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1、4 技改工程分析4.1 项目来源山东金盛海洋资源开发有限公司4万吨/年海水苦卤提取硫酸钾及资源综合利用工程项目，于2009年3月开工建设，2012年2月竣工试生产，并相继通过了安全、消防、环保等验收。该项目现有2台75t/h次高温次高压煤粉锅炉，为生产工艺提供热源。由于在用热工程中，锅炉新蒸汽需经过减温减压才能使用，浪费了大量的能源。为综合利用锅炉蒸汽，节省减温减压设施投资，降低热能损失，现提出对2台煤粉锅炉进行技术改造、配套背压型汽轮发电机组项目方案，实现热电联产，降低成本。原有装置动力车间2台75t/h煤粉锅炉已配套锅炉房、除氧煤仓间、煤场、输煤系统、除灰渣系统、化水系统、锅炉排污系统、制
2、粉系统、除氧系统、换热站、工业水系统、消防水系统、海水脱硫系统、低氮燃烧器等，不需要改建。本项目新增2台B6-4.9/0.685背压型汽轮机、QFW62型发电机，建设和汽轮发电机组有关的生产及辅助设施、配套完善除尘、脱硫、脱硝工程等。该技改项目在公司原有动力车间区内实施，不需新征土地。该项目建设地点位于山东金盛海洋资源开发有限公司现有厂区内，目前主体工程基本建成，尚未投产。4.2 项目基本情况4.2.1 主要设备与环保设施技改主要设备与环保设施情况见表4.2-1。表4.2-1 拟建工程基本构成名称工程组成建设内容备注主体工程燃烧系统锅炉：2台75t/h煤粉锅炉。依托现有汽轮发电机组1台汽轮机：
3、B6-3.43/0.98，汽轮机额定功率6MW，额定进汽量93.6t/h，进汽参数3.43MPa/435，排汽参数0.98MPa/285。1台发电机：型号QF-6-2，额定功率6MW，转速3000r/min，额定电压10kV。新建除灰渣系统除灰采用气力除灰方式，除尘收集的灰由仓泵输送至灰库；炉渣采用干除渣机械输送方式，炉渣经冷渣器冷却后，由皮带输送机送至150m3的钢制渣库，灰渣储存方式，灰渣定期滨州市金水源航运有限公司综合利用。依托现有公用工程供水系统取用地表水，来自芦家河子水库依托现有化学水系统采用反渗透+混床工艺处理依托现有排水系统生活污水处理站1座，采用一体化生活污水处理设施，处理能力
4、200m3/d依托现有储运工程燃料来源来源山东、山西、河北等地的煤矿，供给有保障。依托现有原煤运输用煤通过汽车运输进厂，利用区域现有公路运输；厂内原煤由干煤棚经全封闭式结构的单路胶带输送机运至碎煤楼，送至锅炉除氧煤仓间依托现有原煤贮存原煤储场1座，储存能力1万t依托现有环保工程废气治理和排放系统除尘系统电袋除尘器，除尘效率99.97%，共3套改造脱硫系统海水脱硫系统一套，脱硫效率97%脱硝系统SCR脱硝，脱硝效率90%新建烟囱高120m，出口内径3m，安装烟气在线监测系统。依托现有废水系统生活污水通过厂内一体化生活污水处理设施进行处理，处理后的废水用于煤场洒水，不外排生产废水排出后进入海水池，
5、用作冲洗水依托现有噪声治理新增汽机房和脱硝泵房采取减震、隔声处理新建扬尘治理在煤场加喷淋装置、在一些卸煤口设锁气挡板、在碎煤机室加装除尘器、输煤各层均设置水冲洗装置依托现有固体废物灰渣进行出售，不留存依托现有4.2.2 拟建工程技术主要技术经济指标拟建项目建成后全厂主要经济技术指标见表4.2-2。表4.2-2 拟建项目建成后主要经济技术指标序号项 目单 位装机方案（275t/h+2B6MW）采暖平均非采暖期平均1设计热负荷t/h109.84105.43GJ/h328.8315.552汽机进汽量t/h1231183汽机外供汽量t/h109.84105.434汽机外供热量GJ/h328.8315.
