陕西渭河发电有限公司3号机组脱硝工程.doc

建设项目竣工环境保护验 收 监 测 表陕环验（表）字2014第013号项目名称：陕西渭河发电有限公司 3号机组脱硝工程 建设单位：陕西渭河发电有限公司报告日期： 2014年1月22日 陕西省环境监测中心站建设项目竣工环境保护验 收 监 测 表陕环验（表）字2014第013号项目名称：陕西渭河发电有限公司 3号机组脱硝工程 建设单位：陕西渭河发电有限公司报告日期： 2014年1月22日 陕西省环境监测中心站承 担 单 位：陕西省环境监测中心站站 长：沈炳岗总 工 程 师：高雪玲项 目 负 责 人：葛 毅 (上岗证号：验监证字第201042196号) 权旭东报 告 编 写 人：葛 毅审 核： 审 定： 参 加 人 员：葛 毅 权旭东 秦立栋 张 凯 尚 宇 李永庆 王晓岩 窦蓓蕾王舒婷 田渭花组织机构代码：43520228-5电话：(029)85429106，85429116传真：(029)85429118邮政编码：710054地址：西安市西影路106号陕西渭河发电有限公司3号机组脱硝工程竣工环保验收监测表第一部分 烟气脱硝装置验收监测表一 建设项目基本情况建设项目名称陕西渭河发电有限公司3号机组脱硝改造工程建设单位名称陕西渭河发电有限公司建设项目主管部门陕西渭河发电有限公司建设项目性质新建 改扩建技改 迁建 主要产品名称设计生产能力实际生产能力300mw烟气脱硝300mw烟气脱硝环评时间2011年12月开工日期2012年12月16日投入试生产时间2013年10月17日现场监测时间2013年12月24日环评报告表审批部门陕西省环保厅环评报告表编制单位中煤科工集团西安研究院环保设施设计单位永清环保股份有限公司环保设施施工单位山东省显通安装有限公司投资总概算33779万元环保投资概算33779万元比例100%实际总投资8975万元（3号机组）实际环保投资8975万元（3号机组）比例100%验收监测依据 中华人民共和国环境保护法（1989年12月26日）； 国务院令第253号建设项目环境保护管理条例； 原国家环境保护总局令第13号建设项目竣工环境保护验收管理办法及附件； 原国家环境保护局环发 2000 38号文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； 环境保护部，火电厂烟气脱硝工程技术规范 选择性催化还原法（hj 562-2010） 中国环境监测总站中国环境监测总站建设项目竣工环境保护验收监测管理规定，验字 2005 172号； 陕西省环境保护厅陕西省环境保护厅建设项目环境管理规程，陕环发 2010 38号；陕西渭河发电有限公司4300mw机组脱硝工程环境影响报告表，中煤科工集团西安研究院，2011年12月； 陕西省环境保护厅 陕环批复 2012 35号文件陕西渭河发电有限公司4300mw机组脱硝工程环境影响报告表的批复，2012年1月31日；陕西省环境保护厅 陕环试生产 2013 66号陕西渭河发电有限公司3号机组脱硝工程试运行的函，2013年10月10日；陕西渭河发电有限公司提供的其它资料。陕西省环境监测中心站 2表二 前言陕西渭河发电有限公司（以下简称渭电公司）成立于 1997 年 5 月 8 日，是由香港中旅（集团）有限公司、中国华能集团公司、陕西省电力建设投资开发公司三方共同投资设立的一家中外合作企业，是目前西北地区一座现代化、大型的骨干火力电力企业之一。电厂目前总装机容量 1200mw，安装有 4300mw 发电机组（分别为 3#、4#、5#和 6#机组），其中二期工程的 3#和 4#机组分别于 1991 年、1992 年正式投产运行，装机容量为 600mw（2300mw）；三期工程的 5#和 6#机组分别于 1994 年和 1995 年正式投产，装机容量为 600mw（2300mw）。“十二五”期间，氮氧化物被列为大气污染总量控制约束性考核指标，本公司的机组均为 19911995 年建成投产的老机组，且均于 2007 年进行了脱硫系统改造，但并未设脱硝装置，根据国家和陕西省的有关要求，同时为了应对新的环保排放标准，使 nox 排放达到要求的水平，改善当地的大气环境，陕西渭河发电有限公司实施本脱硝工程，进行氮氧化物减排治理。