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建设项目环境影响报告表 项目名称： 华能 XX 发电有限责任公司 1 330MW 机组脱硝技改工程 建设单位（盖章）： 华能 XX 发电有限责任公司 编制日期： 2013 年 11 月 1 黑 龙 江 大 学 制 建设项目环境影响报告表编制说明 建设项目环境影响报告表由具有从事环境影响评价工作资质的单位编制。 1.项目名称 指项目立项批复时的名称，应不超过 30个字 (两个英文 字段作一个汉字 )。 2.建设地点 指项目所在地详细地址，公路、铁路应填写起止地点。 3.行业类别 按国标填写。 4.总投资 指项目投资总额。 5.主要环境保护目标 指项目区周围一定范围内集中居民住宅区、学校、医院、保护文物、风景名胜区、水源地和生态敏感点等，应尽可能给出保护目标、性质、规模和距厂界距离等。 6.结论与建议 给出本项目清洁生产、达标排放和总量控制的分析结论，确定污染防治措施的有效性，说明本项目对环境造成的影响，给出建设项目环境可行性的明确结论。同时提出减少环境影响的其他建议。 7.预 审意见 由行业主管部门填写答复意见，无主管部门项目，可不填。 8.审批意见 由负责审批该项目的环境保护行政主管部门批复。 2 XX 大学环境科学研究所人员名单 姓 名 从事专业 职称 登记证编号 上岗证书号 签字 张贞浴 环境工程 教 授 B17140030300 B17140002 张建华 环境监测 高 工 B17140040300 杨士林 环境工程 副教授 B17140010400 B17140012 刘忠华 环境工程 工程师 B17140060400 于秀娟 环境工程 教 授 B17140021000 陈国美 环境监测 高 工 B17140051000 王滨松 环境工程 副教授 B17140007500 B17140014 杜乃林 环境化学 教 授 B17140001 张忠孝 环境化学 教 授 B17140003 张相育 环境化学 教 授 B17140004 侯海鸽 环境工程 高 工 B17140005 吕克非 环境工程 副教授 B17140006 曹尔新 环境工程 副教授 B17140009 刘春涛 环境工程 讲 师 B17140011 3 玄立春 环境工程 工程师 B17140013 项目名称： 华能 XX 发电有限责任公司 1 330MW 机组脱硝技改工程 环评文件： 华能 XX 发电有限责任公司 1 330MW 机组脱硝技改工程环境影响报告表 项目类别： 技术改造 委托单位： 华能 XX 发电有限责任公司 编制单位： XX 大学环境科学研究所 评价证书： 乙级，国环评乙字第 1714 号 法人代表： 张政文 项目负责人： 于秀娟 项目技术审查： 报告表编制人员 姓名 技术职称 负责主要专题 环 评证书编号 签名 于秀娟 教授 总论、工程分析、清洁生产、污 染防治措施、总结论 B17140021000 张贞浴 教授 环境影响评价、风险评价、总量 控制 B17140030300 张忠孝 教授 环境现状、项目所在区域环境概 况、公众参与、环境管理监测 B17140003 杜乃林 教授 厂址选择合理性分析、环境社会 损益分析 B17140001 陈国美 高级工程师 审核 B17140051000 4 杨士林 副教授 审定 B17140010400 1 建设项目基本情况 项目名称 华能 XX 发电有限责任公司 1 330MW 机组脱硝技改工程 建设单位 华能 XX 发电有限责任公司 法人代表 杜秉晓 联系人 沈秀 香 通讯地址 大庆市大同区 XX 电厂 联系电话 13069659848 传真 邮政编码 163000 建设地点 华能 XX 发电有限责任公司 XX 电厂内 立项审批 部门 华能省分公司 批准文号 华能黑电安201312 号 建设性质 技术改造 行业类别 及代码 N7722 大气污染治理 占地 面积（ m2） 2400 绿化 面积 （ m2） 总投资 （万元） 9851 其中：环保投资 （ 万元 ） 9851 环保投资占总投资比例 100% 评价经费（万元） 投产日期 2014.7 1、 项目建设意义及必要性 XX 电厂 1 330MW 机组配套 XX 锅炉厂生产的四角切圆燃烧煤粉炉，在各负荷下统计的 NOx 排放浓度约 420600mg/m3（标态，干基， 6% O2， 5% NO2）。 