大庆市高新区（林源）矿区供热车间供热锅炉改造项目环评报告书

项 目 名 称：大庆市高新区（林源）矿区供热车间供热锅炉改造项目 建设单位（盖章）： 中国石油林源炼油有限公司 编制日期：2020年1月编制单位和编制人员情况表建设项目名称大庆市高新区（林源）矿区供热车间供热锅炉改造项目环境影响评价文件类型环境影响报告表一、建设单位情况建设单位（签章）中国石油林源炼油有限公司法定代表人或主要负责人（签字）主管人员及联系电话姜国骅、编制单位情况主持编制单位名称（签章）亿普环保服务有限公司社会信用代码91230300333305945A法定代表人（签字）三、编制人员情况编制主持人及联系电话1.编制主持人姓名职业资格证书编号签字2.主要编制人员姓名职业资格证书编号主要编写内容签字四、参与编制单位和人员情况 目 录一、建设项目基本情况1二、建设项目所在地自然环境简况14三、环境质量状况18四、评价适用标准21五、建设项目工程分析24六、项目主要污染物及预计排放情况38七、环境影响分析39八、建设项目拟采用的防治措施及预期治理效果56九、结论与建议57一、建设项目基本情况项目名称大庆市高新区（林源）矿区供热车间供热锅炉改造项目建设单位中国石油林源炼油有限公司法人代表姜国骅联系人姜国骅通讯地址大庆市让胡路区马鞍山大庆炼化公司联系电真/邮政编码163000建设地点炼化公司动力二厂院内备案审批部门大庆高新区经济科技发展局项目代码2019-2306GX-25-03-000032建设性质改扩建行业类别及代码热力生产和供应D- 4430占地面积(m2)1206.06绿化面积（m2）/总投资（万元）2945其中：环保投资（万元）780环保投资占总投资比例26.49%评价经费（万元）/预期投产日期2020年4月工程内容及规模：一、项目由来大庆炼化公司矿区供热站的前身是原大庆林源石化公司热电厂，地处大庆市大同区，原林源炼油厂厂区东部，距离大庆炼化公司总部近40公里。在大庆林源炼油厂装置2003年关停前，主要生产任务是为年产250万吨的林源炼油厂提供中、低压蒸汽及生产用电。最初设计4台WG65/3.82M2型中温中压锅炉容量65t/h配4台12MW汽轮发电机组。2003年林源炼油厂装置关停后，大庆炼化公司矿区供热站主要生产任务转变为矿区和居民提供采暖和生活热水、并为炼化公司纺织厂，大庆联谊助剂厂，大庆庆南新城等企事业单位提供低压蒸汽负荷。为满足运行经济性及环保要求，2012年1#炉改造为58MW热水锅炉，配套建设MgO法脱硫系统，于2013年11月投入运行。黑龙江省环境保护科学院编制中国石油大庆炼化分公司动力二厂改建热水锅炉工程环境影响报告书（2012年10月），并于2012年取得大庆市环保局批复，批复文号为“庆环建字2012225号”；2016年通过了竣工环保验收，取得关于动力二厂改建热水锅炉工程竣工环境保护验收合格的函（庆环验201633号）。由于整个矿区和居民采暖全部由大庆炼化公司矿区供热站的58MW热水锅炉提供，无其他热源，供热可靠性差，且环保设施老旧需要维修，不满足国家现有环保政策和锅炉房设计规范（GB50041-2008）的相关要求。本期工程拆除原有2号锅炉及其附属设施，在原有2号锅炉位置上安装1台29MW的热水链条锅炉，作为原有58MW热水锅炉的备用锅炉。根据建设项目环境影响评价分类管理名录（2018年4月28日修订），本项目属于92.热力生产和供应工程（“燃煤、燃油锅炉总容量65吨/小时（不含）以上”为报告书；“其他（电热锅炉除外）”为报告表），本项目安装29MW热水锅炉，因此编制环境影响评价报告表。根据环境影响评价技术导则 地下水环境（HJ 6102016）附录A中要求，本项目行业类别属于“热力生产和供应工程”中的“其他”，环评类别为“报告表”，地下水环境影响评价项目类别为“类”，可不开展地下水环境影响评价工作。根据环境影响评价技术导则 土壤环境（试行）（HJ 9642018）附录A中要求，本项目行业类别属于“电力热力燃气及水生产和供应业”中的“其他”，为土壤环境影响评价项目类别中的“IV类”；可不开展土壤环境影响评价工作。受建设单位委托，亿普环保服务有限公司承担该项目的环境影响评价工作。经过现场踏勘，并根据相关环境影响评价技术导则要求和工程有关资料，就项目建设可能对环境的影响范围和程度进行全面、客观地分析、预测和评价，提出相应预防、减轻不良环境影响的对策和措施。