环境影响评价报告公示：中国石油石化分热电厂老机组烟气脱硫脱销改造工程锅炉环评报告.doc

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1、建设项目竣工环境保护验收监测表 抚环监(验)字2015第48号项 目 名 称 ：中国石油抚顺石化分公司热电厂老机组烟气脱硫脱硝改造工程（8#炉、9#炉）建 设 单 位：中国石油抚顺石化分公司热电厂 抚顺市环境监测中心站2015年12月承担单位 ：抚顺市环境监测中心站站 长：朱焕山项目负责 ：金永民报告编写 ：金永民 审 核：朱焕山审 定：朱焕山协 作 单 位：现场监测负责人 ：程锦、解宇参 加 单 位：环境监测室、中心化验室参 加 人 员：刘佳宁、单中超等电话：024-58289646传真：024-52829646邮编：113006地址：抚顺市新华大街28号表一建设项目名称中国石油抚顺石化分公

2、司热电厂老机组烟气脱硫脱硝改造工程建设单位名称中国石油抚顺石化分公司热电厂建设项目主管部门中国石油抚顺石化分公司建设项目性质新建 改扩建 技改 迁建 （划）主要产品名称设计生产能力实际生产能力主要产品名称发电、供蒸汽；设计生产能力锅炉总蒸发量2870/；实际生产能力2014年全年1357628421千瓦时、供蒸汽4825114t建设时间2014年2月开工2015年6月竣工开工日期2014年2月投入试生产时间8#炉2015年6月2日、9#炉2015年4月7日现场监测时间2015年10月19日至20日2015年11月25日至26日环评报告表审批部门辽宁省环境保护厅环评报告表编制单位辽宁省环境规划院

3、有限公司环保设施设计单位中国昆仑工程公司环保设施施工单位中国昆仑工程公司投资总概算35180万元环保投资总概算35180万元比例100%实际总投资22836.96万元实际环保投资22836.96万元比例100%验收监测依据1. 中华人民共和国国务院令1998第253号建设项目环境保护管理条例（1998年12月）；2. 国家环境保护总局13号令建设项目竣工环境保护验收管理办法（2001年12月）；3. 国家环境保护总局环发200038号文关于建设项目环境保护设施竣工验收监测管理有关问题的通知及附件建设项目环境保护设施竣工验收监测技术要求（2000年2月）；4. 辽宁省环境规划院有限公司中国石油抚

4、顺石化分公司热电厂老机组烟气脱硫脱硝改造工程环境影响报告表（2014年1月）；5.辽宁省环境保护厅 辽环审表201424号中国石油抚顺石化分公司热电厂老机组烟气脱硫脱硝改造工程环境影响报告表审批意见（2014年2月8日）。 验收监测标准标号、级别（1）锅炉废气排放执行火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）排放标准；（2）氨区无组织排放氨气执行恶臭污染物排放标准（GB14554-93）表1二级新扩改标准要求；（3）厂界噪声执行工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）中3类标准；（4）在线比对监测执行固定污染源烟气排放连续监测技术规范（试行）(HJ/T75-2007)

5、 标准；该项目各类污染物具体标准限值见表1。表1 验收监测执行标准限值类别监测对象污染物标准限值来源废气锅炉颗粒物30mg/m3GB13223-2011二氧化硫200 mg/m3氮氧化物200 mg/m3无组织排放氨区氨1.5 mg/m3GB14554-93厂界噪声65dB(A)(昼间)55dB(A)(夜间)GB12348-2008 3类在线比对监测执行标准颗粒物准确度50mg/m3时，绝对误差不超过15mg/m3；50mg/m3 100mg/m3时,相对误差不超过25；100mg/m3 200mg/m3时, 相对误差不超过20；200mg/m3时, 相对误差不超过15。HJ/T75-2007

6、二氧化硫准确度20mol/mol（57.1 mg/m3）时，绝对误差不超过6mol/mol（17.1 mg/m3）；20mol/mol（57.1 mg/m3）250mol/mol（714.3 mg/m3）时，相对误差不超过20；250mol/mol时（714.3 mg/m3），相对准确度15。氮氧化物准确度20mol/mol（41 mg/m3）时，绝对误差不超过6mol/mol（12.3 mg/m3）；20mol/mol（41 mg/m3）250mol/mol（512.5 mg/m3）时，相对误差不超过20；250mol/mol时（512.5 mg/m3），相对准确度15。（5）总量控制指标根

