天津石化燃煤改燃气公示版.pdf
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建设项目环境影响报告表 （污染影响类） 项目名称：热电部燃煤改燃气一期改造工程 建设单位（盖章）：中国石油化工股份有限公司天津分公 司 编制日期： 2022 年 11 月 中华人民共和国生态环境部制 一、建设项目基本情况 建设项目 名称 热电部燃煤改燃气一期改造工程 项目代码 2204-120116-89-02-192069 建设单位 联系人 王冬霞 建设地点 （ 117 地理坐标 国民经济 行业类别 建设性质 是否开工建设 度 市 滨海新 25 分 28.913 秒， 38 □新建（迁建） √改建 □扩建 □技术改造 度 49 分 0.312 秒） 四十一、电力、热力生产和供应 业—91 热力生产和供应工程， 天然气锅炉总容量 1 吨/小时 （0.7 兆瓦）以上的 √首次申报项目 □不予批准后再次申报项目 超五年重新审核项目 □重大变动重新报批项目 建设项目 行业类别 建设项目 申报情形 项目审批（核准/ 备案）文号（选填） √否 是： 54239 环保投资（万元） 2166 4.0 施工工期 10 个月 用地（用海） 面积（m2） 0 专项评价设 置情况 规划情况 区 大港北围堤路 160 号 天津 D4430 热 力 生 产 和 供 应 项目审批 （核准/备案） 部门（选填） 总投资（万 元） 环保投资占比 （%） 63804201 联系方式 / 《天津市滨海新区石化产业发展规划》 规划环评文件：《天津滨海新区石化产业发展规划环境影响报告书》 审批机关：天津市滨海新区环境保护和市容管理局 规划环境影 响评价情况 审批文件名称：《关于对报审天津滨海新区石化产业发展规划环境影响报告 书的复函》（2011年12月27日） 文号：津滨环容函[2011]18号 1 本项目位于中国石油化工股份有限公司天津分公司热电部厂区内，为现 有装置的改造，土地性质属工业用地。 根据《天津滨海新区石化产业发展规划》，产业结构目标：重点打造以 炼油乙烯为龙头的大石化、原料多元化及低碳化、传统盐化工产业升级改 造、高端石化产品集群四大产业发展体系，优化原料供应格局、提升产品结 构，努力推进石化产业向下游深加工发展，并与轻工纺织、橡塑加工等产业 形成有效对接，打造“油头-化身-轻纺尾”的完整产业链条，努力形成结构完 善、产品丰富、延伸度高、循环经济特色突出、竞争力强的产业结构。本项 规划及规划 环境影响评 价符合性分 析 目为锅炉的煤气改燃气改造，此改造服务于石化行业，符合《天津滨海新区 石化产业发展规划》。 （2）规划环境影响评价性分析： 根据《天津滨海新区石化产业发展规划环境影响报告书》及其复函， “大港石化产业集群发展思路为：除围绕现有大炼油、大乙烯的优化提升和 挖潜增效外，仅允许依托大乙烯装置产品/副产品适度发展以化工新材料和精 细化工类产品为特色的延伸加工、副产资源综合利用、现有产业结构优化和 产业升级项目，其余新建项目一律进南港工业区石化产业园。” 本项目为锅 炉的煤气改燃气改造，此改造服务于石化行业，符合《天津滨海新区石化产 业发展规划环境影响报告书》及其复函要求。 综上，本项目建设符合规划和规划环境影响评价要求。 1、与《天津市滨海新区人民政府关于印发实施“三线一单”生态环境分区 管控的意见的通知》的符合性分析 根据《天津市滨海新区人民政府关于印发实施“三线一单”生态环境分 区管控的意见的通知》（津滨政发[2021]21号），滨海新区全区陆域共划分 其他符合性 分析 优先保护、重点管控和一般管控三类86个环境管控单元。其中，优先保护单 元23个，主要包括生态保护红线和自然保护地、饮用水源保护区、水库和重 要河流等各类生态用地。重点管控单元62个，主要包括城镇开发区域、工业 园区等开发强度高、污染排放强度大、以及环境问题相对集中的区域。一般 管控单元1个，是除优先保护单元和重点管控单元之外的其他区域。 本项目选址位于天津市滨海新区北围堤路160号，对照上述文件“滨海新 2 区环境管控单元（区）划定汇总表”，本项目属于“重点管控单元产业集聚类” 范围内，本项目与滨海新区“三线一单”总体生态环境管控要求符合性分析见 表1-1。 表1-1 本项目与滨海新区“三线一单”生态环境分区管控要求符合性分析 环境管控 生态环境管控要求 本项目情况 单元类型 ①本项目位于天津市滨海新区 以产业高质量发展、环境污 北围堤路160号，在中石化分 染治理为主，认真落实碳达 公司现有厂区内建设，本项目 峰、碳中和目标要求，加强 不新增用地； 污染物排放控制和环境风险 ②本项目不属于《产业结构调 整指导目录（2019 年本）》 防控，进一步提升资源利用 中的鼓励类、限制类和淘汰 效率。产业集聚类重点管控 类，且不属于《市场准入负面 单元主要包括开发区、产业 清单（2022 年版）》中的禁 集聚区和部分街镇单元；严 重点管控 止类和限制类； 格产业准入要求，优化居住 单元 ③本项目废气经治理措施处理 和工业空间布局，完善环境 后达标排放，建设单位废气污 基础设施建设，强化重点行 染物排放总量减少；本项目建 业减污降碳协同治理，通过 成后建设单位废水排放量减 绿色工厂、绿色园区等建设 少；固体废物可妥善处置，噪 提升低碳发展水平，加强土 声经各类减振、隔声措施后可 壤污染风险防控，完善园区 达标排放； 突发环境事件应急预案，提 ④在严格落实本报告中提出的 升环境风险防。 环境风险防范措施后，本项目 环境风险可得到有效控制。 符合 性 符合 2、与《滨海新区生态环境准入清单（2021 版）》符合性分析 本项目选址位于天津市滨海新区北围堤路160号，属于《滨海新区生态 环境准入清单（2021 版）》重点管控（产业集聚区-大港石化产业园），本 项目与《滨海新区生态环境准入清单（2021 版）》符合性分析见表1-2。 类型 总体 要求 表1-2 本项目与滨海新区生态环境准入清单符合性分析 管控要求 本项目情况 1. 严格执行《中华人民共和国环境保护 法》、《中华人民共和国大气污染防治 法》、《中华人民共和国水污染防治 法》、《中华人民共和国土壤污染防治 法》、《中华人民共和国固体废物污染环 境防治法》、《中华人民共和国清洁生产 促进法》、《中华人民共和国循环经济促 进法》、《天津市大气污染防治条例》、 《天津市水污染防治条例》、天津市土壤 污染防治条例》等。 2. 严格执行《中华人民共和国自然保护区 3 符合性 本项目建设严格按 照各项环保法律、条 符合 例执行。 本项目选址不涉及 符合 空间 布局 约束 条例》、《关于划定并严守生态保护红线 的若干意见》、《关于在国土空间规划中 统筹划定落实三条控制线的指导意见》、 《饮用水水源保护区污染防治管理规 定》、《国家级森林公园管理办法》、 《森林公园管理办法》、《国家湿地公园 管理办法》、《城市湿地公园管理办 法》、《湿地保护管理规定》、《自然生 态空间用途管制办法（试行）》、《天津 市河道管理条例》、《天津市湿地保护条 例》、《天津市市管水库管理和保护范围 规定》、《天津市永久性保护生态区域管 理规定》、《天津市公园条例》、《天津 市绿化条例》、《天津市规划控制线管理 规定》、《天津市盐业管理条例》、《天 津市绿色生态屏障管控地区管理若干规 定》、《天津市蓄滞洪区管理条例》、 《天津古海岸与湿地国家级自然保护区管 理办法》、《天津市北大港湿地自然保护 区管理办法》等。 3. 严格执行《产业结构调整指导目录 （2019 年本）》、《产业发展与转移指导 目录（2018 年本）》、《市场准入负面清 单（2022年版）》、《天津市人民政府办 公厅关于印发天津石化产业调结构促转型 增效益实施方案的通知》（ 津政办函 〔2017〕129 号）、《石化产业规划布局 方案（修订）》等。 自然保护区、生态 15.严格执行国家产业政策和准入标准，实 本项目为锅炉的煤气 改燃气改造项目，不 属于高污染工业项 目，不属于严重污染 生态环境的产品、工 艺、设备。 行生态环境准入清单制度，禁止新建、扩 建高污染工业项目。 16.严格执行国家关于淘汰严重污染生态环 境的产品、工艺、设备的规定，推动落后 产能退出。 保护红线、永久性 保护生态区域、公 园、湿地、饮用水 水源保护区等。 