丰源热电热电联产项目环境影响报告书环评报告书

江苏丰源热电有限公司热电联产项目环境影响报告书江苏丰源热电有限公司热电联产项目环境影响报告书灰场概况本期2×25MW+2×50MW工程灰渣量（含石膏）设计煤种为28.1万t/a，校核煤种32.37万t/a。根据热电联产项目规定，本工程的灰渣按综合利用考虑，做到日产日清。厂区内不设置事故备用周转灰场，租用盐城发电有限公司灰场作为备用灰场。盐城发电有限公司龙庙灰场为该公司事故备用灰场，南临绕城高速，北靠龙庙，西侧为通榆河，灰场距离通榆河约1100m，南北长约280m，东西宽约320m，占地约8.7hm2，地坪高程为1.30m，该地块目前为高速公路建设取土区。按照设计堆灰高度6.00m计，该灰场库容约44.4万m3，目前基本未被占用。盐城电厂（4×135MW级＋2×300MW）机组产灰渣量（含石膏）为70万t/a，本项目灰渣量（含石膏）设计煤种为28.1万t/a，校核煤种32.37万t/a，龙庙灰场库容可满足盐城发电厂及本项目堆灰（含脱硫石膏）约4个月。龙庙灰场中石膏与灰渣通过子坝分区分开堆放。本项目至龙庙灰场运输路线为：S332—疏港公路—南翔西路—G15（沿海高速）—S18（盐徐高速）—S29（盐靖高速）—绕城高速，全城约100公里，历时约1小时20分钟，详见图3.2-1。龙庙灰场是目前距离本项目较近，基础设施较为完善，交通便利且库容相对较大的事故灰场，因此本项目租赁盐城发电有限公司龙庙灰场是可行的。3.3平面布置一、主厂房布置的具体要求及特点根据业主的要求，结合场地条件对总平面布置提出如下主要设计原则：1)利用工艺设计模块，组合优化厂区总平面；2)本期工程容量为2×25MW+2×50MW，并考虑为二期及三期工程尽可能多的预留建设场地；3)充分利用地形、地质条件，尽可能使主厂房等主要建构筑物位于地质条件较好区域，减少土方及地基处理工程量；4)合理选择竖向布置方式，避免高挖深填，主要厂内外设施标高衔接适当；5)功能分区合理，工艺流程顺畅；6)厂区生产辅助建筑尽可能集中、合并布置，管线主要采用管架敷设，合理有效地使用土地，紧凑布置，节约用地。二、主厂房各车间设备布置及主要尺寸（1）汽机房汽机房跨距24m，长度305.5m，共41个柱距，2台25MW机组柱距为7m，6台50MW机组柱距为8m，每2台机组之间设置1.5米的伸缩缝，运转层标高9.00m，轨顶标高18.50m。2台CB25布置：汽轮发电机组为小岛式双层纵向布置，运转层布置2台汽轮发电机组，机头同向朝汽机房固定端，汽轮发电机中心线距A排柱轴线距离9.50m；底层布置有交流启动油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、冷油器及分别用于空冷器和冷油器的冷却水进水滤水器；零米层和运转层之间设有标高为4.5m的加热器平台，加热器平台布置有两台高压加热器，一台汽封加热器，和汽轮发电机组油箱。2台CB50布置：汽轮发电机组为小岛式双层纵向布置，运转层布置2台汽轮发电机组，机头同向朝汽机房固定端，汽轮发电机中心线距A排柱轴线距离9.50m；底层布置有交流启动油泵、交流润滑油泵、直流润滑油泵、顶轴油泵、冷油器及分别用于空冷器和冷油器的冷却水进水滤水器；零米层和运转层之间设有标高为4.5m的加热器平台，加热器平台布置有两台高压加热器，一台汽封加热器，和汽轮发电机组油箱。2台汽动给水泵组布置在B列侧4.5m高处，汽动给水泵润滑油站布置在汽动给水泵旁边的0.00米层。2台电动给水泵布置在2台25MW机组的汽动给水泵油站旁。2台机组设置4个检修场地和2台25/5t的双梁桥式起重机，满足机组的检修要求。（2）除氧间除氧间跨度9米，共4层，底层为配电室，4.5m层为管道夹层及电缆夹层，9m为运转层，运转层布置机、炉、电控制室和电子设备间及主蒸汽、主给水管道的操作阀门等；19.50m为除氧层，布置有除氧器、生水加热器、连续排污扩容器。（3）煤仓间煤仓间跨距13.5m，柱距7m和8m，共20个柱距。2号炉和3号炉之间设一条1.5m的伸缩缝。煤仓间全长147.5m，输煤皮带层标高为28.5m，8个原煤斗各占用1个柱距共8个柱距，固定端上煤。煤仓间布置情况：0.0m层：布置8台单进单出钢球磨煤机及其润滑油站以及8台排粉风机。9.0m：运行层，与磨煤机对应布置8台给煤机。在9.0m至28.5m之间对应布置8个原煤斗及8个煤粉仓。19.5m：煤粉仓底部每台炉分别布置8台和12台给粉机。28.5m：输煤皮带层，布置两台输煤皮带及暖通除尘装置。35.5m：布置四炉共用的输粉机一台，长度125m，双头驱动。42.0m：屋面层，布置8台粗粉分离器和8台细粉分离器。汽机间和锅炉间在底层和运转层设有联系通道。（4）锅炉房锅炉构架为钢结构，岛式露天布置。每2台520t/h炉中心距离40m；2台280t/h炉中心距离28m；2号炉和3号炉中心间距39.5m。运行层标高9.0m，炉顶设防雨罩。炉前距离为6.0m，0m设有一条运行维护通道，在上部设置炉前低封，两侧不封闭以利用采光通风。锅炉房0米炉膛下部K2-K3间设有捞渣机，锅炉烟道两侧零米层布置2台送风机，炉后烟道在除尘器后布置2台引风机，烟道支架上部为脱硝区域。锅炉房靠四炉中间的区域布置了化水取样及加药间，旁边设置煤水澄清池。2台280t/h及2台520t/h锅炉中间位置布置电梯、钢带输渣机和渣仓。按工艺流程锅炉尾部依次布置脱硝装置、布袋除尘器、脱硫装置和烟囱。除尘器之间布置除尘器电气控制楼，除尘器电气设备间布置在下层，控制室布置于上层。4台锅炉合用1座烟囱。在锅炉与布袋除尘器之间设有宽度为4米的消防通道。平面布置图详见图3.3-1。3.4主要经济技术指标本期工程建成后热电厂主要经济技术指标见表3.4-1。

表3.4-1热电厂热经济指标表（按平均热负荷计算）序号项目单位指标1发电年均标煤耗g/kW.h150.492综合厂用电率%20.243供单位热量耗厂用电率kW.h/GJ6.424供热厂用电率%15.735发电厂用电率%4.516供电年均标煤耗g/kW.h157.597供热年均标煤耗kg/GJ39.658汽机年供热量GJ/a2.57E+079年发电量kW.h1.05E+0910年供电量kW.h8.37E+0811发电设备利用小时数h700012供热设备利用小时数h800013全年标煤耗量t/a115366514年均全厂热效率%8515年均热电比%854由计算的全厂技术经济指标可见，年平均全厂热效率为85％；年平均热电比为854％。分别满足《热电联产项目可行性研究技术规定》规定的年平均全厂热效率大于45％；年平均全厂热电比大于50％的要求。3.5机组选型及设备概况根据国家发改委2004年底发布的《能源中长期发展规划纲要》与《节能中长期专项规划》，建设高效的热电厂，不仅可以解决规划区域内的企业用汽，同时也有利于环境保护。根据已确定的热负荷可知，本期工程常年平均热负荷约945吨/时，最大热负荷约985吨/时，均为常年工业负荷，采暖期、制冷期内负荷平衡，且波动均较小，考虑以上因素，结合背压机组热效率高的因素，蒸汽轮机的选型优先考虑抽背机方案。根据本工程实际情况，锅炉可供选择的方案有煤粉炉和循环流化床锅炉。采用循环流化床锅炉，煤质适应能力强，低负荷稳燃效果好，且目前可仅采用炉内脱硫方式进行脱硫；但燃烧效率较低，磨损严重，运行情况不够稳定。同时，按即将颁布的新环保排放规定，循环流化床锅炉仅用炉内脱硫方式效率将不能满足环保需求。采用煤粉炉，需采用尾部烟气脱硫方式进行脱硫，系统增加、造价增高；但燃烧效率高，运行稳定。鉴于本工程燃煤煤质较好且来源稳定，加之考虑脱硫环保要求，因此锅炉选择煤粉炉。结合所需热负荷品质及数量，一期工程考虑建设2×25MW高温高压抽背式汽轮机配2台280吨/时高温高压煤粉炉以及2×50MW高温高压抽背式汽轮机配2台520吨/时高温高压煤粉炉。锅炉及配套机组具体型号及参数详见表3.5-1至表3.5-6：表3.5-1280吨/时煤粉炉参数表编号项目单位数据1最大连续蒸发量（B-MCR工况）t/h2942过热器出口压力MPa（g）9.813过热器出口蒸汽温度℃5404省煤器进口给水温度℃2205锅炉效率（以低位发热值为基准）%91.36汽包工作压力MPa（g）11.54表3.5-2520吨/时煤粉炉参数表编号项目单位数据1最大连续蒸发量（B-MCR工况）t/h5462过热器出口压力MPa（g）9.813过热器出口蒸汽温度℃5404省煤器进口给水温度℃2205锅炉效率（以低位发热值为基准）%91.56汽包工作压力MPa（g）11.84表3.5-325MW抽背式汽轮机参数表序号项目单位参数备注1汽机型号/CB25-8.83/4.5/0.9812功率MW253主蒸汽压力MPa8.834主蒸汽温度5355汽机最大进汽量t/h2896抽汽压力MPa4.57抽汽温度℃4508额定抽汽量t/h60可调9最大抽汽量t/h12010排汽压力MPa0.98111排汽温度℃31512额定排汽量t/h12013最大排汽量t/h20814回热级数/2高加+1除氧15给水温度℃220

