《华能新华发电有限责任公司1330MW机组脱硝技改工程环境影响报告书.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《华能新华发电有限责任公司1330MW机组脱硝技改工程环境影响报告书.doc（88页珍藏版）》请在三一办公上搜索。
1、建设项目环境影响报告表项目名称：华能新华发电有限责任公司1330MW机组脱硝技改工程 建设单位（盖章）：华能新华发电有限责任公司 编制日期：2013年11月黑 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
2、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。黑龙江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B17140030300B17140002张建华环境监测高 工B17140040300杨士林环境工程副教授B17140010400B17140012刘忠华环境工程工程师B1714
3、0060400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B17140007500B17140014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玄立春环境工程工程师B17140013项目名称：华能新华发电有限责任公司1330MW机组脱硝技改工程环评文件：华能新华发电有限责任公司1330MW机组脱硝技改工程环境影响
4、报告表项目类别：技术改造委托单位：华能新华发电有限责任公司编制单位：黑龙江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杨士林副教授审定B171400
5、10400建设项目基本情况项目名称华能新华发电有限责任公司1330MW机组脱硝技改工程建设单位华能新华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新华电厂联系电话13069659848传真邮政编码163000建设地点华能新华发电有限责任公司新华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2014.71、项目建设意义及必要性新华电厂1330MW机组配套哈尔滨锅炉厂生产
6、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，新华电厂1330MW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，新华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
7、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。黑龙江大学受该项目业主华能新华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250MW机组（#1、#2），于1973年投产，2003年退役；二期工程装设2100MW机组（#3、#4），于1976年投产，其中
8、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1200MW机组（#5），于1979年投产；四期工程是通过“以大带小”，即以1330MW亚临界参数机组（#6）替代250MW（#1、#2）和1100MW（#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 厂区地理位置华能新华发电有限责任公司位于黑龙江省大庆市西南部，行政区划属大庆市管辖，距大庆市中心区约70km。厂址东邻通
9、辽至让胡路铁路线；距电厂东北的新华屯车站2.5km。厂址附近村镇较少。本项目SCR 脱硝装置区位于#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。氨公用区拟建在新华电厂厂区内，拟建氨区东侧为柴油储罐、双达公司驻新华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，其余位置皆为空地。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的新华电厂家属区，满足167.6m的安全间距。本项目地理位置见附图1，氨区在厂区内位置见附图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
10、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）12001330锅炉蒸发量（t/h）167011018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（%）99.599.7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（%）6060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）120180出口内径（m）4.55.0冷却水方式三、四期均采用循环冷却供水方式。水源取自新华湖废水处理设施
11、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）65.05.31269.3/1186.81.0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）17800160200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：华能新华发电有限责任公司1330MW机组脱硝技改工程建设性质：技术改造建设地点：华能新华发电有限责
12、任公司厂内建设单位：华能新华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1330MW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）烟气脱硝装置。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烟气脱硝装置。采用选择性催化还原烟气脱硝技术（SCR）高含尘布置方案，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
13、，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烟气脱硝装置。SCR烟气脱硝装置以液氨为还原剂，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新华发电有限责任公司1330MW机组脱硝技改工程建设单位华能新华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1330MW改造工程内容对现有1330MW机组改造低氮燃烧系统和增加选择性催化还原法脱硝装置，采
14、用SCR工艺，高尘布置方式，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%。新建脱硝设施布置在脱硫设置后侧，预留脱硝场地可满足脱硝布置要求表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22稀释风机离心式，空气量2800Nm3/hr，压升：5000Pa，功率：25kW台33相应管道及其附件套2二烟道系统1膨胀节个82烟道t2353导流板t20三SCR系统1催化剂蜂窝式m32712NOx/O2分析仪套63SCR入口烟气压力变送器台44稀释空气压力变送器台25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
15、2阀门随主设备供货套13控制设备随主设备供货套14DCS控制装置随主设备供货套15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12液氨蒸发器台23气氨缓冲罐座22.2.3 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、原设计的燃烧器布置以及顶部2层燃尽风室的布置，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4205
16、90 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米的位置布置2组4层刚性预置反切8的SOFA分离式燃尽风，占燃烧总风量的2530%左右；更换该位置的角部水冷壁管屏，增设燃尽风风箱、挡板风门、风道等；燃尽风
17、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置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，在炉膛的纵向空间尺度以及水平空间尺度上的相
18、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置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、脱硝装置系统及设备能力按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、采用高尘布置方式，脱硝反应器系统位置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，脱硝装置可用率不小于98%，服务寿命为20年；催化剂化学寿命不小于24000h（脱硝
19、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置，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
