白杨河电厂现场检查操作规范201402-2(1) 2.doc

淄博市环境保护局华能淄博白杨河发电有限公司环境执法现场检查操作规范华能淄博白杨河发电有限公司环境执法现场检查操作规范山东省淄博市环境保护局2014年2月1目 录一、企业基本概况检查41、企业情况简介42、建设历程53、现有生产内容及规模64、项目平面布置图115、企业环境管理体系图12二、企业生产设施检查131、主要生产工序流程132、主要生产设备173、照片汇总20三、工艺流程及排污节点检查281、电厂排污节点图282、甲站2300MW机组工序及排污节点293、乙站2145MW机组工序及排污节点49四、附录561、工业企业厂界环境噪声排放标准GB 12348-2008（节选）562、火电厂大气污染物排放标准GB 13223-2011（节选）563、山东省火电厂大气污染物排放标准DB37/664-2013（节选）574、关于对全市重点燃煤企业实施环保限期治理的通知淄环发【2013】144号（节选）59五、 附件621、 华能白杨河发电有限公司四台机组环境影响报告书批复及项目竣工环保验收批复文件622、华能白杨河发电有限公司排污许可证863、试生产批复874、 企业营业执照885、组织机构代码证896、华能白杨河发电有限公司现场检查记录表90一、企业基本概况检查1、企业情况简介华能淄博白杨河发电有限公司位于淄博市博山城区西南约2km处，座落在白杨河漫滩阶地上。电厂东侧靠近土门头村及电厂生活区，南邻327省道，西侧隔博（山）莱（芜）公路（205国道）与老坡岭相邻，北侧隔205国道与北神头村相望。是华能山东发电有限公司全资子公司，现总装机容量890MW（2300MW+2145MW）。厂址地理位置图见图1。图1 厂址地理位置图2、建设历程华能淄博白杨河发电有限公司原为博山火力发电厂扩建工程，其历史沿革可追溯到1919年成立的博山电灯公司。1965年11月，国家计划委员会批准博山火力发电厂扩建任务书，工程代号“370”。1973年1月，“370”电厂正式易名为“山东白杨河发电厂”，归属山东省电力工业局管理。1998年12月由山东省电力工业局移交华能集团公司运营管理。2009年4月企业变更为华能淄博白杨河发电有限公司，成为华能山东发电有限公司全资子公司，独立法人单位。华能淄博白杨河发电有限公司共建设四期火电机组工程，现运行装机容量为890MW。一、二期工程建设350MW机组，是全国第一座全露天式高温高压火力发电厂，企业积极响应国家节能减排政策号召，于2007年5月27日爆破拆除。三期工程2145MW机组为国产循环流化床热电联产机组，2001年9月13日山东省环保局(现山东省环保厅)鲁环发【2001】426号文批复项目环境影响报告书，于2002年4月20日正式开工兴建，4、5号机组分别于2003年9月1日和2003年9月22日移交试生产，2003年10月9日投入商业化运营。2004年7月24日项目顺利通过山东省环保局（现山东省环保厅）组织的环保竣工验收。四期工程2300MW上大压小供热机组为国产300MW亚临界机组，在拆除350MW机组原址上建设。2008年1月29日国家环保总局（现环保部）环审【2008】30号文批复项目环境影响报告书，于2008年6月2日正式开工兴建，6、7号机组分别于2009年12月11日和2009年12月20日移交试生产，分别于2009年12月12日、21日投入商业化运营。2010年6月9日项目顺利通过国家环保部组织的环保竣工验收。表1 环评及”三同时”验收情况表项目名称环境影响评价“三同时”竣工验收试生产批复批复文件批复时间验收文件验收时间批复文件批复时间三期工程：2145MW国产循环流化床热电联产机组鲁环发2001426号2001.9.132004.7.24四期工程：2300MW国产300MW亚临界机组环审200830号2008.1.30环验2001142号2010.6.9鲁环函2009442号2009.12.033、现有生产内容及规模华能淄博白杨河发电有限公司现总装机容量890MW，包括甲站#6、7机组（2300MW），乙站#4、5机组（2145MW）。（1）甲站2300MW机组甲站2300MW双抽凝汽式供热机组配21025t/h亚临界参数自然循环煤粉炉，是博山城区唯一热源点，配套建设供热管网，承担博山城区城市供暖、供热任务。