沂源县源能热电有限公司22#25MW汽轮机抽凝改背压技术改造项目 报告表.doc

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1、建设项目环境影响报告表(试行) 项目名称：22#25MW汽轮机抽凝改背压技术改造项目建设单位（盖章）：沂源县源能热电有限公司编制日期：2020年3月2日国家环境保护部编1山东民通环境安全科技有限公司建设项目环境影响报告表编制说明1、本表由具有从事环境影响评价工作资质的单位编制。2、项目名称指项目立项批复时的名称，应不超过30个字（两个英文段作一个汉字）。3、建设地点指项目所在地详细地址，公路、铁路应填写起止地点。4、行业类别按国标填写。5、总投资指项目投资总额。6、主要环境保护目标指项目周围一定范围集中居民住宅区、学校、医院、保护文物、风景名胜区、水源地和生态敏感点，应尽可能给出保护目标、性质

2、、规模和距厂界距离等。7、结论与建议给出本项目清洁生产、达标排放和总量控制的分析结论，确定污染防治措施的有效性，说明本项目对环境造成的影响，给出建设项目环境可行性的明确结论，同时提出减少环境影响的其他建议。8、预审意见由行业主管部门填写意见，无主管部门的项目，可不填。9、审批意见由负责审批该项目的环境保护行政主管部门批复。建设项目基本情况项目名称22#25MW汽轮机抽凝改背压技术改造项目建设单位沂源县源能热电有限公司法人代表盛新太联系人张爱民通讯地址沂源县城荆山路143号联系电话13793330256传真邮政编码256100建设地点沂源经济开发区源能热电有限公司东厂区内立项审批部门批准文号建设

3、性质新建 改扩建 技改行业类别及代码D4412热电联产占地面积（平方米）绿化面积（平方米）总 投 资（万元）520其中：环保投资（万元）10环保投资占总投资比例（%）1.92评价经费（万元）-预计投产日期2020月4月工程内容及规模：一、公司概况及项目由来1、公司概况沂源县源能热电有限公司始建于1987年，前身为沂源县热电厂，厂址位于沂源县城荆山路143号，是全县唯一一家具有省建设厅颁发供热资质的经营性供热单位，经营范围为：电力、蒸汽和热水供应。主要负责发电、城区供热管网的设计、施工及对外供热的计量、收费等业务，属公用事业型企业。公司自2001年11月至今连续被省经贸委认定为热电联产和资源综合

4、利用企业，是沂源县集中供热唯一热源厂，也是沂源电网的重要支撑电源。企业总股本9600万元，法人代表盛新太。公司总资产3.16亿元，员工537人。沂源县源能热电有限公司分为2个厂区，分别为西厂区与东厂区（二分厂），公司西厂区建设有275t/h循环流化床锅炉16MW抽凝式汽轮发电机组112MW抽凝式汽轮发电机组；东厂区建设有4130t/h循环流化床锅炉125MW抽汽凝汽式汽轮发电机组+125MW背压式汽轮发电机组。供热式小型供热式汽轮机主要有两种型式：抽凝式汽轮机和背压式汽轮机。两种汽轮机的主要特点是抽凝式汽轮机在发电功率不变的条件下，可根据热负荷的大小调整抽汽量，可在其供热能力范围内满足热用户对

5、热力的需求；也可在纯凝状态下运行，满足用户对电力的需求；在其运行过程中，始终有部分蒸汽排入凝汽器，放出热的热量由循环冷却水带出，存在冷源损失，其外供热负荷较同等级的背压式汽轮机小。背压式汽轮机发电功率随热负荷变化而变化，其排汽量较大，排汽均供给热用户，无冷源损失。根据两种汽轮机的特点可以看出，抽凝机由于有冷源损失，热效率低于背压机，并且需要大量的循环冷却水，而背压机不仅能提供比抽凝机更大的热负荷，而且发电煤耗也远低于抽凝机，所以背压式是能量利用最好的机组。为了节能降耗，沂源县源能热电有限公司提出本项目的建设。本期工程仅针对东厂区22#C25MW的机组进行改造，将原有22#C25抽凝式汽轮机（型