并编制完成大庆市高新区（林源）矿区供热车间供热锅炉改造项目环境影响报告表，报相关环境保护行政主管部门审批。二、项目概况1、项目工程概况项目名称：大庆市高新区（林源）矿区供热车间供热锅炉改造项目；建设地点：炼化公司动力二厂院内；建设单位：中国石油林源炼油有限公司；建设性质：改扩建；建设内容：本项目为改扩建工程，拆除原有2号锅炉及其附属设施，在原有2号锅炉位置上安装1台29MW的热水链条锅炉，作为原有58MW热水锅炉的备用锅炉；将原脱硫系统改造为石灰-石膏法脱硫，新建锅炉与原锅炉采用同一脱硫系统；为原有58MW及新建29MW锅炉新建脱硝系统，脱硝工艺采用SNCR法，采用尿素作为还原剂。占地面积：本项目占地面积为1206.06m2，在原厂区内建设，无新增用地；投资规模：本项目总投资额为2945万元，资金来源为企业自筹；工作制度：本项目年运营183天，24h/d；劳动定员：本项目建成运营后，工作人员不需要新增；2、项目工程组成工程项目组成内容见表1-1。表1-1 工程项目组成表序号建设内容建设内容及规模备注主体工程1锅炉拆除现有锅炉房内原有2号锅炉及其附属设施（锅炉容量均为65t/h），在原有2号锅炉位置上安装1台29MW的热水链条锅炉，作为原有58MW热水锅炉的备用锅炉。新建，调峰及备用锅炉辅助工程1气力除灰系统原有除灰系统选用正压浓相气力输送系统，除灰系统采用上期原有的系统。空压机气源部分：本期工程全厂设统一空压机室，空压机室内设2组螺杆空压机及空气干燥净化装置（Q=20m3/min P=0.8MPa），其中1组运行，1组备用，为两台炉的气力输送、仪表、检修用气提供稳定气源。新建空压机厂房一座2除灰渣系统本工程除渣系统拟采用捞渣机+渣仓的机械除渣方案，每个锅炉炉膛下设一台3t/h捞渣机，将渣运至渣仓贮存，本工程新建渣仓一座，位于主厂房东北侧，建筑面积54m2，可储存锅炉满负荷运行下8小时产生的渣量。29MW锅炉新建，58MW锅炉改造3上煤系统项目新建锅炉利用锅炉房现有输煤系统，燃煤经输煤皮带输送至炉前原煤仓，炉前设一个有效容积140m3原煤斗，满足新建锅炉10个小时以上的额定燃煤量，燃煤经溜煤管通过落煤优控装置将燃煤均匀分布送至炉前给煤机，由给煤机将原煤送至炉膛燃烧。利旧4烟囱拆除原有100m高烟囱，新建1根54m高的钢砼烟囱，出口内经5.4m。新建5燃料输送系统项目现有燃料输送系统以4段带式输送机作为主要输送设备，带式输送机为单路封闭式布置；在2段到3段间设置碎煤机室，主厂房皮带上料系统采用双路布置。将原有煤仓间带式输送机上犁式卸料器移至本期锅炉原煤斗所在位置，实现原有运煤系统向本期锅炉上煤功能。利旧储运工程1贮煤场采用厂区现有的贮煤场，原煤由火车运至电厂贮煤场，再由皮带输送至主厂房。利旧2灰渣存储本工程新建渣仓一座，位于主厂房东北侧，建筑面积54m2，可储存锅炉满负荷运行下8小时产生的渣量。新建公用工程1给水系统本项目工艺用水依托厂区原有供水设施，无新增员工生活用水，生产用水量5.95万t/a，全部由厂区内原有水井提供。采用曝气+锰砂过滤除铁系统，设计处理能力200t/h 。利旧2排水系统本项目生产废水全部回用，其中：回收冷却水供锅炉补充水处理用水、冲渣用水循环使用、循环水排污水作为冲渣用水、回收化学车间过滤器排水等作为冲渣用水。项目生活污水不新增，定期拉运至大庆油田水务公司南区污水处理厂，处理达标后排放。/3供电系统项目用电由市政供电系统供给，本项目用电量约314.45万kWh/a。依托4供热系统办公区域供热由厂区锅炉房提供。利旧5消防系统本期工程锅炉房内部利用现有消防设施，室内消防水源接自消防给水管网，供水压力 0.5MPa，2 路进水，每路水量 20L/S，每路管径为 DN100，总水量 144t/h。利旧环保工程1废气治理烟气净化（1）58MW锅炉脱硝：采用SNCR脱硝工艺，脱硝效率40%。脱硫采用石灰-石膏法脱硫工艺，脱硫效率90%。除尘：采用布袋除尘器，设计除尘效率99.5%。（2）29MW锅炉脱硝：采用SNCR脱硝工艺，脱硝效率40%。脱硫采用石灰-石膏法脱硫工艺，脱硫效率90%。除尘：采用布袋除尘器，设计除尘效率99.5%。58MW锅炉与29MW锅炉共用1套脱硫系统，拆除原有并新建；58MW锅炉脱硝系统新建，除尘措施利旧；29MW锅炉脱硝系统和除尘措施新建扬尘治理全封闭储煤场，北、西、东三面围护结构3m以下砖砌，3m以上采用防尘网，同时煤堆苫布遮盖；碎煤楼、输煤栈桥全封闭；不设临时渣场，飞灰、炉渣 （脱硫渣 存于封闭库，灰采用封闭罐车运输，渣运输采取上扣篷布措施。