华能发电8机组验收监测报告

建设项目竣工环境保陕环验字〔2015〕084项目名称：秦岭电厂“上大压小”第二台600MW机组扩建工程 编制日期 二〇一五年七陕西省环境监测中承担单位：陕西省环境监测中心站 长：沈炳岗项目：高 报告编写人：高 审核审核审定参加人牛天王林陶亚南任铭宗时屹刘鹏等组织机构代码：43520228-地址：西安市西影路106一、 二、验收监测依 三、建设项目工程概 原有工程概 项目建设地点及平面布 项目建设内容及投 生产工艺简 水源及水量平 四、建设项目污染物及其防治措 废气污染源及治理措 污（废）水污染源及治理措 噪声来源及防治措 固体废物产生及处理处置措 环保设施建设情 五、主要结论及要 5.1主要结论与建 环保部环审〔2012〕361号主要要 陕西省环境保护厅陕环函〔2012〕953号初审意 六、验收监价标 废气排放评价标 污（废）水及水评价标 噪声评价标 污染物排放总量指 七、验收监测质量控制措施及分析方 验收监测质量控制措 验收监测质量保证与质量控 八、验收监测内容及结果评 生产工况监 入炉煤质分 废气监测结果与评 污（废）水监测结果与评 水监测结果与评 噪声监测结果与评 污染物排放总 九、环境管理检 环境保律执行情 9.2情 环保设施运行及情 环保机构设置及环境管理制度制定情 环境风险防范措施及应急预案制定情 固体废物处理处置及综合利用情 排污口规范化及污染源检测仪安装运行情况检 “以新带老”情 中水使用情 厂区绿化情 十、公众意见10.1范围和方 10.2结 十一、结论与建 结 建 建设项目工程竣工环境保护“三同时”验收登记 附件1、陕西省环境保护厅《关于陕西秦岭发电8号机组扩建工程重新试生产的函》陕环试生产〔2014〕74号（2014年7月）附件2环境保护部《关于陕西秦岭发电“上大压小”第二台600MW机组扩建工程报告书的》环审〔2012〕361号（2012年12月3、陕西省环境保护厅《关于秦岭电厂“上大压小”600兆瓦机组扩建项目报告书初审意见的函》陕环函〔2012〕953号（2012年10月核准的》陕发改煤电〔2014〕1468号（2014年12月）附件5、陕西省环境保护厅《关于重新确认秦岭电厂“上大压小”第二台600MW机组附件6、陕西省环境保护厅《关于陕西秦岭发电“上大压小”第二台600MW机组扩建工程氮氧化物排放控制指标的》陕环〔2012258号（20125月7600MW机组扩建工程烟尘排放总量控制指标的》渭环函〔2012〕334号（2012年8673号（20127月）附件9、环境保护部《陕西秦华发电公司上大压小建设1×600MW机组工程竣工环境保护验收合格的函》环验〔2014〕216号（2014年10月）程验收》陕环〔2014〕576号（2014年9月）附件14、陕西省辐射环境监督管理站《陕西秦华发电公司上大压小建[2012]160号（201210月二台600MW机组扩建工程环境监理报告技术意见的函》陕环建函〔2013〕20 程竣工验收的》陕环〔 附件19、厂界噪声防护区距离及灰场卫生防护距离测定报告收项目环保验收会会议纪要》陕电安字〔2001〕11号（2000年2附件24、华阴市环境保护局《关于对陕西秦岭发电600MW机组环境污染事故应急预案备案的回执》（20127月）环境保护验收意见》（20108月）程（一期）竣工环境保护验收的》渭环函〔2013〕第308号（20137月）一、 陕西秦岭发电（以下简称“秦岭电厂”）位于陕西省华阴市市区以西约12.5km的秦岭山脉北坡脚下华阴市罗敷工业区。厂区4#机组（2×220MW），三期工程5#、6#机组（1×200MW+1×220MW）的基础上建设的1×600MW机组(即8号机组)。2012年9月，由中国电力工程顾问西北电力设计院编制完成了《秦岭电厂“上大压小”第二台600MW机组扩建工程报告书》。201210月，陕西省环境保护厅以陕环函〔2012〕953对该工程报告书进行了初审，2012年12月环境保护部以环审〔2012〕361对该工程报告书进行了。2014年12月，陕西省发展和以陕发改煤电〔2014〕1468对本本项20103月动工建设(属于未批先建项目20121229日建成。