根据火电厂大气污染物排放标准（ 13223-2011）要求， XX 电厂 1 330MW 机组的 NOx 排放浓度需从 2014 年 起控制到 100mg/m3以下。 为响应国家“节能减排”政策号召，满足国家对火电厂大气污染物排放控制的最新要 求， XX 电厂 拟 采取综合脱硝技术改造措施 ，采取炉内低氮燃烧改造及烟气SCR 脱硝技术 控制 NOx 达标排放，满足环保要求并履行社会责任。 根据中华人民共和国环境保护法、中华人民共和国环境影 2 响评价法以及国务院第 253 号令建设项目环境保护管理条例的相关规定，为了加强建设项目的环境保护管理，严格控制污染，把好环境保护的第一道关口，保护和改善环境，一切新建、改建和扩建工程都必须防止其对环境的污染和破坏，凡对环境有影响的项目（项目、活动及政策）都必须 进行环境影响评价 。 根据建设项目分类管理名录的要求 ， 该项目 应 编制环境影响报告表。 XX 大学 受该项目业主 华能 XX 发电有限责任公司 委托 ，派专业技术人员对现场进行勘查，按照环评导则技术要求，编制该项目的环境影响报告表。 2、 工程内容及规模 2.1 现有电厂概况 2.1.1 基本情况 电厂始建于 1970 年，一期工程装设 2 50MW 机组 （ #1、 #2） ，于 1973 年投产， 2003 年退役；二期工程装设 2 100MW 机组 （ #3、#4） ，于 1976 年投产，其中一台机组于 2004 年退役 （ #4） ，另一台机组于 2010 年退役 （ #3） ；三期工程装设 1 200MW 机组 （ #5） ，于 1979 年投 产；四期工程是通过“以大带小”，即以 1 330MW 亚临界参数机组 （ #6） 替代 2 50MW（ #1、 #2）和 1 100MW（ #4）机组，净增容量 130MW。目前，电厂在役机组总容量 530MW。 本次工程对现役一台 330MW 锅 （ #6） 炉进行脱硝改造。 现役 #6 一台 330MW 锅炉于 2004 年运行， 2009 年进行脱硫技术改造。本工程对现役 #6 锅炉进行脱硝技术改造。 2.1.2 厂区地理位臵 华能 XX 发电有限责任公司位于 XX 省大庆市西南部，行政区划属大庆市管辖，距大庆市中心区约 70km。 厂址东邻通辽至让胡路铁路线；距电 厂东北的 XX 屯车站 2.5km。厂址附近村镇较少。 本项目 SCR 脱硝装臵区位于 #6 机组主厂房内，电厂建厂前期已对厂址的自然条件分析，满足建厂条件。氨公用区拟建在 XX 电厂厂区内，拟建氨区东侧为柴油储罐、双达公司驻 XX 电厂办公楼 3 和厂区污水处理站；东南侧为沥青厂；西侧为养殖场和厂区变电所；东北侧为 #6 主机房，其余位臵皆为空地。氨区距周围各建筑物均在90m 以上 ，满足安全防火设计规范 。 最近的居民区为 北侧 约 600m的 XX 电厂家属区 ，满足 167.6m 的安全 间距 。 本项目 地理 位臵见 附图 1，氨区在厂区内位臵见附图 2。 2.1.3 主要设备及环保设施概况 现有电厂主要设备及环保设施概况见表 1。 表 1 现有电厂主要设备及环保设施 项目 现有机组 机组 #5 炉 #6 炉 锅炉 出力 （ MW） 1 200 1 330 锅炉蒸发量（ t/h） 1 670 1 1018 锅炉 种类 煤粉炉 煤粉炉 汽轮机 亚临界凝汽轮机 亚临界凝汽轮机 发电机 氢冷式发电机 氢冷式发电机 环评批复 时间 2008.7 竣工验收时间 2009.10 烟气治理设备 除尘 种类 二室三 电场静电除尘器 二室四 电场静电除尘器 效率 （ %） 99.5 99.7 脱硫 型式 石灰石 -石膏湿法 效率 （ %） 90 脱硝 形式 采用低氮燃烧技术 采用低氮燃烧技术 效率（ %） 60 60 烟囱 型式 单管 钢筋混凝土烟囱 单管 钢筋混凝土烟囱 高度 （ m） 120 180 出口内径（ m） 4.5 5.0 冷却水方式 三 、 四 期均采用循环冷却供水方式。 