表3.5-450MW抽背式汽轮机参数表序号项目单位参数备注1汽机型号/CB50-8.83/（4.5）/1.6/0.9812功率MW503主蒸汽压力MPa8.834主蒸汽温度5355汽机最大进汽量t/h5506一段抽汽压力MPa4.5非调7一段抽汽温度℃4638一段额定抽汽量t/h709二段抽汽压力MPa1.6可调10二段抽汽温度℃32511二段额定抽汽量t/h11012二段最大抽汽量t/h15013排汽压力MPa0.98114排汽温度℃28715额定排汽量t/h12016最大排汽量t/h31517回热级数/2高加+1除氧18给水温度℃220表3.5-530MW发电机组参数表序号项目单位数值1型式/QF-30-22额定功率MW303额定电压kV10.54额定转速r/min30005功率因素/0.86噪音（距外壳1米处）dBA≤857冷却方式/空冷8励磁方式/自并励静止励磁

表3.5-660MW发电机组参数表序号项目单位数值1型式/QF-60-22额定功率MW603额定电压kV10.54额定转速r/min30005功率因素/0.86噪音（距外壳1米处）dBA≤857冷却方式/空冷8励磁方式/自并励静止励磁（4）供热方案本项目新建2×25MW高温高压抽背式汽轮机配2台280吨/时高温高压煤粉炉以及2×50MW高温高压抽背式汽轮机配2台520吨/时高温高压煤粉炉对周边企业进行集中供热，并配套建设集中供热热网（供热热网另行环评，不在本次评价范围内）。3.6主要生产设备及环保设施本期工程主要生产设备及环保设施情况具体见表3.6-1。表3.6-1主要生产设备及环保设施情况项目单位新建工程锅炉种类

高温高压煤粉炉蒸发量t/h2×280；2×520汽机种类

2×CB25-8.83/4.5/（2.6）/0.981；2×CB50-8.83/（4.5）/（2.6）/1.6/0.981出力MW25；50发电机种类

-容量MW30；60烟气治理设备烟气脱硫装置种类

石灰石-石膏脱硫工艺脱除率%95烟气除尘装置种类

布袋除尘器效率%总效率99.9烟囱型式

单管直筒高度m180出口内径m6.5烟气脱硝装置种类

采用选择性催化还原法（SCR）脱除率%80效果mg/Nm3<100冷却方式种类

循环冷却排水处理方式种类

工业杂用水排水、锅炉排污水、循环冷却水排水等方式

生产废水全部回用，仅生活污水接入江苏海华环保工程有限公司进行预处理，再经石化园区污水处理厂深度处理后达标排放。灰渣处理方式种类

灰渣分除，气力除灰、机械排渣，脱硫工艺石膏，石膏、灰、渣全部综合利用，处理量万t/a灰渣量（含石膏）：设计煤种为28.1万t/a，校核煤种32.37万t/a灰渣综合利用设备种类

