华电能源哈尔滨第三发电厂3、4号(2×600MW)机组烟气超低排放改造工程环境影响报告表

目录建设项目基本情况 1工程内容及规模 2与本项目有关的原有污染情况及主要环境问题 37建设项目自然环境社会环境简况 46环境质量状况 52评价适用标准 54建设项目工程分析 57项目主要污染物产生及预计排放情况 62建设项目污染防治措施 63建设项目拟采取的防治措施及预期治理效果 66环境影响分析 67结论与建议 73附图：附图1.项目地理位置图附图2.项目总平面布置图附图3.项目脱硫区布置图附图4.项目脱硝区布置图附图5.项目周边敏感保护目标分布图附件：附件1.《黑龙江省环境保护厅关于华电能源哈尔滨第三发电厂二期机组脱硫及电除尘器改造工程环境影响报告表的批复》（黑环建审【2008】229号）附件2.《黑龙江省环境保护厅关于华电能源哈尔滨第三发电厂二期机组脱硫及电除尘器改造工程（一期）环境保护验收意见的函》（黑环验【2011】18号）附件3.《黑龙江省环境保护厅关于华电能源哈尔滨第三发电厂二期机组脱硫及电除尘器改造工程（二期）竣工环境保护验收意见的函》（黑环验【2012】74号）附件4.《黑龙江省环境保护厅关于华电能源股份有限公司哈尔滨第三发电厂二期3、4号（2×600MW）机组脱硝改造项目环境影响报告表的批复》（黑环审【2014】34号）附件5.《黑龙江省环境保护厅关于华电能源股份有限公司哈尔滨第三发电厂2号机组脱硝改造项目环境保护验收意见的函》（黑环验【2014】171号）附件6.《黑龙江省环境保护厅华电能源股份有限公司哈尔滨第三发电厂一期2×200MW机组脱硫改造项目环境保护验收意见的函》（黑环验【2014】193号）附件7.《黑龙江省环境保护厅关于华电能源哈尔滨第三发电厂3、4号炉电除尘器改造项目环境影响报告表的批复》（黑环审【2015】2号）附件8.《黑龙江省环境保护厅关于华电能源股份有限公司哈尔滨第三发电厂1号机组脱硝改造项目环境保护验收意见的函》（黑环验【2015】45号）附件9.《黑龙江省环境保护厅关于华电能源股份有限公司哈尔滨第三发电厂二期3、4号(2×600MW)机组脱硝改造项目4号机组脱硝改造工程)竣工环境保护验收意见的函》（黑环验【2015】105号）附件10.《黑龙江省环境保护厅关于华电能源哈尔滨第三发电厂3、4号炉电除尘器改造项目(3号炉)竣工环境保护验收意见的函》（黑环验【2015】174号）附件11.《黑龙江省环境保护厅关于华电能源哈尔滨第三发电厂3、4号机组脱硝改造项目(3号机组)竣工环境保护验收意见的函》（黑环验【2015】175号）附件12.《黑龙江省环境保护厅关于华电能源哈尔滨第三发电厂3、4号炉电除尘器改造项目(4号炉)竣工环境保护验收意见的函》（黑环验【2016】15号）附件13.华电能源哈尔滨第三发电厂二期2×600MW机组烟气脱硫改造工程副产品石膏供需协议附件14.3、4号机组烟气排放连续监测日均值月报表附件15.本项目改造前后煤质分析报告附件16.本项目总量计算说明PAGE78建设项目基本情况项目名称华电能源哈尔滨第三发电厂3、4号（2×600MW)机组烟气超低排放改造工程建设单位华电能源哈尔滨第三发电厂法人代表张玉增蒋松辉通讯地址哈尔滨市松北区三电街1号联系电话137966362280451-8896288150024建设地点哈尔滨市松北区三电街1号，华电能源哈尔滨第三发电厂内立项审批部门——批准文号——建设性质技改行业类别及代码类别：大气污染治理代码：N7722占地面积(平方米)——绿化面积(平方米)——总投资(万元)8116环保投资(万元)8116环保投资占总投资比例100%评价经费(万元)——预期投产日期3号机组：2016年7月4号机组：2016年11月工程内容及规模1项目背景目前已建两期工程，一期工程建设2×200MW凝汽式汽轮发电机组，分别于1986年和1987年投产；二期工程建设2×600MW引进型国产亚临界机组，分别于1996年和1999年投产。一、二期工程装机总容量为1600MW。为了提高机组效率，降低污染物排放，改善哈尔滨市的空气环境，提高城市居民的生活质量，实现机组耐久、耐用可持续发展的目标，先后进行了如下主要技术改造：2009年完成了一期2×200MW机组及二期2×600MW机组的供热改造，采用汽机连通管上打孔抽汽方案。2013年完成对1、2号机组的脱硫改造，均采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺；2014年完成对1、2号机组的脱硝改造，均采用LNB+SNCR方案。2010年完成4号机组的脱硫改造，2011年完成3号机组的脱硫改造，均采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺；2014年完成4号机组脱硝改造，采用低氮燃烧+选择性催化还原法（SCR）；2015年完成4号机组除尘器改造及3号机组脱硝和除尘器改造，其中脱硝采用低氮燃烧+选择性催化还原法（SCR），除尘器均采用电袋除尘器。根据2014年9月12日，国家发改委、环保部和国家能源局联合下发的《关于印发〈煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)〉的通知》，以及2015年7月16日，环保部下发的《关于编制十三五燃煤电厂超低排放改造方案的通知》，提出了“推动燃煤电厂超低排放改造”工作，实施“提速扩围”，加快推进燃煤电厂超低排放改造，在《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)根据国务院1998年第253号令《建设项目环境保护管理条例》、《环境影响评价法》、《建设项目环境影响评价分类管理名录》（2015年）的有关规定，受的委托，哈尔滨绿怡工程评价与检测有限责任公司承担了该项目的环境影响评价工作。2项目概况2.1建设地点位于本项目地理位置见附图1，本项目总平面布置见附图2，脱硫区平面图见附图3，脱硝区平面图见附图4。2.2现有锅炉及脱硝、脱硫及除尘系统状况2.2.1现有锅炉状况哈尔滨锅炉有限责任公司生产，型号为HG-2008/18.2-YM2型。两台锅炉为600MW亚临界参数，单炉膛，一次再热、平衡通风控制循环汽包锅炉。制粉系统型式采用中速磨煤机正压直吹冷一次风机制粉系统，每台锅炉按6台磨煤机（5台运行，1台备用）配置。共计设置12台磨煤机。送风机和一次风机为动叶可调轴流式，#3引风机已改为静叶可调轴流式，#4引风机已改为动叶可调轴流式。空气预测器采用三分仓容克式回转式。锅炉主要参数见表1。表1锅炉主要参数（BMCR工况）名称参数名称单位参数锅炉型式600MW亚临界自然循环锅炉过热器蒸发量t/h2008过热器出口蒸汽压力MPa.g18.27过热器出口蒸汽温度℃540.6再热器蒸发量t/h1634再热器进口压力M

