汕尾电厂3、4号机组超低排放改造项目环境影响报告表.docx

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1、项目编号： FH11281-P01建设项目环境影响报告表(试 行)项目名称： 汕尾电厂 3 、4 号机组超低排放改造项目建设单位(盖章)：广东红海湾发电有限公司 编制日期： 2017 年 02 月 08 日国家环境保护总局制一、建设项目基本情况项目名称汕尾电厂 3 、4 号机组超低排放改造项目建设单位广东红海湾发电有限公司法人代表联 系 人通讯地址汕尾市红海湾经济开发区联系电话传 真邮政编码516623建设地点广东省汕尾市红海湾经济开发区汕尾电厂内立项审批部门/批准文号/建设性质新建 改扩建 技改行业类别 及代码D4411 火力发电占地面积 (平方米)/绿化面积 (平方米)/总投资(万元)29

2、894其中：环保投 资(万元)29894环保投资占 总投资比例100%评价经费(万元)预期投产日 期2017 年 11 月工程内容及规模：1、项目由来为加快推动能源生产和消费革命，进一步提升煤电高效清洁发展水平，国家提 出了煤电升级行动计划， 由国家发改委、环境保护部、国家能源局联合下发的发改能 源20142093 号文件煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020 年)明确提出煤 电改造的目标与期限，要求东部地区(辽宁、北京、天津、河北、山东、上海、江苏、 浙江、福建、广东、海南等 11 省市)新建燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到 燃气轮机组排放限值(即在基准氧含量 6%条件下，

3、 烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓 度分别不高于 10 、35 、50 毫克/立方米)。广东省发展改革委印发的粤发改能电函20152102 号文件，要求全省煤电机组 “基本达到燃气轮机组排放限值” ，即 NOx 、SO2 、烟尘排放浓度不高于 50mg/Nm3 、 35mg/Nm3 、10mg/Nm3；鼓励珠三角地区“达到燃气轮机组排放限值”，即 NOx 、SO2、烟尘排放浓度不高于 50mg/Nm3 、35mg/Nm3 、5mg/Nm3。12015 年 12 月 15 日，由环境保护部、国家发改委、国家能源局联合下发的环发 2015164 号文件全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案明确提

4、出在确 保供电安全前提下， 将东部地区(北京、天津、河北、辽宁、上海、江苏、浙江、福建、 山东、广东、海南等 11 省市)原计划 2020 年前完成的超低排放改造任务提前至 2017 年前总体完成，要求 30 万千瓦及以上公用燃煤发电机组、 10 万千瓦及以上自备燃煤发电机组(暂不含 W 型火焰锅炉和循环流化床锅炉)实施超低排放改造。汕尾电厂位于广东省汕尾市东南 25km 白沙湖畔的红海湾经济开发区， 汕尾电厂 总体规划装机容量为 4600MW+41000MW 等级机组，分两期建设， 一期工程建设 4600MW 等级机组(即 2600MW +2660MW)，二期建设 41000MW 等级机组。

5、第 一期工程分两步建设， 一期工程 1 、2 号机组装设 2600MW 国产超临界燃煤机组， 一期公用系统设计已按 4600MW 等级机组容量完成； 一期工程 3 、4 号机组装设 2660MW 超超临界燃煤机组， 目前 1 、2 号机组已于 2008 年投入商业运行， 3 、4 号机组已于 2011 年投入商业运行。汕尾电厂一期 1 、2 号机组已于 2016 年启动超低排放改造，该改造项目委托中 国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司编制了环境影响报告表，并于 2016 年 7 月 28 日取得了汕尾市环境保护局关于汕尾电厂一期 1、2 号机组超低排放改造 项目环境影响报告表的批复（汕

