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1、特变电工能源动力分公司二期1130吨CFB锅炉+112MW背压机组供热项目环境影响报告书简本建设单位：特变电工股份有限公司能源动力分公司评价单位：新疆化工设计研究院有限责任公司二一五年五月特变电工能源动力分公司二期1130吨CFB锅炉+112MW背压机组供热项目环境影响报告书简本编制说明特变电工能源动力分公司二期1130吨CFB锅炉+112MW背压机组供热项目于2015年1月委托新疆化工设计研究院有限责任公司承担项目的环境影响评价工作，2015年4月评价单位完成项目的环境影响报告书编制，即将报送环境保护行政主管部门审批。按环境影响评价公众参与暂行办法（环发200628号）和关于切实加强风险防范
2、严格环境影响评价管理的通知（环发201298号）的有关规定，现向公众公开其有关环境保护信息。简本内容依照环境保护部“关于发布建设项目环境影响报告书简本编制要求的公告”（公告2012年第51号）要求进行编写。目录1 项目概况- 1 -1.1 工程概况- 1 -1.2 建设项目基本情况简介- 2 -1.3 工程分析- 7 -2 建设项目周围环境现状- 10 -2.1 环境质量现状调查及评价结论- 10 -2.2 评价范围- 10 -3 建设项目环境影响预测及拟采取的主要措施与效果- 12 -3.1 主要污染源分析- 12 -3.2 本项目污染源强汇总- 20 -3.3 污染防治措施分析及其技术、经
3、济论证- 22 -3.4 建设项目评价范围内的环境保护目标分布情况- 24 -3.5 主要环境影响及其预测评价结果- 25 -3.6 环境管理、环境监控及验收计划- 27 -4 公众参与- 30 -4.1 公众参与的方式- 30 -4.2 调查对象- 30 -4.3 全过程公众参与- 30 -4.4 公众意见调查处理结果- 36 -4.5 公众参与结论- 36 -5 环境影响评价结论- 37 -1 项目概况1.1 工程概况 1.1.1 建设地点新疆昌吉市特变电工股份有限公司能源动力分公司现有厂区内。1.1.2 建设项目背景特变电工股份有限公司能源动力分公司（以下简称能动公司）位于特变电工总部所
4、在地新疆昌吉市，主营业务是保障生产用汽（主要是园区内变压器厂、线缆厂、集团公司生产线用汽及对外供汽）、夏季制冷用汽及冬季内外部的采暖供热。目前安装有2台29MW热水锅炉（已停用）、2台25t/h的链条蒸汽锅炉非采暖期供应蒸汽（一备一用）和1台130t/h循环流化床锅炉+1台12MW背压汽轮发电机组采暖期供热，现状供热面积约100万m2，年累计生产蒸汽20万吨。2014年3月能动公司获得了昌吉市政府颁发的“城市集中供热”特许经营许可证，经营内容包括城市集中供热、供热管网建设、供热设施维护与管理，能动公司发展成为除了保障特变电工总部水、电汽、暖生产供给，还承担对昌吉州、市政府接待中心、武警总队昌吉
5、教导大队、社会住宅小区等外部用户提供热源服务业务。随着公司智能电网科技园和森林花园二期、昌吉市华洋上城小区的启动建设，供热市场的增长将超过能动公司供给能力，若考虑在此期间其它可能新增供暖和工业用汽项目缺口将进一步增加。能动公司不但承担集中供热，还为电线电缆、智能开关生产车间供应生产用汽，尤其是750kV特高压产品，关系到国内、国际重大装备项目的质量和工期，关系到中国制造在国际上声誉，关系到特变电工品牌的美誉度。特别是在冬季采暖期间高负荷工况连续运行，一旦一期130 t/h循环流化床锅炉运行期间发生机械故障被迫停运，紧急抢修恢复运行至少需要3- 7天时间，存在极大的安全风险，一旦发生机械设备事故
