环境污染类建设项目环境监理.ppt

第二篇环境污染类建设项目环境监理第三章火力发电工程建设项目环境监理,2014年1月,主要内容,第一节建设项目的分类及特点第二节建设内容及主要污染源第三节环境污染防治设施及环境监理要点第四节环境风险防范设施环境监理要点第五节环境监理重点关注的问题,第一节建设项目的分类及特点,一、火力发电工程分类二、火力发电厂工程的特点,一、火力发电工程分类,利用煤、石油和天然气等作为燃料的发电厂称为火力发电厂。按照燃料的不同，火力发电厂分为：1）燃煤火力发电厂2）燃油火力发电厂3）燃气火力发电厂4）生物质能发电厂其工作原理基本相同，仅是采用的燃料不同。,火力发电厂又可分为：发电厂热电厂坑口电厂位于煤矿附近，以皮带运输机、汽车或煤矿铁路专用线运输燃煤的发电厂。发电厂发出的电能用高压线路送往负荷中心，这样既免去了燃料的长途运输，提高了能量输送效益。,二、火力发电厂特点,1.火力发电厂特点：电不能储存，其电力生产的特点是生产、输送、使用同时进行。2.火力发电厂工程特点(1)大气环境影响大。(2)噪声对周围环境影响大。(3)原料运输过程对周围交通道路两侧影响大。(4)污染物排放量大、能耗相对高。,第二节建设内容及主要污染源,一、项目的主要组成与建设内容二、主要污染源,一、项目的主要组成与建设内容,1.项目的主要组成与建设内容火力发电过程是将燃料的化学能转变成电能的过程。1）锅炉是将燃料的化学能转变成蒸汽的热能；2）汽轮机是将蒸汽的热能转变为机械能；3）发电机是将机械能转变成电能。电能通过升压站送往输电线路，供用户使用。由此可见，电力生产的特点是生产、输送、使用同时进行。,火力发电厂的主要生产系统组成,燃烧系统汽水系统电气系统,燃烧系统的主要任务是利用煤的燃烧将水变成蒸汽，把煤的化学能转换为热能。,燃烧系统主要子系统包括：1）燃料制备和输送系统；2）烟气系统；3）通风系统；4）除灰系统等。,汽水系统又称为热力系统，其主要任务是产生蒸汽，推动汽轮机做功，把蒸汽的热能转换为机械能。对于热电厂，它还包括对外供应热用户的汽对水网络。,对于凝汽式电厂汽水系统包括：1）由锅炉、汽轮机、凝汽器、给水泵等组成的汽水循环系统；2）冷却系统；3）水处理系统等。4）对于热电厂，还应包括对外供热用户汽水网络,电气系统的主要任务是汽轮机带动发电机，完成机械能转换为电能，并且合理地实现发电与输电、配电、供电和用电间的瞬间平衡。,发电机发出的电能大部分由主变压器把电压升高，经过高压配电装置和高压输电线路向外供电，另有一小部分电能作为本厂自用，称为厂用电。,火力发电厂主要设备及环保设施,2.工艺流程,原煤运到电厂，经皮带输送机送入原煤仓，经制粉系统制成煤粉，然后由热风送入锅炉燃烧，将锅炉给水加热成高温高压的蒸汽送入汽轮机做功，汽轮机带动发电机发电。电能通过升压站送往输电线路，供用户使用。汽轮机乏汽进入凝汽器或空冷器中冷却成水送回锅炉循环使用。,燃烧后产生的烟气一般经脱硝装置、除尘装置、脱硫装置，最后由烟囱排入大气。锅炉排出的渣至渣仓暂存，一般直接向综合利用用户提供，综合利用不均衡时，多余的渣用自卸汽车送至周转灰场贮存；,除尘器及省煤器收集的干灰贮入干灰库，可直接向综合利用用户提供干灰，综合利用不均衡时，多余的干灰调湿后用自卸汽车运至周转灰场，周转灰场底部进行防渗处理，堆灰采用碾压和洒水处理，以防止扬尘和污染地下水。生产过程中产生的工业废水和生活污水经过处理后全部回收利用，或大部分回收利用，剩余部分经处理达到排放标准后排入城市污水处理厂或外排。,二、主要污染源,火力发电厂在发电的同时，也给环境造成一定的污染，主要污染源表现为：1）燃煤燃烧过程将产生大量烟气，并携带大量烟尘、二氧化硫、氮氧化物等污染物。2）生产过程产生的工业废水、化学废水、生活污水、输煤系统冲洗、喷洒用水、用于冲灰、渣的水、脱硫废水等。,3）由于燃烧产生的灰、渣，或采用湿法脱硫后产生的石膏等经过运输、贮存或利用过程将对周围大气环境造成影响。4）生产过程中由于主要设备的转动、排气、冷却水等对周围声环境的造成影响。