直接外售综合利用3.7工艺流程3.7.1电厂工艺流程热电厂的主要原料是煤和水，产品是电能和蒸汽。热电厂燃煤由船运送到大丰港码头，经车辆运至厂区内贮煤场存放，燃煤经碎煤后进入主厂房燃料间的炉前煤仓，由煤仓进入炉前称重给煤机，输送至落煤管，经螺旋给煤机送入炉膛燃烧，将锅炉内处理过的给水加热成高温、高压蒸汽，蒸汽在汽轮机中做功，带动发电机发电，电能由线路送给用户，同时汽轮机排汽及部分锅炉供汽供热用户使用。煤在锅炉中燃烧所产生的飞灰随烟气进入布袋除尘器，绝大部分飞灰被除尘器捕集下来；烟气经脱硝、脱硫后去除大量的二氧化硫及氮氧化物，剩余少量飞灰、二氧化硫及氮氧化物等气态污染物随烟气经引风机由高烟囱排入大气。锅炉内燃烧生成的渣以及布袋除尘器捕集下来的灰，分别进入除渣系统和干式除灰系统。除尘器捕集下的干灰直接用汽车运往综合利用企业，锅炉排出的渣由自卸汽车运出供综合使用。烟气脱硫产生的固体废弃物，可用汽车直接运往综合利用企业。电厂在生产过程中需要大量的水，其中有：冷却塔二次循环冷却水系统补给水、工业用水、锅炉补给水，除渣系统用水，输煤系统用水，生活用水等。厂区排水实行雨污分流、清污分流，生产、生活、雨排水分别进入相对应的管网系统。主要工艺流程见图3.7-1。图3.7-1拟建工程工艺流程及主要产污环节示意图3.7.2脱硫系统工艺流程本项目拟采用石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺(FGD)。该工艺主要包括以下几个系统：石灰石浆液制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、排放系统、石膏脱水系统、工艺水系统、脱硫废水处理系统、压缩空气系统等。其中石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统、工艺水及设备冷却水系统、压缩空气系统、脱硫废水处理系统等系统按2台炉共用设计。1）烟气系统每台锅炉设置一套烟气系统。未脱硫的烟气进入脱硫吸收塔，烟气经脱硫后，吸收塔出口烟气进入烟囱排放。2）SO2吸收系统本项目设计阶段吸收塔采用先进可靠的喷淋空塔。在吸收塔内，烟气与石灰石－石膏浆液逆流接触，被冷却到绝热饱和温度，烟气中的SO2和SO3与浆液中的石灰石反应，形成亚硫酸钙和硫酸钙，亚硫酸钙在吸收塔浆池罐中被氧化空气氧化成硫酸钙，过饱和溶液结晶生成石膏(CaSO4•2H2O)。氧化和结晶主要发生在吸收塔浆池中。吸收塔浆液池的尺寸保证能提供足够的浆液停留时间完成亚硫酸钙的氧化和石膏(CaSO4•2H2O)的结晶。吸收塔浆池上设置侧进式搅拌器使浆液罐中的固体颗粒保持悬浮状态。吸收塔再循环系统包括浆液循环泵、管道系统、喷淋组件及喷嘴。每台吸收塔根据喷淋层数配相应台数的浆液循环泵。运行的浆液循环泵数量根据锅炉负荷的变化和对吸收浆液流量的要求来确定，以达到要求的吸收效率。吸收塔设两级除雾器，布置于吸收塔顶部最后一层喷淋组件的上部。烟气穿过再循环浆液喷淋层后，再连续流经两层除雾器除去所含浆液雾滴。除雾器设有清洗系统间断运行，采用自动控制。每套FGD装置各设2台氧化风机，1用1备。每台吸收塔配2台石膏排浆泵，将浆液送至石膏脱水系统。3）石灰石浆液制备及供应系统石灰石浆液制备系统两台炉共用，石灰石浆液供应系统为每台炉设一套。本工程脱硫用吸收剂采用厂内湿磨制浆的方案。从厂外采购粒径不大于20mm的石灰石块，用斗式提升机输送至石灰石贮仓后湿磨制浆，石灰石浆液由石灰石供浆泵送至吸收塔。共设有1个石灰石贮仓，其有效容积按2套FGD装置在燃用脱硫设计煤种BMCR工况下不小于3天（每天以20小时计算）所需石灰石量。石灰石贮仓上配有用来确定容积的连续料位计和高低料位报警装置的料位计，同时也能用于远方指示。贮仓有2个出料口，各装有1个手动关断阀和1台皮带称重给料机。2台炉FGD装置共配置1个石灰石浆液箱，浆液箱内设搅拌器，其有效容积为两台炉在BMCR工况下运行6小时的石灰石浆液消耗量。每套FGD装置设2台石灰石供浆泵。4）排放系统两台炉共设一套排放系统。在FGD系统正常运行、设备检修及日常清洗维护中都将产生一定的排出物，如运行时各设备冲洗水、管道冲洗水、吸收塔区域冲洗水等，排出物首先集中到各自相应的集水坑内。吸收塔集水坑泵将坑内物质输送到吸收塔内循环利用，脱水区集水坑泵将坑内物质输送到回流水箱再循环利用。在FGD各区域的集水坑均进行防腐处理并配有连续运行的搅拌器，以防止沉积。在FGD岛内设置一个为两台炉公用的事故浆液箱，用于储存在吸收塔检修、小修、停运或事故情况下排放的浆液，吸收塔浆液通过石膏浆液排出泵输送到事故浆液箱中，事故浆液箱内配有1台搅拌器防止浆液发生沉淀。5）石膏脱水系统石膏脱水分为浓浆子系统、稀浆子系统及真空皮带脱水机辅助子系统。浓浆子系统包括4台石膏排浆泵（2运2备）和2台石膏浆液旋流器及相应的管道、阀门等。稀浆子系统包括1个回流水箱、2台回流水泵及相应的管道、阀门等。真空皮带脱水机辅助子系统包括2台真空皮带脱水机及相应的泵、箱体、管道、阀门等。吸收塔的石膏浆液通过石膏排出泵送入石膏浆液旋流器浓缩，浓缩后的石膏浆液自流至真空皮带脱水机脱水，经脱水处理后为表面含水率小于10％的石膏，落入石膏堆料间存放待运，用密封自卸车进行石膏的装载，可供综合利用。本工程石膏浆液旋流器的溢流水、真空皮带脱水机辅助系统的滤液均进入回流水箱，大部分滤液经回流水泵返回吸收塔，小部分浆液通过废水泵输送至脱硫废水处理系统。石膏脱水系统设置2台真空皮带脱水机，其出力为脱硫装置在2台炉在燃用设计煤种BMCR工况下运行时石膏产出量的75%。每台真空皮带脱水机配置1台水环式真空泵、1个汽液分离器，2台真空皮带脱水机共设1套滤布冲洗设备。经真空过滤后含水量约为10％的石膏，落入石膏堆料间中贮存。石膏堆料间贮存量为脱硫装置在2台炉在BMCR工况下3天（每天24小时）的石膏产量。6）工艺水系统脱硫用水包括工艺水和设备冷却水。脱硫工艺水来自用化水系统浓排水及脱硫系统浆液循环泵氧化风机排水，脱硫废水回用至干灰加湿系统。两台炉共设1个工艺水箱，其容量满足2台炉脱硫装置1小时工艺水用量。工艺水经2台工艺水泵（1运1备）输送至各工艺水用户，其中1台工艺水泵接入保安电源。2台炉共设2台除雾器冲洗水泵（1运1备）为除雾器提供冲洗水。7）压缩空气系统脱硫岛所需的仪用和杂用压缩空气气源来自除灰压缩空气系统。脱硫岛内设仪用压缩空气储气罐。仪用压缩空气用于脱硫装置所有气动操作的仪表和控制装置、CEMS用气、真空皮带脱水机的纠偏用气、石灰石贮仓顶部的除尘器用气，杂用压缩空气用于检修用气。8）脱硫废水处理系统本工程脱硫废水处理系统为2台炉共用。脱硫废水处理系统流程如下：石灰浆有机硫凝聚剂HCl↓↓↓↓脱硫废水→中和箱→反应箱→絮凝箱→澄清/浓缩池→清水箱→清水泵→干灰加湿↓助凝剂→压滤机→泥斗→汽车外运3.7.3脱硝系统工艺流程本工程烟气脱硝工艺采用选择性催化还原法（SCR）。SCR装置采用高含尘布置方式，烟气脱硝装置布置在炉后脱硝钢架上方（脱硝钢架同时作为送风机、锅炉出口烟道及除尘器入口烟道支架）。还原剂采用液氨。选择性催化还原法（SCR）脱硝主要工艺流程如下：储罐中的液态NH3首先经NH3蒸发器，被加热后，再经过NH3-空气混合器，被空气稀释并携带与烟气均匀混合，然后一起通过一个由催化剂填充的催化反应器。在催化剂作用下，NOx和NH3发生还原反应，生成N2和H2O。选择性催化还原法脱硝工艺系统主要组成部分如下：1）NH3制备或储存系统2）NH3-空气混合器3）NH3喷射器4）气体均布装置5）催化反应器6）吹灰器7）稀释风机8）控制系统烟气脱硝装置与锅炉为单元式配置，每台锅炉配置一套烟气脱硝装置（2台SCR反应器）。本期工程4台锅炉可共用一套还原剂储存、制备及供应系统。脱硝装置的设计效率，按≥80%设计。本工程SCR脱硝装置采用液氨作为还原剂。脱硝装置液氨的存储、制备和供应系统包括液氨卸料压缩机、液氨储罐、液氨蒸发器、氨气缓冲罐、氨气/空气混合器、氨气稀释罐、废水输送泵及氮气钢瓶与吹扫系统等。1）卸料压缩机卸料压缩机抽取储氨罐中的氨气，经压缩后将槽车的液氨推挤入液氨储罐中。在选择压缩机排气量时，要考虑储氨罐内液氨的饱和蒸汽压，液氨卸车流量，液氨管道阻力及卸氨时气候温度等。2）储氨罐液氨的储槽容量，按照锅炉BMCR工况，在设计条件下（脱硝效率80％），每天运行20小时，连续运行10天的消耗量考虑。本工程设置2座储氨罐，每座50m33）液氨蒸发槽液氨蒸发所需要的热量采用电加热器来提供热量。蒸发槽上装有压力控制阀将氨气压力控制在一定范围，当出口压力达到过高时，则切断液氨进料。在氨气出口管线上装有温度检测器，当温度过低时切断液氨，使氨气至缓冲槽维持适当温度及压力，蒸发槽也装有安全阀，可防止设备压力异常过高。液氨蒸发槽按照在BMCR工况下2×100％容量设计。4）氨气缓冲槽（氨气积压器）从蒸发槽蒸发的氨气流进入氨气缓冲槽，通过调压阀减压成一定压力，再通过氨气输送管线送到锅炉侧的脱硝装置。液氨缓冲槽承诺能满足为SCR系统供应稳定的氨气，避免受蒸发槽操作不稳定所影响。缓冲槽上也设置有安全阀保护设备。5）氨气稀释槽氨气稀释槽为一定容积水槽，水槽的液位由满溢流管线维持，稀释槽设计连结由槽顶淋水和槽侧进水。液氨系统各排放处所排出的氨气由管线汇集后从稀释槽低部进入，通过分散管将氨气分散入稀释槽水中，利用大量水来吸收安全阀排放的氨气。6）稀释风机喷入锅炉烟道的氨气为空气稀释后的含5％左右氨气的混合气体。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。稀释风机按两台100％容量（一用一备）设置。7）氨气泄漏检测器液氨储存及供应系统周边承诺设有氨气检测器，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。电厂液氨储存及供应系统设在炉后，业主承诺采取措施与周围系统隔离。在SCR区注氨处设有2套氨气泄漏检测器；氨区内的氨气泄漏检测器设置4套，即氨罐处设有2套，卸氨区设有1套，汽化器处设有1套。8）排放系统在氨制备区设有排放系统，来自卸氨压缩机、液氨贮罐、氨稳压罐及相应封闭液氨、氨气管道的超压紧急排放的氨气经管道收集集中送至氨稀释罐用水吸收稀释，达到一定浓度后排至废水池，然后用液下泵送至厂区污水处理系统。9）氮气吹扫系统液氨储存及供应系统保持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是最关键的安全问题。基于此方面的考虑，在本系统的卸料压缩机、储氨罐、氨气蒸发槽、氨气缓冲槽等都备有氮气吹扫管线。在液氨卸料之前通过氮气吹扫管线对以上设备分别要进行严格的系统严密性检查和氮气吹扫，防止氨气泄漏和系统中残余的空气混合造成危险。3.8燃料、脱硫剂及脱硝剂3.8.1燃料供应（1）煤源江苏丰源热电有限公司公共供热中心已经与煤炭运输公司签订了本工程的供煤协议（详见附件），燃煤由火车运输至黄骅港，后经海运至大丰港燃煤码头，通过汽车输送进厂。煤质资料详见表3.8-1。表3.8-1煤质应用分析资料名称符号单位数值设计煤种校核煤种空气干燥基水分Mad％1.431.15干燥无灰基挥发分Vdaf％24.3922.42收到基灰分A％31.1833.02收到基碳Car％55.1652.91收到基氢Har％3.013.71收到基氮Nar％0.920.89收到基全硫Sar％0.841.05收到基氧Oar％3.122.08收到基低位发热值Qnet,ar20.9020.06哈氏可磨系数HGIMJ/kg8069磨损指数AImg/kg80100灰变形温度DT℃13901330灰软化温度ST℃15001350半球温度HT℃15001400灰熔化温度FT℃15001450（2）燃料贮运系统热电厂本期工程安装2×280t/h+2×520t/h煤粉锅炉，本期项目建成后热电厂耗煤量见表3.8-2。表3.8-2热电厂燃料消耗量项目单位设计煤种校核煤种小时耗煤量t/h222.82232.14日耗煤量t/d4456.44642.8年耗煤量104t/a155.974162.498日运行时数h2020年运行时数h70007000①运煤系统本项目近期燃煤运输依托大丰港燃煤码头，其隶属集团—山东博汇集团与大丰港经济区管理委员会签订的港口货物装卸港杂费用协议，详见附件12；远期，在其集团内部码头工程（即江苏黄海港务有限公司码头工程）建成投运后，本项目燃煤运输将依托其集团内部码头工程。