6、号：C25-8.83/0.981）改造为背压机（型号：B25-8.83/0.981），原22#机低真空循环水供暖系统设施进行相应改造，新增换热机组一台套。原4130t/h高温高压循环流化床锅炉及原有21#B25背压式汽轮机组维持现状。沂源县源能热电有限公司现有工程运行情况及环保手续履行情况见表1。表1 现有工程运行情况及环保手续履行情况表厂区锅炉机组建设时间现运行情况环评执行情况西厂135t/h链条锅炉16MW纯凝机组1987年2005年拆除无235t/h链条锅炉16MW抽凝机组1992年锅炉于2005年拆除，机组保留无235t/h链条锅炉16MW抽凝机组1994年2005年拆除无165t/h

7、链条锅炉16MW抽凝机组1996年锅炉2009年停用无175t/h循环流化床锅炉-2001年2013年停用2001年9月28日淄博市环保局批复175t/h循环流化床锅炉115MW抽凝机组2002年2013年停用无东厂2130t/h循环流化床锅炉125MW抽汽凝机组2004年正常运行山东省环保厅以鲁环评函20171号进行备案1130t/h循环流化床锅炉-2010年1130t/h循环流化床锅炉125MW抽汽凝机组2014年锅炉超低排放改造2016年沂源县环保局以源环审201668号进行批复25MW汽轮机抽凝改背压技术改造项目2018年正常运行淄博市环境保护局以淄环审201822号进行批复2、项目由

8、来随城市经济的发展，东厂区周边用热企业生产用热量与日增加，目前已达到约130t/h。汽轮机改造前非采暖季时由225MW抽凝式汽轮发电机组抽汽供应；而进入采暖季时，因需首先保障居民采暖，两台抽凝机调整为低真空，采用循环水进行供暖，此时最大抽汽量仅能达到120t/h，因此部分生产负荷所需蒸汽只好由减温减压器供应，造成了高参数蒸汽的浪费。因抽凝机的特性，综合减温减压造成的能源损失，机组全年供电标煤耗高达356g/kWh。在节能减排呼声日益高涨的形势下，源能热电积极相应号召，结合现有机组配置，通盘考虑热负荷的实际情况，提出了本期技术改造项目，拟将1台22#C25抽凝机组改造为B25背压机，以降低企业供

9、电煤耗，降低环境污染，提高能源利用效率。根据682号国务院令（国务院关于修改的决定）（2017.10.1）、中华人民共和国环境影响评价法（2018.12.29）、中华人民共和国环境保护法（2015.1.1），本项目须执行环境影响评价制度；执行防治污染的设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用的“三同时”制度，并根据建设项目环境影响评价分类管理名录（2018.4.28）的有关规定，本项目应编制环境影响报告表。沂源县源能热电有限公司委托我公司承担该项目的环境影响评价工作。我单位受委托后，派有关工程技术人员到现场进行环境现状调查和收集有关工程资料，按照国家有关环评技术规范要求，编制完成该项目环

10、境影响报告表。二、现有工程概况该项目在东厂区内进行，目前源能热电东厂区现有工程为“沂源县源能热电有限公司4130t/h锅炉及配套热电机组项目”、“沂源县源能热电有限公司4130t 锅炉超低排放技改项目”、“沂源县源能热电有限公司25MW汽轮机抽凝改背压技术改造项目”，参考原环评及监测数据，现有工程概况如下。1、现有工程建设内容现有工程建设内容见表2。表2 项目组成情况一览表项目单位内容项目名称4130t/h锅炉及配套热电机组运行方式采暖期：4台130t/h锅炉，非采暖期：3台130t/h锅炉建设地点沂源县经济开发区内主体工程锅炉种类高温高压循环流化床锅炉型号YG-130/9.81-M额定蒸发量

