火电厂GGH对污染物排放的影响2(刻录)

1火电厂GGH对大气污染物排放的影响阳金纯，周年光(湖南省电力公司试验研究院,湖南长沙410007)摘要:采用AERMOD大气预测软件模拟预测GGH对火电厂大气污染物排放的影响，同时对电厂周围大气污染物进行现场监测，预测和实测结果表明SO2\、NO2浓度均满足环境空气质量标准中的二级标准要求，若不考虑叠加背景值的影响，SO2占标率远小于NO2占标率。若采用AERMOD估算模式模拟预测，其预测结果比较保守，高于AERMOD大气预测软件模拟预测结果，同样SO2占标率远小于NO2占标率，且NO2部分预测结果超过二级标准，因此推荐电厂安装脱硝设施。根据模拟结果可知，加装GGH对烟气抬升高度影响显著，有利于增加污染物的扩散距离，但对污染物的排放浓度值未有显著影响。关键词:AERMOD，火电厂；GGH；污染物排放1前言我国环保法规〔1〕规定，新上火电机组必须安装烟气脱硫装置，而石灰石-石膏湿法脱硫是目前火电厂普遍采用的方法。由于是湿法脱硫，脱硫后的烟气温度下降到约50℃左右，为了提高烟气的抬升高度，部分电厂采用GGH(气-气换热器)加热净烟气，同时认为可减轻烟气冷凝水对烟囱的腐蚀作用。为了研究火电厂GGH对污染物排放的影响，采用AERMOD大气预测软件及其估算模式，对烟气抬升高度和污染物落地浓度进行模拟预测，并对污染物浓度进行实测，对预测和实测结果进行对比分析。2AERMOD大气预测软件介绍AERMOD由美国国家环保局联合美国气象学会组建法规模式改善委员会（AERMIC）开发，该系统以扩散统计理论为出发点，假设污染物的浓度分布在一定程度上服从高斯分布。模式系统可用于多种排放源（包括点源、面源和体源）的排放，也适用于乡村环境和城市环境、平坦地形和复杂地形、地面源和高架源等多种排放扩散情形的模拟和预测〔2〕。AERSCREEN是AERMOD的估算模式，它是一个单源高斯烟羽模式，可计算点源、火炬源、面源和体源的最大地面浓度，以及下洗和岸边熏烟等特殊条件下的最大地面浓度。估算模式中嵌入了多种预设的气象组合条件，包括一些最不利的气象条件。所以，经估算模式计算出的是某一污染源对环境空气质量的最大影响程度和影响范围〔3〕。2.1点源预测所需数据点源预测需要如下数据：点源排放速率(g/s)，烟囱几何高度(m)，烟囱出口内径(m)，烟囱出口处烟气排放速度(m/s)，烟囱出口处的烟气温度(K)。见表2-1：表2-1A、B电厂点源参数表污染源名称排气筒基底坐标烟囱高度烟囱出口内径烟气烟囱出口温度烟气烟囱出口速度SO2排放速率NO2排放速率备注XYZA电厂烟囱6365.4240m7.2m353K34.2m/s131.7g/s526.7g/s开2台机A电厂烟囱6365.4240m7.2m353K17.1m/s65.8g/s263.4g/s开1台机B电厂烟囱1731480.6240m7.2m323K26m/s104.8g/s544.7g/s开2台机B电厂烟囱1731480.6240m7.2m323K13m/s52.4g/s272.4g/s开1台机2注：A电厂2台机，装设GGH2台，B电厂没有装GGH，A、B电厂紧靠在一起。2.2数据获取点源运行参数取自湖南省环境监测在线系统网站，为24小时连续监测数据，本次模拟预测取2天的平均值。模拟预测采用的低空气象数据为石门气象站2008年全年365天数据（每天24小时逐时数据），石门高空气象数据及地形高程数据由相关有资质部门提供。3点源模拟预测3.1用估算模式SCREEN3对A电厂点源（烟囱）进行模拟预测采用估算模式，对A电厂2台机运行时烟气抬升高度及SO2、NO2落地浓度进行预测，并进行比较分析。3.1.1预测结果预测结果见表3-1和表3-2（所有预测结果未叠加背景值）：表3-1A电厂烟囱下风向污染物（SO2）落地浓度预测结果距离(m)浓度µg/m3稳定度U10(m/s)烟囱出口风速(m/s)混合层高度(m)烟羽高度(m)Y(m)Z(m)占标率（%）备注A电厂（GGH投运）5.000011.01.21871.51870.527.527.40127059.3912.53.1893.2892.2300.5767.311.9最大浓度200044.3712.02.51056.21055.2448.81982.08.9400027.5311.51.91328.01327.0767.05000.05.5A电厂（GGH停运，除烟气温度变化外，假设其它烟气参数不变）5.000011.01.21375.61374.628.328.30120984.9112.02.5808.3807.3290.3694.217.0最大浓度200063.8511.51.9997.4996.4440.31980.012.8400039.5811.01.21375.61374.6772.65000.07.9表3-2A电厂烟囱下风向污染物（NO2）落地浓度预测结果距离(m)浓度µg/m3稳定度U10(m/s)烟囱出口风速(m/s)混合层高度(m)烟羽高度(m)Y(m)Z(m)占标率（%）备注A电厂（GGH投运）5.000011.01.21871.51870.527.527.401270237.712.53.1893.2892.2300.5767.399.0最大浓度2000177.512.02.51056.21055.2448.81982.074.04000110.211.51.91328.01327.0767.05000.045.9A电厂（GGH停运，除烟气温度变化外，假设其它烟气参数不变）5.000011.01.21375.61374.628.328.301209339.812.02.5808.3807.3290.3694.2141.6最大浓度2000255.511.51.9997.4996.4440.31980.0106.54000158.411.01.21375.61374.6772.65000.066.03.2.2预测结果分析由表3-1和表3-2预测结果可知，A电厂GGH投运时，污染物最大落地浓度出现在距烟囱距离为1270m处，该处SO2最大落地浓度为59.39µg/m3，NO2最大落地浓度为237.7µg/m3,当GGH停运时，污染物最大落地浓度出现在距烟囱距离为1209m处，该处SO2最大落地浓度为84.91µg/m3，NO2最大落地浓度为339.8µg/m3。