7、据辽宁省建设项目污染物确认书LHZL(2013)234号文，确定该项目二氧化硫排放总量为1586t/a（8#炉、9#炉分别为512t/a）、氮氧化物排放总量为1586t/a(8#炉、9#炉分别为512t/a）。表二工程内容及规模1项目背景抚顺石化分公司热电厂始建于 1958 年，经陆续建设及改造，处于运行状态下共有 7 台发电机组（3# 及 6#11#）和 7 台锅炉（6#12#）,锅炉总吨位2640吨/小时，机组总容量336兆瓦。其中6#9#机组和6#9#锅炉位于老厂区，锅炉总吨位1260吨/小时、机组总容量130兆瓦；锅炉烟气采用二电场或三电场静电除尘器净化处理后排放，没有脱硫脱硝设施。根

8、据 火电厂大气污染物排放标准 （GB13223-2011）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 规定的大气污染物排放标准，为了解决热电厂大气污染物长期严重超标的问题， 以及满足新排放标准的要求， 中国石油抚顺石化分公司决定对 2 台 220t/h 锅炉 （6#、7#）和 2 台 410t/h 锅炉（8#、9#）烟气进行脱硫、脱硝改造，并建设脱硫、脱硝公用设施，配套进行低氮燃烧系统、省煤器、空预器及除尘系统改造；同时为保证电厂可靠、安全稳定运行，决定对 4 台锅炉的点火系统进行改造；对烟囱进行防腐内衬改造。6#、7#锅炉根据石化公司总体安排停用（尚未拆

9、除）。目前，8#、9#锅炉改造工程已全部完成，具备了验收监测条件，本次只对8#炉、9#炉的相关改造内容进行验收监测。抚顺市环境监测中心站受抚顺石化分公司热电厂的委托，负责该项目的竣工环境保护验收监测工作。本站2015年10月16日对该项目进行了现场勘察，并根据勘察结果确定了验收监测内容，2015年11月25日至26日进行现场验收监测。根据监测结果和环境管理检查情况，并参考建设单位提供的有关资料，编制了该项目竣工环境保护验收监测报告。2项目基本情况项目名称：中国石油抚顺石化分公司热电厂老机组烟气脱硫脱硝改造工程建设单位：中国石油抚顺石化分公司热电厂工程性质：技改工程项目地理位置：抚顺石化公司热电

10、厂厂址位于抚顺高新技术开发区内，周围与石油二厂、乙烯化工厂、润滑油厂、大乙烯化工厂等企业相邻，距离抚顺市中心15km，厂区占地42hm2，2008年扩建新厂区。本次改造的8#9#锅炉位于老厂区。工程内容：该项目环评建设内容为对2 台220t/h 锅炉（6#、7#）和2 台410t/h 锅炉（8#、9#）烟气进行脱硫、脱硝改造，并建设脱硫、脱硝公用设施建设。配套进行低氮燃烧系统、省煤器、空预器及除尘系统改造；同时为保证电厂可靠、安全稳定运行，对锅炉点火系统进行改造；对烟囱进行防腐内衬改造。由于6#炉、7#炉已停用，项目完成了8#炉、9#炉烟气脱硫、脱硝改造设施及公用配套设施。脱硫采用石灰石-石膏

11、湿法，效率不小于 95%；脱硝采用低氮燃烧+SCR 法，采用低氮燃烧后，可将氮氧化物浓度控制在 400mg/Nm3，SCR 法设计效率为 60%（采用液氨作为还原剂）可将氮氧化物浓度控制在160mg/Nm3；将原有静电除尘器改为除尘效率不小于 99.9%的布袋除尘器，结合石灰石湿法脱硫除尘（效率按 50%计），总除尘效率可达到 99.95%。 1、脱硫系统： 采用石灰石-石膏湿法脱硫，不设GGH，并封闭原有烟气旁路。每台锅炉按一炉一塔布置，制浆系统、石膏脱水系统和废水处理系统公用。脱硫系统采用4层喷淋层。每台锅炉烟气从空气预热器出口接入布袋除尘器，除尘后的烟气经过引风机后进入脱硫塔，脱硫后经烟

