国电吉林江南热电有限公司1、2号锅炉除尘系统改造项目环境影响评价报告全本.doc

·编号：建设项目环境影响报告表（报批版）项目名称： 1、2号锅炉除尘系统改造项目建设单位（盖章）：国电吉林江南热电有限公司编制日期：2014年10月项目名称：1、2号锅炉除尘系统改造项目委托单位：国电吉林江南有限公司编制单位：吉林灵隆环境科技有限公司资质证书：国环评证乙字第1606号编制单位法定代表：曹景龙项目审核：张启众（登记证号B16060030300号）项目负责：刁毓馨（登记证号第B16060040500号）校核校对：严妍环境影响报告表编写、审核人员名录项目负责 登记证号16060040500号编写内容编写人员环评证号编写人员（签 名）审核人员（签 名）项目概况、企业现状、自然及社会环境、环境质量现状、工程分析、环境影响分析、污染防治措施、制图、结论。严妍环评岗位证字第B16060028登记证号B16060030300号国电吉林江南热电有限公司1、2号锅炉除尘系统改造项目环境影响报告表修改备忘录专家评审意见修改内容1、说明本工程未批先建理由，说明投运时间。国电吉林江南热电有限于2011年初投产，相关的环保管理人员环保工作经验不足，对相关的环境影响评价法规及条纹学习掌握的不够透彻，粗浅的认为1、2炉除尘系统改造降低了烟尘的排放浓度，对环境质量的提高有益，没有对环境造成恶劣影响，就不用进行环境影响评价。进入2014年以来，随着省市环保部门对企业环境保护相关法律培训和普及，以及企业内部的对环保工作重视程度和学习深度的提高，知道了凡是对环境有影响的技改项目，无论对环境劣化还是改善，都要进行环境影响评价。同时上级集团公司在多次会议上要求各下属企业，要尽快完善企业内部各项目的相关环保手续，做到闭环管理。因此补办了1、2号除尘系统改造的环评工作。投运时间为2013年9月。完善大气监测评价内容，补充监测点位，分析改造前后变化。补充项目下风向大气监测点，即吉林龙山有机硅有限公司的大气监测数据，见P16。改造前后变化分析见P23-24。3、明确改造后，除尘系统设计除尘效率，烟尘浓度应进一步明确，应按照浓度限值80%以下进行设计（结合本工程投运后运行数据），复核改造前后烟尘浓度及排放量。设计除尘效率为99.9%，设计烟尘排放浓度24mg/m3。改造前后烟尘浓度均来自在线监测数值，改造前烟尘浓度及排放量见P10-11，改造后烟尘浓度及排放量见P20。4、复核全厂大气污染物三本账，结合总量控制指标，说明总量指标符合性。三本账见P25表21。总量指标见P18。5、规范总平面布置图。见附图2。6、补充主要原辅材料一览表，明确燃煤灰分及硫含量。补充原辅材料表见P3表3。7、细化项目周边环境敏感点详细内容，完善运营期环境影响分析。环境敏感点见P17表14及附图1，敏感点影响分析见P24。运营期环境影响分析见P22-24。注：修改部分在报告中加用“ ”表示。建设项目基本情况项目名称1、2号锅炉除尘系统改造项目建设单位国电吉林江南热电有限公司法人代表刘文生联系人刘学臣通讯地址吉林市丰满区大长屯街88号联系电话13704302528传真邮政编码132101建设地点吉林市丰满区大长屯街88号，吉林江南热电有限公司厂区内立项审批部门批准文号建设性质补办行业类别及代码其他环境治理，N8029占地面积（平方米）不新增占地绿化面积（平方米）总投资（万元）1500其中：环保投资（万元）1500环保投资占总投资比例100评价经费（万元）投产日期2013年8月工程内容及规模：1、项目由来随着国家对节能减排工作的不断深入，环保标准不断提高，国电吉林江南热电有限公司为满足国家和地方环保法规及政策要求，改善本地区的大气环境质量，确保电力与环境的可持续协调发展，树立国电集团品牌形象，推进电厂的节能减排工作，落实国电集团与环境保护部签署中国国电集团公司“十二五”主要污染物总量减排目标责任书，积极建设绿色环保型电厂，在2012年对1、2号机组进行脱硝系统改造，于2012年5月24日取得吉林市环保局环评批复，6月开工，2013年11月进行环保验收；在2013年开始对1、2号机组的除尘系统锅炉空气预热器、布袋除尘器布袋、脱硫喷淋层1、2层喷嘴进行改造，改造项目开始于2013年6月，完成于2013年8月，2013年9月投入使用，未作环境影响评价，本报告为补办环评。