6、，在极端情况下供热管网发生冻裂事故，将造成极大的经济损失和恶劣的社会影响。根据特变电工股份有限公司的要求，以着力规划设计“十三五”迅速做大、做强城市供热市场为方向，提前谋划布局，提前做好能源动力公司可持续发展的硬件平台，为特变电工股份有限公司在“十三五”的发展创造有利条件，根据预计新增的热负荷状况以及解决目前存在的安全隐患，特变电工股份有限公司能源动力分公司决定进行二期工程建设，计划增设1130t/h中温中压循环流化床锅炉+112MW背压发电机组。本项目建成后，将在现有基础上新增158.08万的供热能力，即使一台锅炉发生故障停运，另外一台锅炉满负荷运行，通过控制热网运行参数，完全可以确保供热管
7、网的安全。根据中华人民共和国环境影响评价法和中华人民共和国国务院令第253号建设项目环境保护管理条例的有关规定，评价单位自2015年1月承接本建设项目环评任务后，于7日内完成第一阶段工作，制定工作方案，并提交公众参与第一次环评网络公示；之后随即开展第二阶段工作，完成工程分析、项目环境影响评价及项目环境保护措施的论证，在此基础上完成编制环境影响报告书简本，于2015年2月进行第二次网络公示，向公众公示查询报告简本的方式。二次公示后在项目评价区开展公众参与调查表的发放及收集整理工作，完善报告书内容后即提交技术评估、分级主管部门预审，最终报送自治区环境保护厅审批。1.2 建设项目基本情况简介1.2.
8、1 建设内容经调查统计，新增采暖面积158.08万m2，由于新增建筑物为新盖住宅及办公室和厂房，本次改扩建项目建设在原锅炉房建设用地内，利用特变电工股份有限公司能源动力分公司原有供水、排水、煤场、渣场、烟囱等工程，拆除现有4号29MW热水锅炉及现有循环水池等设施，扩建1台型号130t/h循环流化床锅炉房一座和配套的辅助建筑扩建内容为130t/h锅炉的配套设施，可见厂区平面布置图4.1-1。本项目工程占地面积为4480m2，主要建筑为锅炉房、汽轮机及发电机房和冷却塔等。本次改扩建项目组成见表1.2-1。表1.2-1 改扩建项目组成项目设施主要建设内容备注主体工程锅炉房1130吨循环流化床锅炉新建
9、汽轮发电机房1台中温中压、背压式汽轮机；发电机型号QFW-15-2新建烟囱依托现有换热站依托现有供热管线依托现有辅助及公用工程钢仓式封闭储煤2400m2已批待建输煤系统斗式提升机：TH400-Sh型，二台依托现有带式输送机：TD-75型，一台依托现有悬挂式电磁分离器：RCDP6型， 一台依托现有监控系统依托现有自动控制系统依托现有鼓风机G4-73-11.2D-4（Y280M-4）2台新增引风机Y9-38-16D-6(YM355M4-6) 2台新增供电配套发电机组供电新增供水依托现有供水系统、循环水系统和化学水处理系统依托现有排水雨污分流，输煤循环水系统 依托现有新增全厂锅炉排污水和化水站废水的
10、循环系统“以新带老”环保工程脱硫除尘措施炉内喷钙+LJD火电厂新型高效干法脱硫除尘一体化工艺新建脱硝措施SNCR+COA联合脱硝工艺新建一期技改措施一期130t/h循环流化床锅炉脱硫除尘和脱硝方案与二期措施相同，两台锅炉配套一套烟气净化措施进行改造“以新带老”废水处理措施生产废水均暂存于120m3循环水池内重复利用不外排新建除灰渣系统除渣机，型号：CLZ-6型重型框链除渣机，一台依托现有一、二级除灰机，型号：CLZ-1型重型框链除渣机，二台依托现有污水泵，型号：DFZW80-40-35型卧式自吸排污泵，二台依托现有电动颚式闸门：EZ04型，800800mm，刚性拉杆，1.1kW依托现有运渣汽车
11、：八平柴，载重：8t ，一辆。依托现有修建临时渣库“以新带老”本次扩建项目实施后，企业前后工程内容变化情况见表1.2-2。表1.2-2 本项目实施前后企业工程内容变化情况一览表项目现有工程拟建工程拟建项目投产后全厂主体工程锅炉种类循环流化床+链条炉循环流化床循环流化床蒸发量1130t/h+225t/h1130t/h2130t/h汽机种类背压式背压式背压式出力112 MW112 MW212 MW发电机种类空冷空冷空冷容量112 MW112 MW212 MW公用工程供水系统自备井18万m3/a8.9万m3/a20.9万m3/a，化学水处理全自动软化、除氧机组LHRY-25型，1台一个36m的除氧水
