中国华电集团公司望亭发电厂330MW机组(14号)污染物超低排放改造工程污染防治专题.doc

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1、专项 污染防治措施技术经济论证1废气污染防治措施11.1脱硝工程11.2脱硫工程31.3除尘工程41.4汞及其化合物的协同控制51.5烟气治理效果62废水污染防治措施73噪声污染防治措施74固体废物防治措施75技术经济可行性总结96“三同时”验收一览表101废气污染防治措施1.1脱硝工程脱硝原理：本项目SCR脱硝采用液氨还原剂和钒钛系催化剂，在催化剂作用下，可有效降低脱硝反应的活化能，在320420温度下，烟气中NOx有选择性的与还原剂NH3反应生成无害的氮气和水。主要反应方程式为：4NO + 4NH3 + O2 4N2 + 6H2O (主要反应)6NO2 + 8NH3 7N2 + 12H2O

2、后续除尘2NO2 + 4NH3 +O2 3N2 + 6H2OSCR工艺流程示意图（液氨作还原剂）脱硝流程：储罐内液氨经蒸发器转为氨气，进入氨气缓冲罐，经过氨/空气稀释混合器稀释至5%，经由喷氨格栅进入SCR反应器的上升烟道内，在烟气扩散和静态混合器湍流的作用下，氨气与烟气充分混合，并在催化剂的作用下进行脱硝还原反应。催化剂表面区域的氨气与NOx的混合均匀程度，直接决定了反应器出口NOx的浓度和氨逃逸浓度。因此一套稳定有效的氨喷射混合系统，将烟道导流、喷氨格栅、湍流混合器、混合烟道长度等有机结合，使喷入的氨与NOx最大程度的反应，从而控制脱硝系统出口NOx浓度（50mg/Nm3）和氨逃逸浓度（2

3、.5mg/Nm3）分别满足火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）和火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法（HJ562-2010）的限值要求。SCR技术是当前世界上主流的烟气脱硝工艺，自上世纪70年代在日本燃煤电厂开始正式商业应用以来，目前在全世界范围内得到广泛的应用。作为一种成熟的深度烟气NOx后处理技术，无论是新建机组还是在役机组改造，绝大部分煤粉锅炉都可以安装SCR装置，其脱硝效率可以高达95%，NOx排放浓度可以控制到50mg/Nm3以下，是其他任何一项脱硝技术都无法单独达到的。氨的使用全过程控制：本次技改氨罐区相关设施均依托原有，本次评价关注氨的全过程监控，液氨槽车运

4、送至厂内，经过卸氨泵将液氨卸入液氨储罐，此过程利用卸氨泵使槽车和储罐形成密闭系统，保持槽车内压力始终高于贮罐压力，完成卸氨过程；项目液氨储存采用2个95m3卧式储罐，为三类压力容器，设置两级安全阀和紧急关断阀，储罐配备温度计、压力表、液位计、高液位报警仪和相应的变送器信号等附属设施，周围设置围堰和遮阳棚，液氨罐四周安装有工艺水喷淋管线，当储罐罐体温度过高，压力过大时自动淋水装置启动，对罐体自动喷淋减温。罐区四周设置氨浓度报警仪，用于监测空气中的氨含量，一旦超标立即报警，并联锁打开消防雨淋阀门对罐体自动喷淋，吸收空气中氨，控制氨气污染。正常运营情况下，氨产生源包括液氨储罐、氨气缓冲罐以及氨使用、

5、输送等环节。液氨储罐超压排放、装卸、吹扫过程的氨气、以及氨水罐大小呼吸，以上氨排放点都经过管道连接到氨气吸收罐，经过水吸收后由吸收罐上方排口排放，最大限度控制氨气排放。企业加强日常运行管理，采取以上环保措施，类比同类型项目相关资料，氨气无组织排放量取万分之二，本项目液氨年用量786.5t/a，所以氨气无组织排放量为0.16t/a。1.2脱硫工程本项目14号机组锅炉采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，一炉一塔，脱硫剂为石灰石浆液，吸收塔内SO2与石灰石反应生成亚硫酸钙，并在塔内强制氧化为石膏，经过脱水处理后送至石膏仓库储存。（1）吸收剂制备系统：石灰石从卸船机运至码头卸料，经振动给料机、皮带输送机将石

6、灰石运至石灰石仓，再由皮带称重给料机输送到湿式溢流型球磨机，石灰石、研磨水以及旋流器底流浆液在球磨机腔体内被粉碎，浆液通过卸料筛进入湿磨排浆罐；成品浆液经输送泵送至脱硫塔使用。（2）脱硫塔系统：脱硫塔自下而上可分为三个主要的功能区：氧化结晶区，该区即为吸收塔浆液池区，主要功能是石灰石溶解、亚硫酸钙的氧化和石膏结晶；吸收区，该区包括吸收塔入口及其以上的喷淋层，其主要功能是用于吸收烟气中的酸性污染物及飞灰等物质；除雾区，该区用于分离烟气中夹带的雾滴，降低对下游设备的腐蚀、减少结垢和降低吸收剂及水的损耗。主要反应方程式如下：烟气中的SO2、SO3被喷淋浆液中的水吸收，与烟气分离：SO2H2O HSO