2、工程内容及规模空气预热器改造：保留原空预器支撑梁、空预器的风烟道接口、支撑轴承、导向支撑、轴承润滑油系统、驱动方式及驱动装置、起吊装置等可用部件，对换热原件、密封系统进行改造，更换为搪瓷碳钢镀搪瓷，对防磨层、热端和中间层改造为DU3E型碳钢，冷端改造为DU3E型钢板镀搪瓷。除尘器布袋改造：原除尘器为布袋除尘器，原采用布袋为PPS材质，改为PTFE材质。脱硫喷淋喷头改造：脱硫系统喷淋层设计为三层，但下两层喷淋层喷头只朝下开口，喷淋浆液流速较快，将脱硫下两层喷淋喷头改造成朝上、下两个方向喷洒，浆液的流速降低，喷淋面积较均匀，液体水膜厚度加密加厚，增强了水膜除尘效果，从而提高除尘效率。项目具体改造位置见附图2（厂区平面布置图），改造前后对比见表1。表1 改造前后对比表改造内容改造前情况改造后情况设备规格型号数量备注设备规格型号数量备注1号除尘器布袋改造除尘器布袋PPS127*8130mmLXMC(1160)-124640套PPS材质除尘器布袋PTFE127*8130mmLXMC(1160)-124640套PTFE材质2号除尘器布袋改造除尘器布袋PPS127*8130mmLXMC(1160)-124640套PPS材质除尘器布袋PTFE127*8130mmLXMC(1160)-124640套PTFE材质1号脱硫喷淋层喷头改造脱硫喷淋层喷头中空下喷式石灰石湿法脱硫149个碳化硅脱硫喷淋层喷头中空上、下喷式石灰石湿法脱硫149个碳化硅2号脱硫喷淋层喷头改造脱硫喷淋层喷头中空下喷式石灰石湿法脱硫149个碳化硅脱硫喷淋层喷头中空上、下喷式石灰石湿法脱硫149个碳化硅1、2空预器改造蓄热层总高度-DU3型2200mm蓄热层总高度高度-DU3E型2490mm冷端蓄热层800mmDU3型2套考登钢冷端蓄热层900mmDU3E型2套钢板镀搪瓷转子重量-DU3型306t转子重量-DU3型356t热一次风温-399热一次风温-404热二次风温-388热一次风温-397空预器出口温度-148空预器出口温度-140排烟温度降低83、职工人数及工作制度改造工程完成后不新增员工，锅炉房锅炉运行值班员分五班，按照五班三倒方式实行倒班作业，保证锅炉连续运行。4、建（构）筑物及主要设备本项目不新增建（构）筑物，改造在锅炉房内进行，项目涉及设备见表2。表2除尘系统主要设备表序号名称规格单位数量11号炉空气预热器30.5-VI（T）-2200台222号炉空气预热器30.5-VI（T）-2200台231号除尘器第一排布袋PTFE127*8130mm个464042号除尘器第一排布袋PTFE127*8130mm个46405袋笼127*8130mm个10061号脱硫喷淋层喷头碳化硅，中空双偏心个14972号脱硫喷淋层喷头碳化硅，中空双偏心个1495、主要原辅材料及动力消耗表3 主要原辅材料及动力消耗表名称单位用量备注石灰石t20760脱硫剂液氨t1900脱硝剂新鲜水t880万电KWh9995万煤t190万灰分18%，含硫量0.43%6、工程时间安排（1）空气预热器改造1号炉空气预热器改造：2013年6月10日-7月10日2号炉空气预热器改造：2013年7月25日至8月23日改造完成。（2）除尘器布袋改造1号炉布袋除尘器第一排布袋：2013年6月12日2013年7月5日2号炉布袋除尘器第一排布袋：2013年7月10日2013年8月13日（3）脱硫喷淋喷头改造1号脱硫喷淋管改造：2013年6月12日2013年7月5日2号脱硫喷淋管改造：2013年7月10日2013年8月13日7、公用工程本项目公用工程利用现有公用工程设施。