习水电厂4×135MW机组烟气脱硝改造项目.doc

建设项目环境影响报告表 （报批本） 项目名称: 习水电厂4×135MW机组烟气脱硝改造项目 建设单位(盖章): 中电投贵州金元集团股份有限公司习水发电厂 编制日期 2015年7月国家环境保护总局制建设项目基本情况项目名称习水电厂4×135MW机组烟气脱硝改造项目建设单位中电投贵州金元集团股份有限公司习水发电厂法人代表刘谢联系人李银发通讯地址贵州省习水县东皇镇羊九村习水电厂联系137652582960851-22538166邮编564600建设地点贵州省习水县东皇镇羊九村习水电厂内立项审批部门中国电力投资集团公司批准文号中电投火电[2015]239号建设性质新建 改扩建 技改√行业类别及代码火力发电（D4411）占地面积（平方米）厂区内建设（尿素及还原剂制备区占地600）绿化面积（平方米） 总投资（万元）13373其中：环保投资（万元）13373环保投资占总投资比例100%评价经费（万元）预期投产日期2015年11月20日前工程内容及规模：一、项目背景习水发电厂4×135MW机组工程为原遵义电厂74MW(2×12MW+2×25MW）机组易地改造建设的技改工程，厂址位于习水县东皇镇羊九村，电厂现属中电投贵州金元集团股份有限公司，总装机容量为540MW，安装4台135MW机组，1#至4#机组分别于2001年9月、2002年1月、2002年7月、2002年10月建成投产，2008年4月完成了脱硫改造，未建设脱硝系统。

根据业主提供资料，西南电力设计院有限公司于2015年3月在脱硝改造初设阶段实测锅炉高温省煤器出口烟气NOx浓度最高为960mg/Nm3，锅炉烟气中氮氧化物排放浓度不能满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）提出的200mg/m3的氮氧化物排放限值要求同时，根据贵州省环境保护厅《关于加快推进火电行业和水泥行业脱硝设施建设的函》（黔环函〔2012〕142号） 根据2012年1月1日颁布的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），结合贵州省环保厅《关于切实做好“十二五”主要污染物总量控制工作的意见》（黔环发[2011]2号）提出的“十二五”期间将“强化电力行业二氧化硫减排，大力推进烟气脱硝设施建设要求，新建燃煤机组全部配套建设脱硫、脱硝设施，脱硫效率达到95%以上，脱硝效率达到80%以上对单机容量30万千瓦及以上的燃煤机组、贵阳市单机容量20万千瓦及以上的燃煤机组实行脱硝改造，综合脱硝效率达到70%以上”习水发电厂拟实施1至4号机组脱硝改造工程，选用当前世界上成熟的深度烟气NOx后处理技术—SCR技术进行脱硝根据《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国环境影响评价法》、《建设项目环境保护管理条例》，本项目应编制《环境影响报告表》报贵州省环保厅审批。