防尘网新增，其他利旧2废水治理本项目不新增员工，无生活污水新增，生活污水定期拉运至大庆油田水务公司南区污水处理厂，处理达标后排放；生产废水全部回用，其中：锅炉排污水回用于输煤栈桥增湿用水，软化水系统排水回用于冷渣用水。/3固废治理灰渣及脱硫渣：存于封闭仓渣，日产日清，外售综合利用。新建4噪声治理合理布局，采取减振、消声、隔声等噪声防控措施。新建5在线监测设置烟囱在线实时监测设施，在线监测装置设置位置遵照固定污染源烟气在线监测设备监测烟气中颗粒物、SO2和NOX排放浓度并与当地生态环境主管部门联网。利旧3、锅炉选型本项目新建1台29MW燃煤热水链条锅炉，主要技术参数见表1-2。表1-2 锅炉主要技术参数项目单位参数备注型号1台SHL29-1.25 130 70-A作为现有锅炉的调峰及备用锅炉额定热功率MW29/额定出水压力MPa1.6/额定出口水温130/额定进口水温70/锅炉效率%82.07/4、锅炉运行方式本项目扩建锅炉采暖期运行，作为调峰及备用锅炉，锅炉年运行天数为119.5天，本项目锅炉日利用小时数为22h，锅炉年利用小时数为2629h。5、供热方案本项目建成运行后，总采暖供热面积81.2万平方米，本工程利用现有供热管网进行对外供热。6、原辅材料本项目新建129MW燃煤热水链条锅炉，用煤来源为双鸭山、鹤岗和七台河的类烟煤。燃煤量见表1-3，煤质分析见表1-4，煤质分析报告见附件4。表1-3 燃料消耗量锅炉负荷小时耗煤量（t/h）日耗量（t/d）年耗量（t/a）129MW6.47142.31.7104注：锅炉日运行小时数为22小时；锅炉年运行小时数为4026小时。表1-4 煤质分析数据表序号名称单位数值1弹筒发热量MJ/kg24.1592高位空气干燥基发热量MJ/kg23.7223低位收到基发热量MJ/kg18.2534收到基全硫%0.595收到基灰分%28.46挥发分%38.8本项目采用石灰-石膏法脱硫，SNCR脱硝，原辅材料使用情况见表1-5。表1-5 原辅材料消耗表序号物质名称年用量来源1煤1.7万t/a双鸭山、鹤岗和七台河2脱硝剂（尿素）42t/a外购（袋装）3脱硫剂（氧化钙）1000t/a外购7、主要设备表1-6 设备明细表序号设备名称规格单位数量备注1燃煤热水锅炉SHL29-1.25/130/70-All台1新建，设计效率82.07%2鼓风机G6-60-11No13D台1新建，配电机功率75KW3引风机Y6-60-11 No17D台1新建，配电机功率220KW4布袋除尘器XZTO-80除尘效率99.5%台1现有5布袋除尘器除尘效率99.5%台1新建6脱硝装置SNCR法脱硝台2新建7脱硫塔石灰-石膏法脱硫套1新建8除渣设备宽0.9m，长45m台1新建9烟气排放连续监测系统/套1现有10烟囱上口直径5.4m，高度54m座1新建四、公用工程1、供水（1）生活用水本项目无新增员工，不新增生活用水。（2）生产用水本项目生产用水包括锅炉补水、脱硫系统用水、冲渣用水、循环水补给用水、水汽损失用水等，根据水平衡分析，本项目生产用新鲜水量为14.77t/h、59464.02t/a。表1-7 项目给排水一览表序号项目采暖期（t/h）用水量回收量损失水量1冷却塔蒸发损失0.410.00.412冷却塔风吹损失0.020.00.023循环水补给用水0.50.50.04水汽损失补水2.00.02.07锅炉补水1.00.01.08反渗透排水补水0.50.00.59汽水取样冷却水2.0200.010脱硫系统用水5.01.03.511冲渣用水2.00.02.012未预见水量1.340.01.3413合计14.773.511.27图1-1 拟建工程水平衡图（t/h）2、排水（1）生活污水本项目人员不新增，内部调剂解决，不新增生活污水排放量。定期拉运至大庆油田水务公司南区污水处理厂，处理达标后排放。（2）生产废水本项目生产废水全部回用，其中：回收冷却水供锅炉补充水处理用水、冲渣用水循环使用、循环水排污水作为冲渣用水。无生产废水排放。3、供电系统项目用电由市政供电系统供给，本项目用电量约314.45万kWh/a。4、采暖供热办公区域供热由厂区锅炉房提供。五、项目总图布置本项目拆除现有锅炉房内原有2号锅炉及其附属设施，在原有2号锅炉位置上安装1台29MW的热水链条锅炉，新增构筑物只有烟囱、脱硫间和除渣间，总平面布置基本无变化。本项目平面布置示意图见图1-1。