12、箱，其长宽高为433m3。冷却塔2200m2机械通风冷却塔2200m2机械通风冷却塔4200m2机械通风冷却塔贮运工程运输方式汽车运输贮存方式钢仓式封闭储煤场2400 m21座，临时灰渣场200m2钢仓式封闭储煤场1座，临时渣库1座环保设施烟气脱硫装置种类25t/h锅炉：麻石水膜脱硫除尘130t/h锅炉：炉内喷钙炉内喷钙+LJD火电厂新型高效干法脱硫除尘一体化工艺两级脱硫炉内喷钙+LJD火电厂新型高效干法脱硫除尘一体化工艺两级脱硫烟气除尘装置种类25t/h锅炉：高效多管除尘器130t/h锅炉：电袋除尘烟气烟气脱硝装置种类无SNCR+COA联合脱硝SNCR+COA联合脱硝烟囱高100m，内径3.
13、5m烟囱1座水处理系统230t/h反渗透+EDI灰渣去向由昌吉州坚美建材有限公司负责定期拉运并作为建材外售1.2.2 锅炉运行方案1、采暖期，现有一期一台130t/h锅炉配12MW汽机和本次扩建的二期130t/h锅炉配12MW汽机同时运行。年运行3240h。2、非采暖期，二期130t/h锅炉配一台12MW汽机运行，替代现有2台25t/h链条蒸汽锅炉（一备一用），完全满足供热要求，年运行5520h。1.2.3 原辅料消耗及来源（1）燃煤来源本项目燃煤采用天池能源准东露天煤种，并掺烧5%10%的劣质煤。设计煤种小时耗煤量22.7t，日耗煤量为544.8t，年耗煤19.89万吨；校核煤种小时耗煤量2
14、4.5t，日耗煤量为588t，年耗煤21.46万吨。本次扩建项目耗煤量见表1.2-3。表1.2-6 扩建项目用煤量采暖期非采暖期设计煤种劣质煤校核煤种劣质煤设计煤种劣质煤校核煤种劣质煤小时耗煤量（t/h）22.72.2724.52.4522.72.2724.52.45日耗煤量（t/d）554.854.4853.85.38554.854.4853.85.38年耗煤量（t/a）735487354.879380793812530412530.413524013524特变电工股份有限公司下属的新疆天池能源有限责任公司准东大井矿区南露天煤矿矿区位于吉木萨尔县城北90公里处，行政区划属吉木萨尔县管辖。该煤
15、矿含煤面积240平方公里，“331+332+333+334”储量约156亿吨，煤矿为露天开采，规划生产规模为3000万吨/年，计算的服务年限为260年；其中首采区含煤面积9.76平方公里，可采煤层厚度0.6米83.5米，平均76.8米。“331+332+333”煤炭资源总量64110万吨，其中：探明的331内蕴经济资源量45461万吨，控制的332内蕴资源量14932万吨，推断的333内蕴经济资源量3717万吨。露天矿开采境界内可采煤量为41989万吨。首采区设计生产能力1000万吨/年，初采露天矿设计服务年限41年。根据国家能源局2010年4月2日签发的国能煤炭【2010】88号文“国家能源
16、局关于同意新疆维吾尔自治区准东大井矿区南露天煤矿一期工程开展前期工作的复函”，同意新疆准东大井矿区南露天煤矿开展前期工作，一期工程建设规模1000万吨/年。前期工作由新疆天池能源有限责任公司负责。南露天煤矿已于2009年开工建设，到2011年产能可达1000万吨/年；二期工程建设规模2000万吨/年。 主要煤质指标及耗煤量见表1.2-4。表1.2-4 燃煤的工业和元素分析表序号项 目 名 称符 号单 位设计煤种校核煤种劣质煤1应用基含碳量Cy45.3651.03/2应用基含氢量Hy2.772.26/3应用基含氧量Oy11.468.87/4应用基含氮量Ny0.510.41/5应用基含硫量Sy0.