6、环函2016158 号），目前 1 、2 号机组改造完成，正在办理竣工环境保护验收。本工程为汕尾电厂一期 3 、4 号机组改造，位于汕尾市红海湾经济开发区汕尾电 厂内，项目拟对 3 、4 号机组锅炉烟气治理系统进行升级改造，主要包括烟气脱硝系 统、 烟气除尘系统、烟气脱硫系统的改造， 同时对风机系统、电气系统、控制系统等配套设施进行改造。根据中华人民共和国环境影响评价法（2016 年）及建设项目环境影响评 价分类管理名录（2015 年版），本工程属于“ 电力”类的“脱硫、脱硝、除尘等环保 工程” ，需编制报告表。受广东红海湾发电有限公司委托，中国能源建设集团广东省 电力设计研究院有限公司组织环

7、评人员， 在收集和研读项目资料的基础上， 对现场进 行了实地踏勘， 并通过跟建设单位及相关专家充分沟通， 编制完成环境影响评价报告表。2、工程组成及规模2本项目属于技术改造类项目，改造工程仅针对锅炉烟气治理以实现“超低排放”， 并且本次改造对象仅为现有 3 、4 号机组（2660MW）配套的烟气脱硝系统、除尘系统及脱硫系统，不涉及电厂主体工程的变化。（1）烟气脱硝超低排放改造汕尾电厂 SCR 装置的催化剂按 2+1 方式装填，目前备用层已装填催化剂，实际 的运行效果并没有达到超低排放的目标。本次超低排放改造推荐脱硝系统运行三层催化剂，并更换初装的 2 层催化剂。（2）烟气除尘超低排放改造汕尾电

8、厂 3 、4 号机组电除尘器改造拟采用静电除尘器提效改造+脱硫系统除尘+ 湿式电除尘器技术， 其中静电除尘器提效推荐采用低低温电除尘器技术， 该技术方案不对脱硫塔的除雾器进行升级改造，在脱硫塔出口增加湿式静电除尘器。（3）烟气脱硫超低排放改造汕尾电厂 3 、4 号机组现有脱硫系统设计方案为采用湿式石灰石-石膏法。本工程 脱硫工艺改造采用单塔单循环提效方案， 在吸收塔最下层喷淋层至入口烟道顶面 之间的区域内安装气流均布装置，使吸收塔入口、喷淋层下方烟气均流并同时 产生可控湍流，增加烟气与浆液的接触面积， 提升吸收塔整体脱硫效率，避免烟气偏流短路现象。原 4 层喷淋层更换高效滤嘴，新增一层喷淋层。

9、（4）烟气换热器改造由于烟气再热装置回转式GGH 的泄漏率对于脱硫后的 SO2 排放浓度有较大影响，拟对烟气换热器进行改造，拆除现有回转式 GGH，与低低温电除尘器改造相结合，增设烟气换热器， 拟在锅炉空气预热器与静电除尘器之间加装烟气降温段， 吸收塔与烟囱之间加装烟气升温段。（5）超低排放改造目标在基准氧含量 6%条件下， 烟尘、 SO2、NOx 排放浓度分别不高于 10 mg/Nm3 、35mg/Nm3 、50 mg/Nm3。由以上可以看出， 本工程为技改项目， 主要对烟气治理设备进行改造， 锅炉、汽机、发电机等主体工程均保持现状。项目涉及的主要设施、设备见下表。3表 1-1 项目主要相关

10、设施设备一览表序号系统设备现有规格改造内容1主机 系统锅炉超超临界变压运行直流锅炉， 下部水 冷壁螺管圈、 一次再热、单炉膛对冲 燃烧、平衡通风、固态排渣煤粉炉， 22060t/h无需改造汽轮机超超临界、三缸四排气、单轴、 一次 中间再热、凝汽式， 2660MW无需改造发电机水氢氢冷、自并励静止励磁，2733MW无需改造2制粉 系统磨煤机采用直吹式正压冷一次风制粉系统， 每台锅炉设 6 台无需改造3除尘 系统电除尘器每台锅炉配 2 台双室四电场静电除 尘器，除尘效率 99.61%由传统电除尘器改造低低温电除 尘器，除尘效率 99.90%除雾器吸收塔除雾器采用 2 级屋脊式除雾器无需改造湿式静电

