XX热电厂锅炉烟气脱硝改造工程环境影响评估报告表.pdf

建 设 项 目 环 境 影 响 报 告 表 项目名称： 大庆油田热电厂 3670t/h 锅炉烟气脱硝改造工程 建设单位（盖章）： 大庆油田电力集团 编制日期： 2014 年 3 月 国家环境保护总局制 项目名称 : 大庆油田热电厂 3 670t/h 锅炉烟气脱硝改造工程 建设单位： 大庆油田电力集团 编制单位：大庆油田工程有限公司 项目负责人： 殷贤波 环评工程师注册号（ A17010130900） 项目参加人： 张 闯 项目校对人： 鲁青春 项目审核人： 周松 项目审定人： 刘洪仁 评价人员分工 工作内容 编写人 专业背景 职称 环评证号 签 署 1、建设项目基本情况 2、建设项目所在地自然环境社会环境简况 3、环境质量状况 4、评价适用标准 殷贤波 工业分析 高级 工程师 A17010130900 5、建设项目工程分析 6、项目主要污染物产生及预计排放情况 7、环境影响分析 8、建设项目拟采取的防治措施及预期治理效果 9、结论与建议 张闯 环境工程 工程师 环评岗证字 17010040 目 录 一、建设项目基本情况 . 1 二、建设项目所在地自然环境社会环境简况 . 11 三、环境质量状况 . 11 四、评价适用标准 . 13 五、建设项目工程分析 . 14 六、项目主要污染物 产生及预计排放情况 . 15 七、环境影响分析 . 16 八、建设项目拟采取的防治措施及预期治理效果 . 18 九、结论与建议 . 19 1 一、建设项目基本情况 项目名称 大庆油田热电厂 3670t/h 锅炉烟气脱硝改造工程 建设单位 大庆油田电力集团 法人代表 李仁 联系人 周小虎 通讯地址 大庆市 让胡路区西宾路 548 号 联系电话 18645981776 传真 邮政编码 163314 建设地点 大庆市龙凤区龙阳路 186 号油田热电厂院内 立项审批单位 中国石油天然气股份有限 公司勘探与生产分公司 批准文号 油勘【 2013】 217 号 建设性质 技术改造 行业类别及 号码 电力 、燃气及水的生产和供应业 /D44 占地面积 （平方米） / 绿化面积 （平方米） / 总投资 （万元） 12491.7 其中：环保投资（万元） 12491.7 环保投资 占总投资 100% 评价经费 （万元） 预计投产 日期 1 工程内容及规模 1.1 建设单位概况 大庆油田电力集团油田热电厂坐落于大庆市龙凤区，其始建于 1989 年 1 月 5日，一期工程三台 200MW 燃煤供热发电机组，是国家 “ 七五 ” 期间特批建成的重点工程项目。现有职工 1968 人，下设 10 个机关部室、 16 个基层单位，主要包括发电分厂、检修分 厂、电气分厂、热工分厂、化学分厂、燃料分厂、除尘分厂、修缮分厂、机修分厂等生产基层单位。固定资产原值 16.5 亿元，设备 6876 台套。年发电能力 36 亿千瓦时，供热能力 591.3 万吉焦。主要担负着大庆油田生产生活用电和向东风新村、中林街供热任务。 1.2 项目由来 为了贯彻中华人民共和国大气污染防治法，改善大气环境质量，建设可持续发展经济，实现十二五规划目标，对于氮氧化物排放 量 巨大的火电行业，采取节能减排措施进行污染治理已是迫在眉睫。 按照国家节能减排要求，中石油集团公司与国家环境保护部签署了中国石油天然 气集团公司 “十二五 ”主要污染物总量削减目标责任书。为落实国家污染物减排任务，中石油集团公司下发了关于印发集团公司 “十二五 ”污染减排工作方案的通知（安全 2011728 号），将油田热电厂低氮燃烧 +烟气脱硝改造工程、宏 2 伟热电厂低氮燃烧改造工程列入集团公司 “十大减排工程 ”中的 “电厂脱硫脱硝治理工程 ”。 1.3 锅炉现状 油田热电厂锅炉由哈尔滨锅炉厂生产， 1992 年投产运行至今。炉型为HG-670/13.7-HM12。其锅炉参数见表 1.3-1。该锅炉年运行时间约为 5000h，燃料为内蒙古东部褐煤，燃料煤的煤质 见表 1.3-2，年耗煤约为 290.8 万吨（近三年最高耗煤量）。 