大丰港二期码头工程有关情况根据大丰市港口管理局关于江苏大丰港二期码头工程有关情况的说明：大丰港二期工程环评于2007年5月经江苏省环保厅审查后批复（苏环管[2007]101号），于2008年10月建成试通航，2010年6月通过江苏省港口管理局的正式验收。二期码头建设有50000吨级（水工结构兼靠70000吨级）散货泊位一个、20000吨级（水工结构兼靠40000吨级）件杂货泊位一个，总吞吐量为418万吨，环评报告中允许的运输种类为散货、钢材、木材及制品、杂货等。目前，大丰港二期码头运转负荷约为150万吨，约占总量的36%，尚有268万吨余量可用。丰源热电有限公司（2×25MW+2×50MW）项目煤炭运输量约为165万吨/年，因而大丰港二期码头运输余量能够满足丰源热电有限公司（2×25MW+2×50MW）项目运输的要求。

江苏黄海港务有限公司码头工程有关情况江苏黄海港务有限公司码头工程为山东博汇集团拟自建的码头工程，该工程位于大丰港一期码头与二期码头之间水域，有引堤、引桥、码头、平台和港池组成，包括2个5万吨级散货泊位和1个5万吨级通用泊位，主要服务于港区对江苏博汇纸业有限公司和港区相关企业的原材料、产品的运转需求，运输货种为木片、煤炭、钢材、木浆、碳酸钙等。目前该项目已获得环评批文（苏海环[2012]3号）。②储煤系统新建封闭式煤棚一座，采用现浇钢筋混凝土挡煤墙，屋面采用网壳结构，跨度100m，长285m，干煤贮量约为2×105t，可满足2×25MW+2×50MW机组约40天的耗煤量。③上煤系统从煤棚向皮带机供煤，工艺流程如下：煤棚→斗轮堆取料机→皮带机→碎煤机室→皮带机→煤仓④辅助设施1)运煤系统的防尘手段和抑尘措施本工程在煤棚内设置覆盖整个煤堆面积的喷洒设施，分区喷洒，以防止煤尘飞扬。在碎煤机室、煤仓间各落料点等均设置除尘装置，以防止煤尘飞扬。在落差较大的各落煤管加装锁气器，在犁式卸料器漏斗处加装锁气挡板。2)运煤系统清扫方式本工程输煤栈桥、碎煤机室、煤仓间均采用水力清扫。本期沿煤仓间纵向开有一汇水沟，并在每跨汇水沟上装一落水管，由母管集中后排至设在锅炉房零米的污水坑，然后用污水泵输送至煤水沉清池，经净化处理后，重复利用。（3）燃烧系统①制送粉系统采用单进单出钢球磨煤机中间贮仓式热风送粉系统。煤斗中的煤粒通过给煤机进入布置在煤仓间零米的2台磨煤机，磨煤机总出力不小于锅炉BMCR工况下耗煤量的115%。磨制好的煤粉依次经过粗、细分离器进入煤粉仓后通过接一次热风将给粉机出口煤粉送入锅炉燃烧器。细粉分离器分离出的乏气通过排粉风机送入锅炉的三次风口进入炉膛燃烧。②送风系统烟风系统采用2台送风机作为空气来源，经过空预器加热后的一次热风可作为干燥热风，送粉热风的风源。送风机采用就地吸冷风系统，单台炉设置2台风机，分别布置在锅炉两侧。风机入口加装了消音器，可降低风机吸风口噪音。风机的风量余量为10%，压头余量为20%，依靠液力耦合器调节风量。③引风系统每台锅炉配两台引风机、锅炉空预器出口烟气经布袋除尘器、引风机后进入烟囱高空排放。引风机的风量选择裕量为10%，并考虑10℃（4）锅炉点火油品种及来源锅炉点火油品种为零号轻柴油，由市场购买。表3.8-3轻柴油特性项目单位指标颜色，色号≤3.5硫含量%≤0.5水分%无痕迹酸度%≤510%蒸余物残碳%≤0.3灰分%≤0.01机械杂质%0运动粘度(20℃mm2/s3.08.0凝点℃0闪点℃≥65低位发热量(LHV)kcal/kg(kJ/kg)10000(41868)密度(20℃kg/m3实测油罐区设置1个500m33.8.2脱硫剂消石灰来源与用量本项目脱硫吸收剂采用外购石灰石块（粒径≤20mm）厂内湿磨制浆方案，钙硫比为1.03。石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺所需的吸收剂为石灰石。根据业主提供的石灰石化验报告，石灰石可以满足本工程脱硫所需。