甲站烟气脱硫系统采用高效成熟的石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺方案，一炉一塔脱硫装置，不设GGH。除尘装置采用双室五电场静电除尘器。锅炉采用低氮燃烧器并设置SCR脱硝系统。锅炉采用干式除渣机，除灰系统采用气力除灰方式，设有飞灰分选装置和粗、细灰库。博山环科污水处理厂的城市中水，经电厂厂内中水深度处理系统处理后，作为甲站机组循环水补充水。中水深度处理系统采用石灰-混凝处理工艺，设计流量1400 m3/h。循环冷却塔排污水经城市管网排至博山环科污水处理厂，其他废水经废水处理系统处理后回用。（2）乙站2145MW机组乙站2145MW抽凝式供热机组配2465t/h超高压参数循环流化床锅炉，配套建设供热管网，与甲站机组共同承担博山城区城市供暖、供热任务。乙站循环流化床锅炉采用低温燃烧方式，可以有效降低锅炉烟气中的NOx产生和排放浓度。烟气脱硫采用循环流化床锅炉炉内喷钙烟气脱硫工艺。除尘装置采用双室四电场静电除尘器。灰渣分除，采用干式除渣机，除灰系统采用气力除灰方式，设有渣仓和灰库。乙站生产用水水源利用原350MW机组的地下水指标，循环冷却塔排污水经城市管网排至博山环科污水处理厂，其他废水经废水处理系统处理后回用。本期工程机组主要设备及环保设施见表1。表2 白杨河电厂主要设备及环保设施一览表甲站#6、7机组项目单位规格锅炉型式本锅炉为亚临界、中间一次再热、自然循环、燃煤汽包锅炉，单炉膛型半露天布置，四角切圆燃烧，尾部双烟道，固态排渣，平衡通风，全钢架悬吊结构。最大连续蒸发量t/h21025额定蒸发量t/h2977过热蒸汽额定压力Mpa17.4过热蒸汽温度541锅炉保证效率%92.5燃烧方式四角切圆汽轮机型式C300-16.7/0.2-0.6/538/538型汽轮机是上海汽轮机厂引进美国西屋公司技术制造的，为亚临界、一次中间再热、高中压合缸、双缸双排汽、单轴、抽汽凝汽式汽轮机功率MW2300工业抽汽压力Mpa1.6087工业抽汽量t/h260采暖抽汽压力Mpa0.50采暖抽汽量t/h2260发电机容量MW2300烟气治理设施除尘装置种类双室五电场静电除尘器效率%99.83%脱硫装置种类石灰石石膏湿法脱硫效率95%脱硝装置种类低氮燃烧器+SCR效率60%（两层）烟囱形式单套筒烟囱，两炉共用一座高度m210出口内径m7废水治理设施循环冷却水城市污水处理厂二级出水经深度处理（包括石灰处理部分和澄清部分）作为循环冷却水的补充水源工业废水混凝澄清处理脱硫废水石灰混凝+澄清含煤废水经沉淀池、过滤器后循环回用配套设施热网首站一座，主厂房内6#机东侧储煤系统封闭式圆形煤场除灰渣系统灰渣分除，干式除灰渣冷却塔淋水面积为9000m2,逆流式自然通风，1座乙站#4、5机组项目单位规格锅炉型式超高压参数自然循环流化床汽包炉、单炉膛、平衡通风、一次中间再热、悬吊结构、固态排渣、全钢构架最大连续蒸发量t/h2465过热蒸汽额定压力Mpa13.7过热蒸汽温度540锅炉保证效率%90.5燃烧方式循环流化床汽轮机型式汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产制造的超高压一次中间再热凝汽式、单轴、双缸、两排汽、抽汽凝汽式汽轮机功率MW2145额定抽汽量t/h39最大抽汽量t/h150额定抽汽压力Mpa1.10.196发电机容量MVA2145烟气治理设施除尘装置种类双室四电场静电除尘器效率%99.67%脱硫装置种类循环流化床炉内喷钙效率92%低氮燃烧种类循环流化床烟囱形式单筒烟囱，两炉共用一座高度m210出口内径m5废水设施生活污水地埋式生化处理装置处理含煤废水经沉淀池、过滤器后循环回用配套设施储煤系统干煤棚除灰渣系统灰渣分除，干除灰冷却塔淋水面积为5500m2,逆流式自然通风，2座4、项目平面布置图华能淄博白杨河发电有限公司平面布置图见图2。