表 1.3-1 锅炉主要参数表 过热蒸汽 额定蒸发量 (BRL) t/h 670 额定蒸汽压力（过热器出口） MPa(a) 13.7 额定蒸汽温度（过热器出口） 540 再热蒸汽 蒸汽流量（ B-MCR/TRL） t/h 561.8 进口 /出口蒸汽压力（ TRL） MPa(a) 2.42/2.21 进口 /出口蒸汽温度（ TRL） 316/540 给水温度 给水温度（ TRL） 251.4 表 1.3-2 燃料煤的煤 质分析表 项 目 符号 单位 煤质数值 工业分析 全水分 Mt % 37.85 干燥基水分 Mad % 22.41 收到基灰分 Aar % 17.4 干燥无灰基挥发分 Vdaf % 54.97 收到基低位发热量 Qar,net kJ/kg 11329.5 元素分析 收到基碳 Car % 32.63 收到基氢 Har % 2.14 收到基氧 Oar % 9.17 收到基氮 Nar % 0.54 收到基硫 Sar % 0.27 灰熔融性分析 变形温度 DT 1146 软化温度 ST 1168 熔融温度 FT 1213 1.3.0 存在问题 （ 1） 在电厂目前的运行方式下 ， 油田热电厂 3670 t/h 锅炉烟气 NOx 排放 3 浓度约 500 750mg/Nm3（干基 ， 6%O2） ， 在煤质较差的时候 ， 最高超过 800mg/Nm3，达不到 火电厂大气污染物排放标准（ GB13223-2011）要求的从 2014 年 7 月 1日起， 2003 年 12 月 31 前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的燃煤锅炉 NOx 的排放限值为 200mg/ m3（标态，干基， 6%O2）的要求。 （ 2） 由于 现有锅炉省煤器出口烟温较低，在锅炉最大负荷时为 319，低负荷时烟温仅为 290 300，且锅炉会较长时间运行在低负荷。而脱硝反应器一般布置在省煤器和空预器之间，催化剂的活性范围一般为 310 420，过低的烟温将导致脱硝效率无法达到。 （ 3） 烟气脱硝后，烟气中 SO3 浓度将增加，在中低温受热面位置易结露，并与烟气中残留的氨反应，生成硫酸氢铵。硫酸氢铵呈中度酸性，并且在一定温度区段（ 250左右）内呈粘稠的液态，易粘附在空气预热器的换热元件表面上，造成腐蚀和堵塞现象。 1.4 改造工程 1.4.0 脱硝工艺选择 目前电厂脱硝方法主要有选择性非催化还原法（ Selective Non-Catalytic Reduction，简称 SNCR）和选择性催化还原法 （ Selective Catalytic Reduction，简称 SCR），也有地方采用二者联合即（ SNCR+SCR）的技术。 表 1.4-1 SNCR 与 SCR 烟气脱硝技术综合比较 项目 SCR 技术 SNCR 技术 联合脱硝技术 反应剂 可使用液氨，氨水和尿 素 可使用液氨或尿素 可使用液氨或尿素 温度窗口 300 400 850 1,100 第一段： 850 1,100第二段： 300 400 催化剂 成份主要为TiO2,V2O5,WO3 不使用催化剂 成份主要为TiO2,V2O5,WO3，量较单独SCR 工艺少 脱硝效率 80 90%以上 25 40% 60 90%以上 反应剂喷射位置 多选择于省煤器与 SCR反应器之间烟道内 通常在炉膛内喷射，但需与锅炉厂家配合 炉膛内及省煤器和空预器之间 SO2/SO3氧化 会导致 SO2/SO3氧化 不导致 SO2/SO3氧化 会导致 SO2/SO3氧化 4 NH3 逃逸 3 5ppm 10 15ppm 8 10ppm 系 统压力损失 催化剂会造成压力损失 没有压力损失 催化剂会造成压力损失 燃料的影响 高灰分会磨耗催化剂，碱金属氧化物会使催化剂钝化 无影响 高灰分会磨耗催化剂，碱金属氧化物会使催化剂钝化 锅炉的影响 对锅炉影响小 约降低锅炉效率 1% 约降低锅炉效率 1% 系统的稳定性 运行稳定性好 运行稳定性差 运行稳定性差 运用业绩 超过了 90% 约 4% 极少 由于 SNCR 脱硝效率低，运行稳定性差，并且会降低锅炉的效率，同时脱硝效率难以满足越来越严的环保要求，因此，在大型电站锅炉市场上应用的份额较低。