现代煤化工、石化行业及有色减排核查核算.ppt

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1、现代煤化工、石化行业及有色减排核查核算要点,主要内容,一、现代煤化工减排核查核算二、石化行业减排核查核算三、有色行业减排核查核算,定义范围,现代煤化工产业是指以技术创新为手段,通过对煤炭加工转化多种单项技术进行耦合、集成,联合生产多种清洁燃料、化工原材料以及热能、电力等产品的产业,是实现煤炭资源的综合利用,提高煤炭转化效率,促进煤化工产业结构调整和优化发展的重要途径。煤炭深加工示范项目包括以煤为原料加工生产油品、天然气、二甲醚、合成氨、烯烃、乙二醇、芳烃等为核心内容的煤炭综合加工利用项目,以及煤炭分质利用、煤化电联产等新的技术集成和相关产业联合的示范项目传统煤化工主要包括合成氨、甲醇、焦炭和电

2、石四种产品,煤炭深加工示范项目规划国家发展改革委关于规范煤化工产业有序发展的通知据不完全统计，目前全国在建和已批待建煤化工项目新增用煤已超过亿吨，各地规划拟建项目新增用煤总量还有几亿吨。,规划政策,十一五期间1套百万吨级煤直接液化装置3套16万吨级煤间接液化装置（伊泰、潞安、神华）3套大型煤制烯烃装置（神华包头60万吨、神华宁煤50万吨、大唐多伦46万吨）1套20万吨/年煤制乙二醇装置一批采用先进气化技术的大型煤制甲醇和甲醇制二甲醚装置开工建设了2个40亿立方米/年和l个16亿立方米/年煤制天然气项目（大唐克旗、大唐阜新、内蒙古汇能）,产业概况,内蒙古依托丰富的煤炭资源积极发展现代煤化工产业，

3、相继建设了神华集团108万吨/年煤直接液化项目、伊泰集团16万吨/年间接法煤制油项目、大唐多伦50万吨/年煤制烯烃项目、包头神华60万吨/年煤制烯烃项目、大唐克旗40亿Nm3/年煤制天然气项目、通辽煤化工20万吨/年乙二醇项目等多个重点大型煤化工工程,内蒙古,目前在建、拟建项目有陶氏化学120万吨/年煤制烯烃项目、延长集团60万吨/年煤制烯烃项目、陕煤集团60万吨/年煤制烯烃项目、兖矿100万吨/年煤制油项目等,陕西,宁夏：已建成神华宁煤煤化工公司25万吨/年和60万吨/年煤基甲醇、50万吨/年煤基烯烃（MTP）、6万吨/年聚甲醛项目。在建的有神华宁煤400万吨/年煤炭间接液化项目等。山西：潞

4、安集团21万吨/年煤制油和晋煤集团10万吨/年甲醇制汽油示范工程均已顺利投产,宁夏、山西,十二五是现代煤化工高速发展时期,“十二五”期间,煤炭液化、煤制甲醇、合成氨-尿素、煤炭分质利用重点开展大规模工程化示范,煤制烯烃、煤制天然气重点开展技术升级示范,煤制乙二醇、煤制芳烃重点开展新技术示范,十二五期间重点项目,添加剂、水,制 浆,煤气化,灰水处理,空 分,变 换,低温甲醇洗,压 缩,氢回收,甲醇合成,甲醇精馏,甲醇成品罐区,原料煤、燃料煤,废热回收,克劳斯硫回收,副产硫磺,废热回收,氨冷冻,甲醇生产工艺流程及三废产生框图,锅 炉,烟气、炉渣,废 气,废 水,废 气,气化炉渣,二甲醚合成精馏,二

5、甲醚成品罐区,废 水,副产液氧液氮,煤直接气化制甲醇其工艺流程依次为：煤气化、气体变换、脱硫脱碳净化（含硫回收）、甲醇合成、甲醇精馏等。煤气化技术种类繁多，主要可分为固定床、流化床、气流床三大类。采用固定床气化技术的煤直接气化制甲醇是传统的煤制甲醇生产工艺；以水煤浆、粉煤气化为代表的气流床气化技术是近十几年来迅速发展起来的新型煤制甲醇生产工艺。气体变换是指对煤气化过程中产生的粗煤气进行组分调整，粗煤气中的一氧化碳与水蒸汽反应生成氢气和二氧化碳，以满足下游装置的需要。,煤气化制甲醇工艺,脱硫脱碳净化。净化工序的任务是脱除合成气中的H2S、少量有机硫和CO2。目前大型甲醇企业脱硫脱碳净化工艺常用低

