火电厂石灰石-石膏脱硫设施环保验收监测若干问题的探讨

以"十一五"期间较为常见的火电厂石灰石-石膏脱硫设施竣工环保验收监测为例,着重就验收过程监测布点、设施处理效率计算、污染物总量核算、减排项目标准执行以及环境管理检查中存在的问题进行探讨,提出解决问题的方法与思路,为今后火电厂竣工环保验收监测工作提供借鉴。     

大型火电机组二氧化硫排放规律研究

选取35台装机容量30万千瓦以上大型火电机组,进行了为期2年的监测。总结出大型火电机组二氧化硫排放规律,对大型火电机组燃煤含硫量、脱硫设施脱硫效率和二氧化硫排放浓度三者间的关系进行了统计分析,建立了线性回归方程,进而对燃用不同含硫量燃煤的火电机组执行不同排放标准时,配套脱硫设施需要达到的脱硫效率进行了预测。     

煤吸附CO2、O2和N2的能力与竞争性差异

应用Materials Studio软件,采用巨正则系综蒙特卡洛方法,依据电厂烟气注入采空区防火与封存实际,对煤吸附CO2、O2和N2的能力与竞争性差异进行分析。由计算结果可知,相比于吸附O2、N2,煤吸附单组分CO2除了范德华能起主要作用,还有很强的静电作用能。由相互作用能和等量吸附热计算结果可知,煤容易吸附CO2,而不容易吸附O2和N2。298.15 K时,CO2对N2和O2吸附选择性及O2对N2的吸附选择性分别为42.396、32.357和1.310,揭示了竞争能力大小为CO2 > O2 > N2。分压分别为CO2 16.5 kPa+N2 79 kPa+O2 4.5 kPa内系统竞争吸附时,受吸附能力、竞争性和分压影响,CO2被大量吸附,而O2吸附抑制。     

利用卫星遥感评估广西壮族自治区SO2减排成效

基于2005—2012年OMI卫星遥感PBL SO2柱浓度数据分析了广西壮族自治区SO2污染的时空格局和变化特征,并结合燃煤火电厂SO2排放模型估算与工业经济增长数据,在时间、空间尺度上分析了自治区内不同区域的SO2污染对火电厂烟气脱硫政策的响应以及所呈现出的减排成效。结果表明,广西因火电厂脱硫政策驱动的SO2污染改善具有显著的空间异质性,自治区内高污染区的SO2浓度在2011—2012年出现了显著下降,而低污染区的SO2浓度则在8年中持续增长;排放模型估算结果显示,烟气脱硫驱动的火电厂SO2减排贡献将在2008年后持续下降,而遥感观测结果显示,广西全区SO2半年浓度均值总体呈现波动上升趋势,2005—2012年浓度增加了8.6%、年均增长约0.9%;综合工业经济增长数据发现,近年来其他工业源的增量排放已给广西SO2减排带了新挑战,而这一变化仍未得到相关决策部门关注,存在明显缺陷的SO2统计排放量数据尚未得到修正。针对上述污染变化新特征,政府相关部门应引起足够重视,尽快更新完善污染源信息并启动针对其他污染源的限排措施,以确保环境持续改善。     

沼气增温与控制系统的设计与仿真

冬季北方寒冷地区温度偏低,难以满足大中型沼气厌氧发酵系统对于温度的要求。为了解决该问题,针对天津地区某奶牛场沼气工程,设计了一套回收发电机余热并辅助电加热为发酵罐体供热的沼气增温控制系统,且实验确定最佳控制温度为35℃。在该系统中,罐体内部均匀布置竖直型循环加热管路,从而使料液温度分布更加均匀,热响应更加迅速,6 d左右即可将发酵罐内发酵料液提升到所需最佳温度;另外,采用罐内部温度及循环水流量的反馈调节,使料液的温度波动维持在±1℃范围内,解决了在冬季由于温度过低而导致沼气产气率偏低、甚至停滞的问题;同时,采用MATLAB软件对基于F-PID及传统PID的温度控制系统进行了仿真。对比结果表明,F-PID控制器较传统PID控制器超调量减小3℃,响应时间缩短60%,表明F-PID系统具有更高的效率、稳定性及实用价值。     

热电厂双膜法中水深度处理系统运行效果与问题分析

中水已成为热电厂的重要水源,其深度处理是影响电厂水处理系统的关键。为评估双膜法在电厂深度处理中的潜力与稳定性,考察了山东某热电厂石灰混凝-超滤(UF)-反渗透(RO)系统不同季节的处理效果及污染物去除特征与各工段贡献率。研究表明：双膜法对浊度、色度、电导、碱度、COD和TOC的去除率分别达95.82%、96.62%、96.73%、98.22%、96.42%和89.13%,在夏季严重膜污堵的条件下,也可保障产水达标,是一种有效的中水深度处理技术。预处理仅去除某些大分子腐殖酸类有机物、硬度类物质、悬浮物,富里酸类有机物、氮等其他溶解性物质主要由RO去除(去除率均60%),因此,存在膜结垢和污堵的风险。不同季节污染物浓度变化不显著,但夏季高温条件下微生物代谢和繁殖速率较高,荧光指数(fluorescence index, FI)大于2,生物指数(biological index, BIX)为1.2左右,这是夏季膜污堵爆发的关键原因。     