11、除尘器增加 2 台湿式静电除尘器在脱硫塔出口增加湿式静电除尘 器，除尘效率 83.4%4脱硫 系统吸收塔一炉一塔， 每座吸收塔设置 4 层喷淋 层，吸收塔总高 35.87m，脱硫效率 96%在吸收塔最下层喷淋层至入口烟 道顶面之间的区域内安装气流均 布装置；原 4 层喷淋层更换高效 滤嘴；新增一层喷淋层，在原有 吸收塔基础上抬高，脱硫效率99.2%循环泵每套吸收塔设置 4 台浆液循环泵每套吸收塔增加 1 台 10500m3/h、 P=1200kW 的浆液循环泵氧化风 机每套吸收塔设置 3 台 Q=8007Nm3/h，P=450kW 的风机（两运一备）每套吸收塔增加 1 台Q=8007Nm3/h

12、 ，P=450kW 的风机，实现三运一备除雾器吸收塔除雾器采用 2 级屋脊式除雾器无需改造浆液制备供应石灰石浆液箱有效容积 385m3 ，每台机配置两台流量为 60m3/h 石灰石浆液泵(一运一备)无需改造石膏脱水2 台出力 Q=45.5t/h 真空皮带脱水机无需改造事故排放现事故浆液箱有效容积 3321m3无需改造4废水处 理处理量 30t/h 的废水系统无需改造5脱硝 系统催化剂层采用国产蜂窝式催化剂， 主要活性成 分为 TiO2 和 V2O5 ，少量的 WO3 。采 用选择性催化还原法(SCR)工艺；催 化剂层按 2+1 层设计， 即 2 层催化剂 设计层加 1 层催化剂备用层， 目前电

13、 厂已投入 SCR 备用层，脱硝效率 80%投运备用层，更换初装的 2 层催 化剂，脱硝效率 85.7%6烟气 换热 系统烟气换热器烟气脱硫系统中设置了回转式烟气 换热器（GGH）拆除现有回转式 GGH，增设烟气 换热器，拟在锅炉空气预热器与 静电除尘器之间加装烟气降温段，吸收塔与烟囱之间加装烟气 升温段。7烟囱钛钢复合烟囱钛钢复合板内筒无需改造8风机增压风机和引风机每台锅炉配置两台成都电力机械厂 生产的 YA16648-8Z 型静叶可调节轴 流式引风机；每台脱硫系统配置一台上海鼓风机 厂生产的 RAF42-20-1 型动叶可调轴 流式卧式增压风机拆除脱硫增压风机和引风机，引风机与脱硫增压风机

14、合并为联合风机3、项目概况项目名称：汕尾电厂 3 、4 号机组超低排放改造项目建设单位：广东红海湾发电有限公司；建设地点：广东省汕尾市红海湾经济开发区汕尾电厂内；项目性质：技术改造；劳动定员：不新增工作人员；工作制度：全年连续工作制，年工作 365 天；工程进度： 4 号机组拟定于 2017 年 4 月开工， 2017 年 06 月完成； 3 号机组拟于2017 年 9 月开工， 2017 年 11 月完成；资金投入： 3、4 号机组超低排放改造工程总投资共 29894 万元， 其中建筑工程费 813 万元，设备购置费 19251 万元，安装工程费 6336 万元，其他费用 3494 万元，全

15、部为环保投资。4、主要原辅材料消耗量及产品产量本工程技改前后项目主要消耗的原辅材料如下表所示：5表 1-2 技改前后主要原辅材料情况一览表（3 、4 号机组）序号原料名称用量（t/a）变化量（t/a）备注技改前技改后1燃煤*255.19104255.1910402液氨264026400332%NaOH 溶 液0420+420湿式除尘器用4石灰石15.410416.06104+6600新增一层喷淋层，配备高效喷嘴，安装气流均布装置5催化剂842.4t/(3a) （2层）842.4t/(3a)（2层）0更换催化剂，三年一换注： *2016 年实际统计数据年运行小时数按 5500h 考虑。本工程主要