6、温甲醇洗技术和NHD（主要成分为聚乙二醇二甲醚）脱硫脱碳技术。年产20万吨以上的大型煤制甲醇企业基本都采用低温甲醇洗技术，年产20万吨以下煤制甲醇企业主要采用NHD工艺。,煤气化制甲醇工艺,硫回收。硫回收工序的主要任务是回收脱硫脱碳净化工序尾气中的硫。煤化工企业采用的硫回收技术主要包括：常规克劳斯技术（硫回收率约98%，尾气浓度基本无法达到排放要求）、MCRC技术（硫回收率99.5%）、Sulfreen技术（硫回收率99%）、超级克劳斯技术（硫回收率99.5%，国内已有30余套）、超优克劳斯技术（硫回收率99.7%）,煤气化制甲醇工艺,甲醇合成是指一氧化碳与氢气在催化剂作用下反应生成甲醇。目前

7、世界上新建的大中型甲醇合成装置均采用低压法甲醇合成技术。甲醇蒸馏是指甲醇合成工序所得的粗甲醇，经过蒸馏工序，去除二甲醚、异丁醇、甲烷及其他烃类混合物等杂质的过程。,煤气化制甲醇工艺,“逢煤必化”的现象比较严重；与石油化工相比，煤炭深加工的工艺技术还不够成熟和完善非正常排放情况严重。虽然在硫磺回收尾气处都安装了CEMS，但此处CEMS是无法监控事故排放的。,存在的问题,气化炉倒炉排放（1-2月倒炉一次，大炉子做到60天就很难）。气化炉开车从投煤至达到变换气进气要求约需4-8小时，约有占正常工况50%的原料气去火炬。变换工序原始开车时自催化剂升温、硫化到正常运行每次72小时，硫化阶段约有8小时排放

8、硫化废气，送入火炬系统燃烧后高空排放。整个变换工序开车期，变换气去低温甲醇洗工序。调节期内，不合格合成气送火炬燃烧后高空排放。,非正常排放情况,停车排放（点火炬排放不仅是环保问题，更大是资源浪费，目前工艺解决不了）低温甲醇洗后面装置出现事故，前面减负荷生产，点火炬排放；以煤气化为节点，变换和低温甲醇洗不具备条件或事故情况,非正常排放情况,克劳斯停运或H2S浓度低的情况（设计为30%左右），低负荷运行时即会导致这种情况，如宁煤集团烯烃厂，4台气化炉，启动1台时即会出现这个问题。全厂设备出现问题，如断电，重新开启恢复时部分管道排放和重启后到正常运行时都要点火炬。硫回收装置不正常运行，酸性气体引入到

9、火炬系统点火排放。,非正常排放情况,由于工艺不稳定或不成熟，主要排放集中在非正常排放，远大于正常排放量。目前从技术角度解决不了事故排放的问题，但可从人员素质、加强管理减少非正常停产等方面予以解决。技术不成熟，生产工艺决定，前单元没有稳定运行，后单元就无法开启全年合计十几天的非正常排放,非正常排放情况,引入投运率的概念。采用物料平衡方法，根据原料煤消耗量、原料煤硫份、煤渣含硫率、克劳斯制S投运率、硫磺回收率进行核算。公式为：SO2=M*S%*85%*(1-*)*2脱硫设施投运率是指硫磺回收装置投运后，硫磺回收装置运行时间与煤化工生产设施运行时间之比，通过DCS数据、硫磺回收装置运行记录以及停运记

