建设项目竣工环保.doc

建设项目竣工环保验收监测表 抚环监(验)字2015第62号项 目 名 称 ：中电投东北电力有限公司抚顺热电分公司 1、2号机组超洁净（超低）排放改造工程项目（2#机组）建 设 单 位：中电投东北电力有限公司抚顺热电分公司 抚顺市环境监测中心站2016年5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 ： 程锦参 加 单 位：环境监测室、中心化验室参 加 人 员：解宇、刘长江、汪璐等电话真编：113006地址：抚顺市新华大街28号表一建设项目名称中电投东北电力有限公司抚顺热电分公司1、2号机组超洁净排放改造工程项目（2号机组）建设单位名称中电投东北电力有限公司抚顺热电分公司建设项目主管部门中国电力投资集团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电力 设计33亿千瓦时实际25亿千瓦时建设时间2015年6月-2015年9月开工日期2015年6月4日投入试生产时间2015年9月18日现场监测时间2015年12月25日至26日环评报告表审批部门抚顺市环境保护局环评报告表编制单位辽宁唐龙技术咨询有限公司环保设施设计单位中电远达环保工程有限公司环保设施施工单位中电远达环保工程有限公司投资总概算6413万元环保投资总概算6413万元比例100%实际总投资3096万元（2#机组）实际环保投资3096万元（2#机组）比例100%验收监测依据1.建设项目环境保护管理条例，国务院令1998第253号（1998年12月）；2.建设项目竣工环境保护验收管理办法，国家环境保护总局令第13号（2001年12月）；3.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国家环境保护总局环发200038号（2000年2月）；4.中华人民共和国环境保护行业标准建设项目竣工环境保护验收技术规范-火力发电厂（HJ/T255-2006）；5.中电投东北电力有限公司抚顺热电分公司1、2号机组超洁净排放改造工程项目环境影响报告表辽宁唐龙技术咨询有限公司（2015年11月）；6.关于中电投东北电力有限公司抚顺热电分公司1、2号机组超洁净排放改造工程项目环境影响报告表的批复抚环审函201579号（2015年12月17日）。验收监测标准标号、级别（1）锅炉废气：根据“发改能源20142093号文件”关于印发煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）的通知要求，本项目锅炉烟气排放浓度执行火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）中燃气轮机组排放限值要求，具体数值见表1。表1 锅炉废气最高允许排放浓度 mg/m3标准级别颗粒物SO2NOx（GB13223-2011）燃气轮机组排放限值103550（2）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，具体数值见表2。表2 恶臭污染物标准值 项目 厂界标准值（二级新扩改）氨1.5 mg/m3（3）厂界西侧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，厂界南侧、北侧和东侧执行工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）中4类标准。表3 工业企业厂界环境噪声排放标准 （单位：dB(A)）类别昼间夜间(GB12348-2008)3类6555(GB12348-2008)4类7055表二工程内容及规模1项目背景中电投东北电力有限公司抚顺热电分公司建有两台300MW汽轮机，配套2台1025t/h的锅炉， 每台锅炉烟气处理装置分别设有电袋除尘系统、选择性催化还原烟气脱硝（SCR）系统及石灰石石膏湿法脱硫（FGD）系统，烟气经处理后通过一座210m高（内径7.5m）的烟囱高空排放。