某燃煤超低排放机组非常规污染物脱除

燃煤电厂非常规污染物的排放尚未引起足够的重视。为全面表征燃煤电厂非常规污染物脱除性能,针对某1 000 MW燃煤超低排放机组,分别采用FPM和CPM一体化采样系统、安大略法(OHM)、控制冷凝法、HJ 646-2013规定的有机物测试方法,系统研究了CPM、Hg、SO₃、PAHs等非常规污染物的梯级脱除特性。结果表明：100%、75%负荷时低-低温电除尘系统对CPM脱除率分别为87.15%、92.20%,湿法脱硫分别为49.65%、45.55%,不同负荷下FPM分别为3.6、4.4 mg·m⁻³,但CPM却分别达14.2、15.3 mg·m⁻³,CPM的浓度远超FPM;低-低温电除尘系统脱Hg效率为64.81%,整个系统的脱Hg效率为75.5%,Hg^p全部被脱除,剩余的是难以脱除的Hg⁰、Hg²⁺,脱除率分别为为63.01%、64.29%,Hg⁰排放浓度为5.4 μg·m⁻³,Hg²⁺排放浓度为0.5 μg·m⁻³;SCR脱硝催化剂将SO₂氧化成SO₃的转化率约为0.7%,低-低温电除尘系统可脱除88.7%的SO₃,湿法脱硫对SO₃的脱除率为29.63%,最终SO₃排放浓度为1.9 mg·m⁻³;全系统对16种PAHs脱除率达94.25%,其中,气相、固相脱除率分别为91.61%、99.27%,最终气相、固相PAHs排放浓度分别为2.39 μg·m⁻³和0.11 μg·m⁻³。现有超低排放设备对非常规污染物均有不同程度的协同脱除效果,满负荷条件下该机组CPM、Hg、SO₃、PAHs排放浓度分别为14.2 mg·m⁻³、5.9 μg·m⁻³、1.9 mg·m⁻³、2.5 μg·m⁻³,Hg的排放浓度满足火电厂大气污染物排放标准(GB 13223-2011)中30 μg·m⁻³的要求,CPM、SO₃、PAHs尚无国家强制排放标准。本研究结果可为燃煤电厂后续非常规污染物的控制提供参考。     

我国燃煤电厂大气汞控制技术综合评估与对策探讨

采用模糊综合评价法与层次分析法或专家判定法相结合,对我国燃煤电厂非常规污染物大气汞控制技术进行了综合评估,以筛选出最佳控制技术.建立了环境、经济和技术为一级指标的三层指标体系共22个评价指标;初步筛选出洗选煤+烟气净化协同脱除技术、烟气净化协同脱除技术、烟气净化协同脱除技术+活性炭吸附技术等七项技术及技术组合并对其开展评估.结果表明:强调环境因素的层次分析法综合评估结果表明超低排放协同脱除技术+活性炭吸附技术得分最高(0.797 0),为最佳控制技术.而专家判定法与强调经济因素的层次分析法的综合评估结果一致,洗选煤+烟气净化协同脱除技术最具经济优势,是专家认可的最佳可用技术(BAT)和最佳环境实践(BEP).研究显示,我国现阶段可采用洗选煤+超低排放协同脱除技术对燃煤电厂的大气汞污染进行控制,但为达到发达国家的严格排放标准,必须采用超低排放协同脱除技术+活性炭吸附技术.     

燃煤电厂烟气脱硫设施脱硫效率计算方法的探讨

为准确评估燃煤电厂脱硫设施在实际运用中的脱硫效率,根据目前脱硫效率的三种计算方法在实际运用中的问题,并应用燃煤电厂的实测数据,对比了三种方法计算得出脱硫效率的相对误差。结果表明：根据折算浓度评估脱硫效率,综合考虑了烟气泄漏对计算脱硫效率的影响,并且不受烟气旁路排放等因素影响,理论上和实践中都可以得到准确的脱硫效率。     

燃煤电厂烟气脱硫技术综合评价研究

应用模糊数学原理和层次分析法,从经济、技术和环境三方面综合评价烟气脱硫技术,使烟气脱硫技术的选择更科学。以五种典型烟气脱硫技术为评价对象,应用该综合评价方法得出石灰石-石膏法较优的结论。