图1-2 项目平面布置示意图与本项目有关的原有污染情况及主要环境问题：一、原有项目环保手续履行情况现有工程已于2012年11月27日取得关于中国石油大庆炼化分公司动力二厂改建热水锅炉工程环境影响报告书的批复（庆环建字2012225号），并于2016年6月编制完成了中国石油大庆炼化分公司动力二厂改建热水锅炉工程变更环境影响报告，2016年8月2日取得关于动力二厂改建热水锅炉工程竣工环境保护验收合格的函（庆环验201633号）。根据现场踏勘，现有工程建设内容与中国石油大庆炼化分公司动力二厂改建热水锅炉工程变更环境影响报告中建设内容一致，与关于动力二厂改建热水锅炉工程竣工环境保护验收合格的函（庆环验201633号）内容一致，现有工程与环评报告具有相符性。二、现有项目建设规模及内容现有工程锅炉房内建设1台58MW热水锅炉（运行）和3台65MW锅炉（停产多年），燃烧烟煤3.82万t/a，供热面积约70万m2。58MW热水锅炉采用布袋除尘器除尘处理措施，除尘效率99.5%；采用MgO法脱硫系统，脱硫效率85%；处理后的烟气通过一根高100m，出口内经3.5m的烟囱排放。煤斗、储灰库等设喷淋装置，喷水降尘。半封闭式燃煤储库及封闭式渣库和灰仓。贮煤区在厂区的北侧，煤场苫布遮盖。表1-8 现有工程组成一览表序号建设内容建设内容及规模备注主体工程1锅炉58MW链条热水锅炉1台，2#、3#、4#锅炉停运。/辅助工程1上煤系统输煤系统由三段皮带机构成，设计处理为50t/h，采用B=650的皮带运输系统，由电动梨式卸料器将煤送入各原煤仓。/2烟囱高度为100m，内径4m烟囱。/公用工程1给水系统利用厂区原有水井供水。/2排系统生活污水与清净下水排入对喜泡封存。/3供电系统由市政供电系统供给。/环保工程1废气治理脱硝：低氮燃烧技术；脱硫采用氧化镁法脱硫工艺，脱硫效率80%；除尘：采用布袋除尘器，设计除尘效率99.5%；设置烟囱在线实时监测设施。/2废水治理生活污水与清净下水排入对喜泡封存。/3噪声治理隔声、减震/4固废治理灰渣及脱硫渣：存于封闭仓渣，日产日清，外售综合利用。/三、现有项目污染物排放情况1、废气根据中国石油大庆炼化分公司动力二厂改建热水锅炉工程竣工环境保护验收监测报告（大庆市环境监测中心站，2014年12月）中监测数据可知，1#58MW锅炉除尘器出口烟尘排放浓度在19.3-24.2mg/m3，SO2排放浓度在89-104mg/m3，NOX排放浓度在95-129mg/m3。监测结果均满足锅炉大气污染物排放标准（GB13271-2014）表1在用锅炉大气污染物排放标准浓度限值（颗粒物80mg/m3、二氧化硫：400mg/m3、氮氧化物：400mg/m3）。根据中国石油林源炼油有限公司动力二厂烟气连续在线监测结果（2018年12月17日）可知，现有1#58MW锅炉烟气流量为88081.8-94556.3m3/h，烟尘最大排放浓度30.8mg/m3，SO2最大排放浓度117.9mg/m3，NOX最大排放浓度345.1mg/m3。监测结果均满足锅炉大气污染物排放标准（GB13271-2014）表1在用锅炉大气污染物排放标准浓度限值。原有锅炉房年运行183天，每天运行22小时，全年运行4026小时。根据污染源源强核算技术指南 锅炉（HJ991-2018）中的物料衡算法计算可知，现有58MW锅炉颗粒物排放量为9.69t/a、二氧化硫排放总量为48.68t/a、氮氧化物排放总量为112.58t/a。2、废水实际生产过程中，生产废水全部回用，不外排；生活污水满足污水综合排放标准（GB8978-1996）二级标准，排入对喜泡。中国石油大庆炼化分公司动力二厂改建热水锅炉工程竣工环境保护验收监测报告（大庆市环境监测中心站，2014年12月）中监测数据可知，pH值为8.01、CODCr浓度为83.5mg/L、氨氮浓度为5.69mg/L，COD排放量为3.85t/a、氨氮排放量为0.26t/a。图1-3 现有工程水平衡图（t/h）3、噪声根据中国石油大庆炼化分公司动力二厂改建热水锅炉工程竣工环境保护验收监测报告（大庆市环境监测中心站，2014年12月）中监测数据可知，厂界噪声值昼间为58.758.9dB(A)，夜间为49.049.8dB(A)，满足工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）中3类区标准要求。