11、t/h4130（采暖期运行4台，非采暖期运行3台）锅炉热效率%91.04汽轮机种类背压式型号B25-8.83/0.981额定功率MW125汽轮机种类抽凝式型号C25-8.83/0.981额定功率MW125发电机型号QF-30-2A型额定功率MW230辅助工程供水系统生产用水均采用田庄水库水（项目西约8km），生活用水采用市政自来水化水系统锅炉补给水处理系统采用反渗透（RO装置）与离子交换联合除盐系统。处理规模为330t/h除灰渣系统采用灰渣分除，干除灰系统，正压浓相气力输送系统。炉渣采用干式除渣，炉渣经冷渣器冷却到80以下后，由输渣皮带运送到渣仓。输煤系统输煤采用双路胶带输送机输送，胶带输送机

12、通廊为全封闭式结构。点火及助燃油系统锅炉点火油及厂内车辆用汽油、柴油因用量较少，均由当地就近的石化公司加油站点供应，供应可靠有保障循环水供热2000m3/h+275m3/h自然通风冷却塔储运工程煤场现有封闭煤场2600m3，在煤场四周设有喷水雾抑尘系统灰库建设2800 m3灰库， 储存量 1500 t。渣仓建设600 m3渣仓， 储存量500t。石膏间建设500 m3石膏间， 储存量300 t。石灰石粉仓配套建设200 m3石灰石粉仓， 储存量150 t。氨水储罐设置1个120m3的氨水储罐，储存量为100t，周围设置围堰，围堰高1.2m酸碱设置2个15 m3的盐酸储罐，储存量为25t，设置2

13、个15m3的烧碱储罐，储存量为25t，周围设置围堰，围堰高1.2m环保工程脱硫装置14#炉2个脱硫塔，均采取炉外石灰石-石膏法脱硫+旋汇耦合脱硫技术（综合脱硫效率96%）除尘装置12#炉布袋除尘+炉外湿法脱硫（塔内增加管束式除尘器）+湿式电除尘3#炉四电场静电除尘+炉外湿法脱硫（塔内增加管束式除尘器）+湿式电除尘4#炉电袋除尘+炉外湿法脱硫（塔内增加管束式除尘器）+湿式电除尘脱硝14#炉低氮燃烧+SNCR脱硝烟筒高度m120/75内径m3.5/1.5温度502台130t/h锅炉共用一根120m高烟囱，2台130t/h锅炉共用一根75m高烟囱废水治理方式生活污水经化粪池处理后排入市政污水管网酸碱

14、废水酸碱中和后用于脱硫系统，剩余排入市政污水管网反渗透处理废水用于煤场洒水、脱硫补充水，剩余排入市政污水管网脱硫废水经处理后全部回用循环排污水排入市政污水管网废渣处理处理方式灰渣分除、干式除灰、设灰罐渣罐、灰渣全部送沂源沂阳水泥有限公司综合利用厂区现状图片见下图。排气筒及凉水塔脱硫塔煤堆棚防风抑尘网除尘器脱硫石膏库灰库氨水库图1 场区现状图2、现有工程平面布置厂区呈不规则形状，南北长317m，东西宽173m。生产区位于厂区的中部，自南向北依次布置了主厂房、除尘器、烟道烟囱及脱硫脱硝装置区。主厂房的布置为东西向布置。生产区的南侧布置了35kV升压站、主控楼和供热首站，生产区的北侧布置了冷却塔和封

15、闭式干煤棚，灰库紧靠厂区北侧围墙布置。主厂房采用两列式布置，即除氧煤仓间-锅炉房。锅炉房外依次布置除尘器-引风机-烟囱。厂区主要出入口位于厂区的南侧偏东，朝南开向荆山路，货运出入口位于厂区的北侧。电力出线和热力出线均向南供出厂区。3、燃料和原辅材料供应表3 现有工程燃料及原辅材料消耗一览表序号原料单位数量1燃料煤万t/a38.952石灰石t/a3823氨水t/a2194、给排水（1）给水工程给水系统包括生活用水、锅炉软化水系统、循环水系统以及烟气脱硫用水系统。生活用水生活用水来自城市供水。其它用水水源为地表水（来自田庄水库），不取用地下水。符合关于燃煤电站项目规划和建设的有关要求的通知(发改能