表3.8-4石灰石块品质项目符号单位数值碳酸钙含量CaCO3%95.18氧化镁含量MgO%4.04二氧化硅含量SiO2%0.65表3.8-5脱硫装置石灰石的消耗量项目单位石灰石消耗量设计煤种校核煤种小时消耗量t/h6.688.72日消耗量t/d133.6174.4年消耗量万t/a4.6766.104日运行时数h20年运行时数h70003.8.3脱硝剂液氨来源与用量脱硝剂液氨购自江苏劲力化肥有限责任公司，由江苏辉丰储运有限公司采用液氨罐车运至厂内氨罐。江苏劲力化肥有限责任公司位于江苏省大丰市经济开发区，距离本项目较近，其产品液氨纯度大于99.8%，能够满足本项目需求。此外，液氨运输由具有危险品运输资质的江苏辉丰储运有限公司负责，销售合同及运输协议详见附件13，因此本项目液氨来源合理可靠。本项目液氨用量约为250kg/h，由厂外液氨罐车运至厂内氨罐。厂区西北角设液氨罐2座，每座50m3，氨罐设计温度约为503.9给排水3.9.1⑴循环水系统本项目采用带机力通风冷却塔的母管制二次循环供水系统。四台机配三台（两用一备）卧式循环水泵，配三座（两用一备）1600t/h的机力通风冷却塔，进出水管道选用DN800焊接钢管，工业水回水管选用DN250焊接钢管。四台机组配一座循环水泵房。机组辅机水量见表3.9-1。表3.9-11×CB25+1×CB50机组辅机用水量表机组容量(MW)辅机冷却水二号斗轮机喷雾抑尘灰渣冷却系统用水空压机冷却水脱硫系统用水工业冷却水供水量1×CB25666/1330.818749.81×CB50897/3330.8331019.81×CB25+1×CB501513/3861.6511709.62×CB25+2×CB5030011076123.21023312.2⑵工业水系统本期工程水源采用大丰疏港四级航道运河水源，新建取水泵房一座，江苏丰源热电有限公司公共供热中心工程补给水量为1548.5m3/h，江苏博汇纸业有限公司化工厂及造纸厂补给水量为2110m3/h，共用取水泵房。泵房取水水泵选用三本期工程新增职工160人，生活水来自市政管网，按280L/（人•d）用水量为44.8m3/d（2.24m3本项目用水量采取一水多用、处理回收、综合利用等节水措施进行水量平衡设计，设置200m3复用水池及2台Q=100t/h，H=0.40MPa，N=30kW复用水泵，实现厂区内水的梯级利用，详见表3.9-2及图3.9-1表3.9-2本期工程补水量一览表（m3/h）序号项目用水量(m3/h)回收量(m3/h)损耗量(m3/h)排放量备注1冷却塔蒸发38.2（30.6）038.2（30.6）2冷却塔风吹3.203.23二号煤场斗轮机喷雾抑尘10010用工业冷却水4脱硫系统冷却用水48480用工业冷却水，回收至脱硫系统工艺用水脱硫系统工艺用水1020102用工业冷却水，7m3/h水回用至干灰加湿5脱硝系统工艺用水202用工业冷却水，2m3/h水回用至干灰加湿6捞渣机链条冲洗用水24240用工业冷却水，回收至灰渣冷却补水刮板捞渣机轴封水24240用工业冷却水灰渣冷却补水24024用捞渣机链条冲洗水7二号煤场输煤系统冲洗及除尘10010用浓排水及酸碱中和废水二号煤场喷洒10010用浓排水及酸碱中和废水8干灰加湿用水25025用浓排水及酸碱中和废水、脱硝系统排水及脱硫系统排水9锅炉房、除尘器、冲洗用水10010用浓排水及酸碱中和废水10厂区绿化及冲洗地面、油罐区冲洗10010用浓排水及酸碱中和废水11化学用水18813481533273m3/h浊水回用于原水预处理系统用水，174m3/h浓排水及酸碱中和废水回用于江苏博汇纸业有限公司高档包装纸板项目，56锅炉定排35回收至工业冷却水系统合计2317.5(2310)4791838.5(1831)年均损耗量1834.8(m3/h)*造纸厂需水量211002110*化工厂除盐水需水量3000300工业水未预见用水（供热中心及造纸厂）2000200工业水供热中心、化工厂、造纸厂用水量合计4541.4(4533.8)4794062.4（4054.8）*水处理系统自用水232.5120112.5120m3/h回用于原水预处理系统用水。合计4773.9(4766.3)5994174.9(4167.3)*生活用水2.2400.341.9由园区市政管网供水，污水排入大丰港石化产业园污水处理厂注：表中括号外数据为夏季用水量，括号内的数据为冬季用水量。⑶消防给水系统根据《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB50229－2006，《建筑设计防火规范》GB50016-2006，热电厂必须同时设有消防给水系统。电厂消防包括水消防系统、泡沫消防系统、气体消防系统、建筑灭火器以及相应的生活消防水泵房、消防水池及消防管网等设施。水消防系统按2×CB25+2×CB50机组容量考虑。厂区水消防系统分设两个独立的系统，即消火栓消防给水系统和自动喷洒消防给水系统。消火栓消防给水系统负责主厂房室内外消防以及辅助及附属建筑室内外消防和油罐区的消防及冷却用水。在主厂房区、炉后区、煤场等处形成环形消防管网，厂区室内外消火栓接自该管网。自动喷洒消防给水系统负责变压器水喷雾消防，主厂房内设备的自动喷洒或水喷雾系统和输煤系统的自动喷洒系统的消防用水等。变压器水喷雾消防：主变压器、高压厂变压器、启/备变压器，按规范设置水喷雾消防；还设有事故油坑，当变压器着火时，可将油排入事故油坑，避免火灾蔓延。主厂房内设备自动喷水/水喷雾消防系统：主厂房内油系统如公共贮油箱、氢密封油装置、汽机润滑油箱、净化油箱等均设有水喷雾消防；锅炉燃烧器、空气预热器、磨煤机润滑油站等均采用水喷雾；事故柴油发电机采用自动喷水系统。输煤系统自动喷水灭火系统：在输煤栈桥、转运站、碎煤机室、主厂房煤仓间的接口处设水幕消防，以防止火灾蔓延；输煤栈桥设水喷雾消防。本工程在主控制室、计算机室(工程师站)、电子设备间、公用继电器室等处设气体消防，用于保护重要的电子设备、计算机等；气体消防采用全淹没方式，组合分配系统。泡沫消防系统：本工程的油罐区，其消防设施采用泡沫消防系统。建筑灭火器：在主厂房、输煤建筑物及扩建建筑物及变压器区等处设置一定数量的移动式灭火器。消防车由业主方化工、造纸等企业统一考虑。3.9.2热电厂的生活用水由市政管网直接供至各用水点。热电厂的排水采用雨污分流，分为雨水排水、生活污水、生产废水排水系统。生活污水接入江苏海华环保工程有限公司进行预处理，再经石化园区污水处理厂深度处理后达标排放。电厂生产废水主要指化水系统浓排水、酸碱废水、脱硝系统排水、脱硫系统排水等全部回用。本期工程产生化水系统浓排水及酸碱中和废水约230t/h，其中10t/h回用于二号煤场输煤系统冲洗及除尘，10t/h回用于二号煤场喷洒，16t/h回用于干灰加湿用水，10t/h回用于锅炉房、除尘器、冲洗用水，10t/h回用于厂区绿化及冲洗地面、油罐区冲洗，174m3/h本项目脱硫系统工艺排水7m3/h、脱硝系统工艺排水2m3/h、均回用于本项目干灰加湿用水。本期雨水用管道收集后，排至厂区附近的二卯酉河。3.10水处理系统3.10.1本期工程新建化学水处理室一座，设计热负荷为985T/h，锅炉补给水处理系统出力计算见表3.10-1。