本项目要 求 脱硝 后 NOx 排放小于 200mg/Nm3， 整体脱硝效率不小于 75%，在锅炉进行低氮燃烧改造的条件下，只设置 SNCR 脱硝系统无法满足环保要求，需设置 SCR 脱硝系统，由于此时 SCR 系统入口浓度 NOx 浓度较低，故而无需采用 SNCR+SCR 的脱硝工艺。综上所述，本脱硝技改工程按 SCR 脱硝改造进行。 1.4.1 脱硝工艺 原理 本工程脱硝工艺推荐采用选择性催化还原法（简称 SCR） +液氨还原剂烟气脱硝工艺技术。 SCR 脱硝是一个燃烧后 NOx 控制工艺， SCR 法整个过程包括将氨气喷入燃煤锅炉产生的烟气中，含有氨气的烟气通过一个装有专 用催化剂（液氨）的反应器，在催化剂的作用下，氨气同 NOx 发生反应，转化成水和氮气。 在反应过程中， NH3 可以选择性地和 NOx 反应生成 N2 和 H2O，而不是被O2 所氧化，因此反应又被称为 “ 选择性 ” 。 其主要反应式为： 4NH3 +4NO + O2 4N 2 + 6H2O (1) 8NH3 + 6NO2 7N 2 + 12H2O (2) 烟气中的 NOx 主要由 NO 和 NO2 组成，其中 NO 约占 NOx 体积总量的 95，NO2 约占 NOx 总量的 5。因此，化学反应方程式（ 1）被认为是脱硝反应的主要反应方程式， 在没有催化剂存在的情况下，这个反应只在很狭窄的温度范围内（ 850 1100 ）进行，位置在锅炉炉膛，此时的反应就是选择性非催化还原反应（ SNCR）的温度范围。通过选用合适的催化剂，上述还原反应温度可以降低， 5 扩展到适合电厂使用的温度范围内（ 300 400 ），安装位置在省煤器和空预器之间。它的反应特性如下： NH3 和 NO 的反应摩尔比为 1； 脱硝反应中需要 O2 参与反应； 典型的反应温度窗口为 300 400 。 根据电厂提供的监测数据 ， 在电厂目前的运行方式下 ， 油田热电厂 3670 t/h锅炉烟气 NOx 排放浓度约 500 750mg/Nm3（干基， 6%O2），在煤质较差的时候 ，最高超过 800mg/Nm3。油田热电厂拟对现有的 3670t/h 锅炉进行低氮燃烧技术改造（其中 2 号炉低氮燃烧改造工程环境影响报告表已经取得批复， 1、 3 号炉的低氮燃烧改造工程环境影响报告表 已报送大庆市环境保护局评审 ），即通过改变燃烧条件来有效控制 NOx 的生成，保证 SCR 入口本身 NOx 浓度低于 400 mg/Nm3。 综合考虑各种因素，本工程 3670t/h 锅炉低氮燃烧技术改造后烟气脱硝效率按 50考虑，低氮燃烧结合 SCR 脱硝改造后总体脱硝效率 75。低氮燃烧技术改造完成后，正常工况锅炉出口的 NOx 排放的基准浓度为 400mg/Nm3 (干基 ，6%O2)， SCR 出口 NOx 排放浓度为 200mg/Nm3；异常工况或煤质变化时 ,炉膛的NOx 基准浓度为 800 mg/Nm3 (干基 ， 6%O2)， SCR 出口 NOx 排放浓度达到200mg/Nm3，也能够满足火电厂大气污染物排放标准 (GB 13223-2011)的要求。 1.4.2 改造内容 （ 1）技术改造方案 本工程 3 670t/h 燃煤锅炉烟气脱硝工程采用选择性催化还原（ SCR）法脱硝技术，其主要设计原则如下 ： 1） SCR 工艺采取高温高灰段布置方式，每台炉设置 2 个反应器； 2） 不设置脱硝 旁路烟道； 3） 催化剂 按“ 1 1”模式布置，即初装 1 层，备用 1 层，脱硝效率不小于75%； 4） 脱硝 还原剂 采用液氨制备 ， 液氨蒸发 热源 采用蒸汽 ； 5） 催化剂吹灰采用蒸汽吹灰器与声波吹灰器结合方式，并为备用层预留吹灰器位置； 6） 脱硝系统的阻力损失（包括烟道、反应器、初装与备用层催化剂） 800Pa； 6 7） 反应器内的 SO2/SO3 转化率 1.0%； 8） 氨逃逸率小于 3ppm； 9） 催化剂的化学寿命不小于 24000 小时 ； 10） SCR 装置可用率不小于 98%； 11）脱硝设备年利用小时按 5500 小时考虑； 12） 脱硝 系统及氨站 需用的仪用压缩空气、水、电、蒸汽等由电厂提供； 13）每台炉 脱硝系统 设置一套 SCR-DCS 控制 系统，与相应主机进行无缝连接 ； 氨站采用 PLC 控制； 14）脱硝系统整体服务寿命为 30 年。 