3GGH停运时，距点源下风向相同距离处污染物落地浓度略高于GGH运行时的污染物落地浓度，但是SO2最大占标率为17.0%，远未超过二级标准，说明电厂烟气经脱硫后，排放的SO2很少，能满足环保要求。但是当GGH运行或停运时，大部分点NO2浓度的占标率较高，部分点已经超过了二级标准，因此建议电厂必须安装脱硝装置。由表3-1和表3-2预测结果知，A厂GGH投运时，烟气抬升高度最大可达（1870.5-240）m，A厂GGH停运时，烟气抬升高度最大可达（1374.6-240）m，因此，加装GGH后可以大大提升烟气抬升高度。3.3用AERMOD软件对A电厂点源（烟囱）进行模拟预测仍采用表2-1参数，并考虑电厂周围50km2地形,利用电厂附近石门气象站的低空和高空数据进行模拟预测，分别对A、B电厂及A、B同时运行时的情况分别进行预测,预测结果均未叠加背景值。预测结果如下：3.3.1A、B电厂同时满负荷运行表3-3A、B电厂同时满负荷运行时各关心点SO2最大小时浓度预测结果关心点坐标平均时间出现时间预测值标准值占标率测点11,044,1591h80930090.034590.56.91784测点2-1,403,3181h80925120.04660.59.31901测点3-607,-6491h81228110.036460.57.2917测点4-846,-9631h81228110.041650.58.32935网格点最大值16,001,8001h81029130.048490.59.69888表3-4A、B电厂同时满负荷运行时各关心点NO2最大小时浓度预测结果关心点坐标平均时间出现时间预测值标准值占标率测点11,044,1591h80930090.158240.2465.93193测点2-1,403,3181h80925120.172930.2472.05418测点3-607,-6491h81228110.159810.2466.58836测点4-846,-9631h81228110.170090.2470.87232网格点最大值16,001,8001h81029130.173910.2472.46213.3.2A电厂模拟和预测结果如下:表3-5A电厂2台机满负荷运行时各关心点SO2最大小时浓度预测结果关心点坐标平均时间出现时间预测值标准值占标率测点11,044,1591h80930090.017780.53.55567测点2-1,403,3181h80925120.023440.54.68746测点3-607,-6491h81228110.018030.53.60541测点4-846,-9631h81228110.022230.54.44689网格点最大值16,001,8001h81029130.025010.55.00218表3-6A电厂2台机满负荷运行时各关心点NO2最大小时浓度预测结果关心点坐标平均时间出现时间预测值标准值占标率测点11,044,1591h80930090.074420.2431.00733测点2-1,403,3181h80925120.085180.2435.49331测点3-607,-6491h81228110.075070.2431.2773测点4-846,-9631h81228110.084560.2435.23354网格点最大值16,001,8001h81029130.086010.2435.836193.3.2B电厂模拟和预测结果如下：表3-7B电厂2台机组满负荷运行时SO2最大小时浓度预测结果关心点坐标平均时间出现时间预测值标准值占标率测点11,044,1591h81002090.016980.53.39626测点2-1,403,3181h81029110.023380.54.67672测点3-607,-6491h80828100.020170.54.03484测点4-846,-9631h80828100.020410.54.08279网格点最大值-2,400,3001h80923080.02920.55.8407表3-8B电厂2台机组满负荷运行时NO2最大小时浓度预测结果关心点坐标平均时间出现时间预测值标准值占标率测点11,044,1591h81002090.08430.2435.12656测点2-1,403,3181h81029110.08840.2436.83445测点3-607,-6491h80828100.086180.2435.90857测点4-846,-9631h80828100.086520.2436.04816网格点最大值-2900,-2001h80923080.091860.2438.272973.4对AERMOD软件预测结果进行分析对3.3的预测结果汇总如下：表3-9A、B电厂运行时SO2和NO2的达标情况(未叠加背景值)电厂运行情况SO2占标率（%）NO2占标率（%）用AERMOD软件预测A、B电厂满负荷运行9.7072.5A电厂（有GGH）满负荷运行5.035.8B电厂（无GGH）满负荷运行5.838.3用AERMOD估算模式预测A电厂满负荷（GGH运行）11.999.0A电厂满负荷（GGH停运）17.0141.6由表3-9可知，在未叠加背景浓度值的条件下，SO2的占标率远小于NO2的占标率，与3.1估算模式预测结果相似。当A、B电厂同时满负荷运行时，若考虑背景值的贡献，NO2浓度可能超过二级标准值，因此电厂必须考虑安装脱硝装置。当A、B电厂分别单独满负荷运行时，SO2和NO2的占标