并201315日完168小时试运行，2014730日，陕西省环境保护厅以陕环试生产〔2014〕74号《关于陕西秦岭发电8号机组扩建工程重新试生产的函》同意该工程受陕西秦岭发电委托，陕西省环境监测中心站承担本14日对秦岭电厂“上大压小”第二台600MW机组扩建工程（8号验收监测工作内容。陕西省环境监测中心站201562～4日进行二、验收监测依、《建设项目环境保护管理条例》令第253号，199811月；局令第13号，200112月；》国家环境保护，环发〔2000〕38号，2000年2月；国家环境保护，2006年3月；9月；、《秦岭电厂“上大压小”第二台600MW机组扩建工程环境影响报告书》中国电力工程顾问西北电力设计院，2012年9月；、环境保护部环审〔2012〕361号《关于陕西秦岭发电“上大压小”第二台600MW机组扩建工程报告书的》，201212月25日；、陕西省环境保护环函〔2012〕953号《关于秦岭电厂函》，20121015日；、中国电力工程顾问西北电力设计院《秦岭电1×600MW扩建工程初步设计》（环保篇），200812月2014〕74号《关于30日、陕西省建设项目环境监督管理站陕环建函〔2013〕20建工程环境监理报告技术意见的函》，2014年7月30日。、陕西秦岭发电提供的与本项目建设有关的三、建设项目工程概秦岭电厂原二期工程3#、4#机组（2×220MW），三期工程5#、机组（1×200MW+1×220MW）分别于1983年和1986年投产发附件11）；5#、6#机组目前已停止运行，该企业正在申请办理关停手续。原有工程情况见表3-1。3-1秦岭电厂原有工程（二、三期）3#、4#机5#、6#机出力汽机3#、4#机组已关全部用于7#、8#机组生产用全部用于7#、8#机组生产用全部用于7#、8#机组生产用项目建设地点及平面布秦岭电厂位于陕西省华阴市以西约12.5km的秦岭山脉北坡脚下，占地面148.07公顷。本项目在原有二、三期工程西侧60m处进行脚约1.5km。境见图3-3，灰场平面布置及水监测点位见图3-4。项目所在图3- 厂区地理位置△1202310750KV升压750KV升压峪○

煤 8#机冷却

293图3- 厂区平面布置及监测点位

为无组织排放点▲为厂界环境噪声监测△为敏感点噪声监测点秦岭电厂新厂

310国 陇海铁路新建煤秦秦岭电厂老厂8#机组排烟冷却图3- 厂区周边环境N灰场1#监测井110°08′23″E34°34′58″N灰场下游坪塬村生活110°08′02″E本项目事故灰灰场2#监测井110°08′23″E34°34′58″N灰场管理站监测110°08′43″E灰灰场上游司家村生活 110°08′45″E 图3- 灰场平面布置 水监测点位容为建设1台600MW超临界中间再热间接空冷凝汽式发电机组（8#机组），配12141t/h超临界变压直流锅炉，8#机组与7#机组（7#机组于2014年10月通过环境保护部验收，见附件9）公用储煤场、事资221891万元，其保投资29546万元，约占总投资的13.32%。本项目环保设施投资及主要建设项目内容构成见表3-2、3-3。3-2工程环保投资费用12345已全部计入7#机组环保投资06已计入7#机组环保投资789已全部计入7#机组环保投资00表3- 项目建设内容及依托内容构成项目名建设性建设单工程规项目组建设内实际建设内备单炉膛、一次中间再热、超临界变压直流炉，2141t/h锅同同同/同同及/与7#机组共用。容量可满足两台机要求，煤场四周设防风同与7#机组共用庄郭沟灰场；灰渣采用密封汽车与7#机组共用庄郭沟灰场；灰渣采用密封汽车同 综合利用率为100%，脱硫石膏综合利用率100%。 综合利用率为100%，脱硫石膏综合利用率100%。/50%。综合除尘效率99.9%。同同剂采用尿素，与7#机组共用一套尿素溶解系统。同同同依托项依托关从罗敷站引接2.29km，本期依托7#机组，本期不煤场、运煤系统依托7#机组，本期不生活污水处理站与本期厂区之间，二、三期与本期厂区之间的供水管线均依 7#机组，本期不新建依托7#机组，本期不新与7#机组共用庄郭沟灰与7#机组共用一套尿素溶解系统循环使用。煤粉燃烧后产生的烟气SCR脱硝、静电除尘器后，进入艺及产污环节流程见图3-5。量铜川地区的长焰煤。本项目设计煤种煤质分析情况见表3-4，锅炉燃煤消耗量见表3-5，本项目试运行期间钙硫比见表3-6。表3-4工程煤质分析一览项符单设计煤校核%%%%%%%%%表3- 设计耗煤h表3- 2015年1至5月8#机组钙硫比统计用量8#机12345————及灰场道路喷洒用水。生活用水为水。本项目夏季平均用水量为230m3/h，冬季平均用水量为227m3/h，水平衡见图3-6。 尿素脱硫废水处老厂原工业废水处理站及秦电生活污水处理站处本期工业废老厂原工业废水处理站及秦电生活污水处理站处