16、产品为电力，副产品为脱硫石膏及灰、渣，基本情况如下表所示。表 1-3 技改前后主要产品、副产品情况一览表（3 、4 号机组）序号产品名称产量变化量技改前技改后1脱硫石膏24.64104t/a27.61104t/a+2.97104t/a2灰量27.71104t/a27.79104t/a+800t/a3渣量1104t/a1104t/a0注：年运行小时数按 5500h 考虑。5、主要生产设备本项目技改前后主要生产设备名称及数量变化情况如下表所示。表 1-4 3 、4 号机组 SCR 脱硝系统改造方案表序 号设备名称数量（台、部、套）变化量备注技改前技改后1SCR 反应器2 套2 套0已运行 3 层催

17、化剂， 更换初装的 2 层催 化剂6表 1-5 脱硫工艺改造方案表（单台机组）序 号名 称规格及技术要求单 位数 量备 注一烟气系统1烟道改造量t64新增2吸收塔出口非金属膨 胀节160003100mm件1更换3净烟道支架改造套1二吸收塔系统1吸收塔本体19/16m 喷淋塔塔体抬高改造4.2m套1局部改 造2吸收塔喷淋层FRP，原4层/塔，本次改造新增1层。套1新增3原吸收塔喷嘴136个/层，共4层个544拆除4吸收塔喷嘴高效节能型， 220个/层， 共5层个1100更换5气流均布装置16m套1新增6原除雾器PP 2级屋脊式套1利旧7防腐修复气流均布装置、烟道、高效除雾 器部分和塔改造的防腐约

18、2000m2项1新增8原浆液循环泵Q 10500m3/h ，N=1200kW台4利旧9新浆液循环泵离心泵， Q 10500m3/h ，N=1200kW台1新增10除雾器冲洗水管路 改造用于高效除雾器冲洗用套1改造11氧化风机Q=8007m3/h，电机功率450kW台3利旧三工艺水系统利旧四石膏脱水系统利旧五石灰石制浆系统利旧六电气热控循环泵电机新增、更换烟气换热器、测尘仪重新选型、 CEMS重新选型、新增喷淋层等设备引起的电气热控 改造套1新增表 1-6 烟气换热器改造清单如下表所示（单台机组）序 号项 目单 位数 量备 注1原GGH套1拆除2烟道局部改造3烟气降温段装置(含壳体)套4增设4再

19、加热器装置(含壳体)套1增设5声波清灰装置及蒸汽吹灰装置套1+1增设6平台及楼梯走道套1+1增设7烟道支架加固及基础套1增设8管路及控制系统(含各类阀门、计量仪器、泵等)套1增设9保温层(含管路保温)套1增设10电气部分套1增设7本项目技改后主要生产设备参数如下表所示。表 1-7 湿式静电除尘器选型主要技术参数表项 目单 位数 值设计入口烟气量(湿基，实际O2)Nm3/h约212万入口烟气温度约50入口烟尘浓度(干基， 6%O2 ，含石膏)mg/Nm330.1出口烟尘浓度(干基， 6%O2 ，含石膏)mg/Nm35保证除尘效率%83.4保证SO3去除率%70室/台2阳极板型式及材质316L或以

20、上阴极线型式及材质316L或以上烟气阻力Pa300除尘器电耗kW约650kW表 1-8 烟气换热器系统参数表分 项参数值备 注烟气降温段入口烟气量， Nm/h223万湿态，实际02烟气降温段入口烟温，137烟气换热器总用水量， t/h970烟气换热器-H/E换热面形式R/H高温吸热段烟气换热器-H/E进/出口烟温，137/85高温吸热段烟气换热器-H/E进/出口水温，70/110高温吸热段烟气换热器-H/E总换热量， kj/s45774高温吸热段烟气换热器-R/H进口烟气量， Nm/h239万低温放热段烟气换热器-R/H换热面形式R/H光管+鳍片管低温放热段烟气换热器-R/H进/出口烟温，48