按照国家发改委、环保部、国家能源局联合下发的“关于印发煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）的通知”（发改能源20142093号文件）要求，中电投东北电力有限公司抚顺热电分公司预计投资6413万元对1、2号燃煤发电机组锅炉烟气进行脱硝、脱硫及除尘技术改造。2#机组超低洁净(超低)排放改造工程于2015年6月开工,9月18日启动,9月24日进入试运行。目前，2#机组改造工程已全部完成，具备了验收监测条件，因此本次只对2#机组的相关改造内容进行验收监测。抚顺市环境监测中心站受该公司的委托，负责该项目的竣工环境保护验收监测工作。本站2015年12月23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12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：中电投东北电力有限公司抚顺热电分公司1、2号机组超洁净排放改造工程项目（2号机组）建设单位：中电投东北电力有限公司抚顺热电分公司工程性质：改扩建工程内容：脱硝改造是在原SCR反应器主设备不变的情况下，利用备用层对SCR区增加1层催化剂，提高通过氨氮比，达到提高脱硝效率，满足脱硝出口浓度小于50mg/m3的目的；脱硫除尘改造在原有脱硫场地内进行，仍采用石灰石石膏湿法脱硫，主要是提高吸收塔浆池容积、增加喷淋层、除雾器、壁环及双相整流装置，将吸收塔上部塔径改造为14m，高度增加8.7m。技改后，脱硫除尘系统脱硫效率可提高到97.4%，总除尘效率达可达99.96%。1 脱硝系统具体改造内容：（1）催化剂催化剂与现有催化剂规格一致，新增1层催化剂，体积为125m3，增加催化剂后总体积达到371.98m3。（2）吹灰系统新增催化剂层设置6台声波吹灰器和4台蒸汽吹灰器，与原有系统保持一致。吹灰器平台利用现有，蒸汽吹灰器的电气、热控设备已预留备用层新增吹灰器的位置，增加电缆即可。声波吹灰器需要更换电气、热控设备，并增加电缆。（3）烟气系统脱硝入口、出口烟道布置按原有方式不变。由于本工程NOx排放要求提高，对于气流均布要求提高，对脱硝反应器入口导流板进行了调整。（4）蒸发器系统在蒸发器原位置处，将原有两台120kg/h液氨蒸发器更换为400kg/h的液氨蒸发器。2 脱硫及除尘部分具体改造内容：（1）吸收系统吸收塔浆池部分提高5.4m，吸收塔浆池以上部分全部由12m改造为14m直径，上部需提高3.3m，吸收塔总高提高8.7m。原有三层喷淋层及喷嘴更换，并新增第四层喷淋层。各喷淋层之间增设壁环。原两级屋脊式除雾器改造为三级屋脊式除雾器。保证出口烟气液滴含量20mg/m3（干基，实际氧）。另外，吸收塔入口上部与第一层喷淋层之间增设双相整流装置，该装置开孔率为35%45%，材质采用2205双向不锈钢。（2）烟气系统由于改造后，浆池液位抬高且增加一层喷淋层，吸收塔进出口位置相应提高，因此需要改造及增加部分烟道段。烟道最小壁厚按6mm设计，烟道压力按-20004000Pa设计，并考虑一定的腐蚀余量。烟道内烟气流速宜不超过15m/s。（3）吸收塔浆液循环泵原有每座吸收塔配置3台循环泵，单台流量为6050m/h，增容改造将新增两台流量为11900m/h循环泵，即每套FGD配置4台循环泵。（4）吸收塔搅拌器由于新增循环泵后，吸收塔会相应增加吸收塔接口，因此搅拌器位置方位会做相应调整。（5）氧化风机及管道系统原有氧化风机为罗茨型，每塔两台，一运一备，风机参数为：流量5025m3/h，风压：98kPa。增容改造后，所需氧化风量在现有氧化风机基础上提高较小，因此为每个吸收塔新增一台1000 Nm3/h罗茨风机。塔内氧化空气管道将由原先的矛枪式改为管栅式。（6）其他相关改造由于抚顺热电分公司脱硫装置运行多年，部分设备及设施运行老化，为保证整个脱硫装置维持高效安全运行，对部分内容进行改造和更换，主要内容如下：a.2#真空皮带机更换大皮带；b.对原有净烟道防腐及保温层进行局部修复；c.为原有4台石灰石供浆泵增设变频器，并拆除供浆回流管；d.空压机至氧化风机出口管增设备用气管；e.