7#8#机组生产用图3- 本期项目生产工艺流程福利区生

二、三期节 水来水二、三期节 水来水（华阴市污水

损 损1厂区生活用生活1厂区生活用生活蒸发损失0.663%（0.7445%）

单位：m3污水再生水59（56）

理中心来水 汽车汽车

灰场灰场喷洒用 2 228干渣脱硫干灰翻车机除尘用煤场喷洒用煤水处理车间清水斗轮机喷雾用输煤老厂工业废水处理 损

风吹损失0.1%117输煤1煤水1煤水处理系辅机冷却空压机房冷却间冷循环水泵冷却9（高浊度 1锅炉锅炉补给水处理系 25（含高盐3 锅炉补未预见未预见水3脱硫系统除雾器、真脱硫系统除雾器、真脱硫系统用图3- 本期项目水平衡四、建设项目污染物及其防治措为烟尘、SO2、NOx及，以及输灰和输煤等过程中产生的无组织排放率大于98.2%，除尘效率大于50%，烟气利用SCR脱硝、静电除尘及石灰石-石膏湿法脱硫协同作用进行控制，处理后的烟气通过180m高、出口直径85m的排烟冷却塔排放到大气中。喷射系统进入烟道中SCR系统对产生的废气进行脱硝。SCR系原剂利用催化剂将烟气中NOx转化为氮气和水。SCR脱硝装海铁路线并行。废气污染源及治理措施见表4-1表4- 废气治理设施及设计指标一览8#锅静电除尘（12台180湿法脱硫装置（1套—烟气监测仪（6套—图4- 脱硝系统工艺流程 双室四电场静电除尘 间接风冷塔内的石灰石－石膏脱硫设 输煤栈 煤场全景 煤场东北侧防风抑尘 煤场西侧防风抑尘 煤场喷淋设 排烟冷却 尿素 尿素溶解污（废）本项目按雨污分流设计排水系统，污（废）水分质处理。本项目本项目利用秦岭电厂老厂原有工业废水处理站处理工业（主要是高浊度含盐水，灰库地面及拉灰车辆用水对废水进pH调整、加药絮凝、澄清等处理，用于7#、8#机组生产用水。处理400t/h后的水用于7#、8#机组生产用水。的水用于7#、8#机组生产用水。处理站，处理后用于7#、8#机组生产用水。干灰加湿以及煤场喷淋用水。处理规模为2×10t/h。处理后再用于输煤系统冲洗补充水。处理规模为2×15t/h。废水处理措施及排放去向见表4-2。本工程废水流向见图4-2表4- 废水产生、处理及排放情况1高浊度含盐水，灰库7#、8#机组生产245经油水分离后送原有工67进新建脱硫废水处理系8 工业废水处理系 脱硫废水处理系 含煤废水处理系 生活污水处理系 化水车间（深度处理装置 厂区雨水外排8脱硫废水处理系输煤系统冲锅炉补给水处理系系脱硫系煤输煤系统冲锅炉补给水处理系系脱硫系煤场雨水调节干灰拌4含煤废水处理锅炉冷凝水 化学水处机组排水空预器冲洗3煤场冲洗废2老厂工业废水处理工业废水调节全工业废水调节全厂无压排疏水扩容5生活污水处理生活污6老厂原工业废水全厂绿化用7#、8#机组生产用9油水分离含油废图4- 本项目污（废）水流向本项目噪声治理方面采取以下、在送风机吸风口处安装，以减少空气动力性噪声免了噪声的产生。、在锅炉排汽口安装有高效小孔排汽。加强电厂运行声对周围。本项目主要噪声设备及噪声影响见表4-3。表4-3主要设备噪声限值及防噪措1121314526271—84916锅炉空压锅炉风机消声装 泵的减振措 汽轮发电机 机组主厂房外8#机组吹8#8#机组吹31.51万吨/年，其中23.70万吨/年2.64万吨/年，脱硫石膏5.17万吨/年。本项7#共用灰库及脱硫石膏库，32126m3的灰库，1座260m3110800m3脱见表4-4。表4- 本项目固废产生量及处理处置情附件12）；1灰至灰场碾压2渣34———厂址东北方向约25km，属山谷型灰场，沟道深切狭长，占地面积32×104m2，有效库容为930.5万立方米。规划容量7#、8#机组20灰场设有管理站。灰场上游建设1座拦洪坝，下游建设1座初场外东、西两侧建有宽约0.5m的防洪沟。