4、固体废物固体废物主要为除尘器收集的干灰，灰由除尘器灰斗排除后，混合在灰渣中，立即采用汽车散装机将灰装入密闭罐车直接运走，用于大庆市同源水泥有限责任公司生产水泥，全部综合利用；生活垃圾由市政部门收集处理。四、现有工程存在的环境问题1、现有项目锅炉无脱硝措施，NOX排放浓度不满足锅炉大气污染物排放标准（GB13271-2014）表2浓度限值。2、现有项目锅炉脱硫措施运行时间长，且脱硫效率较低，有超标排放的风险。3、现有项目100m高烟囱由于建设较早，存在风险隐患，且烟囱内径无法满足锅炉扩建后的烟气排放；4、生活污水与清净下水共同进入污水中和池处理后，排入对喜泡封存。五、建议及措施1、现有58MW锅炉新建脱硝系统，脱硝工艺采用SNCR法，采用尿素作为还原剂。2、现有58MW锅炉脱硫系统改造为石灰-石膏法脱硫。3、拆除原有100m高烟囱，新建1根54m高的钢砼烟囱，出口内经5.4m；4、清净下水回用于生产，生活污水定期拉运至大庆油田水务公司南区污水处理厂，处理达标后排放。二、建设项目所在地自然环境简况自然环境简况（地形、地貌、气候、气象、水文、植被、生物多样性等）：一、地理位置本项目位于炼化公司动力二厂院内，地处东经1244346.17”，北纬461907.31”。项目地理位置见图2-1。本项目位置图2-1 项目地理位置图二、自然环境概况项目所在区域位于松嫩平原中部，为松花江嫩江冲积平原，所属地貌单元为松嫩平原的低洼地段。地基土地的成因类型为第四纪冲积、淤积地层，土层上部为冲积作用形成的褐黄色粘土及黄色的砂类土，下部为湖泊沉积作用形成的灰色粘性土，地层水平方向成层比较规律，垂直方向性质差异较大。该区无山岭和丘陵，地势平坦开阔，地貌表现为波状起伏的平原，较低处是沼泽以及多处碱水泡湖泽，泡沼之间的低平地是广阔的农耕区和放牧区，海拔高度143.1144.2m，中部稍高，自然坡度1-3。本地区地层分布较为稳定、均匀、表层为粘土或者粉质粘土，层厚1.2-4.7m，下面为粉砂和粉质粘土，厚2.0-5.1m。土质承载力标准值为150-170kpa，渗透系数粘土层为6.010-4cm/s，粉砂（0.82-0.2）10-3 cm/s，粉质粘土为6.010-5 cm/s，表土碱性。2、气候与气象大庆市气象局近20年气象观测资料显示，该地区属北温带大陆性季风气候，四季分明，受蒙古内陆冷空气和海洋暖流季风影响较大，冬季漫长而寒冷干燥，夏季短暂而温湿多雨，春秋季风交替，气温变化大，冰封期长，无霜期短，冻土深达22.2m。年降水量平均442mm，年最大降水量651.2mm。年平均气压：994.4hPa。蒸发量：年平均蒸发量1531.4mm，年最大蒸发量1711.0mm，年最小蒸发量1378.4mm。湿度：年平均相对湿度为63%。年平均气温3.3，极端最低气温-36.2，极端最高气温38.9。年平均风速3.7m/s，年最大风速为22.7m/s。由于地处温带季风性气候所以受温带和季风共同影响，大庆市年气候变化多端，春夏秋冬四季，寒来暑往，周而复始的循环。冬季受大陆冷高压控制影响，盛行偏北风，寒冷少雪，热量严重匮乏；夏季受副热带海洋气团影响，盛行偏南风，夏季前期干热，后期降水集中且变率大，时有旱涝；春秋两季为过渡季节，春季冷暖多变，干旱多风，风借旱情，旱助风威，水资源严重匮乏；秋季多寒潮，降温急剧，春温高于秋温，春雨少于秋雨。大庆市气候受大陆的影响远甚于海洋，陆地因素在气候形成中起决定作用，大庆市大陆度K在76.281.0之间（远大于50），为典型的大陆性气候。由于气候的大陆性和季风交替共同影响，在春季的增温和秋季的降温过程中，温度升降频繁且剧烈；同时，由于晴天日数多，昼夜温度变差大。3、水文状况大庆地区地表水文状况属安达闭流区，境内无天然河流，大气降水都汇集到低洼处，无法排出区外。但是受古地质和现代地貌的影响，大庆地表水和地下水的水文状况具有独特区域性。大庆地区地表高程低于嫩江水面，大气降水在多漫岗和洼地的地形条件下，汇聚到低洼处形成季节性水泡子和多年积水泡沼湿地。多数水泡于冬季结冰直到泡底。嫩江、松花江从大庆市西、南流过，北西部有无尾河-乌裕尔河、双阳河水系。全市有大小湖泊208个，正常蓄水面积1757km2，占黑龙江省水面总面积的33.4%。大庆地表水受蒸发量大于降水量、盐碱草甸土及原油开采等自然因素和人为因素影响，水质较差。水泡子水多是强碱性反应，Ph值在8.6-9.4之间。大庆市地下水资源丰富，补给源充足，易开采，水质基本上达到油田注水、工农业及民用水质标准。