更换部分吸收塔搅拌器电机以及吸收塔集水坑泵电机；f.更换系统中部分损坏的电动阀门；g.由于吸收塔浆池容积增加，需新增一座事故浆液箱并配置三台侧进式搅拌器以及事故浆液返回泵；h.电气、仪控系统做相应改造。项目组成见表4。表4 项目组成项目名称环评中工程内容实际完成工程内容主体工程脱硝系统仍采用SCR脱硝技术，利用备用层对SCR区增加1层催化剂，体积达到125m3；同时增加6台声波吹灰器和8台蒸汽吹灰器，对脱硝反应器入口导流板进行调整，脱硝效率提高到85%已完成脱硫系统吸收塔浆池部分提高5.4m，浆池以上部分由12m改造为14m直径，上部提高3.3m。更换原有三层喷淋层及喷嘴，新增第四层喷淋层，增设壁环。原两级屋脊式除尘器改造为三级屋脊式除雾器。增设双相整流装置，开孔率为35%45%。脱硫效率提高到97.4%已完成除尘系统增加湿式脱硫系统体积，更换原有三层喷淋层及喷嘴，新增第四层喷淋层，增设壁环，原两级屋脊式除尘器改造为三级屋脊式除雾器，总除尘效率可达99.96%已完成辅助工程脱硝改造两台120kg/h液氨蒸发器更换为400kg/h的液氨蒸发器；将原有两台2m3/h的液氨供应泵更换为0.7m3/h的液氨供应泵，增加4台蒸发器入口调门，更换原有供氨管路，增设1台液氨缓冲罐已完成脱硫及除尘改造 改造及增加部分烟道段，新增两台流量为11900m/h浆液循环泵，相应调整搅拌器位置，吸收塔新增两台1000 m3/h罗茨风机，塔内氧化空气管道改为管栅式。对电气、仪控系统做相应改造，改造和更换部分老化设备及设施已完成公用工程供水依托原有依托原有排水供电供暖环保工程运营期废气仍采用电袋复合除尘、选择性催化还原烟气脱硝（SCR）及石灰石石膏湿法脱硫除尘（FGD），改造后除尘效率99.96%，脱硫效率97.4%，脱硝效率85%，锅炉烟气经处理后通过现有的210m烟囱高空排放依托原有废水脱硫废水经处理后用于冲灰渣，不外排依托原有噪声新增设备采取消声、减振和隔声处理已完成固废脱硝废催化剂由有资质单位回收处理由重庆远达催化剂制造有限公司回收处理脱硫石膏综合利用已经全部销售催化剂的来源及用量： 催化剂由重庆远达催化剂制造有限公司生产、供货。新增体积为125m3，增加催化剂后总体积达到371.98m3。液氨的来源及用量：由集团公司统一配送，全年消耗1500吨左右。石灰石的来源及用量：由辐射能热电分公司采购，全年消耗量在17000吨左右。公用工程：（1）给水项目生产用水采用海新河污水处理厂处理后的中水为主水源，浑河大伙房至抚顺水文站区间来水为备用水源；生活用水来自城市自来水管网。本项目无新增工作人员，因此无新增生活用水。（2）排水本项目采用分流制排水系统。雨水经雨水管网收集后，自流入施家河；工业生产废水主要是脱硫废水，利用脱硫系统原有的脱硫废水处理设施（处理能力约为250t/d），处理后的脱硫废水可用于电厂除灰渣用水，不外排。（3）供电：由中电投东北电力有限公司抚顺热电分公司内部提供，用电量约20000万kw.h/a。（4）供暖：统一由中电投东北电力有限公司抚顺热电分公司集中供暖。劳动定员及工作制度：本项目采用连续工作制，年运转时数7000小时，项目原有劳动定员1031人，技改后本工程不新增加员工，由企业内部调配，能够满足工作需要。项目投资情况：该项目设计总投资为6413万元，全部为环保投资。2#机组实际总投资为 3096万元，全部为环保投资。表三主要生产工艺及污染物产出流程（附示意图）（1）脱硝系统选择性催化还原烟气脱硝（SCR）技术，是往烟气中喷射氨气还原剂，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。SCR系统包括氨区（储存、制备与供应）、SCR反应器（反应器、烟道、催化剂、氨喷射、均流与导流装置、吹灰器等）及预热系统构成。氨区：氨区主要由卸料压缩机、液氨储罐、液氨供应泵、液氨蒸发器、氨气缓冲罐、氨气稀释槽、废水泵、废水池等组成。厂外液氨由罐装槽车运送到氨区后利用液氨卸料压缩机将液氨由槽车输入液氨储罐，液氨储罐输出的液氨利用液氨泵输送到在蒸发器内蒸发为氨气，储存至缓冲罐备用。