12、囱排放。2、脱硝系统脱硝采用低氮燃烧+SCR的工艺 改造： 具体改造方案如下： 8#、9#锅炉低氮燃烧改造将采用复合型空气分级技术进行改造（SOFA+ CFS）：1）保留原主燃烧器本体，在原主燃烧器上方增加 SOFA 燃烧器。同时对二次风道进行改 造。SOFA 燃烧器可水平摆动，上下摆动。 2）更换原一次风/煤粉燃烧器，一次风喷口可以上下摆动，更换全部二次风喷口和三次风喷口（8#炉） 。二次风通流面积和偏转角度改变。 3）假想切圆仍采用大小切圆方式，对角的切圆直径保持不变。 4）8#、9#炉燃烧器数量均为 12 只（3 层4 只） #8 锅炉比#9 锅炉在最上面多两层三次风 喷口（喷口可以摆动

13、，用于燃烧调节），但改造后的结构基本相同。 本工程每台锅炉配置一套 SCR 烟气脱硝系统，SCR 反应器布置在锅炉省煤器出口和空气预热器之间。从省煤器出口烟道处引出的（320400）烟气经过喷雾格栅、静态混合器后进入SCR装置。8#、9#炉SCR反应器设置2+1层催化剂（其中1层备用），每层催化剂上方设置蒸汽吹灰器。本工程采用液氨作为还原剂。催化剂的来源及用量：无锡华光锅炉股份有限公司，用量109.76吨/年单台炉。液氨的来源及消耗：石油二厂管线输送到热电厂液氨储罐，液肥消耗单台炉60KG/小时 。3、除尘系统：原来使用的静电除尘器设备老化，除尘效率较低，不能满足 30mg/Nm3 排放标准，

14、根据现有场地情况，原有的静电除尘器，新建布袋除尘器。 除尘器采用布袋除尘器，当含尘烟气由烟道进入布袋除尘器进风口，考虑到净化除尘效果的要求，布袋除尘器内部结构上设有沉降室，起到预分离的作用，进一步加强布袋预收尘，并保证布袋除尘器安全运行。在此沉降段内，烟气与导流板相撞击，粗颗粒粉尘掉入灰斗。4、渣油燃烧系统改造8#、9#锅炉点火油原为渣油。鉴于烧渣油对脱硫、脱销以及锅炉受热面的诸多严重影响，该项目将渣油燃烧系统改造为柴油燃烧系统。5、烟囱改造原有单筒混凝土烟囱的防腐内衬已不能满足脱硫烟气的防腐要求，该项目将钢筋混凝土烟囱外筒内表面重新做防腐内衬，采用烟囱内壁直接粘贴泡沫玻璃砖的防腐方案。6、贮

15、灰系统热电厂原有一座混凝土灰库1700 m3和一座钢灰库1000 m3。该项目新建一座1700m3混凝土灰库，库顶设置收尘器。仓泵可直接将收尘器收集的灰输入新、老两座灰库，两座灰库底部均设置一湿一干排灰。项目组成见表2。 表2 建设项目组成环评要求实际建设情况主体工程氨区脱硝改造液氨储存及氨气制备。建设了满足四台炉同时运行使用的一套液氨储存、氨气制备系统。SCR脱硝反应及锅炉本体改造点火系统、低氮燃烧系统改造、省煤器改造、空气预热器改造、SCR脱硝反应等。8#、9#锅炉按要求对点火系统、低氮燃烧系统等进行了改造，新建安装了省煤器、空气预热器、SCR脱硝反应器，符合环评要求。烟气除尘、灰输送及储

16、存系统改造省煤器输灰、布袋除尘、引风机改造、气力输灰、灰库等。按要求建设了烟气除尘、灰输送及储存系统，符合环评要求。烟气湿法脱硫装置改造脱硫间、电控楼、制浆间、吸收塔和事故浆液罐、废水处理、石膏制备和办公间、烟囱改造。全部新建烟气湿法脱硫装置和附属配套装置，符合环评要求。空压站及循环冷却水站改造工艺用压缩空气系统用喷油螺杆空压机7台，5用2备（利旧迁移5台）；后处理设备新增7台无热吸附式干燥器。3台储罐分别为2台10（利旧1台8m）仪表用风接自二厂来的仪表风管。新增循环冷却水站。空压机安装7台（5用2备，利旧迁移5台）及新增7台无热吸附式干燥器，3台储罐分别为2台10（利旧1台8m）新建循环冷