表3.10-1锅炉补给水处理系统出力序号项目数量t/h备注1厂内水汽循环损失52.8锅炉最大蒸发量的3%2锅炉排污损失35.2锅炉最大蒸发量的2%3厂内其它用水、用汽损失54对外供热损失985暂按不回收考虑总计1078电厂的各项水汽损失主要包括厂内水汽循环损失、锅炉排污损失、供热损失、化学车间加热损失等，锅炉正常补水量约为1078t/h，供化工厂除盐水300t/h，共计1378t/h。考虑反渗透系统运行特点和系统自用水量，故锅炉补给水处理系统按1810t/h设计。锅炉补给水处理系统的确定：根据机炉要求及水源水质情况，确定锅炉补给水处理系统工艺流程如下：厂区V型滤池生水加热器超滤保安过滤器超滤装置超滤水箱超滤水泵反渗透保安过滤器→反渗透高压泵→反渗透装置→淡水箱→淡水泵→阳浮床→阴浮床→混床→除盐水箱→除盐水泵→主厂房用水点。经本工程选用的工艺系统处理后，其出水水质满足蒸汽及锅炉补给水水质标准（DL/T805.1-2002），控制值如下：二氧化硅≤20μg/kg电导率≤0.2μs/cm(25℃硬度≈0μmol/L锅炉补给水处理系统采用并联母管制运行方式，化学水处理系统的运行与再生均采用运行控制室集中控制模式，设全自动、半自动及CRT上键盘远操三种控制方式，并保留就地控制功能。3.10.2（1）浊水回用系统浊水包括超滤保安过滤器及超滤装置的排水。此部分水的主要特点是悬浮物含量较之来水有所增高，含盐量不变。主要回用措施是将这些废水收集至浊水池，通过浊水泵送至絮凝澄清池前，回收系统处理流程如下：各预处理设备排水浊水池浊水泵厂区絮凝澄清池（2）反渗透浓水回用系统及酸、碱废液中和系统反渗透浓排水主要特点是含盐量增高，相当于原水浓缩了4倍。主要回用措施是另设置一套浓水回收装置（浓水反渗透系统）。将反渗透浓水收集后，经过回收装置，回收约50%（回收至淡水箱），回收系统处理流程如下：反渗透浓排水脱碳器浓水箱浓水反渗透高压泵→浓水反渗透装置→淡水箱锅炉补给水处理系统各种离子交换器再生排放的酸、碱废液通过防腐地沟排入中和池进行中和。在池中加入一定量的酸碱液，当PH=6-9时，用废液中和泵排入厂区污水回收设施。反渗透浓水及酸碱中和废水排放量约为230t/h。（3）再生系统各种离子交换器失效后分别采用30%氢氧化钠和30%盐酸等再生剂进行再生。酸、碱由汽车运输槽车运送进公司，经酸、碱输送泵分别送至酸、碱高位贮存槽。再生时，酸、碱自重流入酸、碱计量器，经酸、碱喷射器稀释成一定浓度的再生液分别送至各种离子交换器。酸、碱计量器容量为一次再生液用量，本次项目设酸碱储罐各两个，容量为30m3.11灰渣处置系统本期工程建成后，热电厂锅炉产生的灰渣及脱硫系统产生的石膏全部综合利用。3.11.1灰、渣量表3.11-1本期工程灰、渣产生情况表项目分布比例设计煤种灰渣量校核煤种灰渣量小时排量(t/h)日排量(t/d)年排量(万t/a)小时排量(t/h)日排量(t/d)年排量(万t/a)炉底渣10%3.08461.682.163.40368.052.38除尘器灰90%27.755555.1119.4330.623612.4521.44总灰渣量100%30.839616.7921.5934.025680.5023.82注：锅炉日运行时间按20小时计，年运行时间按7000小时计。3.11.2本期项目除灰系统采用灰、渣分除的方式。布袋除尘器产生的干灰采用气力除灰系统；锅炉底部产生的底渣采用机械除渣系统。⑴气力除灰系统本期项目气力除灰系统采用正压浓相气力输送系统。系统新建3座灰库，直径为Φ12m，高25m，每座有效容积1200m3，可满足四台锅炉燃用设计煤种时36h的干灰排量。灰库顶部采用布袋除尘器，每库设1台，采用离心风机排风，库内粉尘经除尘器过滤后，粉尘排放浓度小于30mg/m3。每座灰库下设二个卸料点，一路采用汽车散装机将干灰装入罐式运灰车，至综合利用用户；一路采用加湿搅拌机，将干灰调制成含水率约为25%的湿灰，运至气力输送系统是目前干灰气力输送系统中较为先进和普遍采用的系统，该系统具有输送浓度高、流速低、设备磨损小等特点。⑵机械除渣系统除渣系统拟采用湿式除渣系统，每台炉下设置一台水浸式刮板式捞渣机，炉渣由液压关断门排入捞渣内冷却后，输送至脱水渣仓。每台280t/h锅炉排渣口下设置一台出力为1~8t/h的捞渣机，两台280t/h锅炉中间设一座储渣时间16h的渣仓，渣仓有效容积为50m3。每台520t/h锅炉排渣口下设置一台出力为3~12t/h捞渣机，在此两台锅炉中间设一座储渣时间为16h的渣仓，渣仓有效容积为100m捞渣机冷却水来至厂区工业水，除渣系统内设置澄清池，回收溢流水以作渣沟的冲洗水源，沉淀后的渣浆由排浆泵排入涝渣机内，从而可降低水资源的消耗。系统运行中蒸发、损失及物料带走的部分水，由循环水排污水作为补充水补充。3.12供热3.12.1（1）供热现状大丰港经济区是中国东部新兴的综合性商港、江苏中部新兴的临港产业基地、长三角北翼新兴的生态港城。集中供热点在本区域内现有1个区域性热电厂——大丰凌云海热电有限公司。大丰凌云海热电有限公司位于大丰港开发区南区，王港河以南，详见图2.4-1。公司于2008年12月份投产。目前有3×75t/h（YG-75/5.29-M12）次高温次高压循环流化床锅炉、2×15MW的抽凝式汽轮发电机组，供热能力为100t/h，主要负责化工园区、石化园区、木材园区的供热。现有热用户有辉丰农化、丰山集团、兄弟维生素、腾龙公司、海嘉诺、科菲特、中兴化工等14家，详见表3.12-1。经统计，最大热负荷为46.8t/h，平均热负荷为29.2t/h，最小热负荷为15.5t/h。表3.12-1凌云海热电有限公司现有热用户负荷统计表序号热用户名称生产班次用热参数加热方式采暖期非采暖期表压温度最大平均最小最大平均最小1辉丰农化三班0.8280间接12107121072丰山集团三班0.7280间接7417413兄弟维生素三班0.6280间接6416414腾龙公司三班0.6280间接51.5151.515海嘉诺三班0.6280间接4324326科菲特三班0.6280间接210.5210.57中兴化工三班0.6280间接1.510.51.510.58华鑫三班0.6280不详10.5010.509伊斯康达三班0.6280间接210.5210.510跃龙化工三班0.6280不详10.50.510.50.511鑫源达三班0.6280间接210.5210.512天生化工三班0.6280间接10.50.510.50.513汇百实业三班0.8280不详210.5210.514奥耐斯特白班0.6280间接0.20合计=SUM(ABOVE)46.8=SUM(ABOVE)29.2=SUM(ABOVE)15.5=SUM(ABOVE)46.8=SUM(ABOVE)29.2=SUM(ABOVE)15.5自备锅炉供热大丰港经济区供热片区内小锅炉共有小锅炉36台，铭牌蒸发量为354.86t/h。其中，1吨锅炉有4台，额定蒸发量4t/h；2吨锅炉6台，额定蒸发量12t/h；4吨锅炉10台，额定蒸发量40t/h；大于10吨的锅炉有4台，为该片区内的江苏金维卡纤维有限公司的3台75t/h锅炉和1台35t/h。另外，还有导热油锅炉有10台。大丰港经济区小锅炉统计情况详见表3.12-2（a），区域内关停小锅炉情况详见表3.12-2（b）。调查资料显示，该区域内小锅炉主要为工业用热。工业负荷涉及行业较多，有化工、食品、医药等。大丰港经济区正处于招商引资阶段，江苏博汇纸业有限公司拟在经济区内建造一个大型化工园区。目前，化工园区正在进行规划和前期工作，经济区内尚未有大的用汽企业及集中供热热源点。

表3.12-2（a）大丰港经济区小锅炉统计表锅炉容量（t/h）工业锅炉用汽量（t/h）锅炉效率（%）台数蒸发量（t/h）小于1442.836..426121046.7441040285362121062大于10426013071.6导热油炉1026.86合计36354.86180.8表3.12-2（b）大丰港经济区关停小锅炉统计表序号企业名称锅炉型号容量(t/h)数量1江苏金维卡纤维有限公司UG-75/3.82-M417532江苏金维卡纤维有限公司UG-35/3.82-M183513盐城汇百实业有限公司YLL-4200M614江苏天隆铸锻有限公司SZL6-1.6-AII615大丰海嘉诺药业有限公司DZL4-1.25-AII416大丰伊思康达精细化工有限公司DZL4-1.25-AII417江苏天隆铸锻有限公司DZL4-1.25-AII418江苏丰山集团有限公司海洋分公司DZL4-1.25-AII439盐城科菲特生化技术有限公司DZL4-1.25-AII4110大丰市金鹿渔业专业合作社饲料厂DZL4-1.25-AII4211大丰市祥翔油脂有限责任公司DZL4-1.25-AII4112大丰市华鑫生物科技有限公司DZL2-1.0-AII2213大丰市奇港食品有限公司DZL2-0.98-AII2114盐城富华食品有限公司DZL2-0.98-AII2115大丰鑫源达化工有限公司DZL2-1.0-AII2116大丰市金鹿渔业专业合作社饲料厂DZL2-1.0-AII2117大丰市华洋海产食品有限公司LSC1.0-0.7-WII1118大丰市兰华水产品有限公司DZL1-0.69-AⅡ1119江苏榕榕实业有限公司LHC1.0-0.7-AII1120江苏榕榕实业有限公司LHC1.0-0.7-AII11合计26注：表中数据来源于《大丰市热电联产规划（2011-2015）》（2）热负荷热负荷资料是可行性研究的原始基础资料，应力求准确可靠。本期热电厂的建设目的之一是向博汇纸业及其化工园区的各类生产工艺供汽，同时兼顾大丰凌云海热电有限公司原有热用户以及关停小锅炉后需替代的热负荷。博汇纸业纸厂及化工企业拟分三期建设，一期工程共有16个用汽项目，分别是75万吨高档包装纸板项目、30万吨氯碱项目、13万吨环氧氯丙烷项目、15万吨已二酸项目、10万吨环已酮项目、环已酮高压（老工艺）项目、20万吨苯精制项目、27万吨硝酸项目、15万吨双氧水项目、制氢装置、20万吨已内酰胺项目、元明粉项目、30万吨双氧水项目、12万吨环已酮项目、20万吨KA油项目以及15万吨已二酸项目，共有33个各类用汽点，用汽参数均为对应压力下的过热汽。在化工设计院前期所作的可行性研究报告的基础上，结合业主化工园区的整体建设步骤，博汇纸业一期热负荷统计见下表3.12-3。由于一期工程考虑采用汽动给水泵，汽动泵所配透平机的进汽及排汽均列入热负荷统计表中。