氨气缓冲罐中的氨气经调压阀减压后，与稀释风机送来的空气混合成氨气体积含量为5%的混合气体。本项目两台炉共用一套氨气制备系统，氨气供脱硝反应使用。SCR反应器：SCR反应器装置采用了高灰型布置工艺，布置在锅炉省煤器与空预器烟道接口之间，脱硝装置入口采用垂直长烟道布置，喷氨栅格布置在入口垂直烟道内SCR反应器为2个宽10.6m、深7m、高14m的壳体。SCR 反应器系统包括接口烟道、膨胀节、稀释风机、供氨管道、喷氨格栅、氨气混合烟道、反应器壳体、内部支撑、声波吹灰器、蒸汽吹灰器及保温材料等。反应器按装备三层催化剂设计，原初装催化剂装备两层，备用一层。本次技改利用备用层对SCR区增加1层催化剂，提高通过氨氮比，达到提高脱硝效率的目的。技改后，本项目脱硝效率可达到85%。氨区提供的氨气通过喷氨格栅的喷嘴喷入废气中与废气混合，再经静态混合器充分混合后进入SCR反应器。当废气温度低时，预热系统用来加热废气，达到反应温度且与氨气充分混合的废气流经SCR反应器的催化层时，氨气与NOx发生催化氧化还原反应，将NOx还原为无害的N2和H2O。（2）脱硫、除尘系统石灰石石膏湿法脱硫工艺（FGD）采用石灰石作脱硫吸收剂，粉状石灰石水混合搅拌制成吸收浆液。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙进行化学反应被脱除，最终产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除水后通过210m高的烟囱高空排放。脱硫石膏浆经脱水后回收可综合利用。吸收浆液可循环利用。抚顺热电分公司2300MW烟气脱硫装置，采用一炉一塔布置，处理100%烟气。主要由石灰石浆液制备系统、SO2吸收系统、石膏处理系统等组成。石灰石制备及石膏处理部分为两台炉共用。 石灰石浆液制备系统：本系统主要是由石灰石粉仓、流化装置、给料机、输送机、石灰石浆池、石灰石浆液泵、搅拌器、管道及阀门等设备组成。石灰石粉送入石灰石浆池内，按一定比例加水并搅拌制成一定浓度的吸收浆液，经吸收剂浆液泵送入脱硫吸收塔内。用作脱硫吸收剂的石灰石CaCO3含量应52%，石灰石粉细度要求一般是90%通过250目筛。SO2吸收系统：SO2吸收系统是烟气脱硫系统的核心，主要包括吸收塔浆池、喷淋层、除雾器、循环浆液泵和氧化风机等设备。本工程改造在原有脱硫场地内进行，主要是提高吸收塔浆池容积，吸收塔浆池部分提高5.4m，吸收塔浆池以上部分全部由12m改造为14m直径，吸收塔浆池提高以后，正常运行液位为14m，浆液池容积增加至2155m3。喷淋层区域更换原有三层喷淋层及喷嘴并新增第四层喷淋层及喷嘴，原有三层喷淋层喷嘴更换后单个喷嘴流量为840L/min；新增第四层喷淋层单个喷嘴流量为1305L/min，各喷淋层之间增设壁环。原两级屋脊式除尘器改造为三级屋脊式除雾器，可使出口烟气液滴含量20mg/Nm3(干基，实际氧)。原有每座吸收塔配置3台吸收塔浆液循环泵，单台流量为6050m/h，增容改造将新增一台流量为11900m/h循环泵，即每套FGD配置4台循环泵。原有氧化风机为罗茨型，每塔两台，一运一备，风机流量5025Nm3/h，增容改造后，为每个吸收塔新增一台1000 Nm3/h罗茨风机。改造后，脱硫塔体积增大，烟气流速下降，增加了烟气与脱硫剂的接触时间与接触面积，脱硫效率可达到97.4%。烟气进入吸收塔后，与塔中雾化的石灰石浆液接触，反复洗涤并进行化学反应，在此，含CaCO3的浆液被称为洗涤悬浮液，它从吸收塔的上部喷入到烟气中，在吸收塔中SO2被吸收，生成Ca(HSO3)2 ，并落入吸收塔浆池中，通过鼓入的空气使Ca(HSO3)2在吸收塔浆池中氧化成CaSO4，即石膏副产品。湿法除尘工作原理：脱硫除尘系统主筒体是一个圆形筒体，工艺用水从上部进入主筒，使整个圆筒内壁形成一层水膜从上而下流动，烟气由筒体下部切向进入，在筒体内旋转上升，含尘气体在离心力作用下始终与筒体内壁面的水膜发生摩擦，这样含尘气体被水膜湿润，尘粒随水流到除尘器底部，从溢水孔排走进入沉淀池沉淀中和，循环使用。净化后的气体，经除雾器除水后完成除尘的整个工作过程。