本项目为锅炉的煤气 改燃气改造项目，严 格执行相关政策文 符合 件，建设内容符合国 家和天津市的产业政 策、规划要求。 符合 本项目废气及废水经 治理措施处理后达标 污染 物排 放管 控 排放。项目建成后， 33.严格执行废气、废水、噪声、固体废物 等国家、地方污染物排放标准。 建设单位废气和废水 污染物排放总量减 符合 少；固体废物可妥善 处置，噪声经各类减 振、隔声措施后可达 标排放。 环境 风险 56.工业固体废物堆存场所建成防扬散、防 流失、防渗漏设施。 4 本项目产生危险废物 不在厂区内暂存，产 符合 防控 63.严格管理危险废物的贮存、运输及处理 生后随即运出。 处置，加强对危险废物处理处置单位的监 管。 70.严格执行《天津市节约用水条例》、 《天津市实行最严格水资源管理制度考核 暂行办法》、《天津市实施〈中华人民共 和国水法〉办法》，加强用水管控。 资源 78.2025 年和2035 年执行《天津市滨海新 利用 区国土空间总体规划》中关于建设用地总 效率 量的相关要求。 79.严格执行《天津市滨海新区国土空间总 体规划》的空间布局、建设用地约束管控 要求、坚守建设用地规模底线、落实土地 用途管制制度。 大港石化产业园单元管控要求 空间 布局 约束 污染 物排 放管 控 环境 风险 防控 1. 执行总体生态环境准入清单空间布局约 束准入要求。 2. 园区边界结合用地开展绿化建设，形成 与大港城区、北大港湿地的有效防护隔离 带。 3. 新建项目应符合园区发展规划和空间布 局要求。 4. 执行总体生态环境准入清单污染物排放 管控准入要求。 5. 强化工业集聚区水污染治理监管，确保 污水集中处理设施达标排放。 6. 加强区内因管网错接、漏接等造成的雨 污管网混排的排查和升级改造，实行雨污 分流。 7. 强化石化、化工、生物医药行业企业的 VOCs 排放管控。严格按照排放标准要 求，全面加强精细化管理，确保 稳定达标排放。 8. 加强石化、化工行业企业无组织排放控 制管理。 9. 推动重点行业绿色低碳发展，化工行业 大力推广采取节能型流程、使用高效催化 剂等节能减碳路径。 10. 加强园区工业固体废物综合利用及危 险废物处理处置管理。 11. 执行总体生态环境准入清单环境风险 防控准入要求。 12. 完善园区环境风险防控体系和应急预 案，加强滨海新区、园区以及企业环境风 险防控联动；完善企业风险预案，强化区 内环境风险企业的风险防控应急管理水 平。 13. 建立并完善工业固体废物堆存场所污 5 本项目严格按照天 津市相关用水文件 执行，加强用水管 控；本项目在现有 厂区内进行锅炉的煤 气改燃气改造，不新 增用地。 符合 本项目为锅炉的煤气 改燃气改造项目，严 格执行相关政策文 符合 件，建设内容符合国 家和天津市的产业政 策、规划要求。 本项目废气及废水经 治理措施处理后达标 排放。项目建成后， 建设单位废气和废水 污染物排放总量减 少；固体废物可妥善 处置，噪声经各类减 振、隔声措施后可达 标排放。 符合 本项目针对可能的环 境风险采取必要的事 故防范措施和应急措 施，不会对环境产生 明显不利影响；企业 已编制环境风险应急 预案并备案。 符合 染防控方案，完善防扬撒、防流失、防渗 漏等设施。 资源 利用 效率 14. 执行总体生态环境准入清单资源利用 效率准入要求。 / 符合 由表1-2可知，本项目建设符合《滨海新区生态环境准入清单》（2021 版）中的相关要求。 图1-1 本项目在滨海新区环境管控单元分布图中的位置 3、天津市双城中间绿色生态屏障区位置关系 根据《天津市双城中间绿色生态屏障区生态环境保护专项规划 （2018-2035 年）》，对双城中间绿色生态屏障区（以下建成“屏障区”）提 出“双城生态屏障、津沽绿色之洲”的建设定位，规划位置为海河中下游、中 心城区和滨海新区之间，北至永定新河、南至独流减河、西至宁静高速、东 6 至滨海新区西外环高速。 屏障区内分为一级管控区、两级管控区和三级管控区，其中一级管控区 主要包括生态廊道地区和田园生态地区等，两级管控区主要包括示范小城 镇、示范工业园区等，三级管控区主要包括现状开发建设比较成熟、未来重 点以内涵式发展为主的地区。 屏障区内管控目标为一级管控区内既有分散企业全部迁出，禁止新建工 业项目，建成无工业区，工业企业及撤销取缔园区遗留场地土壤安全利用率 100%，受污染耕地实现安全利用，不安全不利用，农用地土壤环境安全得到 基本保障，实现农用地土壤环境质量实现根本好转；三级管控区内新建工业 项目全部进入规划保留工业园区，污染地块安全利用率达到100%，建设用地 土壤环境风险得到基本管控。 本项目不在屏障区管控区范围内。 图 1-2 本项目与天津市双城绿色屏障区位置关系图 4、与天津市生态红线符合性分析 “生态保护红线”是生态空间范围内具有特殊重要生态功能必须实行强制 7 性严格保护的区域。相关规划环评应将生态空间管控作为重要内容，规划区域 涉及生态保护红线的，在规划环评结论和审查意见中应落实生态保护红线的 管理要求，提出相应对策措施。除受自然条件限制、确实无法避让的铁路、公 路、航道、防洪、管道、干渠、通讯、输变电等重要基础设施项目外，在生态 保护红线范围内，严控各类开发建设活动，依法不予审批新建工业项目和矿产 开发项目的环评文件。 （1）与天津市生态保护红线的位置关系 根据《天津市人民政府关于发布天津市生态保护红线的通知》（津政发 [2018]21 号），天津市生态保护红线空间基本格局为“三区一带多点”：“三区” 为北部蓟州的山地丘陵区、中部七里海-大黄堡湿地区和南部团泊洼-北大港湿 地区。其中中部七里海－大黄堡湿地区。主要分布于宁河区、武清区、宝坻区， 包括七里海湿地生物多样性维护生态保护红线、大黄堡湿地生物多样性维护 生态保护红线、上马台湿地生物多样性维护生态保护红线、尔王庄水库水源涵 养和供水生态保护红线、引滦明渠水源涵养和输水生态保护红线，以及蓟运 河、潮白新河、青龙湾减河、北运河、永定河、永定新河、海河等 7 条一级河 道构成的河滨岸带生态保护红线。 距离本项目最近的天津市生态保护红线区域为南侧 0.8km 的独流减河河 滨岸带生态保护红线（见附图 6），本项目不占用天津市生态保护红线。 8 图 1-3 本项目与天津市生态保护红线的位置关系示意图 （2）与永久性保护生态区域的位置关系 2014 年 2 月，天津市人大常委会审议通过了《关于批准划定永久性保护 生态区域的决定》。根据决定要求，“对永久性保护生态区域实施严格管理和 控制。在红线区内，除已经市政府批复和审定的规划建设用地外，禁止一切与 保护无关的建设活动。在黄线区内，从事建设活动应当经市人民政府审查同 意。”永久性保护生态区域分为红线区和黄线区，其界线分别以市人民政府公 布的《天津市生态用地保护红线划定方案》中确定的生态用地保护红线、黄线 为准。 独流减河属于划定的永久性保护生态区域， 《天津市生态用地保护红线划 9 定方案》：起止范围由独流减河进洪闸到独流减河防潮闸，全长 70km。方案 划定核心区为河道及两侧各 30m，面积 130 平方公里；控制区为核心区外 100~500 米，面积 38 平方公里。本项目拟建拟距离独流减河控制区距离约 700m，核心区约 800m。 北大港湿地自然保护区属于划定的永久性保护生态区域， 《天津市生态用 地保护红线划定方案》：北大港湿地自然保护区位于滨海新区南部，是亚洲东 部候鸟南北迁徙的必经之地。方案划定生态用地保护红线区面积约 208 平方 公里，为北大港湿地自然保护区核心区与缓冲区范围，黄线区面积约 163 平 方公里，为北大港湿地自然保护区实验区及水库周边 200 米范围。本项目距 离北大港湿地自然保护区实验区约 0.8km，距离北大港湿地自然保护区核心区 约 5.6km。因此，本项目不占用天津市永久性保护生态区域。 本项目拟建地块与永久性保护生态区域位置关系如图 1-4 所示。 