2012环评考试案例分析课件第11讲

五、大气污染控制措施

5.1无组织排放粉尘控制：厂内输煤系统中产生的污染主要来自煤炭露天堆放产生的风蚀扬尘、煤炭装卸产生的作业扬尘、煤炭输送过程扬尘和制粉过程扬尘。煤炭露天堆放扬尘防治措施是封闭式煤仓和防风抑尘网，并在煤场周围设置喷淋装置，洒水抑尘，煤场周围植树绿化；煤炭作业扬尘防治措施是采用喷水和封闭。

5.2除尘技术：

燃煤电厂除尘技术包括电除尘器、袋式除尘器和电袋组合式除尘器。

电除尘器是由两个极性相反的电极组成。其工作原理是：在电极上施加高电压后使气体电离，进入电场空间的粉尘荷电，在电场力的作用下，分别向相反电极的极板或极线移动，最后将沉积的粉尘收集下来，实现电除尘的全过程。电除尘器的性能与粉尘的电阻率、集尘电极的总表面积、气体的体积流量以及颗粒物的迁移速度等因素有关。电除尘器适用于粉尘比电阻适中，即粉尘比电阻范围在 104—5×1011Ωcm 范围内的粉尘除尘；适用于新建和改造电厂，并可在范围很宽的温度、压力和粉尘负荷条件下运行；适用于排放要求一般的地区，当环保要求烟尘排放浓度在100mg/m3以下时，可选用四电场或五电场电除尘器。

袋式除尘技术

袋式除尘器是是利用纤维性滤袋捕集粉尘的除尘设备。袋式除尘器粉尘适应性强，不受粉尘比电阻等性质的影响；在新建或改造电厂中都适用，并可在范围很宽的温度、压力和粉尘负荷条件下运行，因此袋式除尘器在无烟煤电厂锅炉、循环流化床锅炉及干法脱硫装置的烟气治理中具有优势；适用于排放要求严格的地区，当环保要求烟尘排放浓度在30mg/m3以下时，可选用袋式除尘器。

电-袋复合除尘技术

电-袋复合式除尘器是综合利用和有机结合电除尘器和袋式除尘器的除尘优点，其工作原理是：前级电场预收烟气中70%～80%以上的粉尘量；后级袋式除尘装置拦截收集烟气中剩余粉尘。

5.3二氧化硫控制技术 湿法脱硫技术

湿法脱硫技术，特别是石灰石-石膏工艺，石灰石/石灰-石膏法脱硫技术能适应大容量机组、高浓度SO2的烟气脱硫；技术成熟，脱硫效率高，但设备阻力较大；设备一次投资及占地面积较大，更适用于大容量机组或燃用中高硫煤电厂脱硫；运行费用相对较低，吸收剂石灰石和电石渣价廉易得，脱硫副产物为石膏， 且高质量的石膏具有综合利用的商业价值。

海水脱硫技术

海水脱硫技术原理是利用海水的天然碱度来脱除烟气中的 SO2。海水脱硫法不产生固体废物和废水，但脱硫后会引起局部海水的温升其对海洋生态环境的影响由具体电厂的位置决定， 因此沿海电厂选址是否合理十分重要。应仔细考察当地条件（如海水状况、潮汐、临近脱硫器出水口的海生/水生环境等），脱硫海水仅限于 GB3097中规定的第三类和第四类海域，并且要求海水的碱度适宜（pH 值应在 8.0 左右），海水扩散条件好，周围无敏感区。

镁法脱硫技术可分为氧化镁法和氢氧化镁法， 分别以氧化镁和氢氧化镁为吸收剂。 氨法脱硫技术

氨法烟气脱硫工艺是采用氨作吸收剂去除烟气中SO2的工艺。 干法（半干法）脱硫技术

干法（半干法）烟气脱硫技术是采用湿态吸收剂，在吸收装置中吸收剂被烟气的热量所干燥，并在干燥过程中与 SO2 反应生成干粉状脱硫产物。半干法脱硫工艺较简单，干态产物易于处理，无废水产生，投资一般低于湿法，但脱硫效率和脱硫剂的利用率低，一般适用于低、中硫煤烟气脱硫。