冷却塔#6、7汽机房#7锅炉#6锅炉#6脱硫#7脱硫甲站烟囱#6、7升压站含煤废水、工业废水处理室圆煤场#4、5汽机房#4锅炉#5锅炉三期烟囱#4、5升压站冷却塔冷却塔205国道205国道327省道白杨河三期煤场铁路专用线白杨河生产楼山地205国道厂大门土门头村生产楼北神头村#7脱硝#6脱硝办公楼生产楼#7除尘#6除尘#4除尘#5除尘含煤、含油、生活污水处理室氨区中水区域图2 厂区平面布置图535、企业环境管理体系图图3企业环境管理体系图二、企业生产设施检查华能淄博白杨河发电有限公司厂区主要分为甲站、乙站，甲站为办公区、检修工区、#6、#7机组以及脱硫脱硝除尘设施所在地，乙站主要为#4、#5机组和中水深度处理设施，液氨储存区和圆形煤场等。1、主要生产工序流程（1）甲站工艺流程：原煤经筛选、粉碎后送入磨煤机磨制成煤粉，将煤粉送入锅炉炉膛中燃烧，将经过除盐、除氧、预热的水加热成蒸汽，送入汽轮机做功，带动发电机发电，经变压器、配电装置用输电线路将电送往用户。汽轮机为两段抽汽方式，一段从汽轮机中压缸出口抽汽，在汽轮机中压缸至低压缸的连通管上设供热调节阀，凝汽工况时，阀门全开，供热工况时，通过阀门开度变化来调节供热量，满足采暖热负荷的要求。另一段从汽轮机三抽管道抽出蒸汽供工业用汽。锅炉低氮燃烧生成的烟气经过SCR脱硝装置脱硝、高效双室五电场静电除尘器除尘、石灰石-石膏烟气湿式脱硫装置脱硫后，净烟气通过与环保局联网的在线连续自动监测系统CEMS监测后经210m烟囱排放。甲站采用省内最新式的封闭圆形煤场储存燃料煤，减少了扬尘对环境的影响，运煤系统的各运煤转运点、碎煤机室等扬尘点均布置在封闭式输煤栈桥内和室内，并设置水喷淋抑尘设施和相应的除尘设施。运煤系统的煤仓间、转运站、输煤廊道和碎煤机室地面均采用水力清扫。清扫后的污水汇集到煤场附近的煤水沉淀池集中进行沉淀，然后经含煤废水处理设施进行混凝、过滤处理,处理后的水和煤泥回收利用。图4甲站生产工艺流程图(2)乙站工艺流程：原煤经破碎后送入炉前原煤仓，经给煤机送入锅炉炉膛中燃烧，将经过除盐、除氧、预热的水加热成蒸汽，送入汽轮机做功，带动发电机发电，经变压器、配电装置用输电线路将电送往用户。从汽轮机三抽管道抽汽，设供热调节阀，通过阀门开度变化来调节供热量，满足热负荷的要求。在锅炉燃烧过程中，将一定粒度的石灰石粉送入炉膛发生焙烧反应，使碳酸钙分解为氧化钙，氧化钙与煤燃烧产生的氧化硫进行盐化反应，生成硫酸钙，以飞灰及炉渣的固体颗粒形式排出锅炉，脱除烟气中的氧化硫。乙站循环流化床锅炉为低温燃烧方式，并采用分级配风，燃烧生成的NOx较常规煤粉锅炉炉膛出口NOx大幅降低。锅炉低氮燃烧和脱硫后的烟气经过高效双室四电场静电除尘器除尘后，净烟气通过与环保局联网的在线连续自动监测系统CEMS监测后经210m烟囱排放。图5乙站生产工艺流程图 2、主要生产设备华能淄博白杨河发电有限公司主要生产设备检查表见表3。表3 主要设备检查表（1）甲站序号设备分类设备名称规格型号台（套）数照片编号1主机锅炉DG-1025T/17.42（1）汽机亚临界参数、一次中间再热，单轴2缸2排汽抽汽凝汽式汽轮机2（2）发电机2（3）2附属设施输煤系统1（4）水处理系统中水深度处理、锅炉补给水处理、凝结水处理等装置1（5）脱硝装置低氮燃烧器+SCR2（6）脱硫装置石灰石-石膏湿法脱硫2（7）电除尘装置双室静电五电场2（8）脱硝氨区2*70m3液氨贮罐1（9）工业废水处理处理能力100t/h1（10）除渣装置干式除渣机2（11）油库1（12）烟囱210米高1（13）灰库分为原灰库、细灰库和粗灰库3（14）循环冷却塔2（15）含煤废水处理加药、澄清、过滤处理（16）脱硫废水处理加药、澄清处理（17）3水泵、风机类给水泵4（18）循环水泵4（19）引风机4（20）4变压器类主变2（21）高厂变2（22）启备变1（23）（1） 乙站序号设备分类设备名称规格型号台（套）数照片编号1主机锅炉HG-465/13.7-L.PM72（1）汽机C135/N14513.24/535 /535/1.12（2）发电机WX21Z-073LLT2（3）2附属设施输煤系统4级输送皮带，1级中间破碎1（4）水处理系统锅炉补给水处理装置，处理能力100t/h2（5）脱硫装置石灰石，CFB2（6）电除尘装置双室静电四电场FAA440M-284-1402（7）除渣装置干式除渣，滚筒冷渣机+链斗输送机2（8）油库容积：5732m31（9）烟囱高度：210m1（10）灰库2座2（11）循环冷却塔高度：85m；淋水面积：3000m22（12）生活污水处理地埋式生化装置处理1（13）含煤废水处理加药、澄清、过滤处理2（14）3水泵、风机类给水泵FK5D32M4（15）循环水泵48SH-194（16）引风机Y4-60-1227.5F4（17）石灰石输送风机SRB101/4P4（18）4变压器类主变SFPS10-170000/2202（19）高厂变SF9-16000/15SF9-25000/152（20）启备变SF9-25000/151（21）3、照片汇总（1）甲站设备 （1）锅炉 （2）汽机 （3）发电机 （4）输煤系统 （5）中水深度处理系统 （6）脱硝装置 （7）脱硫装置 （8）电除尘装置 （9）脱硝氨区 （10）工业废水处理 （11）除渣装置 （12）油库 （13）烟囱 （14）灰库 （15）循环水冷却塔 （16）含煤废水处理 （17）脱硫废水处理 （18）给水泵 （19）循环水泵 （20）引风机 （21）主变 （22）高厂变 （23）启备变（2）乙站设备 （1）锅炉 （2）汽机 （3）发电机 （4）输煤系统 （5）锅炉补给水处理系统 （6）脱硫系统 （7）电除尘装置 （8）除渣装置 （9）油库 （10）烟囱 （11）灰库 （12）循环水冷却塔 （13）生活污水处理 （14）含煤废水处理 （15）给水泵 （16）循环水泵 （17）引风机 （18）石灰石输送风机 （19） 主变 （20）高厂变 （21）启备变三、工艺流程及排污节点检查1、电厂排污节点图图6排污节点图白杨河电厂排放污染物废气污染物废水污染物噪声污染物煤场废渣污染物煤运输煤破碎锅炉灰库渣场锅炉排渣灰库脱硫石膏锅炉软化水及机修水循环冷却水脱硫废水输煤冲洗水生活污水煤破碎引风机汽轮机发电机泵房2、甲站2300MW机组工序及排污节点1、废气污染：表4无组织排放点节点编号污染节点名称治理设施及执行标准检查内容照片编号检查要点检查方法G1卸煤、储煤、运煤区通过喷淋设施和洒水车进行喷洒水，卸煤沟和煤转运设施封闭设计。粉尘：50mg/m检查洒水是否满足防风抑尘需求。卸煤区道路出现扬尘时，应通过洒水车进行水喷洒，抑制扬尘。3-1清扫吸尘车； 检查卸车时扬尘情况卸车煤粉扬尘较多时，应开启喷淋装置进行喷淋降尘3-2喷淋设施检查煤转运廊道是否密闭目测煤转运廊道是否密闭。3-3煤转运设施按全封闭设计 3-1清扫吸尘车3-2 煤场喷淋装置3-3 煤转运设施封闭表5 锅炉及在线装置治理设施检查记录表甲站300MW锅炉及在线装置治理设施检查记录表节点编号污染节点名称治理设施及执行标准检查内容照片编号项目检查要点检查方法G2锅炉烟气经脱硝、电除尘及脱硫处理后，经1座210m高烟囱排放颗粒物：30 mg/m3二氧化硫：200 mg/m3氮氧化物：100 mg/m3烟囱外排烟气颜色正常情况应是白色水蒸气，目测烟囱若排放黑色烟气，应立即委托检测部门进行现场监测。4-1、甲站烟囱；烟囱在线装置主要设备规格、型号、外观1、设备（厂家）型号：CEMS-2001；数量：2台；生产厂家：青岛崂山电子仪器总厂有限公司；监测因子：出口烟气二氧化硫、氮氧化物、烟粉尘、含氧量、烟气流量、烟气温度、烟气压力；2、仪器运行状态良好，无腐蚀渗漏。4-2、甲站CEMS在线监测柜设计参数量程量程：二氧化硫：0-1428mg/m3 氮氧化物：0-669mg/m3 烟粉尘： 0-1000mg/m3含氧量： 0-25% 烟气流速：0-40m/s 烟气温度：0-300 烟气压力： -20KPa20KPa运行要求现场运行情况1、检查数据线能否有效连接探头及监控仪器；2、查看在线装置的维护记录；3、检查标定仪器的标气是否在有效期内；4、调出前期1-3个月数据，应全部达标；5、显示数据中烟尘、SO2、NOX浓度范围应分别小于30mg/m3、200mg/m3、200mg/m3，除反吹时间外其它时间表计指示应在其量程范围内，不应该存在负数与零数据，若数据恒定不变说明数据可疑，需进一步核查。4-3、甲站CEMS在线监测采样口；4-4、甲站CEMS在线维护记录；4-5、CEMS在线记录节点编号污染节点治理设施及执行标准检查内容照片编号项目及工艺流程检查要点检查方法G2锅炉（接前页）烟气经脱硝、电除尘及脱硫处理后，经1座210m高烟囱排放颗粒物：30 mg/m3二氧化硫：200 mg/m3氮氧化物：100 mg/m3脱硝装置甲站#6、7机组采取低氮燃烧+选择性催化还原（SCR）法去除烟气中NOX，脱硝SCR 反应器采用高灰型工艺布置（即反应器布置在锅炉省煤器与空预器之间）。