灰场附近建设有3座水观测井，1座位于灰场管理站上游，2座位于灰场管理站下游。根据该隐蔽工程验收记录单（见附件17灰场采用0.42mm的PE土工膜进行防渗，土工膜采用粘接或焊接，其上覆土厚度500mm。 灰场施工 灰场施工拦洪坝上截洪 拦洪 灰场防洪溢流 灰场外排洪 灰场初级坝及消力 灰场上游监测 灰场下游监测井1 灰场下游监测井2 灰 渣本项目环保设施设计与实际建设情况见表4-5表4-5本项目环保设施设计与实际情序及要初步设实际情SCR法脱硝，脱硝效率180m高自然通风间冷塔排放烟采用四电场静电除尘器，设计效率为99.7%；本期工程同步建设SCR烟气脱硝装置，脱硝四电场静电除尘器，除尘效率99.90%；采用低氮由180m高自然通风间冷塔排放烟气。电厂厂区生活污水处理系统在上大压小7#行设计，本项目与7#机组共用生活污水处理系以及煤水处理系统均与7#机组共用不新建理系统在上大压小7#机组工程已经考虑装。配隔热罩壳，采用独立基础，减震设计，锅炉排汽口安装高效排汽。准》（GB12348-2008）38#机组吹管期间，该企业以公告形式告知周围场按照及以及相关技术规范要求采用复五、主要结论及要5.1主要结论与建5.1.1主要结1、空气污染物治理本工程锅炉安装低氮燃烧器SCR脱硝工艺，脱硝效率不低于80%。锅炉烟气采用高效静电除尘器控制烟尘的排放，除尘效脱硫效率不低95%，采用烟塔合一技术，烟气180m高的自然通风间冷塔排放，有利于降低环境空气污染物的浓度。本工程将安装2、水污染治理措本工程厂区各项废污水处理后全部回用，不外排。废水处理系7#机组共用3、噪声治理措4、固体废物治理及综合利灰渣、石膏综合利用创造条件。本工程灰渣协议利用量32万t/a，石膏协议利用量6万t/a，灰渣及脱硫石膏可100%综合利用，综合利用不平衡时，灰渣及脱硫石膏用密封汽车送至灰场分隔碾压贮5、总结0.28g/kWh(校核2)NO20.31g/kWh(设计煤)0.31g/kWh(校核1)1),0.10g/kWh(校核煤2)，符合清洁生产要求在国家准允许的范围内。本工程投产后，全厂将减排SO24132.2t/a、NO210601.8t/a、烟尘599.2t/a，SO237.2%，NOx41.2%，烟尘削28.3%；上大压以新带老，对三期工程实施冲渣水回用改造，减少COD排放总量为环保部环审〔2012〕361号主要要一、该项目位于陕西省华阴市罗敷工业区，紧临秦岭电厂现有1台001台11/小时超临界燃煤锅炉，同步建设石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统、四电场静（托#、50#4#境影响评价违法开工建设行为已得到查处。二、项目建设和运营中应重点做好的工（一）4#机组的关停；实施现有5#、6#、7#机组的烟气治理措施98.2%；四电场高频电源静电除尘器，除尘效99.9%；采用低氮燃烧SCR法脱硝，脱硝效80%；工程不设烟气旁路；采用烟塔合排放标准》（GB13223-2011）表1要求。运、破碎工序及贮灰场等地的扬尘控制措施，煤场设置防风抑尘网及分别处理或集中于工业废水处理系统和生活污水处理站进行处理，处理准》（GB12348-2008）3类标准。项目建成投运后，应加强监测，对噪声敏感点应采取有效防护措施，防止噪声扰民。吹管、锅炉排“资源化、减量化、”。采用灰渣分除、干除灰的除灰渣系统，设下水质井，定期对灰场周边水水质进行监测，防止对地与环保部门联网。烟囱应按规范要求预留性监测口。陕西省环境保护厅陕环函〔2012〕953号初审意配1×2141吨/小时超临界燃煤锅炉。采室四电场静电除尘器、石灰米高的自然通风间冷塔排放。与7#机组机组共用一套共用系统，依托7#机组已有的锅炉补给水处理、煤场及卸煤系统、铁路线、尿素溶3#、4#机组，关440兆瓦。3#机组已2010916日关停，本工程投运后关停4#机组。二、工程建设应重点做好以下（一）废气污染防治措施。工程采用石灰石-石膏湿法脱硫工准》（GB16297-1996）新污染源无组织排放浓度限值标准。声源应采取基础减震、隔声、吸声等综合降噪措施，确保厂界噪声达《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）3类标准求预留性监测口。