本项目改造后，脱硫塔体积增大，烟气流速下降，增加了烟气与溶液的接触时间与接触面积，除雾效果加强，避免了雾滴对除尘效率的影响，提高了本项目的除尘效率。改造后，本项目总除尘效率可达99.96%。石膏处理系统：本项目设置一套共用的石膏脱水储存系统，3台真空皮带脱水机布置在石膏仓顶部，每个塔配两台石膏浆液泵，一运一备，将石膏浆液排出吸收塔送入石膏脱水系统。从脱硫吸收塔排出的石膏浆固体物浓度含量约为10%15%，石膏浆液经二级脱水后，石膏固体物表面含水率约为10%，送入石膏仓中存放待运，石膏仓配有下料装置，石膏采用自卸卡车外运，产生的脱硫石膏可出售给建材企业进行综合利用。脱硫废水经厂区原有污水处理设施处理后回用，不外排。本项目锅炉烟气治理工艺流程及产污节点图见图1。石灰石粉及脱硫用水净烟气(烟尘、SO2及NOx)大气环境电袋复合除尘器210m高烟囱FGD脱硫装置脱硫废水冲灰渣噪声脱硫石膏建筑公司综合利用锅炉原烟气脱硝装置（SCR反应器）氨气氨蒸发器废催化剂委托有资质单位处理置脱硝催化剂图1 项目烟气处理工艺流程及产污节点图34表四主要污染源、污染物处理和排放流程：1废气本项目大气污染物包括改造后的锅炉烟气、工艺过程中逃逸的氨气以及液氨装卸过程产生的氨气无组织排放。2 废水本项目正常工况下，脱硝系统不需要用水，脱硫系统用水包括脱硫系统设备冷却水、脱硫系统工艺用水（包括蒸发损耗水及脱硫废水）、脱硫石膏结晶水及附着水。为了控制浆液中有害成分的浓度，脱硫系统须排放一定量的废水。脱硫废水主要在石灰石制浆过程及石膏脱水过程产生，主要污染物为pH、盐类及少量金属类。本工程利用脱硫系统中原有的脱硫废水处理设施（处理能力约为250t/d），处理后的脱硫废水可用于电厂除灰渣用水，不外排。随着脱硫石膏的排出，会带走附着水和结晶水，也会造成系统水的损失。结晶水及附着水随脱硫石膏进入石膏仓，一同带走被综合利用。3噪声本项目运营期对周围环境产生噪声影响的主要是脱硫系统新增的浆液循环泵及罗茨风机等。采用基础减震，厂房隔声及安装消声器等措施。4固体废物本项目固废主要为更换下来的催化剂（危险废物）及脱硫系统产生的脱硫石膏、粉煤灰。蜂窝式催化剂三年更换一次，根据HJ562-2010火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法规定，更换下的催化剂属于危险废物，不在厂内存储，委托有资质的单位进行回收处理。脱硫系统脱硫过程有脱硫石膏产生。脱硫石膏暂存于石膏库，定期外运至抚顺建筑安装工程公司综合利用（由抚顺市威尔达公司全部收购）。本期工程，由于净烟气烟尘浓度降低，灰渣排放量将有所增加，抚顺热电分公司灰渣现已全部销售。销售不畅时，由抚顺市银达公司全部处理。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5 验收监测内容类别监测对象监测点位监测内容采样频次锅炉2#锅炉A侧脱硝装置进口、B侧脱硝装置进口、A侧脱硝装置出口、B侧脱硝装置出口、脱硫进口、总出口二氧化硫、氮氧化物、氨气3次/日，2天无组织废气排放氨区4个监测点位氨3次/日，2天噪声厂界3个点位厂界噪声2次/日（昼、夜），2天注：由于本站不具备监测固定污染源中低浓度颗粒物的能力，因此本报告总排口颗粒物浓度采用辽宁省环境监测中心站的监测结果（报告编号为辽环监（委）字2016第YS006号）。氨区3#4#2#1#图2无组织排放监测点位示意图（ ：为无组织排放监测点位）A测脱硝装置A测除尘器 脱硫塔2#锅炉 B测除尘器B测脱硝装置 图3 锅炉废气监测点位置示意图(:为废气监测点位)图4 噪声监测点位置示意图( :为噪声监测点位)2监测分析方法表6 监测分析方法一览表 序号监测项目监测析方法方法来源1二氧化硫定电位电解法HJ/T57-20002氮氧化物定电位电解法HJ693-20143氨气纳氏试剂分光光度法HJ533-20094厂界噪声声级计法GB12348-2008表六 无组织排放监测结果验收监测期间，无组织排放氨浓度在0.038-0.087mg/m3,符合恶臭污染物排放标准（GB14554-93）新污染源二级标准的要求。