（1）给排水根据电厂的水源情况，本项目生活用水由厂区生活用水管网供给，污水处理后全部回用。（2）供电供电系统由#1机组锅炉低压工作段供电。8、产业政策分析经检索产业结构调整指导目录(2011年本)（2013年修正），改造项目属“第一类鼓励类 四、电力17、燃煤发电机组脱硫、脱硝及复合污染物治理”和“三十八、环境保护与资源节约综合利用15、三废综合利用及治理工程”，因此本项目满足相关产业政策规定。与本项目有关的原有污染情况及主要环境问题：一、 改造前企业状况1、改造前企业概况国电吉林江南热电有限公司由国电东北电力有限公司投资建设，规划容量为4台300MW供热机组。一期工程2台300MW机组于2008年4月23日取得国家环保部环评批复，2009年1月20日取得国家发改委核准批复，2009年5月18日开工建设，2010年底投产发电，于2012年6月进行环保验收。后对1、2号机组进行脱硝系统改造，于2012年5月24日取得吉林市环保局环评批复，2012年6月开工，2013年11月进行环保验收。二期未建。目前1号、2号炉均各自配备1套等离子低氮燃烧器、1套选择性催化还原（SCR）脱硝装置、1套袋式除尘器、1套石灰石-石膏湿法脱硫系统。公司主要建（构）筑物加表4，改造前公司生产项目构成、相应环保设施配备及运行情况见表5、主要生产设备见表6、改造前公司生产项目环保设施情况见表7。表4 热电站主要建（构）物一览表名称占地面积hm2建筑面积hm2数量层数备注锅炉房2.514.527内设锅炉、除尘系统、脱硫系统、脱硝系统等汽轮机厂房1.33.823发电机厂房1.11.121办公楼0.54.018开关厂1.21.211对外输电化学制水车间1.31.311用于水处理燃运车间4.54.511输煤及卸储煤合计12.430.4表5 公司生产项目构成表主体工程规模汽轮发电机组锅炉单机容量(MW)台数锅炉蒸发量(t/h)台数300211002供热负荷采暖供热面积：1060万m2；工业生产供汽量：60t/h。采暖供热半径约15km，工业供汽半径4km。主要辅助工程煤源及输煤系统燃料来自内蒙古白音华和吉林舒兰煤矿生产的烟煤，燃煤全部由铁路运至厂内。现有机组年燃煤量约180万t。电厂现有铁路专用线由吉林龙潭山站接轨，在厂内专用线上交接。电厂铁路专用线自接轨点接轨后，走行12Km后进入电厂内。水源及供水系统采用双母管制直流供水系统，工业水源为第二松花江水，生活用水中职工饮水及食堂饮食用水来自城市自来水管网，其它日常生活用水来自化学制水。除灰渣系统采用干式除灰渣系统，灰渣通过管路分送至灰库和渣仓。同时，二台炉装有粉煤灰负压分选系统，布袋除尘器收集的灰气力输送至灰贮罐，灰罐下设自动装车系统，通过汽车运送至综合利用企业。表6 公司主要设备一览表设备名称名称及型号数量参数厂家锅炉亚临界自然循环汽包炉1100/17.5/541/5382主汽压力：17.5MPa主汽温度：541额定蒸发量：1100t/h哈尔滨锅炉厂汽轮机抽凝式亚临界汽轮机C256/N300-16.7-538-5382主汽压力：16.7MPa主汽温度：538排汽压力：3.862MPa哈尔滨汽轮机厂发电机300兆瓦汽轮发电机QF-300-2额定电流：11207A功率因素：COS0.85哈尔滨汽电机厂表7 现有生产项目环保设施情况表项目单位一期工程供热机组规模MW2×300种类亚临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、双抽凝汽投产时间2010年12月锅炉序号1号锅炉2号锅炉出力t/h11001100种类煤粉炉煤粉炉投产时间2002年12月2002年12月烟气治理设施除尘装置种类布袋除尘器布袋除尘器型号LXMC(1160)-12LXMC(1160)-12设计效果%99.999.9实际效果%99.8399.82脱硫装置种类石灰石石膏湿法脱