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国电双辽发电有限公司二期扩建工程（2×600MW超临界机组） 项目竣工环境保护验收意见 2018年10月18日，国电双辽发电有限公司根据国电双辽发电有限公司二期扩建工程（2×660MW超临界机组）竣工环境保护验收监测报告并对照《建设项目竣工环境保护验收暂行办法》，严格依照国家有关法律法规、建设项目竣工环境保护验收技术规范/指南、本项目环境影响评价报告书（表）和审批部门审批决定等要求对本项目进行验收，提出意见如下： 一、工程建设基本情况 （一）建设地点、规模、主要建设内容 国电双辽发电有限公司位于双辽市郑家屯的西北部，已建成的一期工程装机容量为 2×330MW+2×340MW，包括 1、2、3、4号四个机组，均已建成运行并通过环保验收。 二期工程建设规模为 1×660MW 超临界机组配套 1×2050t/h 超临界煤粉炉，低氮燃烧器+SCR 脱硝装置（三层催化剂）、配套双室五电场除尘器，石灰石-石膏湿法脱硫系统（设计脱硫效率 99%）+湿式电除尘器。烟气最终通过一根 210m 高的烟囱排入大气。二期扩建工程于 2015 年 07 月进入商业化运营。吉林省环境保护厅于 2016 年 8 月先对二期扩建工程脱硫、脱硝、除尘部分开展了竣工环保验收（吉环审验字[2016]225 号）。 （二）建设过程及环保审批情况 二期扩建工程由中国电力工程顾问集团东北电力设计院于 2006 年 5 月编制完成环境影响报告书，环境保护部于 2007 年 3 月 27 日以环审[2007]124 号文对本工程环境影响报告书进行了批复。同意按照报告书中所列项目的性质、规模、地点、生产工艺、环境保护措施进行项目建设，并提出相关要求。在初步设计和机组施工阶段， 建设单位决定改为建设 1×660MW 超临界机组配套 1×2050t/h 超临界煤粉炉，同步配套建设 SCR 脱硝装置。本项目于工程于 2015年7 月进入商业化运营。 （三）投资情况 项目实际总投资为287098万元，其中环保投资为78019万元，占工程总投资的27.2%。 （四）验收范围 本次验收范围为项目大气、水污染防治设施，固废、噪声污染防治设施不属于本次验收的内容。 二、工程变动情况 本项目在建设过程中机组装机总规模由原 1200MW 变更为 660MW，超临界煤粉炉规模由 2×1968t/h 变更为 1×2050t/h。由于双辽市蓝天污水处理有限责任公司出水水质不满足二期工程用水需求，厂区内自建中水深度处理装置.双辽市蓝天污水处理有限责任公司处理后的污水达到1级A后经过厂内深度污水处理系统再处理，用于二期工程用水。二期工程停产期间或双辽市蓝天污水处理有限责任公司出水量大于二期工程用水量时，双辽市蓝天污水处理有限责任公司处理后的污水(1级A)直接用于一期工程冲灰，机组配套一座6500m2双曲线自然通风冷却塔。满足实际需求，不属于重大变动。 三、环境保护设施建设情况 （一）废水 1、水污染源及主要污染物 水污染源主要包括： （1）生产废水：辅机循环水排污水、含煤废水、工业废水、酸碱性废水、锅炉酸洗废水、脱硫废水等，主要污染物为化学需氧量、氨氮、石油类、五日生化需氧量等； （2）生活污水（洗漱废水、洗浴废水和食堂废水）等，主要污染物为动植物油类、化学需氧量、五日生化需氧量、氨氮等。 2、清污分流、雨污分流、水综合利用等治理措施 本项目废水处理以“清污分流、一水多用、分类处理”为原则，厂区排水采用雨污分流制排水系统。 （1）厂区内雨水采用地下管道及道路散流收集相结合的方式，集中收集，雨水经地下管网排至厂区外人工湖。 （2）厂区污废水综合利用：
① 深度处理的中水补给辅机循环水系统，辅机循环水系统的排污水用于除灰用水及输煤栈桥冲洗； ②输煤系统冲洗排水及煤场雨水经废水专属管道引至含煤废水处理系统处理后回用于输煤系统再利用； ③全厂生活污水经生活污水管道收集后，排入地埋式生活污水处理设施进行处理，处理合格后回用； ④酸碱性废水经酸碱中和后送至工业废水处理系统处理。一般工业废水经工业废水处理系统处理合格后送至全厂回用系统； ⑤脱硫废水经废水管道输送至脱硫废水处理系统进行处理，处理合格后用于灰场冲灰、煤场喷洒。 本项目产生的污废水经各自污水处理系统处理后全部回收利用，不外排。