6、555发电功率kw12000115006锅炉蒸发量t/h1291247发电年均标煤耗率kg/kw.h0.3138供热年均标煤耗率kg/GJ40.859综合厂用电率%1210年耗煤量t/a16315211汽机年供热量GJ/a231012012年发电量kwh/a842410413年供电量kwh/a741310414机组年利用小时数h720015劳动定员人1416热电比%76217全厂热效率%81.418新鲜水用量m310900819全年节约标煤量t/a3403320总投资万元293721环保投资万元9164.2.3 厂区平面布置本项目为节能改造项目，位于原有锅炉间、除氧煤仓间的东侧，本项目所需的办
7、公行政、交通、水源等设施均依托厂区内现有设施，不再另行建设。厂区内已有两台75t/h次高温次高压煤粉锅炉及配套系统，本项目拟在锅炉、除氧煤仓间的东侧建设两台6MW的背压机组。技改项目采用典型的三列式布置，汽机房布置在原有除氧煤仓间的东侧，配电室位于主厂房的东侧，由南向北依次布置电容器、10kV配电室、35kV升压站。现有静电除尘器位于锅炉房的西侧，本项目对其进行进行改造，改造为电袋式除尘器，新建脱硝系统布置在除尘器的东侧。现有脱硫系统位于主厂房的西北侧。具体平面布置见图4.2-1。4.2.4 工艺流程项目用水通过化学水处理，经除氧器、加热器送至锅炉。原煤经过输送机、除铁器除铁后送入破碎机破碎，
8、然后经输送机及电子皮带秤送到原煤仓，原煤仓内的原料煤通过给煤机加入磨煤机内，经机械研磨成煤粉，经粗细分离器后煤粉进入煤粉仓，由给粉机、一次风（经空气预热器预热）携带进入锅炉煤粉燃烧器，煤粉空气混合物喷入炉膛燃烧，炉膛中的烟气抽出后，经除尘器除尘后，由引风机通过脱硝塔、海水脱硫装置后经烟囱排空。煤粉在锅炉内转化为热能，被锅炉受热面吸收热量，热量通过水冷壁向炉水传热，产生蒸汽，蒸汽通过汽轮机、发电机后产生电能，经配电室，输送至厂区各装置；另一部分蒸汽通过减温减压器，经管道输送至厂区各装置。煤粉燃烧生产的滤渣经捞渣机送入渣斗内。拟建项目工艺流程图见图4.2-2。4.2.5 供热现状及设计热负荷4.2
9、.5.1 供热现状无棣油化工园区供热需求的企业有：山东金盛海洋资源开发有限公司、无棣汇泰化工有限公司磷化工厂，总用汽量约104.61t/h（采暖期），100.41t/h(非采暖期)。4.2.5.2 工业热负荷本次规划供热范围内的工业热用户有2家，分别为山东金盛海洋资源开发有限公司、无棣汇泰化工有限公司磷化工厂，热负荷具体情况见表4.2-3。表4.2-3 规划范围内的工业热负荷情况序号用热单位用汽参数（MPa/）热负荷采暖期非采暖期最大平均最小最大平均最小1山东金盛海洋资源开发有限公司钾肥厂0.5/22090.5676.9863.3986.9473.8960.862无棣汇泰化工有限公司磷化工厂0
10、.5/22032.527.6322.7531.226.5221.843合计123.06104.6186.14118.14100.4182.74.2.5.3 设计供热负荷 目前用汽单位的用汽压力均为0.5MPa，温度在220以下，所以将汽机的排汽参数选择为0.685 MPa（绝压），230。工业热用户的用汽均由汽机排汽提供，蒸汽负荷可满足生产工艺要求。考虑5%的管网损失，设计热负荷见表4.2-4。 表4.2-4 设计热负荷 用汽参数单位热负荷采暖期平均非采暖期平均0.6MPa/230t/h109.84105.43GJ/h328.8315.554.2.6 锅炉运行方式及蒸汽平衡拟建工程锅炉为2炉2