硫石灰石石膏湿法脱硫设计效果%不低于95%不低于95%实际效果%94.1595.48脱氮装置类型SCR脱硝SCR脱硝设计效果%不低于78%不低于78%实际效果%78.3679.46烟囱型式钢筋混凝土烟囱高度m210出口内径m10.8冷却方式自然通风冷却塔二次循环废水处理设施种类酸碱废水输煤废水生活污水含油废水处理方式中和沉淀接触氧化、消毒油水分离排水去向用于除灰用于除灰用于除灰用于除灰灰渣治理方式采用干除灰干除渣全部综合利用灰渣综合利用综合利用途径水泥、墙体材料、地面砖和筑路等注：1、除尘装置及脱硫装置实际效果值来自于国电吉林江南热电厂2×300MW机组新建工程竣工环境保护验收监测报告（2012年6月）2、1号锅炉脱氮装置实际效果值来自于国电吉林江南热电有限公司1号机组烟气脱硝改造项目竣工环境保护验收监测报告（2013年11月）3、2号锅炉脱氮装置实际效果值来自于国电吉林江南热电有限公司2号机组烟气脱硝加装第二层催化剂项目竣工环境保护验收监测报告（2013年11月）2、现有大气污染物处理设施简介（1）脱硫工艺流程公司1、2号机组锅炉烟气脱硫采用石灰石-石膏湿法工艺，该系统包括：由石灰石粉料仓和石灰石研磨及测量站构成的石灰石制备系统；由洗涤循环、除雾器和氧化工序组成的吸收塔；由回转式烟气换热器、清洁烟气冷却塔排放或湿烟囱排烟构成的烟气再热系统；脱硫风机；由水力旋流分离器和过滤皮带组成的石膏脱水装置；石膏贮存装置；废水处理系统。工艺流程见图1。图1 石灰石-石膏湿法脱硫工艺流程图脱硫废水处理系统脱硫废水处理包括以下4个步骤：A、废水中和反应池由3个隔槽组成，每个隔槽充满后自流进入下个隔槽。在脱硫废水进入第1隔槽的同时加入10%左右的石灰浆液，通过不断搅拌，其pH值可从5.5左右升至9.0以上。B、沉淀Ca(OH) 2的加入不但升高了废水的pH值，而且使Fe3+、Zn2+、Cu2+、Ni2+、Cr3+等重金属离子生成氢氧化物沉淀。C、絮凝经前2步化学反应沉淀后，废水中还含有许多细小而分散的颗粒和胶体物质，在第3隔槽中加入一定比例的絮凝剂FeClSO4，使它们凝聚成大颗粒而沉积下来。在废水反应池的出口加入阳离子高分子聚合电解质作为助凝剂，来降低颗粒的表面张力，强化颗粒的长大过程，进一步促进氢氧化物和硫化物的沉淀，使细小的絮凝物慢慢变成更大、更易沉积的絮状物，同时脱硫废水中的悬浮物也沉降下来。D、澄清浓缩絮凝后的废水从反应池溢流进入装有搅拌器的澄清浓缩池中，絮凝物沉积在底部并通过重力浓缩成污泥，上部则为净水。大部分污泥经污泥泵排到灰浆池，小部分污泥作为接触污泥返回废水反应池，提供沉淀所需的晶核。上部净水通过澄清浓缩池周边的溢流口自流到净水箱，净水箱设置了监测净水pH值和悬浮物的在线监测仪表，如果pH和悬浮物达到排水设计标准则通过净水泵外排，否则将其送回废水反应池继续处理，直到合格为止。脱硫废水处理系统工艺流程见图2。图2 脱硫废水处理系统工艺流程（2）脱硝工艺简介采用SCR烟气脱硝技术，还原剂采用液氨。整个SCR烟气脱硝系统分为两大部分，即SCR反应器系统和液氨存储及供应系统。SCR反应器系统工艺说明SCR工艺是向锅炉烟气中喷入氨气（NH3）作为还原剂，使用氧化钛、氧化铁、佛石、活性碳等催化剂，在300400的工作温度下，将NOx还原为无害的N2和H2O。主要的化学方程式如下：4NO+4NH3+O2=4N2+6H2O2NO2+4NH3+O2=3N2+6H2O其工艺流程如图3所示。图3 SCR反应器工艺流程液氨通过槽车运送到现场后，通过卸氨压缩机将液氨卸载到液氨储存罐中，液氨储存罐中的液氨在自身蒸汽平衡压力的作用下将液氨输送到蒸发器中，通过对液氨加热将液氨蒸发成气态氨。稀释风机鼓入空气与生成的氨气在混合器处混合，将氨气浓度降到5%左右的安全浓度，并最终喷入烟道中。SCR工艺系统包括带催化剂的SCR反应器、氨喷射系统、吹灰系统、烟道、氨储备供应系统等。