5）贮煤场、灰场无组织排放对环境的影响等。,第三节环境污染防治设施及环境监理要点,一、大气污染防治设施二、水污染防治设施三、固体废物处置、贮存设施四、噪声污染防治设施,为了减少对环境的影响，对外排放的废气、废水、灰渣、噪声等均采取了治理措施，各系统主要治理设施有：（1）烟气污染控制设施：除尘器、脱硫设施、脱硝设施、烟囱、烟气在线监测装置、输煤系统、输灰系统的除尘设施；（2）污水处理设施：工业废水、化学废水、煤水、脱硫废水、生活污水处理设施等；（3）灰渣处理设施：灰库、灰场；辅助设施：（4）噪声治理设施：消声器、隔声罩、隔声墙、厂平优化布置等；（5）生态保护措施防止扬尘、水土流失、绿化等，对电厂专用道路、取水设施、补给水管线、输电设施、输电线路等采取的相应保护措施。,一、大气污染防治设施,（一）火力发电厂大气污染控制措施主要包括：烟气除尘、脱硫、脱硝设施；烟气在线监测装置；输煤、除灰系统的除尘设施；灰场、煤场无组织排放的控制措施等。,1除尘器,我国电力生产以火电为主，目前在全国发电量中火电占80%左右，火力发电机组中85%以上为燃煤机组。煤炭燃烧产生的烟尘、输煤、除灰系统产生的粉尘不仅污染环境，影响人类健康，而且会对锅炉尾部排烟系统中的设备造成磨损，为此必须装置除尘器对烟尘加以捕集。,除尘器的组成,定义：将粉尘颗粒从气体介质中分离出来并加以捕集的装置称为除尘器。各种除尘器虽然所受外力不同，但都剧本上由四部分组成：1）将含尘气体引入的除尘器进气口（或称进气烟箱）2）实现气、尘分离的除尘空间（或称除尘室）3）收集暂存捕集的粉尘空间（或称灰斗）4）除尘后排放相对洁净气体的出气口（或称出气烟箱）组成。,除尘器的分类,按作用于除尘器的外力或作用机理不同除尘器可分为四大类:1)电除尘器；2)袋式除尘器；3)湿式除尘器；4)机械除尘器。不管除尘器类型如何，通过分析含尘气体在除尘器内运动与变化规律，都可以看出其共性。即含尘气体进入除尘器后在某一区域或空间受到不同外力作用，粉尘颗粒移到某一分界面上，推移的过程就是气尘分离的过程，也是含尘气体浓缩的过程，最后粉尘到达某分界面时就从气体介质分离出来，经分离界面，而被捕集的粉尘最后通过灰斗排出除尘器。,由于袋式除尘器和静电除尘器技术十分成熟，具有除尘效率高、运行稳定且运行费用低、干排灰方式有利于粉煤灰综合利用等优点，目前燃煤电厂主要采用电除尘器和袋式除尘器，或电袋除尘器，通常除尘效率可以达到99%以上，而机械除尘器、湿式除尘器由于除尘效率低，不能满足火电厂大气污染物排放标准要求，因此在大型火力发电工程锅炉已不采用机械、湿式除尘器。,2.NOX控制,温度和过量空气对NOx的生成有很大作用，进入炉内的过量空气越多、炉内燃烧区温度越高，则NOx生成量越大。低氮燃烧是通过改进燃烧方式来降低NOx生成量的一种燃烧方式，可相对减少过量空气、降低燃烧区温度，达到减少炉内NOx的生成的目的。,火力发电工程一般选用低氮燃烧技术，可使NOx排放浓度不超过450mg/m3，满足GB13223-2003火电厂大气污染物排放标准规定的NOx最高允许排放浓度，但同时应预留安装烟气脱除NOx装置的位置。随着国内环保法规的日益严格，新的火电厂大气污染物排放标准GB13223-2011正式颁布执行，按照新的标准要求，仅靠低氮燃烧技术已经不能满足NOx排放要求，火电厂加装烟气脱硝系统成了必然的选择。,1）NOx控制方式,低氮燃烧技术主要分为以下几种：a空气分级燃烧法b燃料分级燃烧法c低氧燃烧法d烟气再循环法e低NOX燃烧器法,烟气脱硝技术,a选择性催化还原（SCR）法b选择性非催化还原（SNCR）法cSNCR/SCR联合烟气脱硝法,2）烟气脱硝技术,(1)选择性非催化还原烟气脱硝（SNCR)法，是利用在炉膛温度为8501100的区域内，向烟气中喷射氨或者尿素还原剂，将NOX还原成没有危害的氮和水。