21、/80)低温放热段烟气换热器-R/H进/出口水温，110/70低温放热段烟气换热器-R/H总换热量， kj/s32026低温放热段烟气换热器烟气总阻力1300Pa烟气换热器热媒体种类工业用除盐水热媒体循环泵布置方式、功率一用一备、每台220KW清灰系统(升温段+ 降温段)蒸汽/声波吹灰器烟气换热器烟气降温段换热管材质高温段：采用20G钢(50%)低温段： ND(50%)管壁厚度5mm烟气换热器再热器换热管材质快速升温段： 316L低温段： 2205高温段： 316L8表 1-9 超低排放改造后联合风机参数表工况项目B-MCR工况TB工况设计煤种设计煤种联合风机入口体积流量(Nm3/h)1060

22、3961166436联合风机入口体积流量(m3/h)13529831531048联合风机入口体积流量(m3/s)375.83425.29联合风机入口质量流量(kg/s)374.84408.60联合风机入口温度()7585入口烟气密度(kg /m3)0.99740.9608联合风机入口全压(Pa)-4372-5246联合风机出口全压(Pa)55346641联合风机全压升(Pa)990611887压缩性修正系数0.96550.9587联合风机效率(%)87.486.5机械传动效率(%)9898联合风机轴功率(kW)41545659电动机功率裕量系数-1.05风机工作转速(r/min)990990配

23、套电机功率(kW)-60006、公用工程（1）给排水项目用水包括工业和生活用淡水及直流循环冷却用海水。直流冷却水采用海水直流供水冷却方式， 海水取水口设于厂东北面煤码头港池南 岸， 在深水港港池内深层取水， 900 米引水明渠供水； 排水采用 700 米暗管自然冷却， 浅排方式， 由 100 米明渠排至厂东南面南海海域。厂区工业及生活用淡水来自距电厂约 25 公里的赤沙水库及红海湾自来水厂，由管网送至厂区。技改前工程淡水耗水量为 565.82m3/h（311.2104t/a），技改过程中， 因增设湿式 电除尘器，两台机组耗水量共增加 29.92104t/a，设计将湿式电除尘器的排水直接排 入脱

24、硫吸收塔。项目配套有 1 套处理能力为 30m3/h 的脱硫废水处理系统，脱硫废水 经石灰乳调整 pH 后，加有机硫及絮凝剂进行絮凝、澄清，澄清水回用作为锅炉冲灰渣用水，不外排。工程技改前后所有废水均在电厂内综合利用，不外排。（2）供电1）厂用电3、4 号机组各设有 1 台容量为 57/35-35MVA 的分裂绕组高压工作变(3、4 号高压厂变)，每台机组设有 2 段 6kV 工作母线，每台机组设有 1 段 6kV 炉后脱硫段母线。92）湿式静电除尘器电气改造根据工艺改造方案，本工程 3 、4 号机组各新增 1 台卧式湿式静电除尘器，电负 荷约为 650kW 。3 、4 号机组各设置 2 台容

25、量为 800kVA 的低压除尘厂用变压器，对 应设置电除尘 PC 段，为新增静电除尘器供电。新增低压厂用除尘变的电源从每台机 组 6kV 厂用工作段引接，每台机组需增设 2 台 6kV 高压开关柜。新增除尘厂用变压器需考虑新设建筑房间，位置可考虑在原脱硫系统旁路烟道区域。3）脱硫系统电气系统改造根据工艺改造方案，本次改造 3 、4 号机组各新增 1 台功率为 1200kW 的浆液循 环泵，新增 1 台功率为 450kW 的氧化风机；拆除增压风机(每台机组 1 台，功率为5500kW)；烟气换热系统每台机组增加 2 台功率为 220kW 的热媒体循环泵， 一运一备。原增压风机配电回路改作备用回路

26、； 新增浆液循环泵、氧化风机的电源均从每台 机组 6kV 脱硫段引接；新增热媒体循环泵的电源从每台机组 6kV 工作段引接。每台 机组 6kV 脱硫段需增设 2 台 6kV 高压开关柜，每台机组 6kV 工作段需增设 2 台 6kV高压开关柜。本次改造后， 3、4 号机组 6kV 脱硫厂用段负荷容量由 12235.75kVA 减至 8963.25kVA，经核算，3 、4 号机组 6kV 脱硫段本次改造所需各电源回路的元器件无需更换。4）引风机电气改造根据工艺改造方案，本次改造 3 、4 号机组需拆除脱硫增压风机(5500kW/台,每台 机组 1 台， 共 2 台)，拆除引风机(4450kW/台