（七）本工程投运后关停4#机组六、验收监价标有组织废气污染物排放执行《火电厂大气污染物排放标准》2011中地区重点行业大气污染物排放限值》（DB61/941-2014）表1中排放2中排放浓度限值。标准限值表6-1。6-1废气排放评价类排放浓度执行标1污（废）水及水评价标污（废）水执行《污水综合排放标准》（GB8978-1996）表4中的表1中标准和表2中的一级标准。水评价标准执行《水质量标准》（GB/T14848-93）III类标准，标准限值见表6-2、6-3。6-2污（废）水排放评价标单位：mg/L（pH无量纲表4中一级标准总表6- 水评价标 单位：mg/L（pH无量纲铅砷镉//厂界环境噪声执行《工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）3类标准；敏感点噪声执行《声环境质量标准》（GB3096-2008）3类标准，标准限值见表6-4表6- 噪声评价标 单位 根据陕西省环保厅关于重新确认秦岭电厂“上大压小”第二台600MW机组扩建工程二氧化硫排放指标的（陕环〔2012〕710号）、陕西省环保厅关于陕西秦岭发电“上大压小”第二台258号）600MW机组扩建工程烟尘排放总量控制指标的（渭环函〔2012334号），本项目总量指标为SO21032.35t/a，NOx1008t/a，烟360t/a七、验收监测质量控制措施及分析方为保证监测结果的准确，样品、、保存严格按照使用有效期内、监测持证、监测数据三级审核。监测分析方法及使用仪器见表7-1表7- 监测分析方法和使用仪监测因监测方监测分析仪测定范围或检出3-JB-002-3-重量法（GB/T11901-BS210S型分析天3-JB-001-1-3-JB-030-2-3-JB-141-1-3-JB-018-2-01稀释与接种法（HJ505-3-JB-024-1-3-JB-003-1-01（HJ535-TU-1901紫外-可见分光度计3-JB-008-6-红外分光光度法（HJ637-OIL480型红外测油3-JB-015-2-ZP4003-JB-085-3-（GB/T11893-度计3-JB-008-3-03LDZX-50KBS型不锈钢3-JB-116-2-（GB/T7484-PXJ-1B3－JB-005-1-（GB/T7494-光光度3-JB-008-6-（GB/T16489-TU-1901型紫外可见分3-JB-023-1-镉（GB/T7475-光光度计3-JB-007-1-AFS-830原子荧光3-JB-008-5-砷AFS-830原子荧光3-JB-008-5-铅（GB/T7475-光光度计3-JB-007-1-/（GB/T7467-3-JB-008-2-分光光度法（GB7493-光度计3-JB-008-6-01HJ543-2009（暂行光度计3-JB-016-4-01重量法（GB/T15432-2050型TSP采样BS210型电子天3-JB-070-2-01（GB/T212-3-JB-031-2-BS210S型分析天3-JB-001-1-/（GB/T212-SX-5-12型马弗3-JB-031-1-BS210S型分析天3-JB-001-1-/0TH880F型微电脑烟（HJ/T397-3-JB-067-1-3-JB-067-1-3-JB-067-1-3-JB-067-1-0烟气静压：-30散红外法（HJ629-SO2：0-保护3-JB-052-2-3-JB-052-2-NO：0-2500ppmO2：0–25.0（GB/T16157-标准》（GB12348-3-JB-074-3-（GB3096-规范》等要求进行，实施全程序质量控制。监测经考核并持有合格生产处于正常，监测期间机组在大于75％额定生产负荷的工况下应通知监测停止采样。污（废）保存、分析全过程严格按照《环境监测技术规范（水和废水部分）中采取明码平行样、平行样等质控措施。质控结果见表7-2。表7- 水质监测质控结（个（个平定比（个8/4221氨氮（NH3-212131512131镉31砷31铅312/1/4/果见表7-3至7-4，烟尘测试仪流量校准结果见表7-5至表7-8，大气采样器流量校准结果见表7-9。