图 1-4 本项目与附近天津市永久生态保护用地的位置关系示意图 5、环境管理政策符合性分析 根据《天津市人民政府办公厅关于印发天津市生态环境保护“十四五”规 划的通知》（天津市人民政府办公厅，2022 年 1 月 6 日）、《天津市电 力发展“十四五”规划》(天津市发展和改革委员会 2021 年 12 月)、《天津市 能源发展“十四五”规划》(天津市发展和改革委员会 2022 年 2 月)、《天津市 10 “十四五”节能减排工作实施方案》（天津市人民政府办公厅 2022 年 5 月 8 日）、《天津市深入打好蓝天、碧水、净土三个保卫战行动计划的通知》 （津污防攻坚指[2022]2 号）、《中共中央国务院关于深入打好污染防治攻 坚战的意见》，本评价对项目建设情况进行环保政策符合性分析，具体内容 如表 1-3。 表 1-3 本项目与现行环境管理政策符合性分析 序号 政策要求 本项目情况 符合性 《天津市人民政府办公厅关于印发天津市生态环境保护“十四五”规划的通知》 （天津市人民政府办公厅，2022 年 1 月 6 日） 坚持源头防控，综合施策， 强化 PM2.5和 O3协同治理、 多污染物协同治理、区域协 本项目为锅炉的煤气改燃气改 1 同治理，深化燃煤源、工业 造项目，新建锅炉以天然气为燃 符合 源、移动源、 面源污染治 料，减少污染物排放。 理，持续改善大气环境质 量， 基本消除重污染天气 深化面源污染治理。加强施 本项目加强施工扬尘治理，施工 工扬尘治理，施工工地严格 2 工地严格落实“六个百分之百” 符合 落实“六个百分之百”管控要 管控要求。 求 《天津市电力发展“十四五”规划》(天津市发展和改革委员会 2021 年 12 月) 节能降耗，提高电力效率。 本项目为锅炉的燃煤改燃气改 符合 1 推动现役煤电机组节能改 造项目。 造，提升供电能效。 推动煤电绿色低碳转型，有 本项目建成后，关停中石化天 序推进大沽化工、国华能 津分公司热电部一电站 符合 2 源、中石化天津公司和渤化 3#~4#燃煤锅炉，新建燃气锅 永利等燃煤自备机组改燃或 炉。 关停。 《天津市能源发展“十四五”规划》(天津市发展和改革委员会 2022 年 2 月) 1 2 加强煤炭消费控制。禁止新 建燃煤自备机组和燃煤锅 炉，严控新上耗煤项目。 有序关停燃煤自备机组。关 停大沽化工、国华能源、中 石化天津公司和渤化永利燃 煤自备机组。 本项目为锅炉的燃煤改燃气改 造项目。 符合 本项目建成后，关停中石化天 津分公司热电部一电站 3#~4#燃煤锅炉，新建燃气锅 炉。 符合 《天津市“十四五”节能减排工作实施方案》 1 （天津市人民政府办公厅 2022 年 5 月 8 日） 煤炭减量清洁替代工程。在 保障能源安全的前提下，持 本项目建成后关停中石化天津 续做好控煤工作，推进煤炭 分公司热电部一电站 3#~4#燃煤 清洁高效利用。有序推动自 锅炉 备燃煤机组改燃关停”。 11 符合 健全污染物排放总量控制制 本项目建成后建设单位废气和 符合 度。 废水污染物排放总量减少。 坚决遏制高耗能高排放低水 本项目为中石化天津分公司锅 平项目盲目发展，严格高耗 符合 3 炉的煤气改燃气改造项目，不 能高排放项目（以下称“两 属于两高项目。 高”项目）审批准入。 《天津市深入打好蓝天、碧水、净土三个保卫战行动计划的通知》（津污防攻 坚指[2022]2 号） 全 面 加 强 生 态 环 境 准 入 管 本项目符合滨海新区生态环境 符合 1 理。 准入清单要求。 坚决遏制高耗能高排放项目 本项目采用天然气为燃料，污染 符合 2 盲目发展。 物达标排放，不属于两高项目。 在保障能源安全的前提下， 有序推进自备燃煤机组改燃 本项目为锅炉的煤气改燃气改 符合 3 关停，基本实现燃煤锅炉（非 造项目。 电）清零。 《中共中央国务院关于深入打好污染防治攻坚战的意见》 2 1 加强生态环境分区管控；深 入打好蓝天保卫战，着力打 好重污染天气消除攻坚战， 大力推进挥发性有机物和氮 氧化物协同减排；加强大气 面源和噪声污染治理；深入 打好碧水保卫战；深入打好 净土保卫战；强化地下水污 染协同防治；切实维护生态 环境安全 本项目废气和废水经治理措施 处理后达标排放；项目建成 后，建设单位废气和废水污染 物排放总量减少；固体废物可 妥善处置，噪声经各类减振、 符合 隔声措施后可达标排放。本项 目地面等按照要求进行了防渗 处理，不会对地下水和土壤环 境产生不利影响。 6、产业政策符合性 本项目属于《国民经济行业分类》（GB/T4754-2017）中“D4430热力生 产和供应”类别。对照《产业结构调整指导目录（2019 年本）》（中华人民 共和国国家发展和改革委员会令第29 号）、《市场准入负面清单》（2022 年版），本项目不属于淘汰类、限制类，也不属于禁止类、许可类、鼓励 类，属于允许类项目。 本项目已取得了天津市滨海新区行政审批局的《天津市内资企业固定资 产投资项目备案登记表》，项目代码2204-120116-89-02-192069。 综上，本项目符合国家及天津市产业政策要求。 12 二、建设项目工程分析 1.建设单位概况及项目由来 中国石油化工股份有限公司天津分公司（以下称“建设单位”），是隶属于中国石化 的国家特大型炼油、乙烯、化工、化纤联合企业，成立于 1983 年 12 月 28 日，位于天津 市滨海新区大港北围堤路 160 号，占地 14km2。是隶属于中国石化的国家特大型炼油、 乙烯、化工、化纤联合企业。天津石化与天津市区和塘沽新港有铁路、公路相通，与天 津港南疆石化码头有输油管线相连，具有发展国家大型石化基地的优越地理环境。 中国石油化工股份有限公司天津分公司包括公司机关和炼油、化工、烯烃、热电和 水务等生产作业部及研究院、信息档案管理中心、电仪中心、化验计量中心等二级单位。 天津石化现拥有生产装置 55 套，主要产品有汽油、煤油、轻柴油、液化气、石油焦、乙 烯、丙烯、聚乙烯、聚丙烯、环氧乙烷、乙二醇、对二甲苯、石油苯、聚酯、涤纶短纤、 PTA、聚醚多元醇等。 建设单位热电部拥有 9 台燃煤锅炉配套 8 台汽轮发电机组，设计总装机容量为 建 312MW，分三期工程建设完成。其中，一期工程（亦称为一电站一期）装机容量为 82 设 内 MW，即 25 MW 双抽凝汽式汽轮机 2 台（型号为 CC25-90/13/1.2，2009 年改造为低真空 容 余热供暖机组后，发电量减少到 20MW）、25 MW 抽汽背压式汽轮机 2 台（型号分别为 CB25-90/41/13、B17-8.83/4.2，发电量分别为 25MW 和 17MW），配 4 台 220t/h 高温高 压煤粉锅炉，锅炉及汽轮机的编号分别为 1#～4#。二期工程（亦称为一电站二期）扩建 容量为 100 MW，即 50MW 双抽凝汽式汽轮机 2 台，配 2 台 410 t/h 高温高压煤粉锅炉， 汽机编号为 5#和 6#，锅炉编号为 6 和 7#。三期工程（亦称为二电站）装机容量为 130MW， 即 30MW 抽背式汽轮机 1 台、100 MW 双抽凝汽式汽轮机 1 台，配 3 台 420t/h 超高压 CFB 锅炉，汽机的编号分别为 7#和 8#，锅炉编号分别 8#、9#和 10#。由于缺少烟气脱 硫脱硝除尘装置，目前 1#和 2#燃煤锅炉处于停运状态。由于资金计划安排，1#和 2#燃 煤锅炉目前尚未拆除；1#和 2#汽轮机仅供暖期使用（一用一备，采暖季由其他燃煤锅炉 为 1#和 2#汽轮发电机提供蒸汽），建设单位目前实际运行的装机容量为 292MW。 根据《关于提供天津市“十四五”燃煤自备电厂改燃关停方案的通知》（天津市发展 和改革委员会，2021 年 7 月 12 日）的要求， “十四五”期间，天津市将有序推动天津石 13 化等公司自备电厂的改燃关停。根据《天津市人民政府关于印发天津市碳达峰实施方案 的通知》（津政发【2022】18 号）的要求， “十五五”时期煤炭消费进一步减少；有序推 动自备燃煤机组改燃关停。为了响应《关于提供天津市“十四五”燃煤自备电厂改燃关停 方案的通知》和《天津市人民政府关于印发天津市碳达峰实施方案的通知》的要求，进 一步减少煤炭消耗、推进能源绿色低碳发展及考虑公司的长期发展，建设单位拟投资 54239 万元建设“天津分公司热电部燃煤改燃气一期改造工程项目”对热电部燃煤锅炉进 行燃气改造。本项目建成后，清洁能源燃气代替煤炭、废气和废水污染物排放总量减少、 热电部实际蒸汽产生量增大，所以，本项目的建设具有明显的环境正效益。 根据《建设项目环境影响评价分类管理名录》（2021 年版），本项目属于“四十一、 电力、热力生产和供应业”中“热力生产和供应工程，天然气锅炉总容量 1 吨/小时（0.7 兆瓦）以上的”，应编制环境影响报告表。 