17、360.440.256应用基灰份Ay3.172.9946.147应用基水份Wy27.9341.418应用基低位发热量QdwyKJ/kg190301733013606.379可燃基挥发份Vdaf31.3030.3325.71（2） 脱硫脱硝剂本期扩建工程采用LJD火电厂新型高效干法脱硫除尘一体化工艺，该工艺由吸收剂制备及供应、脱硫吸收塔、物料循环、工艺水系统、布袋除尘器及控制系统等部分组成；脱硝采用二级脱硝方式：一级采用选择性非催化还原（SNCR）炉内脱硝，二级采用由福建龙净环保脱硫脱硝工程有限公司（以下简称龙净环保）自主开发的循环流化床干法脱硫工艺配套催化氧化吸收(COA)低温脱硝工艺的联合脱
18、硝方案。石灰石（生石灰）和消石灰本项目脱硫利用飞灰中炉内剩余的生石灰作为吸收剂，；脱硝所用到的吸收剂消石灰由石灰石和水制备得到，不需要外购。尿素SNCR工艺采用尿素溶液为脱硝还原剂。设置尿素溶液罐区，两台炉公用。锅炉空预器出口烟气汇总后进入干法脱硫装置，在LJD干法脱硫除尘系统上集成次氯酸钠COA工艺采用NaClO2为主要的氧化添加剂，根据龙净环保的估算，在锅炉最大连续工况（BMCR）下，全年最大利用小时数按8000h计，上述三种辅料的用量见表1.2-5。表1.2-5 拟建项目脱硫脱硝剂消耗情况表辅料名称小时消耗量日消耗量年消耗量尿素25kg/h600kg/d219t/a次氯酸钠25kg/h6
19、00kg/d219t/a生石灰26kg/h624kg/d227.76t/a注：全天最大利用小时数按 24h，全年最大利用小时数按8000h 计。1.3 工程分析本工程采用循环硫化床锅炉进行集中供热，并供应特变厂区生产蒸汽以及生产生活用电，是典型的热电联产项目。其工艺流程是：把经过破碎加工的燃料及热空气送入锅炉内进行燃烧，使其化学能转变成热能，将经过处理的水加热成中温中压蒸汽，蒸汽在汽轮机内膨胀作功，把热能转变成机械能，汽轮机则带动发电机发电，将机械能变为电能。工艺流程大体可分为：燃料输送系统、燃烧系统、除灰渣系统、化学水处理系统、给排水系统、热力系统、电气系统、烟气除尘、脱硫、脱硝系统和空冷系
20、统。产生的主要污染物有废气、废水、灰渣和噪声。 本次扩建项目工艺流程图见图1.3-1。图1.3-1 扩建项目工艺流程图1.3.1 背压式发电背压机组是热电联合生产(热电联产)运行的机组，热电联产使能源得到合理利用，是节约能源的一项重要措施。在众多的汽轮发电机组中，背压机由于消除了凝汽器的冷源损失，在热力循环效率方面是最高的，从而降低了发电煤耗、节约能源，故而得以广泛应用。表1.3-1 112MW热电联产机组经济指标序号项目单位1130t/h +112MW采暖期非采暖期最大平均平均最小1热负荷0.49MPat/h109.571.873.256.62锅炉蒸发量t/h131.986.788.368.