表7 无组织排放监测结果 单位：mg/m3监测日期监测频次监测点位标准值1#2#3#4#2015.12.2510.0540.0490.0630.0561.520.0380.0580.0560.05330.0460.0550.0670.0522015.12.2610.0870.0600.0700.06220.0730.0760.0530.07830.0710.0710.0600.066达标情况达标达标达标达标表8 验收监测期间天气情况日期时间温度（）风向风速（m/s）2015.12.2509：00-10.0东南1.411：00-8.3东2.113：00-5.1东南1.22015.12.2609：00-13.2东南1.211：00-12.3东南1.513：00-12.7东南1.7表七 废气监测结果验收监测期间，2#机组废气经脱硝、除尘、脱硫后，二氧化硫、氮氧化物折算浓度最大值分别为18mg/m3、28mg/m3，符合火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）中燃气轮机组排放限值要求。根据省环境监测中心出具的 辽环监（委）字2016第YS006号监测报告，在省环境监测中心监测期间，2#机组颗粒物排放浓度最大值为9.6mg/m3，符合火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）中燃气轮机组排放限值要求。2#机组A侧脱硝装置的平均脱硝效率为85.8 %，B侧脱硝装置的平均脱硝效率为85.6%。A侧和B侧脱硝装置出口氨浓度均小于2.5 mg/m3，符合火电厂烟气脱硝工程技术规范 选择性催化还原法（HJ562-2010）中关于氨逃逸浓度的要求。2#机组脱硫塔的平均脱硫效率为99.0%。根据抚顺市环境监测中心站比对监测报告(抚环监(污)字2015第50号),2#机组总排口二氧化硫和氮氧化物在线监测设备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）中的规定。表9 2#锅炉脱硝装置监测结果监测点位监测日期监测次数A侧B侧NOX（mg/m3）氨（mg/m3）NOX（mg/m3）氨（mg/m3）脱硝装置进口2015.12.251228/221/2227/215/3221/217/2015.12.261239/249/2246/268/3243/263/脱硝装置出口2015.12.251320.97351.902351.44342.083431.41342.26脱硝效率（%）83.7/84.2/2015.12.261261.48352.22311.43342.23301.29341.9脱硝效率（%）88.0/87.1/表10 2#锅炉脱硫装置监测结果监测点位监测日期监测次数实测SO2浓度（mg/m3）SO2排放速率（kg/h）除尘系统出口（脱硫入口）A侧2015.12.25198939729974163982390B侧1101041129933913998398A侧2015.12.26187635929243723913380B侧195338429643773972376脱硫系统出口（总排口）2015.12.25143.2232.4332.4脱硫效率（%）99.72015.12.2611814.621612.231612.2脱硫效率（%）98.3表11 2#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）SO2NOX折算浓度（mg/m3）排放速率（kg/h）折算浓度（mg/m3）排放速率（kg/h）总排口2015.12.2518.1310543.22620.328.0310532.42620.338.1510532.42821.92015.12.2618.011051814.62519.528.111051612.22620.338.221051612.22519.5标准值3550达标情况达标达标表12 2#锅炉总排口颗粒物监测结果（省站监测结果）监测点位监测时间监测次数标态干烟气量（m3/h）颗粒物折算排放浓度（mg/m3）排放速率（kg/h）总排口2016.03.1518.061053.93.0627.631059.66.8737.681054.43.382016.03.1617.321056.04.2526.941056.57.7036.561054.83.08标准值10达标情况达标污染物排放总量：表13 污染物排放总量计算表污染物二氧化硫氮氧化物排放量（t/a）54.83142.10环评建议值（t/a）（单台机组）232.96267.96注：运行时间7000小时。