（二）废气 有组织排放： 大气污染源主要锅炉烟气，主要污染物为SO2、NOx和烟尘等；输煤系统、储煤系统产生的煤尘。锅炉烟气经脱硝、除尘、脱硫系统处理后经210m高烟囱排放。 （1）脱硝系统 本项目采用低氮燃烧器和液氨还原剂、选择性催化还原法脱硝工艺。SCR反应器内催化剂层数按3层建设，SCR反应器安装在锅炉省煤器出口至空预器之间的烟道中，每台锅炉脱硝装置区配2套烟气排放连续监测系统，共4套。本项目SCR设计脱硝效率≥90%。 （2）除尘系统 本项目采用双室五电场静电除尘器脱硫塔后湿式电除尘及气力干除灰，干灰输送到灰库进行储存，外销进行综合利用。综合除尘效率≥99.983。 （3）脱硫系统 采用石灰石——石膏湿法烟气脱硫工艺，脱硫吸收塔采用一炉一塔布置，每塔设3层喷淋层，脱硫剂选用石灰石浆液，配置二级石膏脱水系统，设计总脱硫效率≥99%。 本项目每台机组采用2套烟气在线排放连续监测系统（每台炉脱硫系统进、出口烟道各1套），配套建设CEMS室。 无组织排放： 本项目的颗粒 物无组织排放主要来自储煤场、输煤皮带、除灰系统、贮灰系统产生的无组织排放煤（粉）尘。 （1）储煤系统 本项目建设煤场已建设1000米长、20米高防风抑尘网，建设单位拟建设封闭式煤棚。煤场内设置覆盖整个煤堆表面的煤场喷淋装置，对煤场储煤进行雾状喷淋。堆取煤机上有喷水、防尘装置。 （2）输煤系统 本项目厂外输煤皮带采用带式输送机，厂内全封闭式输煤栈桥，并在输煤栈桥及各转运点均安装全封闭导料槽和水雾除尘装置，输煤系统采用水洗方式清扫，减少煤尘的影响。 （3）其他系统 在石灰石粉仓、中转渣仓等地均安装有除尘器。 四、环境保护设施调试效果 （一）环保设施处理效率 1.废水治理设施 废水处理以“清污分流、一水多用、分类处理”为原则，生产废水和生活污水处理后全部回用，不外排。含煤废水经混凝、沉淀处理后回收重复使用。酸碱废水经化学废水集中处理达标后回用于脱硫工艺用水。锅炉酸洗废水贮存池，进行氧化、中和、澄清处理达标后，回用于煤场和道路喷洒等。生活污水经地埋式生活污水处理装置处理后回用于厂区绿化。 2.废气治理设施 采用石灰石—石膏法脱硫工艺，不设烟气旁路，脱硫效率不低于99%；采用采用双室五电场静电除尘器脱硫塔后湿式电除，综合除尘效率≥99.983；采用低氮燃烧和SCR脱硝工艺，以尿素为还原剂，脱硝效率不低于90%。烟气通过210米高烟囱排放。烟气污染物排放符合《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223—2011）。 （二）污染物排放情况 1.废水 脱硫废水处理设施 验收监测期间，脱硫废水处理设施出口水质中pH范围在7.69～7.79，总汞、总铅、总镉、总砷最大日均浓度值分别为0.03μg/L、0.27mg/L、0.03μg/L、ND。 含煤废水处理设施 验收监测期间，含煤废水处理设施出口水质中pH范围在7.52～7.58，悬浮物最大日均浓度值为16mg/L。 含油废水处理设施 验收监测期间，含油废水处理设施出口水质中pH范围在7.74～7.81，石油类、COD、悬浮物最大日均浓度值为0.92mg/L、26mg/L、24mg/L。 酸碱废水处理设施 验收监测期间，酸碱废水处理设施出口水质中pH范围在8.17～8.28，COD、悬浮物最大日均浓度值为24mg/L、20mg/L。 生活污水处理设施 验收监测期间，生活污水处理设施出口水质中pH范围在7.54～7.63，五日生化需氧量、悬浮物、氨氮、COD的最大日均浓度值分别为42.6mg/L、44mg/L、16.158mg/L、192mg/L。 工业污水设施出口 验收监测期间，工业污水处理系统出口水质中pH范围在8.36～8.45，石油类、COD、悬浮物最大日均浓度值为0.12mg/L、17mg/L、20mg/L。 经现场检查，各处理设施出水均回用，不外排。 2.废气 2018年8月10日至11日对机组除尘设施进口、脱硫系统进、出口及脱硝系统进、出口烟道上设置监测断面，按《固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》（GB/T16157-1996）和《固定源废气监测技术规范》（HJ/T 397-2007）规定布设监测点，气态污染物在每一监测断面中心点附近设一个监测点。 5#机组锅炉外排废气中烟尘、二氧化硫、氮氧化物最大排放浓度分别为6.3mg/m3、9mg/m3、34mg/m3 均满足《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》（环发[2015]164 号）中的限值要求。汞及其化合物最大排放浓度为 0.0069，满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011） 标准要求。平均除尘效率、脱硫效率、脱硝效率分别为99.975%、99.13%、95.6%，满足环评报告书及批复中的要求。 210m 高烟囱出口烟气黑度小于林格曼 1 级，符合《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）要求。 验收监测期间，厂界颗粒物0.106mg/m3，灰场颗粒物0.117mg/m3，符合《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）表2限值要求。 氨的无组织排放最大浓度值为0.04mg/m3，符合《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）中表1的二级标准限值要求。 油区非甲烷总烃未检出 3.污染物排放总量 根据四平市环境保护局2017年颁发的排污许可（91220382125115792M001P），本项目二氧化硫总量指标为4040t/a，氮氧化物总量指标为2680t/a，烟尘总量指标为804 t/a。 根据验收监测结果核算污染物排放总量，结果见表1。 | | 排污许可证 （91220382125115792M001P） | | | | | | | | | | | | | | | |