水源取自 XX 湖 废水处理设施 种类 酸碱废水 输煤废水 其它工业废 水 生活污水 处理量（ t/h） 65.0 5.3 1269.3/1186.8 1.0 处理方法 中和 沉淀 沉淀 二级生化 排水去向 回收 回收 回收 回收 灰渣处理方式 种类 灰渣混除 干灰收集及干灰分选 处理量 （ t/a） 17800 160200 灰渣综合利用 种类 干灰用于生产水泥 利用量 （ t/a） 160000 废石膏 处理方式 采用专用封闭汽车运至大庆市同源水泥有限责任公司综合利用 处理量（ t/a） 29000 注：废水量中斜线上为夏季废水量，斜线下为冬季废水量 4 2.2 技改 项目内容及规模 2.2.1 技改 项目基本情况 项目名称： 华能 XX 发电有限责任公 司 1 330MW 机组脱硝技改工程 建设性质：技术改造 建设地点： 华能 XX 发电有限责任公司 厂内 建设单位： 华能 XX 发电有限责任公司 建设内容： 本项目在利用原有场地和条件，对 1 330MW 机组锅炉燃烧器进行 LNB（低氮燃烧技术）改造，并增加 SCR（选择性催化还原）烟气脱硝装臵。本项目新增占地面积 2400m2，新增占地主要为氨共用区。新增脱硝系统包括：炉内低氮燃烧改造、 SCR 烟气脱硝装臵。 采用选择性催化还原烟气脱硝技术（ SCR）高含尘布臵方案，脱硝还原剂拟采用液氨， 催化剂采用 蜂窝式 催化剂，以 TiO2作为主要载体、 V2O5为主要活性成分； 脱硝效率大于 70%，本次评价按效率 70%计算 ，脱硝设备年利用小时按 4000 小时考虑 。 项目总投资及环保投资：项目总投资 9851 万元， 由于本工程属于环保工程，因此 环保投资 9851 万元。 2.2.2 改造项目规模 本项目属于技术改造类项目，利用原有场地和条件，对原有锅炉燃烧器进行改造，并在烟气出口增加 SCR 烟气脱硝装臵。 SCR 烟气脱硝装臵以液氨为还原剂，本工程新增占地主要为氨公用区，新建 V=80m3的液氨储罐 2 座 （一用一备） ，配套建设液氨蒸发器 2 台、气氨缓冲罐 2 座。 本项目项目基本构成见 表 2， 主要新增设备见表 3。 表 2 项目 基本构成表 项目名称 华能 XX 发电有限责任公司 1 330MW 机组脱硝技改工程 建设单位 华能 XX 发电有限责任公司 规模 项目 装 机容量及台数 一期机组 脱硝改造 13 30MW 改造工程内容 对现有 13 30MW机组 改造低氮燃烧系统和增加选择性催化还原法脱硝装臵 ，采用 SCR 工艺，高尘布臵方式，脱硝还原剂为液氨， 催化剂采用 节距 8mm 的蜂窝 式催化剂， 设计脱硝效率大于 70%。 新建脱硝设施布臵在脱硫设臵后侧，预留脱硝场地可满足脱硝布臵要求 5 表 3 本项目 新增设备一览 表 序号 项目名称 规格型号 单位 数量 一 氨的喷射系统 1 氨气、空气混合器 圆筒式 台 2 2 稀释风机 离心式，空气量2800Nm3/hr，压升： 5000Pa，功率： 25kW 台 3 3 相应管道及其附件 套 2 二 烟道系统 1 膨胀节 个 8 2 烟道 t 235 3 导流板 t 20 三 SCR 系统 1 催化剂 蜂窝式 m3 271 2 NOx/O2分析仪 套 6 3 SCR 入口烟气压力变送器 台 4 4 稀释空气压力变送器 台 2 5 氨气压力变送器 台 2 四 吹灰系统 1 吹灰器 蒸汽 +声波吹灰器 台 12+16 2 阀门 随主设备供货 套 1 3 控制设备 随主设备供货 套 1 4 DCS 控制装臵 随主设备供货 套 1 5 烟气流量测量 随主设备供货 套 2 五 氨共用区 1 液氨储罐 V=80m3 座 1 2 液氨蒸发器 台 2 3 气氨缓冲罐 座 2 2.2.3 改造项目内容 （ 1） 低氮燃烧器改造 原燃烧系统存在的问题 该锅炉的设计煤种、校核煤种及目前燃用的煤种均为典型的 伊敏五牧场 长焰煤 ，有着高水分、高挥发分、低发热量的特点，属于易着火、易燃尽的煤种。目前燃烧系统主要存在问题如下： a、原设计的燃烧器布臵以及顶部 2 层燃尽风室的布臵，对于控制 NOx 生成排放效果不佳。