a.g3.8

再热器出口压力MPa.g3.64再热器进口温度℃315再热器出口温度℃540.6锅炉排烟温度(修正后)℃123锅炉效率%92.08注：1.压力单位中“g”表示表压，“a”表示绝对压(以后均同)。2.2.2现有脱硝系统现状现有3、4号机组均采用低氮燃烧+选择性催化还原法（SCR）方式脱硝，每台锅炉配备两个SCR反应器。脱硝SCR反应器布置在锅炉省煤器与空预器之间。每套SCR反应器部分包括两个反应器、连接烟道及工艺管道。反应器支撑于炉后风机房的上方。现有脱硝系统催化剂的层数按2+1层进行布置，即安装两层催化剂，预留了一层布置的空间。现有脱硝系统对液氨的消耗量为单台321kg/h，共计642kg/h。目前本电厂对对液氨的使用存贮情况为：建有一套还原剂储存及供应系统，包括液氨卸料压缩机、液氨储罐、液氨泵、液氨蒸发器、氨气缓冲罐、氨气稀释槽、稀释风机、氨气泄漏检测器、排放系统、混合器、氮气吹扫系统、防止静电产生的设备等，占地面积约4200m卸料压缩机卸料压缩机抽取液氨储罐中的氨气，经压缩后将槽车的液氨推挤入液氨储罐中。现有工程设置两套卸料压缩机，1m②液氨储罐本项目厂区液氨卧式储罐2座，每座液氨储罐容积为95m3，总容积为③液氨泵液氨储存罐与液氨蒸发器间应设液氨输送泵，液氨泵应选择专门输送液氨的泵。设置2台液氨供应泵，1.5m④液氨蒸发器设置2套液氨蒸发器，按照在两台锅炉BMCR工况下120%容量设计。1用1备。⑤氨气缓冲罐氨气缓冲槽能满足为SCR系统供应稳定的氨气，避免受蒸发槽操作不稳定所影响。缓冲槽上也应设置有安全阀保护设备。氨气缓冲槽设置1个，立式，容积为1.6m3⑥氨气稀释槽氨区设置一个氨气稀释槽，有槽顶淋水和槽侧进水，水槽液位由满溢流管控制。本系统设置1台氨气稀释槽容积2m3⑦稀释风机喷入反应器烟道的氨气为空气稀释后的含5％左右氨气的混合气体。稀释空气采用稀释风机送风。在冬季极端最低气温条件下，脱硝系统入口和出口烟气温度差不大于3℃；所选择的风机满足脱除烟气中NOx最大值的要求，并留有一定的余量。稀释风机每台炉按两台100％容量（一用一备）设置。两台炉共设置4台稀释风机。⑧氨气泄漏检测器液氨储存及供应系统周边设有氨气检测器，以检测氨气的泄漏，并显示大气中氨的浓度。在卸氨站、液氨储罐、混合器前流量控制系统、AIG等处，将布置适当数量的氨泄漏检测器。⑨排放系统在氨制备区设有排放系统，使液氨储存和供应系统的氨排放管路为一个封闭系统，将少量挥发出的氨气经由氨气稀释罐吸收并稀释成含氨废水处理后送至灰浆泵前池，作为冲灰水，排至灰场循环利用。⑩氮气吹扫系统本系统在卸料压缩机、液氨储罐、液氨蒸发器等处，备有氮气吹扫管线。在液氨卸料及检修之前，通过氮气吹扫管线对相应管道进行严格的氮气吹扫，防止氨与系统中残余的空气形成爆炸混合物。现有脱硝系统主要设备参数见表2，技术参数见表3。表2现有3、4号锅炉脱硝系统主要设备参数序号名称规格型号材料单位#3机#4机公用合计备注一氨的制备供应系统1.

卸料压缩机往复式、排气量1m3/min；功率22k台221用1备1.2卸氨鹤管组合件台111.3液氨储罐容积98m316MnDR台221.4液氨供应泵1.5m3/h，扬程：50m；1.5k台221用1备1.5液氨蒸发槽蒸汽加热，蒸发能力38台11132用1备1.6氨气缓冲槽立式φ2000×3000,6m16MnDR台111.7氨气稀释槽立式φ2000×3000,6m台111.8废水池地下，混凝土结构，2×2×2m座111.9废水泵液下泵，50m3/h，0.3MPa，15台2

1用1备1.10事故水池地下，混凝土结构，15×6×4.5m，容积:400m座111.11事故水泵潜水泵，50m3/h，0.5MPa，18.5台111用1.12氮气吹扫系

氮气汇流排不锈钢套11二氨的喷射系统2.1氨气、空气混合器圆筒式；出口流量4800Nm3/h16MnR台2242.2稀释风机离心式，空气量9200Nm3/hr，压升：4500pa组合件台2242用2备电机功率：30kW，电压：380V台2242.3氨喷射格栅组合件吨1313262.4喷嘴喷嘴口径φ8.5mm16M

个9309301860另设备用10个

.5孔板D

80组合件个464692三烟道系统3.1膨胀节非金属套8816四SCR反应器4.1反应器13.5m×13.005m×17.4m碳钢个2244.2催化剂平板式，单层模

布置为7×13m37457451490五催化剂装卸系统5.1反应器内运送推车台225.2电动葫芦提升高度50m，载荷2t套1125

3手动葫芦提

高度5m，载荷2t套22六吹灰系统6.1吹灰器声波吹灰器组合件套202040不含备用层6.2空压机流量:8m3/min，压头:0.8MPa，螺杆空压机，380v，55k台116.

后处理装置冷冻干燥+吸附再生式干燥，处理量10Nm3/min，进气压力0.4～0.8MPa，380V，5.5kW台116.4压缩空气储罐立式φ2000×3000，6m16Mn台112表3现有项目烟气脱销系统主要技术参数序号项目单位参数1型式选择性催化还原（SCR）+低氮燃烧2SCR反应器数量套/炉23入口NOx浓度mg/Nm3--4出口NOx浓度mg/Nm3＜2005氨逃逸率ppm(kg/h)2.286脱硝效率％>707氨消耗量（两台锅炉）kg/h13008年利用小时数h55009年脱除NOx量t15现有脱硫系统现有3、4号机组脱硫装置均采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，其中3号机组脱硫装置配置4层喷淋层，不设GGH、引增合一，“一炉一塔”配置；4号机组脱硫装置配置3层喷淋层，不设GGH、引增合一，“一炉一塔”配置。脱硫设施主要布置在4号机烟囱北侧，部分脱硫设施布置在除灰供水泵房南侧。4号烟囱北侧和4号冷却塔的西侧主要布置脱硫综合楼（包括4号吸收塔、电气配电间、4号循环浆液泵房、4号氧化风机、石灰石磨制制浆系统和石膏脱水系统机等）。3号烟囱北侧布置3号吸收塔系统和烟气系统（包括3号吸收塔、3号循环浆液泵房、3号氧化风机）。现有3号吸收塔浆池直径为16.5m，吸收区直径为16.5m，吸收塔总高度为36.74m；现有4号吸收塔浆池直径为16.5m，吸收区直径为16.5m，吸收塔总高度为31.94m。现有脱硫系统主要设备参数见表4，技术参数见表5。表4现有3、4号锅炉脱硫系统主要设备参数序号名

称规格及技术数据单位数量3号4号公用总计一、烟气系统1.1烟气系统设备1.1.1烟道挡板原烟气

板

单轴双百叶，规格：4.8×6.6×0.4台224净烟气挡板门单轴双百叶，规格：5.6×4.81×0.4；外壳材质，碳钢加不锈钢；叶片材质：不锈钢；密封材质：不锈钢，电动机执行机构电动机功率：1.5KW台224旁路烟气挡板门单轴双百叶，规格：7.76×4.81×0.4；外壳材质：碳钢加不锈钢；叶片材质：不锈钢；密封材质：不锈钢，电动机执行电动机功率：5.5KW台000挡板门

封风机离心式，流量：8144-9188m3台224挡板密封气风机电动机电压为380V，电动机功率为5

kW台224密

风机加热器电压为380V，电功率：220kW台1121.2.2膨胀节原旁路烟道膨胀节4800×5500×300mm个000原旁路烟道膨胀节4800×7790×

00mm个000入口原烟道膨胀节4800×6600×300mm个235吸收塔入口烟道膨胀节13600×

000×500mm个112吸收塔出口烟道膨胀节11000×5000×500mm个112净烟道膨胀节4800×5600×500mm个235二、吸收塔系统2.1吸收塔喷淋空塔，3号塔：Φ16500X36740(H)，正常运行液位10.62m，浆液池容积：2270.82m3；4号塔：φ16500×31940(H)正常液位高度8.02m套112吸收塔喷嘴型式：空心锥形DN100；材质

碳化硅个6084561064喷淋层4层（3号

/3层（4号），DN1000，FRP材质套112氧化空气喷枪枪型，FRP材质，材质FRP，#3机¢219×6，#4机¢121×6个448除雾器材质为阻燃PP、双层屋脊式，残留水份为≤75mg/Nm3；

层

洗喷嘴套112吸收塔搅拌器侧进式，轴：DIN1.4529，叶轮：超级双相不锈钢,叶轮直径1.4m，电动机功率为37kW台448.2.2浆液循环泵A离心式；流量8000m3/h；扬程：18.2m台

12浆液循环泵B离心式；流量8000m3/h；扬程：20.2m台1

2浆液循环泵C离心式；流量8000m3/h；扬程：22.2m台112浆液循环泵D离心式；流量8000m3/h；扬程：24.2m；电动机功率为9台112.3氧化风机（3号机组）罗茨式，型号：BKD-7000，入口流量：8248Nm3/h，出口压力：120kPa，电机功率：355kW台22氧化风机（4号机组）罗茨式，型号：BKW9020，入口流量：3445.8Nm3/h，出口压力：95kPa，功率：160k