中煤科工集团西安研究院于2011年12月编制完成了该项目的环境影响评价报告表，陕西省环境保护厅以“陕环批复 2012 35号”文件批复了该报告表。工程于2012年12月开工建设，3号机组脱硝设施于2013年10月17日竣工。陕西省环保厅以“陕环试生产 2013 66号”文件同意该项目3号机组脱硝工程试生产，试生产时间为2013年10月10日至2014年1月11日。受陕西渭河发电有限公司的委托，陕西省环境保护监测中心站负责该工程3号机组脱硝改造工程的竣工环境保护验收监测工作。2013年10月30日，陕西省环境监测中心站组织技术人员对该项目进行了现场踏勘。2013年12月24日，陕西省环境监测中心站组织技术人员对该工程进行了竣工环境保护验收的现场调查及监测工作，并根据调查和监测结果编制了本次工程竣工验收监测表。表三 项目简介3.1 项目概况3.1.1 建设规模：3号300mw机组锅炉烟气脱硝3.1.2 建设性质：技术改造项目3.1.3 建设地点：陕西渭河发电有限公司位于陕西省咸阳市东郊渭城区正阳镇，距离西安市中心约 18km、距咸阳市中心约 20km。地理位置图见图3-1。3.1.4投资情况：3号机组实际总投资8975万元，环保投资8975万元，占总投资的100%。3.1.5工程规模：4300mw 发电机组配备 4 台 1025t/h 锅炉，脱硝工程在每台锅炉设置两台 scr 反应器，每台锅炉 scr 系统设一个尿素热解炉。3.1.6工程内容：本次脱硝工程为一个环保工程，涉及低氮燃烧系统（lnb）改造、scr 脱硝反应器安装和辅助系统改造三个部分。3.1.7主要脱硝原料：脱硝用还原剂尿素由陕西陕化农资股份有限公司提供，渭电公司已经和该公司签订了供应意向协议。本脱硝工程每年所需尿素量见下表 1。表1 脱硝还原剂耗量项目脱销还原剂种类单位尿素二期三期还原剂耗量scr还原剂耗量（单台炉）kg/h4724034炉一周最大耗量t 2944炉一年耗量t 8750 咸阳市地图 图1 工程地理位置图3.1.8项目用地：电厂占地 50.66hm2，分为生产区和生活区，生产区位于西部，生活区位于东部。本工程锅炉位于电厂生产区西侧，现场用地比较紧张。scr 反应器装在炉后水平烟道的支架上，支架占地约 50m2，布置在炉后和电除尘系统之间的空地上。尿素储存与溶液制备供应区域占地约 400m2，按照环评所述布置在 6 号锅炉与围墙之间的空地位置, 尿素溶液热解反应器就近布置在每台锅炉 scr 装置旁的钢架上。项目总平面布置见图 2。3.1.9供水及废水处理：电厂水源采用地下水。水源地在渭河的河漫滩和级阶地上，经水泵提升至厂区生活、消防和工业蓄水池，再由生活水泵、消防水泵及工 业水泵送至各系统。给排水系统的设置包括工业水给水系统、生活水给水系统、生活污水排水系统及雨水排放系统。本脱硝工程的工艺用水主要为尿素溶解用除盐水，用量为 2625 kg/h，由厂区工业水系统供给。本脱硝工程一般情况下没有废水产生和排放。 3.1.10劳动定员：本工程充分利用现有的机组运行、检修及管理人员，从其他工段抽调 6 名运行和维护人员，负责 scr 运行、分析仪器测量和维护操作、电气系统的运行和维护工作，无新增人员。图2厂区平面布置图脱硝装置脱硝装置尿素热解炉3.2 生产工艺流程scr 脱硝工艺系统流程主要由氨制备系统、反应器（含催化剂）系统、烟道及控制系统等组成。首先，经低氮燃烧后的锅炉烟气从锅炉省煤器出口水平烟道引出，进入 scr 入口上升烟道（此处和氨制备系统来的氨气/空气混合气混合），然后进入scr反应器的顶部，在整流器的作用下，烟气、氨气和空气混合气垂直向下通过催化剂和反应器，在催化剂的作用下，烟气中的nox与氨在催化剂的表面发生充分的化学还原反应，生成n2和h2o。最后经过脱硝的锅炉烟气进入空预器经空气预热后，进入下游的电除尘器和脱硫系统，再经烟囱排入大气。工艺流程见图3，主要反应方程式见式（1）-（2）。