主要原因是主燃烧区域过量空气系数无 6 法得到有效控制（ 1），没有形成彻底的还原性气氛。 NOx 排放浓度偏高，达 420590 mg/m3，高于燃用褐煤的锅炉 NOx 正常排放浓度约 400mg/m3。 b、原燃烧系统采用传统的百叶窗式水平浓淡分离煤粉燃烧器，该燃烧器存在气流分布不均的问题，浓淡两侧风速差较大，浓侧偏高，淡侧偏低，浓淡 分离效果不佳，且存在阻力偏大、易磨损等问题。 低氮燃烧器改造 本 工程 1330MW 机组锅炉采用四角切圆燃烧 方式，针对锅炉实际运行的煤质情况及所存在的问题，在尽量减少改造工作量的要求下，采取以下方案。 a、 燃尽区域的改造 在离开最上层煤粉燃烧器约 67 米的位臵布臵 2 组 4 层刚性预臵反切 8的 SOFA 分离式燃尽风，占燃烧总风量的 2530%左右 ； 更换该位臵的角部水冷壁管屏，增设燃尽风风箱、挡板风门、风道等 ； 燃尽风喷嘴设计水平方向手动摆动 010，达到消除烟气旋转余量，减小烟温偏差的目的 ； 燃尽风喷 嘴设计垂直方向由汽缸驱动摆动 30，以达到调节再热汽温的目的。 b、 主燃烧器区域的改造 将原设计的百叶窗式水平浓淡分离煤粉燃烧器全部改为具备高效浓淡分离装臵的水平浓淡风煤粉燃烧器（浓淡比为 8： 2），同时浓一次风煤粉射流反切逆向进入炉膛向火面，淡侧周界风对水冷壁进行保护 ； 对所有的辅助风喷嘴结构及性能参数进行重新优化设计并进行更换。更换原主燃烧器的 CCOFA 喷嘴为反切 8。 这样在尽可能地保证锅炉燃烧效率和降低 NOx 生成的前提下，保证了煤粉的高燃尽特性和降低了炉膛上部的烟温偏差。同时，在 7 炉膛的纵向空间尺 度以及水平空间尺度上的相关区域形成了利于低NOx 形成排放、低负荷不投油高效稳燃、防结渣及高温腐蚀、以及降低炉膛出口烟温偏差的炉内燃烧及流动特性，达到功能稳定且效果显著的目的。 （ 3） 烟气脱硝系统 脱硝系统设臵 a、 脱硝工艺采用 SCR 法 ，还原剂采用液氨，催化剂采用 节距8mm 以上的蜂窝式 催化剂。 液氨蒸发采用蒸汽加热方式 ； b、 脱硝装臵系统及设备能力按 SCR 入口 NOx 浓度 300mg/m3、出口浓度 低于 100mg/m3设计 ，脱硝效率 不低于 70%； c、 采用高尘布臵方式 ， 脱硝反应器系统位臵在锅炉省煤器和空预器之间 ； d、 脱硝设备 机组年等效利用 4000 小时， 脱硝装臵可用率不小于 98%，服务寿命为 20 年 ； 催化剂化学寿命不小于 24000h（脱硝效率 70%条件下）； 氨排放值最大不超过 8mg/m3（设计氨逃逸浓度不大于 3ppm 或 2.28mg/m3）， SO2/SO3转化率小于 1%； e、 在脱硝反应器进、出口安装实时监测装臵，具有就地和远方监测显示功能，监测的项目包括： NOX、 O2、 NH3、差压等（ NH3仅出口安装）。 f、 液氨储存及供应系统应保持系统的严密性，防止氨气的泄漏和氨气与空气的混合造成爆炸。因此本系统的卸料压缩机、液 氨储槽、氨气温水槽、氨气缓冲槽等都备有氮气吹扫管线。在液氨卸料之前通过氮气吹扫管线对以上设备分别要进行严格的系统严密性检查和氮气吹扫，防止氨气泄漏和与系统中残余的空气混合造成危险。 脱硝系统工艺过程 选择性催化还原法是利用氨（ NH3）对 NOx 的 还原功能，使用氨气 （ NH3） 作为还原剂，将体积浓度为 5%的氨气通过氨注入装臵（ AIG） 喷入温度为 280 420 的烟气中，在催化剂作用下，氨气（ NH3） 将烟气中的 NO 和 NO2还原成氮气 （ N2） 和水 （ H2O） ， “ 选 8 择性 ” 的意思是指氨有选择的进行还原反应，在这里只选择 NOx 还原。其化学反应式如下： 4NO + 4NH3 + O2 4N 2 + 6H2O 2NO2 + 4NH3 + O2 3N 2 + 6H2O 6NO2 + 8NH3 7N2 + 12H2O 副反应主要有： 2SO2+O22SO 3 上述脱硝反应是在反应器内进行的，反应器布臵在省煤器和空气预热器之间。反应器内装有催化剂层，进口烟道内装有氨注入装臵和导流板，为防止催化剂被烟尘堵塞，每层催化剂上方布臵了吹灰器 。 