烟气从锅炉省煤器出口平均分为两路，每路烟气并行通过烟道进入一个垂直布置的SCR反应器里，即每台锅炉配备2个反应器。烟气经过整流栅后进入催化剂层，然后进入空预器、除尘器、引风机和脱硫装置后，排入烟囱。在进入烟气催化剂前设有氨注入系统，烟气与氨气充分混合后进入催化剂反应，脱去NOx。催化剂的层数按2+1层进行布置，即安装两层催化剂，预留一层布置的空间。SCR催化剂：采用进口、成熟技术的蜂窝式催化剂。催化剂材料以TiO2为载体，再在其中掺入V2O5和WO3等活性成分。液氨储存及供应系统氨站包括卸氨压缩机、液氨储罐、液氨泵、液氨蒸发器、氨气缓冲罐、氨气稀释槽、废水坑、废水泵等。液氨储罐室外布置，其它设备均室内布置。氨区位于电厂#1、#2机组脱硫装置南面。液氨蒸发器和氨气缓冲罐，出力按2×330MW机组BMCR工况下的全容量设计，并至少留有20%的设计容量。液氨蒸发系统为一用一备，单套系统的处理量满足2台机组所需。液氨储区布置2台储罐，每台液氨储罐容量为45m3。4、员工及工作制电厂员工共计423人，其中电厂管理人员45人，技术人员67人，生产工人实行五班三倒方式作业。锅炉房有锅炉运行值班员125人，分5班，每班26人，按照五班三倒方式实行倒班作业，保证锅炉连续运行，年生产8760小时。5、给排水情况供水：企业水源为两部分：江南热电厂水源采用第二松花江水；生活饮用水水源由吉林市自来水厂供给，松花江距离电厂1.5km，本项目新建供水管线2.0km。废水全部回收，不外排，雨水排至市政排水管网。排水：厂区排水系统采用雨、污水分流的排水系统。厂区排水分三个系统：生活污水排水系统、工业废水排水系统、雨水排水系统。（1）生活污水排水生活污水主要为主厂房及各生产车间卫生间的生活排水，全厂生活污水均排入生活污水处理站后，全部用于灰渣冷却。（2）工业排水A、经常性废水：锅炉补给水处理系统过滤器反洗排水、再生酸碱废水、澄清池排水排入中和水池，经中和后全部用于灰渣冷却。脱硫废水经絮凝沉淀处理后，用作灰渣加湿用水，可实现废水的梯级利用。B、非经常性废水：锅炉空气预热器冲洗排水或锅炉化学清洗废水直接排入炉后的机组废水贮存池内，经中和后，全部用于灰渣冷却。二、污染物排放情况1、改造前锅炉废气污染物排放情况改造前废气有组织排放源主要为2台1100t/h燃煤锅炉，正常运行过程中产生的大气污染物主要是烟气中的烟尘、SO2及NOX。1号、2号炉各自配备1套等离子低氮燃烧器、1套选择性催化还原（SCR）脱硝装置、1套袋式除尘器、1套石灰石-石膏湿法脱硫系统。处理后的两台锅炉烟气共用1座高210m、出口直径10.8m的烟囱排入大气。烟气出口配置了由北京雪迪龙自动控制系统有限公司生产的SCS-900型烟气排放连续监测系统（简称CEMS），在线监测烟气中烟尘、SO2和NOx的浓度。公司锅炉除尘系统为布袋除尘系统，已安装烟气中主要污染物自动在线监测系统（烟囱排放口）并与吉林市环保局联网。废气污染物排放情况见表8，数据来源为2012年6月2013年5月一年每月度监测数据平均值。表8 改造前锅炉监测数据表监测时段监测点位烟尘（mg/m3）SO2（mg/m3）NOX（mg/m3）标准状态下烟气流量（m3/h）烟温2012年6月1号5062443126555.656.42号停炉停炉停炉停炉停炉2012年7月1号4311942447648.356.62号停炉停炉停炉停炉停炉2012年8月1号50149327102679.157.82号停炉停炉停炉停炉停炉2012年9月1号467942024823.762.42号29102363105497.055.62012年10月1号4910732247373.560.72号2812732577836.256.82012年11月1号49121415118294.356.32号34118406116270.552.52012年月121号36146379141922.362.02号50126304101