11、机运行。拟建工程建成后蒸汽仍采用母管制，蒸汽平衡见表4.2-5。表4.2-5 拟建工程投产后全厂蒸汽平衡表项目内容单位采暖期平均非采暖期平均5.30MPa蒸汽锅炉蒸发量t/h129124汽机进汽量t/h123118汽水损失t/h66锅炉负荷率%8682.70.6MPa蒸汽汽机供汽量t/h109.84105.43外供汽量t/h109.84105.434.2.7 供热方案技改项目建成后，在采暖期平均负荷时，锅炉满负荷；非采暖期锅炉负荷也达到了80%以上，汽机排汽全部对外供热，机组的运行经济。当汽轮机发生故障时，可以通过电厂设置的减温减压装置对外供热。4.2.8 燃料、脱硫剂及其余辅助材料分析4.2
12、.8.1 燃料及燃煤量项目用煤由神华煤炭运输公司供应，根据企业提供的煤质分析，煤质情况见表4.2-6。燃煤量表见表4.2-7。表4.2-6 工程煤质分析情况一览表序号名称符号单位设计煤种1碳C%542氢H%3.13氧O%4.94氮N%1.055硫S%0.456水分W%8.17灰分A%288挥发份V%269低位发热量Q dwKJ/Kg(Kcal/Kg)20570（4913）10灰熔点T1%1300T2%1350T3%1400表4.2-7 工程燃煤量一览表项目小时最大耗煤量日最大耗煤量年最大耗煤量采暖期非采暖期采暖期非采暖期耗量(t)23.222.3556.8535.2163152注：年运行300
13、d，每天24h，其中采暖期120d，非采暖期180d。4.2.8.2 脱硫剂工程采用采用“海水+电石渣喷淋塔脱硫”工艺脱硫工艺，脱硫剂与现有工程相同，电石渣外购自滨化集团公司，电石渣中氢氧化钙浓度29%，电石渣年用量为1.19万t。4.2.8.3 点火油成分分析及耗量情况电厂点火油及助燃燃料为0#轻柴油，消耗量为2t/次，企业在厂区北侧设置1个10m3的储油罐。点火油具体成分分析见表4.2-8。表4.2-8 点火油成分分析一览表成份工业基低位发热量硫分灰分机械杂质水分闪点凝固点恩氏粘度运动粘度含量41868KJ/Kg0.2%0.025%0.1%0.1%650以下1.2-1.67E3.0-83.
14、04.2.8.3 其它辅助材料消耗情况锅炉软化水来自于化水处理站，化水处理站内有盐酸、烧碱、液氨等化学品，各种辅助材料的存储方式及用量情况见表4.2-9。表4.2-9 其余辅助材料消耗表序号名称形态存储方式存储量（t）消耗量（t/a）1烧碱液体储罐5802盐酸液体储罐3653反渗透阻垢剂液体罐装1.554液氨液体储罐100.94.2.9 给排水4.2.9.1 给水水源与给水处理根据国家发改委发改能源2004864号文国家发展改革委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知：“在北方缺水地区，禁止开采地下水，严格控制使用地表水，鼓励利用城市污水处理厂的中水或其它废水。”技改工程同现有工程取水来源相
15、同，项目用水全部采用地表水，取自位于厂区南侧的芦家河子水库。技改项目采暖期新鲜水用水量为采暖期15.26m3/h，非采暖期为15.06m3/h，全年用新鲜水量为109008m3。4.2.9.2 水平衡拟建工程采暖期为2炉2机运行，非采暖期为1炉（1台75t/h锅炉）1机运行，水平衡见表4.2-10和图4.2-3。表4.2-10 拟建工程水平衡表 单位：m3/h序号项目新鲜水量二次水量回收水量消耗量外排量1化学水处理水8.7(8.5)115.5（113）124.2(121.5)002锅炉补水0117.7（115）117.7（115）003输煤系统冲洗水010104渣场防尘01.501.505煤场