7-3SO2、NOx测试仪器校准结3-JB-052-2-3-JB-052-2-3-JB-052-2-3-JB-052-2-表7- YQ-2烟气采样仪流量校准结YQ-2烟气采表7- 烟尘测试仪器流量校准结TH-880F型微电脑烟尘平行2015613-JB-067-1-00表7- 烟尘测试仪器流量校准结TH-880F型微电脑烟尘平行2015613-JB-067-1-00表7- 烟尘测试仪器流量校准结TH-880F型微电脑烟尘平行2015613-JB-067-1-0表7- 烟尘测试仪器流量校准结TH-880F型微电脑烟尘平行2015613-JB-067-1-00表7- 大气采样器流量校准结2015613-JB-070-3-3-JB-070-3-3-JB-070-3-3-JB-070-3-并在测量前、后进行了校准。校准结果见表7-10。表7- 噪声测量前、后校准结备0.5dB（A），测量数据201562201562201563201563八、验收监测内容及结果评验收监测期间8#机组发电负荷为75%～75.1%，锅炉蒸汽负荷为生产工况见表8-1，除尘器运行工况记录统计见表8-2至表8-3，石灰石及尿素消耗量见表8-4。8-1验收监测期8#机组生产负荷情8#6263负荷率表8- 6月2日8#机静电除尘器运行参甲乙ABAB表8- 6月3日8#机静电除尘器运行参甲乙ABAB表8- 验收监测期间8#机组生产负荷情况6263尿素验收监测期间，8#机组锅炉燃煤主要来自华亭矿区及神木矿区，根据煤质分析结果看锅炉入炉煤质硫份为0.92%～0.99%，实际钙8-6，原辅材料消耗及钙硫比统计结果见8-7。表8- 入炉混煤样硫份分析结—————表8- 近半年煤质分析结果（月平均值日分表8- 监测期间原辅料消耗及钙硫比统计煤8#————排放监测内容见表8-9，监测点位见图3-2。表8- 废气处理设施监测一览（台223次/，224411烟气参数，SO2排放浓1烟气参数，SO2排放浓度及排放速率除尘效率，NOx排放浓度及排放速率，113次/表8- 无组织排放监测内容一览4次/天，2除尘除尘除尘除尘88脱硝烟气采样脱硝8-1废气监测点位化物及烟气最大排放浓度分别为18.2mg/m3、24mg/m3、55mg/m3及0.0039mg/m3，烟气黑度小于1级，均符合《火电厂大气污染物放限值》（DB61/941-2014）表1中标准限值要求。表8- 8#锅炉脱硝系统监测结123456ANOX实测浓度NOX折算浓度ANOX实测浓度NOX折算浓度BNOX实测浓度NOX折算浓度BNOX实测浓度NOX折算浓度表8- 8#锅炉B侧静电除尘器烟尘监测结监测点监测点B1B1B2B2———B1B1B2B2———B1B1B2B2———B1B1B2B2———B1B1B2B2———B1B1B2B2————表8- 8#锅炉A侧静电除尘器烟尘监测结监测点监测点A1A1A2A2———A1A1A2A2———A1A1A2A2———A1A1A2A2———A1A1A2A2———A1A1A2A2————表8- 8#炉脱硫系统监测结123456SO2实测浓度SO2折算后浓度SO2实测浓度SO2排放速率NOX实测浓度NOX排放速率SO2折算排放浓度NOX折算排放浓度表8- 8#机组锅炉烟气污染物排放监测统计结///////////////无组织排放监测内容见表8-15监测结果表明，验收监测期间，厂界无组织排放1#、2#、3#及4#监测点位颗粒物最大浓度值分别为0.86mg/m30.66mg/m30.71mg/m3表2标准限值要求。8-15厂界无组织颗粒物排放监测验收监测期间天气为4.26P北风向，风速小于。验收监测期间天气为94.2kPa，西北风向，风速小于。污（废）污（废）意见图4-2。