7、3-+H+SO3H2O HSO4-+H+进入吸收塔的石灰石在偏酸性浆液中溶解：CaCO3+H+ Ca2+HCO3-HCO3- OH-+ CO2氧化和结晶反应发生在吸收塔浆液池中，浆液pH控制在5.55.8，完成亚硫酸钙向硫酸钙的氧化和二水石膏的结晶。氧化：HSO3-+1/2O2 SO42-+H+结晶：Ca2+SO42-H2O CaSO42H2O（3）石膏脱水系统：脱硫塔中石膏浆液由排出泵泵入旋流器中，细小微粒从旋流器中心向上流动形成溢流，进入回流水箱，底流经石膏浆液分配器进入二级脱水系统，经真空皮带过滤机系统将含水率降到10%以下，并对石膏滤饼进行冲洗（冲洗水排至回流水箱），保证石膏的品质。本

8、次技改脱硫工程主体工艺不变，主要是对脱硫塔增加合金钢托盘和喷淋层，将原二级除雾器更换为三级屋脊式除雾器，其他辅助设施相应完善，将脱硫效率进一步提高至98.41%，排放浓度35mg/Nm3，满足火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）限值要求。本项目脱硫工艺流程及脱硫塔结构示意图如下：脱硫塔锅炉烟气石灰石浆液空气氧化风机旋流器石膏循环泵抽出泵除雾器喷淋层脱硫后烟气浆液池真空皮带过滤机回流水箱外购石灰石皮带输送机料仓球磨机石灰石工艺水回用水本项目脱硫工艺流程示意图1.3除尘工程本次除尘工程技改主要包括：对原有四电场静电除尘进行改造，保留第一电场，拆除二、三、四电场利用其空间布置3级布袋

9、除尘，形成电袋（1+3）除尘器；改造后电袋除尘效率99.94%，出口烟尘浓度20mg/Nm3；另外脱硫系统除尘效率取50%，出口烟尘浓度10mg/Nm3；最终总的除尘效率99.96%。烟气余热利用：取消GGH装置，在除尘器出口加装降温段装置，回收热量用于脱硫后净烟气升温，提高净烟气的排放温度，促进烟气扩散，减少烟气冷凝结露带来的腐蚀问题。1.4汞及其化合物的协同控制根据火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）编制说明相关资料介绍，燃煤电厂是人为排放汞的主要来源，目前我国还没有对燃煤电厂汞的排放量开展统计和普查，针对燃煤火电厂烟气中汞控制技术有限，对汞的控制尚处于实验室阶段；欧盟大型

10、燃烧装置的最佳可行技术参考文件建议现阶段汞的脱除优先考虑火电厂锅炉配套的脱硝+除尘+脱硫工程协同控制的技术路线；根据我国能源清洁利用国家重点实验室、国家环境保护燃煤大气污染控制工程技术中心以及浙江大学热能工程研究所等相关科研单位目前的研究数据，SCR脱硝+电袋除尘+湿法脱硫对汞的协同去除效率可达到90%以上。结合浙江大学关于燃煤电厂汞污染及控制的相关研究资料，实测数据表明经过“SCR脱硝+电袋除尘+湿法脱硫”的协同控制，烟囱出口汞及其化合物排放浓度可达到未检出的水平。本项目14号机组年燃煤量74.5万吨，固定煤源为淮北煤矿，有关资料表明该地区煤中汞含量平均值0.22 mg/kg，考虑到本项目配

11、套的“SCR脱硝+电袋除尘+湿法脱硫”设施对汞的协同去除效率可达到90%，计算可得本项目烟气中汞及其化合物排放量为0.016t/a，排放浓度仅为0.0024mg/Nm3，远低于火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）的限值要求（0.03mg/Nm3）；对比固定污染源废气 汞的测定 冷原子吸收分光光度法（暂行）（HJ543-2009），该排放浓度的理论计算值略低于检出限0.0025mg/m3、远低于测定下限0.01mg/m3，综上所述，本次评价对于汞的排放不进行定量分析。1.5烟气治理效果本次技改后锅炉烟气处理效果详见下表。14号机组锅炉烟气污染物产排一览表污染源污染物产生浓度mg/