图3 生产工艺流程主要反应式：4no + 4nh3 + o2 4n2 + 6h2o式（1）2no2 + 4nh3 + o2 3n2 + 6h2o式（2）尿素热解的工艺流程主要是：在压缩空气作用下，将浓度约4050%的尿素溶液经双流体喷枪雾化成液滴喷入尿素热解室，在常压与350600的高温空气/烟气条件下，尿素雾化液滴分解为nh3与hnco，hnco与水反应可生成nh3和co2，热解后的200300氨气与空气混合物通过喷氨栅格进入脱硝装置入口。主要反应式见式（3）-（4）：co（nh2）2 nh3 + hnco式（3）hnco + h2o nh3 + co2式（4）3.3主要污染物及环保设施3.3.1 废气脱硝装置正常运行后，其设备本身不会产生废气，且能够有效对发电机组产生的烟气中的nox进行去除，大幅度削减nox的排放浓度，同时基本不产生污染物，最后生成n2和水。仅存在少许氨逃逸，再经湿法脱硫设施后基本被吸收，对环境影响较小。3.3.2 废水本脱硝工程的工艺用水主要为尿素溶解用除盐水，用量为 2625 kg/h，由厂区工业水系统供给，一般情况下没有废水产生和排放。本次项目工作人员厂内调剂解决，不新增人员，无新增生活污水排放量。3.3.3 固体废弃物固废主要为废弃的催化剂。scr 催化剂需要每隔 24000h 更换一次，更换下来的旧催化剂，由供货商回收。目前企业暂未在陕西省固体废物管理中心备案。由于本工程不新增加人员，故不增加生活垃圾产生量。3.3.4 噪声本期工程的主要新增噪声源为烟气脱硝 scr 系统，其噪声源强非常小，远远低于本工程锅炉和其他设备产生的噪声，经过地面及各种建筑物衰减后，对厂界噪声的贡献值很小。表四 环境影响评价及批复要求4.1 环境影响报告表的主要结论及要求4.1.1 主要结论（1）环境质量现状环境空气质量现状：评价区内的 so2、no2 的小时均值和日均值均符合环境空气质量标准（gb30951996）二级标准要求；tsp 和 pm10 日均值浓度在两个监测点均有超标现象，最大超标倍数分别为 0.25 和 0.52,超标率均为 100，超标原因与当地气候条件有关。地表水环境质量：评价区 1断面除氨氮、生化需氧量、化学需氧量超标（最大超标倍数 2.16）外，其余各项监测指标均满足地表水环境质量标准中的类标准。2#断面除生化需氧量、化学需氧量、氟化物超标外（最大超标倍数 1.89），其余各项监测指标均满足地表水环境质量标准中的类标准。可见，渭河地表水已经受到不同程度的污染。地下水环境质量：正阳镇监测点除总硬度超标外，其他监测指标均满足地下水环境质量标准中的类标准。总硬度超标原因主要与地下水水文地质条件有关。声环境质量：电厂周围声环境满足声环境质量标准（gb3096-2008）中 3类标准。（2）建设期环境质量影响拟建工程施工期短，工程规模小，依托厂内现有设施、设备，在严格执行各项环保措施的基础上，施工期对环境的影响是轻微的，短暂的。（3）营运期环境质量影响及相关措施环境空气：脱硝工程实施后，nox 排放浓度降低至 100mg/nm3 以内，有大幅度的下降，满足火电厂大气污染物排放标准（gb13223-2011）标准要求的限值。同时 nox 排放量为 2210.0 t/a，达到总量要求的 0.9035 万吨以内的要求。本脱硝工程对改善当地的环境空气质量是有利的。声环境：营运期噪声影响主要来自于本期工程的主要新增噪声源为烟气脱硝scr 系统，其噪声源强非常小，远远低于本工程锅炉和其他设备产生的噪声，一般不会产生较大的噪声污染。在采用环评提出的选用低噪设备、刚性连接的部位和各类泵的进出口安装柔性橡胶接头、泵基做减震处理绿化降噪等措施后，可使脱硝系统产生的噪声对周围噪声影响较小。固体废弃物：项目产生的固体废弃主要为来自于脱硝系统产生的废弃催化剂。废弃催化剂全部由卖方回收利用，一般不会对环境产生影响。（4）总量控制工程实施后二、三期机组 nox 排放量为 2210.0 t/a，小于总量要求的 0.9035万吨/年；整体脱硝效率达到了 92.993.5%，scr 工艺脱硝效率达到了 84.6%（综合脱硝效率要求不低于 70%），符合陕西省对渭电公司下发的总量要求，渭电公司应向当地环保部门进行确认。