，电压

400V台2

2.4事故浆液箱直径Φ11.0m，高度14.103m，有效容积：1130m台11事故浆液箱搅拌器顶进式,叶轮及轴为碳钢+衬胶，电机功率为45kW台112.5事故浆液泵离心式；流量：115m3/h,扬程：35m，台112.6吸收塔地坑地下式；外型尺寸为3m×3m×3m座112吸收塔地坑泵立式泵，流量：50m3/h，扬程：38m，电动机功率为2台112吸收塔区地坑搅拌器顶进式，叶轮及轴为碳钢+衬胶，电机功率为4kW台1122.7石膏排出泵离心泵；流量：74.8m3/h；扬程：45m，台224三、石灰石卸料及制备系统3.1石灰石卸料斗带格栅，上口：3.5×3.5m,高3m台11手动棒插阀600×600台11电动棒插阀600×600台11振动给料机输送量：3

t/h

，电压：380

，2×1.1kW台11除铁器台11斗式提升机30t/h,提升高度35.52m，380V，15kW台11卸料除尘器除尘面积256m2,除尘风量16990m台11卸料除尘器风机功率：55

W，电压：380V台11石灰石仓混凝土+碳钢锥斗,有效容积395m3,仓筒:8.5m×8.5m,斗高：7.8m，总高：16m座

1石灰石仓顶除尘器除尘面积60m2,除尘风量4500-6000m台11石灰石仓顶除尘器风机功率：3W，电压：380V台11电动插板门台22称重式给料机出力0-1

t/h台223.2湿式球磨机进料粒度:0～20mm出力4.2t/h台22湿式球磨机电动机电压为6000V，电动机：200KW

2磨机浆液箱碳钢+内衬，规格：1.8×1.6m防腐面积：14m台2

磨机浆液箱搅拌器顶进式，叶轮/轴为碳钢衬胶,380v，3kw台22磨机浆液循环泵离心泵，42.6m3/h,扬程32m，台44石灰石旋流站进料:28.2m3/h，底流流量：16.8m3/h,底流含固量：56％，溢流流量：台22石灰石浆液分配器台

23.3石灰石浆液箱碳钢+内衬，Φ5×5.5m(高)，有效容积：98m3，防腐面积：台11石灰石浆液箱搅拌器顶进式，叶轮/

为碳钢衬胶；380v，11kw台11石灰石浆液泵离心泵，30m3/h，扬程45m，台11133.4石灰石粉仓Φ8×15.5直筒高9.05m，容积560m3，台11手

棒插阀DN

00台11气动棒插阀DN300台11旋转给料机输送量：15t/h，电压：380V，1.5kW台11螺旋给料机输送量：15t/h，输送距离9米。电压：380V，4kW台11石灰石仓顶除尘器除尘面积5

m2,除尘风量4500m3/h台11石灰石仓顶除尘器风机离心风机,功率：3W，电压：380V台11真空释放阀Φ508个11流化风

罗茨风

处理风量3.3m3/h,风压58.8kPa台22电加热器15KW台11石灰石浆液泵离心泵，62.3m3/h，扬程45m，电动机:30KW台1122#石灰石

液箱碳钢+内衬，Φ5×5.5m(高)，有效容积：102m3，防腐面积：125

2台112#石灰石浆液箱搅拌器顶进式，叶轮/轴为碳钢衬胶；380v，11kw台

12#石灰石浆液泵离心泵，62.3m

/h，

程22m，电动机:30KW台22四、脱水系统4.1石膏旋流站材质：聚胺酯，型号：ZVF4-3gi，进料:77m3/h，底流流量：21.1m3/h，底流含固量：50％，溢流流量：

5.9m3/h套224.2真空皮带脱水机C真空皮带机型号：DU22.0m2/1800，设计处理石膏浆液量：29.7t/h，过滤面积：22mA、B真空皮带脱水机型号：DU8.1m²/900，每台设计处理石膏量：7.1t/h，过滤面积：9m2台2+13真空泵C真空泵:水环式，型号：TVPE2BEC40，流量：5600m3/h，压头：400-600mbar(a)，电动机功率：110kw；A、B真空泵：水环式，型号：2BEA253，流量:3646m3/h，电

机功率：55kW台2+13气液分离器#3机立式，尺寸：Φ1500mm×2700mm碳钢衬胶#4机立式

尺寸：Φ1000mm×2700mm台33滤布滤饼冲洗水箱Φ1.4×1.55m台11滤布滤饼冲洗水泵离心泵，电机功率:380v，7.5kW台334.3溢流箱碳钢+内衬,Φ5×5.5m(高)，有效容积：98m3

1溢流箱搅拌器顶进式，叶轮/轴为碳钢衬胶；380v，9.2k

11溢流泵流量：75m3/h，扬程：38m22溢流泵C离心泵。电机Y225S

4/37KW台

4.

滤液池混凝土池，规格：4.0×4.0×4.0m有效容积：56m3防腐面积：台11滤液箱搅拌器顶进式，叶轮/轴为碳钢衬胶；380v，5.5kw台11滤液泵液下泵，55m3/h，扬程38m台22滤

泵C离心泵。电机Y180L-4/22KW台11废水中和箱碳钢+内衬,Φ2×4.4m(高)，有效容积：12m3，防腐面积：个11废水中和箱搅拌器顶

式，叶轮/轴为碳钢

胶；380v，3kw台11废水输送泵离心泵，电机功率:380v，7.5kW台22碱储罐碳钢+内衬,Φ1.7×2.5m(高)，有效容积：5m3，防腐面积：个1

碱计量泵台22真

皮带脱水机介质悬浮固形物：45～50wt%；设计处理石膏浆液量：12t/h,过滤面积：22m2；电机功率:380v，5.5kW台11真空泵水环式,真空度40-60KPa，额定功率55kw台22气液分离器立式，Φ900m×2270mm碳钢衬胶台22五、公用系统5.1工艺水箱碳钢，5.0×7.0m(高)，有效容积：1台15.2工艺水泵流量:160m3/h，扬程：55台225.3除雾器冲洗水泵流量:157m3/h，扬程:65m，离心泵，电动机功率为45台335

4工业水泵管道泵，扬程：30m，流量：50m3/h，电动机功率为15kW台225.5压缩空气储气罐V=6m3，工作压力0.8MPa，直径1.6m台11六、检修起吊装置6.1脱硫综合楼磨机电动单梁起重机起重量：5t起升高度：9m，起升电机功率：7.5kW，运行电机功率：0.8kW。台1126.24号浆液循环泵房电动单梁起重机起重量：10t起升高度：12m，起升电机功率：13kW,运行电机功率：0.8×2kW台116.34号氧

风机检修电动葫芦起重量：2t起升高度：6

，起升电机

率：3.0kW,运行电机功率：0.4kW台116.4石灰石仓顶检修电动葫芦起重量2t，起升高度：30m，起升电机功率：3.0kW，运行电机功率：0.4kW台116.5卸料间检修电动葫芦起重量

1t，起升高度：18m，起升电机功率：1.5kW，运行电机功率：0.2kW台111真空皮带脱水机检修电动葫芦起重量3t，起升高度：18m，起升电机功率：4.5kW，运行电机功率：0.4kW台116.