表八 噪声及工况监测结果噪声监测点位布设及监测结果表14 厂界噪声测量结果 单位：dB(A)测试日期测点位置测量值（Leq）昼间夜间2015.12.25厂界西侧57.149.9厂界南测1#56.452.8厂界南测2#55.951.92015.12.26厂界西侧58.248.7厂界南测1#57.353.21厂界南测2#56.552.6标准值65(70)55注:厂界南侧噪声执行4类标准。在验收监测期间，厂界西侧昼间和夜间噪声符合工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）中3类标准，厂界南侧符合4类标准。监测工况及必要的原材料监测结果验收监测期间，锅炉负荷为76.09%77.56%，符合验收监测规定的负荷大于75%的要求。表15 监测期间生产负荷一览表机组2# 时间2015年12月25日2015年12月26日运行小时数（h）2424锅炉设计产汽量（t/h）10251025实际产汽量（t/h）780795负荷率（%）76.0977.56表九 环保检查结果固体废弃物综合利用处理：煤灰通过输灰系统进入灰库外卖给抚顺水泥厂股份有限公司，石膏外卖给威尔达辽宁环保材料有限公司。环保管理制度及人员责任分工：抚顺热电公司设有环保技术监督三级管理机构，并设有专门的环保专工，设置环境管理机构，形成全厂环境管理网络，制定了专门的环保技术监督管理制度，环保考核制度、灰库控制扬尘及二次污染措施、保证厂区环保运行的措施并安排人员定期检查。监测手段及人员配置：本项目在脱硝出入口、与脱硫出入口分别安装在线自动监测设施，监测数据实现了适时传输并与省环保厅、抚顺市环保局联网。同时配有环保专责人员1人，环保化验人员2人。本期工程，新更换粉尘测试仪，由原来的深圳彩虹谷生产的RBV-DUST型号的粉尘仪更换为德国西克生产的FWE200型抽取式激光法，测定量程为：0-50 mg/m3的设备，已经通过抚顺环境监控中心的验收。环评及批复落实情况：1.项目对锅炉烟气实施脱硝、脱硫及除尘改造后，脱硫效率达到97.4%，脱硝效率达到85%，烟尘排放浓度低于10mg/m3，满足重点区域大气污染防治“十二五”规划（国函2012146号）中相关要求。按照要求落实。2、项目实施后，全厂SO2总排放量为465.92t/a，NOX总排放量为535.92t/a，与原全厂总量指标相比，SO2可减排1120.08t/a，NOX可减排1721.28t/a。根据验收监测结果，核算出2#机组SO2总排放量为54.83t/a, NOX总排放量为142.10t/a。3、加强对环境保护设施的运行管理。落实环境风险防范措施和应急预案，定期进行应急培训和演练，有效防范和应对环境风险，确保施工状态下各种污染物不影响外环境。已落实，预案已在环保局备案，并定期进行应急演练。表十 验收监测结论及建议验收监测结论：1.本项目根据中华人民共和国环境保护法和建设项目环境保护管理办法的规定进行了环境影响评价，落实了环境影响评价及批复的要求各项环保措施。2.验收监测期间2号机组负荷符合验收监测所规定的负荷量，无不良天气等因素影响，验收监测工作严格按有关规范进行，验收监测结果可以反映实际排放状况。3.氨区废气无组织排放监测氨气浓度均符合恶臭污染物排放标准(GB14554-93)中新扩改二级标准。4.在验收监测期间，2#机组总出口二氧化硫、氮氧化物排放浓度符合火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）中燃气轮机组排放限值要求标准。2