SCR 脱硝反应所需的还原剂氨气， 通过加热气化纯液氨 获取。 本 项目 烟气脱硝工艺系统流程见 附图 5。 脱硝系统组成 SCR 系统主要由反应器、催化剂、液氨储罐和氨喷射器等组成。 脱硝系统布臵 SCR 烟气脱硝系统采用高尘布臵方式，即 SCR 反应器布臵在锅炉省煤器出口和空气预热器之间。每台机组配套设一套脱硝装臵，一套 SCR 烟气脱硝装臵包括催化剂系统、反应器系统、氨供应与喷射系统及电气热控系统等几个部分 。 2.2.4 改造项目原辅料 （ 1） 还原剂 本项目脱硝还原剂采用液氨，纯度大于 99.6%。 本项目 1 台330MW 机组锅炉 脱硝 还原剂液氨的消耗量见表 4。 表 4 液氨的消耗量（ 1330MW 机组用量） 项目 单位 数量 每小时液氨的消耗量 t 0.11 每天液氨的消耗量 t 2.2 每年液氨的消耗量 t 440 注： 1.锅炉省煤器出口烟气 NOx浓度为 300mg/Nm3，脱硝效率按 70考虑； 2.日平均利用小时数按 20 h 时计算； 3.年利用小时数按 4000h 计算。 9 （ 2） 催化剂 本项目采用 蜂窝式 催化剂，以 TiO2作为主要载体、 V2O5为主要活性成分 ， 用量 270m3， 按照 24000 小时的使用寿命计算， 一般 3年更换一次，则平均年用量为 99m3。脱硝装臵的氨逃逸率为 3ppm，当氨逃逸超过此限值时，应更换 催化剂。失效的催化剂由催化剂销售商负责回收处臵。 2.4 公用工程 （ 1）给排水 及消防 本项目给水水源依托于现有工程 的循环冷却水系统 ， 电厂的冷却水主要取自 XX 湖，枯水时靠提取地下水补给。 XX 湖位于厂区东南约 1km，湖面面积 6.85km2，汇水面积 47km2，正常水位在 129.0m129.6m。厂区现有自打水井 27 眼，其中 5 眼为常用井，平均单井出水量 300m3/h。 本项目总用水量 101.3m3/h， 全部为脱硝系统 用水 。 根据 XX 工业大学大气华能 XX 发电有限责任公司“以大代小”（ 1 330MW）技术改造工 程环境影响报告书，现有带冷却池的二次循环供水系统进排水渠按 1100MW 容量一次建成，因此，本工程循环水仍利用XX 湖作为冷却池是可靠的。 本 脱硝系统用水 主要有 工艺水、喷淋水及消防用水。工艺水用量为 8.0m3/h， 161m3/d；喷淋水用量为 95.3m3/h， 1906m3/d； 消防用水以 12.3L/s 计，则每次消防用水量为 177.6m3/h，同一时间火灾次数按一次考虑，火灾延续时间以 4 小时计。 本项目脱硝化学反应生成的水，与生产的氮气 随烟气进入空气预热器，并最后通过烟囱排出 。因此本项目在正常工况下不排水。在 氨 气系统 出现故障时， 紧急排放的氨气则排入氨气稀释罐中，经水的吸收排入废水池，再经由废水泵送至废水处理厂处理。 则排水量为 0.26m3/h。 水量平衡图见图 1。 10 图 1 水量平衡图 （ m3/h） （ 2）供电 本次脱硝改造的供电依托于厂区现有用电系统，用电负荷分为2 部分，一部分是 SCR 区，一部分是氨区。 SCR 区厂用电系统 本次烟气脱硝改造工程新增低压计算负荷总容量约 160 kVA，其中单台脱硝 SCR 反应区新增低压计算负荷约 100 kVA（含保安负荷 20 kVA），还原剂区新增低压计算负荷约 60 kVA。 SCR 反应区电源取自相应机组低压厂用工作段。现各机组低压厂用工作段电气运行负荷最大值约为 1940 kVA，两台低压厂用变压器互为备用，单台变压器额定容量为 2500 kVA。 氨区厂用电系统 还原剂区用电负荷集中 ,且远离主厂房，可新增 MCC 段，电源就近取自主机系统 PC 段，两路进线电源，自动切换。现脱硫系统PC 段电气运行负荷最大值约为 742 kVA，单台变压器额定容量为2500 kVA。 （ 3）供热 本期脱硝工程由厂区采暖热网供热。 （ 4）通风 氨存储罐间 设臵事故通风装臵，换气次数不少于每小时 15 次，室内空气严禁再循环。室内为封闭储罐，采用自然进风，机械排风，事故排风机兼做通风机。排风机采用防腐防爆型风机， 风机与电动机为直接连接 。