本工程 SCR 装置布置采用 高温高尘布置 ， 将反应器布置在省煤器与空预器之间（如下图），烟气温度约为 320 400，能满足多数催化剂所要求的工作温度。 （ 2）烟气脱硝系统 烟气脱硝系统包括： 烟气系 统 、 SCR 反应器本体 、 氨喷射系统 、 氨储存供应系统 、吹灰系统、 热控系统 、 电气系统 、消防等 附属系统 等 。 1）烟气系统 7 烟气系统是指从锅炉 改造后的高温段 省煤器出口至 SCR 反应器本体入口、SCR 反应器本体出口 的 低温 段省煤器出口至 空预器入口之间的连接烟道，烟道横截面为矩形，设有膨胀节。 SCR 反应器进口 烟道 设置温度测点，当烟气温度过高或过低时，系统立即切断氨气供给。在 SCR 进出口设置 NOx、 O2 监视分析仪，在 SCR 出口设置 NH3监视分析仪 。 2） SCR 反应器本体 SCR 反应器本体是指未经脱硝的烟气与 NH3 混合后通过安 装催化剂的区域产生反应的区间。 SCR 反应器本体内装有 蜂窝式 催化剂，当混合好的烟气与氨进入反应器本体后在催化剂的催化作用下烟气中的 NOx 与氨进行氧化还原反应，生成 N2 和水，达到脱硝的目的。 3）催化剂 根据燃用设计煤种，催化剂设置为 二 层， 一 用一备。 根据工况条件、催化剂的活性、用量进行 SCR 反应器内催化剂的设计，使其在任何工况条件下将氨的逃逸率控制在 3L/L 以内， SO2 氧化生成 SO3 的转化率控制在 1%以内。 烟气中的飞灰浓度非常高，达到 49g/Nm3，催化剂要求具有很好的抗堵塞能力和抗磨损能力。 催化剂的型 式采用 蜂窝 式，确保催化剂不堵灰。 催化剂吊装系统的设计要能满足两个反应器同时装卸催化剂、互不干扰的要求。催化剂吊装孔设置在反应器外侧，催化剂安装门设置在反应器后墙。安装门内设一根与催化剂支撑钢梁相垂直的吊装轨道，催化剂支撑梁上设催化剂安装液压小车的运行轨道。 4） 氨 /空气混合及 氨喷射系统 来自氨区的 气态氨 与空气混合 稀释 成浓度为 5%的氨 /空气混合气体 ， 再 经氨注射 格 栅注入 SCR 反应器入口前的烟道中 ， 使得注入烟道的氨与烟气在进入 SCR反应器本体之前充分混合，使催化剂均匀发挥效用。 5）吹灰 系统 本工程烟气飞灰含量 为 49g/Nm3，属于 高 灰工况，因而，针对本工程采取 声 8 波 +蒸汽 吹灰 与声波吹灰结合形式 。每层 催化剂布置 3 台声波吹灰器和 2 个蒸汽吹灰器 ，预留层留有接口 ，过热蒸汽压力为 0.7MPa，温度为 300；压缩空气压力为 0.65MPa。蒸汽接引自电厂辅助蒸汽 联箱 ，压缩空气接引自除灰用压缩空气储罐。 6）还原剂存储、制备、供应系统 本工程采用液氨来制备脱硝还原剂， 3 670t/h 锅炉脱硝装置共用一个脱硝还原剂存储、制备、供应系统。 本工程还原剂存储、制备、供应系统设置在现在建的 1 300MW 扩建工程的脱硝氨站扩建场地，液氨 的卸料设备（卸氨压缩机、卸氨泵等）与 1 300MW机组脱硝氨站公用。 液氨年用量为 1073t， 储氨罐容积按 3 670t/h 锅炉 100%负荷连续运行 7 天的氨消耗量考虑，采用 3 个 卧式储罐，每个容积为 33m3，两用一备 。 液氨的供应由液氨槽车运送，利用 1 300MW 机组脱硝氨站 卸 氨 压缩机将液氨由槽车输入 液氨储罐 内，利用压差输送液氨到液氨蒸发 器 内蒸发为氨气，经氨气缓冲 罐 来控制一定的压力及其流量，然后与稀释空气在混合器中混合均匀，最后经喷氨格栅喷入烟道在反应器内进行脱硝反应。