2.地理位置及周边环境 本项目拟建址位于天津市滨海新区北围堤路 160 号中国石油化工股份有限公司天津 分公司热电部，项目用地均有合法手续，项目中心坐标为：东经 117.43448°，北纬 38.82837°。热电部南侧为津石高速、西侧为中沙石化，北侧为制万路，东侧为十米河。 本项目新建燃气锅炉顺列布置在二电站锅炉区扩建端，燃气锅炉除氧间布置在二电 站汽机房扩建端，与二电站汽机房联通；本项目新建天然气调压站位于厂区东北侧空地。 本项目具体位置见附图 1-项目地理位置图、附图 2-周围环境示意图，附图 5 本项 目在厂区内的位置。 3.工程内容 本项目工程包括以下内容： ①停止运行热电部一电站一期 3#和 4#燃煤锅炉（均为 220t/h），新建 2 台 300t/h 中 压燃气锅炉（一用一备）。本项目建成后，现状停运的 1#、2#燃煤锅炉及本项目停运的 3#、4#燃煤锅炉将一直停运，直到设备退役拆除。 ②停止运行热电部一电站一期 1#~4#汽轮发电机，拆除 1#汽轮发电机组的本体，辅 机及设备基础、主蒸汽、抽气管道等；本项目建成后，停运的 1#~4#汽轮发电机将一直 停运，直到设备退役拆除。 ③对热电部二电站的 8#双抽凝式汽轮发电机进行抽汽供暖改造：在 8#汽轮机组中 14 低压缸联通管增加一路抽汽，抽汽通过中间水换热器与中间水换热，中间水吸热后通过 热网加热器与供暖水换热，由供暖水向生活区供暖。 ④建设中压燃气锅炉配套的除氧间、天然气调压站。 本项目总占地面积 23500 m2，本项目在建设单位现有厂区内建设，不新增用地面积。 本项目辅助工程及公用工程等均依托建设单位现有工程，本项目工程内容见表 2-1。 项目 主体工程 辅助 工程 及公 用工 程 除盐水 系统 循环冷 却水 尿素水 解制氨 单元 燃料来 源 储运 工程 燃料输 送 制氨单 元 氨气储 运 废气 表 2-1 本项目主要工程内容 建设内容 备注 ①新建 2 台 300t/h 中压燃气锅炉（一用一备）。 ②对热电部二电站的 8#双抽凝式汽轮发电机进行抽汽供暖改造。 ③建设中压燃气锅炉配套的除氧间、天然气调压站。 新建 ①停止运行热电部一电站一期 3#和 4#燃煤锅炉（均为 220t/h）。 ②停止运行热电部一电站一期 1#~4#汽轮发电机。 停运 拆除 1#汽轮发电机组的本体，辅机及设备基础、主蒸汽、抽气管 道等。 拆除 本项目锅炉所使用除盐水依托中沙除盐水系统，除盐水在进入锅 炉前进入本项目新建除氧间除氧。 本项目循环水系统依托热电部热电部现有循环水系统，冷却水循 环量为 60m3/h。 依托现 有 依托现 有 本项目锅炉 SCR 脱销系统所需氨气依托热电部一期 3#和 4#燃煤 锅炉配套的尿素水解制氨单元。 依托现 有 厂外天然气气源主要有两路，由中石油天然气末站和中石化天然 气末站分别敷设 1 根天然气管道至热电部调压站，互为备用。然 后从调压站输至本项目新建燃气锅炉。 采用管道输送，接自厂外中石油天然气末站和中石化天然气末 站，厂内设置 1 座天然气调压站及厂内天然气管线。 本项目新建燃气锅炉 SCR 脱硝系统所需氨气利旧一电站停运的 3#~4#燃煤锅炉旁的尿素水解制氨单元，新增氨管线内径 50mm， 长度约 600m。 本项目新建燃气锅炉 SCR 脱硝系统不设氨储罐，所需氨气通过新 建管线从利旧的尿素水解制氨单元输送至本项目脱硝系统。 本项目新建 2 台燃气锅炉均采用低氮燃烧器并建设有 SCR 脱硝系 统，燃烧废气经一根 60m 排气筒（P1）有组织排放。 新建 新建 新建 本项目排放废水主要为蒸汽锅炉排污水和循环水排污水。蒸汽锅 环保 工程 废水 炉排污水排至建设单位现有热电站循环水系统回用，循环水排污 水经管线排至建设单位水务部现有污水处理设施处理。 本项目废水排入水务部现有化工污水处理及回用装置处理，处理 后净水回用于化工部循环水补水，其余为回用装置的排浓水，排 浓水进入“浓水回用装置”处理，“浓水回用装置”净水亦回用于化 工部循环水补水，其余为高浓水，高浓水排水经炼油含盐污水处 理场及深度处理装置处理后由炼油化工污水排放口外排入十米 河。 15 依托现 有 固体废 物 噪声 本项目产生固体废物为废脱硝催化剂。项目建成后定期对脱硝系 统更换催化剂，更换下来的报废催化剂交由有资质单位妥善处 置。 本项目噪声源主要为燃气锅炉、机泵和风机等，本项目选用低噪 声设备，采用隔声罩、消声器等降噪措施。 / / 本项目建成后，建设单位热电部主体装置情况见表 2-2。 电站 设备位号 表 2-2 项目建成后热电部主体装置情况 规格 台数 本项目建设内容 1#-2#燃煤锅炉 CG-220/100-M2 2 现状为停运状态。 一电站 1#、2#汽轮机 CC25-90/13/1.2 2 现状为一用一备。本项目将其停运 并将#1汽轮机及辅助设备拆除。 （一期） 3#-4#燃煤锅炉 CG-220/100-M2 2 本项目将其停止运行。 3#汽轮机 4#汽轮机 B17-8.83/4.2 CB25-90/41/13 1 1 本项目建成后停运。 一电站 6#、7#锅炉 NG-410/9.8-M6 2 （二期） 5#、6#汽轮机 2 8#-10#锅炉 CC508.83/4.12/1.27 FW-420/12.5 3 本项目不对其进行变动。 7#汽轮机 CB30-11.6/4.2/1.3 1 本项目不对其进行变动。 8#汽轮机 CC10011.6/4.2/1.3 1 本项目对其进行抽汽供暖改造。 中压燃气锅炉 300t/h 2 本项目新建 二电站 二电站扩 建端 序 号 1 2 3 4 5 6 7 本项目不对其进行变动。 表 2-3 本项目主要构建筑物一览表 高度 基底（占 长度 宽度/m /m 地）面积 /m 建筑 层数 燃气锅炉 燃气锅炉 除氧间 变压器基 础 共线母线 支架 避雷针 综合管架 天然气调 压站 / / 主体三层， 局部四层 25 936 （m2） 39 24 / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / / 本项目主要技术经济指标如表 2-4 所示。 16 / 结构形式 备注 钢结构 钢筋混凝土 框排架结构 地下箱型基 础 2台 1间 3台 / 钢结构 3座 / 1间 表 2-4 本项目主要技术经济指标汇总表 项目 单位 数值 装机容量 t/h 300(一用一备) 全年供热量 GJ/a 6924800 年平均供热天然气耗率 Nm3/GJ 30.97 年耗天然气量 Nm3 214360000 发电设备年利用小时数 h 8000 年平均全厂热效率 % 94 4.产品方案 本项目产品数量及规格见表 2-5。 表 2-5 项目工程产品数量及规格表 序号 项目 单位 数量 备注 1 中压蒸汽 t/h 300 燃气锅炉提供 2 供热量 552096 8#双抽凝式汽轮机抽气 改造提供，用于采暖期 供暖；合 53.25MWh。 GJ 用途 进入蒸汽母管，为建设单 位生产装置提供蒸汽。 为周边居民区供暖。 本项目建设前后，热电部锅炉装机容量、发电能力等变化情况见表 2-6。 表 2-6 项目建设前后热电部装机容量变化情况（按照设计能力核算） 内容 现状① 项目削减 项目增加 项目建成后 项目建设前后变化量 2500 440 300 2360 -140 锅炉（t/h） 292 62 0 230 -62 发电能力（MW） 223360 39360 0 184000 -39360 发电量 ② （104kW.h/a） 1589 667 300 1222 -367 蒸汽产生能力 （包括汽轮机和 蒸汽锅炉） （t/h） 注：①现状锅炉装机容量不包括已停用的 1#和 2#燃煤锅炉；发电能力、发电量和蒸汽产生能力不 包括备用汽轮机能力（1#和 2#汽轮机一用一备）。 ② 1#和 2#汽轮机工作时间为工作时间为 2880h/a，其他装置工作时间为 8000h/a。 本项目建成后，建设单位热电部产品方案变化情况如表 2-7 所示。 表 2-7 项目建设前后热电部产品方案变化情况 （按照设计能力核算） 内容 发电量（104kW.h/a） 蒸汽产生能力（包括汽轮 现状* 223360 1589 项目建成后 184000 项目建成后变化情况 -39360 1222 -367 机和蒸汽锅炉） 注：现状锅炉蒸汽产生能力不包括已停用的 1#和 2#燃煤锅炉；发电量和蒸汽产生能力不包括备用 17 汽轮机能力（1#和 2#汽轮机一用一备）。 