27、,每台机组 2 台， 共 4 台)，新增联合风机 (6000kW/台，每台机组 2 台，共 4 台)。新增联合风机的电源从原引风机回路引接。因联合风机单台功率变大， 原引风机 回路的电流互感器需要更换， 即将电流互感器更换为 LZZBJ9-10-1000/1A 型电流互感器，同时还需增加 1 根 ZRC-YJV22-6kV-3185 的电缆。湿式静电除尘器改造、引风机改造及脱硫除尘一体化改造后， 3 、4 号机组 6kV厂用电负荷容量为 55969kVA，而 3 、4 号机组厂变的额定容量为57000-35000/35000kVA。因此，厂变容量满足要求，无需改造。（3）供热工程不设职工宿舍等

28、，技改前后供热情况无变化。（4）其他10工程内部设食堂， 食堂主要燃料为天然气， 技改前后食堂情况无变化。技改前后天然气用量均约为 7.32 万立方米。7、产业政策本项目属于热电除脱硫、脱硝、除尘改造， 根据产业结构调整指导目录 2011 年 本（2013 年修正），属于鼓励类第四条“ 电力” 中“17、燃煤发电机组脱硫、脱硝及复合污染物治理” ，因此，本项目建设符合产业政策。与本项目有关的原有污染情况及主要环境问题：1、现有电厂概况（1）现有项目概况及环保手续履行情况汕尾电厂一期工程于 1993 年获国家计划委员会（计能源19931936 号文） 批准 立项建设 4600MW 燃煤发电机组，

29、 1994 年西南电力设计院编制完成了汕尾电厂 新建工程环境影响报告书，1995 年 7 月通过原国家环境保护局的审批（环监1995423号），后因国家宏观调控， 一期工程暂缓建设。2002 年， 一期工程重新启动。2003 年 6 月， 由西南电力设计院编制完成了汕尾电厂一期工程环境影响复核报告书， 2003 年 6 月原广东省环保护局以粤环2003166 号文提出初审意见， 2003 年 7 月原国家环境保护总局以环审2003201 号文对该复核环境影响报告书给予重新审核意见的复函。一期工程包括 4 台燃煤机组，由广东红海湾发电有限公司负责建设和运营管理。 一期工程 1 、2 号机组（26

30、00MW）已于 2008 年建成试运行， 并于 2009 年 2 月通 过国家环保部的验收（环验200941 号） 。一期工程 3 、4 号机组（2660MW）扩建 工程，于 2008 年 7 月 19 日开工，分别于 2011 年 1 月 6 日及 2011 年 5 月 31 日通过 168 小时试运行，并于 2012 年 8 月通过国家环保部的验收（环验2012182 号）一期工程 1 、2 号机组同步建设烟气脱硫装置， 于 2013 年建设烟气脱硝装置， 脱 硝工程于 2013 年 1 月取得汕尾市环境保护局关于汕尾电厂 1、2 号机组烟气脱硝工 程环境影响报告表的批复（汕环函20134

31、7 号）； 一期工程扩建 3 、4 号机组同步 建设烟气脱硫装置和 SCR 烟气脱硝装置，于 2012 年补办了 3 、4 号机组脱硝环保工 程的环境影响评价工作， 于 2012 年 04 月取得汕尾市环境保护局关于汕尾电厂 3、4号机组烟气脱硝工程环境影响报告表的批复（汕环函201273 号）。11为响应国家提出的煤电升级行动计划，达到煤电改造的目标，汕尾电厂于 2016 年启动一期 1 、2 号机组超低排放改造项目， 并于 2016 年 7 月取得了汕尾市环境保 护局关于汕尾电厂一期 1 、2 号机组超低排放改造项目环境影响报告表的批复（汕环函2016158 号）。现启动一期 3 、4 号