受中电投贵州金元集团股份有限公司习水发电厂的委托，我院承担了该项目的环境影响评价工作，在进行现场踏勘及收集有关资料的基础上编制了本工程环境影响报告表二、评价依据1.《中华人民共和国环境保护法》，2015.1.1；2.《中华人民共和国大气污染防治法》，2000.4.29；3.《中华人民共和国水污染防治法》，2008.6.1；4.《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》（2013年修订）；5.《中华人民共和国环境噪声污染环境防治法》，1996.10；6.《中华人民共和国环境影响评价法》，2003.9.1；7.《中华人民共和国安全生产法》，2002. 6.29；8.《建设项目环境保护管理条例》，国务院令253号，1998.11.29；9.《建设项目环境影响评价分类管理名录》2008年10月1日；10.《国务院关于印发国家环境保护“十二五”规划的通知》（国发[2011]42号,2011.12.15）；11.《国务院关于进一步促进贵州经济社会又好又快发展的若干意见》（国发[2012]2号,2012.1.12）；12.《关于加强西部地区环境影响评价工作的通知》（环发[2011]150号，2011.12.29）；13.《产业结构调整指导目录（2011年本）及2013年修改条款》中华人民共和国国家发展和改革委员会令2011第9号，2011.3，（修改条款2013.05）；14.贵州省环保厅《关于切实做好“十二五”主要污染物总量控制工作的意见》（黔环发[2011]2号）；15.贵州省环境保护厅《关于加快推进火电行业和水泥行业脱硝设施建设的函》（黔环函〔2012〕142号）；16.《贵州省“十二五”环境保护规划》（2011.6）；17.《贵州省环境保护条例》，2009.6.1；18.《遵义市地表水环境功能区划类规定》(2011年修订本），2011.7.21；19.《遵义市环境空气质量功能区划》（遵义市环境保护局，1999）；20.《火电厂氮氧化物防治技术政策》（环发[2010]10号）； 21.《中电投贵州金元集团股份有限公司习水发电厂1至4号机组脱硝改造工程可行性研究报告》（西南电力设计院有限公司，2015.3）；22.《贵州习水电厂4×135MW机组烟气脱硝改造项目初步设计说明书》，中电投远达环保工程有限公司，2015.4； 23.《习水发电厂1至4号机组脱硝改造工程环评委托书》。

三、方案比选1、电厂脱硝工艺比选目前成熟的燃煤电厂氮氧化物控制技术主要包括燃烧中脱硝技术（低氮燃烧技术）和烟气脱硝技术，低氮燃烧技术（LNB）指在燃烧过程中采取的措施，系在炉膛内实现；目前进入工业应用成熟的燃煤电厂烟气脱硝技术主要包括SCR、SNCR和SNCR/SCR联用技术1）SNCR脱硝技术是指在锅炉炉膛出口900~1100℃的温度范围内喷入还原剂（如氨气）将其中的NOx选择性还原成N2和H2OSNCR工艺对温度要求十分严格，对机组负荷变化适应性差，对煤质多变、机组负荷变动频繁的电厂，其应用受到限制大型机组脱硝效率一般只有25~45%，SNCR脱硝技术一般只适用于老机组改造且对NOx排放要求不高的区域2）SCR烟气脱硝技术是指在300~420℃的烟气温度范围内喷入氨气作为还原剂，在催化剂的作用下与烟气中的NOx发生选择性催化反应生成N2和H2OSCR烟气脱硝技术具有脱硝效率高，成熟可靠，应用广泛，经济合理，适应性强，特别适合于煤质多变、机组负荷变动频繁以及对空气质量要求较敏感的区域的燃煤机组上使用SCR脱硝效率一般可达80～90%，可将NOx排放浓度降至100mg/Nm33）SNCR/SCR联用技术是指在烟气流程中分别安装SNCR和SCR装置。