21、13汽机进汽量12t/h127.984.185.766.14汽机外供汽量t/h109.571.873.256.65减温减压供汽t/h0006厂用汽量t/h2.01.51.51.07需调峰t/h00008供热标煤耗率kg/GJ40.339发电标煤耗率g/kWh211.410发电厂用电率%5.511供热厂用电率kWh/GJ5.73(10.05%)12综合厂用电率%15.5513年供热量GJ/a105244014年发电量kWh/a610815年供电量kWh/a5.0710816全年耗标煤量t/a4983817供电标煤耗率g/kWh223.718机组年利用小时数h876019热电比%71320全厂热效
22、率%82.1621年节标煤量t/a37214根据可研计算结果，本项目总热效率为82.16%，年平均热电比为713%，热电联产机组符合关于发展热电联产的规定中的有关规定：供热式汽轮发电机组的蒸汽既发电又供热的常规热电联产，总热效率年平均大于45%，单机容量在50兆瓦一下的热电机组，其热电比年平均大于100%。1.3.2 本次改扩建项目蒸汽平衡本次改扩建项目蒸汽平衡见表1.3-2。表1.3-2 蒸汽平衡表类别项目采暖期非采暖期最大平均平均最小3.82MPa锅炉蒸汽锅炉蒸发量131.986.788.368.1背压机组进汽量127.984.185.766.1减温减压器用汽量0000汽水损失4.02.6
23、2.62.0平衡比较0000汽轮机排汽0.49MPa热负荷109.571.873.256.612排汽量127.984.185.766.1除氧器用汽量16.410.811.08.5厂用汽2.01.51.51.0平衡比较00002 建设项目周围环境现状2.1 环境质量现状调查及评价结论2.1.1 大气环境大气环境现状监测点共设置4个。评价结果表明，TSP、PM10、SO2、NO2均符合环境空气质量标准（GB3095-1996）中的二级标准。除路基公司厂址处H2S超标外，其余各监测点各监测项目均符合工业企业设计卫生标准(TJ36-79)居住区大气中有害物质的最高容许浓度限值；NMHC符合参照执行的环
24、境空气质量 非甲烷总烃限值(河北省地方标准DB13/1577-2012)中的二级标准限值。路基公司厂址处H2S超标原因为受园区内煤化工项目污染物排放的影响。2.1.2 水环境地下水环境现状监测点共设置3个地下水监测点，祁家湖村水井、永丰四队水井、十八户村水井。监测结果显示，3个监测点的各项监测项目均符合地下水质量标准（GB/T14848-93）类标准，区域地下水环境质量良好。2.1.3 声环境厂界东、南、西、北四个监测点位昼间、夜间噪声监测值均符合声环境质量标准（GB3096-2008）中3类功能区标准限值要求。2.2 评价范围（1）大气环境环境空气评价范围拟定为：以生产装置为中心，向东、西、
25、南、北各向2.5km，边长5km、面积为25km2的矩形区域。（2）地下水环境地下水环境评价范围拟定为厂址区域。（3）声环境：声环境评价范围为厂界外1m范围。（4）环境风险：以生产装置，半径5km的圆形区域。本项目环境影响评价范围见图2.2-1。图2.2-1 评价范围示意图3 建设项目环境影响预测及拟采取的主要措施与效果3.1 主要污染源分析3.1.1 施工期的污染源及污染特征3.1.1.1大气污染源施工期对大气环境的污染有两方面：一是由于机械、人工的施工及大量挖方填土而引起施工扬尘的增加；二是施工机械排放的烟气对环境的污染。大气污染物主要来源于建设过程中产生的扬尘。3.1.1.2废水施工期废
26、水主要为工程施工废水及生活污水。由于施工场界已界定并有围墙与外界隔开，施工影响只是在厂界内，不会对外界产生明显影响，更不会对人群密集区产生影响。3.1.1.3噪声污染源施工期噪声污染主要是施工期噪声源的影响。由于本项目远离人群居住区，周围距离人群居住区在1.8km以外，因此，其施工期噪声影响仅限于厂区及相邻的厂区范围以内。但用注意的是施工期拉运砂石的车辆噪声会对周围环境产生一定的影响。3.1.2 项目运行期污染源及治理措施3.1.2.1废气（1）本项目烟气量、SO2及TSP源强计算本项目主要大气污染物为锅炉烟气中的烟气量、SO2、TSP及NOx等，锅炉烟气通过新建烟囱(高100米，内径3.5米