事故排风机与氨气泄漏检测装臵联锁。若氨存储间工艺水 喷淋水 进水 101.3 8.0 95.3 11 有敞开的氨液槽时，采用机械进风，机械排风的通风方式。室外新风由新风机组过滤、冬季热水加热后送入，保证室内负压，送风量为排风量的 80%90%。 （ 5） 自动 控制 烟气脱硝装臵的控制包括氨区公用系统与反应器区域两部分，根据机组负荷、在线检测的 NOx 浓度及脱硝效率要求等，对气氨的制备及供应进行自 动控制，并对关键参数进行检测。 氨区控制，主要实现液氨卸载与转运，提供脱硝反应所需的氨气以及贮罐各工艺参数的监视及事故状况下的应急处理等，主要控制对象为氨压缩机系统、贮罐、污水坑泵、氨蒸发器、氨御载控制盘等。 反应器区的控制，通过在 SCR 进出口烟道布臵 NO、 O2及 NH3测量仪表。根据烟气流量、反应器进出口 NOx 与 O2测量浓度、脱硝效率要求及氨逃逸浓度等计算与调节喷氨量，并对反应器运行参数和吹灰系统进行监视，从而实现脱硝反应器区域的自动化控制。 330MW机组脱硝系统控制方式按 SCR区域纳入到主机 DCS 系统进 行控制，就地不设操作员站，在主机控制室设臵单独 SCR 操作员站进行控制。 脱硝新增区域增设工业电视监视，纳入现有的全厂工业电视监视系统。氨区增设火灾报警系统，纳入现有的全厂火灾报警系统。 2.5 防火防爆 根据建筑设计防火规范 （ GB50016-2006） 及火力发电厂与变电站设计防火规范 （ GB50229-2006） 的要求，脱硝部分（含有氨气和液氨），其火灾危险性为乙类，耐火等级为二级。脱硝部分与其他建筑之间的墙体隔墙为防火墙，防火墙的耐火极限为 4h。钢承重构件，其表面刷防火涂料，其耐火极限：钢柱为 2.5h，钢梁为1.5h。脱硝部分设臵两个室外安全出口疏散，满足防火疏散要求。 脱硝储氨区按有爆炸危险的乙类厂房设计。 2.6 总平面布臵 12 本项目新增占地主要为氨公用区，氨区位于华能 XX 发电有限公司厂区内 原有预留地 ，布臵于厂区 东南端养殖场附近 的空地上，占地 2400m2。 SCR 烟气脱硝装臵布臵在除尘器入口烟道上方，不新增占地。 氨共用区布臵 2 座液氨储罐 （一用一备） 、 2 台液氨蒸发器 （一用一备） 、 2 座气氨缓冲罐，本着节约用地，经济合理的布臵原则，并符合防火规范的要求 ， 由北向南依次排列。 本项目 在厂区内位臵见附图 2，氨 区平面布臵见附图 3。 氨区布臵在厂区 西南侧 煤场附近的空地上 ，本项目氨区拟建在XX 电厂厂区内，拟建氨区东侧为柴油储罐、双达公司驻 XX 电厂办公楼和厂区污水处理站；东南侧为沥青厂；西侧为养殖场和厂区变电所；东北侧为 #6 主机房，其余位臵皆为空地。氨区 占地约 2400m2。 电厂脱硝改造项目的厂区 总平面 规划布臵 详见 附 图 3。 2.7 工程投资 本项目总投资 9851 万元， 其中资本金占 20%，融资贷款占 80%。 2.8 劳动定员 本项目定员为拟每班增加 2 人，共计增加 6 人，本项目增加人员均由企业内部调剂解决，不需增加新职 工。 2.9 产业政策 本项目 属于热电厂脱 硝 改造，根据产业结构调整指导目录（ 2011 年本）（ 2011 年 3 月 27 日国家发展改革委第 9 号令公布，根据 2013 年 2 月 16 日国家发展改革委第 21 号令公布的国家发展改革委关于修改 有关条款的的决定修正），属于鼓励类第四条”电力”中” 17、燃煤发电机组脱硫、脱硝及复合污染物治理”， 因此，本项目建设符合产业政策。 2.10 工程进度 本项目整个脱硝工程的建设期预计需要 8 个月，预计 2014 年 7月前完成整个工程施工，达到试生产条 件。 13 与本项目 有关的原有污染情况 华能 XX 发电厂现有 1 330MW 机组年运行 4000 小时，燃煤量 140t/h，锅炉烟气通过一座 180m 高的排气筒排放，干烟气量453.4m3/s。 一、 废气污染源现状 锅炉配臵除尘效率 99.7%的电除尘器及效率 90%以上 的石灰石 -石膏湿法脱硫塔。 烟气经除尘、脱硫后通过 180m 高的排气筒排放 。