表3.12-3博汇纸一期工程热负荷统计表序号项目负荷用汽参数生产班制采暖期制冷期压力温度最大平均最小最大平均最小175万吨高档包装纸板项目1.23605958605958275万吨高档包装纸板项目0.53180177.5175180177.5175330万吨氯碱项目0.83605856605856413万吨环氧氯丙烷项目0.83120118116120118116515万吨已二酸43121110121110615万吨已二酸1.33323028323028715万吨已二酸0.53504948504948810万吨环已酮3.23363432363432910万吨环已酮1.339390879390871010万吨环已酮0.5398798711环已酮高压1.3316141216141212环已酮高压0.833029283029281320万吨苯精制2.434038364038361427万吨硝酸433635343635341527万吨硝酸0.536666661615万吨双氧水0.5315141315141317制氢装置1.332120.5202120.52018水处理厂19给水泵汽轮机4.35312011811612011811620给水泵汽轮机0.9813-120-118-116-120-118-116合计816791766816791766（3）设计热负荷根据热负荷统计表，结合目前已知的蒸汽轮机抽汽、排汽参数情况，将热负荷进行分类，由以下三种参数的蒸汽来供给：4.5MPa（供应4.0MPa、3.2MPa热负荷以及2.5MPa热负荷，同时供应汽动给水泵的透平机用汽）、1.6MPa（供应1.4MPa、1.3MPa及1.2MPa热负荷）、0.981MPa（供应其它小于1.0MPa热负荷）。本期工程均为较稳定的工业热负荷，同时率取0.90，汽水损失暂按5%考虑。按以上原则分类后的本期工程设计热负荷见下表3.12-4。分析下表可知，本期工程热负荷均为工业负荷，在采暖期及制冷期内热负荷变化不大，最大值与平均值相差无几，因此全文分析均按最大热负荷分析说明。表3.12-4本期工程设计热负荷序号项目单位采暖期非采暖期最大平均最小最大平均最小14.5MPa蒸汽汽量t/h231223215231223215热量GJ/h76473971476473971421.6MPa蒸汽汽量t/量GJ/h65262760265262760230.981MPa蒸汽汽量t/h545520499545520499热量GJ/h1646157215081646157215084合計汽量t/h985945909985945909热量GJ/h3063293828253063293828253.12.2热力网热网工程不在本次评价范围内，但由本项目业主负责建设，目前该项目热网工程已获得环评批复（大环管[2012]001号），业主已承诺厂外热网的建设与本项目主体工程同步设计、同步建设、同步投用，符合国家计委、国家环境保护总局等四部委2000年1268号文件《关于发展热电联产的规定》中“热电厂、热力网、粉煤灰综合利用项目应同时审批、同步建设、同步验收投入使用”的要求。3.13电气系统3.13.1本期工程采用35kV电压等级接入厂区外规划新建的220kV工业区变电站的35kV配电装置。本期工程4台发电机均采用发电机－变压器组接入厂内35kV配电装置母线，35kV采用双母线双分段接线，出线共14回，其中：4回联络线接入规划新建的220kV工业区变电站的35kV配电装置母线上；8回馈线送至规划新建的工业园区配电所；2回备用。本期工程4台发电机出口均不设断路器。厂用10kV高压电源从发电机出口隔离开关之后至主变压器低压侧之间引接，在厂用分支上串接限流电抗器，厂用高压10kV为单母线接线。3.13.2（1）厂用电接线采用10kV和380/220V两级电压厂用供电系统。①10kV厂用电系统每台机组设一段10kV工作母线，10kV高压工作厂用电按炉分段，共设4段，接线方式为单母线。各段10kV高压工作厂用电的工作电源从各发电机出口隔离开关后侧回路上引接，为了限制短路电流，以便选用轻型断路器，在各高压厂用电引接回路上串联限流电抗器。②380/220V厂用电系统380/220V厂用电系统：主厂房内、外均采用动力中心（PC）和电动机控制中心(MCC)的供电方式。主厂房及辅机车间低压厂用电推荐采用中性点直接接地、380/220V三相四线制、动力和照明检修共用供电网络。根据《火力发电厂厂用电设计技术规定》，考虑本期工程发电厂孤网运行方式，本期工程设置一台650kW应急柴油发电机组作为保安电源。设置四段保安PC段，作为机组交流事故保安电源，兼顾脱硫负荷的保安电源，正常时由每台机组工作PC分别供电，故障时由柴油发电机供电。（2）电气设备布置35kV配电装置采用屋内配电装置，成套开关柜单列布置在35kV配电室内。在35kV每回出线上设置一组限流电抗器，电抗器布置在电抗器室内，与35kV配电室为联合建筑。在35kV电气配电室西侧出线方向，以及东侧分别有道路与电厂其他区域形成环形通道，此道路可做作设备运输通道。黑启动柴油发电机组布置在锅炉后侧，点火油泵房附近。（3）控制、信号和测量本期工程2×25MW+2×50MW机组，采用炉、机、电集中控制室控制方式，四台机组共用一个集中控制室。单元机组、厂用电气系统及35kV配电部分的控制、信号和测量采用机炉电一体化计算机监控系统进行监控，不再单独设置网控室。（4）继电保护①元件继电保护发电机-变压器组和起动/备用变压器采用微机型成套保护装置，继电保护按照《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB14285—2006）及“火力发电厂、变电所主设备微机继电保护‘四统一’典型设计”原则方案配置。参照《火力发电厂厂用电设计技术规定》DL/T5153-2002配置要求，低压厂用变压器及高压厂用电动机保护采用微机型综合保护装置，低压厂用电动机和低压厂用电源线路采用空气开关自身的脱扣器保护。②35kV线路继电保护35kV线路采用微机保护，保护装置宜选用保护、测控一体化，同时，为了便于事故分析，保护装置应带有故障录波插件，用以记录35kV出线的电流、电压波形及保护动作量，并能通过微机监控系统实现远传。3.14施工期主要污染源本项目施工期预计为13个月。施工建设过程中施工场地、供水管线铺设地段的清理、土石方的挖掘、物料堆存、运输等环节会产生粉尘、噪声以及废水和固体废物等污染物，将对周围环境产生一定程度的影响。①粉尘施工期产生的粉尘主要为：物料装卸和运输、场地及供水管线土石方开挖和运输、砼搅拌等过程中产生的粉尘；物料运输引起的道路扬尘；物料堆放期间因空气流动产生的二次扬尘。②噪声施工噪声主要来自施工机械、交通运输等。主要高噪声源有：打桩机、挖掘机、推土机、砼搅拌机、振捣棒、水泵、电锯、载重汽车等，其噪声源声级一般在80～110dB（A）之间。③废水主要包括施工生产废水和施工人员产生的生活污水。施工期间生产废水主要来源于工程前期土建施工的砂石料系统冲洗水、施工机械设备冲洗水、混凝土搅拌、浇注和养护用水，废水中SS为主要污染物，根据类比资料，砂石料冲洗水中的SS浓度约为2500～3000mg/L。根据拟建项目的建设规模，预计施工期作业高峰人数为150人/天，施工人员生活污水产生量约为20m3④固体废物施工期产生的固体废物主要为生产垃圾及少量生活垃圾。生产垃圾主要是建筑施工垃圾、安装工程的金属废料；生活垃圾主要是施工人员的日常生活废弃物。3.15运营期污染源分析本工程投产后对环境的影响主要表现在废气、废水、灰渣及噪声几个方面。3.15.1（1）有组织排放废气本期工程锅炉排放烟气采用石灰石石膏法脱硫工艺，脱硫效率按95％计（业主提供相关材料详见附件），采用布袋除尘器，除尘效率按99.9％计，采用选择性催化还原法（SCR），脱硝效率按80%计。本期工程锅炉烟气排放情况见表3.15-1（a）。本项目采用正压浓相气力输送系统，系统新建3座灰库，高25m。灰库顶部采用布袋除尘器，每库设1台，采用离心风机排风，风量3948m3/h，除尘效率达99.9%，库内粉尘经除尘器过滤后，粉尘排放浓度小于30mg/m3。本期工程灰库废气排放情况见表3.15-1（b）表3.15-1（a）本期工程锅炉烟气污染物排放情况表项目符号单位规模2*280t/h+2*520t/h设计煤种校核煤种烟囱型式1根单管烟囱高度Hm180出口内径Dm6.5烟气排放状况烟气量Vgm3/s533.33560.56过剩空气系数α1.46烟囱出口参数排烟温度ts℃55大气污染物排放状况SO2产生量MSO2t/h2.99473.9000排放量MSO2t/h0.14970.1950t/a1048.151364.98排放浓度CSO2mg/Nm37897烟尘产生量MAt/h27.7930.66排放量MAt/h0.03470.0383t/a243.16268.28排放浓度CAmg/Nm31819NOX产生量MNoxt/h0.961.009排放量MNoxt/h0.19200.2018t/a13441412.6排放浓度CNoxmg/Nm3100100