表8- 废水处理设施效率监测点位、项目、频14次//23pH、SS、BOD5、COD、氨4pH、SS、处理效56pH、SS、BOD5、COD、氨污（废）污（废）水监测结果见表8-178-20表8- 原工业废水处理设施监测结 ///////注:“ND”表示未检出，“ND”前数字为检出限表8- 脱硫废水处理设施监测结 单位：mg/L（pH无量纲砷镉铅//2.1×10-0.276×10-0.6×10-0.506×10-0.6×10-0.188×10-0.6×10-0.224×10-/0.97×10-0.298×10-2.2×10-0.296×10-2.2×10-0.259×10-2.8×10-0.211×10-2.2×10-0.221×10-/2.3×10-0.247×10-——————////注:“ND”表示未检出，“ND”前数字为检出限表8- //68/68//表8- 生活污水处理设施监测结 单位：mg/L（pH无量纲//896/8988/9/注:“ND”表示未检出，“ND”前数字为检出限pH范围在6.7～6.8，COD、石油类最大日均浓度值分别为17mg/L、0.05mg/L，悬浮物、硫化物未检出，均符合《污水综合排放标准》（GB8978-1996）表4中一级标准及《流域(陕西段)污水综合排放石油类的去除效率分别为79.2%和59.1%。脱硫废水处理设施出口水质中pH范围在8.6～8.7，砷、、氟化物、悬浮物最大日均浓度值分别为2.3×103mg/L、0.298×103mg/L、17.1mg/L、13mg/L，铅、镉及硫化物未检出。砷、、铅、镉最大日均表1中标准的要求。该处理设施对砷、、氟化物、悬浮物的去除率分别为99.1%、99.8%、49.3%、99.5%。6.5～6.6标准。该处理设施对悬浮物的去除率为81.4%。为4.7mg/L、9mg/L、0.355mg/L、0.281mg/L、7.216mg/L、42mg/L、0.04mg/L，均符合《污水综合排放标（GB8978-1996）表4中一级标准及《流域(陕西段)污水综合排放标准（DB61/224-2011）表2中一级标准的要求。该处理设施对BOD5、悬浮物、阴离子表面活性剂、用油。机组运行正常后，一般情况下不发生助燃用油。验收监测期验收监测期间，上述污（废）水经处理后全部回用，不外排下雨，雨水排口无水外排，故无法取得8.5水监测结果与评8.5.1水监测内表8- 水监测内11次//表8- 水监测点位地理坐1238.5.2水监测结果与评水监测结果见表8-232#和灰场管理站观测井水质中各监测因子浓度均满足《水质量标准》（GB/T14848-93）III类标准要求。表8- 水质监测结 单位：mg/L（pH无量纲砷镉铅2.3×10-0.04×10-2.2×10-0.04×10-4.3×10-0.04×10-3.8×10-0.04×10-2.9×10-0.04×10-2.8×10-0.04×10-2.9×10-0.04×10-2.5×10-0.04×10-0.5×10-0.04×10-0.5×10-0.04×10-注:“ND”表示未检出，“ND”前数字为检出限表8- 噪声监测内容一览厂界环境噪声及敏感点噪声监测结果见表8-25表8- 厂界环境噪声及敏感点噪声监测结 单位监测结果表明，验收监测期间，2个厂界环境噪声监测点，昼间噪值要求。横西村1个环境噪声监测点，昼间噪声测值范围为53.4～54.7dB(A)，夜间噪声测值范围为49.0～49.2dB(A)，均符合《声环境质量标准》（GB3096-2008）中3类标准限值要求。根据验收监测结果核算本项目主要污染物排放总量为：烟尘吨/年，二氧化214.50吨/年，氮447.95吨/年，烟尘、二氧化量控制指标要求。本项目主要污染物总量排放结果见表8-26根据本项目监测结果、原有二期工程2台220MW机组脱硫改造验收监测报告表（22、23）7#机组验收监测报告监测结果，核算334.95吨/年、1482.25吨/2122.15吨/年。主要污染物排放总量统计结果见表8-27。8-268#机组主要污染物总量排放8-27全厂主要污染物总量排放统计原有二期工程3#—备注：原有二期工程3#、4#机组排放量引自脱硫改造验收监测九、环境管理检环境保律执行情本项目按相关要求进行了评价及试生产申请，环保手续较齐全，项目配套的环保设施与主体工程基本做到同时设9.2情本项目情况进行了检查，情况详见表9-1表9- 要求情况序陕环函〔2012〕953号初审意环审［2012］361号要实际情旁路，采用选择性催化脱硝法放标准》（GB13223-2011）新建污染源无组织排放浓度限值本项目实际使用的煤种主要为华亭率98.2%；四电场高频电源静电除尘器，除尘效率99.9%1锅炉烟气采用四电场静电除尘、SCR《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）相关要统及污水处理设施，不断提高水的利用率。