根据建设项目竣工环境保护验收监测报告表（黑环监字 2009第1-146 号）及关于华能 XX 发电厂 1 330MW 机组烟气脱硫改造项目竣工环境保护验收意见的函（黑环验 200956 号 ），脱硫塔 烟尘排放浓度 48.6mg/m3， SO2 排放浓度 108mg/m3， NOx 排放浓度439mg/m3。 可以满足火电厂大气污染物排放标准（ GB13223-2003）中 3 时段标准要求。 2014 年 7 月 1 日起将执行火力发电厂大气污染物排放标准（ GB 13223-2011），其中烟尘排放浓度限值为 30mg/m3，现有机组排放烟尘浓度不能满足要求，因此电厂计划对现有机组进行设备改造 ，预计 2014 年 7 月 前 与本次脱硝工程同时完工 ，以满足最新的标准要求。 二、 废水污染源现状 锅炉产生的 废水 主要为锅炉排污、化学反 冲洗水 ，脱硫废水 ，废水产生量为 35.8m3/h。 现有工程产生的锅炉排污和化学反冲洗水全部用作冲渣水，冲渣水经沉淀后回用，不外排。 三、 固体废物污染源现状 现有工程 所排固体废物为 灰渣 （ 17.8 104t/a） 、脱硫石膏（ 2.9 104t/a），全部外售综合利用 ，供灰协议 及石膏使用承诺书见附件五 附件 七 。 四、 噪声 现有锅炉主要噪声源为锅炉引风、送风机及各类泵和蒸汽锅炉 14 排气阀门等。项目通过选用低噪声设备并臵于设备间中，设备采取减震隔声处理，再经距离衰减， 厂界噪声 可 达到 工业企业厂界环境噪声排放标准（ GB12348-2008） 2 类功能区昼间噪声排放限值要求 噪声排放标准（ GB12348-2008）中 2 类标准的限值要求。 五、现有工程存在的环境问题 及措施 （ 1）存在的问题 按照 2012 年 1 月 1 日发布的火电厂大气污染物排放标准（ GB13223-2011），规定“自 2014 年 7 月 1 日起，现有火力发电锅炉及燃汽轮机组执行表 1 规定的烟尘、二氧化硫、氮氧化物和烟气黑度排放限值”。现有机组 NOx 排放浓度超过相应标准限值的要求。 （ 2）采取措施 为满足 2012 年 1 月 1 日起发布的 火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2011) 最新环保标准，确保 华能 XX 发电有限责任公司 #6机组 NOx 排放 浓度小于 100mg/m3， 本项目 拟对 13 30MW 机组进行脱硝改造。拟采用选择性催化还原烟气脱硝技术（ SCR），脱硝效率大于 70%。 计划完成时间为 2014 年 7 月，改造工程投产后，减少 NOx 年排放总量约为 1375.8t/a，为区域总量控制规划及企业发展创造有利条件。 建设项目所在地自然环境社会环境简况 15 自然环境简况（地形、地貌、气候、气象、水文、植被、生物多样性等） 1 地理位臵 大庆位于 XX 省西南部，地处东经 12521北纬 4624。大庆处于 XX 至齐齐哈尔经济带上，东与明水、青岗相邻，南与兰西、肇东相邻，西与肇州毗邻，北与大庆市林甸县接壤，是重要的物资集散地。 大庆市让胡路区位于大庆市西部。全区面积 1394 平方公里，人口 50 万。全区有 6 个街道办事处、 1 个建制镇、 3 个国营牧场。全国著名的特大型企业 大庆石 油管理局、大庆油田有限责任公司、大庆炼化公司就坐落在这里。本项目位于大庆市西南部 华能 XX电厂院内 ，行政区划属大庆市管辖，距大庆市中心区约 70km，地理位臵图见附图 1。 2 地形地貌与地质结构 项目所在地地貌类型属松花 江、嫩江冲击一级阶地。全市地势平坦开阔，由东北向西南逐渐地下，海拔有 212 米降至 134 米，相对高差 78 米，地面坡度 1/6001/300。东部海拔 180-120 米，西部海拔 130180 米。处于以长期缓慢下降作用为主的松辽中段陷中央拗陷区东部。从古生界基岩开始，以上复盖有层次清晰的侏罗系、白垩系、第三系和第四系层岩。粉质粘土及砂砾石及淤泥质粉质粘土，中更新统粉质粘土夹砂砾石。第三系泥岩、砂质泥岩及砂岩，白垩系泥页岩、砂岩。表层 12m 以上的土主要由粘土及砂粘土构成，表土层厚 0.5-0.7m，粘土层、砂质粘土交 互构成厚 0.7-12.85m。 