3号浆液循环泵房氧化风

电动葫芦起重量：3t起升高度：10m台11真空皮带脱水机C电动葫芦起重量：2t起升高度：18m台11石灰石粉仓顶部电动葫芦起重量：1t起升高度：30m台1

6.7仓库备用检修电动葫芦起重量：2t起升高度：

0m，起升电机功率：1.5kW，运行电机功率：0.2kW台112表5现有脱硫系统技术参数项目名称单位3号机组4号机组1进口烟气温度℃

241242烟囱入口处烟气温度℃～48～483故障烟温℃160℃（20min）或4系统脱硫效率%≥90≥905Ca/S比/1.051.036液气比/9.67.8

7工艺水耗量t/h120.5120.58平均电耗（两台机）kWh/h61902.2.4现有除尘系统现有3、4号机组除尘装置均采用电袋复合除尘器，3号机组为正压浓相气力除灰系统；4号机组为正压浓相气力除灰系统为主，水力除灰辅助（一电场），单台机组除尘器每室设8个灰斗，共设64个灰斗，每台除尘器设16只灰斗。现有除尘系统主要技术参数见下表6。表6除尘器技术参数（单台除尘器）序号项目单位数据1处理烟气量m3/h38807732除尘器综合效率%99.93%3出口含尘浓度mg/Nm3≤204电场/仓室数n1/25设备阻力Pa≤9006入口温度℃<13

7入口粉尘浓度g/m345.9588除尘器本体漏风率%29壳体设计压力Pa-946610外形（单台）m24.5（7+8.75x2）x18.64m静电部分1总流通面积m24×2462电场数个13单电场宽度m18.644电场有效长度m4.555总集尘面积m24x55026阳极板形式480C7阴极形式RSB芒刺线8阴极振打方式卧式水平振打9阳极板振打形式卧式双层水平振打10同极间距mm41011电场风速m/s1

09612比集尘面积m2/m3/s~20.4213驱进速度Cm/s814烟气处理时间s4.54布袋部分1室数个42过滤面积m2/炉6473

3过滤速度m/min1.004滤袋材质PPS+PTFE基布（20%）5滤袋规格φ130（当量直径）×81506滤袋数量个194567滤袋允许连续使用温度℃<1608滤袋允许最高使用温度℃瞬间<1909滤笼规格φ127（当量直径）×810010滤笼数量个675211电磁脉冲阀型式及规格14英寸12喷吹气源压力MPa0.08～0

08513清灰方式旋转喷吹14清灰气耗量Nm3/min~252.2.5本厂环境风险措施主要针对氨站风险事故状态下对脱硝系统采取的事故风险措施。本厂现已建立健全安全、环境管理制度、已完成应急预案，并严格予以执行。对全厂职工进行安全环保的教育和培训，实行上岗证制度，并且严格执行我国有关的劳动安全、环境保护、职业卫生的规范和标准，最低限度地清除事故隐患，一旦发生事故应采取有效措施，降低因事故引起的损失和对环境的污染。本厂定期检查贮罐区贮罐设备，杜绝事故隐患，降低事故发生概率。定期检查和更换输送设备，以保证设备在寿命期限内不发生事故。具体措施如下：1）脱硝系统及储氨罐采取的风险防范措施（1）液氨蒸发系统液氨蒸发由专门的控制系统控制，包括液氨从存储罐传输到蒸发器的过程控制，以及对蒸发器的控制等。液氨蒸发控制系统在蒸发器入口调节阀打开以后自动控制液氨的流量。在蒸发器自动关闭或蒸发器发生异常情况时，蒸发器的入口阀将自动关闭。（2）液氨喷射系统液氨喷射系统的控制包括对喷射液氨流量控制阀和截止阀的控制。系统根据锅炉负荷、烟气温度和SCR反应器入/出口NOx浓度自动调节液氨喷射量。液氨的喷射量是由SCR反应器入/出口NOx浓度和NH3/NOx摩尔比决定的，而摩尔比是根据锅炉负荷确定的。假设出口烟气NOx浓度信号是给定的，可以将液氨的流量向下调整到一个最小值，这个值就作为液氨流量的最小设定值。如果氨的喷射量达到最小设定值时NOx的出口浓度不能达到或超过给定值，系统将对这个设定值进行报警，氨的喷射量将继续调整直到出口NOx浓度达到理想值。液氨喷射控制系统可有效控制NH3/NOx摩尔比，确保液氨使用的最小量，防治多余的氨逃逸或泄漏。（3）液氨喷射系统启动和停止条件在系统刚刚启动时，液氨喷射系统不工作，直到SCR反应器内的入口烟气温度符合SCR操作条件时，液氨喷射系统才处于喷射状态当SCR反应器入口烟气温度低于露点温度或锅炉停炉时，氨的输入会自动停止。（4）液氨泄露监测及报警系统在液氨储存区域设计有液氨泄露监测仪器，在SCR系统运行过程中，液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。同时探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）为了防止液氨储罐破裂而造成环境污染事故，需采取以下措施：①加强安全生产教育，加强操作人员的教育和培训。②烟气脱硝系统在液氨储存及供应系统周边设有氨气检测器，以检测氨气的泄漏，并显示大气中氨的浓度。当检测器测得大气中氨浓度过高时，在机组控制室会发出警报，操作人员采取必要的措施，以防止氨气泄漏的异常情况发生。③电厂液氨储存及供应系统与周围系统作适当隔离；本系统的卸料压缩机、液氨储槽、氨气缓冲槽等都备有氮气吹扫管线，不定时检测液氨储存及供应系统的严密性，防止氨气的泄漏和氨气与空气的混合造成爆炸，在液氨卸料之前通过氮气吹扫管线对以上设备分别进行严格的系统严密性检查，防止氨气泄漏和系统中残余的空气混合造成危险；在非正常情况下，将经由氨气稀释槽吸收成氨水后排放至事故池。3）为尽可能降低液氨泄漏事故的影响，需采取以下措施：①建有1座事故池，400m3②利用氨水溶解性高特点，安装氨逃逸量监测和自动水喷淋装置，当氨意外泄漏进入大气，氨泄漏检测器自动开启水喷淋系统。液氨储罐设高、低液位报警和压力报警，围堰（12m×16m×1.2m）内设置排水沟，冲洗后的氨水经排水沟汇入现有事故池。③氨贮存于阴凉、干燥、通风良好的仓间，液氨贮存场地应放在安全地带，并留有足够消防通道，远离火种、热源，防止阳光直射。氨罐储存配有防火防爆措施，同时配备相应品种和数量的消防器材，氨储罐区备置安全信号指示器和设稀酸喷洒设施。④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，首先切断火灾源，用水保持火场中容器冷却。此外，液氨贮存场地应放在安全地带，并留有足够消防通道。采取上述预防措施后，可以有效控制液氨系统的无组织排放量，防止危险情况的发生。2.3建设内容及规模本项目为现有工程的脱硝系统与脱硫系统改造，除尘系统不做改造，通过脱硫系统协同洗尘效果来达到超低排放要求。本项目建设内容一览表见表7。表7本项目建设内容一览表分类项目名称建设内容备注主体工程脱硝系统改造增加备用层催化剂，增加吹灰器，并对其他系统进行校核。在现有设备上改造，不新增占地脱硫系统改造将3、4号机组均改造成“四层喷淋层+一层托盘”的配置，更换原除雾器为管束式除尘除雾装置。更换喷淋层喷嘴，4号机组浆池扩容到与3号机组一样。更换风机，新增除雾器水泵和搅拌器等设备。辅助工程电气系统改造根据脱硫和脱硝系统的改造对高压系统、低压系统、电气布置及电缆等做相应的改造。在现有设备上改造，不新增占地控制系统改造将新增设备相关控制接入控制系统中，增加DCS机柜，更换低量程高精度CEMS仪表等。在现有设备上改造，不新增占地公用工程给、排水系统——依托企业现有工程供电系统——供热系统——危废暂存间建筑面积180m2石膏库建筑面积342m22.3.1哈三电厂3、4号机组现已配套建设SCR脱硝装置，本项目在充分利用现有脱硝装置的条件下进行提效改造，因现有反应器催化剂为3层，其中催化剂安装了2层，预留了1层，所以本项目采用增加备用层催化剂方式来实现。脱硝系统改造方案的技术参数详见表8。表8脱硝系统改造方案的技术参数项目单位设计值备注设计参数烟气量m3/h2169382标态、湿基、实际O2烟气量m3/h2187410标态、干基、6%O2设计烟气温度℃355烟尘浓度g/m345.98标态、干基、6%O2NOxmg/m3450标态、干基、6%O2SO2mg/m31578标态、干基、6%O2SO3mg/m316标态、干基、6%O2O2%3.76干基H2O

12.2

性能要求NOx排放浓度mg/m350标态、干基、6%O2SCR脱硝效率

88.9NH3逃逸mg/m3≤2.28标态、干基、6%O2SO2/SO3转化率%≤0.35新增层催化剂系统压降Pa≤1000三层催化剂最低连续运行烟温℃3

0最高连续运行烟温℃420年运行小时h5500年利用小时h4500脱硝装置可用率%>98%脱硝装置服务寿命年30噪声dB(A)<85催化剂参数型式平板式基材TiO2活性物质V2O5，MoO3催化剂间距mm~7催化剂单元高度mm746催化剂模块高度mm1712单台机组催化剂体积量m³440新增层每模块催化剂的元件数16催化剂化学寿命

r30000催化剂机械寿命hr80000温度许可范围℃310-420SO2/SO3转化率%≤0.35新增层每层的模块排列7×13每层的模块数个91催化剂通道内流速m/s5.