27、)排放。本次扩建项目耗煤量见表4.1-10，锅炉日运行小时数为24小时；采暖期年利用小时数为3240小时，非采暖期年利用小时数为5520小时。煤质分析报告见表4.2-1。烟气量设计煤种锅炉实际烟气量：Vy=0.249 Q /1000+0.77+(1.4-1)V0式中：Q煤的低位发热量（kJ/kg）； 过量空气系数，循环流化床锅炉取1.4； V0理论空气量6.48 Nm/kg；设计煤种烟气量为：Vy=0.249 +0.77+(1.4-1) 6.48=8.1Nm/kg同理计算得出校核煤种烟气量为7.68Nm/kg，劣质煤烟气量为6.75Nm/kg。烟尘烟尘产生量：Gsd=BAdfh/(1-Cfh)
28、烟尘排放量：Gsd=BAdfh(1-)/(1-Cfh)式中：Gsd-烟尘排放量，t； B-耗煤量，； A-煤中灰分； dfh-灰分中烟尘，80%； Cfh-烟尘中可燃物，8%。 -除尘系统除尘效率，99.9%；SO2GSO2=1600BS式中：GSO2-SO2排放量，kg； B -耗煤量； S -燃煤全硫分含量。NOx排放量估算循环流化床锅炉是沸腾炉的一种型式，其基本原理是将一定尺寸的煤粒和石灰石通过输送管送入流化床内，来自流化床底部布风板的空气以足够高的流速使煤粒形成流化状态，这样炉膛中央是高湍流度的流化状态，两侧是向下流动的颗粒流，混合极为强烈，造成很好的传热、传质条件，使燃烧效率在99%
29、以上；由于流化床的燃烧温度控制在750950度左右，温度较低，低温燃烧抑制了热力型NOx的生成，而分级燃烧又抑制了燃料型NOx的生成，所以NOx浓度很低；循环流化床锅炉比同样条件下的煤粉炉减少NOx排放达50%以上。循环流化床锅炉在低氮燃烧、控制NOx初始浓度方面有着独有的优势，通过低氮燃烧技术，本期项目1130t/hCFB锅炉初始排放浓度可控制在250mg/m3的水平，依此推算NOx排放量。汞及其衍生物汞及其衍生物有机汞，具有持久性、易迁移性、高度的生物富集性和高生物毒性，可在大气和食物链中持久存在，并可远距离迁移。我国煤炭形成地质条件多样，煤种复杂，煤炭中含汞量分布不均。表4.3-1为我国
30、主要产煤省份煤炭的含汞量测定结果统计数据，我国多数煤炭中汞含量处于0.01mg/kg到1.0mg/kg的水平。表3.1-1 我国主要产煤省份煤炭的含汞量（mg/kg）省份汞含量范围算数平均值标准差安徽0.140.330.220.06北京0.230.540.340.09吉林0.081.590.330.28黑龙江0.020.630.120.11辽宁0.021.150.200.24内蒙古0.061.070.280.37江西0.080.260.160.07河北0.050.280.130.07陕西0.021.610.160.19山东0.070.300.170.07河南0.140.810.300.22四川
31、0.070.350.180.10新疆0.020.050.030.01贵州0.0962.670.552-云南0.033.80.38-单质汞是汞的热力稳定形式，大部分的汞的化合物都是不稳定的，它们将蒸发分 解成单质汞。因此在炉膛火焰温度下，几乎所有的汞都是以单质汞的形式（Hgo(g)）存在于烟气中。煤在炉膛燃烧过程中，汞主要以两种形式进行迁移：一部分伴随着灰渣的形成，直接存留于灰渣和飞灰中；另一部分在火焰温度下（大于1400）随着煤中黄铁矿（FeS2）和朱砂（HgS）等含汞物质的分解，以单质的形态释放到烟气中；随着烟气流出炉膛，到达烟囱出口的过程中，流经换热设备，烟气温度逐渐降低。在 这个过程中，