（5）综合结论陕西渭河发电有限公司 4300mw 机组脱硝工程采用 lnb+scr 脱硝工艺,整体脱硝效率达到 92.9%93.5%（scr 工艺脱硝效率达到了 84.6%）。工程实施后 nox 排放量、排放浓度将大幅减少，排放浓度符合火电厂大气污染物排放标准（gb13223-2011）标准要求，排放量也符合陕西省对渭电公司下发的总量要求。本工程产生的噪声及固体废弃物等在采取有效的防治措施情况下，对周围环境影响轻微。工程的实施将有效改善当地的大气环境质量，有助于电厂树立绿色企业、和谐电力的形象，取得良好的环境、社会及经济效益。在符合相关政策、落实环评提出的相关措施的前提下，从环保角度讲，该工程的建设是可行的。4.1.2 环评要求（1）采用尿素作为脱硝还原剂；（2）对脱硝工程本身增加的噪声源从源头治理，采取降噪、减震、绿化等多种措施，将噪声源对周围环境的影响降至最低；（3）渭电公司应安装符合 hj/t75 要求的烟气排放连续监测仪器，监测 nox的排放量、排放浓度及相关参数；（4）将脱硝系统环保方面工作纳入已有的环境管理和监测机构进行统一的环境管理和监测；（5）加强脱硝系统的运行管理，确保氮氧化物排放浓度符合相关标准要求，脱硝效率和氮氧化物排放总量符合陕西下达的总量要求；（6）坚决杜绝废弃催化剂随意处置，在采购催化剂时，商定由供货商回购废弃催化剂。（7）其他相关要求符合 hj562-2010火电厂烟气脱销技术规范 选择性催化还原法。4.2 环境影响报告表批复陕西省环境保护厅关于陕西渭河发电有限公司4300兆瓦机组烟气脱硝工程环境影响报告表（陕环批复201235号）的批复：项目在建设过程中应重点做好以下工作：（一）认真落实报告表中提出的各项污染防治措施，严格执行“三同时”制度，切实减轻对周围环境的影响，确保各类污染物稳定达标排放。（二）加强施工期的环境管理，在土建施工前应进行围挡、覆盖遮蔽等措施，控制和减轻施工扬尘外逸对周围环境的影响。要严格遵守国家有关防治施工噪声污染的规定，采取有效措施，防止噪声扰民。（三）加强运行维护延缓和减少催化剂报废，废旧催化剂属于危险固体废物，应交有危险废物处置资质的单位处理。（四）固体废物应尽可能综合利用，利用不完的按一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准（gb18599-2001）处置。表五 验收标准及标准限值5.1 验收标准根据环评报告及其批复，本建设项目竣工环境保护验收监测执行标准如下：锅炉废气排放执行火电厂大气污染物排放标准（gb13223-2011）；氨的污染源排放浓度执行火电厂烟气脱硝工程技术规范 选择性催化还原法（hj562-2010）的要求；5.2 标准限值废气标准限值见表5-1和表5-2。表5-1 废气排放评价标准标准类型烟尘最高允许排放浓度（mg/m3）so2最高允许排放浓度(mg/m3)nox允许排放浓度(mg/m3)gb13223-201130200100 注：挥发分20%表5-2 污染源排放评价标准标准类型污染物种类周界外浓度最高值（mg/m3）火电厂烟气脱硝工程技术规范 选择性催化还原法（hj562-2010） 逃逸氨 宜小于2.5mg/m表六 验收监测质量保证措施依据环境监测质量管理技术导则（hj630-2011），本次验收监测质量保证和质量控制措施如下：（1）现场工况依据建设项目环境保护设施竣工验收监测技术要求（试行）的相关规定，在达到设计能力75%以上情况下进行。（2）环境空气监测严格按照环境空气质量标准（gb3095-2012）、环境空气质量监测规范（试行）（国家环保总局公告 2007年第4号）和环境质量手工监测技术规范（hj/t1942005）进行。废气监测严格按照大气污染物无组织排放监测技术导则（hj/t55-2000）和固定源废气监测技术规范（hj/t397-2007）进行。其中监测前，按规定对采样系统的气密性进行检查，对使用的仪器进行流量和浓度校准。分析方法为我站认证有效方法。（3）所有监测人员持证上岗，严格按照本站质量管理体系文件中的规定开展工作。（4）所用监测仪器通过计量部门检定并在检定有效期内。