工艺流程：液氨经过蒸发器加热气化为气态氨，氨气通过管道输送至锅炉SCR区域，经调节阀控制流量与稀释风在混合器中混合后，通过喷氨格栅均匀喷入SCR入口烟道与原烟气充分混合，喷入的氨气与烟气中的NOx在合适的温度和催化剂的作用下，发生还原反应，烟气中的NOx还原为气态N2和H2O，随烟气排向大气。资料核查锅炉类型、脱硝改造相关资料、还原剂及催化剂使用量及购买财务证明（去除1kgNOx约需0.374kg纯度99.9%的液氨）、入炉煤质化验单（挥发份37%）、设施运行报表4-2、甲站CEMS在线监测柜4-3、甲站CEMS在线监测采样口；4-4、甲站CEMS在线维护记录；4-5、CEMS在线记录DCS核查1查看DCS画面对比CEMS的数据是否一致；2.入口出口NOx浓度、调节阀开度、反应器出入口温度310、氨逃逸3ppm、称释风机运行信号；3. 查看历史曲线：锅炉负荷、烟气流量、反应器入口NOx、反应器出口NOx、喷氨量（加大喷氨量可以提高效率，也会造成氨逃逸度增加）、脱硝效率的逻辑关系;CEMS核查1.入口：烟气流量、NOX浓度、烟气氧含量2.出口：烟气流量、NOX浓度、烟气氧含量、氨逃逸度3.查历史监测数据、察看采样管路、设备运行状况、现场数据液氨储罐区爆炸危险区警示、自动报警系统、水喷淋装置、运输单位资质节点编号污染节点治理设施及执行标准检查内容照片编号项目及工艺流程检查要点检查方法G2锅炉（接前页）烟气经脱硝、电除尘及脱硫处理后，经1座210m高烟囱排放颗粒物：30 mg/m3二氧化硫：200 mg/m3氮氧化物：100 mg/m3除尘装置#6、7机组锅炉除尘装置采用了浙江菲达环保科技股份有限公司生产的除尘效率为不低于99.83%的干式、卧式、板式高效双室五电场静电除尘器。该除尘系统阴、阳极侧面摇臂锤旋转振打及高压硅整流设备采用微机控制，绝缘子室及灰斗具有自动恒温加热和安全联锁等功能。电除尘器的2个进口均设有三道加导流叶片的多孔板，运用导流加阻流的形式进行气流分布，在2 个出口设有迷宫式槽型板防止灰尘二次飞扬，烟气依次通过双室五个电场，由引风机送至脱硫吸收塔。积附在极板、极线上的灰尘通过振打使其振落下来落入灰斗中，除尘器下灰斗收集的灰由放灰管至流态化发送罐,经输灰管道送往灰库。资料核查生产运行表、入炉煤质化验单（灰分）、除尘设施设计文件等4-2、甲站CEMS在线监测柜4-3、甲站CEMS在线监测采样口；4-4、甲站CEMS在线维护记录；4-5、CEMS在线记录DCS核查出口、入口烟尘浓度，电流、用电量、运行率CEMS核查出口、入口烟尘浓度现场检查电除尘现场周边清洁、输灰装置运行正常。节点编号污染节点治理设施及执行标准检查内容照片编号项目及工序流程检查要点检查方法G2锅炉（接前页）烟气经脱硝、电除尘及脱硫处理后，经1座210m高烟囱排放颗粒物：30 mg/m3二氧化硫：200 mg/m3氮氧化物：100 mg/m3脱硫装置#6、7机组脱硫采用浙大网新的石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺，每台炉一套脱硫设备，脱硫效率不低于95%。脱硫系统主要包括：烟气系统、反应吸收塔系统、石灰石浆液制备系统、氧化空气系统、工艺水系统、石膏脱水系统、事故浆液系统、脱硫废水处理系统。烟气经过脱硝、静电除尘器、引风机进入脱硫吸收塔，与从喷淋层喷洒的石灰石浆液逆流接触进行化学反应，携带着浆液雾滴进入除雾器进行液滴捕捉，在吸收塔出口布置有两级除雾器。除雾器采用工艺水定时喷洗以防止玷污和结垢。经脱硫装置处理后的净烟气通过与环保局联网的在线连续自动监测系统CEMS监测后经210m烟囱排放。两台机组脱硫系统均已拆除旁路烟道。资料核查1锅炉负荷、发电量、燃煤量、排烟烟气量和温度等；2入炉煤质参数，包括硫份、发热量等；3脱硫设计参数：包括烟气参数、脱硫效率、系统电耗、水耗、石灰耗量、石膏产量、废水排放；4引风机参数，包括流量、电流； 4-2、甲站CEMS在线监测柜4-3、甲站CEMS在线监测采样口；4-4、甲站CEMS在线维护记录；4-5、CEMS在线记录DCS核查1 看实时数据：锅炉负荷、烟气流量（1025th锅炉满负荷时烟气量110-130（万m3(N)/h）、脱硫浆液PH值4.8-5.8、脱硫塔液位10m、浆液密度1070-1170kgm3、循环泵运行信号及电流。