烟气循环流化床脱硫技术是以石灰浆作为脱硫剂， 锅炉烟气从循环流化床底部进入反应塔，在反应塔内与石灰浆进行脱硫反应，除去烟气中的 SO2气体。

炉内喷钙尾部烟气增湿活化脱硫技术是一种改进的炉内喷钙工艺， 除了保留炉内喷射石灰石粉脱硫系统外，还在炉后烟道上增设了一个独立的活化反应器，

5.4氮氧化物控制

1氮氧化物控制技术的选择原则

燃煤电厂氮氧化物控制技术的选择应因地制宜、因煤制宜、因炉制宜，依据技术上成熟、经济上可行及便于操作来确定。

低氮燃烧技术应作为燃煤电厂氮氧化物控制的首选技术。

当采用低氮燃烧技术后，氮氧化物排放浓度不达标或不足总量要求时，应建设烟气脱硝设施。

2烟气脱硝还原剂的选择

还原剂的选择应综合考虑经济、 安全、 环保等多方面因素。 选用液氨作为还原剂时，应符合《重大危险源辨识》（GB18218）及《建筑设计防火规范》（GB50016）中的有关规定。 在《重大危险源辨识》中规定，当生产场所氨量在 40 吨以上，储存区氨量在 100 吨以上时属重大危险源。因此 SCR 技术必须加强对氨的逃逸、 氨的储运安全方面的管理， 应注意液氨储罐液位正常， 罐内压力和温度正常，氨区应无漏氨，并设置必要的卫生防护距离。为保证脱硝效率，应确保达到反应

位于人口稠密区的烟气脱硝设施，宜选用尿素作为还原剂。

3选择性催化还原法（SCR） ：在有催化剂存在的条件下，将还原剂从300℃～400℃烟温处喷入，还原烟气中氮氧化物的一种脱硝方法。选择性催化还原法脱硝技术的脱硝效率一般在60%—90%之间 。

4选择性非催化还原法（SNCR） ：在不采用催化剂的条件下，将还原剂从800℃～1100℃烟气高温区喷入， 还原烟气中的氮氧化物的一种脱硝方法。SNCR脱硝技术的脱硝效率一般在30%-50%，

5选择性非催化还原与选择性催化还原联合法（SNCR－SCR）：

还原剂喷入炉膛脱除部分氮氧化物，逸出的NH3 再与未脱除的氮氧化物进行催化还原反应的一种脱硝方法。

六、水污染控制措施 废水处理原则 （1） 改进和优化生产工艺，尽可能在生产过程中减少废水的排放量和控制废水中污染物

的浓度。用干灰输送方式替代水力输灰就可做到无灰水可排；在化学除盐系统中采用离子交换逆流再生、串联再生等方式，可降低酸碱废液的排放量。

（2）考虑回收利用和循环使用。

在水力输灰系统中考虑灰水或渣水的再循环系统，以便重复利用，做到不排或少排废水。 （3）清污分流，一水多用。

将冷却塔排污水用作冲灰、冲渣；将主厂房生产排水收集在一起，经适当处理作循环冷却水的补充水等。将清、浊废水分别处理，可以减少废水处理的工作量和设施费用。

分散处理单元

火电厂产生含油废水主要有油罐脱水、冲洗含油废水、含油雨水等。其中，油罐脱水是由于重油中含有一定量的水分，在油罐内发生自然重力分离，从油罐底部定时排出的含油污水。冲洗含油废水来自对卸油栈台、点火油泵房等的冲洗水。含油雨水主要包括油罐防火堤内含油雨水、卸油栈台的雨水等。