表3.15-1（b）本期工程灰库废气污染物排放情况表污染源位置废气量m3/h污染物排放情况执行标准排放源参数排放方式浓度速率排放量浓度速率高度直径温度mg/m3kg/ht/amg/m3kg/hmm℃灰库3*3948303*0.1182.47830-250.45室温连续注：灰库排放粉尘为气力输灰过程中产生的二次扬尘，校核煤种及设计煤种取同一数值。（2）无组织排放废气本项目煤棚、煤仓间等均设有水冲洗装置，以减轻扬尘对环境的污染。脱硝剂液氨购自江苏劲力化肥有限责任公司，由江苏辉丰储运有限公司采用液氨罐车运至厂内氨罐。液氨纯度大于99.8%，销售合同及运输协议详见附件。本项目液氨用量约为250kg/h，由厂外液氨罐车运至厂内氨罐（液氨罐2座，每座50m3，设计压力为2.2MPa）。液氨在装卸过程产生少量无组织排放废气。本项目脱硫吸收剂采用外购石灰石块（粒径≤20mm）厂内湿磨制浆方案，废气污染为在石灰石储运装卸及研磨过程中产生的粉尘。类比同类项目，确定本次项目无组织排放源见表3.15-2。表3.15-2本项目大气无组织源强序号污染源位置污染物面源源强kg/h面积（m2）高度（m）1煤棚粉尘0.07*100×285162灰库粉尘0.033（个）×Φ12m253液氨罐及装卸区域氨0.002525×1554石灰石装卸间粉尘0.047×855石灰石仓粉尘0.02Φ105注：*为不规则图形的等效矩形面积。3.15热电厂的排水采用雨污分流，分为雨水排水、生活污水、生产废水排水系统。本期雨水用管道收集后，排至厂区附近的二卯酉河。本期项目生活污水接入江苏海华环保工程有限公司进行预处理，再经石化园区污水处理厂深度处理后达标排放。本期项目电厂生产废水主要指化水系统浓排水、酸碱废水、脱硝系统排水、脱硫系统排水等全部回用。废水排放情况详见表3.15-3。3.15-3本期项目废水产生及排放情况（t/h）序号项目排放方式产生量主要污染因子外排量备注2化水系统浓排水及酸碱中和废水连续230pH、COD、SS、盐分010t/h回用于二号煤场输煤系统冲洗及除尘，10t/h回用于二号煤场喷洒，16t/h回用于干灰加湿用水，10t/h回用于锅炉房、除尘器、冲洗用水，10t/h回用于厂区绿化及冲洗地面、油罐区冲洗，1743脱硫系统工艺排水间歇7pH、SS0回用于干灰加湿用水4脱硝系统工艺排水间歇2pH、NH4+0回用于干灰加湿用水5生活用水间歇1.9COD、SS、NH3-N、TP1.9接入江苏海华环保工程有限公司进行预处理，再经石化园区污水处理厂深度处理3.15.3本工程生产过程中产生的固体废物主要为锅炉灰渣、石膏及生活垃圾。⑴灰渣除灰系统采用灰、渣分除的方式，炉渣机械除渣系统，经处理后综合利用，本工程投产后灰渣产生情况具体见表3.15-4。表3.15-4本期工程灰、渣产生情况表项目分布比例设计煤种灰渣量校核煤种灰渣量小时排量(t/h)日排量(t/d)年排量(万t/a)小时排量(t/h)日排量(t/d)年排量(万t/a)炉底渣10%3.08461.682.163.40368.052.38除尘器灰90%27.755555.1119.4330.623612.4521.44总灰渣量100%30.839616.7921.5934.025680.5023.82注：锅炉日运行时间按20小时计，年运行时间按7000小时计。（2）石膏本期工程设计及校核煤种石膏产生量详见表3.15-5，石膏外售大丰市经地水泥制品有限公司。表3.15-5本期工程石膏产生情况表项目单位石膏产生量设计煤种校核煤种小时石膏产生量t/h9.312.22日石膏产生量t/d186244.4年石膏产生量万t/a6.518.554日运行时数h20年运行时数h7000（3）生活垃圾本期工程新增工人160人，按每人每天产0.5kg生活垃圾计算，本期项目新增生活垃圾28t/a，由环卫部门统一收集处理。3.15.4（1）本项目噪声源及源强本项目噪声源主要包括汽轮机、发电机、风机、磨煤机等，噪声级一般在80～120dB(A)之间。主要噪声源及源强见表3.15-6。

表3.15-6本工程主要设备噪声源强一览表(dB(A))主要噪声源采取措施前噪声级拟采取措施降噪量采取措施后噪声级设备数量（台）汽轮机（离开1m）90～95隔声罩、厂房2070～754发电机（离开1m）90～95隔声罩、厂房2070～754送风机（吸风口3m）95消声器15804排粉风机（进风口3m）95消声器15804引风机（进风口3m）90消声器15754钢球磨煤机（离开1m）105隔声罩20854水泵95建筑隔声15803（2用1备）脱硫浆液循环泵95建筑隔声158016除灰系统仓泵95建筑隔声15803锅炉排汽110～130消声器1595～1154冷却塔883（2用一备）3.16污染物排放情况汇总本期项目污染物排放情况见表3.16-1。表3.16-1本期项目污染物排放情况汇总表（t/a）项目污染物产生量削减量排放量排放增减量外排量（接管量）（t/a）外排量（接管量）（t/a）外排量（接管量）（t/a）外排量（接管量）（t/a）废水废水量13300/1330013300COD3.990.5321.064(3.458)1.064(3.458)SS2.661.5960.931(1.064)0.931(1.064)氨氮0.1200.0000.200(0.200)0.200(0.200)总磷0.0530.0270.007(0.027)0.007(0.027)废气SO2*20962.91（27299.66）*19914.76（25934.68）*1048.15（1364.98）*1048.15（1364.98）烟尘*194530.77（214627.36）*194287.61（214359.07）*245.638（270.758）*245.638（270.758）NOX*6720（7063）*5376（5650.4）*1344（1412.6）*1344（1412.6）固废灰渣（万t/a）*28.1（23.82）*21.59（23.82）00石膏（万t/a）*6.51（8.55）*6.51（8.55）生活垃圾282800注：*括号内为校核煤种，括号外为设计煤种。3.17建设计划本期工程建设计划：本期工程计划2012年9月调试运行，新增工作人员160人。

4环境现状调查与评价4.1自然环境概况4.1.1大丰市位于江苏省中部，盐城市东南，北纬32°56′~33°36′，东经120°13′~120°56′，东濒黄海，南与东台市接壤，西与兴化市毗邻，北与盐都、射阳二县隔水交界。大丰是江苏中部唯一的出海大通道，目前已建成一类开放口岸--大丰港，是江苏省委、省政府重点建设的深水海港之一。大丰港位于东经120°42′，北纬33°11′，地处苏北里下河平原的东部，里下河地区河网稠密，水运交通十分便利，贯穿江苏的大运河和通榆运河、串场河，分别距大丰港130km和50km，东西向的王港河与以上河流相通，是苏北内河网中主要出海水道之一。江苏丰源热电有限公司位于江苏大丰海洋经济综合开发区(即大丰港经济区)造纸产业园内，造纸产业园位于大丰市东端，临近大丰港港口和大丰新城，地理位置优越。建设项目地理位置详见图4.1-1。4.1.2地形、地质地貌大丰市是淤积平原。地形南宽北窄，呈不规则的三角形，似葫芦，南北长63公里，东西宽44公里，总面积2367平方公里。地面真高1.9~4.5米，高低相差2.6米。除沿海滩涂外，全市地势东高(2.8~3.5米)西低(2.4~2.8)，南高(3.3~4.5)北低(1.8~2.2)。中部老斗龙港两侧为槽形洼地，宽3~6公里，自西南向东北纵贯全市，地面真高一般在2.2~2.8米之间。东南部川东港以南地区为高亢地，地面真高在3.5~4.5之间。大丰港所在区域为滨海成平原，工程地质岩组划分属滨海海积平原松散岩组，地表为灰黄色亚砂土，结构松散、压缩性小、含盐量高，再往下为厚层的亚粘土层或亚砂土。水文地质条件简单，地下水的赋存受地层、岩性及微地貌控制，类型属于松散岩类孔隙水，其中浅层水水质较咸，矿化度高，无供水意义，深层水水质微咸，矿化度由深浅渐为淡水。海底底质沉积物分布，王港河口因位于辐射沙洲区域，水动力条件极为活跃，深槽及水下沙脊大面积分布着细沙，西洋深槽向岸则主要是沙脊粉砂、粉砂和粘土质粉砂，具有典型的潮流沙特征。4.1.大丰市境内有川东港、江界河、王港河、二卯酉河、斗龙港、西潮河、大丰干河等入海河流，平均地面年径流量为5.1亿立方米。