721.959.62013年1月1号27125286138870.372.02号5112030312549.453.92013年2月1号3411515290683.974.52号501132758083.659.82013年3月1号3710615773345.568.52号278422582402.554.72013年4月1号停炉停炉停炉停炉停炉2号3810522678925.659.32013年5月1号349818975349.556.82号停炉停炉停炉停炉停炉总平均1号4111231989776.962.22号3811230372910.856.5改造前锅炉污染物排放浓度符合火电厂大气污染物排放标准（GB132232003）中的要求：烟尘50mg/m3，SO2400mg/m3，氮氧化物450mg/m3，烟尘排放量1号锅炉为32.24t/a，2号锅炉为24.27t/a；SO2排放量1号锅炉为88.08t/a，2号锅炉为71.53t/a；NOX排放量1号锅炉为250.88t/a，2号锅炉为193.53t/a。自2014年7月1日起，现有火力发电锅炉执行火电厂大气污染物排放标准（GB132232011）中表1规定的标准，烟尘浓度不能稳定达到烟尘限值30mg/m3，SO2能满足火电厂大气污染物排放标准（GB132232011）要求，NOX不能满足火电厂大气污染物排放标准（GB132232011）要求，但1、2号锅炉脱硝装置改造完成后能满足火电厂大气污染物排放标准（GB132232011）要求，在线监测数据见表18。2、废水排放及治理情况项目产生的废水主要有生活污水、化学水处理系统反渗透处理装置排放的含盐废水、循环排污水、脱硫废水、输煤系统除尘及冲洗水、工业轴承冷却水、含油污水和空调用水等工业废水等。雨水经雨水管线通过一个雨排口直接排入松花江。生活污水及经生活污水处理站处理达标后供给干灰加湿水及煤场喷洒水；循环水排污水经超滤、反渗透处理后部分用于锅炉补给水，部分作为脱硫系统用水、部分作为除渣系统补充水，剩余部分作为输煤系统除尘、冲洗水补充水；脱硫废水经脱硫废水处理设施中和、氧化、絮凝、沉淀等处理后回用于干灰拌湿等；工业轴承冷却水、取样冷却水、除油后的含油污水和空调用水排水等工业废水经工业废水处理站处理后用于循环补充水、煤场喷洒、干灰加湿及灰渣冷却等；输煤废水采用沉淀池处理后循环使用；含油废水经油水分离后进入工业废水处理站处理。全厂各种污水进行相应处理后回用或综合利用，不外排。3、灰及灰渣处理固废主要为除尘器排出的灰、锅炉炉渣、脱硫石膏、脱硝系统产生失效的催化剂等。除灰系统采用灰渣分除系统，即机械除渣系统、正压浓相气力除灰系统。共设3座储灰库，每座灰库有效容积3000m3，容积1500m3渣库一座，建有容积2000m3石膏库房一座。灰、渣年产生量约为109万吨，石膏年产生量约为2.55万吨。电厂与吉林市群悦商贸有限责任公司签订了粉煤灰、脱硫石膏综合利用协议，干灰通过密闭罐车外运，目前全部综合利用；脱硝系统产生失效的催化剂为195m3/3a，由专门的催化剂回收公司回收，经再生后再使用，如果活性丧失而不能再生，将由SCR脱硝装置供应商负责回收或送至当地危险废物处理中心进行回收处理。三、锅炉环保验收监测情况根据国电吉林江南热电厂2×300MW机组新建工程环境保护验收报告（2012年6月）可知项目验收监测期间为1号锅炉、2号锅炉运行，锅炉验收监测结果如下：验收监测期间1#机组烟尘、SO2、NOX最大排放浓度分别为20.2mg/m3、81.8mg/m3、373.9mg/m3监测结果均符合火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）中的3时段标准要求。袋式除尘器除尘效率为99.83%，脱硫装置脱硫效率为94.15%，综合除尘效率为99.93%。