大庆市气候受大陆的影响远甚于海洋，陆地因素在气候形成中起决定作用，大庆市大陆度K在76.281.0之间（远大于50），为典型的大陆性气候。由于气候的大陆性和季风交替共同影响，在春季的增温和秋季的降温过程中，温度升降频繁且剧烈；同时，由于晴天日数多，昼夜温度变差大。4、土壤、植被大庆地区土壤在形成过程中，受历史条件的影响，具有自己的特殊规律。成土母质受大小兴安岭山地冲击物质影响，多为黄土状亚粘土，现代又受内蒙古沙漠侵蚀影响，上覆一层细沙土或粉沙土。由于气候半干旱，冻结期长，植物根系多积于表层，有机质积累缓慢，成土过程中有草甸化现象出现。加上地表起伏较大，地表水聚积，土壤淋溶过程强烈，而在稍高地区又有石灰反应，区域内成土过程复杂，因此大庆地区主要土壤类型为黑钙土、草甸土、盐土、碱土、风沙土、沼泽土和泛滥土等。大庆地区西部是嫩江冲积风沙地，形成西部以风沙土为主，东部以碳酸盐草甸黑钙土、草甸土为主的两条土壤带，江岸形成泛滥土，盐碱土镶嵌分布于两条土带之中，组成了复杂的土壤复区。大庆市天然植被主要由草甸草原、盐生草甸和沼泽构成。草甸草原是松嫩草原的地带性植被，分布在漫岗地、缓坡地和低平地上，主要以中旱生的多年生草本植物为建群种，并以丛生和根茎型禾草占优势。植被盖度多在65%以上，草层平均高度50cm左右。该类草场是畜牧生产的主要割草场和放牧场。盐生草甸多在地势低洼处与草甸草原植被镶嵌分布，主要由盐中生和旱中生禾草、杂类草组成。植被盖度60-80%，草层平均高度55cm左右。该类草地主要作为放牧场。沼泽植被在大庆地区广泛分布，是在地表终年积水或季节性积水的条件下，由多年生湿生植物为主形成的一种隐域性植被。植被盖度在80-100%，生长高150-250cm，主要用于造纸工业。三、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）项目区域环境质量引用2018年大庆市环境状况公报。1、环境空气质量现状2018年，共进行了365天环境空气质量自动监测，剔除沙尘天气8天，全年有效监测天数为357天，全年环境空气质量优良天数为336天，环境空气质量优良率为94.1%。2018年，城区环境空气中二氧化硫年均浓度为13g/m3，优于国家一级标准限值；二氧化氮年均浓度为23g/m3，优于国家一级标准限值；可吸入颗粒物（PM10）年均浓度为43g/m3，优于国家二级标准限值；细颗粒物（PM2.5）年均浓度为27g/m3，达到国家二级标准限值；一氧化碳24小时平均第95百分位数为1.0mg/m3，日均浓度范围为0.31.8mg/m3，优于国家一级标准限值；臭氧最大8小时平均第90百分位数为127g/m3，优于国家二级标准限值。本项目区域大气常规污染物空气质量现状评价见表3-1。表3-1 区域空气质量现状评价表污染物年评价指标现状浓度标准值单位占标率/%达标情况SO2年平均质量度1360g/m321.67达标NO2年平均质量浓度234057.5达标PM10年平均质量浓度37061.43达标PM2.5年平均质量浓度273577.14达标O3第90位8h平均质量浓度1276079.3达标C第95位日平均质量浓度1.04mg/m325达标以上统计结果表明，2018年环境空气质量为6个监测项目大气常规污染物浓度均满足环境空气质量标准（GB3095-2012）及其修改单中二级标准要求，可满足环境空气质量功能区划的要求，属于达标区。2、地表水环境现状大庆市主要河流有松花江、嫩江、乌裕尔河、双阳河。市区内无天然河流，属于闭流区，人工引、排水渠道和湿地、湖库，构成大庆独特的人工小流域。引水系统与排水系统相对独立，一般年份没有水力联系，具有半封闭、少径流，补水不足、排水不畅等特征。引水系统由北引、中引、南引3条引水干渠和大庆水库、红旗水库、东城水库、大龙虎泡水库、南引水库、东升水库等6座大中型水库构成，成为主要地表水水源。排水系统以安肇新河为主渠，以西排干、中央排干、东排干和黎明河（东二排干）为干渠，通过若干支渠、子渠连接纳污泡沼构成。安肇新河在北二十里泡入境，贯穿中内泡、库里泡，经古恰闸口入松花江。通过对古恰闸口监测数据进行分析，个别指标未满足地表水环境质量标准（GB3838-2002）IV类标准，主要为化学需氧量。3、声环境质量现状2018年，建成区布设251个监测网格，覆盖141.19平方千米和78.6万人口。