（5）各类记录及分析测试结果，按相关技术规范要求进行数据处理和填报，并进行三级审核。大气污染物监测分析方法及使用仪器见表6-1，校准结果见表6-2至表6-3。表6-1 大气污染物分析方法污染物监测分析方法监测分析仪器检出限烟尘排放浓度、烟气参数皮托管平行测速采样-重量法固定源废气监测技术规范（hj-t397-2007）th880f型微电脑烟尘采样仪3-jb-067-1-090.1mg/m3so2定电位电解法（hj/t57-2000）km9106型智能烟气分析仪3-jb-065-1-103-jb-065-1-113mg/m3nox定电位电解法空气和废气监测分析方法（第四版）2mg/m3含氧量氧传感器法（gb/t16157-1996）0.1%氨纳氏试剂分光光度法hj533-2009yq-23-jb-070-1-05 3-jb- 070-1-06-表6-2 烟尘测试仪器流量校准结果校准仪器名称th-880f型微电脑烟尘平行采样仪（3-jb-067-1-09）校准日期2013年12月23日理论流量（l/min）15.0020.0025.0030.0035.0040.0045.0050.00校准流量（l/min）15.0519.9624.9730.0735.0639.9345.0949.95误差范围（%）0.33 -0.20 -0.12 0.23 0.17 -0.18 0.20 -0.10 允许误差范围（%）55555555评价合格合格合格合格合格合格合格合格表6-3 so2、nox测试仪器校准结果校准项目仪器名称仪器编号标气浓度校验结果误差范围（%）评价标气生产厂家及出厂编号so2烟气综合分析仪km91063-jb-065-1-10108ppm111ppm2.78 合格环境保护部标准样品研究所gsb-1405-20013-jb-065-1-101106ppm1048ppm-0.19 合格3-jb-065-1-11108ppm109ppm0.93 合格3-jb-065-1-111050 ppm1053ppm0.29 合格no烟气综合分析仪km91063-jb-065-1-10223ppm211ppm0.48 合格环境保护部标准样品研究所gsb-1406-20013-jb-065-1-11223ppm212ppm0.95 合格表七 验收监测结果7.1 验收监测期间运行工况验收监测期间3号机组运行负荷情况统计见表7-1。表7-1 监测期间3号机组运行负荷监测日期额定发电负荷（mw）实际发 电负荷（mw）运转负荷（%）尿素实际使用量（kg/h）12.2430024080.0175验收监测期间，发电运转负荷满足验收监测期间的生产负荷达到75%以上的要求。验收监测期间，入炉煤质分析结果见表7-2。表7-2 混煤样分析结果取样时间取样位置硫份（%）灰分（%）挥发分vdaf(%)12.24入炉煤1.323.7627.327.2监测结果7.2.1 废气监测结果废气监测内容见表7-3。表7-3 废气监测一览表类别监测点位数量监测项目监测频次3号机组混合烟道出出口1烟尘、so2、nox、烟气参数3次/周期，连续2周期3号机组a侧scr装置进口1o2、nox9次3号机组b侧scr装置进口1o2、nox9次3号机组a侧scr装置出口1o2、nox、逃逸氨9次3号机组b侧scr装置出口1o2、nox、逃逸氨9次表7-4 3号机组a侧scr系统脱硝监测结果监测频次123456均值a侧scr进口烟气含氧量(%)6.16.36.35.86.06.26.1实测nox浓度（mg/m3）424428428420422426424折算后nox浓度（mg/m3）427437437414422432427a侧scr出口烟气含氧量(%)6.16.87.16.37.36.56.6实测nox浓度（mg/m3）25294333373537折算后nox浓度（mg/m3）25314634413639实测氨浓度（mg/m3）1.81.751.871.511.581.821.72脱硝效率（%）94.192.989.591.890.391.790.9备注脱硝效率按照scr进、出口nox折算浓度计算表7-5 