10、录、企业记录的气化炉倒炉时间等综合确定,SO2排放核算,如某厂煤制甲醇项目今年共消耗原料147.3万吨，煤质加权平均硫分为0.31%，上报全年生产7920小时，硫磺回收装置停运240小时，脱硫回收装置回收效率为98%，则二氧化硫排放量为：E=147.3 0.31 100 1.7（1-0.98（1-240/7920)）=383（吨）,SO2排放核算,通过硫平衡来分析判断非正常排放情况。烟气量*排放浓度+事故排放=原料煤消耗量*含S率-硫磺回收量-煤渣硫量（入渣硫为10-15%）利用硫磺回收量进行校核，要求煤化工企业增加硫磺自动计量要求（硫磺回收自动计量仪，引入到中控系统，累计计量和瞬时计量参数都

11、有），根据原料煤消耗量、原料煤硫份、煤渣含硫量和硫磺回收量进行校核。,SO2排放核算,以煤制甲醇为例，正常情况下，酸性气体通过硫磺回收装置吸收后经尾气焚烧装置后排放，硫磺回收装置运行正常时，排放浓度为400-500mg/Nm3。当设备开车、事故、检修及气化炉倒炉等情况时，酸性气体不通过硫磺回收装置，直接通过高空火炬燃烧后直排。现场核查主要针对硫磺回收装置DCS和相关台账资料进行检查。,现场核查,与电厂DCS类似，煤化工企业DCS也能生成主要参数的历史曲线。核查中关注的主要曲线有气化炉流量、硫磺回收装置主焚烧炉温度、进入硫磺回收装置的酸性气流量、尾气烟气量、尾气二氧化硫排放浓度、工艺气通往火炬燃

12、烧的烟气流量等，通过这些参数的逻辑关系可判断硫磺回收装置运行情况，计算投运率和硫磺回收率等核算需要的重要参数。,DCS检查,主焚烧炉,克劳斯回收段,硫磺回收装置DCS界面,DCS历史曲线-生产设备开启后启动硫磺回收装置白色曲线为二氧化硫排放浓度，绿色曲线为主焚烧炉温度，紫色曲线为烟气温度,DCS曲线-硫磺回收装置停运粉色为二氧化硫浓度，绿色为焚烧炉温度,主要的资料台账有生产报表、原料煤煤质化验单及报表、硫磺存储报表及销售发票、主设备检修记录、硫磺回收装置启停机记录、气化炉倒炉记录等。通过资料核查，一方面与DCS中的历史曲线相互印证，如对比硫磺回收装置启停机记录与DCS主焚烧炉温度曲线，对比主设

13、备检修记录与气化炉烟气流量等，印证资料台账的真实性；另一方面要核查煤量、含硫率、硫磺产量等重要数据的准确性，对煤化工装置二氧化硫排放量进行物料衡算。,资料核查,气化炉倒炉记录,有条件的省份做全口径。内蒙古、陕西、宁夏、新疆等。做全口径的省份，对现代煤化工企业必须现场核查。注意与传统煤化工区别。,要 求,主要内容,一、现代煤化工减排核查核算二、石化行业减排核查核算三、有色行业减排核查核算,要 求,2009年，全国共有264家炼油厂（其中地方炼油厂177家），全国原油实际加工量为3.9亿吨，而环境统计全国原油加工行业二氧化硫排放量22.9万吨（去除量156.5万吨），加工吨原油二氧化硫排放量0.5

14、87千克，比美国平均水平还低。2011年中石油、中石化已做全口径；今年各地对石化行业全口径核算；现场核查石化行业作为重点；,核算体系,自备电厂,催化裂化,硫磺回收,加热炉,石化行业全口径核算,其 他,排放浓度法（烟气量、浓度不确定因素太多）基于平均排放浓度和烟气量进行核算排污系数法（有问题，仅考虑规模）根据污染源普查排污系数物料平衡法二氧化硫排放量=烧焦量*焦硫含量*2已建脱硫设施的催化裂化装置二氧化硫排放量根据烧焦量、焦硫含量和综合脱硫效率核算焦硫含量=原料含硫量*1.5（2）,催化裂化SO2核算,排放浓度法基于平均排放浓度和烟气量进行核算烟气量校核1000立方米/吨 加工量污普系数表,催化