16、源2004864号)关于电厂用水的要求。田庄水库位于县城西3公里处。建于1958年，总库容量1.35亿立方米。锅炉软化水系统项目锅炉用水采用软化水，厂区内设置软化水制备装置一套，软化水处理工艺流程为：清水池_生水泵_换热器_多介质过滤器_保安过滤器_高压泵_反渗透装置_除碳器_中间水池_中间水泵_混合离子交换器_除盐水箱_除盐水泵_主厂房。反渗透装置包括：保安过滤器、高压水泵、反渗透膜组、反渗透冲洗系统。软化水处理能力设计为330t/h。循环冷却水系统冷却设备选用自然通风冷却塔，冷却水循环使用，蒸发损耗后定期补充。脱硫用水系统项目烟气脱硫采用湿法脱硫，运行过程中需定期补充水分，脱硫用水主要由处

17、理达标后的含盐废水和含酸废水提供。（2）排水系统厂区排水采用雨污分流制，职工生活污水经化粪池处理后直接排入城市污水管网，进入沂源县污水处理厂处理。锅炉软化水系统采用反渗透处理，产生废水主要为含盐废水及含酸废水，含盐废水用于煤场洒水、脱硫补充水，剩余排入市政污水管网；含酸废水中和处理后部分用于脱硫系统，剩余部分排入沂源县污水处理厂；脱硫废水经处理后全部回用，不外排；循环冷却塔排水经排污管网进入沂源县污水处理厂。项目用排水情况见图2。图2 现有工程全厂水平衡图（括号内为采暖期，单位m3/h）5、工艺流程燃煤由汽车运至厂内干煤棚，经输煤系统破碎至13mm后由输煤皮带送至原煤斗中，煤经煤斗下落至落煤管

18、经螺旋给煤机输送进入炉膛内密相区，一次风自锅炉下部风室经布风板进入炉膛，二次风自炉膛侧面进入衡相区，烟气携带的循环热灰由两个并列的旋风分离器分离下来后，经各自的返料器进入炉膛，构成灰循环。在这里，燃煤的化学能转变为热能，蒸汽在汽轮机内做功带动发电机发电。配电装置由输电线路供给用户，做过功的蒸汽经配汽站供用户生产和采暖使用。汽轮机排汽进入凝汽器冷凝成水后送锅炉循环使用，供冷凝器使用的循环冷却水由冷却塔冷却后循环使用。烟气经SNCR脱硝、除尘器除尘和石灰-石膏湿法脱硫后，13#锅炉烟气共同经1根120m烟筒排放，4#锅炉烟气经一根75m高排气筒排放。锅炉产生的灰渣采用灰渣分除方式进行处理，锅炉排渣

19、采用机械排渣，锅炉的渣由排渣管送到冷渣机车，送至渣罐，冷却后由汽车外运供综合利用。除尘器除下的干灰由汽车外运，未及时运出的干灰暂时由灰罐储存。三、技改项目概况1、技改项目简介项目名称：22#25MW汽轮机抽凝改背压技术改造项目建设地点：沂源经济开发区源能热电有限公司东厂区内（中心地理坐标N361816.31，E1181991.13）建设单位：沂源县源能热电有限公司建设性质：技改2、技改机组建设内容本项目技改在现有厂区汽轮机房内进行，技改内容为将1台抽凝机组（厂内编号22#C25，型号：C25-8.83/0.981）改造为背压机（型号：B25-8.83/0.981）；原22#机低真空循环水供暖系

20、统设施进行相应改造，新增换热机组一台套。源能热电本期技术改造前后，仍需保障生产用汽供应，因此选用的B25背压机的排汽参数需与原1C25抽凝机组的供热抽汽参数一致，即为0.981MPa，272。原22#发电机运行良好，仍可与B25背压机配套使用，不需更换。技改机组详细参数见表4。表4 汽轮机型号、参数和主要技术规格表项目参数型号：B258.83/0.981型汽轮机额定功率：25MW额定进汽压力/温度：8.83MPa/535额定抽汽压力/温度0.981MPa/272加热器级数除氧器+高加数量1台3、工程供热方案1）技改前后采暖季供热方案对比（1）技术改造前：一台C25抽凝机组、一台B25背压机组采

