出具确认意见。2、不属于六大电力集团的新建、扩建、改造项目，二氧化硫排放总量必须从各省非六大电力集团电力行业总量控制指标中获得，并由省级环保部门出具确认意见。自本公告发布之日起，建设单位在提交项目的环境影响报告书时，应同时提供省级环保部门对项目污染物排放总量指标来源的确认文件，六大电力集团的新建、扩建和改造项目还应有所属电力集团公司的确认意见。（四）总量控制政策有调整时，环保总局将及时下发有关要求,火电厂污染物排放标准制度,火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2003代替GB1322319962004-01-01实施),脱硫电价优惠制度,“1176号文件”,“1176号文件”,机组脱硫系统投运时间投运率=-100%机组正常运行时间,节能环保电量调度制度,国务院办公厅关于转发发展改革委等部门节能发展调度办法（实行）的通知（国办发【2007】53号文）节能发电调度办法实施细则（试行）（发改能源【2007】3523号文）节能发电调度信息公开办法颁布实施,各类发电机组按下顺序确定序位：,(一)无调节能力的风能、太阳能、海洋能、水能等可再生能源发电机组；(二)有调节能力的水能、生物质能、地热能等可再生能源发电机组和经省级以上环保部门验收满足环保要求的垃圾发电机组。当有调节能力的水能发电机组出现非正常弃水时，列无调节能力的水能发电机组之前；(三)核能发电机组；(四)余热、余气、余压、煤层气等非燃煤资源综合利用发电机组；(五)国家确定的示范发电机组及国家统一安排的发电机组；(六)燃煤热电联产机组；(七)由省级以上环保部门认定达标排放，并经国家发展改革委和省级发展改革委(经委、经贸委)按照审核权限认定的煤矸石或洗中煤等资源综合利用发电机组；(八)天然气、煤气化发电机组；(九)其他燃煤发电机组，包括热电联产机组超出“以热定电”以及资源综合利用机组超、出“以(资源)量定电的部分；(十)燃油发电机组。,第10条同类型火电机组按照能耗水平由低到高排序，节能优先；能耗水平相同时，按照污染物排放水平由低到高排序。机组运行能耗水平近期暂依照设备制造厂商提供的机组能耗参数排序，逐步过渡到按照实测数值排序，对因环保和节水设施运行引起煤耗实测数值增加的，可做适当调整。污染物排放水平以省级环保部门最新核定的数值为准。第11条未安装脱硫设施或已安装脱硫设施，但未经省级以上环保部门验收合格的发电机组列同类、同级别容量发电机组之后。,减排量核查核算和信息公开制度,国务院批转节能减排统计监测及考核实施方案和办法的通知（国发200736号文）企业非正常排放量企业SO2产生量脱硫效率（1监察系数）发现被检查企业脱硫设施非正常运行一次，监察系数取0.8，非正常运行二次监察系数取0.5，超过两次非正常运行，监察系数取0。脱硫设施非正常运行定义为生产设施运行期间脱硫设施因故未运行而没有向当地政府环境保护主管部门及时报告的、没有按照工艺要求使用脱硫剂的、使用旁路偷排手段等其他违法行为。,关于公布全国城镇污水处理设施和燃煤电厂脱硫设施的公告（环境保护部公告2008年第1号）2008年需开工建设烟气脱硫设施电厂名单（2008-04-10环保部网站）,减排量目标考核制度：行业限批制度,一是实施新建项目报告和公开制度，对没有完成淘汰落后产能任务的地方，严格控制国家安排的投资项目，实施项目：“区域限批”。二是对超过总量的指标、重点项目未达到目标责任书要求的地区，暂停审批新增污染物排放量的建设项目。三是处理责任人。环保风暴的行业曝光，影响集团公司的发展和形象。,四、环保核查的形势,脱硫设施运行的水平与环保核查监管水平直接相关传统的监管方法：现场检查实时在线监测排放浓度-石灰石消耗-石膏产生量历史烟气监测数据库（DCS）+离线数据库核查工具重点关注问题电厂类型,重点关注：,两炉（多）一塔的的电厂离城区较远的电厂地方电厂、自备电厂、循环流化床机组机组规模小的电厂,下一步环保核查的重点注意：,DCS数据库的保存，各种机组运行参数与脱硫运行（风机电流、循泵电流）的参数的对应关系，与DCS厂家加强沟通和联系，提前做好准备工作。挡板门的状态调整，注意挡板门的开关与烟气流量、烟道压力的变化，会爆露挡板门的问题。加强脱硫维护，对现场表计定时校准。加强运行管理，切实提高设备健康水平和运行可靠性。,CEMS,脱硫装置设施的监测点的布置与准确度的问题。原烟气测点：原烟气进口挡板门前。净烟气测点：净烟气出口挡板门后，旁路烟道上。多炉公用一个烟囱的可能环保部门还要求在烟囱上加装全厂的测点。,CEMS,CEMS等于脱硫系统的眼睛，关系到脱硫系统的稳定正常运行，应引起脱硫管理的高度重视。但现状，安装位置千差万别，加之环保压力，数据的准确性失去真实，不能有效的指导运行和管理。,CEMS,目前集团公司的环保数据统计管理，还是以人工定时上报为主，通过近几年的统计分析，发现偏差太大，与政府环保部门的公布数据相差较大，2007年国家核定的华电二氧化硫排放量为132万吨，而统计系统汇总的全集团排放量只有75万吨，相差近57万吨。对于集团公司的环保规划、管理监督影响很大。,五、环保实时监管系统,2007年，集团开始建设环保实时监管系统，对全集团所有火电机组，要求加装CEMS，并通过集团信息系统，汇总集团公司侧的数据服务器，对烟气污染物实施在线实时监管，并计划，2009年开始，将采用实时数据逐步代替人工统计。目前，除东北、西北，涉及脱硫技改和老机组CEMS改造为连接外，全部上线运行。,环保实时监管系统电厂侧数据采集及上传技术方案,概述为满足集团公司及时了解下属发电企业环保设备运行情况，集团公司拟建设环保实时监管系统，该系统以前期建设的生产营销实时监管系统为基础，完成数据采集和上传，并对所采集的环保数据进行统计分析，系统应用服务器部署在集团公司总部，下属电厂通过集团广域网登录集团服务器进行访问。,2.系统架构与部署,环保实时监管系统充分利用生产营销实时监管系统已有数据上传平台，通过该平台将环保实时数据上送到集团总部，,数据总体上传技术路线,环保数据主要来自CEMS或脱硫DCS，因此为完成数据上送工作，电厂首先应完成CEMS或脱硫DCS系统的建设工作，将CEMS系统的数据送入到脱硫DCS中，如果未建脱硫DCS，也可将CEMS数据直接送入到电厂SIS系统或生产营销实时监管系统数据平台，然后由环保实时监管系统集成商国电南自负责从电厂SIS系统或生产营销实时监管系统数据平台将数据上传到集团总部,并在集团总部完成系统的应用开发和集成工作。,系统数据来源,环保实时监管系统的数据最初来源为脱硫DCS系统和电厂CEMS系统，但对于已经建设了SIS系统的电厂，系统的施工接入源为电厂SIS。因此，在建设环保实时监管系统之前，各发电企业应完成CEMS系统、脱硫DCS系统的建设或改造工作，并确保CEMS系统或脱硫DCS系统具备OPC数据外送接口，以便于数据采集和上传。此外，由于环保实时监管系统的数据上送是基于生产营销实时监管系统实现的，因此，对于个别新建电厂或