12、m3产生量t/a处理措施排放浓度mg/m3排放量t/a排气量Nm3/h高度m内径m温度烟囱(14号机组)NOx3502460 脱硝效率85.7%，脱硫效率98.41%，总除尘效率99.96%；汞的协同去除效率90%50351.512780001205.580SO2220015464 35246.0烟尘32000224928 1070.3NH32.517.57 2.517.5714号机组锅炉烟气污染物排放技改前后变化量 t/a污染物技改前已批复量技改后排放量技改前后变化量NOx644.3351.5-292.8SO21217.2246.0-971.2烟尘392.470.3-322.11NH3/17

13、.570注1：企业现有总量指标中未明确14号机组的NH3排放量，本次评价补充申请。本次超低排放改造完成后，14号机组锅炉烟气NOx、SO2和烟尘排放量大幅度下降，与技改前排放量相比，NOx、SO2和烟尘的下降幅度分别为45.4%、79.8%和82.1%，可达到江苏省煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）2018年的目标值“10万千瓦及以上燃煤机组基本达到燃机排放标准”；另外本次脱硝、除尘和脱硫工程提效改造后对汞及其化合物的协同去除效率也会在一定程度上有所提高，进一步降低烟气中汞及其化合物的排放量。2废水污染防治措施本次技改后，14号机组脱硫废水由4.3m3/h增加到4.5m3/

14、h，依托现有的1套脱硫废水处理系统（处理能力15m3/h，11号和14号机组共用），采用加碱沉淀+絮凝处理+浓缩澄清处理工艺，处理后全部回用于锅炉除渣和灰库调湿用水；脱硝过程产生的氮气和水，随烟气排入大气中，因此本次技改后项目无生产废水排放。目前国内同类大型火电厂生产废水分类收集处理后全部回用，实现废水零排放，技术较为成熟稳定。综上所述项目废水污染防治措施可行，技改后无生产废水排放。本次技改不新增员工，不考虑生活污水。3噪声污染防治措施本项目噪声源主要为脱硫工程增加的风机和循环泵，根据类比，噪声源强约为85dB(A)。本项目全部选用低噪声动力设备与机械设备，并按照工业设备安装的有关规范进行安装

15、。所有噪声设备安装减振措施。项目占地面积大，平面布置合理，较好的避免可能对周围敏感点的影响，厂界噪声可以达标。4固体废物防治措施本次技改工程工业固废主要为除尘灰渣、脱硫石膏以及定期更换的催化剂。现有工程灰渣全部采用干贮灰方式以利于综合利用，在灰渣未能全部综合利用的情况下，剩余灰渣调湿运至灰场碾压堆放。脱水后得石膏全部存放在石膏仓库，石膏全部综合利用，若综合利用暂时中断，石膏运送至大灰场进行堆放。脱硝催化剂使用寿命一般为3年，废催化剂均委托有相应资质的单位进行回收处置。望亭电厂已稳定运行多年，本次技改后以上固废量小幅度增加，经与建设单位核实，由于厂址周边地区水泥厂、建材厂较多，灰渣和石膏需求量较

16、大，根据江苏地区火电厂的运行经验，灰渣和脱硫石膏基本能实现100综合利用。废脱硝催化剂处置：国家环保部于2014年8月19日发布废烟气脱硝催化剂危险废物经营许可证审查指南（2014年第54号文），明确了废脱硝催化剂（钒钛系）危险废物经营许可审批工作，提升废脱硝催化剂（钒钛系）再生、利用的整体水平，以防止对环境造成二次污染。截止2015年8月，全国仅有江苏龙净科杰催化剂再生有限公司于2015年6月11日取得江苏省环保厅颁发的废烟气脱硝催化剂危险废物经营许可证，该公司位于江苏盐城环保产业园，系全国首家也是目前唯一一家持证单位，年处置规模10000立方米。随着废脱硝催化剂（钒钛系）危险废物经营许可审

17、批工作的不断进行，其他获批单位会陆续向社会公开。本次评价建议建设单位应关注废烟气脱硝催化剂经营许可证发布情况，并且根据自身项目SCR脱硝装置的运行情况，提早联系确定废脱硝催化剂的再生和处置事项，确保污染物长期稳定达标排放。因此本项目工业固体废物均得到合理利用和处置，不会对环境造成二次污染，不会对区域环境带来不良影响。而且综合利用措施不但可以避免固体废弃物对环境的污染，而且可以提高资源的综合利用率，为企业增加一定的经济效益，是可行的。5技术经济可行性总结本次超低排放改造后，14号机组燃煤锅炉烟气依次通过“低氮燃烧+SCR选择性催化还原法脱硝石灰石-石膏湿法脱硫”处理，经1座120m高烟囱达标排放