昼间噪声等效声级分布在42.468.0Db（A）之间，平均等效声级为54.9Db（A）；夜间噪声等效声级分布在29.150.3Db（A）之间，平均等效声级为44.5Db（A），按照环境噪声监测技术规范 城市声环境常规监测（HJ640-2012），昼间、夜间区域环境噪声总体水平等级均为2级，评价为“较好”。根据中国石油大庆炼化分公司动力二厂改建热水锅炉工程竣工环境保护验收监测报告（大庆市环境监测中心站，2014年12月）中监测数据可知，厂界噪声值昼间为58.758.9Db(A)，夜间为49.049.8Db(A)，满足声环境质量标准（GB3096-2008）中3类标准。主要环境保护目标（列出名单及保护级别）本项目评价区域内无国家、省、市级自然保护区，环境保护目标如表3-3。表3-3 主要保护目标环境要素保护对象坐标/m保护内容相对厂址方位相对厂界距离/m环境功能区XY环境空气八村124.71744146.309025居民1300人SW750二类区声环境厂界外200m范围内/3类区地表水对喜泡/NW2900纳污泡无功能规划82图 例项目位置环境保护目标环境空气评价范围图3-1 项目环境保护目标图四、评价适用标准环境质量标准一、大气环境质量标准本项目所在区域执行环境空气质量标准（GB3095-2012）及其修改单中二级标准，NH3执行环境影响评价技术导则 大气环境（HJ2.2-2018）附录D标准。表4-1 环境空气质量评价标准污染物称取值时浓度限值单位标来源SO2年平均60ug/m3环境空气质量标准(GB3095-2012)及其修改单中二级标准24小时平均1501小时平均 500NO2年平均4024小时平均01小时平均200CO24小时平均4mg/m31小时平均10O3日最大8小时平均160ug/m31小时均200PM10年平均7024小时平均15PM2.5年平均324小时平均75NOX年平均5024小时平均1001小时平均20TSP年平均20024小时平均300NH3一次值200ug/m3环境影响评价技术导则 大气环境（HJ2.2-2018）附录D二、声环境质量标准评价区域声环境质量执行声环境质量标准（GB3096-2008）中3类标准。表4-2 声环境评价标准值 单位：Leq Db（A）项目昼夜间GB3096-2008中3类标准限值6555污染物排放标准一、噪声施工期噪声执行建筑施工场界环境噪声排放标准（GB12523-2011）中规定的排放限值。表4-3 建筑施工场界环境噪声排放标准 单位：Db（A） 昼 间夜 间7055运营期厂界噪声执行工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）3类标准。表4-4 工业企业厂界环境噪声排放标准 单位：Db（A）类别昼间夜间3类6555二、大气污染物排放标准本项目锅炉烟气排放执行锅炉大气污染物排放标准（GB13271-2014）表2中燃煤锅炉排放标准限值；NH3执行恶臭污染物排放标准（GB14554-93）；煤堆扬尘执行大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）无组织排放标准。表4-5 大气污染物排放标准 序号污染物限值（mg/m3）标准号1颗粒物50GB13271-20142二氧化硫3003氮氧化物3004汞及其化合物0.055NH31.5（厂界）GB14554-936粉尘1.0GB16297-1996三、固体废物一般固体废物执行一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准（GB18599- 2001）及其修改单。危险废物的暂存场所执行危险废物贮存污染控制标准（GB18597-2001）（2013年修改单）总量控制指标本项目总量控制指标：污染物名称现有工程排放量扩建部分排放量技改部分排放量以新带老削减量本项目预测排放量本项目核定排放量排放增减量颗粒物9.694.31001414+4.31二氧化硫48.6814.4432.4548.6846.8946.89-1.79氮氧化物112.5830.0667.55112.5897.6197.61-14.97COD3.850003.853.850氨氮0.260000.260.260五、建设项目工程分析工艺流程简述及主要污染工序一、施工期项目施工期主要为拆除原有2号锅炉及其附属设施，在原有2号锅炉位置上安装1台29MW的热水链条锅炉，及配套设施建设，无大型土建施工，施工期对外环境影响较小。