氨或尿素还原NOx的主要反应为：NH3为还原剂时：4NH3+4NO+O24N2+6H2O尿素为还原剂时：2NO+CO（NH2）2+O22N2+CO2+2H2O,目前，国际上更多的趋向于采用尿素作为SNCR工艺脱氮过程的还原剂，由于SNCR工艺的烟气温度较高，因此可以直接将尿素溶液喷入炉膛。,(2)选择性催化还原烟气脱硝（SCR)法，是通过向烟气中喷射氨基还原剂，在一定的温度条件和催化剂作用下，将NOX还原为N2和H2O。主要的反应如下：4NO+4NH3+O24N2+6H2O6NO+4NH35N2+6H2O6NO2+8NH37N2+12H2O4NO2+4NH3+O23N2+6H2O,(3)SNCR/SCR混合烟气脱硝技术是集合了SCR与SNCR技术的优势而发展起来的一种比较高效的烟气脱硝技术。在SNCR&SCR联合技术中，首先在炉膛上部或者对流区喷入还原剂进行SNCR反应，进行初步的脱硝。在SNCR反应过程中产生的氨泄漏可以作为部分或全部的下游SCR反应的还原剂，因此SNCR过程无需考虑氨泄漏的问题，相对于独立的SNCR可以进一步提高其NH3/NOx摩尔比，这样就进一步提高了SNCR过程的脱硝效率。由于在SNCR反应中已经除去部分的NOx，这就降低了SCR装置入口的NOx浓度，从而大幅度减少了所需要的SCR反应容积，降低了SCR系统的装置成本。当所需的NOx去除率不高时，锅炉的引风机可能不需要改造就能满足少量催化剂产生的压降要求。,3）还原剂类型的选择,烟气脱硝系统常用的NOx还原剂有液氨、氨水和尿素，液氨纯度一般要求在99.6%以上，商业用氨水的浓度一般在2030%，而尿素通常为颗粒状。三种还原剂的特点分别为：(1)液氨(NH3)：氨纯高，一般在99.8%，无杂质，但必须储存在压力容器中、必须保证严格的安全与防火措施及必须有严格的操作；(2)氨水(NH4OH)：商业上运用的氨水浓度仅为20-30%，含有杂质多，需要运输体积大与重量重，且蒸发过程需要消耗大量热量；,(3)尿素(CO(NH2)2)：商业运用通常是颗粒状，使用时必须进行溶解，或采取蒸汽或其他热源蒸发与分解后才能使用，还原剂制备工艺复杂，投资相对较高。目前，在国内以液氨作为烟气脱硝还原剂是最经济可行的，然而，由于液氨为高危险化学品，其贮存和运输受到很大的限制，若采用液氨作为还原剂，必须通过当地政府主管部门对安全的评价后方能采用，因此，需根据具体的场地情况及地域特点来选择合适的烟气脱硝还原剂。,3.脱硫,1）脱硫方式（1）燃烧前脱硫：（2）燃烧中脱硫：（3）烟气脱硫。,（1）燃烧前脱硫：,主要是利用物理方法（重介质选煤法、跳汰选煤法、浮选法、干法选煤）、化学或生物方式（浸出法、微波法、细菌法、磁力脱硫等），对原煤进行清洗，将原煤中部分硫除掉使煤得以净化。,（2）燃烧中脱硫：,主要由型煤固硫、流化床燃烧和炉内喷钙技术等：a)型煤固硫是用沥青、石灰、石灰渣、无硫纸浆黑液等作为黏结剂，将粉煤机械加工成一定形状或体积的煤，可减少二氧化硫排放40%50%，也可提高燃烧热效率20%30%，型煤多为民用。b)炉内喷钙是主要的燃烧中脱硫方法，其基本原理是把石灰石细粉（或其他碱性物质）通过一定装置喷入炉内，在一定温度范围内生成的氧化钙具有很强的吸附活性，从而在炉内吸附由燃料燃烧生成的二氧化硫，达到脱硫目的。,（3）烟气脱硫：,烟气脱硫是当前应用最广泛、效率最高的脱硫技术，是控制SO2排放、防止大气污染、保护环境的一个重要手段。目前我国火力发电厂已有烟气脱硫工艺为：石灰石石膏湿法烟气循环流化床法海水脱硫法旋转喷雾干燥法炉内喷钙尾部烟气增湿活化法电子束法等,2）脱硫工艺,（1）对于大型火力发电工程，由于燃料需求量很大，若采用燃烧前脱硫，需要的费用很大，与之配套的洗选厂的建设速度跟不上，不能提供足够的洁净煤供火力发电厂燃用，所以大型火力发电厂一般不采用燃烧前脱硫工艺。（2）对于200MW以下的小机组，或以煤矸石为主要燃料的综合利用电厂可采用炉内脱硫方式，但目前环保标准的严格，节能减排力度的加强，由于小机组发电煤耗高，不经济，国家已规定不再新建50MW以下纯凝气式发电厂，企业也在逐步淘汰200MW以下的机组，所以燃烧中脱硫方式也相对较少。