采用现有5#、6#机组废水处理、脱硫废水处理以及煤水处理系统均与7#机组共用不2生活污水经地埋式生活污水处理源采用老厂原有工业废水处理站及秦电生本项目与7#机组共用生活污水、脱硫废水3企业厂界环境噪声排放标准》准》（GB12348-2008）3类标准。项目建成投运后，应加强下水质井，定期对灰场周边水水质进行监测，防止4灰渣和脱硫石膏应立足于全部综灰场上下游建有3个水观测井，并设5堰及废油收集池，容积为10m3本项目调节池容积为3000m32000m3653米高处设720131月编制完成了该项目的环境于2013315日对该监理报告进行了审查，并出具了意见的函。（监理报告8本工程投运后关停4#4#5#、6#、7#机组的烟气治理措施的4#、5#、6#机组冲渣水循环回用工程建设进度，4#机组（220MW）201311月关停（11）；老厂原三期工程5#、6#机组（1×200MW+1×220MW）目前4#、5#、6#机组冲渣水循环回用工程进行20138201410月完成改造。环保设施运行及情且同时投入使用。自投运至今，运行记录齐全。环保设备的日常、维修由专人负责，每年的设备维修计划均包括环保设备的维修、保养及年检方案。该公司对环保设备明确了各设备的设备管理、检修陕西秦岭发电生产管理部负责电厂的环保日常管理环保工8人。该公司在运行部设环境监测站，设站1名，该公司编制了《陕西秦岭发电综合应急预案》、《华能陕西秦岭发电环境污染事故应急预案》、《化学品储备了相应的应急物资，未进行环境突发事件应急演练。本项目与7#机组共用一座3000m3雨水调节池，主要是在生产情况下，对脱2×700m3，并建有10m3的废油收集池及泵房，罐区四周建有 老厂油罐 油罐区围 2000m3消防水 3000m3调节应急物资储 应急物资储废催化剂，固废产生量约为31.51万吨/年，其中灰渣产生量约为万吨/年，石膏产生量为5.17万吨/年。目前，灰渣和石膏全部综合（销售协议见附件12、13），当利用不畅时送至事故灰场分区。排污口规范化及污染源检测仪安装运行情况检装了西克麦哈克（）仪器的SMC-9021型和雪迪龙自动控制系统的SCS-900型烟气排放连续监测系统，运转基本正西省环保厅联网。烟气排放连续监测20149月通过陕西省环保厅验收（见附件10）。烟囱已按规范要求预留性监测口。室室烟烟“以新带老”情本项目“以新带老”情况见表9-2表9- “以新带老”情4#、5#、6#机组冲渣水循已关停的3#机组水塔水池，实现冲渣水循环使用，1有机组在201471日前满足达标排放要求。5#、6#机组目前处于停运5#、6#27#机组脱硝及除尘提标改20138201410企业正在省环保厅申请除（1）要求：本工程工业用水水源采用老厂5#、6#机组循环水排水经（2）要求：采用现有5#、6#机组循环排污水经处理后的中水作为生产水源（3）实际情况：本项目主要工业水源采用老厂原有工业废水处理站。秦岭电厂生活污水处理站200911月建成，200912月通过污水，设计处理规模为400m3/h，目前实际处理污水量为280m3t/h，采用SBR处理工艺，其出水水质满足《火力发电厂凝汽器管选材导则》（DL/T712-2000）中有关水质要求的指老厂原有工业废水处理站20005月建成，20012月通过陕西省电力工业局及原陕西省环保局联合验收（陕电安字〔200111号该废水处理站主要处理厂区工业废水、生活污水，设计处理规模为400t/h，目前实际处理能力为200t/h，采用预沉淀、调节、隔油、混凝过滤及的方式进行处理。本项目夏季平均用水量为230m3/h,冬季平均用水量为227m3/h。本工程在化学废水处理车间设置废水深度处理设施，其设计处理能力深度处理后用于本项目锅炉补给水，中水供给量约184t/h。华阴市污水处理厂属华阴市自来水公司，2009年建成，20108月通过渭南市环境保护局验收（见附25）。20124月该污水处理厂进行提标改造，20137月该工程通过渭南市环境保护局验收（见26）。该污水处理厂设计污水处理能1万吨/天，根据渭南市环验收的》，废水经处理后达到《城镇污水处理厂污染物排放标准》（GB18918-200