15、裂化NOX核算,石油炼制催化裂化装置再生烟气脱硫工程,我国现有催化裂化装置约140套，其中中石化45套，重油加工能力为5041万吨/年，中石油37套，重油加工能力5720万吨/年，中海油7套，重油加工能力1000万吨/年。由于加工原料（重油或蜡油）中硫含量、装置运行条件各不相同，再生烟气SO2排放的浓度差别较大，根据中石化宁波工程研究院对我国部分催化裂化装置SO2排放情况的统计，除大庆、印尼等低硫原油的装置外，SO2排放浓度一般处于1053-2387mg/m3的水平，普遍超过大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）的规定。,浓度法基于烟气量与浓度进行测算，但排放浓度不确定因素太多排污

16、系数法基于污普排污系数物料平衡法硫磺回收量和回收率推算排放量，这是理论上排放量，应是最小的排放量除个别装置改进外，原则上2011年硫磺回收率不超过2010年。,硫磺尾气二氧化硫排放核算,硫磺回收装置焚烧炉非正常二氧化硫排放量,SO2非正常15分钟排放量(浓度在2000毫克CEMS设定上限，浓度达到10000毫克也很可能，是正常浓度的100倍)等于一天的正常排放量(浓度在100毫克左右),而在日浓度报表中的小时浓度值故意故意掩盖了.,硫磺回收装置焚烧炉非正常二氧化硫排放量,SO2非正常15分钟排放量(浓度在2000毫克以上)等于一天的正常排放量(浓度在100毫克左右),主要为干气、天然气和重油，

17、燃煤几乎没有物料平衡法SO2排放量=燃料气消耗量*燃料气含硫量*34/64+燃料油消耗量*含硫率*2+燃煤量*含硫率*1.7NOX排放量=燃气消耗量*18.71/1000+燃油消耗量*3.6*10+燃煤消耗量*3.11*10,加热炉SO2、NOX排放核算,除以上四部分外，其他工序主要大气污染物排放量按照2010年排放量统一平推。,其他SO2、NOX排放核算,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；自脱硫设施通过168小书移交后第二个月开始核算二氧化硫新增削减量；新增削减量应使用脱硫剂使用量和副产品的产量进行校核；新增削减量应小于2010 年污染源普查动态更新数据库中该装置的排

18、放量；企业产量变化、原料变化等原因导致烟气二氧化硫排放量变化的，不计算新增削减量。,治理工程认定要求,锅炉数量较多、规模偏小。中石油200蒸吨以下锅炉43台，共2665蒸吨，占燃煤锅炉台数的42%，但仅占总规模的10%。中石化200蒸吨以下锅炉93台，共6289蒸吨，占燃煤锅炉台数的49.5%，但仅占总规模的15.8%硫磺回收装置小型设备比重偏大。小型的硫磺回收装置硫磺回收率低，难于监管，事故二氧化硫排放量巨大,结构性污染问题突出,进展缓慢。集团共150台锅炉，合计30649蒸吨，其中118台26465蒸吨为燃煤机组（包括煤气混烧、煤油混烧），在燃煤机组中有三分之一（45台、8430蒸吨）锅炉

19、未安装任何脱硫设施。动力锅炉脱硫工艺落后，脱硫设施改造压力大。很多氨法、简易湿法脱硫或炉内喷钙。,动力锅炉脱硫问题,2011年全国仅5套催化裂化装置安装脱硫设施，分别是兰州石化、大连西太、燕山石化2套、中石化广州分公司综合脱硫效率较低，普遍为40-50%,催化裂化装置脱硫进展缓慢,部分减排设施运行不正常,抚顺石化石油一厂、大庆炼化硫磺回收装置两年硫磺回收率均不足90%，庆阳石化硫磺回收装置2010年硫磺回收率仅28%，事故二氧化硫排放量巨大,36台共6309蒸吨的锅炉未安装烟气在线监测设备38套催化裂化装置中，仅16套安装在线监测装置，8套与地方政府联网33套硫磺回收装置中，仅17套安装在线监

