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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,环保部总量司 严 刚,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
2、工主要包括合成氨、甲醇、焦炭和电石四种产品,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
3、,内蒙古依托丰富的煤炭资源积极发展现代煤化工产业，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
4、神华宁煤400万吨/年煤炭间接液化项目等。 山西：潞安集团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,
5、废 气,废 水,废 气,气化炉渣,二甲醚合成 精馏,二甲醚成品罐区,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、
6、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,
7、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
8、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
9、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
10、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，
11、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
12、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
13、，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，
14、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0.587千克，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*
15、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/m
16、3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，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.