3号机组b侧scr系统脱硝监测结果监测频次123456均值b侧scr进口烟气含氧量(%)5.96.05.96.16.16.06.0实测nox浓度（mg/m3）500510502504508502504折算后nox浓度（mg/m3）497510499507511502504b侧scr出口烟气含氧量(%)7.37.06.57.26.36.46.8实测nox浓度（mg/m3）92687264667673折算后nox浓度（mg/m3）101737470677877实测氨浓度（mg/m3）1.991.711.781.461.641.771.73脱硝效率（%）79.785.785.186.386.884.484.7备注脱硝效率按照scr进、出口nox折算浓度计算由表7-4、7-5可知，验收监测期间，3号机组a侧scr脱硝系统平均脱硝效率为90.9%，b侧脱硝效率为84.7%。两侧平均脱硝效率为87.8%，符合设计指标80%的要求。a、b两侧逃逸氨最大排放浓度分别为1.87（mg/m3）、1.99（mg/m3），均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）的限值要求。由表7-6可知，验收监测期间，3号机组混合烟道出口中烟尘、二氧化硫、氮氧化物最大排放浓度分别为46.1mg/m3、17mg/m3、74mg/m3，烟尘最大排放浓度超出参照标准火电厂大气污染物排放标准(gb13223-2011)标准限值的要求，氮氧化物、二氧化硫最大排放浓度符合该标准要求。验收监测期间，3号机组混合烟道出口中烟尘、二氧化硫、氮氧化物平均排放速率分别为32.8kg/h、12.6kg/h、78.7kg/h。表7-6 3号机组混合烟道出口监测结果监测频次123456均值标况烟气量（m3/h）119879197930810470891110104110991311142631093244烟气含氧量(%)8.38.48.28.38.58.28.3实测so2浓度（mg/m3）11111114111111.5so2排放速率(kg/h)13.210.811.515.512.212.312.6实测烟尘浓度（mg/m3）39.024.727.422.627.538.630.0烟尘排放速率(kg/h)46.824.228.725.130.543.032.8实测nox浓度（mg/m3）61626160616061nox排放速率(kg/h)86.472.374.978.781.278.378.7空气过剩系数1.651.671.641.651.681.641.65so2排放浓度（mg/m3）13131317131314烟尘排放浓度（mg/m3）46.129.432.126.733.045.235.4nox排放浓度（mg/m3）72747171737072图4 废气监测点位图表八 环境管理检查结果8.1 执行国家建设项目环境管理制度的情况按照国家有关环境保护的法律法规，陕西渭河发电有限公司3号300mw机组脱硝改造工程在建设期间履行了建设项目环境影响审批手续，企业根据环境影响表和陕西省环境保护厅对报告表的批复要求，进行了相关环保设施的设计、建设；主要环保设施与主体工程做到了同时设计、同时施工、同时投入运行，并确保设备的正常运行。从立项到试生产该项目环保审批手续及日常环境保护管理档案基本齐全。8.2环境管理制度的建立及执行情况渭河发电有限公司按照国家及地方环保部门要求，结合公司实际，先后制订了渭河发电有限公司环境保护管理标准、渭河发电有限公司环保技术监督考核实施细则、渭河发电有限公司环境监测管理制度等环保规章制度，并设专人管理环境保护档案，环境保护档案较齐全，管理规范，收集了相关的环保文件及资料，并建立了环保设施运行、定期监测台帐。8.3公司环保机构的设置和环境管理制度落实情况检查结果渭河发电有限公司成立了以主管生产的副总经理为组长的环境保护领导小组和环保技术监督网，安全监察环保部是公司环保工作的主管部门，并在安全监察环保部设有环境保护专责工程师，负责公司环境保护的具体工作，环境监测站和化学分场试验室承担了公司的环境监测和有关环保试验工作，制定了脱硝系统运行规程和陕西渭河发电有限公司锅炉脱硝、脱硫系统新增设备分工，脱硝系统由运行分场负责日常运行管理。