氨气系统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。 氨罐区域、蒸发器及其他容易发生氨液泄漏的位置装有氨气泄漏检测报警系统及喷淋装置 ；系统的储氨罐、氨气蒸发槽、氨气缓冲槽及氨输送管道等都备有氮气吹扫系统，防止泄漏氨气和空气混合发生爆炸。氨存储和供应系统配有良好的控制系统。 （ 3）省煤器改造 省煤器就是锅炉尾部烟道中将锅炉给水加热成汽包压力下的饱和水的受热面，由于它吸收的是比较低温的烟气，降低了烟气的排烟温度，节省了能源，提高了效率 。 经校算，本项目省煤器改造采用保留原三级省煤器前两级高温段，将第三级低温段省 煤器拆除改造后布置在 SCR 装置下部烟道内。具体改造方式：保留原省煤器前两级不变，原省煤器进出口联箱保留，取消第三级省煤器，烟气从原省煤器引出至 SCR 装置脱硝，脱硝后的烟气进出新设置的低温省煤器进行降温至 9 310左右，再进入空预器。 经校算，保留原省煤器高温段两级不变，即保留原省煤器的 56 个回程中的36 回程，省煤器出口烟温约为 370，正好在 SCR 装置所需的烟气温度范围内。 （ 4）空预器改造 空预器就是 锅炉 尾部 烟道 中的烟气通过内部的散热片将进入锅炉前的空气预热到一定温度的 受热面 。用于提高锅炉的热交换性能，降低能量消耗。 油田热电厂 3 670t/h 锅炉现有空预器为管式空气预热器，热电厂 3 670t/h锅炉的暖风器未投入 运行，所以空预器的入口空气温度是不可能达到 55的。实际空预器出口空气温度低于设计值 284。本工程将原管式空预器拆除，改为回转式空预器，现有空预器为两台，其单个支架尺寸为 8960mm 10550mm，本工程选择的 空预器最大尺寸为 10000mm，仅需对原有空预器支架进行改造即可布置得下 ， 改造工程量较小。 改造工程组成见表 1.4-2。 表 1.4-2 项目组成一览表 序号 项目名称 规格 单位 数量 1 SCR 反应器 套 1 2 液氨储罐 33m3 座 3 3 省煤器改造 项 1 4 空预器改造 项 1 本工程地理位置见附图 1。 1.5 定员 本工程为技术改造项目，不新增定员。 1.6 与本项目有关的原有污染情况及主要环境问题 根据 大庆油田热电厂 提供的监测数据，在电厂目前的运行方式下 ， 油田热电厂 3 670 t/h 锅炉烟气 NOx 排放浓度约 500 750mg/Nm3（干基， 6%O2），在煤质较差的时候 ， 最高超过 800mg/Nm3。 污染物不满足 火电厂大气污染物排放标准 (GB132232011)中的相关限值要求。 低氮燃烧技术实施前， NOx 产生 量为19105t/a，低氮燃烧技术实施后， NOx 产生 量为 9360t/a，通过本工程改造后 NOx产生 量为 4680t/a。 建设单位 已经逐步开始 对锅炉进行低氮技术改造 （ 2 号炉的低氮燃烧环评审批已经通过，经过现场试验，目前 2 号炉在各种工况下 NOx 排放可达到 10 240340mg/Nm3， 满足本工程实施的前提条件， 1、 3 号炉的低氮燃烧改造工程环境影响报告表 已报送大庆市环境保护局评审 ） ， 低氮燃烧作为 本工程的前置处理工艺，低氮工艺处理后，烟气中 NOx 浓度 400mg/Nm3， 再经由 SCR 单元处理，可使 NOx 出口浓度 200mg/Nm3。 目前 油田热电厂 3 670 t/h 锅炉烟气 中的 烟尘浓度均较高， 不能达到 火电厂大气污染物排放标准 (GB132232011)中的相关限值要求 。 11 二、建设项目所在地自然环境社会环境简况 自然环境简况（地形、地貌、地质、气候、气象、水文、植被、生物多样性等） 地理位置 工程建设地点位于大庆市 龙凤区 。 地理坐标为 N46333.67， E125359.36。 地形地貌： 工程所在地属于松嫩平原腹地，无山岭，地势平坦开阔，局部地势低洼可形成季节性泡沼。 