21、用低真空循环水供暖，首先保障185万平方米居民采暖，中间级抽汽最多可抽出120t/h外供生产用汽，不足的11t/h由减温减压器供应。此时两台机组凝汽量为114.1t/h，满发电50000Kw。锅炉总出力328.1t/h。（2）技术改造后：改造后B25背压机替代原22#C25抽凝机组，新上一台18MW汽水换热器补充原22#C25低真空循环水供暖缺口。保留的21#B25背压机组正常运行，不外供生产用汽，此时排气量仅为86.6t/h，可供140.5万平方米居民采暖，满发电25000kW；B25背压机排汽分为三路：31.5t/h供应除氧加热蒸汽，24.4t/h排汽接至新上汽水换热器补足44.5万平方米

22、采暖缺口，其余131t/h背压排汽外供生产热负荷，发电24950kW。锅炉总出力331.6t/h。表5 采暖季汽平衡对比表 单位：t/h蒸汽参数 （MPa/）项目数量改造前C25B25改造后2B259.81/540锅炉出力328.1331.6汽轮机进汽量310.8114.3210.7双减供汽量110汽损失6.36.6汽平衡002.3/350高加用汽量35.31323.80.98/272除氧用汽量28.85.231.5供生产用汽量1200131至汽水换热器0024.40.276/170低加用汽量12.69.5/0.03/69凝汽量114.186.6/汽平衡002）技改前后非采暖季供热方案对比（1

23、）技术改造前：非采暖季时仅有生产热负荷131t/h，由一台C25抽凝机组抽汽供应，此时凝汽量83.1t/h，机组满发50000Kw。锅炉出力299.6t/h。（2）技术改造后：21#B25背压机不投运，仅运行22#B25背压机组即可满足生产热负荷需求，背压排汽外供131t/h时以热定电，可发电21118 kW。锅炉出力大大减少，只需182t/h。表6 非采暖季汽平衡对比表 单位：t/h蒸汽参数 （MPa/）项目数量改造前1C25改造后B259.81/540锅炉出力299.6182汽轮机机进汽量293.7178.4双减供汽量00汽损失5.93.6汽平衡002.3/350高加用汽量33.420.4

24、0.98/272除氧用汽量29.526.9供生产用汽量131131至汽水换热器000.276/170低加用汽量16.7/0.0049/33凝汽量83.1/汽平衡004、给排水本次技改用水主要为发电机组冷却用水，背压机组所需循环冷却水仅为抽凝式的15%左右，用水量为20.6m3/h，较技改前冷却用水量减少116.4m3/h。对全厂用水量影响如下：（1）非采暖期、采暖期循环水用水量分别降低116.4m3/h，78.2m3/h。（2）非采暖期仅运行B25机组，锅炉补水量降低61.9m3/h，采暖期锅炉补水量增加1.7m3/h。综上，本项目完成后全厂非采暖期用水量降低185.3m3/h，采暖期用水量降

25、低84.4 m3/h。技改后全厂水平衡见图3。图3 技改后全厂水平衡图（括号内为采暖期，单位m3/h）5、技改工程主要技术经济指标本项目技改前后供热方案的主要技术经济指标见表7。表7 技改前后装机方案技术经济指标表序号项目单位改造前数据改造后数据非采暖季1C25采暖季C25B25非采暖季B25采暖季2B251热负荷热量GJ/h392558.3392558.3生产用汽t/h131131131131供暖万平/185/1852锅炉蒸发量t/h299.6328.1182331.63汽机进汽量t/h293.7310.8178.43254供热标煤耗率kg/GJ40.1239.745发电标煤耗率g/kWh3