17、却水站及配套系统，以上均符合环评要求。环保工程营运期大气污染防治工程脱硝系统：脱硝采用低氮燃烧 +SCR 法，采用低氮燃烧后，可将氮氧化物浓度控制在400mg/Nm3，SCR 法设计效率为60%（采用液氨作为还原剂 ），可将氮氧化物浓度控制在160mg/Nm3；8#、9#锅炉安装了一套低氮燃烧、SCR脱硝系统，脱硝系统采用选择性催化还原脱硝技术（SCR），采用液氨作为还原剂。设计安装了一套液氨储存和氨气制备系统，符合环评要求。脱硫系统：采用石灰石石膏湿法烟气脱硫工艺，使烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应被吸收脱除。该项目石灰石石膏湿法烟气脱硫系统工艺实际建设了五个主

18、要系统；有吸收系统、石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统、事故排空系统、工业水系统等，该项目9#锅炉按一炉一塔布置建设，制浆、石膏脱水、和废水处理系统公用，符合环评要求。除尘器采用布袋除尘器，布袋除尘器内部结构上部设有沉降室，起到预分离的作用，进一步加强布袋预收尘，并保证布袋除尘器安全运行。8#、9#锅炉各设置一套除尘装置，除尘装置为脉冲布袋除尘器，处理烟气量为464863m3/h，过滤面积13000m2，经除尘装置的烟气共有一个高210m的烟筒进行排放。布袋除尘器内部结构上设有沉降室，起到预分离的作用，除尘器下灰斗排灰方式采用气力输灰系统，气力输灰系统采用正压浓相输送系统，将灰斗内的积灰通过管道

19、输送至灰库内。建设灰库一座（有效容积1700m3），灰库下方排灰采用汽车外运，外运后进行外卖，符合环评要求。烟气在线监测系统：新建6#9#锅炉烟气在线监测系统，拆除6#9#锅炉原有运行烟气在线监测系统。在8#9#锅炉脱销进、出口，除尘进、出口，总排口处安装了6套烟气在线监测系统。拆除了6#9#锅炉原有运行烟气在线监测系统。水污染防治工程脱硫废水处理系统，废水处理能力按 10m3/h 设计，满足 4 台炉脱硫产生的废水处理。污水处理系统处理后的脱硫废水，用于除渣用水该项目设计针对废水水量及水质特点，采用化学处理工艺，安装了一套功能完整的废水处理系统，废水处理能力为3.9m3/h，与环评比对处理规

20、模发生变化。噪声防治工程采用低噪声设备，同时风机、泵等消、吸声、隔音设施及减振措施选用了技术先进，性能良好，低噪声设备。设备安装于室内或维护结构内，设备采用独立基础，风机及泵等采用减振垫及避震喉等减噪措施，以降低厂房内噪声对厂界外的影响，符合环评要求.固体废物防治措施脱硝系统：废催化剂-由生产厂家回收或由建设单位委托有危险废物处理资质的单位进行处置。脱硫系统：脱硫石膏-进行综合利用。该项目建设了石膏脱水系统和石膏库，脱硫石膏为一般固体废物，可以进行综合利用。运营期脱硝产生的废催化剂进行堆存，按环评的要求SCR催化剂的安装、更换由催化剂生产厂家负责，暂时未与催化剂生产厂家签订合同。风险防范措施事

21、故状态下，如卸氨时不慎泄漏，或氨储罐故障检修时，均有可能紧急排放氨气，氨气进入氨气稀释槽中，经水的吸收排入废水池，再送至 100 万吨/年乙烯技术改造工程的污水处理厂进行处理。该项目建设了1座有效容积为7.6m3的氨气稀释槽、1座540m3的事故池和1座40m3的废水池。氨气制备区域和氨储罐区分别建设了300mm和600mm高围堰，建设了通往石油二厂污水处理场的污水管线，氨罐附近有有毒气体检测仪，当有毒气体检测仪高高报及氨罐温度高任何一种工况出现，都启动氨罐喷淋水系统。汽化区无需设事故喷淋，氨气稀释槽位于氨区遮阳棚，符合环评要求。项目变更情况：表3 项目变更情况序号环评要求实际建设情况1对6#