验收监测期间2#机组烟尘、SO2、NOX最大排放浓度分别为28.1mg/m3、90.7mg/m3、144.1mg/m3监测结果均符合火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）中的3时段标准要求。脱硝装置的脱硝效率为69.07%，袋式除尘器除尘效率为99.82%，脱硫装置脱硫效率为95.48%，综合除尘效率为99.91%。验收监测期间烟囱出口烟气黑度小于林格曼1级，符合火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）要求。根据国电吉林江南热电有限公司1号机组烟气脱硝改造项目环境保护验收报告（2013年11月）1号机组锅炉验收监测结果如下：1号机组外排烟气中NOX最大排放浓度为63mg/m3，监测结果符合火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）中表1排放标准限值要求（环评批复要求）。1号机组脱硝装置的脱硝效率为78.36%，达到环评批复中脱硝效率78%的要求。根据国电吉林江南热电有限公司2号机组烟气脱硝加装第二层催化剂项目环境保护验收报告（2013年11月）2号机组锅炉验收监测结果如下：2号机组外排烟气中NOX最大排放浓度为73mg/m3，监测结果符合火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）中表1排放标准限值要求。2号机组脱硝装置的脱硝效率为79.46%，达到环评批复中脱硝效率78%的要求。四、改造前环境问题根据火电厂大气污染物排放标准（GB132232011）中的要求：“自2014年7月1日起，现有火力发电锅炉及燃气轮机组执行表1规定的烟尘、二氧化硫、氮氧化物和烟气黑度排放限值。”具体限值为：烟尘30mg/m3，SO2200mg/m3，氮氧化物100mg/m3。烟尘浓度不能稳定达标，NOX不能满足火电厂大气污染物排放标准（GB132232011）要求，但1、2号锅炉脱硝装置改造完成后能满足火电厂大气污染物排放标准（GB132232011）要求，在线监测数据见表18。改造前环境问题为烟尘浓度不能稳定达标，本次项目针对除尘系统进行改造。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）：1地质、地形、地貌吉林市大地构造位置处於吉黑华力西晚期褶皱带燕山活动区，区内断裂发育，岩浆活动频繁。区内所出露地层有：二迭系的一拉溪组凝灰砾岩和含砾砂岩出露于龙潭山、九站一带，炭质板岩分布于龙潭山以东；侏罗系上统安山岩和安山质凝灰角砾岩分布于小白山以西；白垩系下统砾岩、砂岩、泥岩仅在九站以西出露。第四系沿松花江及支流两岸分布，是赋存地下水资源的主要地带。侵入体可分为两期：早期为华力西期黑云母花岗岩、长石花岗岩、花岗闪长岩；晚期为燕山期，吉林黑云母带花岗岩，分布于北山、东团山一带。另外第四系在河谷范围内有三期橄榄玄武岩流与第四系地层相间。吉林市第四纪地质属古层或新层，土壤为冲积层或洪积层，土质一般为黄砂土和粘土。地下水位在1-6m，地耐力为9-29t/m2，地震按7度设防。2气候、气象吉林市位于中纬度区，属北温带大陆性气候，季节变化明显，春季多风干旱，夏季温热多雨，秋季凉爽多晴，冬季寒冷干燥。吉林市年平均气温为5.58，采暖期平均气温为-9.52，非采暖期平均气温为16.26，年均最高气温为12.1，年均最低气温为1.13；年最大冻土深度为124cm，全年日照时数为2222.92528.9h，年平均大雾天为8d，该地区9月初霜，5月终霜，年均霜日数为145d。主导风向为西南南风，年均相对湿度64.75%。3水文特征项目所处水域为松花江吉林江段。松花江发源于长白山主峰白头山天池，是吉林省最大河流。从头道江的漫江至三岔河口处，全长790km，流域面积78180km2，2002年径流量181.8×108m3，河床总坡降为松花江以丰满大坝为界分上、下两区，大坝以上为上游区，大坝以下为下游区。