26、272616供电标煤耗率g/kWh3562787综合厂用电率%13.718.78年供热量GJ/a3.591063.591069年发电量kWh/a3.61082.3510810年供电量kWh/a3.11081.1910811设计煤种年耗量万t/a38.9534.2912用水量m3/h347.7358.7162.4275.213折合年耗标煤量万t/a28.4625.0714年运行时间h432028804320288015热电比%32152216全厂热效率%4954.69通过技术改造前后技术经济指标表的计算数据可以看出，本技术改造项目完成后，机组配置得以优化，在保证相同的供热能力的前提下，虽然全年发

27、电量有所下降，但全年耗煤量减少4.66万吨，供电标煤耗降低至310g/kWh限值以下，改造效果明显，可达到预期目的。6、职工人数和工作制度本项目是在热电厂现有基础上进行的发电机组改造工程，鉴于现有的管理和生产组织机构健全，本技改项目不新增劳动定员。四、技改项目政策符合性分析1、土地利用符合性分析该项目建设地点位于沂源经济开发区源能热电有限公司东厂区内，项目用地性质为建设用地，符合当地城镇发展规划。根据限制用地项目目录（2012年本）和禁止用地项目目录（2012年本），本项目的建设不属于限制用地和禁止用地范围。2、产业政策分析本项目属于产业结构调整指导目录（2019年本）中“鼓励类”中四、电力“

28、3、采用背压（抽背）型热电联产、热电冷多联产、30 万千瓦及以上热电联产机组”，该项目符合国家产业政策。项目属于关于印发淄博市产业结构调整指导意见和指导目录的通知（淄政办发201135号）中“鼓励类”中五、电力“2、采用集中供热机组的热电联产以及热电冷多联产”，符合淄博市产业政策。3、与发改能源2016617号文符合性分析表8 与关于印发热电联产管理办法的通知符合性分析一览表序号内容本项目是否符合1对于采暖型热电联产项目，现状热负荷应根据政府统计资料，按供热分区、建筑类别、建筑年代进行调查核实；近期和远期热负荷应综合考虑城区常住人口、建筑建设年代、人均建筑面积、集中供热普及率、综合采暖热指标等

29、因素进行合理预测。人均建筑面积年均增长率一般按不超过5%考虑。对于工业热电联产项目，现状热负荷应根据现有工业项目的负荷率、用热量和参数、同时率等进行调查核实，近期热负荷应依据现有、在建和经审批的工业项目的热力需求确定，远期工业热负荷应综合考虑工业园区的规模、特性和发展等因素进行预测技改完成后全厂工业热负荷和采暖热负荷的设计指标均满足相关要求。符合2工业热电联产项目优先采用高压及以上参数背压热电联产机组本项目技改内容为将1台抽凝机组改造为B25背压机组符合3对于城区常住人口50万以下的城市，采暖型热电联产项目原则上采用单机5万千瓦及以下背压热电联产机组。本项目背压机组选型为25MW，符合要求符合

30、4现役燃煤热电联产机组要安装高效脱硫、 脱硝和除尘设施，未达标排放的要加快实施环保设施升级改造，确保满足最低技术出力以上全负荷、全时段稳定达标排 放要求。按照国家节能减排有关要求，实施超低排放改造。企业现有锅炉已完成超低排放改造符合5大气污染防治重点区域新建燃煤热电联产项目，要严格实施煤炭减量替代本项目为背压机组技改工程，技改后全厂耗煤量降低符合由表8可知，本项目的建设符合发改能源2016617号文要求。4、“三线一单”符合性分析表9 “三线一单”符合性分析一览表内容符合性分析整改措施建议生态保护红线本项目位于沂源县经济开发区，不位于生态红线范围内，符合生态红线规划的要求。具体分析见表10。-