20、（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置（AIG）喷入温度为280420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 4N2 + 6H2O2NO2 + 4NH3 + O2 3N2 + 6H2O6NO2 + 8NH3 7N2 + 12H2O副反应主要有：2SO2+O22SO3上述脱硝反应是在反应器内进行的，反应器布置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
21、有氨注入装置和导流板，为防止催化剂被烟尘堵塞，每层催化剂上方布置了吹灰器。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。脱硝系统布置SCR烟气脱硝系统采用高尘布置方式，即SCR反应器布置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置，一套SCR烟气脱硝装置包括催化剂系统、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
22、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t0.11每天液氨的消耗量t2.2每年液氨的消耗量t440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。（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。脱硝装置的氨逃逸率为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置。2.4 公用工程（1）给排水及消防本项目
23、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新华湖，枯水时靠提取地下水补给。新华湖位于厂区东南约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。根据哈尔滨工业大学大气华能新华发电有限责任公司“以大代小”（1330MW）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新华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
24、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。工艺水喷淋水进水101.38.095.3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
25、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
26、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）通风氨存储罐间设置事故通风装置，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置联锁。若氨存储间有敞开的氨液槽时，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置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
27、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进出口烟道布置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，在主机控制室设置单独SCR操作员站进行控制。脱硝新增区域增设工业电视监视
28、，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。脱硝部分设置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 总平面布置本项目新增占地主要为氨公用区，氨区位于华能新华发电有限公司厂区内原有预留
29、地，布置于厂区东南端养殖场附近的空地上，占地2400m2。SCR烟气脱硝装置布置在除尘器入口烟道上方，不新增占地。氨共用区布置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，经济合理的布置原则，并符合防火规范的要求，由北向南依次排列。本项目在厂区内位置见附图2，氨区平面布置见附图3。氨区布置在厂区西南侧煤场附近的空地上，本项目氨区拟建在新华电厂厂区内，拟建氨区东侧为柴油储罐、双达公司驻新华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，其余位置皆为空地。氨区占地约2400m2。电厂脱硝改造项目的厂区总平面规划布置详
30、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
31、计2014年7月前完成整个工程施工，达到试生产条件。与本项目有关的原有污染情况华能新华发电厂现有1330MW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置除尘效率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）及关于华能新华发电厂1330MW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/
32、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
33、为灰渣（17.8104t/a）、脱硫石膏（2.9104t/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排气阀门等。项目通过选用低噪声设备并置于设备间中，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
34、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，确保华能新华发电有限责任公司#6机组NOx排放浓度小于100mg/m3，本项目拟对1330MW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自然环境简况（地形
35、、地貌、气候、气象、水文、植被、生物多样性等）1地理位置大庆位于黑龙江省西南部，地处东经12521北纬4624。大庆处于哈尔滨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新华电厂院内，行政区划属大庆市管辖，距大庆市中心区约70km，地理位置图见附图1。2地形地貌与地质结构项目所在地地貌类型属松花江、
36、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
37、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。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
38、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
39、，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）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
40、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
41、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
42、）二级标准水平，且有较大环境容量。2、地表水本项目所在区域主要地表水体为新华湖。根据黑龙江省地面水环境质量功能区划分和水环境质量补充标准（DB23/485-1998）及大庆市地表水环境质量功能区划分（庆政发200020号），新华湖无水体功能区划。现主要作为华能新华电厂冷却循环水源，参考执行地表水环境质量标准（GB3838-2002）中类标准。根据常规监测数据，新华湖水环境质量现状较好，可达到类水体环境质量要求。3、声环境项目所在区域声环境质量较好，其声环境质量现状满足声环境质量标准（GB3096-2008）中规定的2类标准要求。主要环境保护目标（列出名单及保护等级）本评价区内无国家、省、市级自
43、然保护区及重点文物保护对象，无重要旅游景点。项目周围环境敏感点为住宅、学校。因此，本项目环境保护直接目标为住宅、学校等环境敏感点，间接保护目标为项目所在区的环境空气质量和声环境质量以及新华湖水环境质量，保护该地区的良好环境。根据本项目具体建设情况，确定环境保护目标见表5。表5 与本项目有关的环境敏感目标情况一览表环境要素保护目标名称方位距装置最近距离（m）人口环境功能环境空气、声环境电厂职工居民区脱硝氨区北侧6001500户/4700人环境空气质量标准（GB3095-2012）二级标准声环境质量标准（3096-2008）2类区地表水新华湖厂区东南1000地表水环境质量标准（GB3838-2002）类 评价适用标准环境质量标准一、大气环境质量标准大气环境质量执行环境空气质量标准（GB3095-2012）中的二级标准，氨气执行工业企业设计卫生标准（TJ36-79）中一次最高容许浓度，具体标准部分限值见表6。表6 大气环境质量标准部分限值（g/m3）项目名称SO2NO2COO3PM10PM2.5NH3年平均60404日最大8小时平均160357024小时平均1508010751501小时平均500200160200最高容许浓度（一次）0.2二、地表水环境质量标准本项目所在区域主要水体执行地表水环境质量标准（GB3838-2002）中的类标准，见表7。表7 地表水环境质量标准部