,（3）对于大机组采用烟气脱硫是首选的工艺要求，它具有烟气处理量大，脱硫效率高，使用煤种范围广，脱硫装置可用率高，吸收剂利用率高，副产品石膏具有综合利用的商业价值。在众多烟气脱硫方法中目前石灰石石膏湿法采用最多。,3）常用的烟气脱硫方法,(1)石灰石（石灰）-石膏湿法：是用石灰石或石灰作脱硫吸收剂，将石灰石破碎磨细成粉状与水混合搅拦成吸收浆液，喷入吸收塔内，使浆液与烟气接触混合，达到去除烟气中二氧化硫的目的。该方法适用于高、中、低含硫量的煤，脱硫效率、吸收剂利用率高，装置可用率高，是目前技术成熟、应用最广泛的脱硫工艺。其反应式为：SO2+CaCO3+1/2O2+2H2O=CaSO42H2O+CO2,(2)烟气循环流化床法：该方法一般采用干态的消石灰粉作为吸收剂，由锅炉排出的未经处理的烟气从吸收塔（即流化床）底部进入，在吸收塔底部社一个文丘里装置，烟气流经文丘里管后速度加快，并在此与很细的吸收剂粉末互相混合，颗粒之间、气体与颗粒之间剧烈磨擦，形成流化床，在喷入均匀水雾降低烟温的条件下，吸收剂与烟气中的二氧化硫反应生成CaSO3和CaSO4，达到去除SO2的目的。脱硫后携带大量固体颗粒的烟气从吸收塔顶部排出，进入除尘器，部分被分离出来的颗粒返回吸收塔。,(3)海水脱硫：该工艺是利用海水中的天然碱度来达到脱除烟气中二氧化硫的脱硫方法。在脱硫吸收塔内，海水与烟气接触，烟气中的SO2被海水吸收而除去，净化后的烟气经除雾器除雾、烟气换热器加热后排放。吸收SO2后的海水与大量未脱硫的海水混合后，经曝气池曝气处理，使其中的SO32-被氧化成为稳定的SO42-，并使海水的pH值与COD调整达到排放标准后排放大海。此方法最大的特点：适用于靠海边、扩散条件较好、用海水作为冷却水、燃用低硫煤的电厂。,其它可以选择的脱硫工艺：氨法、喷雾干燥法、炉内喷钙尾部烟气增湿活化法、电子束法等，在电厂应用的相对较少。一般应根据电厂的实际情况因地制宜，合理选择。,4.烟气在线监测系统,1）安装烟气连续监测装置的要求按照GB13223火电厂大气污染物排放标准要求，火力发电锅炉必须安装符合HJ/T75固定污染源烟气排放连续监测技术规范要求的烟气排放连续监测装置；火电厂大气污染物的连续监测应按HJ/T75固定污染源烟气排放连续监测技术规范规定执行；火电厂烟气在线监测装置经省级以上人民政府环境保护行政主管部门验收合格后，在有效期内监测数据为有效数据。,2）安装烟气在线监测装置应注意的问题,（1）烟气在线监测装置安装位置：不受环境光线影响；监测位置处，烟气中没有水滴和水雾；安装位置烟道震动幅度尽可能小；安装位置易接近，有足够的空间，便于日常维护；烟尘：应安装在直管段，6倍烟道当量直径，测孔前应4倍烟道当量直径；在烟尘监测孔下游0.5m左右应预留手工测孔；监测孔安烟尘安装位置要求执行，避开烟气涡流区。（2）监测的项目与参数：监测项目：烟尘、SO2、NOX；监测参数：温度、大气压力、烟气静压、含氧量、烟气中含水量、烟气流量等。,3）烟气在线监测装置的组成,烟尘监测子系统气态污染物监测子系统烟气排放参数监测子系统系统控制与数据采集处理子系统,火电厂大气污染物排放标准变化情况,GB13223-2003火电厂大气污染物排放标准单位：mg/m3,1)该限值为全厂第1时段火力发电锅炉平均值。2)在本标准实施前，环境影响报告书已批复的脱硫机组，以及位于西部非两控区的燃用特低硫煤（入炉燃煤收到基硫分小于0.5%）的坑口电厂锅炉执行该限值。3)以煤矸石等为主要燃料（入炉燃料收到基低位发热量小于等于12550kJ/kg）的资源综合利用火力发电锅炉执行该限值。4)位于西部非两控区内的燃用特低硫煤（入炉燃煤收到基硫分小于0.5%）的坑口电厂锅炉执行该限值。