含油废水的处理工艺通常有以下几种处理工艺：

（A）含油废水→隔油池→油水分离器或活性炭过滤器→回用或排放。 （B）含油废水→隔油池→气浮分离→机械过滤→回用或排放。

（C） 含油废水→隔油池→气浮分离→生物转盘或活性炭吸附→回用或排放。

除了上述方法之外，还有活性炭吸附法、电磁吸附法、膜过滤法、生物氧化法等除油方法，在电厂用的比较少。

冲灰废水处理

水质特点：pH 和含盐量都比较高。通过灰浆浓缩池进行闭路循环的灰水其悬浮物也比较高；灰场的水因为经过长时间沉淀，悬浮物一般很低。

从回用的角度来考虑，因为水质特殊、成分复杂，冲灰废水一般采用循环使用的方案，而不用于其他的途径。循环使用的处理工艺分为两种：①厂内闭路循环处理，其流程为：灰水→灰浆浓缩池→浓浆送往灰场；清水进入回收水池，循环使用。

脱硫废水

由于含有重金属，可以单独处理；也可先进行预处理重金属、氯离子后集中处理。 噪声控制

隔声是用厚实的材料和结构或轻质多层复合结构来隔断噪声传播的途径，使噪声不能继续传播，主要有墙壁、楼板、隔声门、隔声窗和隔声罩等。对设备而言，主要是采用隔声罩。隔声罩是一种把噪声源设备围隔在局部空间，使噪声不外泄的降噪措施，一般可以降噪 20dBA 以上。

吸声处理是采用吸声材料或吸声结构安置在房间壁面、顶棚，以及在房间内悬挂空间吸声体等办法，将室内声音吸收掉一部分，从而达到降低噪声的目的。

减振是用阻尼材料涂在振动体表面，使它吸收振动能量，达到减振降噪的目的。隔振是在设备下装置隔振器，使振动不致沿地面传递出去。

燃料制备系统中的最高噪声设备是磨煤机， 它可分为低速、 中速和高速三种。钢球磨煤机的噪声治理，主要有效措施有以下三种：（1）筒体外壳阻尼层（2）隔声套 （3）隔声罩。

锅炉排汽噪声控制是在喷口安装一种特制的、具有扩张降速、节流降压、变频或改变喷注气流参数等功能的排气放空消声器。

发电系统中的主要噪声源是汽轮机、发电机及励磁机等。这些设备运行时向周围辐射的噪声较强，可达 90dBA。目前较多电厂的发电机组在设备出厂时就已经同时配置了隔声罩。

冷却系统中最大的噪声设备是冷却塔。冷却塔噪声治理措施，一般采用以下三种： （1）消声垫 （2）隔声屏障

（3）部分进风口安装进风消声器。

七、固体废物处理 粉煤灰综合利用技术

我国对粉煤灰的政策是鼓励综合利用，当由于条件所限不能综合利用时，粉煤灰将被运至储存场堆存。粉煤灰储存必须采取必要的防尘防渗措施，防止储灰过程的扬尘和对地下和地面水体的影响，避免二次污染。 （1）灰场防渗防洪和灰水收集

防渗措施是根据GB18599-2001《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》中Ⅱ类标准要求：一般工业固体废物储存、处置场渗透系数要求小于1.0×10-7cm/s。因此要求堆灰区域的底部、侧面采用渗透系数小于1.0×10-7cm/s的复合土工膜进行严格防渗或根据地质监测渗透系数小于1.0×10-7cm/s的土层严格防渗，可有效阻止降水淋滤液下渗污染地下水。设置地下水监测竖井，及时检测地下水质，并设置专人管理。

防洪措施是上游、两岸设截洪沟防洪，灰场下游设消力池。 脱硫渣综合利用 污泥处置

脱硫废水产生的污泥中由于含有重金属，属危险废物，要求送至危险废物专 门处置部门和机构处理。 失效催化剂处置

催化剂最大寿命约10年，10年后催化剂由供应公司收回重新处理回收。 催化剂再生处理方法主要包括水洗再生、热再生和还原再生。主要是水洗再生，再生过程会产生少量废水，废水中含有重金属，属危险废物，催化剂由专门机构回收处理，产生的废水集中处理。