31、资源利用上限该项目营运过程会消耗一定的电能、水等，该项目资源消耗量相对区域资源利用量较少，且该项目采取了一定的节水、节电措施，符合资源利用上限要求。-环境质量底线该项目附近空气、地面水环境、地下水环境、声环境质量能够满足相应的标准要求。该项目为环境治理工程，项目实施后，对区域环境影响较小。当地政府通过加大对散乱污企业的管理，督查企业做好节能减排等，来改善当地环境质量。负面清单淄博市目前无实行的负面清单。-根据山东省生态保护红线规划（2016-2020 年）中，根据主导生态功能，沂源县境内的生态保护红线区属于生物多样性维护、水源涵养类型，距离本项目最近的生态保护红线区有织女湖-织女洞生物多样性维

32、护生态保护红线区、大武刘征水源涵养生态红线保护区。详见下表。表10 沂源县生态红线区域情况表生态保护红线区名称代码边界描述面积生态功能类型备注潭溪山-峨庄生物多样性维护生态保护红线区SD-03-B4-06太河水库以南，三台山以东，S327省道以北，淄博与潍坊市界以西158.33km2水源涵养、生物多样性维护、土壤保持森林、城镇包含潭溪山地质公园、峨庄古村落森林公园、部分淄川风景名胜区、部分淄川生态公益林、部分沂源生态公益林、口头饮用水水源保护区。沂河源头水源涵养生态保护红线区SD-03-B1-10鲁山以南，峨峪村以东，田庄水库以北，葛家庄以西。46.68水源涵养、生物多样性维护森林、湿地、城镇

33、包含沂河源湿地公园、芝芳饮用水水源保护区、鱼台饮用水水源保护区、城西饮用水水源保护区、北刘庄饮用水水源保护区、部分沂源生态公益林。鲁山以东生物多样性维护生态保护红线区SD-03-B4-10螳螂洞以东，淄博市与潍坊市市界以西，S236省道以北，凤凰山以南51.38生物多样性维护、水源涵养森林包含部分沂源生态公益林。沂源西部-田庄水库生物多样性维护生态保护红线区SD-03-B4-11G22青兰高速以南，淄博与莱芜市界以东，淄博与临沂市界以北，苏坡北山以西。24.26生物多样性维护、水源涵养森林包含部分沂源生态公益林。织女湖-织女洞生物多样性维护生态保护红线区SD-03-B4-1222青兰高速以南，

34、025县道以东，沂河以西，312省道以北101.82生物多样性维护、水源涵养森林、湿地包含织女洞森林公园、织女洞林场、织女湖湿地公园、部分沂源生态公益林。毫山以南生物多样性维护生态保护红线区SD-03-B4-13329省道以南，沂源牛郎织女景区以东，淄博与临沂市界以北，淄博与潍坊市界以西80.09生物多样性维护、水源涵养森林包含部分沂源生态公益林。本项目位于沂源县经济开发区，不位于生态红线范围内，符合生态红线规划的要求。与本项目有关的原有污染情况及主要环境问题：与本项目有关的原有污染情况及主要环境问题主要是现有工程产生的废气、废水、废渣和噪声。1、废气（1）有组织废气现有项目主要废气污染源为锅

35、炉烟气，原有锅炉燃煤烟气采取“SNCR烟气脱硝+除尘器+石灰石-石膏湿法脱硫”组合控制措施，2016年对锅炉进行了超低排放改造，14#锅炉燃煤烟气设置两套脱硫塔，均采取炉外石灰石-石膏法脱硫+旋汇耦合脱硫技术（综合脱硫效率96%），12#锅炉燃煤烟气采用布袋除尘+炉外湿法脱硫（塔内增加管束式除尘器）+湿式电除尘，3#锅炉燃煤烟气采用四电场静电除尘+炉外湿法脱硫（塔内增加管束式除尘器）+湿式电除尘，4#锅炉燃煤烟气采用电袋除尘+炉外湿法脱硫（塔内增加管束式除尘器）+湿式电除尘，14#锅炉燃煤烟气采用低氮燃烧+SNCR脱硝装置。根据山东博谱检测科技有限公司2018年2月8日出具的检测报告（报告编号