16、洒水03.24（3.04）03.24（3.04）06灰库加湿水020207道路洒水010108生活用水0.0600.040.0209脱硫蒸发补水1.5001.5010冷却塔补水5005011总 计15.26(15.06)241.94(236.54)241.94(236.54)15.26(15.06)0注：括号内为非采暖期用水量，其中采暖期120d，非采暖期180d。4.3 技改工程主要污染物及污染防治措施4.3.1 废气根据现有工程分析，企业现有自备锅炉目前采取的废气处理措施见表4.3-1。表4.3-1 现有锅炉废气处理措施污染源污染物名称处理措施处理效率排放参数锅炉烟气SO2海水脱硫湿法工艺
17、90%H120mD3mt=50NOx空气分级型低氮燃烧器30%烟尘除尘器与海水湿法工艺99.5%根据现有锅炉验收监测情况，锅炉烟气排放能够满足锅炉大气污染物排放标准（GB13271-2001）表1二类区时段和表2全部区域时段标准要求。技改项目建成后，废气排放需执行山东省火电厂大气污染物排放标准（DB37/6642013），现有治理措施不能满足标准要求。技改工程新增锅炉烟气脱硝治理措施，并对现有脱硫、除尘措施进行改造，以满足标准要求。4.3.1.1 废气治理措施公司现有275t/h煤粉炉采用“电除尘+海水脱硫+电石渣喷淋塔”治理措施，脱硫工艺主要由海水供排系统、烟气系统、吸收系统、曝气处理系统、
18、电石渣液制备及投加系统组成。1、除尘系统改造（1）目前排放情况粉尘现有排放浓度为33mg/Nm3，根据山东省火电厂大气污染物排放标准（DB37/2372-2013）要求，排放浓度要求小于20mg/Nm3，需对电除尘器进行改造。（2）主要改造内容将现有三电场除尘器进行改造，保留一电场，将二、三电场的极板、电晕线拆除，改造更换为布袋，并对壳体改造，增设内旁路，改造完成后电袋除尘器的除尘效率可达99.97%，排放浓度小于10mg/Nm3。2、脱硫系统改造（1）目前排放情况二氧化硫现有排放浓度为208.2mg/Nm3，原排放标准为900mg/Nm3，根据山东省火电厂大气污染物排放标准（DB37/237
19、2-2013）要求，排放标准为100mg/Nm3，需降低现有燃煤煤质并对脱硫工艺进行改造。（2）主要改造内容 改造电石渣浆制备系统，保留电石渣溶解配置池和电石渣浆液存储箱，为保证提高掺加量后电石渣浆的储存时间，新增一座电石渣浆液存储箱，同时更换电石渣浆液输送泵。石渣浆液存储箱尺寸：LBH3.2m4.5m，有效容积：30m3，增加后，两个浆液存储箱合计储存时间：12h。增加脱硫系统电石渣用量，使pH由8.2提高到9.5，保证脱硫液气比不小于9。经计算脱硫装置设计煤种的含硫量为1.08%时，需掺加电石渣（按有效成分60%）1.65t/h。 脱硫塔改造，由空塔喷淋改为增加填料（聚丙烯环）喷淋，增加喷
20、淋的吸收效率。 现脱硫海水泵三台一开两备，改为两开一备，增加脱硫剂量（海水）循环量，脱硫海水量总共为5000m3/h，设计采用喷淋海水量为2000m3/h，中和海水量为3000m3/h。脱硫除尘系统主要设计数据对比见表4.3-2。表4.3-2 脱硫除尘系统主要设计数据对比表序 号项 目单 位改造前改造后1FGD脱硫率%90972FGD烟气SO2排放浓度标准mg/Nm32501003FGD出口烟尘最大排放浓度mg/Nm3112204系统阻力Pa100010005脱硫装置可用率95956系统运行电耗kWh455.6459.67脱硫用海水m3/h200020008中和用海水m3/h300030009