32、机组超低排放改造项目。现有项目环保手续见下表。表 1-10 电厂办理环保手续一览表项目技术文件批文文号时间汕尾电厂新建 工程汕尾电厂新建工程环境 影响报告书关于广东省汕尾电厂 新建工程环境影响报 告书审批意见的复函环监1995423 号1995.07汕尾电厂一期 工程汕尾电厂一期工程环境 影响复核报告书关于汕尾电厂一期工程环境影响报告书重新审核意见的复函环审2003201 号2003.07汕尾电厂一期工程 1、2 号机组工程竣工汕尾电厂一期工程 1 、2号机组（2600MW）工程竣工环境保护验收监测报告关于汕尾电厂一期工程 1、2 号机组（2600兆瓦）竣工环境保护验收意见的函环验200941

33、 号2009.02汕尾电厂 3 、4号机组烟气脱硝工程汕尾电厂 3 、4 号机组烟气脱硝工程环境影响报告表关于汕尾电厂 3 、4 号 机组烟气脱硝工程环 境影响报告表的批复汕环函201273 号2012.04汕尾电厂一期工程 3、4 号机组（2660MW）工程竣工汕尾电厂一期工程 3 、4号机组（2660MW）工程竣工环境保护验收监测报告关于汕尾电厂一期工 程 3 、4 号机组竣工环 境保护验收意见的函环验2012182 号2012.08汕尾电厂一期工程 1、2 号机组建设脱硝装置工程汕尾电厂 1 、2 号机组烟气脱硝工程环境影响报告表关于汕尾电厂 1 、2 号 机组烟气脱硝工程环 境影响报告

34、表的批复汕环函201347 号2013.01汕尾电厂一期1 、2 号机组超低排放改造汕尾电厂一期 1 、2 号机组超低排放改造项目环境影响报告表汕尾市环境保护局关于汕尾电厂一期 1 、2号机组超低排放改造项目环境影响报告表的批复汕环函2016158 号2016.07（2）项目地理位置及平面布置汕尾电厂位于广东省汕尾市东南 25km 的红海湾白沙湖畔，总占地面积75.12hm2 ，一期工程占地面积 15.96 hm2。厂区东北面临公司港池， 东南面临海， 西北及西南面为农田，西南面距厂界约 50 米为径尾村。12（3）项目主要建设内容1 、2 号机组建设规模为 2 台 600MW 超临界燃煤机组

35、，建设内容包括 2 台1950t/h 燃煤锅炉， 2 台 667MVA 发电机组及其配套的 1 座石灰石粉贮仓及输送系 统、 1 套全封闭输煤系统、 2 座圆形封闭煤场、 3 座干灰库、 1 座石膏库、 2 个炉渣 仓、 1 套化学水处理系统等公用工程。发电机冷却系统采用海水直流供水冷却方式， 取水口设于厂东北面煤码头港池南岸， 深层取水， 排水采用浅排方式， 排至厂东南面南海海域。环保设施包括 2 台锅炉各配套 1 套双室四电场静电除尘器、 1 套烟气石灰石-石 膏湿法脱硫装置及 1 套烟气脱硝装置， 锅炉采用低氮燃烧器， 废气共用 1 座 210m 高 钢筋混凝土双管烟囱排放；废水处理配套

36、有工业废水处理系统、脱硫废水处理系统、含煤废水处理系统、灰渣冲洗水处理系统及生活污水处理系统各 1 座。3 、4 号机组建设规模为 2 台 2060t/h 的燃煤锅炉、 2 台额定功率 660MW 的汽轮机以及 2 台额定功率 733MVA 的发电机及配套设施。表 1-11 电厂主要建设内容名称1 、2号机组3 、4号机组机组2600MW2660MW生产设备主机设备汽轮机种类超临界三缸四排气、单轴、 一次 中间再热、凝汽式超超临界、三缸四排气、单轴、 一次中间再热、凝汽式额定出力600MW ，2 台660MW ，2 台发电机种类水氢氢冷、静态自并励磁水氢氢冷、自并励静止励磁额定出力667MVA