5.原辅料 本项目原辅料主要包括天然气、尿素及氨水等，具体如表 2-8。 表 2-8 本项目原辅材料使用情况 序 号 原辅料 名称 规格 年使用量 （t） 存储量 （t） 1 天然气 / 气体 21436.0 ×104Nm3 / 2 尿素溶 液 50% 液体 88.8 44.4 3 氨水 25% 液体 40 2.5 4 除氧剂 35% 液体 28 3 性状 备注 存储位置 燃料 / 热电部尿素储 罐 新建蒸汽锅炉 旁 2.5m3 氨水 密封桶 新建蒸汽锅炉 旁 3m3 除氧剂 储罐 用于 SCR 脱硝 用于锅炉 给水加药 主要原辅料理化性质： 天然气：主要成分为烷烃，不溶于水，密度为 0.7174kg/m3，相对密度（水）为 0.45， （液化）燃点（℃）为 650，爆炸极限（V%）为 5-15。 尿素：又称脲、碳酰胺，是一种白色晶体。化学式是 CH4N2O 或 CO(NH2)2 ， 分子 量为 60.06，密度为 1.335g/cm³，闪点 72.7℃溶于水、甲醇、甲醛、乙醇、液氨和醇，微 溶于乙醚、氯仿、苯。 氨水：氨的水溶液，无色透明且具有刺激性气味。氨水为弱碱性，有一定的腐蚀性。 本项目建成后，建设单位热电部原辅料用量情况如表 2-9 所示。 表 2-9 项目建成后热电部原辅材料使用情况 序号 原辅料名称 规格 性状 年使用量 （t） 存储位置 1 天然气 / 气体 21436.0 ×104Nm3 / 2 3 煤炭 / 8847081 尿素溶液 50% 固体 液体 4 氨水 25% 液体 200 5 除氧剂 35% 液体 82 622 堆场 热电部氨储罐 各 锅 炉 旁 2.5m3 氨水密封桶 新建蒸汽锅炉和 余热锅炉旁 3m3 除氧剂储罐 备注 燃料 用于 SCR 脱硝 用 于锅 炉给 水 加药 本项目建设前后，建设单位热电部煤炭消耗量变化情况见表 2-10。 18 表 2-10 项目建设前后热电部煤炭消耗量情况 项目建设前 单位：t/a 项目建设后 9116529 煤炭消耗量 8847081 6.生产设备 本项目主要生产设备见表 2-11。 表 2-11 序号 本项目设备一览表 名称 型号 1 燃气锅炉及其主要辅助设备部分 1.1 燃气锅炉 1.2 脱硝装置 300t/h 4.5MPa 430°C / 离心式 Q=192000m3/h 数量 备注 2台 一用一备 2套 / 4台 / 4台 / 4台 / 4台 / 1.3 送风机 1.4 电动机 1.5 引风机 1.6 电动机 H=3800Pa 功率N=720KW 6kV 990r/min 1.7 送风机检修电动葫芦 CDI 型 8T 起吊高度5m 2台 / 1.8 引风机检修电动葫芦 CDI 型 8T 起吊高度5m 2台 / 1.9 送风机入口消音器 4台 / 1.10 送风机出口暖风器 2台 / 1.11 烟气-水换热器 2台 / 1.12 排污水换热器 2台 / 2 其他主要辅机 2.1 除氧器及除氧水箱 2台 / 2.2 电动给水泵 5台 / 2.3 电动给水泵电动机 5台 / 2.4 热媒水换热装置 / 1台 利旧 2.5 3t 电动葫芦 / 4台 / 2.6 天然气调压站 2.7 计量模块 / 1套 / 2.8 调压模块 / 1套 / 3 热网部分 3.1 中间水加热器 换热面积 F=500m2 2台 / 3.2 中间水循环泵 Q=1500t/h, H=40mH2O 2台 / 3.3 热网疏水泵 Q=100t/h, H=160mH2O 2台 / H=4300Pa 功率N=600KW 6kV 990r/min 离心式 Q=240000m3/h 1510X2530mm 长度2m 重量 4t ~400m2 20 钢管束 重量4t 2 ~4000m 不锈钢 304 管束 / 0.12MPa.a，额定出力 300t/h， 水箱有效容积 100m3 设计流量：165t/h，设计扬 程：890mH2O 6kV，~550kW 19 3.4 除盐水加热器 板式，换热面积~500m2 1台 / 3.5 热网加热器 板式，换热面积~500m 3.6 补水箱 4 化学加药及汽水取样 4.1 2 2台 / 3 2m 1台 / 氨加药装置 2箱4泵 1套 / 4.2 除氧剂加药装置 2箱4泵 1套 / 4.3 磷酸盐加药装置 2箱7泵 1套 / 4.4 汽水取样装置 包括仪表盘和取样盘 2套 4.5 就地取样装置 / 1套 5 化学实验室仪器 5.1 电子精密天平 称量 200g，感量 0.1mg 1台 / 1台 / 1台 / 用于 8#机 采暖 测量范围：pNa0～7， 5.2 精确度 0.05pNa。 钠度计 稳定性：±0.02pNa/2h， 检出限：0.1μg/L 便携式数字纯水电导率 测量范围：0～100μS/cm 仪 精度等级：0.001 级 5.4 便携式纯水酸度计 精度等级：pH0.005 级 1台 / 5.5 开口闪点测定仪 功率＜120W 1台 / 5.6 闭口闪点测定仪 功率＜100W 1台 / 5.7 电热恒温水浴锅 8 孔双列，温度 100℃ 1台 / 5.8 气相色谱仪 1台 / 5.9 脱气装置 恒温振荡式，变径活塞式 1台 / 全自动运动粘度计 0.8mm2/s～1.5mm2/s 1台 5.3 5.10 灵敏度：H2 最小检知量 10μL/L， C2H2 最小检知量 1μL/L / 本项目燃气锅炉主要技术参数如表 2-12 所示。 型式 表 2-12 燃气锅炉主要技术参数 燃用天然气的中压、定压运行、汽包炉、全悬吊 结构 π 形炉 锅炉额定蒸发量（负荷） 300 t/h 锅炉最大连续蒸发量（BMCR） 330 t/h 锅炉台数 2 台（一用一备） 额定蒸汽出口压力 4.5MPa 额定蒸汽出口温度 430℃ 给水温度 105℃ 排烟温度 <80℃（BMCR） 20 过量空气系数（空预器入口） <1.15 锅炉保证效率 94% 最低稳燃负荷 30%额定负荷 正常运行锅炉负荷范围 30%~110%额定负荷 本项目建成后，热电部主要生产设备如表 2-13 所示。 表 2-13 项目建成后热电部主要生产设备 序号 名称 1 燃气锅炉及其辅助设备 2 3 4 5 6 300t/h 6#~7#燃煤锅炉及其辅助 型号 数量 4.5MPa 430°C 2台 备注 一用一备， 项目新建 NG-410/9.8-M6 2台 现有 2台 现有 8#~10#燃煤锅炉及其辅助 CC50-8.83/4.12/1.27 超高压 CFB 锅炉 设备 3台 现有 FW-420/12.5 CB30-11.6/4.2/1.3 1台 现有 CC100-11.6/4.2/1.3 1台 现有 设备 5#~6#汽轮机及其辅机 7#抽背式汽轮机组及其辅 机 8#双抽凝汽式汽轮机组及 其辅机 7、公用工程 7.1 给排水 7.1.1 给水 本项目不新增劳动定员，不新增生活用水。 本项目用水主要为除盐水，除盐水由中沙除盐水系统提供。 本项目采暖季除盐水用量为 297.01m3/h, 主要用于蒸汽锅炉和 8#汽轮机用于热交换 的中间水补水、氨水溶液配制。其中，蒸汽锅炉用水量为 282m3/h，8#汽轮机用于热交 换的中间水补水量为 15 m3/h、氨水溶液配制用除盐水 0.01 m3/h；非采暖季除盐水用量 为 267.01m3/h，主要用于蒸汽锅炉补水及氨水溶液配制。其中，蒸汽锅炉用水量为 267m3/h，氨水溶液配制用除盐水 0.01 m3/h； 7.1.2 排水 本项目废水产生量为 6.12 m3/h，主要为蒸汽锅炉排污水和辅机循环水排污水。其中， 蒸汽锅炉排污水产生量为 6.0 m3/h ，排污水排至热电部现有循环水系统回用；辅机循环 水排水产生量为 0.12 m3/h，循环排污水经管线排至建设单位水务部现有污水处理设施处 理。 21 本项目废水均排入水务部现有化工污水处理及回用装置处理，处理后净水回用于化 工部循环水补水，净水产生率为 75%，其余为回用装置的排浓水，排浓水进入“浓水回用 装置”处理，“浓水回用装置”净水亦回用于化工部循环水补水，浓水回用装置的净水产生 率为 50%，其余为高浓水，高浓水排水经炼油含盐污水处理场及深度处理装置处理后由 炼油化工污水排放口外排入十米河。