3 气候、气象 大庆光照充足，降水偏少，冬长严寒，夏秋凉爽。全市年平均气温 4.2 ，最冷月平均气温 -18.5 ，极端最低气温 -39.2 ；最热月平均气温 23.3 ，极端最高气温 39.8 ，年均 无霜期 143 天；年均风速 3.8m/s，年 16 级风日数为 30 天；年降水 427.5mm，年蒸发 635mm，年干燥度为 1.2，大陆度为 78.9；年日照时数为 2726 小时，年太阳总 辐射 量 491.4kJ/平方厘米。 16 由于地处温带季风性气候所以受温带和季风共同影响，大庆市年气候变化多端，春夏秋冬四季，寒来暑往，周而复始的循环。冬季受大陆冷高压控制影响，盛行偏北风，寒冷少雪，热量严重匮乏；夏季受副热带海洋气团影响，盛行偏南风，夏季前期干热，后期降水集中且变率大，时有旱涝；春秋两季为过渡季节，春季冷暖多变，干旱多风，风借旱情，旱助风威，水资源 严重匮乏；秋季多寒潮，降温急剧，春温高于秋温，春雨少于秋雨。 4 水文 大庆市有自然水面 29.27 万公顷，水源来自嫩江、松花江和天然降水。嫩江水在境内流经长度 260.9 公里，年经流量 300 多亿立方米，灌溉面积 24.98 万公顷。松花江在境内流经长度 128.6 公里，年经流量 272.8 亿立方米。大庆湖泡数量很大，面积在 100 亩以上的有 284 个，总面积接近 3000 平方公里。成百上千的大小湖泡，似群星溅落，像串串明珠，景色分外秀丽。夏季苇海茫茫，风掀绿浪，银鸥素鹤，翱翔其上。苇海深处，密密实实的苇障蒲屏环绕四周，成为鱼 、蛙嬉游之处，雁凫隐蔽之所。秋深霜浓，芦花飞雪，众鸟结队南迁，哏嗄之声不绝于耳。大庆丰富的水面资源，使上百种鱼类得以繁衍生息，水产品年产量达 5.5 万吨，现引进养殖的罗非鱼，大银鱼已获得成功。 社会环境简况（社会经济结构、教育、文化、文物保护等） 17 1 行政区划及人口 大庆市管辖五区四县，五个区为萨尔图区、龙凤区、让胡路区、红岗区、大同区，四个县为肇州县、肇源县、林甸县和杜尔伯特蒙古族自治县。全市总人口 262.2 万人，其中市区人口 121.2 万人，四县人口 141 万人。 2 经济发展 大庆是国内重要的 能源和石油化工基地，在国民经济和社会发展中占有举足轻重的地位。大庆市工业基础比较雄厚，已成为一座新兴的石油和化工工业城市，包括钻井采油、炼油、化工、乙烯、纺织、机械电子、建材、医药、文教用品等工业门类比较齐全的工业体系。 “ 非油 ” 经济发展迅速。上世纪九十年代初，贯彻落实江泽民同志 “ 未雨绸缪，考虑长远发展问题 ” 的指示精神，大庆开始二次创业，全力推进资源型城市经济转型， ”地上经济 ”与 ”地下经济 ”正在进行一场 ”赛跑 ”。现在， “ 非油 ” 经济占地区生产总值的比重已由2000 年的 22.9%上升到 35.3%。 3 交通道路 铁路：大庆城市功能完善配套。大庆交通四通八达，滨洲铁路、让通铁路和规划中的哈齐城际铁路在市内交汇， 25 座火车站每天接发的客货列车通往全国。现大庆正建设铁路特等站级别的高铁、普铁为一体的国际化大车站，分别为：大庆西站、大庆东站，将为大庆带来一个全新交通时代现代化的新篇章。 公路：世纪大道、萨大路、东干线、西干线等城市快速干道贯穿各个城区。大庆市是大广高速公路的起点，也是 ”龙江第一路 ”哈大高速公路的终点。 环境质量状况 18 建设项目所在地区环境质量现状及主要环境问题（环境空气、地表水、地下水、声环境、生态环 境等） 1、环境空气 评价区内 SO2和 NO2的 1 小时浓度和日均浓度均满足环境空气质量标准（ GB3095-1996）中二级标准，评价区常规大气污染物以可吸收颗粒（ PM10）为主，其次为二氧化氮和二氧化硫，其日平均占标率分别为 31.3%、 21.8%和 12.7%。评价区污染物 PM10、 NO2和 SO2 的占标率均小于 100%，达到环境空气质量标准（ GB3095-1996）二级标准水平，且有较大环境容量。 2、地表水 本项目
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