32、气相单质汞将会继续变化。一部分气相单质汞被残留的碳颗粒或者飞灰颗粒表面通过物理吸附、化学吸附和化学反应几种途径吸收，形成以颗粒态存在的汞（Hg(p)）。存在于颗粒中的汞包括HgCl2、HgO、HgSO4和HgS等；一部分气相单质汞在烟气温度降到一定范围时，被烟气中其它物质氧化，生成气相二价汞（多数为HgCl2）。气相二价汞化合物中一部分保持气态，随烟气一起排出；一部分被飞灰颗粒吸收，也形成颗粒态汞Hg(p)。有一部分气态单质汞在烟气温度降低的过程中受到飞灰颗粒表面物质的催化氧化作用，被氧化成气态二价汞；最后一部分单质汞保持不变，随烟气排出。有资料认为，燃煤烟气排放的汞中，单质汞占2050，二价
33、汞占5080%。火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）中对燃煤烟气中Hg及其化合物排放提出了控制要求（自2015年起，排放浓度0.03mg/m3）。项目扩建的1130t/hCFB锅炉采用烟气SNCR+COA二级脱硝和LJD火电厂新型高效干法脱硫除尘一体化工艺。保守起见，本次评价以0.03mg/m3排放限值核算锅炉烟气中Hg及其化合物排放量；依据前述内容，本次评价考虑燃煤烟气中排放的Hg及其化合物中50%为单质汞。设计采用LJD火电厂高效干法脱硫除尘一体化及SNCR+COA协同脱硝工艺对锅炉排放的烟气进行治理，烟尘去除效率取99.9，二氧化硫去除效率取95%，氮氧化物去除效率取60
34、%，汞及其化合物的去除效率取70%。正常工况下，扩建项目1台130t/h循环流化床锅炉运行时，锅炉烟气量、SO2、NOx、烟尘和汞及其化合物的发生量见表3.1-2。表3.1-2 拟建项目的烟气污染物产生量（掺烧劣质煤）项目单位采暖期非采暖期设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种烟气排放状况烟气量Nm/a6.451086.631081.101091.13109Nm/s55.356.855.356.8烟尘产生情况mg/m37713.818098.507715.278104.73kg/h1536.491658.331536.491658.33t/a4978.245372.998481.449153.98去
35、除率%99.999.999.999.9排放情况mg/m37.718.097.718.09kg/h1.541.661.541.66t/a4.985.378.489.15SO2产生情况mg/m3702.14737.59702.14737.59kg/h139.83150.92139.83150.92t/a453.14489.36771.87833.08去除率%95959595排放情况mg/m335.1136.8835.1136.88kg/h6.997.556.997.55t/a22.6624.4738.641.66NOx产生情况mg/m3250250250250kg/h49.8051.1949.80
36、51.19t/a161.34165.86274.90282.57去除率%60606060排放情况mg/m3100100100100kg/h19.9220.4819.9220.48t/a64.5466.35109.93113.05汞及其化合物产生情况mg/m30.0430.0430.0430.043kg/h0.008560.008770.008560.00877t/a0.02770.02840.04710.486去除率%70707070排放情况mg/m30.030.030.030.03kg/h0.005990.006140.005990.00614t/a0.01940.01990.0330.03
37、4由上表可知，经过治理后，本次新建的130t/h循环流化床锅炉烟气中各污染物排放浓度满足火电厂污染物大气排放标准（GB13223-2011）中特别限值的排放标准，即：烟尘20 mg/m、SO250 mg/m，NOx100 mg/m、汞及其化合物0.03mg/m。（2）事故工况排放本项目事故排放主要指脱硫、除尘、脱硝系统发生故障短时间失效引起的污染物过量排放，其时间一般不超过30min，出现的几率目前尚未见到统计资料，影响范围和影响强度取决于当时的风向和扩散条件。对于本项目而言，脱硫、除尘和脱硝系统均为相对独立的系统，一般情况下，同时出现故障的概率是很小的，因此，本评价事故工况按单个系统出现故障