21、电石渣消耗量t/h0.7851.6510计算锅炉SO2排放浓度mg/Nm33500220011计算脱硫后SO2排放浓度mg/Nm317533.73、脱硝工艺由于锅炉排放NOx浓度较高，考虑到SCR运行成本，并结合埕口盐化公司的场地建设条件，本烟气脱硝采用LNB（低NOx燃烧）+SCR烟气脱硝技术。本工程已设有氨站，不再另外考虑。（1）低NOx燃烧（LNB）（现有）低氮燃烧器技术设计用于控制每一个燃烧器的燃料和空气的混合，燃料和空气分级送入燃烧设备，其特点在于降低初始燃烧区域内的氧浓度，从而也相应的降低火焰峰值温度，达到了较少NOx的形成目的。技改项目锅炉内利用高位燃尽风或一、二次风偏斜来降低燃
22、烧器区域炉膛中央的过剩空气系数，并通过燃烧器实现煤粉早期的、强烈快速着火，最大化将燃料中的氮析出成为具有还原性的挥发分氮，抑制与还原已生成的NOx，这是现代低NOx燃烧技术的核心理念。首先将炉内大空间整体作为对象，通过炉内射流合理组合及喷口合理布置，炉膛内中心区形成具有较高温度、较高煤粉浓度和较高氧气区域，同时炉膛近壁区形成较低温度、较低CO和较低颗粒浓度的区域，使在空间尺度上中心区和近壁区三场(温度场、速度场及颗粒浓度场)特性差异化。在锅炉整体效率不降低的同时，实现NOx排放浓度不大于300mg/Nm3。（2）选择性催化还原技术（SCR）在众多的脱硝技术中，选择性催化还原法（SCR）是脱硝效
23、率最高，最为成熟的脱硝技术。SCR系统包括催化剂反应室、氨储运系统、氨喷射系统及相关的测试控制系统。SCR工艺的核心装置是脱硝反应器，有水平和垂直气流两种布置方式。在燃煤锅炉中，烟气中的含尘量很高，一般采用垂直气流方式。 SCR脱硝反应器及钢支架布置改造方案本工程锅炉出口至除尘器之间的距离很小，SCR脱硝反应器及钢支架高位布置在锅炉出口与除尘器之间，避开锅炉出口烟道及支架、除尘器及入口烟道喇叭口，并确保锅炉与除尘器间消防通道的畅通。SCR脱硝反应器进出口烟道分别由炉前锅炉尾部竖井引接至炉后反应器进出口。因烟道水平距离较长，需要在进口烟道和反应器出口等易积灰的位置设置排灰斗，通过新增输灰仓泵将烟
24、道积灰送至电厂原输灰系统。（3）空预器改造 一级空预器移位改造根据锅炉本体热力计算结果，本工程SCR脱硝装置烟道引出/引入口合适的位置在一级省煤器和一级空预器之间。由于锅炉尾部竖井各受热面布置比较紧凑，现有尺寸无法满足脱硝装置烟道引出/引入口的布置要求，根据本工程SCR脱硝改造的实际情况，投标方推荐将一级空预器及支撑梁下移，压缩一级空预器与二级省煤器间的距离，加大一级省煤器和一级空预器间的距离，已满足脱硝装置烟道引出/引入口的布置要求。一级空预器下移后，需要相应改造一级空预器进口和出口热风道，以满足一级空预器改造后的锅炉送风要求。 空预器管箱镀搪瓷改造由于脱硝后烟气中水蒸汽含量增高，将造成烟气
25、水露点提高，为避免空预器低温腐蚀及脱硝时可能产生的NH4HSO4沉积在空预器管壁表面所造成的腐蚀，投标方在不提高排烟温度的基础上，将空预器低温段管箱更换为搪瓷管，以防止低温露点腐蚀和严重积灰。（4）省煤器改造 根据锅炉厂提供热力计算结果：一级省煤器出口烟温计算值393偏高。当锅炉运行工况或负荷与设计条件有偏差时，可能造成SCR反应器入口烟温超过允许运行的最高烟温430，从而造成催化剂烧结失活。鉴于此，投标方建议对一级省煤器和二级省煤器受热面进行改造，适当增加一级省煤器受热面，减小二级省煤器受热面，将SCR反应器入口烟温降低到370较为适合。关于省煤器的改造，建议根据业主方提供的多负荷、多工况运