22、、7#、8#、9#四台锅炉进行脱硫、脱硝改造6#、7#两台炉停用，只对8#、9#锅炉进行脱硫、脱硝改造2脱硫废水处理系统处理能力为10m3/h实际建设处理能力为3.9 m3/h的脱硫废水处理系统生产天数及劳动定员：项目劳动定员30人，由原厂内配配备，不新增定员，锅炉年利用小时6000h。项目投资情况：该项目设计总投资为35180万元，环保投资35180万元。实际总投资为22836.96万元，环保投资为22836.96万元，占总投资的100%。表三主要生产工艺及污染物产出流程（附示意图）1、石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺石灰石石膏湿法烟气脱硫工艺主要是采用石灰石粉作为脱硫吸收剂，粉状石灰石与水混合

23、搅拌制成吸收浆液。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的二氧化硫与浆液 中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应被吸收脱除，最终产物为石膏。脱硫石膏可以综合利用。本工程脱硫效率不小于95%。2、低氮燃烧+SCR脱销工艺（1）所谓低氮燃烧系统（LNB）优化即为通过将原有燃烧器更换为新型高效低 NOX 燃烧 器，更换新型 SOFA 喷嘴，加大炉膛高度方向的空气分级程度，增设边界风装置，优化燃烧方式降低 NOX排放浓度。低氮燃烧可将 NOX浓度降至400mg/m3。8#、9#锅炉低氮燃烧改造将采用复合型空气分级技术进行改造（SOFA+ CFS）。 （2）SCR 为选择性催化还原烟气脱硝技术，即

24、往烟气中喷射氨基还原剂，在 300400 温度和催化剂作用下，通过还原反应将NOX还原成无害的 N2 和 H2O。该项目 SCR 工 艺设计脱硝效率 60%，将低氮燃烧后的氮氧化物浓度由 400mg/m3 降至160mg/m3。3、除尘工艺除尘器采用布袋除尘器，当含尘烟气由烟道进入布袋除尘器进风口，考虑到净化除尘效果的要求，布袋除尘器内部结构上设有沉降室，起到预分离的作用，进一步加强布袋预收尘，并保证布袋除尘器安全运行。在此沉降段内，烟气与导流板相撞击，粗颗粒粉尘掉入灰斗。本工程采用除尘效率不小于 99.9%的布袋除尘器，结合石灰石湿法脱硫除尘（效率按 50%计） ，总除尘效率可达到 99.9

25、5%，将烟尘排放浓度控制在 30mg/Nm3 以下。表四主要污染源、污染物处理和排放流程：1、废气该项目为环保改造项目。废气污染物主要为颗粒物、二氧化硫、氮氧化物。液氨装卸时氨卸料臂管道内残余的氨在废水池内被水吸收，会有少量氨气无组织排放。2、废水运营期主要污染源为脱硫废水，脱硫废水处理后用于除渣用水，正常工况下没有废水排放。该项目针对脱硫废水水量及水质特点，采用化学处理工艺，安装了一套功能完整的废水处理系统，处理能力为3.9m3/h。实现去除脱硫废水中的污染因子，如悬浮物、PH值、氟离子等，以及少量重金属元素。溢流泵送加药搅拌泵送自流pH调节箱废水缓冲罐脱硫废水上清水溢流自流中和池反应箱澄清

26、池小污泥部分污泥泵送有资质的企业进行处理离心脱水机电厂用水点泵送溢流净水箱脱硫废水处理工艺流程图如果在事故状态下，如卸氨时不慎泄露，或氨储罐故障检修时，均有可能紧急排放氨气，排入氨气稀释槽中，经水的吸收排入废水池，再送至抚顺石化公司石油二厂处理厂进行处理。3、噪声该项目噪声源主要是新建SCR系统、新增液氨泵、风机等噪声设备，新建脱硫系统新增浆液循环泵、氧化风机等噪声设备。选用了技术先进，性能良好，低噪声设备。设备安装于室内或维护结构内，设备独立基础，风机、水泵安装了消声器和避震喉，以降低厂房内噪声对厂界外的影响。4、固体废物固体废物主要是脱硝产生的废催化剂、脱硫副产品脱硫石膏、生活垃圾。产生的

27、废催化剂为危险废物。该项目建设了石膏脱水系统和石膏库，脱硫石膏为一般固体废物，脱硫石膏进行综合利用。运营期脱硝产生的废催化剂，按环评的要求SCR催化剂的安装、更换由催化剂生产厂家负责，头一年使用由总包单位提供，尚未使用完，尚未与其它厂家签定明年的委托处理合同。5、环境风险防范措施该项目选用液氨做脱硝颗粒物剂，易发生风险事故的环节包括液氨运输及储存。该项目建设了有效容积为7.6m3氨气稀释槽、540m3事故池和40m3废水池。氨气制备区域和氨储罐区分别建设了300mm和600mm高围堰，建设了通往石油二厂污水处理场的污水管线。氨罐附近有有毒气体检测仪13套，当有毒气体检测仪报警及氨罐温度高任何一