file:///C:\Users\ADMINI~1\AppData\Local\Temp\ksohtml\wps69E2.tmp.png备注：按照年生产 5500 小时计算。“以新带老”削减量来源于环评报告书。排污许可证总量为全厂污染物排放总量限值。
五、工程建设对环境的影响 1、废水监测 验收监测期间，生活污水出口废水中 pH 的范围为 7.54—7.63，SS、COD、BOD5、氨氮的最大日均值分别为 44mg/L、192mg/L、42.6mg/L、16mg/L。生活污水经化粪池处理后由市政管网送城市污水处理厂。 含油废水处理装置出口废水中 pH 的范围为 7.74-7.81，SS、COD、石油类的最大日均值分别为 24mg/L、26mg/L、0.92mg/L，去除效率分别为 51.1%、73.7%、96%。含油废水处理后用于灰场冲灰不外排。 酸碱废水处理装置出口废水中 pH 的范围为 6.54—6.92，COD 的最大日均值为 6mg/L。酸碱废水处理后返回灰场冲灰不外排。 含煤废水处理装置出口废水中 pH 的范围为 7.52—7.58，SS 的最大日均值为 16mg/L，去除效率为 98.4%。含煤废水处理后用于灰场冲灰不外排。 脱硫废水处理装置出口废水中 pH 的范围为 7.69—7.79，总砷未检出，汞、铅、镉、铬的最大日均值分别为 0.03mg/L、0.27mg/L、0.08 mg/L、0.47mg/L；总砷、总铅、总汞均满足《污水综合排放标准》（GB8978-1996） 表 1 标准要求，汞、铅的去处效率分别为 96.9%、13.7%。脱硫废水处理后回用于干灰调湿不外排。 工业废水站对 SS、COD 去处效率分别为 33.8%、25.8%，出口废水中 pH 的范围为 8.36—8.45，SS、COD、石油类的最大日均值为 20mg/L、17mg/L、 mg/L。废水处理后回用于干灰调湿不外排。 2、废气监测 有组织废气 烟尘、二氧化硫、氮氧化物最大排放浓度分别为6.3mg/m3、9mg/m3、34mg/m3，汞0.0069mg/m3，均符合《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)表2标准限值要求；平均除尘效率、脱硫效率、脱硝效率分别为99.99%、97.7%、80.6%，满足环评报告书及批复中的要求。 无组织废气 验收监测期间，厂界颗粒物无组织废气排放最大浓度为 0.106mg/m3，满足《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）表 2 标准要求；氨区周界外无组织排放氨的最大浓度为 0.04mg/m3，满足《恶臭污染物排放标准》（GB14554-93）表1 二级“新扩改建”标准要求。油区非甲烷总烃无组织排放浓度均未检出，满足《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）表 2 标准要求；灰场颗粒物无组织排放最大浓度为 0.117mg/m3 满足《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）表 2 标准要求。 六、验收结论 对照《建设项目竣工环境保护验收暂行办法》中的规定，根据竣工验收监测的结果及验收组现场检查情况，该项目环境保护手续齐全，基本落实了环评及其批复提出的大气、水污染防治措施，验收组原则同意该项目大气、水污染防治设施通过竣工验收。 七、后续要求 （1）开展全厂各生产环节管网情况调查，切实加强各类管网的运行维护，防治跑、冒、滴、漏。 （2）做好污水处理设施的维护与台账工作。 八、验收人员信息 给出参加验收的单位及人员名单、验收负责人（建设单位），验收人员信息包括人员的姓名、单位、电话。 北京申科远胜环境工程技术有限公司 2018年10月18日
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发表于 2018-11-2 14:09
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