20、测装置，5套与地方政府联网部分在线监测设备安装不规范，如乌鲁木齐石化和兰州石化化肥厂锅炉在线监测设备安装在净烟道,烟气在线监测能力亟待加强,主要内容,一、现代煤化工减排核查核算二、石化行业减排核查核算三、有色行业减排核查核算,规模小、数量多、集中度低、工艺装备落后；2010年60%企业没有采用两转两吸制酸工艺+尾气脱硫工艺；二氧化硫浓度长期超标；无组织排放量大，目前很少将无组织排放烟气收集，进行脱硫处理,行业发展存在的问题,主要有色金属铜、铅、锌、镍等冶炼企业，生产原料为硫化精矿，含硫30以上，每年进入冶炼厂的硫量约在300万吨左右。仅大型冶炼厂硫的利用率可95以上，多数小型冶炼厂只有6080

21、，铅冶炼硫的利用率更低，有些甚至直接排放。以产排污系数估算，主要有色金属铜、铅、锌、镍等冶炼企业年二氧化硫排放量在60万吨左右（该数据未考虑无组织排放的二氧化硫，如考虑无组织排放的炉口烟气，则二氧化硫排放量估计会超过100万吨）。,二氧化硫排放情况,十一五期间，我国有色金属冶炼技术一直是向清洁冶炼技术发展的，体现在：传统工艺向清洁化方向发展，多项节能环保的新工艺得到应用，包括金峰炉炼铜、富氧浸出湿法炼锌工艺、富氧熔池熔炼炼铅工艺等。十一五期间，尽管有色金属冶炼行业有不少企业增设了烟气脱硫装置，但是更大的减排成果还是来自于工艺的提升，特别是铅冶炼行业富氧熔池熔炼工艺的大量推广应用，大幅降低了行业

22、的二氧化硫排放量。,减排情况,SO2减排技术,有色金属冶炼烟气制酸包括高浓度SO2烟气烟气制酸和低浓度SO2烟气烟气制酸两部分。SO2浓度高于3%的称之为高浓度SO2烟气，反之则称为低浓度SO2烟气。理论上SO2浓度高于3%就能够满足单转单吸工艺自热平衡要求；SO2浓度高于5.5%就能够满足双转双吸工艺自热平衡要求。对于满足上述浓度范围的烟气，即可制酸。,烟气制酸,1）“一转一吸”制酸工艺 对于冶炼烟气SO2浓度在3%5%之间，一般只能采用一转一吸制酸工艺，该工艺转化率一般在9597%，出口烟气SO2排放浓度难以达标，制酸尾气需增加脱硫装置，以保证尾气达标排放。2）“二转二吸”制酸工艺 对于高

23、浓度SO2烟气（6%以上），应采用两转两吸接触法制酸工艺，该制酸工艺转化率可达99.6%以上，吸收率达99.95%以上，外排烟气SO2浓度可控制在960mg/m3以下，如采用3+2两转两吸，采用高质量触媒，可将外排烟气SO2浓度可控制在400mg/m3以下。,高浓度SO2烟气制酸,10月12日,10月16日,10月21日,11月2日,SO2转化塔,SO2吸收塔,高浓度SO2烟气制酸,低浓度二氧化硫烟气是指浓度在3.5%以下的烟气，低浓度SO2废气具有分布广，浓度低，危害大，治理困难等特点，目前除个别厂家采用回收法净化SO2外，大多数排空。这不仅浪费了硫资源，而且给环境带来了严重的污染。国内采用

24、的低浓度SO2制酸工艺主要为河南豫光金铅的非稳态转化制酸工艺或株洲冶炼厂丹麦托普索WSA(湿式气体硫酸)技术，目前河南豫光金铅的非稳态转化制酸工艺已拆除。,低浓度SO2烟气制酸,低浓度SO2治理技术,目前国内有色冶炼行业采用的主要脱硫工艺有石灰石/石膏法、钠碱法、双碱法、氨法、氧化锌法、活性焦脱硫技术、有机溶液循环吸收脱硫技术、动力波脱硫技术、DS低浓度二氧化硫治理技术等。根据净化原理和流程，烟气脱硫的方法分为四大类，即吸收法、吸附法、氧化法、还原法。,烟气脱硫,工艺复杂、二氧化硫排放节点众多，减排存在着很多问题。CEMS标定；数据存储；中控系统管理。执行铅、锌工业污染物排放标准、铜、钴、镍工业污染物排放标准规定现有企业2012年1月1日起400mg/Nm3要求,核算要求,谢 谢！,