36、Y1801020号）和山东嘉誉测试科技有限公司2019年12月3日出具的检测报告（报告编号C191329-02-001号），以及锅炉在线监测数据，数据如下：表11-1 锅炉烟气（颗粒物、SO2、NOX）监测结果一览表点位检测项目采样日期测定浓度(mg/m3)烟气流量（m3/h）排放速率（kg/h）折算浓度(mg/m3)23#-24#出口2018.01.31（第一次）低浓度颗粒物1.822417700.4401.76二氧化硫12.83.0912.4氮氧化物82.119.879.52018.01.31（第二次）低浓度颗粒物1.242426390.3011.21二氧化硫15.73.8115.3氮氧化

37、物86.421.084.22018.01.31（第三次）低浓度颗粒物2.322400610.5572.23二氧化硫9.72.39.3氮氧化物92.622.288.92018.02.01（第一次）低浓度颗粒物1.502510370.3771.48二氧化硫11.42.8611.2氮氧化物75.719.074.72018.02.01（第二次）低浓度颗粒物1.752386950.4181.68二氧化硫14.63.4814.0氮氧化物81.519.578.42018.02.01（第三次）低浓度颗粒物1.942546910.4941.90二氧化硫21.65.5021.2氮氧化物85.321.783.6表1

38、1-2 锅炉烟气（颗粒物、SO2、NOX）监测结果一览表（续）点位检测项目采样日期测定浓度(mg/m3)烟气流量（m3/h）排放速率（kg/h）折算浓度(mg/m3)21#-22#出口2018.01.31（第一次）低浓度颗粒物2.152559770.5502.32二氧化硫7.51.98.1氮氧化物45.611.749.22018.01.31（第二次）低浓度颗粒物1.772559960.4531.94二氧化硫9.52.410氮氧化物49.712.754.42018.01.31（第三次）低浓度颗粒物1.722502750.4301.83二氧化硫12.33.0813.1氮氧化物45.911.548.

39、82018.02.01（第一次）低浓度颗粒物1.142550210.2911.27二氧化硫11.22.912.4氮氧化物50.412.956.02018.02.01（第二次）低浓度颗粒物2.102587540.5432.25二氧化硫12.63.2613.5氮氧化物51.413.355.02018.02.01（第三次）低浓度颗粒物1.652493680.4111.81二氧化硫12.23.0413.4氮氧化物48.612.153.2注：机组年运行时间为7200h，其中采暖期2880小时，非采暖期4320小时，监测时锅炉运行负荷大于75%。表11-3 锅炉烟气（氨、烟气黑度、汞及其化合物）监测结果一

40、览表（续）检测项目采样点位源能热电21-22#源能热电23-24#采样时间11月16日11月16日采样频次频次1频次2频次3频次1频次2频次3汞及其化合物实测浓度mg/m3NDNDND1.1E-41.1E-41.0E-4折算浓度mg/m3/1.2E-41.2E-41.1E-4排放速率Kg/h/1.86E-51.72E-51.61E-5烟气黑度级111111氨浓度mg/m32.632.051.971.551.631.77排放速率Kg/h0.4660.3790.3550.2620.2550.285排气量Ndm3/h177308184659180388168754156477161200含氧量%6.

41、36.56.67.16.87.0流速m/s6.77.06.85.34.95.0烟温333332474746排气筒高度/采样口断面直径m75/3.5120/4.3负荷75%75%注：机组年运行时间为7200h，其中采暖期2880小时，非采暖期4320小时，监测时锅炉运行负荷大于75%。表11-4 锅炉烟气在线监测数据统计结果一览表时间二氧化硫氮氧化物颗粒物氧含量（%）废气排放量（m3）实测浓度（mg/m3）折算浓度（mg/m3）实测浓度（mg/m3）折算浓度（mg/m3）实测浓度（mg/m3）折算浓度（mg/m3）源能热电23-24#2019.10.72019.12.31最大值24.827.192.41026.947.811.56643656最小值0.8571.1249.351.50.8261.246.12672672平均值11.713.378.389.52.282.67.884918853源能热电21-22#2019.10.72019.12.31最大值20.926.673.888.86.210.420.9最小值0.370.37001.41.46.987890315平均值10.5