性能保证必须满足催化剂入口烟气分布以下前提条件烟气流速相对标准偏差+/-15%烟气温度（相对于催化剂设计温度）相对标准偏差+/-10°CNH3/NOx分布相对标准偏差+/-5%必须保证，催化剂表面被飞灰永久性覆盖率不超过5%；烟气必须近似垂直地流入催化剂迎风面（偏离角≤10°）；应通过流场优化尽可能将烟气流速标准偏差控制至+/-15%以内。本项目脱硝系统具体改造如下：（1）还原剂制备系统改造：改造后单台机组氨耗量由321kg/h增加至349kg/h，总氨耗量为698kg/h。原氨储量仍可满足两台机组需求。本项目将对液氨输送泵增加变频，根据氨气用量需求灵活调整液氨输送泵出口压力，以提高系统的可操作性和安全稳定性。（2）喷氨喷射系统改造：对反应器内流场进行校核，对氨喷射系统进行优化调整。（3）催化剂改造：按超低排放初装单层催化剂量作为备用层催化剂添加量，在此基础上上核算整体化学寿命，以提高后续催化剂轮换的简易性，催化剂具体参数见上表4。（4）吹灰器系统改造：备用层吹灰器进行增加，每台机组新增10台声波吹灰器，共计新增20个声波吹灰器。（5）控制系统改造：本次改造不对原控制方式作改变。新增备用层吹灰器的相关控制测点的I/O卡件可接入脱硝控制系统备用卡槽并在DCS中激活这一部份的控制功能。此外，目前SCR出口NOx仪表量程较高，无法满足超低排放测量要求，本次将其更换为低量程高精度CEMS仪表，2台机组共更新4个CEMS仪表。（6）其它系统均利用现有工程，不进行改造。改造后能够保证NOX排放浓度不大于50mg/Nm3排放要求。2.3.2哈三电厂3、4号机组现脱硫系统采用的工艺为石灰石-石膏法，因此，本次烟气脱硫系统改造仍按照石灰石-石膏湿法脱硫工艺进行改造。本次改造采用合金托盘+管束式除尘除雾装置方案，即3号机组拆除最低层喷淋层，拆除位置布置一层合金托盘，原有最高层喷淋层上方增加一层喷淋层，形成“四层喷淋层+一层托盘”的配置。更换原除雾器为管束式除尘除雾装置，通过高效脱硫协同除尘实现超低排放；4号机组拆除最低层喷淋层，拆除位置布置一层合金托盘，原有最高层喷淋层上方增加两层喷淋层，形成“四层喷淋层+一层托盘”的配置。更换原除雾器为管束式除尘除雾装置，通过高效脱硫协同除尘实现超低排放。在吸收塔内，喷淋层下方，布置一层多孔合金托盘，可使塔风烟气分布均匀，并在托盘上方形成湍流，与液滴充分接触，大大提高传质效果，获得很高的脱硫效率。托盘的设置可以提高吸收剂利用率，由于托盘可保持一定高度液膜，增加了烟气在吸收塔中的停留时间，当气体通过时，气液接触，可以起到吸收气体中部分污染成分的作用，从而有效降低液气比，提高了吸收剂的利用率，从而降低了循环浆液泵的流量和功耗。托盘的设置可使吸收塔运行维护方便。在塔内件进行检修时，不需将塔内浆液全部排空，然后在塔内搭建临时检修平台，运行维护人员站在合金托盘上就可对塔内部件进行维护和更换，减少运行时维护的时间。本次改造技术参数见表9，本次脱硫改造工艺设备表见表10，电气部分设备表见表11，控制部分设备表见表12。表9脱硫改造技术参数汇总表（单套FGD）项目单位改造设计3号机组4号机组烟气参数－烟气量（标态、干基、6%O2）m3/h2187410－烟气量（标态、干基、实际O2）m3/h2256613－烟气量（标态、湿基、实际O2）m3/h2340605－FGD工艺设计烟温℃124FGD入口处烟气组成－H2O（标态、湿基、实际O2）vol-%6.99－O2（标态、干基、实际O2）vol-%6.46－N2（标态、干基、实际O2）vol-%80.58－CO2（标态、干基、实际O2）vol-%12.93—SO2（标态、干基、实际O2）vol-%0.01FGD入口处污染物浓度－SO2（标态，干基，6%O2）mg/m31578－SO3（标态，干基，6%O2）mg/m330－HCl（标态，干基，6%O2）mg/m350－HF（标态，干基，6%O2）mg/m325－飞灰（标态，干基，6%O2）mg/m315脱硫工艺参数—脱硫效率%≥96.53—吸收塔出口SO2浓度mg/m335—脱硫系统可用率%95—钙硫比Ca/Smol/m

1.03—除雾器出口烟气携带的水滴含量（标态、干基、6%O2）mg/m3＜20脱硫系统耗量及石膏产量（1台炉）—石灰石耗

t/h6.077.23—石膏产量

10%含水率）t/h18.11—工艺水耗量m3/h120.5120.5吸收塔工艺参数(3、4号塔)—吸收塔型式-合金托盘+管束式除尘塔—流向-逆流逆流—是否设置托盘（旋汇耦合器）

是是-除雾器配置-管束式/管束式管束式/管束式－浆液循环停留时间min.4.04.0－

气流速m/s3.933.93－吸收塔吸收区直径m16.516.5－浆池区直径m16.516.5－浆池容积m32270.822270.82－吸收塔总高度

42.9442.94－喷淋层数/层间距（单塔）m4/24/2－每层

嘴数个200/208200/208—喷嘴型式—双头空心锥型双头空心锥型—浆液循环泵数量（单塔）台44—浆液循环泵流量m3/h3×8000+1×100003×8000+1×10000—浆液循环泵扬程m20.2/22.2/24.2/26.220.2/22.2/24.2/26.2—浆液循环泵电机功率

W800/800/900/1120800/800/900/1120－搅拌器数量台55－搅拌器电机功率kW3737－氧化风机数量台2（1运1备）2（1运1备）－氧化风机型式-罗茨式离心式—氧化风机流量Nm3/h82488248—氧化风机压升kPa120120表10脱硫改造工艺设备表序号设备名称型号及规格单位数量改造方案备注一烟气系统1.1烟气系统设备1.1.1烟道挡板原烟气挡板门单轴双百叶，规格：4.8×6.6×0.台2+2利旧净烟气挡板门单轴双百叶，规格：5.

×4.81×0.4台2+2利旧旁路烟气挡板门单轴双百叶，规格：7.76×4.81×0.4台0已拆除挡板门密封风机流量：8144-9188m3台2+2拆除密封风机加热器电压为380V，电功率：220kW台1+1拆除1

2

2膨胀节原旁路烟道膨胀节个0已拆除原旁路烟道膨胀节个0已拆除入口原

道膨胀节4800

6600×300mm个2+3利旧吸收塔

口烟道膨胀节13600×4000×500mm个1+1利旧/更换3号利旧，4号更换吸收塔出口烟道膨胀节11000×5000×500

m个1+1更换净烟道膨胀节4800×56

0×500

个2+3利旧二吸收塔系统2.1吸收塔合金托盘塔，管束式除尘除雾装置，Φ16500×42940(H)，浆液池容积：2270.82m3座1+1改造吸收塔喷嘴型式：单向双头

心锥；

质：碳化硅个808+808更换喷淋层4层，FRP材质套1+1更换合金托盘2205材质套1+1新增氧化空气喷枪套1+1改造/更换除雾器管束式除尘除雾装置套1+1更换吸收塔搅拌器电动机功率为37kW台5+5新增一台.2.2浆液循环泵A离心式；流量10000m3/h；扬程：26台1+1新增浆液循环泵B离心式；流量8000m3/h；扬程：2

.2m台1+1利旧浆液循环泵C离心式；流量8000m3/h；扬程：22.

m台1+1利旧浆液循环泵D离心式；流量8000m3/h；扬程：24.2m台1+1利旧/新增3号利旧，4号新增2

3氧化风机（3号机组）罗茨式，入口流量：8248Nm3/h，出口压力：120kPa，电机功率：355kW台2利旧氧化风机（4号机组）离心式，入口流量：8248Nm3/h，出口压力：120kPa，电机功率：355kW台2更换2.4事故浆液箱直径Φ11.0m，高度14.103m，有效容积：1130m座1利旧事

浆液箱搅拌器顶进式,叶轮及轴为碳钢+衬胶，电机功率为45kW台1利旧2.