在SNCR区段喷入液氨等作为还原剂，在SNCR装置中将NOx部分脱除；在SCR区段利用SNCR工艺逃逸的氨气在SCR催化剂的作用下将烟气中的NOx还原成N2和H2OSNCR/SCR联用工艺系统复杂，而且脱硝效率一般只有50~70%三种烟气脱硝技术的综合比较见表1表1 烟气脱硝技术比较序号项 目技术方案SCR SNCR/SCR联用 SNCR 1还原剂 NH3或尿素 尿素或NH3 尿素或NH3 2反应温度 300~420℃ 前段：900~1100℃后段：300~420℃ 900~1100℃ 3催化剂 V2O5-WO3（MoO3）/TiO2基催化剂后段加装少量SCR催化剂 不使用催化剂 4脱硝效率 80%~90% 50%~70% 大型机组25%~50% 5SO2/SO3氧化 会导致SO2/SO3氧化 SO2/SO3氧化较SCR低 不导致SO2/SO3氧化 6NH3 逃逸 小于3ppm 小于3ppm 小于10ppm 7对空气预热器影响 催化剂中的V等多种金属会对SO2的氧化起催化作用， SO2/SO3氧化率较高，而NH3与SO3易形成NH4HSO4造成堵塞或腐蚀 SO2/SO3氧化率较SCR低，造成堵塞或腐蚀的机会较SCR低 不会因催化剂导致SO2/SO3的氧化，造成堵塞或腐蚀的机会为三者最低 8燃料的影响 高灰分会磨耗催化剂，碱金属氧化物会使催化剂钝化 影响与SCR相同 无影响 9锅炉的影响 受省煤器出口烟气温度影响 受炉膛内烟气流速、温度分布及NOx分布的影响 与SNCR/SCR混合系统影响相同 10计算机模拟和物理流动模型要求需做计算机模拟和物理流动模型试验需做计算机模拟分析需做计算机模拟分析11占地空间 大（需增加大型催化剂反应器和供氨或尿素系统） 较小（需增加一小型催化剂反应器，无需增设供氨或尿素系统） 小（锅炉无需增加催化剂反应器） 12使用业绩 多数大型机组成功运转经验 多数大型机组成功运转经验 多数大型机组成功运转经验 西南电力设计院有限公司在习水电厂脱硝改造初设阶段实测烟气NOx浓度最高为960mg/Nm3，在经过炉膛内低氮燃烧技术改造后，能控制NOx排放浓度在700mg/m3以下，则在此基础上如果采用SNCR烟气脱硝技术，根据国内外大型机组的应用经验，脱硝效率最多为40%，则排放浓度最低为420mg/Nm3，无法满足达标排放要求；如果采用SNCR/SCR联用技术，大型机组的脱硝效率最多只有70%， NOx排放浓度最低为210mg/m3也无法满足排放限值要求。

根据上文所述脱硝工艺的优缺点，结合国内外同类机组的低NOx燃烧器应用案例和本次脱硝初设实测结果的分析，以及本工程锅炉的布置及脱硝效率的要求，从达标排放稳定性与技术性、经济性角度来综合考虑，对习水发电厂1至4号机组推荐采用低氮燃烧技术（LNB）+选择性催化还原法（SCR）两步走的脱硝工艺路线通过炉膛内低氮燃烧技术改造控制后，能控制NOx排放浓度在700mg/m3以下，再通过SCR烟气脱硝装置脱硝处理后烟气中NOx排放浓度低于200mg/Nm32、脱硝还原剂制备系统比选本次改造工程4台机组建设SCR脱硝装置，全厂脱硝还原剂制备车间按4台机统一考虑，脱硝还原剂制备方案针对尿素水解制氨及液氨蒸发制氨进行比选液氨蒸发制氨方案系统简单成熟，运行方便可靠，初期投资、运行费用低，但是由于液氨是危险化学品，其对安全性要求很高，要求的安全距离较大，占地大，属于国家重大危险源，电厂用液氨时在审批、工期、占地等诸多方面受到越来越多的制约尿素水解制氨，提高了氨的安全性，产生的氨直接用于脱硝反应装置，不用储存、降低了运输、储存和使用液氨或氨水所带来的安全风险、提高了装置运行的安全性和可靠性同时尿素可以被散装运输并长期储存，对运输道路无特殊要求，不存在爆炸危险，毒性危害，也不会构成重大危险源。

根据实践经验，尿素制氨方案虽然投资、运行费用高，但是尿素安全、占地小、可以方便的被运输、储存和使用本项目为贵州山区电厂，液氨主要来源于泸州地区，沿途经高速，下高速后有约10公里路程，需经过习水县城城区一角到达电厂，县城属于人口密集地区，为减少液氨道路运输的危险性以及危险源建设、运行、管理的困扰，本工程脱硝还原剂制备方案推荐采用尿素水解制氨方案水解制氨工艺为：袋装尿素 ð 尿素斗提机 ð 尿素溶解罐 ð 尿素溶液储罐 ð 溶液输送及计量 ð 分解反应器 ð 氨气稀释系统NH2CONH2 + H2O = 2NH3 + CO2尿素水解制氨工艺是将尿素粉末储存于储仓内，并输送。