2 查历史曲线：锅炉负荷、引风机电流、烟气流量、氧量、二氧化硫浓度、循环泵电流、PH值、供浆泵电流、氧化风机电流等对应逻辑关系。CEMS核查1、核查是否稀释测定的方法：现场手工采样检测，与仪器显示值进行比对是否一致；检查采样探头附近是否有其它吹扫设备。2、核查是否存在更改测量参数的方法：现场用标气对仪器进行比对测试，如仪器显示值明显小于标气值，表明仪器被人为更改了测量参数。3、核查是否存在量程设置过大的方法：现场检查仪器满量程值是否超过SO2最大排放浓度的两倍。4、核查是否存在人为设定上限的方法：现场用高浓度标气进行测试，如远低于标气标示浓度，且稳定在较低数值，说明仪器设定了上限。5、核查是否人为标高标气浓度的方法：可通过煤的硫份测算。通常含硫率在1的煤燃烧后产生的原烟气SO2浓度为2000mg/m3左右，原烟气SO2浓度=S%2000。式中S%为硫份。6、核查仪器安装次序是否符合要求：工控机应在数采仪之后。7、核查数采仪是否与SO2检测仪对应：现场用标气作为样气测试进行核查。现场核查1、烟道腐蚀情况，烟道是否被腐蚀，腐蚀严重，说明脱硫设施日常运行效果不理想，或是存在漏风、偷排情况。闻气味，如果脱硫设施或烟囱周围有SO2刺激性气味，说明存在漏气现象。2、石灰石浆液制备系统运行情况，查制备系统是否损毁，是否能正常开启，电泵是否运行，能否保证脱硫剂正常供应。3、脱硫石膏处置情况，查石膏堆场是否有防渗、防流失等措施。4、脱硫石膏压滤液处置情况，现场检查压滤液是否违规进入企业其他污水处理系统，是否外排环境，是否用于浇地及园林绿化。5、烟囱排放情况图7 石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺及排污节点示意图2、废水污染2300MW机组产生的废水主要包括工业废水和生活污水。工业废水主要包括水处理系统废水、含煤废水、脱硫废水、循环冷却水等。根据各类废水、污水的水质特征，采用清污分流集中处理的方法，对各类废水分别进行处理。全厂生活污水均汇集至乙站生活污水处理站进行处理。除循环水排污水外，其他各类废水经处理系统处理后回收利用。（1）工业废水处理系统工业废水处理系统接纳的废水主要有：锅炉排污水、水处理废水、主厂房杂用水、脱硫废水等。其处理工艺流程如下：废水絮凝槽 斜板澄清器 最终中和池 清水池 清水泵回用至煤场除尘用水、输煤栈桥除尘、冲洗、绿化等各个用水点。（2）脱硫废水处理系统脱硫装置废水处理系统工艺流程：脱硫废水废水缓冲箱中和槽沉降槽絮凝槽澄清池清水池。处理合格后回收利用。（3）含煤废水处理系统主要用于处理经过澄清后的含煤废水。处理过的含煤废水全部用于煤场喷淋除尘及输煤栈桥除尘、冲冼。工艺流程如下：含煤废水煤水调节池含煤废水处理一体化设备回用水池，回用于煤场喷淋、道路洒扫、输煤栈桥除尘、冲洗等用途。（4）生活污水处理系统甲站生活污水汇集后，用泵输送至乙站生活污水处理站进行处理，处理后回用于厂区绿化。（5）循环水排污水循环水冷却塔排污水水质较好，部分回用于甲站石灰石-石膏脱硫系统，其他经厂区废水总排放口排至博山环科污水处理厂。煤场除尘、输煤系统冲洗、除尘清水池高效净化器废水提升泵废水调节池含煤废水图8 全厂各类废水处理流程示意图空预器冲洗排水水处理废水清水回用水池煤场除尘用水废水池絮凝槽斜板澄清器最终中和池滤池冲洗用水输煤系统冲洗用水绿化用水干灰调湿用水清水池脱硫废水水澄清池中和箱反应箱絮凝箱锅炉化学清洗水博山环科污水厂中水变空隙滤池机械加速澄清池中水泵调节池回用循环水池清水池博山环科污水厂厂区绿化用水生活污水地埋一体式生化处理设施 表6 煤泥废水、脱硫废水治理设施检查记录表节点编号污染节点名称治理设施及执行标准检查内容照片编号项目检查要点检查方法W1煤泥废水煤泥冲洗水经收集后排入污水沉淀池，煤泥捞出晾干回收利用，废水经净化处理后循环利用，主要污染物为COD、氨氮等）污水沉淀池、絮凝剂加药装置、净化处理装置、煤泥捞出装置检查煤泥水处理设施正常运行检查经煤泥水处理后出水是否正常，絮凝剂加药装置正常投运。5-1、煤水沉淀池；5-2、煤泥废水净化处理装置5-3、煤泥捞出装置W2脱硫废水脱硫废水经加药、澄清、过滤、沉淀处理达标后，用于干灰加湿脱硫废水处理装置检查脱硫废水处理设施正常运行检查脱硫废水加药装置正常，各搅拌器、澄清器运行正常，出水澄清。