38、时分析。脱硫除尘采用LJD火电厂新型高效干法脱硫除尘一体化工艺，最不利的情形是脱硫系统发生故障导致脱硫系统脱硫效率下降，脱硫效率按50计；除尘采用在脱硝和脱硫后设置布袋除尘器，假设出现故障时，除尘效率下降（按50%计）；脱硝采用SNCR+COA两级脱硝，同时出现事故的可能性很小，单套脱硝设备出现故障，脱硝效率为30%。根据以上效率计算，事故状态下各污染物排放速率详见表3.1-3。表3.1-3 事故状态污染物排放情况项目排放速率（g/s）效率（事故状态）设计煤种校核煤种烟尘426.80460.6550SO238.8441.9250NOx9.249.5530（3）无组织粉尘排放本项目的扬尘主要是伴
39、随着堆煤场增加的煤炭装卸、运输量而形成。具体源强计算如下：装卸粉尘本项目依托现有钢仓式封闭储煤棚，方在煤棚顶部设置四个排风口，采用轴流风机定时排气，通过布袋除尘器处理后经15m高排气筒排放，除尘效率大于99%，排放量为0.12t/a。道路扬尘汽车道路扬尘量按以下经验公式计算：式中：Q汽车运输总扬尘量，kg/a； Qi每辆汽车行驶总扬尘量，kg/km.辆； V汽车行驶速度，km/h； W汽车重量，t； P道路表面粉尘量，kg/m2。本项目的道路扬尘主要是煤、灰、渣运输产生的，年新增卸煤量11.35万吨，年装灰渣量2.7万吨，合计煤及灰渣运输总量为13.6万吨/年。本项目煤及灰渣均采用陆路汽车运输
40、。运输车型以20吨卡车为主，则汽车运输为5174辆次。国产五吨卡车空载时自重4.5吨，满载时9.5吨，进出煤场取平均值W=7吨。汽车在煤场的行驶速度一般不超过10km/h，在货场内行驶距离约为500米/辆次。道路表面粉尘量未经人工清扫时约为0.6kg/m2，经人工清扫后约为0.1kg/m2。根据上述公式可计算得运输车辆货场内行驶时的道路扬尘量，具体见表3.1-4。表3.1-4 厂内煤炭、灰渣汽车运输道路扬尘量P（kg/m2）扬尘率Qi（kg/km.辆）年扬尘量Q（t/a）0.6（未清扫）0.2862.2734140.1（清扫后）0.0790.627971其它粉尘排放其它粉尘包括煤炭皮带输送、破
41、碎机房粉尘、灰仓顶粉尘等。灰仓下接有灰斗，出口处安装散装机出灰，直接装车。要求灰仓顶部设有布袋除尘器，这样粉尘排放量较小。输煤系统要求采用采用密闭皮带输送，在皮带机头及机尾均安装除尘器。破碎机工作时产生大量的煤粉尘，会给周围环境造成一定污染，要求工程设一台单机除尘器将破碎过程中产生的煤粉尘除掉，并使输煤管道内形成负压防止粉尘外逸。根据同类厂调查，这些部位的粉尘产生量约60t/a，除尘率按95%计，则粉尘排放量为3t/a。3.1.2.2废水本项目新增冷却系统排污水、输煤系统排水、锅炉排污水和化学水处理废水。（1） 冷却系统排污水本项目循环排污水约3m3/h，该排水用于输煤系统冲洗除尘用水、煤场降
42、尘用水，除渣搅拌用水，灰场喷洒绿化用水，不外排。（2） 输煤系统废水输煤系统冲洗水10m3/h，排入新建120m3沉淀池，采用沉淀、过滤的方法进行处理，经过处理后的废水回用于输煤系统，不外排。（3）锅炉排污水本项目锅炉排污水排放量夏季约为1.0m3/h，冬季约为0.8m3/h，年排放量约4200m3。类比同类型锅炉排污水水质，COD为100mg/L左右，pH值为12左右。锅炉排污水采取中和处理，废水的pH和COD经处理后可达标排放（出水pH69，COD 100mg/L左右），则化学废水COD年排放量为0.65t。废水排入新建循环水池，处理后用于煤场降尘用水，除渣搅拌用水，灰场喷洒绿化用水，不外排。（4）化学水处理废水本项目采用反渗透+EDI，制水过程不需酸、碱化学药品再生即可连续制取高品质超纯水，类比同类型化水站化学废水水质，COD为50mg/L左右，pH值为8.208.70。化学废水排入循环水池，用于煤场降尘用水，除渣搅拌用水，灰场喷洒绿化用水，不外排。（5）其它堆煤场、