5)Vdaf20%6)10%Vdaf20%,GB13223-2011火电厂大气污染物排放标准,污染物控制要求自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限值自2012年1月1日起，新建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限值,表1火力发电锅炉及燃气轮机组大气污染物排放限值单位：mg/m3,注释：（1）位于广西壮族自治区、重庆市、四川省和贵州省的火力发电锅炉执行该限值；（2)采用W型火焰炉膛的火力发电锅炉，现有循环流化床锅炉，以及2003年12月31日前建成投产或通过建设项目环境影响评价报告书审批的火力发电锅炉执行该限值。,重点地区火力发电锅炉及燃气轮机制定表2规定大气污染物排放限值。重点地区：根据环境保护工作要求，在国土开发密度较高，环境承载能力开始减弱，或大气环境容量较小、生态环境脆弱，容易发生严重大气环境污染问题，而需要严格控制大气污染物排放的地区。执行大气污染物特别排放限值的具体地域范围、实施时间、由国务院环境保护行政主管部门规定。,表2火力发电锅炉及燃气轮机组大气污染物排放限值单位：mg/m3,5.输煤、除灰系统的除尘设施,主要设施：除尘器、喷水抑尘、采用负压系统输送等6.灰场、煤场无组织排放的控制措施主要设施：防风抑尘网、喷、洒水设施等,（二）环境监理内容,1.除尘器环境监理内容(1)烟气除尘器的除尘效率、烟尘排放浓度是否满足环境影响评价要求；(2)除尘器是否按规定预留永久性监测孔和测试平台；(3)输煤、除灰系统除尘设施是否满足达标排放要求，数量是否齐全；(4)除尘器的工艺是否符合环境影响评价要求；(5)除尘器的处理能力是否满足生产需要；(6)输煤、除灰系统喷、洒水设施是否齐全，满足环保要求；(7)煤场、灰场防尘措施落实是否满足环保要求；(8)除尘器是否能够与主体工程同步设计、同步施工、同步投入运行，且达到设计要求和满足有关标准要求。(9)除尘器投运前是否按技术规范要求完成各种冷态试验。,2.NOX控制措施及脱硝设施监理内容,(1)氮氧化物控制措施（低氮燃烧、脱销设施）的效率、NOX排放浓度是否满足环境影响评价要求；(2)脱硝设施的工艺、还原剂是否符合环境影响评价要求；(3)脱硝设施是否按规定预留永久性监测孔和测试平台；(4)脱硝系统是否安装了烟气在线监测系统，监测项目、内容是否满足国家、行业有关标准、规定的要求；(5)脱硝设施是否与主体工程同步设计、同步施工、同步投入运行，且达到设计要求和满足有关标准要求。(6)脱硝设施的性能是否满足生产需要。(7)氮氧化物排放量是否满足总量控制要求。,3、脱硫设施环境监理内容,(1)烟气脱硫设施的设计效率、二氧化硫排放浓度是否满足环境影响评价要求；(2)脱硫设施的工艺是否符合环境影响评价要求；(3)脱硫系统是否安装烟气在线监测装置，监测项目、内容是否满足国家、行业有关标准、规定的要求；(4)脱硫设施是否按规定预留永久性监测孔和测试平台；(5)脱硫设施处理能力是否能否满足生产要求；(6)脱硫设施等是否能够与主体工程同步设计、同步施工、同步投入运行，且达到设计要求和满足有关标准要求。(7)二氧化硫排放量是否满足总量控制要求。,4.烟气在线监测装置监理内容,(1)安装位置是否满足环保相关标准要求；(2)监测项目、内容是否满足国家、行业有关标准、规定的要求；(3)烟气在线监测装置各监测子系统是否齐全；(4)在监测装置附近是否按规定预留了永久性监测孔和测试平台；5)在线监测装置是否能够与主体工程同步设计、同步施工、同步投入运行，且达到设计要求和满足有关标准要求。,5.输煤、除灰系统、灰场、煤场等防尘设施环境监理内容,1）输煤、除灰系统除尘设施是否满足达标排放要求，数量是否齐全；2）输煤、除灰系统喷、洒水设施是否齐全，满足环保要求；3）煤场防尘措施落实是否满足环保要求；4）灰场防尘措施落实情况是否满足环评要求；5）防尘设施是否能够与主体工程同步设计、同步施工、同步投入运行。,二、水污染防治设施,我国目前对水资源的控制原则是：“禁止取用地下水，控制使用地表水,鼓励使用矿井疏干水和城市中水”。