水文： 评价区内无天然河流经过，属于积水闭流区。 地质构造上属松辽盆地的一部分，处于松辽中断陷中央拗陷期东部，地下水资源丰富，部分地区 2m 一下可见浅水层潜水，在深度 100 180m 的第三系泰康组为主要含水层。 气候概况 ：建设工程所在地区属寒温带大陆干旱气候，冬季漫长而寒冷干燥，夏季短促而温热多雨，春秋两季季风交替，气温变化急剧，多风沙。 土壤和植被： 区域内成土母质为第四纪沉积物，土壤种类主要分五种，分别为砂土、黑钙土、草甸土、盐土、碱土。本地区土壤主要为砂底草甸黑钙土，母质为黄土状粘质沉积物，底土层为砂。 社会环境简况（社会经济结构、教育、文化、文物保 护等） 龙凤区位于黑龙江省西部、大庆市东部，是大庆中心城的 “三颗星 ”之一，东部与大庆高新技术产业开发区隔路相望，西邻大庆石油管理局采油二厂、四厂，北靠大庆市人民政府，南与安达市接壤。龙凤区地域广阔，共分龙凤、卧里屯、兴化三个区块。下辖一镇 龙凤镇，面积 410 平方公里，人口 20 万， 其中，农村人口 2.3 万，现有耕地面积 4.5 万亩，草原面积 10.3 万亩，荒水面积8.8 万亩。 辖区内有大庆石化总厂、大庆石化公司等中直、省直、市直企业 38 家，其中大庆石化总厂已成为我国重要的石化产品生产基地之一。 龙风区以盛产玉米 、大豆、蔬菜著称。可利用草原面积 3.6 万亩，是发展畜牧业的天然牧场；自然水域面积大，茂盛的芦苇有利于发展造纸工业，可养鱼水面达 4380 亩，每年都提供着 10 余种淡水鱼。 工程附近 无自然保护区、文物古迹和名胜等需要特殊保护的环境目标。 12 三、环境质量状况 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、地面水、地下水、声环境、生态环境等） 根据大庆市环境例行监测资料，区域环境质量情况如下。 （ 1）环境空气质量现状。 根据大庆市环境现状监测数据，大庆城区环境空气中二氧化硫年均浓度为12g/m3，日均浓度范 围为 3 37g/m3；二氧化氮年均浓度为 15 g/m3，日均浓度范围为 3 47 g/m3；可吸入颗粒物 （ PM10） 年均浓度为 56g/m3，日均浓度范围为 4 49 mg/m3，年均值达到国家二级标准。 （ 2）声环境质量现状。 项目所在地声环境状况良好，区域环境噪声能满足声环境质量标准 GB 3096 2008 中的 2 类标准要求，昼间为 5255 dB（ A），夜间在 4045 dB（ A）。 主要环境保护目标（列出名单及保护级别） 工程周围主要环境保护目标为 西北 约 1000m 的 东光村 。环境保护目标见 表3-1，附图 2。 表 3-1 环境保护目标 保护目标 人员 方位 距离 (m) 保护级别 东光村 1500 人 （与 电厂 ） NW 1000 环境空气质量标准（ GB 3095 2012）二级 声环境质量标准（ GB30962008） 2 类 13 四、评价适用标准 环境质量标准 1环境空气质量标准（ GB 3095 2012）二级 污染物名称 平均 时间 二级标准 浓度单位 NO2 24 小时 平均 80 g/m3 TSP 24 小时 平均 300 SO2 24 小时 平均 150 2 声 环境质量标准（ GB 3096 2008） 2 类 类 别 适用区域 昼 间 夜 间 2 类 居住、商业、工业混杂区 60 dB（ A） 50 dB（ A） 污染物排放标准 1建筑施工场界环境噪声排放标准（ GB 12523 2011） 昼 间 dB（ A） 夜 间 dB（ A） 70 55 2工业企业厂界环境噪声排放标准（ GB 12348 2008） 2 类 类 别 适用区域 昼 间 夜 间 2 类 厂界外声环境功能区类别为 2 类区 60 dB（ A） 50 dB（ A） 3.