本项目外排高浓水 0.015m3/h。 本项目给排水平衡图如图2-1所示；本项目建设前后热电部给排水平衡图如图2-2~ 图2-3所示。 0.01/0.01 氨水溶液配制 损失15/0 15/0 8#汽轮机中间水 补水 1500/1500 80.8/0 中沙除盐水系统 259.71/267.01 80.8/0 313.3/ 236.3 燃煤锅炉 394.1/ 236.3 供暖水 313.3/236.3 损失3/3 244.7/267 损失220/220 锅炉排 污水 新鲜水 285/291 319/319 27/42 蒸汽锅炉 300/300 34/28 （0.48/0.48) （0.6/0.6) 蒸汽管网 6/6 热电部 循环水系统 蒸汽管网 8#汽轮机 250/210 预留 55/55 41.25/41,25 （0.09/0.09) 化工部循 环水系统 6.875/6.875 （0.015/0.015) 13.75/13.75 （0.03/0.03) 60 本项目锅炉 辅机冷却 浓水回用装置 6.875/6.875 （0.015/0.015) 6.875/6.875 炼油含盐污 （0.015/0.015) 水处理场 深度治 理设施 生产装置 50/90 27500 水务部化工污水 （0.12/0.12) 处理及回用装置 60 损失 223/168 6.875/6.875 （0.015/0.015) 十米河 a/b/代表采暖季工况和非采暖季工况 括号内数值为本项目蒸汽锅炉辅机循环水系统补水、损数量及排水量等 红色字体为本项目废水经水务部污水处理装置处理后进入化工部循环水系统、后续各污水处 理装置或外排高浓水的量 图2-1 本项目给排水平衡图（m3/h） 22 十米河 8.56 深度治 理设施 损失 269.9/269.9 锅炉排污水 42/35 8.56 化工部循 8.56 浓水回 热电部循环 67.48/67.48 环水系统 用装置 水系统 51.36 17.12 33740 337.4/337.4 295.4/302.4 68.48 水务部化工污水处 理及回用装置 损失2 298.6/305.6 新鲜水 2.0 二级脱硫用水 8/8 损失0.2 1.2 水处理五车间 除盐水系统 生活用水 700/700 0.04/0.04 1 氨水溶液配制 1175.04/ 864.04 80.8/0 80.8/0 475.04/164.04 中沙除盐 水系统 供暖水 67/204 1175/ 864 损失 1180/1016 锅炉 2138.8/1729 1210/1016 蒸汽 汽轮机 管网 30/0 848/713 损失20/17 热网尖峰 加热器 热电部循 环水系统 42/35 生产 1113/812 装置 供暖水 30/0 图2-2 热电部现状给排水平衡图（m3/h） 15/0 8#汽轮机中间水 补水 1500/1500 中沙除盐 1237.04/976.04 水系统 0.04/0.04 氨水溶液配制 损失220 285/291 6/6 热电部 循环水系统 50/90 80.8/0 损失3/3 27500/27500 282/267 预留 供暖水 300/300 蒸汽锅炉 损失 1113/835 27/42 生产装置 蒸汽管网 1180/1039 80.8/0 损失17/14 新鲜 287.2/293.2 水 燃煤锅炉 1711.8/1393 汽轮机 671/564 水务部化工污水处 理及回用装置 55 损失0.2 1.2 生活用水 1.0 损失1.0 1.0 热网尖峰加 热器 30/0 34/28 2.2 30/0 960/829 940/709 70/162 14 7 炼油含盐污 水处理场 7 42 化工部循 环水系统 浓水回 用装置 深度治 理设施 7 7 十米河 二级脱硫用水 图2-3 本项目建成后热电部给排水平衡图（m3/h） 23 供暖水 7.2 冷却水系统 目前，热电部循环冷却水依托热电部循环水系统，热电部现状循环冷却水用量约 33740m3/h，循环水补充量约 337.4m3/h。 本项目建成后，新建燃气锅炉辅机冷却水量循环水量为 60m3/h，循环水补充量约 0.6m3/h，冷却水依旧由热电部循环水系统管线引接。项目建成后由于 8#机进行抽气改 造，8#机循环水量减少 5000m3/h。 本项目建设前后热电部循环水系统循环水量变化情况如表 2-14 所示。 表 2-14 本项目建设前后循环水系统循环水量及补水量变化情况 单位：m3/h 现 状 循 环 本 项 目 建 成 后 循 项目项目建设前后变 装置 水量 环水量 化量 本项目新建蒸汽锅炉辅机 / 60 +60 一 电 1#-2#汽轮机机辅机 0 0 +0 站 一 3#-4#锅炉辅机 1200 0 -1200 期 3#-4#汽轮机机辅机 100 0 -100 一电站二期合计 10400 10400 +0 二电站合计 22040 17040 -5000 热电部循环水量合计 33740 27500 -6240 热电部循环水补充量合计* 337.4 275 注：*根据调查，循环水补充量约占循环水量的 1.0%。 -62.4 7.3 除盐水 目前，热电部燃煤锅炉使用除盐水依托建设单位现有水处理五车间除盐水系统及中 沙除盐水系统。水处理五车间设有 1 套 800t/h 离子交换法除盐二级除盐水装置（1#化学 水装置）和 1 套 360t/h 双膜加混床二级除盐水装置（2#化学水装置），为烯烃部、化工 部、热电部生产装置提供工艺用水。其中，提供给热电部锅炉的除盐水量为 700 t/h，中 沙除盐水系统可为热电部锅炉提供除盐水 1066 t/h 以上。 1#化学水装置： 二级除盐离子交换装置工艺部分包括阳床半除盐水系统、阴床一级除盐水系统、混 床二级除盐水系统等三个部分。生水（新鲜水、烯烃部凝结水）进入阳床后，通过与阳 离子交换树脂的交换，水中大部分阳离子被阳离子交换树脂吸附在树脂上，树脂中的氢 离子被置换至水中，阳床出水成为含有各种酸根的酸性水，进入除碳器，利用亨利定律， 将阳床离子交换产生的大量二氧化碳由除碳器除去。除去大部分二氧化碳的水进入阴 床，阴床中的阴离子交换树脂吸附了水中的阴离子，而释放出氢氧根离子。氢氧根离子 24 与氢离子发生中和反应，产生水。使反应得以顺利进行，完成一级除盐过程。阴床出水 及化工部、炼油部凝结水进入混床（高速混床），利用混合的阳、阴离子交换树脂将一 级除盐水中残余的阳、阴离子进一步交换掉，完成二级除盐过程。 2#化学水装置： 二级除盐双膜装置工艺部分包括超滤系统、反渗透系统、混床二级除盐水系统等三 个部分。海淡水（或新鲜水）经原水泵进入自清洗过滤器后，去除水中的 100μm 以上的 杂质，进入超滤装置去除 10-200μm 的杂质，包括大分子化合物（蛋白质、淀粉、酶）、 胶体（黏土、颜料、病毒微生物）、乳液（润滑脂，洗涤剂）等，经由反渗透增压泵进 入保安过滤器截留来自前级产水泄漏的或加药系统带入的大于 5μm 的颗粒，经高压泵 后进入反渗透系统，去除大部分离子，后经除碳器，利用亨利定律，将产生的大量二氧 化碳由除碳器除去，进入中间水箱，再由中间水泵加压进入混床，制取二级除盐水，存 储在除盐水箱中，通过除盐泵加压后外供。二级除盐双膜装置制水率约 70%，反渗透过 程产生的浓盐水经管线排至建设单位水务部处理。 本项目建成后新建蒸汽锅炉所使用除盐水仍旧依托中沙除盐水系统，本项目采暖期 除盐水用量为 297.01 m3/h。其中，蒸汽锅炉补水量为 282 m3/h、8#汽轮机抽气改造中间 换热水补水量为 15m3/h、氨水溶液配制用除盐水 0.01 m3/h；非采暖季除盐水用量为 267.01m3/h，主要用于蒸汽锅炉补水及氨水溶液配制。其中，蒸汽锅炉用水量为 267m3/h， 氨水溶液配制用除盐水 0.01 m3/h； 本项目建成后，建设单位一电站二期和二电站燃煤锅炉除盐水用量不变。 本项目建设前后，建设单位热电部除盐水用量变化情况见表 2-15。 