为此火力发电工程用水是按照“一水多用，节约用水”的原则，优化用水方案，实施统筹的水务管理，根据火力发电生产各系统用水、排水的特点，采取技术上可行、经济上合理的治理措施，加强水的重复利用，减少废污水排放量。设计中注重清洁生产，考虑多项节约用水措施，严格控制用水指标，降低电厂水耗；充分考虑废污水重复利用、一水多用，从而使电厂在正常工况下没有污水排放。,火力发电工程污水处理设施主要有：工业废水处理设施化学废水处理设施生活污水处理设施煤水处理系统脱硫废水处理设施灰水处理设施等。,1.工业废水处理设施,工业废水包括：辅机轴承冷却水、制氢站冷却水、灰库气化风机冷却水等。含油废水主要来自锅炉点火、燃油泵房、汽机运转层、汽机房、锅炉房检修场、汽机房润滑油箱区等含油作业区的冲洗水及油罐区、变压器区的含油雨水。含油废水采用油水分离法就地处理，处理后进入工业废水处理系统，工业污水处理站中设置工业污水调节池、自动加药装置、悬浮物澄清装置、气浮装置、压力过滤装置、消毒装置，以及溶气泵房、加药间等。来自工业污水排水系统的污水经工业污水调节后，由提升泵提升与添加药一同进入澄清装置澄清，其上清液进入气浮装置，污泥进入污泥浓缩装置浓缩；在气浮装置内污水中的油粒凝聚成较大的油膜，漂浮在池面上，利用浮油收集装置将废油收集后排至废油池。气浮池处理后的工业污水进入压力过滤装置过滤，最后进入消毒池消毒后用于辅机冷却水补水。,2.化学废水,化学废水主要包括锅炉补给水处理系统再生污水、空预器冲洗污水、凝结水精处理系统再生污水、澄清、过滤设备排放的泥浆废水、锅炉酸洗水、取样装置污水等。化学废水主要处理工艺：采用酸碱中和方法，将化学污水处理后用于干灰调湿、灰场喷洒及脱硫系统补水。,3.生活废水,生活污水处理系统采用生物接触氧化处理工艺。即厂区生活污水首先进入生活污水调节池进行调节，然后经污水泵提升进入生物接触氧化处理装置处理，处理后的水排入沉淀池，沉淀后进入过滤罐，再进行消毒，经过消毒后排入清水池用于电厂绿化及厂区洒水等。,4.煤水处理系统,主要为输煤栈桥、转运站等地面冲洗水及煤场雨水，排水中的主要污染物为煤尘，拟采用混凝沉淀法处理。含煤废水首先进入调节预沉池，经预沉后澄清的水与加入的助凝剂、混凝剂一起进入煤水处理设备，煤尘经过污泥浓缩器浓缩后运至煤场；经过煤水处理设备处理后的出水，进入清水池，作为输煤系统用水重复使用或用于煤场喷洒；煤水处理设备排出的煤泥返回调节预沉池，进行再沉淀。,5.脱硫废水,脱硫废水是近年来随着环保要求提高，脱硫装置引进而新增的污水类型。脱硫污水通常呈微酸性，并含有一些重金属离子和少量固体杂质，这类污水处理系统通常需采用化学及物理的综合处理办法，以去除污水中的重金属离子，并使污水得到澄清。,由石膏脱水间来的脱硫污水经管道送至脱硫污水中和箱，在其内加注石灰乳将污水的pH调至9-10，再自流进入沉降箱；在沉降箱中加注有机硫或Na2S使离子态的重金属与硫化物进行化学反应，生成细小的络合物，然后自流进入凝聚箱；在凝聚箱中加入混凝剂，使细小的络合物长成稍大的絮凝体，再在凝聚箱出口加入助凝剂，以生成更大的絮凝体，最后进入一体化澄清器；在一体化澄清器中，絮凝体靠重力与水分离，籍此除去重金属及有害物质；一体化澄清器底部的污泥大部分经脱水机处理后，将送至厂外进行堆置处理；另有小部分泥浆则经泥渣循环泵返回至中和箱，作为下一批处理的“晶种”。澄清水由一体化澄清器的溢流口流至清水箱。在清水箱中加硫酸调其pH值至6-9之后，用于灰库调灰或灰场洒水。,6.灰水处理系统,对于水资源比较丰富、且拟建火力发电工程周边水环境自净能力较好的地区，一般采用水力将产生的灰渣送至灰场，在灰场内灰渣水经沉淀澄清后回收利用或达标外排；在水资源较贫乏的地区，一般不采用这种方式贮灰。目前通常采用调湿灰碾压灰场进行贮灰，设计中一般采用这种方式贮灰，因此平时灰场没有外排水，仅在雨季有雨水外排。,（二）环境监理的主要内容,1）各种用水、排水处理设施是否符合环境影响评价要求；2）各种用水、排水处理设施的数量、种类是否齐全；3）用、排水处理设施的处理工艺是否满足有关标准要求；4）各种废水处理设施的处理能力是否满足生产需要；5）各种处理设施是否与主体工程同步建设；6）各种废水处理设施是否能够与主体工程同步投入运行，且达到设计要求和满足有关标准要求。