火电厂大气污染物排放标准 (GB132232011) 序号 燃料和热能转 化设施类型 污染物 项目 使用条件 限值 污染物排放监测位置 1 燃煤 烟尘 全部 30 烟囱或 烟道 二氧化硫 现有锅炉 200 氮氧化物 全部 200 总量控制目标 本工程为减排工程， 在低氮燃烧技术实施的基础上 工程实施后，将使 NOx 的排放量减少 4680t/a。 种类 原有污染物产生量 (t/a) 改造后污染物产生量 (t/a) 污染物增减量 (t/a) NOx 9360 4680 -4680 14 五、建设项目工程分析 5.1 工艺流程及产污 节点简述 5.1.1 施工期流程 施工 期主要为 设备的安装及相应的土建施工，主要施工内容为 对电厂现有 3 台670t/h 燃煤锅炉加装烟气脱硝装置， SCR 区的施工改造范围在锅炉房内，配套的液氨储存、气氨制备及供应系统建在目前正在建设的 300MW 机组锅炉脱硝氨站的预留场地上 。 5.1.2 运行期流程 空气通过换热器进入锅炉中燃烧， 产生的燃烧烟气进入 SCR 装置进行脱硝， SCR装置流程为 将氨气喷入燃煤锅炉产生的烟气中，含有氨气的烟气通过一个装有专用催化剂的反应器，在催化剂的作用下，氨气同 NOx 发生反应，转化成水和氮气。 脱硝后的烟气经除尘、脱硫后经烟囱排入大气。 5.2 主要污染工序 5.2.1 施工期 （ 1） 废水：施工人员产生 生活污水； （ 2） 固废：施工人员产生 生活垃圾、 拆卸下来的相关设备 。 5.2.2 运行期 （ 1）废气：锅炉燃烧产生的燃烧废气。 换热器 锅炉 SCR 装置 除尘、脱硫 空气 排放 本工程 新增 部分 15 六、项目主要污染物产生及预计排放情况 内容 类型 排放源 （编号） 排放物 名称 处理前产生浓度 及产生量（单位） 排放浓度及排放量 （单位） 大气 污染物 / / / / 燃煤锅炉 燃烧烟气 烟气量 23.4109m3/a SO2， 546mg/m3 12776.4t/a NOX， 400mg/m3 9360t/a 烟尘， 80.8mg/m3 1890.7t/a 烟气量 23.4109m3/a SO2， 546mg/m3 12776.4t/a NOX， 200mg/m3 4680t/a 烟尘， 80.8mg/m3 1890.7t/a 水污 染物 施工人员 生活污水 污水 57.6t COD 300 mg/L， 0.017 t 氨氮 30 mg/L， 0.0017 t 排入城市污水管网 最终进入东城区污水处理厂 固体 废物 施工人员 生活垃圾 1.8t 送城市 垃圾处理厂 施工现场 废旧设备 少量 送油田资产库 噪 声 其 它 主要生态影响 本工程为现有锅炉的技术改造工程，改造过程为在室内 对 燃烧器 等 相关组件进行 更换工作，没有新征土地，对周围的生态环境无影响。 16 七、环境影响分析 7.1 施工期环境影响分析 本工程施工期对环境的影响主要是 工作人员 产生的污水 、 生活垃圾 以及拆卸下的废旧设备 。 7.1.1 污水 施工期的废水主要来自施工人员产生的生活污水，本项目施工人员约 10 人，施工期约 180 天，产生的生活污水约 57.6t，施工人员统一安排食宿， 产生的生活污水集中 进入城市污水管网后进入东城区污水处理厂 。 7.1.2 固体 废弃物 本项目施工人员约 10 人，施工期约 180 天，产生的生活垃圾约 1.8t，工人员统一安排食宿，生活 垃圾依托 当地垃圾处理厂进行处理 ，不会对周围环境造成影响。 拆卸的废旧设备拉运至油田的资产库进行储存，不会对环境造成影响。 7.2 营运期环境影响分析 工程营运期环境影响主要是 锅炉燃烧的废气 。 7.2.1 废气 本工程使用褐煤 作为燃料 ，产生的污染物为 SO2、 NOx 和烟尘 。通过表 7-1可以 看出，锅炉改造后，将减少 NOx 排放量为 4680t/a， 能做到达标排放， 对区内的环境空气质量有一定的改善作用 ， 浓度为 200mg/m3， 污染物的排放 满足火电厂大气污染物排放标准 (GB132232011)中的相关要求。 