九、清洁生产专题

火电厂的清洁生产应体现从原料到生产到运出全过程环境保护、节能、 节水、减排的原则，包括设备的技术水平、管理水平、综合利用和污染防治措施等。根据清洁生产的原则要求和指标的可度量性， 清洁生产指标可分为定量指标和定性指标两类。 4.3.1 定量指标

定量指标主要指有代表性的能够反映节能、降耗、减污、增效等有关清洁生产最终目标的指标，可分为能源消耗指标、资源消耗指标、综合利用指标和污染物排放指标。如综合利用指标 （脱硫副产物利用率100 % ）；污染物排放指标（单位发电量烟尘排放量 0.15 g/kWh）

十、案例分析

1、H省拟在L县新建2×1000MW超临界凝汽式燃煤发电机组。厂址所在地污染源中心5km范围最大地形高度150m，距L县规划边界约9km。工程供水水源为L县污水处理厂中水和P水库，采用带自然通风冷却塔的二次循环方式。正常运行情况下，工业废水和生活污水处理达标后回用不外排；工程采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，设计脱硫效率为90%：用静电除尘器，除尘效率为99.8%，脱硫系统的除尘效率为50%；采用低氮燃烧技术，两台炉合用一座240m烟囱；废气污染物S02最大地面浓度占标率71%；NOx为50%；烟尘为30%。其中S02的地面浓度达到0.05mg/m3时距离烟囱下风向12km。工程采用露天煤场；灰渣分除、干除灰系统，干灰场贮存方式，灰场属山谷灰场。 问题：

1、 分析本项目建设与相关环境保护及产业政策的相关性； 2、确定环境空气质量评价工作等级、评价范围； 3、确定环境空气质量现状监测与影响预测因子；

4、分析本项目厂区平面布置的合理性，必要时提出相应的调整方案和工程需增设的污染防治措施；

5、确定本项目污染物总量控制因子和可行性分析 6、确定本项目评价重点。 解析：

1、本项目建设2X1000MW超超临界凝汽式燃煤发电机组，属于产业政策的鼓励类（大于60万千瓦），采用采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，配套建设环保设施符合相关技术政策要求。另外火电厂建设项目对水资源的需求量极大，工程中优先使用城市中水；在进行政策分析时，还要考虑到与当地水资源规划的相符性。废水不外排。

2、根据地面浓度最大占标率71%和地面浓度达标准限制10%时对应的最远距离12km。根据导则规定评价等级为二级。评价范围：以项目污染源为中心，主导风向为x轴，边长为24km的矩形范围或半径为12km的圆形区域。

3、大气方面应详细调查气象资料，结合确定大气可能影响到的地区（敏感区、点），了解评价区和这些敏感点的大气质量现状，主要考虑的因子为SO2、NO2、TSP和PM10，并分析超标原因，环境空气质量现状监测因子：PM10，S02，NOx，其中去厂址区域和灰场增测TSP；预测因子为S02，NOx，TSP，其中厂界和灰场增测TSP。（3分）

4、平面布置不合理，自然村距离冷却塔80米，有噪声污染；露天煤厂和运煤公路南部有南水北调工程。露天煤厂的噪声和TSP污染，封闭靠近输水干渠的运煤公路，同时煤炭露天堆放扬尘防治措施是封闭式煤仓和防风抑尘网，并在煤场周围设置喷淋装置，洒水抑尘，煤场周围植树绿化；

5、总量控制因子：S02，烟尘。（2分） 环境可行性分析（2分） 1） 选址可行性

2） 达标排放可行性（环保措施分析结论）

3） 环境质量要求符合环境功能区划的可行性（现状结果与预测结果叠加后是否符合功能区要求，如本案例中的大气、噪声）

4） 总量控制指标可行性（本案例中的SO2、烟尘总量控制指标及保障措施的可行性）

6、项目评价重点：大气环境影响、工程分析，污染措施经济论证，厂址平面布置合理性。（4分）

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/5uap.html