8.4环保设施完成、运行及维护情况检查结果该项目新建生产线配套建设的环保设施已按设计要求完成，并投入使用。验收监测期间，各主要环保设施基本能做到与主体工程同步投入运行，各设备运行情况良好，达到设计要求，设施运行管理基本规范，运行记录较为完善。8.5 固体废弃物调查结果固废主要为废弃的催化剂。scr 催化剂需要每隔 24000h 更换一次，更换下来的旧催化剂，由供货商回收。目前企业暂未在陕西省固体废物管理中心备案。由于本工程不新增加人员，故不增加生活垃圾产生量。8.6事故防范应急预案的制定、落实情况电厂针对可能突发的环境污染事故制订了渭河发电有限公司环境污染事故应急处置综合预案，规定了潜在突发环境事件危险类型、应急处理措施及应急组织机构及职责。8.7环评批复落实情况检查环评批复落实情况检查见表8-1。表8-1 工程主要环评批复落实情况环评批复意见落实情况认真落实报告表中提出的各项污染防治措施，严格执行“三同时”制度，切实减轻对周围环境的影响，确保各类污染物稳定达标排放。陕西渭河发电有限公司3号300mw机组脱硝改造工程根据环境影响表和陕西省环境保护厅对报告表的批复要求，进行了相关环保设施的设计、建设；主要环保设施与主体工程做到了同时设计、同时施工、同时投入运行，并确保设备的正常运行。加强运行维护延缓和减少催化剂报废，废旧催化剂属于危险固体废物，应交有危险废物处置资质的单位处理。本项目固废主要为废弃的催化剂。scr 催化剂需要每隔 24000h 更换一次，更换下来的旧催化剂，由供货商回收，从试运行至今尚未进行更换处置。由于本工程不新增加人员，故不增加生活垃圾产生量。目前企业暂未在陕西省固体废物管理中心备案。固体废物应尽可能综合利用，利用不完的按一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准（gb18599-2001）处置。表 九 结论与建议9.1 结论9.1.1 验收监测期间工况各生产设备的运行负荷均在额定生产负荷的75%以上，满足验收监测对生产工况的要求。9.1.2 污染物排放监测结果验收监测期间，3号机组a侧scr脱硝系统平均脱硝效率为90.9%，b侧脱硝效率为84.7%。两侧平均脱硝效率为87.8%，符合设计指标80%的要求。a、b两侧逃逸氨最大排放浓度分别为1.87（mg/m3）、1.99（mg/m3），均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）的适宜值要求。3号机组混合烟道出口中烟尘、二氧化硫、氮氧化物最大排放浓度分别为46.1mg/m3、17mg/m3、74mg/m3，烟尘最大排放浓度超出参照标准火电厂大气污染物排放标准(gb13223-2011)标准限值的要求，氮氧化物、二氧化硫最大排放浓度符合该标准要求。验收监测期间，3号机组混合烟道出口中烟尘、二氧化硫、氮氧化物平均排放速率分别为32.8kg/h、12.6kg/h、78.7kg/h。9.1.3 环境管理检查（1）执行国家建设项目环境管理制度的情况按照国家有关环境保护的法律法规，陕西渭河发电有限公司3号300mw机组脱硝改造工程在建设期间履行了建设项目环境影响审批手续，企业根据环境影响表和陕西省环境保护厅对报告表的批复要求，进行了相关环保设施的设计、建设；主要环保设施与主体工程做到了同时设计、同时施工、同时投入运行，并确保设备的正常运行。从立项到试生产该项目环保审批手续及日常环境保护管理档案基本齐全。（2）环境管理制度的建立及执行情况渭河发电有限公司按照国家及地方环保部门要求，结合公司实际，先后制订了渭河发电有限公司环境保护管理标准、渭河发电有限公司环保技术监督考核实施细则、渭河发电有限公司环境监测管理制度等环保规章制度，并设专人管理环境保护档案，环境保护档案较齐全，管理规范，收集了相关的环保文件及资料，并建立了环保设施运行、定期监测台帐。