26、行实测值，经综合评估后再确定改造方案。（5）送、引风机改造本次脱硝改造后，初步估计烟气压损将增加1200Pa左右，增加的烟气压损将由引风机承担，本次方案按对原引风机叶轮进行切削改造，暂不考虑更换电机。（6）输灰系统改造由于脱硝装置进口和出口烟道水平段较长，为防止锅炉低负荷运行时，脱硝反应器进口烟道和反应器出口烟道积灰，投标方在进口烟道和反应器出口等易积灰的位置设置排灰斗。灰斗排灰通过本次改造新增仓泵输送到电厂现有输灰系统，通过输灰管道进入灰库。如条件许可，也可考虑将上述脱硝改造新增灰斗排灰通过锁气器和螺旋输送机输送到锅炉渣仓。（7）其他管道改造将对本次与脱硝改造碰撞和冲突的其他管道和设施进行改
27、造。原则上以满足锅炉和脱硝装置的正常运行要求为准，尽量减少脱硝改造对电厂原有设施的影响，尽量利用电厂原有设施，降低脱硝改造工程费用。（8）脱硝催化剂项目锅炉脱硝装置计划每台填装钒钛类催化剂三层53m3，使用寿命为3年，待使用寿命末，由生产厂家回收，并更换新的催化剂。（9）还原剂的选择液氨和尿素两种还原剂储存制备系统中，液氨方案市场占有率最高，其次是尿素热解方案。使用尿素制氨的方法最安全，但是其投资、运行总费用较高；纯氨的运行、投资费用较低，但是纯氨的存贮需要较高的压力，安全性要求较高。目前液氨法应用最广泛，由于其贮运量小，有利于布置，同时考虑到国外应用的情况和电厂较高的管理水平，液氨系统拟作为
28、本工程的首选方案。3、脱硝系统设计参数烟气脱硝装置须满足机组正常运行负荷要求，能适应35100%ECR范围的负荷波动。为达到50mg/Nm3的NOx控制目标，脱硝系统设计参数和性能要求见表4.3-3。表4.3-3 设计基准与性能要求项目内容单位数据备注ECO出口烟风参数75t/h锅炉台2额定负荷烟气量Nm3/h150000给煤量t/h11.125烟气温度36835%负荷约290污染物浓度基准NOx排放浓度mg/Nm3650SO26%O2，干基L/L1402高限约SO36%O2，干基L/L11高限约飞灰浓度g/Nm358.5最高约60.3设计性能NOx控制目标mg/Nm3100SCR入口NOx浓
29、度mg/Nm3400SCR改造后NOxmg/Nm350SCR脱硝效率%88NH3逃逸L/L3SO2/SO3转化率（含备用）%1.0SCR装置的烟气温降98装置年利用小时h72004.3.1.2 废气排放情况根据技改工程的燃煤量、煤质成分以及环境影响评价工程师职业资格登记培训系列教材-火电建材中锅炉烟气及污染物计算公式。（一）锅炉烟气污染物计算根据环境影响评价工程师职业资格登记培训系列教材-火电建材，锅炉烟气及污染物计算公式如下：1、锅炉烟气中烟尘的排放量按下式计算：式中：MA烟尘排放量，kg/h；B 燃煤量，kg/h(见表4.2-5)；c 除尘系统除尘效率，取99.97%；Aar燃料收到基灰分
30、，取28%(设计煤种)；q4 不完全燃烧损失系数，取4%；Qnet.ar 燃煤低位发热量，20570kJ/kg(设计煤种)；afh 锅炉烟气带出的飞灰份额，取0.6。2、二氧化硫式中：B燃煤量，kg/h(见表4.2-5)；q4不完全燃烧损失系数，取4%；s脱硫效率，取97%；Sar燃料中全硫分的百分数，拟建工程燃煤含硫量取0.45%(设计煤种)；K硫转换系数，取0.8。3、NOx的排放情况按照山东金盛海洋资源开发有限公司自备电厂烟气脱硝技术方案，锅炉氮氧化物产生浓度为100mg/Nm3，本次环评以此作为计算依据。技改后锅炉废气污染物产生及排放情况详见表4.3-45。表4.3-4 大气污染物产生
31、及排放情况项目废气排放量(Nm3/h)主要污染物产生值排放值年排放量(t/a)烟囱高度/出口内径(m)mg/Nm3Kg/hmg/Nm3Kg/h设计煤种采暖期143157.68SO21122.85154.1433.74.8213.89120/3.0烟尘27791.911234.88.41.203.46NOx400164.9507.1620.61非采暖期137604.15SO21122.85150.233.74.6420.03烟尘27791.93749.658.41.164.99NOx40055.04506.8829.72注：采暖期120d，非采暖期180d。表4.3-5 污染物排放达标情况污染物