28、种工况出现，都启动氨罐喷淋水系统。制定环境应急突发事故预案，并报环保局备案(备案号为210415007)。表五监测概况1 验收监测内容根据项目污染物排放状况和现场查看的结果，确定本次验收监测内容见表5。表4 验收监测内容类别监测对象监测点位监测内容采样频次废气8#炉、9#炉脱销进口、脱销出口（除尘进口）、总排口颗粒物、二氧化硫、氮氧化物3个平行样/日，2天在线系统比对监测8#炉、9#炉脱销进口、脱销出口（除尘进口）、总排口烟尘、二氧化硫、氮氧化物颗粒物5个监测数据，二氧化硫、氮氧化物9个监测数据无组织排放氨区3个监控点氨气3次/日，2天噪声厂界厂界南侧2个监测点位厂界噪声2次/日（昼、夜），2

29、天注：除尘器出口既脱硫进口无监测孔，因此未监测。脱硫塔除尘器脱硝装置8#锅炉脱硫塔除尘器脱硝装置9#锅炉图3 锅炉废气监测点位置示意图(:为废气监测断面)图例: 无组织排放 厂界噪声氨罐区 图4 无组织排放和厂界噪声监测点位置示意图2监测分析方法表5 监测分析方法一览表 序号监测项目监测析方法方法来源1颗粒物固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法 GB/T16157-19962二氧化硫定电位电解法HJ/T57-20003氮氧化物定电位电解法HJ693-20144氨气纳氏试剂分光光度法HJ533-20095厂界噪声声级计法GB12348-20083质量保证措施为了确保监测数据具有代表性、

30、可靠性、准确性，在本次监测中对全过程包括布点、采样、实验室分析、数据处理等各环节进行严格的质量控制。具体要求如下：（1）按照该项目环境影响评价报告书中及有关技术规定制定监测方案，并实施现场监测验收工作；（2）保证生产与环保设施运行正常，生产负荷达到75以上情况下进行现场采样与测试；（3）监测分析方法采用国家有关部门颁布的标准（或推荐）方法，监测人员经过考核并持有合格证书；（4）监测所使用的监测仪器设备，都做到了在计量检定合格有效期内使用，仪器在监测取样前都进行了校准；（5）所有监测数据严格实行三级审核后报出。表六 废气监测结果验收监测期间，8#锅炉废气经脱硝、除尘、脱硫后，颗粒物、二氧化硫、氮

31、氧化物折算浓度最大值分别为29.3mg/m3、49.9mg/m3、79.7mg/m3，符合火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）表1 标准要求。8#锅炉脱销装置的脱销效率为86.8 %总除尘效率为99.4%、脱硫效率为96.8 %。9#锅炉废气经脱硝、除尘、脱硫后，颗粒物、二氧化硫、氮氧化物折算浓度最大值分别为29.8mg/m3、53.2mg/m3、39.1mg/m3，均符合火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）表1 标准要求。9#锅炉脱销装置的脱销效率为91.0%，总除尘效率为99.6%、脱硫效率为95.2%。锅炉监测结果见表6表12。表6 8#、9#锅炉脱销装置

32、监测结果监测点位监测日期监测次数8#锅炉9#锅炉实测NOX浓度（mg/m3）实测NOX浓度（mg/m3）脱销进口2015.11.251327386233237933353722015.1126136541223524173362406脱销出口201511.25149.32.0244.037.0345.039.02015.11.26142.035.0250.036.0343.034.0脱销效率（%）86.891.0表7 8#锅炉除尘器监测结果监测点位监测日期监测次数标态干烟气量（m3/h）折算颗粒物浓度（mg/m3）颗粒物排放速率（kg/h）除尘器进口2015.11.2513.501053695

33、99023.611053695106633.49105317010682015.11.2613.561054627129523.651054627125633.6310546181249脱硫系统出口（总排口）2015.11.2513.5410520.35.423.5410521.15.633.6410529.08.02015.11.2613.5910524.36.723.6410522.26.133.6710529.38.0除尘效率（%）99.4表8 8#锅炉脱硫装置监测结果监测点位监测日期监测次数标态干烟气量（m3/h）折算SO2浓度（mg/m3）SO2排放速率（kg/h）除尘器进口2015