18、；此次改造设计方案由华电电力科学研究院提供。查询相关资料可知，本次技改采用的“SCR选择性催化还原法脱硝和石灰石-石膏湿法脱硫”均为成熟工艺，另外“低氮燃烧、电袋复合除尘技术”属于2014年国家鼓励发展的环境保护技术目录（工业烟气治理领域）和煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）附件中关于“燃煤电厂节能减排主要参考技术”中推荐鼓励的技术工艺，技术较成熟，国内已有较多运行业绩。另外目前国内同类大型火电厂生产废水分类收集处理后全部回用，实现废水零排放，技术较为成熟稳定。本次超低排放改造工程总投资9898万元，全部为环保投资；经工程设计单位估算，本次技改后环保设施总运行成本增加约12

19、15万元/年，投资和运行成本均较高，但也在企业可承受范围之内，更为重要的是：从保护环境和节能减排的角度考虑，此次提效改造符合可持续发展和绿色GDP的理念：在日益严峻的雾霾等一系列大气污染压力下，国家有关部门密集发布了大气污染防治行动计划、能源行业加强大气污染防治工作方案、重点区域大气污染防治“十二五”规划煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）、江苏省煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）等一系列政策要求，加快推动能源生产和消费革命，进一步提升煤电行业高效清洁发展水平，其中江苏省煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）目标“到2018年年底，全省10

20、万千瓦及以上燃煤机组大气污染物排放浓度基本达到燃机排放标准（即在基准氧含量6%的条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50毫克/立方米）”。本项目所属的中国华电集团公司位于上述改造行动计划之列，在日益严峻的大气污染压力以及国家相关政策导向的鼓励下，中国华电集团公司望亭发电厂积极响应煤电行业节能减排升级与改造行动计划，对330MW机组(14号)锅炉烟气进行超低排放改造，本项目已取得江苏省经济和信息化委员会备案通知书（第20150015号）；本次超低排放改造后，330MW机组(14号)锅炉烟气NOx、SO2和烟尘排放水平可达到火电厂大气污染物排放标准（GB13223-201

21、1）中天然气发电机组的排放标准，即NOx50mg/Nm3，SO235mg/Nm3，烟尘10mg/Nm3”，进一步降低燃煤机组大气污染物的排放量，具有显著的环保效益。此种环保投资作为一种无形资产进一步提升了华电集团公司的企业形象，实现了企业效益、环保效益和社会效益的统一，也为企业的可持续发展赢得更多的主动空间。综上，本次环保超低排放改造工程经济技术可行，环境效益显著。6“三同时”验收一览表本项目竣工环保验收“三同时”一览表如下。表6.1-1 本项目“三同时”一览表类别污染源污染物治理措施(设施数量、规模、处理能力等)处理效果、执行标准或拟达要求环保投资(万元)完成时间废气烟囱（14号机组锅炉）N

22、Ox1套低氮燃烧+2套SCR反应器，催化剂总体积430m3脱硝效率85.7%，NOx排放浓度50mg/Nm3江苏省煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）2018年目标值：NOx50mg/Nm3，SO235mg/Nm3，烟尘10mg/Nm3745与本项目同时设计、同时施工，项目建成时同时投入运行SO21座石灰石-石膏湿法脱硫塔，塔内浆池高度10.89m，底部增加合金钢托盘，四层喷淋层，三级屋脊式除雾器，脱硫塔总高度38.99m脱硫效率98.41%，SO2排放浓度35mg/Nm32636烟尘1套“电袋(1+3)除尘器”，脱硫塔协同控制总除尘器效率99.96%出口烟尘浓度10mg/N

23、m36515汞及其化合物依托“SCR脱硝+五电场静电除尘+石灰石-石膏湿法脱硫”协同控制去除效率90%，达到火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）要求0.03 mg/Nm3 协同控制NH3PLC喷氨控制系统氨逃逸浓度2.5mg/Nm3，火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法（HJ562-2010）利用现有氨罐区NH31套氨气吸收罐，立式，20002000恶臭污染物排放标准（GB14554-93）厂界监控浓度利用现有废水脱硫废水pH、重金属1套脱硫废水处理设施，调pH+絮凝沉淀+澄清，处理能力15t/h回用于锅炉除渣，不外排利用现有噪声生产、公辅设备LAeq选用低噪声设备，安装隔声罩、减振、消声装置工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）3类和4类要求2固废石膏，灰渣作为建材原料外售综合利用利用现有废催化剂由有对应资质的单位回收处置利用现有绿化全厂绿化率18%/事故应急措施利用企业现有应急预案及应急设施、物资储备/卫生防护距离参照原环评要求，氨罐区设置100m卫生防护距离/环境管理（机构、监测能力等）依托厂内现有环境管理机构/总量平衡具体方案NOx、SO2和烟尘均在企业现有总量指标内平衡，企业现有总量指标中未明确14号机组NH3的量，本次补充申请。/合计9898