,三、固体废物处置、贮存设施,火电工程产生工业固体废物主要有两类：a灰渣：产自除灰渣系统b脱硫石膏：产自石灰石石膏湿法脱硫工艺火电厂灰渣系统一般采用灰渣分除方式。,（一）环保设施,1.除灰系统及灰库火力发电工程除灰系统一般采用正压气力除灰、汽车输送方案。在厂内通常设置三个灰库，采用正压气力除灰系统将省煤器、除尘器的干灰送至灰库，在灰库下部直接用密闭的罐车送至综合利用用户，或经加水调湿用自卸汽车送至灰场贮存。省煤器及除尘器用压缩空气直接送至原灰库，一般在原灰库上加装分选装置，将粉煤灰直接分选成粗灰和细灰。当干灰综合利用时，通过干灰散装机将干灰装上罐车，直接运往综合利用用户；当综合利用不正常时，通过湿式搅拌机将干灰调湿，湿灰装车运至灰场。,2.除渣系统及渣仓,除渣系统采用机械除渣，刮板捞渣机渣仓汽车运输。锅炉排出的渣也可经渣井、关断门落入水浸式刮板捞渣机内经冷却水冷却、粒化后，由刮板捞渣机连续捞出，直接排至位于捞渣机头部的渣仓暂存，定期将渣运至综合利用用户或灰场贮存。,3.脱硫石膏,石灰石石膏湿法脱硫副产品称为脱硫石膏（FGD石膏），利用途径很多，在建材、建筑以及农业等行业广泛使用，这样即可以保护环境，又能节约土地，避免资源浪费，并可产生一定的经济效益。若暂不能综合利用时，将其运至灰场，与灰渣分开堆存。,4.灰场,灰场是固体废物处置的关键设施，应重点关注。应从当地的地势、地形、距离厂址的距离、可用面积、周围环境条件等因素选择灰场的场地。一般选择距离厂址较近、可用面积大、地质条件良好、地形呈天然凹状、交通条件便利、远离居民区、动植物贫乏的地区为灰场场地。灰场建设需采用如下措施：,(1)在灰场上游设挡水坝，将上游洪水经坝下涵管导流至初期坝下游排走，灰场下游设挡渣坝；(2)灰场应设置防排洪及截洪设施，避免大量外来雨洪进入灰场与灰体接触，缩短灰场内雨水与灰体的接触时间，防止对地下水和地表水造成污染；(3)灰场内设排水竖井，与涵管连通，将库内雨水通过涵管导流至初期坝下游排走。(4)为避免对地下水污染，灰场底部及边坡应铺设防渗层，控制灰场渗水对水环境的污染；(5)灰场附近设置管理站，配备必要的碾压、洒水机具；(6)灰坝应设置沉降观测点，以便定期对灰坝沉降观测，及时发现安全隐患，避免垮坝事件发生。(7)为了监测灰场对地下水的影响，一般在灰场上下游应设监测井；(8)灰场周围应逐年植树，以形成宽度为10m的绿化带。,（二）环境监理内容,(1)灰场是否建设拦渣坝、后场设有拦洪坝；(2)灰坝上是否按要求设置了沉降观测点，是否按沉降观测点施工要求实施；(3)灰场排洪沟是否建设；(4)灰场内排水竖井、涵管是否建设，是否畅通；(5)灰场底部及边坡的防渗层，能否满足GB18599中对类场防渗性能的要求；(6)灰场管理站是否按规定建设，必备的推灰、碾压、洒水设施是否配备齐全；(7)灰坝上是否按要求设置了沉降观测点，是否按沉降观测点施工要求实施；(8)灰场是否按规定设置监测井，监测灰场上游、下游地下水水质变化情况；(9)为了减少飞灰对周围环境的污染，灰场周围的防护林带是否设置；(10)灰场内贮灰是否采取分区堆存、分层碾压；脱硫石膏是否单独堆放；(11)在运渣道路两侧覆盖植被防风和抑尘；(12)灰库、渣仓、石膏库的容积是否满足正常生产的需要；(13)灰场、灰库、渣仓、石膏库等固体废物处置设施是否按照环境影响评价要求与主体工程同步设计、同步施工、同步投入运行；(14)是否积极开拓灰渣综合利用途径，减少灰渣堆放量。,四、噪声控制系统,（一）噪声防治措施声源控制：设备选型、消声、气流流动顺畅传播途径控制：厂区总平面统筹规划、合理布置、强噪声源集中布置在远离人群的地方，可采取隔声措施，加强绿化，充分利用植物的降噪作用。其他噪声防治措施：基础减震、值班室设计时采取措施等。