表 7-1 改造前后锅 炉废气中污染物排放情况 污染物种类 原有污染物产生量 (t/a) 改造后 污染物产生量 (t/a) 污染物增减量 (t/a) SO2 12776.4 12776.4 0 NOx 9360 4680 -4680 烟尘 1890.7 1890.7 0 本工程在正常运行情况下 NOx 的排放可以满足国家相关标准的要求，但在非正常工况或者事故状态下（如氨泄漏、催化剂失效等情况），会导致烟气中的 NOx没有发生反应直接排放到大气中 。虽然这种工况持续时间较短，但对环境的影响却是不容忽视的。非正常工况下废气排放情况见表 7-2。 表 7-2 非正常工况下废气排放情况 工况 污染物 治理效率（ %） 排放量（ kg/h） 脱 硝 系统故障 NOx 0 1050 17 由此 计算出在事故排放的情况下污染物的最大小时浓度见表 7-3。 表 7-3 非正常工况下污染物最大落地浓度 工况 污染物 最大落地浓度 (mg/Nm3) 占标率 下风向距离（ m） 脱 硝 系统故障 NOx 0.045 18.68 1367 表 7-4 非正常工况下污染物最大落地浓度 敏感点 污染物 故障状态下 落地浓度 (mg/Nm3) 占标率 东光村 NOx 0.019 18.68 脱 硝 系统发生故障时， NOx 浓度贡献值 为 0.045mg/m3， 占标率为 18.68%，对敏感点东光村 浓度贡献值 为 0.019mg/m3。 为 此必须采取严密的防范措施尽可能杜绝非正常排放的发生，如一旦发生脱 硝 系统失效，应立即采取降低锅炉负荷、减少燃煤量，尽快组织停 机检修等措施，以避免脱 硝 系统失效对该区域环境空气的污染。 18 八、建设项目拟采取的防治措施及预期治理效果 内容 类型 排放源 （编号） 排放物 名称 防治措施 预期治理效果 大气 污染物 燃煤锅炉 燃烧废气 通过 SCR 改造 ，减少 NOx的产生量 从而减少 NOx 的排放量 减量 排放 水污 染物 施工人员 生活污水 排入生活污水管网后进入东城区污水处理厂 不会对环境造成影响 固体 废物 施工人员 生活垃圾 依托 当地垃圾处理厂进行 处理 不会对环境造成影响 施工场地 拆卸下的 设备 拉运至油田资产库进行存 放 噪声 其它 生态保护措施及预期效果 工程未新增占地，对周围生态环境未造成影响 。 19 九、结论与建议 9.1 施工期 环境影响 分析结论 本工程施工期的环境影响主要来自于施工 人员 产生 生活污水 、 生活垃圾 及拆卸下来的设备 等对环境的影响。 （ 1）施工期施工人员统一安排食宿， 产生的生活污水 经由污水管网进入东城区污水处理厂进行处理 。 对周围环境影响 较小 。 （ 2） 生活垃圾依托当地垃圾处理厂进行处理，不会对周围环境造成影响。 （ 3） 拆卸下来的废 旧设备拉运至油田资产库进行储存，不会对周围环境产生影响。 因此施工期对环境的影响是可以接受的。 9.2 运行期环境影响分析结论 本工程运行期的环境影响主要来 锅炉燃烧产生的 SO2、 NOX 和烟尘 。 本工程通过 增加烟气脱硝装置， 使 NOx 的产生量减少了 4680t/a， 烟尘减少了 减少了 NOx 的排放量，对周围空气环境质量有一定的改善作用。 9.3 环境保护投资 本工程的环保投资主要包括 新增 SCR 设备及配套工程的改造 。 表 9-1 环保投资一览表 序号 名称 投资 工程量 1 烟气脱硝改造 12491.7 万元 SCR 设 备及配套工程改造 9.4 项目竣工环保验收 建设项目竣工环境保护验收见表 9-2。 表 9-2 建设项目竣工环境保护验收指标 序号 名称 工程量 效果 1 烟气脱硝改造 SCR 设备及配套工程改造 减少了 NOx 的排放量 ，达到 火电厂大气污染物排放标准要求的 NOx 的排放限值为 200mg/ m3 9.5 综合 结论 本工程 为减排项目，通过对 3 台 锅炉的改造，减少了 NOx 的排放量 4680t/a，对区域环境空气质量改善会产生正面效应，在环保上是可行的。 建议建设单位加快除尘装置和技术的改造，在 2014 年 7 月 1 日前达到 国家要求的相关标准。 20 预审意见： 公章 经办人： 年