34、.11.2513.501051250334.723.611051250369.933.491051122377.82015.11.2613.561051338374.223.651051338392.033.631051488402.3脱硫系统出口（总排口）2015.11.2513.5410545.712.023.5410539.910.633.6410549.913.82015.11.2613.5910534.99.723.6410541.211.333.6710545.712.5脱硫效率（%）96.8表9 9#锅炉除尘器监测结果监测点位监测日期监测次数标态干烟气量（m3/h）折算烟尘浓度（

35、mg/m3）烟尘排放速率（kg/h）除尘器进口2015.11.2514.221056696301724.321056696317834.34105797035662015.11.2614.3610510017366224.1510510017313734.3910582583845脱硫系统出口（总排口）2015.11.2514.3110529.013.124.3710529.813.434.5010527.212.52015.11.2614.4010527.812.824.3310526.211.934.4710525.311.8除尘效率（%）99.6表10 9#锅炉脱硫装置监测结果监测点位监

36、测日期监测次数标态干烟气量（m3/h）折算SO2浓度（mg/m3）SO2排放速率（kg/h）除尘器进口2015.11.2514.22105910410.324.32105910423.934.341051036459.42015.11.2614.361051171428.224.151051171400.134.39105936435.9脱硫系统出口（总排口）2015.11.2514.3110553.224.124.3710545.720.534.5010540.118.42015.11.2614.4010540.218.524.3310543.719.934.4710551.022.8脱硫效

37、率（%）95.2表11 8#锅炉总排口监测结果监测点位监测时间监测次数标态干烟气量（m3/h）颗粒物SO2NOX折算排放浓度（mg/m3）排放速率（kg/h）折算排放浓度（mg/m3）排放速率（kg/h）折算排放浓度（mg/m3）排放速率（kg/h）总排口2015.11.2513.5410520.35.445.712.069.818.423.5410521.15.639.910.679.721.333.6410529.08.049.913.881.522.62015.11.2613.5910524.36.734.99.769.819.423.6410522.26.141.211.375.720

38、.733.6710529.38.045.712.569.819.1标准值30200200达标情况达标达标达标表12 9#锅炉总排口监测结果监测点位监测时间监测次数标态干烟气量（m3/h）颗粒物SO2NOX折算排放浓度（mg/m3）排放速率（kg/h）折算排放浓度（mg/m3）排放速率（kg/h）折算排放浓度（mg/m3）排放量（kg/h）总排口2015.11.2514.3110529.013.153.224.136.116.424.3710529.813.445.720.537.917.134.5010527.212.540.118.439.118.02015.11.2614.4010527.

39、812.840.218.534.515.924.3310526.211.943.719.938.017.334.4710525.311.851.022.837.317.4标准值30200200达标情况达标达标达标根据8#锅炉和9#锅炉设计年运行时间（为6000小时）及污染物排放速率计算，8#锅炉颗粒物、二氧化硫和氮氧化物排放总量分别39.80t/a,69.90t/a，70.12t/a；9#锅炉颗粒物、二氧化硫和氮氧化物排放总量分别为75.50t/a,124.20t/a，102.10t/a。8#和9#锅炉二氧化硫、氮氧化物排放总量符合辽宁省建设项目污染物确认书LHZL(2013)234号的指标要

40、求。 表13 污染物排放量统计表装置名称运行时间（小时）污染物排放量（t/a）颗粒物SO2NOX8#锅炉600039.8069.9070.129#锅炉600075.50124.20102.10合计115.30194.10223.60表14 污染物排放量总量削减情况装置名称工况污染物排放量（t/a）颗粒物SO2NOX8#锅炉改造前127855921962改造后39.8069.9070.129#锅炉改造前256255921962改造后75.50124.20102.10削减量3724.710989.93751.78表七 在线比对监测结果在验收监测期间,8#锅炉和9#锅炉总排口在线监测装置颗粒物、二氧化硫、氮氧化物比对结果均符合固定污染源烟气排放连续监测技术规范(试行)HJ/T75-2007标准要求。表15 8#锅炉总排口CEMS比对监测结果监测次数颗粒物（mg/m3）二氧化硫氮氧化物参比法数据CEMS数据参比法数据CEMS数据参比法数据CEMS数据123216 8 101 103 224217 6108 111323215 6107 105