装置 表 2-15 本项目建设前后热电部除盐水用量变化情况 单位：m3/h 现状用量 本项目建成后用量 项目建设前后变化情况 采暖期 非采暖期 采暖期 非采暖期 采暖期 非采暖期 一电站一期 235.01 155.01 0 0 -235.01 -155.01 一电站二期 220.01 145.01 220.01 145.01 +0 +0 二电站 720.02 564.02 720.02 564.02 +0 +0 本项目 0 0 297.01 267.01 +259.71 +267.01 合计 1175.04 864.04 1237.04 976.04 +24.7 +112 建设单位水处理五车间为热电部提供除盐水量为 700 t/h，中沙除盐水系统可为热电 部锅炉提供除盐水 1066 t/h 以上，本项目建成后热电部除盐水最大需求量为 1237.04 t/h， 除盐水供应能力可满足热电部生产需要。 25 7.4 供汽系统 本项目外供 3.5MPa 工业蒸汽由中压燃气锅炉产汽提供，燃气锅炉所产中压蒸汽接 入新建分汽缸，新建分汽缸与厂区现有二电站中压分汽缸连通，蒸汽随后进入厂区蒸汽 管网，为烯烃部、化工部及炼油部等生产装置提供蒸汽。 本项目建设前后热电部外供蒸汽情况见表 2-16。 装置 一电站一期 表 2-16 本项目各期采暖季外供蒸汽情况 单位：t/h 现状实际外 项目建成后外供蒸 项目建设前后变化量 供蒸汽量 汽量 330.8 0 -330.8 本项目 228 732 0 228 812.8 300 +0 +80.8 +300 合计 1290.8 1340.8 +50 一电站二期 二电站* 注：①二电站有 200t/h 高压蒸汽不经过汽轮机由锅炉直接外供。 ②项目建成后，对 8#机进行抽气改造，二电站增加了 0.1MPa 蒸汽的外供量。 由表 2-16 可知，本项目建成后，建设单位热电部实际外供蒸汽能力增加 50t/h，可 为企业为以后发展预留能力。 7.5 仪表及检修压缩空气系统 阀门仪表用压缩空气以及工厂吹扫用压缩空气均来源于天津石化原有压缩空气系 统。阀门仪表用压缩空气以及工厂吹扫用压缩空气需求量均为10m3/min。主要性能指 标如下： 仪用压缩空气压力0.5~0.8Mpa；仪用压缩空气露点：工作压力下的露点温度27℃； 仪用压缩空气含尘微粒直径小于3μm，含尘量不大于1mg/m3； 仪用压缩空气油分含量小于10mg/ m3 (~8ppm)。气源中应不含有易燃、易爆、有 毒、有害及腐蚀性气体及蒸汽； 厂用压缩空气温度不大于45℃； 厂用压缩空气含尘量小于1mg/ m3； 厂用压缩空气油分含量小于12mg/ m3 (~10ppm)，25℃，一个大气压状态下。 燃气锅炉仪用、厂用压缩空气取自 10# 炉压缩空气、仪表风母管。 7.6 热网系统 26 #8 汽轮机供热改造后，在 8#汽轮机组中低压缸联通管增加一路抽汽，抽汽通过中 间水换热器与中间水换热，中间水吸热后通过热网加热器与供暖水换热，由供暖水向生 活区供暖；换热后的抽汽由新增的热网疏水泵泵回原机组凝结水母管中，通过凝结水母 管进入除氧器最终由给水泵打回到超高压 CFB 锅炉。供暖水动力系统维持原系统，不设 改造。 7.7 热力系统 7.7.1 给水系统 燃气锅炉给水来自燃气锅炉除盐水热母管，除盐水经过热媒水换热器加热后进入除 氧器除氧，然后自除氧器给水箱进入低压给水母管，最后由电动给水泵输送至中压给水 母管进而进入燃气锅炉省煤器。 7.7.2 疏放水系统 热力系统设置了疏水扩容器、疏水箱和电动变频疏水泵。疏水箱内的疏水通过疏水 泵输至除盐水冷母管。 7.7.3 润滑油处理及贮存系统 本项目变压器旁设事故放油池，事故放油池容积为14m3。 7.8 脱硝系统 本项目 300t/h 中压燃气锅炉采用低氮燃烧技术，同时在锅炉尾部烟道安装 SCR 脱 硝装置。 7.8.1 SCR 脱硝系统 ○1 脱硝系统不设置烟气旁路系统。 ○2 SCR 采用蜂窝式催化剂，布置 3 层。 ○3 采用格栅式小喷嘴氨喷射器； ○4 在 SCR 进口烟道上设置 NOx 取样分析仪，出口烟道上设置 NOx 和 O2、氨逃逸取样 分析仪及氨气泄漏检测仪。 ○5 本项目利旧停运的 3#~4#燃煤锅炉旁的尿素水解制氨单元，通过饱和蒸汽水解尿素制 备本项目所需 NH3。本项目利旧的尿素水解制氨单元的尿素溶液取自热电部尿素储罐， 尿素质量浓度为 50%。尿素从储罐内通过管线输至利旧的尿素水解制氨单元的水解器， 水解器内发生反应生产氨气，生成的氨气通过密闭管线进入本项目燃气锅炉脱硝系统。 27 本项目新增氨管线内径 50mm，长度约 600m。新建氨管线路由为：从现有 3#、4#锅炉 配套的水解制氨单元引接，通过管架向东敷设至天然气管线的管架后，再继续向南，到 达原二焦棚附近后再向西连接到新建锅炉区域。本项目通过选用高质量管道及附件，提 高安装工艺，加强运行及检修管理力度等，减少输送过程中的氨无组织排放。 7.8.2 SCR 工艺系统 SCR 方法是一种以 NH3 作为还原剂将烟道中的 NOx 分解成无害的 N2 和 H2O 的干 法脱硝方法，反应温度在 250～450℃之间。反应的基本原理是： 4NO+4NH3+O2=4N2+6H2O NO+NO2+2NH3=2N2+3H2O 氨气是通过 NH3 喷射格栅注入到烟道与烟气混合，然后进入反应器，通过催化剂层， 与 NOx 发生反应。 7.8.3 脱硝剂的贮存和供应系统 本项目新建燃气锅炉利旧停运的 3#~4#燃煤锅炉旁的尿素水解制氨单元，通过饱和 蒸汽水解尿素制备本项目所需 NH3。本项目利旧的尿素水解制氨单元的尿素溶液取自热 电部尿素储罐，尿素质量浓度为 50%。本项目单台燃气锅炉满负荷运行时的纯尿素需量 为 5.56kg/h。 7.9 给水炉水校正处理及汽水取样 7.9.1 给水炉水校正处理 本项目化学加药包括给水、闭式水加氨，给水加除氧剂和炉水加磷酸盐。 7.9.2 汽水取样 本项目每台机组设置一套汽水取样装置，用于燃气锅炉取样。 7.10 天然气 本工程天然气燃料来源为厂内天然气调压站出口母管。厂外天然气气源主要有两 路，分别为中石油天然气末站和中石化天然气末站。其中，中石油天然气管道路由方案 为：自中沙石化西南角现有中石油天然气末站敷设 DN350 天然气管道，沿中沙西围墙 外停车场西侧埋地敷设至北围堤路南侧，后沿中沙石化北围墙外向东敷设至中沙石化 11 十一号门处后改为地上沿管架敷设，沿现有管架跨至北围堤路北侧，后沿北围堤路北侧 现有管廊敷设至热电部新建天然气调压站。中石化天然气管道路由方案为：自烯烃部南 28 侧现有中石化天然气分公司输气末站敷设 DN300 天然气管道，沿烯烃部西围墙外现有 管廊向北敷设至烯烃部西门，沿现有跨河桁架跨过十米河后沿热电部现有管廊敷设至新 建天然气调压站。 厂区内新建天然气管线从调压站到新建锅炉通过综合管架敷设。管架路径是沿着新 建调压站西侧道路向南，到达原二焦棚附近后转向西，连接到新建锅炉区域。本项目天 然气管线路由图见附图 7。 本项目中石化和中石油天然气组分、典型指标分别见表 2-17~表 2-20。 表 2-17 中石化天然气组分 成分 摩尔数值% 成分 摩尔数值% 甲烷 86.86 乙烷 8.23 丙烷 0.4 正丁烷 0.02 异丁烷 0.01 二氧化碳 3.73 氮气 0.75 表 2-18 中石化天然气典型指标 名称 单位 数值 高华白数 MJ/m3 47.61 低华白数 MJ/m3 42.97 高热值 MJ/m3 38.06 低热值 MJ/m3 34.35 相对密度 / 0.6391 密度 kg/ m3 表 2-19 中石油天然气组分 0.7698 成分 摩尔数值% 成分 摩尔数值% 甲烷 96.6 乙烷 2.48 丙烷 0.47 正丁烷 0.14 异丁烷 0.1 正戊烷 0.01 氮气 0.01 表 2-20 中石油天然气典型指标 单位 0.19 异戊烷 名称 数值 气化率 m3/t 1441.463 沃泊指数 MJ/m3 50.24 高热值 MJ/m3 38.21 相对密度 / 0.5757 密度 kg/ m3 0.6937 29 根据不同气源、采暖季和非采暖季的不同热负荷，本项目天然气耗量如表 2-21~表 2-22 所示。 