1、噪声 本工程施工期噪声污染主要为施工机械噪声。2、废气 施工期大气污染物主要来源于施工扬尘以及运输车辆产生的汽车尾气。该项目利用原有锅炉房，因此废气产生量较小。 3、废水本工程施工期废水污染主要为施工人员排放的少量生活污水，生活污水排入厂内现有设施。4、固体废物 本工程施工期固体废物污染主要为拆除的锅炉、建筑垃圾及施工人员产生的少量生活垃圾。二、运营期运营期工艺流程简述（图示）：原煤由落煤坑下的给料机送入封闭式输送皮带，经输送皮带送入破碎车间进行破碎，破碎后经二次输送皮带机送入锅炉房煤仓间的煤斗中，煤斗中的燃煤送至锅炉燃烧室内燃烧。煤炭在锅炉内燃烧放热，将化学能转变成热能使锅炉水温度升高后为居民住宅供热。锅炉燃烧室内采用SNCR脱硝工艺去除锅炉烟气中氮氧化物，然后锅炉烟气依次经布袋除尘器与石灰-石膏法脱硫处理后，通过一根54m高烟囱排入大气。锅炉底部排出的渣和除尘器捕集下来的灰分别送至渣库和灰仓中暂存，然后由汽车运出厂外售综合利用。本项目工艺流程及产污节点见图5-1。注： ：现有工程图5-1 本项目工艺流程及产污节点图（1）烟气脱硫系统流程石灰-石膏法脱硫工艺采用石灰作为脱硫吸收剂，加水消化配成石灰溶液。烟气直接进入主吸收塔，在主吸收塔内，石灰浆液与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的石灰发生一系列复杂的化学反应后被脱除，反应产物为亚硫酸钙，采用塔内曝气强制氧化，亚硫酸钙会被氧化成硫酸钙。脱硫后的烟气经除雾器除去烟气夹带的细小液滴后排入烟囱。锅炉烟气经过布袋除尘器除尘后进入FGD（烟气脱硫装置），通过引风机引入吸收塔，吸收塔脱硫效率高于80%。从吸收塔出来的净烟气温度约为50，通过塔顶烟囱排放。本脱硫工程采用石灰-石膏湿法脱硫工艺。以石灰作为SO2的吸收剂，主要反应为烟气中的SO2先溶解于吸收液中，然后离解成H+和HSO3-，然后与加入的石灰浆液反应，反应式如下：SO2H2OH2SO3（溶解）H2SO3=HHSO3（电离）石灰的主要成分是CaO，其反应式为：CaO（s）+H2O(1)Ca(OH)2（aq）Ca(OH)2（aq）Ca2+2OH-在溶液中，SO32和HSO3-与部分消化溶解的石灰反应：SO32Ca(OH)2+ 2H+CaSO3（aq）+ H2OSO2（aq）+CaSO3（aq）+H2O（l）Ca(HSO3)2当吸收液的pH值控制得较低时（6.0）循环吸收液形成了CaSO3和Ca(HSO3)2的混合物，该混合物以缓冲液的性质存在，使吸收的pH值保持相对平稳。在塔内的浆液循环槽，SO32、HSO3充入空气进行强制氧化，其反应如下：HSO31/2O2（g） SO42+ H+SO321/2O2（g） SO42石灰石膏法脱硫工艺以石灰浆液作为脱硫剂，在塔内强制氧化形成石膏。控制浆液氧化的pH值为6.0，氧化率95以上，系统不会出现结垢堵塞现象，运行安全可靠。（2）烟气脱硝系统流程采用袋装固体尿素作为脱硝还原剂，经人工拆袋、绞龙输送至尿素溶解罐中，被溶解制备成浓度为50的浓尿素溶液，制备好的浓尿素溶液经尿素溶液输送泵输送至尿素溶液储罐储存，储罐内的尿素溶液通过循环泵、计量装置和静态混合器稀释成10%以下的稀尿素溶液，通过尿素侧和工艺水侧的流量控制阀控制进入每个锅炉注入区域的尿素溶液浓度和流量，稀尿素溶液在进入尿素分配系统分配至每个喷枪，喷枪利用压缩空气将所需的尿素溶液雾化成细小的雾滴喷入反应区内，与NOx充分接触反应。运营期污染源项目分析：1、废气污染物废气污染物主要为锅炉烟气中SO2、NOx、颗粒物与汞及其化合物；储煤场无组织排放扬尘TSP、氨逃逸排放无组织氨、渣库、灰库产生的扬尘。（1）58MW锅炉烟气本项目58MW热水锅炉，燃煤量为3.82万t/a。燃煤锅炉配套设备：布袋除尘器，除尘效率为99.5%；SNCR脱硝技术脱硝效率为40%；石灰-石膏脱硫工艺，脱硫效率为90%。利用原有在线监控系统，烟气经脱硫塔进入高度为54m的烟囱排放。污染产生量计算参照污染源源强核算技术指南 锅炉（HJ991-2018）中的物料衡算法。总烟气量根据排污许可证申请与核发技术规范 锅炉（HJ953-2018）中表5基准烟气量取值表计算本项目燃煤锅炉的基本烟气量。根据表1-4（Qnet.ar：18.253MJ/kg）煤质工业分析报表，本项目Qnet.ar=18.253MJ/kg15MJ/kg，则基准烟气量经验公式可定