（3）公司环保机构的设置和环境管理制度落实情况检查结果渭河发电有限公司成立了以主管生产的副总经理为组长的环境保护领导小组和环保技术监督网，安全监察环保部是公司环保工作的主管部门，并在安全监察环保部设有环境保护专责工程师，负责公司环境保护的具体工作，环境监测站和化学分场试验室承担了公司的环境监测和有关环保试验工作，制定了脱硝系统运行规程和陕西渭河发电有限公司锅炉脱硝、脱硫系统新增设备分工，脱硝系统由运行分场负责日常运行管理。（4）环保设施完成、运行及维护情况检查结果该项目新建生产线配套建设的环保设施已按设计要求完成，并投入使用。验收监测期间，各主要环保设施基本能做到与主体工程同步投入运行，各设备运行情况良好，达到设计要求，设施运行管理基本规范，运行记录较为完善。（5）事故防范应急预案的制定、落实情况电厂针对可能突发的环境污染事故制订了渭河发电有限公司环境污染事故应急处置综合预案，规定了潜在突发环境事件危险类型、应急处理措施及应急组织机构及职责。（6）固体废弃物调查结果固废主要为废弃的催化剂。scr 催化剂需要每隔 24000h 更换一次，更换下来的旧催化剂，由供货商回收。目前企业暂未在陕西省固体废物管理中心备案。由于本工程不新增加人员，故不增加生活垃圾产生量。9.2 要求及建议（1）根据本次验收监测结果，烟尘最大排放浓度满足现行标准火电厂大气污染物排放标准(gb13223-2003)第1时段标准限值的要求，超出环评执行标准火电厂大气污染物排放标准(gb13223-2011)标准限值的要求，企业应及时整改，以满足火电厂大气污染物排放标准(gb13223-2011)新标准要求。（2）加强生产运行管理，健全环保设施的管理规章及人员的培训工作，保证主体生产设备及配套各类环保设施的连续、稳定、高效运转，确保日常环境管理及设备运行水平维持在验收监测期间的最佳状态。对设备运行中存在的问题应早发现早解决，防止非正常排放情况的发生。（3）本项目脱硝装置催化剂更换时产生的废旧催化剂应交由具有回收资质单位回收，临时贮存、转运和处置要严格按照国家有关危险废物的规定进行。（4）进一步完善环境风险应急预案，做好生产监控，落实环境风险事故防范措施，加强对有关人员的培训和演练，提高应对潜在突发环境事故的能力。第二部分 固定污染源烟气排放连续监测系统参比验收监测1.烟气连续监测系统概况本次对3号机组a侧烟道、b侧烟道scr装置进、出口安装的4套cems装置进行参比验收监测。（1）烟气连续监测系统设备信息供货商：北京雪迪龙科技股份有限公司 产品型号： scs-900适用性检测报告:质(认)字no.2013-006（环境保护部环境监测仪器质量监督检验中心）；检测项目：氮氧化物、氧气；系统构成：系统主要部件配置表见表1-1。表1-1 cems主要部件配置表部件名称规格型号监测原理量程生产企业氮氧化物检测仪ultramat23非分光红外吸收0-2500mg/m3德国西门子氧气检测仪ultramat23电化学0-25%德国西门子安装位置：3号机组a侧烟道、b侧烟道scr装置脱硝装置进、出口。2.参比验收依据依照固定污染源烟气排放连续监测技术规范（试行）（hj/t75-2007）对本工程安装的烟气排放连续监测系统进行参比验收，验收标准详见表2-1。表2-1 烟气排放连续监测系统参比方法验收考核指标验收监测项目考核指 标气态污染物准确度当参比方法测定烟气中二氧化硫、氮氧化物浓度：20mol/mol时，绝对误差不超过6mol/mol；20mol/mol250mol/mol时，相对误差不超过20%；250mol/mol时，相对准确度15%氧量相对准确度15%3.参比验收监测结果按固定污染源烟气排放连续监测技术规范（试行）（hj/t75-2007）中对参比验收监测的要求，用手工监测平均结果与安装的烟气连续监测系统同时段监测结果平均值进行比对，参比验收结果统计见表3-1。表3-1 3号机组scr装置烟气排放连续监测系统参比验收监测结果统计表在线设备编号监测时段监测项目cems监测结果比对监测结果评价标准比对结果评价结果a侧进口15:2016:10氮氧化物444mg/m3424mg/m3相对误差20%4.7%合格氧量5.7%6.1%相对准确度15%13.0%合格a侧