37、 ，2 台733MVA ，2 台锅 炉种类超临界本生型螺旋管圈直流炉，单炉膛、平衡通风、 一次中间再 热，固态排渣煤粉炉超超临界变压运行直流锅炉， 下部水冷壁螺管圈、 一次再热、单炉膛对冲燃烧、平衡通风、固态排渣煤粉炉蒸发量1950t/h ，2 台2060t/h ，2 台输 煤 系 统煤场封闭式圆形煤场， 2 座封闭式圆形煤场， 2 座输煤系统全封闭输煤系统1 套、双路（1 用1 备）全封闭输煤系统1 套、双路（1 用1 备）灰渣系统干灰贮库气力干除灰，灰库容积： 3座 2000m3 ，1 座2600m3气力干除灰，灰库容积： 3座 2600m3炉渣仓水力除渣， 脱水渣仓2 座，90m3/ 个

38、水力除渣，脱水渣仓2 座， 110 m3/个石膏库1 座， 500m21 座， 880 m2石灰石堆场容积3 万m3 石灰石堆仓库1 座 供水冷却水系统海水直流冷却水系统1套，引水明 渠900m，排水暗管500m海水直流冷却水系统1套，引水 明渠900m（依托），排水暗管13系 统700m 化水车间锅炉补给水净化系统 1 套（已按4600MW 机组容量建设）在现有净水站基础上， 扩建一座300m3/h 重力式空气擦洗滤池，增设一台工业水泵， 及200 m3专 用生活水池一座贮油罐2000m3 ，2 座依托氨罐容量 78 m3 ，2 个公 辅 工 程专用煤码头7 万吨煤码头、 3000 吨重件码

39、 头、 1000 吨油码头各1 座7 万吨煤码头扩建为10万吨煤 码头输电线路500KV 输出线路，四回依托环 保 设 施废 气 治 理烟气除尘系统每台锅炉配2 台双室四电场静电 除尘器每台锅炉配2 台双室四电场静 电除尘器烟气脱硫系统湿法石灰石石膏脱硫系统2 套湿法石灰石石膏脱硫系统2 套烟气脱硝系统低氮氧化物燃烧器2 套低氮氧化物燃烧器2 套及SCR 脱硝系统2 套烟囱钢筋混凝土双管烟囱，高210m，1 座（2 台机组合用）钢筋混凝土双管烟囱，高240m，1 座（2 台机组合用）烟气自动连续 监测钢筋混凝土双管烟囱，高240m，1 座（2 台机组合用）烟气自动连续监测装置4 套（烟气脱硫处

40、理系统进口和烟囱60m 处安装）废 水 治 理工业废水处理 系统1座， 100t/h扩建至处理能力200t/h，新建3000m3 废水储存池1座，仪用空气压缩机1台，其他依托原有脱硫废水处理 系统1座， 25t/h1座， 30t/h含煤废水处理 系统煤粒沉淀池1 座， 50t/h依托灰渣冲洗水处 理系统灰渣沉淀池1 座， 200t/h灰渣沉淀池1 座， 200t/h生活污水处理 系统1座， 15t/h依托含油污水处理 系统1座， 5t/h依托（4）燃辅材料电厂现有煤种均是烟煤， 其中设计煤种为神府东胜煤， 校核煤种为晋北烟煤。汕 尾电厂 3 、4 号机组实际运行中煤源较多，如神华煤、印尼煤、晋北煤等等。燃煤通 过海运到达电厂专用码头， 经封闭式卸船机、带式输送机送至煤场堆存或分流直接送至煤仓。煤质成分分析见下表。14表 1-12 煤质成分分析表项 目符 号单 位设计煤种校核煤种*实际值收到基水分Mar%12.709.6118.22空气干燥基水分Mad%7.802.85收到基灰分Aar%12.5419.8711.01干燥无灰基挥发份Vdaf%32.3127.33收到基碳Car%60.5158.5656.33收到基氢Har%3.623.363.62收到基氧Oar%9.