事故浆液泵离心式；流量：115m3/h,扬程：35m，台1利旧2.6吸收塔地坑地下式；外型尺寸为3m×3m×3m座1+1利旧吸收塔地坑泵立式泵，流量：50m3/h，扬程

38m台1+1利旧吸

塔区地坑搅拌器顶进式，叶轮及轴为碳钢+衬胶，电机功率为4kW台1+1利旧2.7石膏排出泵离心泵；流量：74.8m3/h；扬程：45m，台2+2利旧三石灰石卸料及制备系统（利旧）四脱水系统（利旧）五公用系统

.1工艺水箱碳钢，5.0×7.0m(高)，有效容积：1台1利旧5.2工艺水泵流量:160m3/h，扬程：55台2利旧5.3除雾器冲洗水泵流量:157m3/h，扬程:65m，离心泵，电动机功率为45台3+1新增一台5.4工业水泵管道泵，扬程：30m，流量：50m3/h，电动机功率为15kW台2利旧5.5压缩空气储气罐V=6m3，工作

力0.8MPa，直径1.6m台1利旧六检修起吊装置6.1脱硫综合楼磨机电动单梁起重机起重量：5t起升高度：9m，起升电机功率：7.5kW台1利旧6.24号浆液循环泵房电动单

起重机起重量：10t起升高度：

2m，起升电机功率：13kW台1利旧6.

4号氧化风机检修电动葫芦起重量：10t起升高度：12m，起升电机功率：13kW台1更换用于新增循环泵6.4石灰石仓顶检修电动葫芦起重量2t，起升高度：30m，起升电机

率：3.0kW台1利旧

.5卸料间检修

动

芦起重量：1t，起升高度：18m，起升电机功率：1.5kW台1利旧真空皮带脱水机检修电动葫芦起重量3t，起升高度：18m，起升电机

率：4.5kW台1利旧6

63号浆液循环泵房氧化风

电动葫芦起重量：3t起

高度：10m台1利旧真空皮带脱水机C电动葫芦起重量：2t起升高度：18m台1利旧石灰石粉仓顶部电动葫芦起重量：1t起升高度：30m台1利旧6.7仓库备用检修电动葫芦起

量

2t起升高度：30m，起升电机功率：1.5kW台1利旧表11脱硫改造电气部分设备表序号设备名称型号规范单位数量备注16kV高压柜新增EVH11250A,40kA开关台1柜内改造台12动力电缆ZRC-YJV22-6/6kV-3X120米900ZRC-YJV22-6/6kV-3X95米600ZRC-YJV22-0.6/1.0kV1(3*95+1*50)米5003控制电缆ZRC-KVV-0.45/0.751(10*1.5)米900ZRC-KVV-0.45/0.751(2*4)米900ZRC-DJYV

1(3*2*1.5

米20004接地扁钢100x8米1005电缆保护管DN100米1006电

保护管DN25米5007现场按钮盒IP54台68塑壳开关台19防火软堵料SFD-II吨0.0110防火涂料吨0.0111金属软管套612槽钢[10米10表12脱硫改造控制部分设备表序号项目名称规格型号单

数量1分散控制系统IO数量总计：大约131点，，不含15%备用100点1.312FGD出口烟尘仪更换套23FGD出口CEMS更换套24上传数据设备上传网调、集团、环保部门，改造套25FGD出口流量计矩阵式流量计，获得国家相关部门认证证书套26普通压力表块57隔膜压力表块18压力变送器台39电动执行机构与原有型号保持一致套1010热控电缆及其他11热控电缆km3.8