5-4、脱硫废水处理装置W3锅炉化学水、机修废水经废水池、絮凝槽、斜板澄清器进入中和池中和后回清水回用池废水池、絮凝槽、斜板澄清器、中和池检查设施是否正常运行，回水去向检查各水去向，设施正常运行。 5-1 煤水沉淀池 5-2 含煤废水净化处理装置 5-3 煤泥捞出装置 5-4 脱硫废水处理装置 3、固体废物（1）脱硫石膏2300MW机组脱硫后产生的脱硫石膏均作为建材原料（石膏板、石膏砌块、水泥缓凝剂）加以综合利用，电厂已与各相关客户签订了脱硫石膏综合利用协议，产生的脱硫石膏供不应求，全部100%综合利用（2）干灰、干渣2300MW机组除灰渣系统采用干式除灰渣的方式，灰渣分除，粗细灰分排，厂区建设2座渣仓和3座灰库，电厂已与相关客户签订了灰渣综合利用协议，粉煤灰及炉渣供不应求，全部100%综合利用。图9 除灰、渣工艺及排污节点示意图表7 固体废物检查记录表节点编号固废名称产生部位处置方式检查内容照片编号检查要点检查方法S1炉渣锅炉燃烧系统一般固废，作为建材原料（制作烧结砖、水泥等）综合利用。检查各类固体废物产生量及处理方式按照各类固体废物产生部位逐一检查各工序固体废物产生情况，所采取的清理方式、清理周期，了解生产量及处置方式，结合企业台帐，判别是否得到综合利用。S-1、渣仓S2细灰电除尘系统一般固废，作为建材原料（制作烧结砖、水泥等）综合利用。S-2、灰库S3石膏脱硫系统一般固废，作为建材原料（制作烧结砖、水泥等）综合利用。S-3、石膏间备注：1、为执行一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准(GB18599-2001) S-1 渣仓 S-2 灰库S-3 石膏库3、乙站2145MW机组工序及排污节点1、低氮燃烧工序乙站#4、5锅炉采用循环流化床低温燃烧技术，因炉膛燃烧温度低，并采用分级配风，燃烧生成的NOx较常规煤粉锅炉炉膛出口NOx大幅降低，实现低氮燃烧。2、脱硫工序乙站#4、5机组脱硫系统主要包括：石灰石粉存储系统、石灰石粉输送系统、石灰石粉给料及控制系统、锅炉烟气系统、锅炉除渣、除灰系统。循环流化床锅炉燃烧时，将石灰石粉送入炉膛后发生焙烧反应，使碳酸钙分解为氧化钙，氧化钙与煤燃烧产生的二氧化硫进行盐化反应，生成硫酸钙，以飞灰及炉渣的固体形式排出锅炉，实现烟气脱硫。3、除尘工序乙站#4、#5机组锅炉除尘装置采用了除尘效率99.67%的浙江菲达环保科技股份有限公司生产的干式、卧式、板式双室四电场静电除尘器。该除尘系统阴、阳极侧面摇臂锤旋转振打及高压硅整流设备采用微机控制，绝缘子室及灰斗具有自动恒温加热和安全联锁等功能。烟气分两路经两喇叭口进口封头内的气流分布板，依次通过四个电场，及出口封头内槽形气流分布板，再经两个喇叭口进入出口烟道，由引风机排至烟囱。积附在极板、极线上的灰尘通过振打使其振落下来落入灰斗中，除尘器下灰斗收集的灰由放灰管至流态化发送罐,经输灰管道送往灰库。 4、固体废物乙站2145MW机组除灰渣系统采用干式除灰渣方式，灰渣分除，乙站厂区建设2座渣仓和2座灰库，电厂已与相关用户签订了灰渣综合利用协议，粉煤灰及炉渣供不应求，100%全部综合利用。5、各类废水处理系统乙站2145MW机组产生的废水主要是工业废水和生活污水。工业废水主要为含煤废水、循环冷却水排污水等。根据各类废水、污水的水质特征，采用清污分流集中处理的方法，对各类废水分别进行处理。全厂生活污水均汇集至乙站生活污水处理站进行处理。除循环水排污水外，其他各类废水经处理系统处理后回用。（1） 含煤废水处理系统主要用于处理经过煤水沉淀池澄清后的含煤废水。处理过的含煤废水全部用于煤场喷淋、除尘及输煤栈桥除尘、冲冼。工艺流程如下：含煤废水煤水调节池含煤废水处理一体化设备回用水池，回用于煤场喷淋、除尘、输煤栈桥除尘、冲洗等用途。（2）生活污水处理系统生活污水采用地埋式生物接触氧化法处理，处理工艺流程：厂区生活污水隔栅井调节池地埋式一体化处理设施清水池，回用于厂区绿化。