32、执行标准实际排放浓度(mg/m3)允许排放浓度(mg/m3)达标情况SO2山东省火电厂大气污染物排放标准（DB 37/ 6642013）表2标准33.7100达标烟尘8.420达标NOx50100达标由上表可见，技改后锅炉烟气污染物排放浓度可以满足山东省火电厂大气污染物排放标准（DB 37/664-2013）表2标准要求。锅炉废气污染物排放量分别为SO2：33.9t/a、烟尘：8.5t/a、NOx：50.3t/a4.3.2 废水4.3.2.1 废水污染物产生情况拟建项目废水主要为化水处理车间废水、锅炉排污水和生活污水，废水产生情况见表4.3-6。表4.3-6 废水污染物产生情况一览表产生环节产
33、生量（m3/a）污染物产生浓度（mg/L）COD氨氮SS锅炉排污水14976508化水车间浓盐水468006010生活污水345635035200合计65232技改项目废水产生量为65232m3/a，COD和氨氮产生量分别为4.8t/a和0.12t/a。4.3.2.2 废水综合利用情况工程所产生的生产废水主要为化水站含盐废水、锅炉排污水。根据水平衡图，生产废水全部回用于煤场洒水、干灰打湿水等，生活污水排入现有污水处理站处理后，回用于煤场洒水。4.3.3 固废治理及排放4.3.3.1 固废产生量技改工程固体废物主要为锅炉灰渣和生活垃圾。海水脱硫夹带的少量烟尘及添加电石渣产生的石膏，将随同海水在制
34、盐过程中不断析出在制盐池底部，定期随同现有盐泥清出后统一处理，本次评价不再考虑。固废产生情况见表4.3-7。表4.3-7 固废产生量一览表 单位： t/a运行锅炉灰量渣量生活垃圾合计275t/h锅炉29776.319857.64.249638.14.3.3.2 固废处置情况工程产生的锅炉灰渣均为生产建材的优质辅料，倍受当地建材生产行业的欢迎，工程全部灰渣均由滨州市金水源航运有限公司综合利用。生活垃圾由当地环卫部门统一处理。固废全部综合利用和妥善处理是有保障的。4.3.4 噪声源及治理措施工程针对各噪声源产生的机理，分别采取了加设消声器、隔声罩以及对安装高噪声设备的建筑物进行隔声降噪、减振基础等
35、治理措施，对厂界声环境的保护起到了积极的作用。工程主要设备运行噪声水平见表4.3-8。表4.3-8 技改工程主要新增设备噪声情况位置主要噪声源台数噪声级dB(A)降噪措施降噪后噪声级dB(A)汽机房汽轮机190减振、隔声75发电机190减振励磁机180减振、隔声脱硝系统泵房循环泵695减振、隔声75真空泵295减振4.4 技改前后主要污染物排放技改前后主要污染物排放变化见表4.4-1表4.4-1 技改前后主要污染物排放变化表类别污染物现有工程技改工程变化量废水废水量（m3/a）000COD（t/a）000氨氮（t/a）000废气SO2（t/a）226.833.9-192.9NOx（t/a）386.650.3-336.3烟尘（t/a）368.5-27.54.5 全厂污染物排放汇总拟建项目建成后，全厂主要污染物排放汇总见表4.5-1。表4.5-1 全厂主要污染物排放汇总一览表类别COD（t/a）废气排放量（t/a）SO2NO2烟（粉）尘硫酸钾项目硫酸钾0003.07技改热电033.950.38.5技改后全厂033.950.38.5现有全厂0226.8386.639.07排放增减量0-192.9-336.3-27.5总量指标/33.950.3/