2低压电力电缆km1.413电缆桥架t0.414金属软管m8015金属软管接头套3016不锈钢管m917管接件个118镀锌钢管电缆保护管m9019钢材t0.4520仪表阀门个1521防火堵料t0.322防火涂料t0.1本项目脱硫系统具体改造如下：（1）脱硫区布置改造：3号机组更换的浆液循环泵布置在原来位置，格局不发生变化。对于4号机组，更换的浆液循环泵布置在原来位置，拆除现有两台氧化风机，新增一台浆液循环泵布置在氧化风机拆除位置，更换的氧化风机布置在现有挡板门密封风机及电加热器位置（考虑拆除）。其他设备布置保持不变。（2）SO2吸收系统改造：eq\o\ac(○,1)3号机组：本次改造将最低层喷淋层拆除，拆除位置布置一层合金托盘，材质为2205，托盘同时做为检修平台使用，原最高层喷淋层上方2m处增加一层喷淋层，新增喷淋层对应循环泵流量为10000m3/h，扬程为26.2m，电机功率为1120kW。为防止大颗粒进入循环泵，新增吸收塔循环泵泵入口增设置合金滤网，滤网开孔的面积大于入口管道断面的3.5倍。固定板材质采用C276或1.4529，主材使用2205。本次工作考虑到高效协同除尘作用，同时恢复原有脱硫效率，本次改造考虑将现有喷淋层及喷嘴全部更换，更换后喷淋层覆盖率按不低于300%设计，喷淋层喷嘴采用高效双头空心锥优质喷嘴。为确保质量，喷淋支管和喷嘴模块化制作。其中，下面三层喷淋层对应喷嘴数量为200个/层，最上一层喷淋层对应喷嘴数量为208个/层。新增喷淋层下方设置一层聚气环，采用2205材质。改造后吸收塔配置4层喷淋层，流量为3×8000+1×10000m3/h，扬程分别为20.2/22.2/24.2/26.2m本次改造将原来的两级除雾器更换为管束式除尘除雾装置，按原吸收塔除雾器区域高度2.44m，本次改造考虑增加1m，同时改造冲洗水系统。改造后，3号吸收塔浆池直径为16.5m，吸收区直径为16.5m，吸收塔总高度为36.74+2.2+1+3=42.94m。本次改造后需要对吸收塔本体进行加固，在吸收塔局部地方进行增加圈梁和竖筋的加固。本次改造新增一台搅拌器，功率为37kW，采用高效优质产品，在新增搅拌器附近增加一根氧化喷枪。eq\o\ac(○,2)4号机组：本次改造将最低层喷淋层拆除，拆除位置布置一层合金托盘，材质为2205，托盘同时做为检修平台使用，原最高层喷淋层上方增加两层喷淋层，新增喷淋层对应循环泵流量为8000/10000m3/h，扬程为24.2/26.2m，电机功率为800/1120kW。为防止大颗粒进入循环泵，新增吸收塔循环泵泵入口增设置合金滤网，滤网开孔的面积大于入口管道断面的3.5倍。固定板材质采用C276或1.4529，主材使用2205。本次改造将现有喷淋层及喷嘴全部更换，更换后喷淋层覆盖率按不低于300%设计，喷淋层喷嘴采用高效双头空心锥优质喷嘴。为确保质量，喷淋支管和喷嘴模块化制作。其中，下面三层喷淋层对应喷嘴数量为200个/层，最上一层喷淋层对应喷嘴数量为208个/层。新增喷淋层下方各设置一层聚气环，采用2205材质，共2层。改造后吸收塔配置4层喷淋层，流量为3×8000+1×10000m3/h，扬程分别为20.2/22.2/24.2/26.2m本次改造将对浆池进行扩容，将浆池容积提高至2270.82m3，与3号机组保持一致，需抬高浆池2.6m本次改造将原来的两级除雾器更换为管束式除尘除雾装置，选用高效优质产品，本次改造除雾器区域增加1.5m，同时改造冲洗水系统。改造后，4号吸收塔浆池直径为16.5m，吸收区直径为16.5m，吸收塔总高度为31.94+2.6+4.4+1+3=42.94m。本次改造后需要对吸收塔本体进行加固，在吸收塔局部地方进行增加圈梁和竖筋的加固。本次改造将更换成两台离心式氧化风机，一运一备，设计O/S比按照3来设计，对应氧化风机参数为：入口流量：8248Nm3/h，出口压力：120kPa，电机功率：355kW，相应对氧化风系统进行改造，对氧化喷枪进行更换，采用2205合金材质。本次改造新增一台搅拌器，功率为37kW，采用高效优质产品。除尘除雾装置改造：本次改造将原来的两级屋脊除雾器更换为管束式除尘除雾装置，即在吸收塔上部设置有管束式除尘除雾装置，由导流环、管束筒体、整流环、增速器和分离器组成。本次改造将3号机组除雾区高度增加1m，4号机组除雾区高度增加1.5m。本项目除雾除尘装置示意图及平面图如图1、图2所示。图1管束式除尘除雾装置示意图图2管束式除尘除雾装置平面图管束式除尘除雾装置是利用惯性力+离心力原理除尘除雾的设备，即通过加速器加速后气流高速旋转向上运动，气流中细小雾滴、尘颗粒在离心力作用下与气体分离，向筒体表明运动实现液滴脱除，离心力越大，气液分离效率越高，对雾滴的捕集效率也越高。其工作原理是利用凝聚、捕悉和湮灭的原理，在烟气高速湍流、剧烈混合、旋转运动的过程中，将烟气中携带的雾滴和粉尘颗粒脱除。凝聚是指烟气中夹杂的细小的液体颗粒相互之间碰撞而凝聚成较大的颗粒后沉降下来;捕悉是指细小的液体颗粒跟随气体与湍流器中的持液层充分接触后，被液体捕悉实现分离;湮灭是指细小的液体颗粒与被抛洒至湍流器的表面时，形成附着液膜从而在烟气中脱离出来;这三种运动过程同时将夹杂在液滴其中的尘除去。管束式除尘除雾装置即是一种具有凝聚、捕悉、湮灭作用的装置。首先，流经除尘、除雾器的气流高速湍动，促进烟气中大量细小雾滴与尘颗粒的互相碰撞，凝聚为较大颗粒;其次，导流叶片形成的高速气流，形成极高的切向速度，将液滴、细尘高速甩脱向壁面，与壁面的液膜接触后被截留，实现捕悉分离;最后，高速旋转的壁面液膜可保证同向运动的雾滴接触后湮灭，不产生二次雾滴;为保证除尘效果，依据项目条件装置内设置了多级导流叶片，延长了气体停留时间，提高了除尘器对尘颗粒的分离效果。管束式除尘除雾装置，应用于湿法脱硫塔饱和净烟气携带的雾滴和尘的脱除净化。在吸收塔入口烟尘排放值不大于40mg/Nm³，使吸收塔出口尘排放值不大于10mg/Nm³，雾滴排放值不大于20mg/Nm³。受电网用电负荷和地区用电负荷变化大的制约，多数发电厂锅炉实际运行负荷变化是很大的，除尘、除雾装置往往以满负荷烟气流量作为最佳工况进行设计，可是当锅炉处在低负荷状态运行时，由于通过除雾器的烟气流速过低，达不到除尘、除雾装置正常工作的流速低限，而造成除尘、除雾效率低下。因此改造中设计了气流速度调节装置，在低负荷时，关闭部分烟气流速调节挡板，提高调节通过管束除尘、除雾装置的烟气流速，使之达到或接近满负荷时的烟气流速，保证对含尘液滴的捕集效率。（4）烟气系统改造：目前3、4号机组已对旁路挡板门进行封堵，考虑到下一阶段的取消旁路工作，本次工作对旁路挡板门及旁路烟道进行拆除，将旁路挡板处的烟道拆除，原烟道与净烟道留出一段0.5m以上的物理隔离空间，并将拆除后的两端用6-8mm厚的钢板封闭，并用加固肋对钢板进行加强，外表面进行保温处理，净烟道侧内表面进行玻璃鳞片防腐。同时考虑对4号风机房内挡板门密封风机和电加热器进行拆除，拆除位置用于位置更换移位后的氧化风机。4号机组由于浆池区抬高，入口烟道需要相应抬高改造，将对入口烟道重新制作，更换入口段烟道及内部合金板（C276），同时对事故喷淋系统进行调整，更换相应管道。改造后3、4号吸收塔出口净烟道及其支架需要进行抬高改造。（5）工艺水系统改造：本次改造将更换为管束式除雾除尘装置，因超低排放对设备可靠性要求较高，本次改造增加一台同型号的除雾器冲洗水泵，流量157m3/h，扬程65m（6）电气系统改造：eq\o\ac(○,1)高压系统改造：3号机组脱硫6kV段30BBJ10柜柜内一次设备进行改造，将真空F-C回路更换为真空断路器抽出式开关柜。4号机组6kV段新增一台6kV高压开关柜，作为新增设备配电柜，新增开关柜柜型与原有真空断路器开关柜一致，真空开关选用EVH11250A,40kA。4号机组原2台400V功率160kW氧化风机更换成2台6kV功率355kW设备。电厂原4号机组共设置2台湿磨机配电柜，本次改造需将1号湿磨机配电回路移至3号机组备用回路供电，2号湿磨机配电回路不变，将腾出来1号湿磨机配电回路改为新增的1号氧化风机配电回路。将新增2号氧化风机配电回路利用4号机组6kV段现有备用开关柜。eq\o\ac(○,2)低压系统改造：3号机组吸收塔新增一台37kW搅拌器，新增的搅拌器电机电源利用3号机组MCCI段04配电柜第四个备用回路配电。4号机组吸收塔新增一台37kW搅拌器，取消2台400V、160kW氧化风机设备负荷。新增的除雾器冲洗水泵根据过程要求，需引自脱硫系统保安段，利用3号机组MCCI段40BMA04配电柜A2备用回路配电。公用新增一台45kW的除雾器冲洗水泵。新增的除雾器冲洗水泵根据过程要求，需引自脱硫系统保安段，利用3号机组MCCI段30BMA04配电柜A2备用回路配电。本次改造由于涉及到取消旁路，需要取消两台机组挡板门密封风机、FGD入口挡板门电动执行机构、FGD出口挡板门电动执行机构、旁路挡板门电动执行机构、挡板门密封风机加热器，原有配电回路备用。eq\o\ac(○,3)电气布置改造：新增6kV设备配电柜与现有4#机母线连接，高压柜布置位置不变，布置在原有配电室内。新增就地配电柜或就近布置负荷集中同时便于检修位置。新增设备就地控制箱或按钮盒就近布置在工艺设备附近。eq\o\ac(○,4)电缆和电缆构筑物改造：3号机组6kV更换的循环泵电机将动力电缆更换为ZRC-YJV22-6/103×120型；4号机组6kV新增加得循环泵D动力电缆选用为ZRC-YJV22-6/103×120型，新增的氧化风机电缆选用ZRC-YJV22-6/103×95型。本期低压动力电缆采用ZRC-YJV22-0.6/1kV型，控制电缆采用ZRC-KVVP2/22-0.45/-0.75kV型，计算机电缆采用ZRC-DJVVP2/22-0.3/0.5kV型。电缆敷设完成后，所有的孔洞均使用防火堵料进行封堵。（7）控制系统改造：增加一面DCS机柜。新增DCS柜布置在原电子设备间空余的位子上，新增的DCS柜从原脱硫DCS电源网络柜分配柜的备用接口接入电源和数据网络，新增的仪表和电动执行机构的电源全部接入到原脱硫电源柜中，不新增热工电源柜。本次改造脱硫烟气出口CEMS更换为高精度低量程CEMS（SO2、NOx、O2分析仪、湿度仪），每个烟道设置一套CEMS，共4套（每台机组2套）。本次改造重新选择流量测点，并将现有净烟气流量计改造成矩阵式流量计，每个烟道设置一套矩阵式流量计，共2套（1个机组1套）。本次改造将烟尘仪更换为高精度低量程的烟尘仪，每个烟道设置一套烟尘仪，每个机组1台，共2台，并相应设备移位的电缆、仪表管路等进行更换，将不能正常工作的数据上传设备进行更换。（8）其他系统均利用现有工程，不进行改造。改造后能够始终保证SO2排放浓度不大于35mg/Nm3排放要求，以及通过协同除尘使得烟尘排放浓度满足不大于10mg/Nm3的要求。2.4投资规模本项目总投资8116万元。2.5劳动定员及工作制度本项目运营后，工作人员由厂内调配，无新增工作人员。2.6工程建设进度本项目计划于2016年7月3号机组投产，2016年11月4号机组投产。2.7公用工程2.7.1给排水系统（1）给水生活用水：本项目运营后，无新增工作人员。无新增生活用水。生产用水：本项目为改造项目，无新增用水。（2）排水本项目为改造项目，运营期无新增生产废水产生；工作人员由厂内调配，无新增生活污水。2.7.2供电系统本项目供电由厂区内供电系统供给。2.7.3供热本项目无需供热。与本项目有关的原有污染情况及主要环境问题1现有工程主要设备及环保设施概况华电能源哈尔滨第三发电厂现有工程主要设备及环保设施情况见表13。表13现有工程主要设备及环保设施概况表项目单位机组编号1#2#3#4#出力及开始运行时间出力M