水文特征具有明显的季节性和区段规律性，每年有二个汛期一个枯水期。上游具有明显的季节性和区段规律性，每年有二个汛期一个枯水期。上游具有北方河流的典型特征，流量随季节变化大，冰封期长；下游吉林江段从丰满大坝至哨口断面严冬亦不封冻，若气温等适当时会有雾凇出现，玉树琼花，北国奇景。吉林市城区处于松花江中游江段。松花江从市区东南的丰满水坝开始呈“S”形经过城区流向市区的西北的九站乡。由丰满至白旗流程为112km，此江段流量受丰满电站和马家电站人工控制，多年平均水位为183.87m，水温8.4，最低流量161m3/s。社会环境简况（社会经济结构、教育、文化、文物保护等）：吉林市是吉林省第二大城市，已被国务院批准为甲级开放城市。吉林市公路、铁路交通发达，水路交通也有很大潜力。吉林市辖区包括城区及县级市城区划分为船营、昌邑、龙潭、丰满四个区；县级市包括永吉县、舒兰市、磐石市、蛟河市、桦甸市五个县市，根据城市建设和发展的需要，在丰满区内设立江南高新区，昌邑区内设经济开发区。 国家吉林高新技术产业开发区成立于1992年11月，规划面积11.18平方公里，吉林高新区一面靠山，三面临水，地势平坦，气候宜人，自然山水风光无限、美不胜收。交通畅达，通讯便捷，医疗、教育条件优越，高等院校、科研院所密集，智力资源丰富，基础设施完备，服务产业发达，是投资者的“吉祥福地”，是创新者的“理想乐园”，是创业者的“一片热土”。高新技术产业区主要指吉林市深圳街两侧区域，面积大约2平方公里，重点发展高新技术产业。目前电子信息产业园、医药产业园已基本形成。科教文化区主要指吉林市恒山西路以南、吉林大街西侧区域，含有北华大学、第四军医大学军医学院等大学2所、吉林商贸学校、化工学校、教育传播学院等专科学校3所、吉林市松花江中学、市二中学等中小学校5所。吉林高新区水电丰足充沛，交通便捷畅达，智力资源雄厚，产业工人丰富，基础设施完备，服务产业发达，现已形成汽车及零部件、生物医药、电子信息、新材料、精细化工等五大产业园区为主导的经济框架体系。依托国家级电力电子产业基地、创业中心孵化基地，太阳能光电池、飞利浦半导体等一批高科技项目正彰显出经济实力、创业活力、发展潜力。坐落在高新区内的吉林市汽车工业园区，以一汽吉林汽车有限公司以及该公司与日本丰田大发公司合作生产的D82A车为主体的微型车生产基地，正逐步走向国际化、民营化、多元化的发展轨道，是吉林市最具活力的新的经济增长点。吉林高新区始终坚持解放思想，开拓创新，尤其是2005年以来，开展了“四个转变”解放思想大讨论活动：即转变发展方式，使工作重心向科技立区和工业兴区转变；转变经营方式，适度负债，变滚动开发为集约成片开发；转变招商方式，变市内招商、坐等引资为运作招商集团、借助外力招商引资；转变管理方式，靠制度和机制用人,依法管理社会事务。通过大讨论活动，充分调动了干部的积极性和主观能动性，形成了良好的内外部支撑环境，高新区经济和社会发展逐步走上快速发展的轨道，形成了项目进区高潮。项目位于长屯街88号，国电吉林江南热电有限公司院内，详见附图1和附图2。环境质量状况建设项目所在地区域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）1、地表水环境质量 本次评价选取松花江吉林江段现有清源桥、哨口、溪浪口、白旗四个国控监测断面布设监测点位，断面情况见表9，附图3；松花江采用2013年地表水环境常规监测数据，监测结果见表10，评价结果见表11。表9 地表水监测断面情况河流序号监测断面名称距离位置功能松花江吉林江段1清源桥0 km吉林市污水处理厂排污口上游8.5km对照断面2哨口30 km吉林市污水处理厂排污口下游21.5km控制断面3溪浪口72km吉林市污水处理厂排污口下游63.5km控制断面4白旗82 km吉林市污水处理厂排污口下游73.5km预测断面