（3）循环水排污水循环水排污水水质较好，经厂区废水总排放口排至博山环科污水处理厂淄博市环境保护局华能淄博白杨河发电有限公司环境执法现场检查操作规范 表8 乙站145MW烟囱及在线装置治理设施检查记录表节点编号污染节点名称治理设施及执行标准检查内容照片编号项目检查要点检查方法G2烟囱烟气经脱硝、电除尘及脱硫处理后，经1座210m高烟囱排放颗粒物：30 mg/m3二氧化硫：200 mg/m3氮氧化物：200 mg/m3烟囱外排烟气颜色正常情况应是很小清淡的烟气，目测烟囱若排放黑色烟气，应立即委托检测部门进行现场监测。4-6、乙站烟囱；烟囱在线装置主要设备规格、型号、外观1、设备（厂家）型号：CYA-200；数量：1台；生产厂家：北京航天益来电子科技有限公司；监测因子：出口烟气二氧化硫、氮氧化物、烟粉尘、含氧量、烟气流量、烟气温度、烟气压力；2、仪器运行状态良好，无腐蚀渗漏。4-7、乙站CEMS在线监测柜设计参数量程量程：二氧化硫：0-5000mg/m3 氮氧化物：0-3000mg/m3 烟粉尘： 0-500mg/m3含氧量： 0-25% 烟气流速：0-40m/s 烟气温度：0-300 烟气压力： -10KPa10KPa运行要求现场运行情况1、检查数据线能否有效连接探头及监控仪器；2、查看在线装置的维护记录；3、检查标定仪器的标气是否在有效期内；4、调出前期1-3个月数据，应全部达标；5、显示数据中烟尘、SO2、NOX浓度范围应分别小于30mg/m3、200mg/m3、200mg/m3，除反吹时间外，其它时间表计指示应在其量程范围内，不应该存在负数与零数据，若数据恒定不变说明数据可疑，需进一步核查。4-8、乙站CEMS在线监测采样口；4-9、乙站CEMS在线维护记录；4-10、乙站CEMS在线记录96 4-1 甲站烟囱 4-2甲站CEMS在线监测柜 4-3 甲站在线监测采样口 4-4甲站 CEMS在线维护记录 4-5 乙站烟囱 4-6乙站CEMS在线监测柜 4-7CEMS乙站在线监测采样口 4-8CEMS乙站在线维护记录 4-9甲站烟囱排污口标志 4-10煤场防尘设施 4-11乙站在现在设备站房 4-12甲站在线设备站房四、附录1、工业企业厂界环境噪声排放标准GB 12348-2008（节选）2、火电厂大气污染物排放标准GB 13223-2011（节选）3、山东省火电厂大气污染物排放标准DB37/664-2013（节选）表1 火力发电锅炉及燃气轮机组大气污染物排放浓度限值单位：mg/m3（烟气黑度除外）序号燃料与热能转化设施类型污染物项目适用条件限值污染物排放监控位置1燃煤（含水煤浆）锅炉烟尘全部30烟囱或烟道二氧化硫全部200氮氧化物（以NO2计）全部100200(1)汞及其化合物全部0.032以油为燃料的锅炉或燃气轮机组烟尘全部30二氧化硫全部200氮氧化物（以NO2计）燃油锅炉200燃气轮机组1203以气体为燃料的锅炉或燃气轮机组烟尘天然气锅炉及燃气轮机组5其他气体燃料锅炉及燃气轮机组10二氧化硫天然气锅炉及燃气轮机35其他气体燃料锅炉及燃气轮机组100表1 （续）单位：mg/m3（烟气黑度除外）序号燃料与热能转化设施类型污染物项目适用条件限值污染物排放监控位置氮氧化物（以NO2计）天然气锅炉100其他气体燃料锅炉200天然气燃气轮机组50其他气体燃料燃气轮机组1204燃煤锅炉，以油、气体为燃料的锅炉或燃气轮机组烟气黑度（林格曼黑度）/级全部1烟囱排放口注1： 采用W型火焰炉膛的火力发电锅炉、现有循环流化床火力发电锅炉执行该限值。4、关于对全市重点燃煤企业实施环保限期治理的通知淄环发【2013】144号（节选）全市热电企业环保限期治理标准1、煤质监管各燃煤电厂要按照环保设施建设设计处置能力，严格控制入炉煤质。凡不能稳定达标排放的企业，环保设施未完成限期治理前，燃用煤炭必须控制在含硫率0.6%以下、灰份15%以下。企业购进煤炭必须进行煤质监测，并向区县环保局申报，区县环保局每月进行一次监督检测。2、原料储存及输送煤炭及其他粉性物料贮存场应封闭或建设防风抑尘网，并配备喷淋等防尘、降尘设施，配煤场及输送走廊必须全封闭。使无组织排放粉尘达到山东省固定源大气颗粒物综合排放标准(DB37/1996-2011)大气污染物无组织排放限值要求。3、脱硝治理全市电厂燃煤锅炉要高标准对氮氧化物进行综合治理，130t/h以下的电厂燃煤锅炉要采取低氮燃烧、选择性非催化还原（SNCR）等技术实施氮氧化物治理，130t/h及以上电厂燃煤锅炉要采用选择性非催化还原（SNCR）、选择性催化还原（SCR）等技术实