,具体防治措施有：,(1)在锅炉排汽口安装高效排汽消声器，将排汽噪声控制在110dB(A)以下。另外，加强运行管理，尽可能减少锅炉排汽次数，在必须排汽时要尽量避免夜间排汽，以减小排汽噪声对周围环境影响。(2)在送风机吸风口、空压机送风口等处安装消声器，以减少空气动力性噪声。(3)对于空冷风机噪声，因其声源高，传播远，影响大，一般工程采取进口的低噪音风机的方式来降低噪音。(4)在管道设计中，注意防振、防冲击，以减轻振动噪声。风管及流体输送应注意改善其流场状况，减少空气动力性噪声。,（二）环境监理内容,(1)在设备选型、订货时，施工单位是否向厂家提出对设备的噪声要求，同类设备优先选择噪声较低的设备。当某些设备达不到要求时，是否应采取隔声、吸声、消声等措施。(2)厂区平面布置中，强噪声源集中的车间是否布置在远离对噪声敏感的区域处；厂房建筑设计中，是否尽量使工作和休息场所远离强噪声源，并设置必要的值班室，对工作人员进行噪声防护隔离。(3)集中控制室是否设双层门窗，并选用吸声性能较好的墙面材料，屋顶设置吸声吊顶。在结构设计中采用减震平顶，减震内壁和减震地板等措施。(4)是否在道路两旁、主厂房周围及其它声源附近加强绿化，尽可能多种植高大树木，利用植物的减噪作用降低噪声水平。在厂界种植绿化隔离带，进一步减轻电厂噪声对周围环境的影响。,第四节环境风险防范设施环境监理要点,烟气脱硝装置事故风险防范措施及环境监理要点（一）采取的措施（二）环境监理内容,（一）采取的措施,1.氨运输的安全措施根据危险货物品名表（GB12268-90），液氨属有毒气体。在运输、储存过程中，必须按照国务院及交通部、国家环境保护总局等主管部门发布的化学危险物品安全管理条例、道路危险货物运输管理规定、关于加强化学危险品管理的通知等文件执行。国内外对液氨的运输、储存及使用技术均已成熟。一般烟气脱硝所用液氨将由具有危险品运输资质的当地化工厂负责运输到厂。,2.氨贮存的安全措施(1)氨罐区建筑物的地面采用耐酸碱材料。(2)SCR脱硝系统加装水喷淋系统、氮气清洗系统、废氨稀释系统,氨泄露监测报警及自动水喷淋系统。(3)氨区应安装防雷防、防静电装置。(5)现场应备有防护用具，例如面具和滤毒罐、手套、长靴、应急药品、眼睛冲洗器等。(6)当脱硝装置较长时间不运行或者进行定期检查时，用氮气清洗系统将未使用的氨从所有氨容器和设备（氨储罐除外）中清洗干净。(7)氨系统的操作人员必须穿戴防护用具。在氨系统发生火灾时，消防人员必须穿戴全身防护服，首先切断气源，用水喷淋保护切断气源的人员，用水保持火场中容器冷却。,3.氨泄露监测及报警系统(1)在氨储存区域设计有氨泄露监测仪器，在SCR系统运行过程中，氨泄露监测系统对整个工作区域进行监测，一旦系统泄露量超过设定值时控制系统将控制喷淋系统工作，保护设备及人身安全。同时监测系统将发出超标信号，通过SCR控制系统报警提醒操作员进行处理。(2)报警系统会提示设备操作者有关设备的运行情况，系统异常事故情况。设备故障、系统报警会保存在错误列表中，所有的报警都会显示在CRT屏幕上。报警可以分为各种级别以不同种颜色区分。,4.消防措施根据石油化工企业设计防火规范（GB50160-92）关于乙类液体储罐防火间距的要求：氨站应该距离生产厂房、生产设备20m，距离明火和散发火花地点25m，距离全厂重要设施30m，距离运输道路、厂围墙10m。安区周围应设置挡水围堰，避免含氨废水排入污水系统。,5.应急预案1）制定事故应急预案根据HJ/T169-2004建设项目环境风险评价技术导则要求，采取液氨脱硝的火力发电工程，投产前必须编制主要危险源应急预案。确定领导组织、响应程序、应急步骤、明确责任人及职责、相应防护救急措施等。应做到定期演练、不断完善，持续改进，以发挥实际作用，将事故程度和范围降至最低，确保员工不受或少受伤害。为了能把新技术和新方法运用到应急救援中去，并对不断变化的具体情况保持一致，预案至少应每三年重新编写一次。,2）采取应急救援措施(1)在易发生事故及急性中毒的生产场所设置应急照明设施，配备必要的防尘防毒口罩