1×2001×2001×

001×600运行时间年1986198719961

99锅炉种类/固态排渣煤粉炉蒸发量t/h1×6701×6701×20081×2008汽轮机种类/超高压中间再热冷凝式机组超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽冷凝式机组出力

W1×2001×2001×6

01×600发电机种类/氢冷发电机容量MW1×2001×2001×6001×6

0烟气治理设备脱硫装置种类/石灰石-湿法脱硫效率%93.593.490%90%脱硝装置种类/LNB+SNCRLNB+SNCRLNB+SCRLNB+SCR脱硝效率%70707070除尘装置种类/电袋除尘器电袋除尘器除尘效率%99.9599.9599.9399.93烟囱型式/钢筋混凝土烟囱高度、出口直径mm1806.02108.02108.0冷却水方式采用二次循环冷却方式排水处理方式种类酸碱废水输煤系统废水脱硫废水其它工业废水及生活污水冲灰水处理方式中和后回用沉淀处理后回用脱硫废水处理系统处理后回用进污水处理场处理后回用回收灰渣处理方式种类干、湿灰处理方式干灰通过灰斗收集，进入中转灰库，通过气力输送管线直接外送至水泥厂综合利用；湿灰利用冲灰水水力除灰输送至贮灰场储存。种类干渣处理方式干渣用罐车外送至砌块厂综合利用。灰渣综合利用种类生产水泥、建材、筑坝2010至2015年间，对4台机组进行了脱硝、脱硫及除尘改造，并通过了环保竣工验收。详情见下表14。表14环保设施改造情况一览表序号环保设施改造情况项目进度相关批复14号机组脱硫及电除尘改造已完成黑环验【2011】18号23号机组脱硫及电除尘改造已完成黑环验【2012】74号32号机组脱硝改造已完成黑环验【2014】171号41、2号机组脱硫改造已完成黑环验【2014】193号51号机组脱硝改造已完成黑环验【2015】45号64号机组脱硝改造已完成黑环验【2015】105号73号机组电除尘器改造已完成黑环验【2015】174号83号机组脱硝改造已完成黑环验【2015】175号94号机组电除尘器改造已完成黑环验【2016】15号2现有工程燃料、水源情况2.1燃料情况现有工程燃煤由龙煤集团及省内其它煤矿公司供给，3、4号锅炉燃煤量为4022927t/a。燃煤通过哈尔滨第三发电厂铁路专用线运进厂区。煤质分析见表15。表15现有工程煤质分析表项目符号单位数值收到基灰分Aar%14.97干燥无灰基挥发分Vdaf%41.33全水分Mar%26.50空干基水分Mad%8.82收到基硫份Sar%0.27低位发热量Qnet,arMJ/Kg158002.2水源、取排水方式及用水量2.2.1水源华电能源哈尔滨第三发电厂冷却水水源为松花江水，取水口位于呼兰河口下游腰堡抽水站附近。2.2.2供水系统哈尔滨第三发电厂冷却水供水水源主要为松花江水，采用以自然通风冷却塔为冷却设备的单元制循环供水系统。现有工程全厂总用水量及回用水量见表16。表16现有工程2013年用水量及回用水量表（全厂）序号名称用水量(m3/h

回收水量(m3/h)耗水量(m3/h)备注1工业补充水244302443江水2冷却塔蒸发风吹水损1782017823循环水系统排污水量47047004水力除灰用水是蒸发5除灰渣系统补水000不补新鲜水，用回收废水6输煤系统冲洗水

31037锅炉补给水处理用水15050100回收供除灰系统用水8热网补给水40040夏季补给9主厂房杂用水422回收供除灰系统用水10生活用水503020地下水11生产纯净水用量1001012回收废水1740回收供除灰系统用水13全厂循环用水量总计10600014总消耗水量2493江岸来水和深井水合计2.2.3排水系统华电能源哈尔滨第三发电厂现有排水管网为工业废水、生活污水、雨水（部分）合流制管网。全厂生产、生活排水排至现有污水处理站。酸碱废水经中和池中和、脱硫废水经脱硫废水处理系统、输煤冲洗水经沉淀池处理后全部回用于除尘冲灰系统；其它生产废水直接排至污水处理场，经污水处理场处理后全部回用于除尘冲灰系统，不外排。输送至灰场的灰水，经灰场沉淀、澄清后，回收重复利用。现有污水处理站处理能力为800t/h，采用沉淀、混凝、气浮为主要处理方式，处理后的水质SS<150mg/L，用废水回收泵（共4台240吨/小时的泵）将处理后的废水送往冲灰渣系统，实现废水零排放。现有污水处理站污水处理工艺流程如下：厂区总排水污水池污水泵沉淀池（1#可做为调节池）管道混合器（加药：消毒剂，凝聚剂）反应池气浮池清水池回用水管路送往冲灰渣系统。2.3灰渣处置方式干灰：通过灰斗收集，进入中转灰库（对干灰按粒径分选，库容8000m3。平均周转周期为24h，机组年运营5500h。），然后分别进入细灰库（库容3000m3）和粗灰库（库容3000m3），细湿灰：锅炉湿灰由灰渣泵随冲灰水水力输送至灰场。设有三条φ426×10冲灰管，其中二条运行，一条备用。干渣：干渣用罐车外送至砌块厂综合利用。现有灰场情况：现有一期灰场已经全部填满，电厂目前正在使用二期灰场，二期灰场总贮灰容量为1000×104m3，目前还有8003主要污染物排放情况3.1废气华电能源哈尔滨第三发电厂现有工程环境空气主要污染源为燃煤锅炉烟囱，主要污染物为烟尘、SO2和NOx。另外，还有现有工程燃煤输送、贮煤场和贮灰场产生的二次扬尘。3.1.1现有1、2号锅炉废气排放情况根据《黑龙江省环境保护厅华电能源股份有限公司哈尔滨第三发电厂一期2×200MW机组脱硫改造项目环境保护验收意见的函》（黑环验【2014】193号）、《黑龙江省环境保护厅关于华电能源股份有限公司哈尔滨第三发电厂1号机组脱硝改造项目环境保护验收意见的函》（黑环验【2015】45号）验收数据及电厂实际运行的相关数据，现有1、2号锅炉废气排放情况如下：（1）烟尘现有工程1、2号锅炉烟气均采用电袋除尘器处理，除尘效率分别为99.95%、99.95%，1、2号锅炉烟气经一座180m/6.0m烟囱排放。根据验收数据可知，1号锅炉烟尘最大浓度为26.9mg/Nm3，2号锅炉烟尘最大浓度为20.9mg/Nm3，烟尘排放浓度满足2014年7月1日执行的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）标准规定30mg/Nm（2）二氧化硫现有工程1、2号锅炉烟气均采用“石灰石-湿法”脱硫处理措施，脱硫效率分别为93.5%和93.4%，1、2号锅炉烟气经一座180m/6.0m烟囱排放。根据验收数据可知，1号锅炉二氧化硫最大浓度为24mg/Nm3，2号锅炉二氧化硫最大浓度为30mg/Nm3，可满足2014年7月1日执行的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）标准规定200mg/Nm（3）氮氧化物现有工程1、2号锅炉采用LNB+SNCR脱硝措施，脱硝效率均为70%，1、2号锅炉烟气经一座180m/6.0m烟囱排放。根据验收数据可知，1号锅炉氮氧化物最大浓度为163mg/Nm3，2号锅炉氮氧化物最大浓度为177mg/Nm3，可满足2014年7月1日执行的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）标准规定200mg/Nm3.1.2现有3、4号锅炉废气排放情况根据电厂2015年10月至2016年3月对3、4号机组的烟气排放连续监测日均值月报表，现有3、4号锅炉废气排放情况如下：（1）烟尘现