表 2-21 以中石化天然气为气源本项目天然气耗量 指标 单位 单台燃气锅炉小时耗气量 数值 采暖季 非采暖季 Nm3/h 26795 21885 h 8000 8000 项目建成后燃气锅炉年耗气量 ×104Nm3 21436.0 表 2-22 以中石油天然气为气源本项目天然气耗量 17508.0 项目建成后燃气锅炉年利用小时数 （不计备用锅炉） 指标 单位 燃气锅炉小时耗气量 项目建成后燃气锅炉年利用小时数 （不计备用锅炉） 项目建成后燃气锅炉年耗气量 数值 采暖季 非采暖季 Nm3/h 26691.5 21799.6 h 8000 8000 ×104Nm3 21353.2 17439.7 本项目在不同气源、采暖季和非采暖季的不同热负荷下，天然气年使用量不同，本 评价以最不利计，取天然气最大使用量，即本项目天然气年使用量约 214360000Nm3（燃 气锅炉一用一备）。 7.12 热负荷 （1）现状热负荷 建设单位现状热负荷主要包括给厂内炼油部、化工部和烯烃部生产装置及位于热电 部供暖总站的热网尖峰加热器提供蒸汽及为周边生活区供暖。 ①生产用汽 根据 2021 年数据，采暖季厂内各生产装置蒸汽用量约 1210t/h、非采暖季厂内各生 产装置蒸汽用量约 1016t/h，现状生产装置热负荷如表 2-23 所示。 表 2-23 建设单位生产热负荷现状 项目 单位 蒸汽用量 采暖季 非采暖季 12.5MPa t/h 210 210 3.5MPa t/h 514 471 1.0MPa 蒸汽总量 t/h 486 335 t/h 1210 1016 ②居民区采暖 30 目前，周边生活区的热负荷通过一电站一期 1#和 2#汽轮机（一用一备）的超低压蒸 汽和热网尖峰加热器提供。其过程为：在 1#和 2#汽轮机组中低压缸联通管设有抽汽，抽 汽通过中间水换热器与中间水换热，中间水吸热后通过热网加热器与供暖水换热，由供 暖水向生活区供暖，供暖水需超低压蒸汽 80.8t/h。除了超低压蒸汽，另外，还需 30t/h1.0MPa 蒸汽通过热网尖峰加热器跟供暖水换热。 周边生活区的现状热负荷为 103.75WM，具体如表 2-24 所示。 表 2-24 周边生活区热负荷 单位：MW 序号 用户名称 热负荷 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 双安里 三春里 四化里 五方里 六合里 前光里南 前光里高层 前进里 前进里高层 兴华里 荣华里 前程里支路 兴华路支线 前程里支路 交通队等 9.19 8.26 6.62 8.55 11.97 6.30 2.59 15.33 1.71 9.14 12.12 1.97 0.98 6.02 3.00 103.75 合计 （2）近期规划热负荷 ①生产用汽 根据生产需求，建设单位生产装置规划蒸汽使用量不变。 ②居民区采暖 本项目建成后，由于热电部一电站1#~2#汽轮机停止运行，建设单位周边生活区的 热负荷由二电站8#机进行供热改造后承担。根据规划，周边生活区的供暖热负荷不发 生变化，仍为103.75MW 。本项目8#机供热改造项目最大可提供53.25MW采暖热负 荷，另外还有50.5MW的热负荷由热电部现有热网尖峰加热器提供（热网尖峰加热器通 过蒸汽管网内1.0MPa蒸汽给采暖水加热，本项目建设前后所需1.0MPa蒸汽的量不发生 变化）。建设单位热电部现有3台热网尖峰加热器，尖峰加热器总供热能力为 31 63.5MW，可满足供热需求。 （3）设计热负荷 综上，本项目建成后，建设单位生产用气量及供热用气量均不发生变化，所以本项 目建成后建设单位最大蒸汽需求量仍为 1290.8 t/h。 本项目建成后热电部外供蒸汽量为 1340.8t/h，满足 1290.8 t/h 生产需要。 8、项目定员与运行时间 项目定员：本项目不新增定员。 运行时间：本项目燃气锅炉工作时间为 8000h/a。 9、建设周期 本项目两预计建设周期为 10 个月。 一、施工期 本项目施工期主要包括主体工程建设及燃气管道铺设、设备的拆除。 （1） 主体工程建设 本项目主体工程包括土方施工、基础工程、主体工程、设备安装、内部装修、厂内 道路施工及扫尾阶段现场清理等。 工 艺 流 程 和 产 排 污 环 节 图 2-4 主体工程施工期工艺流程及产污节点示意图 在上述施工过程中会产生施工扬尘、施工噪声、施工废水及施工期固体废物。 （2） 天然气管线的铺设 本项目天然气管线采用现有管架敷设，部分路段无现有管架采用直埋管沟敷设。 ①管沟开挖 首先对施工场地进行管沟开挖，挖出的土方堆放在管沟一侧并使用防尘网进行苫 32 盖，有效减少扬尘影响。 ②管道焊接 管道采用沟上组装焊接方式进行焊接，焊接好的管道及时下沟。本项目焊条采用 E43 和 E50 型，焊接过程产生少量焊接烟尘。本项目所用管材均已进行了防腐处理，因此， 施工过程中无防腐废物产生。 ③管道安装 将管道按要求进行安装，安装过程中产生施工噪声。 ④管道试压 根据《输气管道工程设计规范》（GB50251-2015）要求进行管道试压，试验介质为 空气。 ⑤管沟回填 管道敷设完成后进行沟槽回填，该过程有扬尘产生。 清理作业带 噪声、扬尘 噪声、焊接 烟尘 噪声 管沟开挖 管沟焊接 管道安装 扬尘 管沟回填 管道试压 图 2-5 管道铺设过程工艺流程图 （3） 设备的拆除 本项目施工期拆除热电部一电站一期 1#汽轮发电机组的本体，辅机及设备基础、主 蒸汽、抽气管道等。 在上述拆除过程无有毒有害物质产生，仅产生施工扬尘、施工噪声、施工废水及 一般施工期固体废物。根据《 企业拆除活动污染防治技术规定（试行）》（环保部 2017 年第 78 号），企业在拆除活动施工前，应组织识别和分析拆除活动可能污染土 壤、水和大气的风险点，以及周边环境敏感点，并组织编制《企业拆除活动污染防治 方案》、《拆除活动环境应急预案》；拆除活动结束后，企业应组织编制《企业拆除 活动环境保护工作总结报告》。 二、运营期 33 1.运营期工艺流程 本项目工程内容主要包括停止运行热电部 3#和 4#燃煤锅炉，新建 2 台 300t/h 中压 燃气锅炉（一用一备）及配套除氧间、天然气调压站；停止运行热电部一电站 1#和 2#汽 轮发电机，拆除 1#汽轮发电机组的本体，辅机及设备基础、主蒸汽、抽气管道等；对热 电部二电站的 8#双抽凝式汽轮发电机进行抽气供暖改造。 （1）中压燃气锅炉 本项目建设 2 台 300t/h 蒸汽锅炉（一用一备）以来自外界的天然气为燃料，天然气 经本项目新建调压站的调压模块、计量模块后进入蒸汽锅炉燃烧系统；来自中沙除盐水 系统的除盐水经本项目新建除氧间的除氧器除氧后做为锅炉水源。本项目蒸汽锅炉产生 中压蒸汽首先进入厂区蒸汽母管内，随后经各管网进入炼油部，烯烃部及化工部等生产 装置，蒸汽凝液由管网返回蒸汽锅炉。 本项目两台燃气锅炉均采用低氮燃烧技术，产生尾气经锅炉尾部 SCR 脱硝装置脱 硝后由一根 60m 高排气筒（P1）有组织排放，主要污染因子为 NOx、SO2、颗粒物和氨； 燃气锅炉产生的锅炉排污水进入热电部现有循环水系统，循环水排污水经管线进入建设 单位水务部现有污水处理设施处理。 本项目蒸汽锅炉工艺流程图如图2-5所示： G1 尿素 天然气 调压间 SCR脱硝 蒸汽锅炉 W1 中压蒸汽 蒸汽母管 生产装置 除盐水 图2-6 本项目中压蒸汽锅炉工艺流程图 （2）8#汽轮机抽气改造 二电站现有 8#双抽凝式汽轮发电机配套有 420t/h 超高压 CFB 锅炉，超高压 CFB 锅炉产生高温高压蒸汽进入 8#双抽凝式汽轮发电机发电并产生 3.5MPa 和 1.0MPa 蒸 汽，做完功后的低压蒸汽（0.1MPa）由低压缸进入凝汽器冷凝变为凝结水，然后进入 除氧器最终由给水泵打回到超高压 CFB 锅炉。 本项目在新建燃气锅炉除氧间内新增两台中间水循环泵、两台热网疏水泵和就地 34 取样架，对热电部二电站现有 8#双抽凝式式汽轮发电机进行抽气供暖改造。本项目建 成后，在 8#汽轮机组中低压缸联通管增加一路抽汽(为了保障汽轮机的正常运行，仅抽 取部分蒸汽，其余蒸汽仍旧进入凝汽器，最终返回 CFB 锅炉)，抽汽通过中间水换热器 与中间水换热，中间水吸热后通过热网加热器与供暖水换热，由供暖水向生活区供 暖；换热后的抽汽由新增的热网疏水泵泵回原机组凝结水母管中，通过凝结水母管进 入除氧器最终由给水泵打回到超高压 CFB 锅炉。 本项目对 8#汽轮机的抽汽改造，不新增废气、废水等污染物的排放。 废气 电网 脱硝、脱硫、 除尘装置 除盐水 CFB锅炉 中间水 蒸汽管网 发电机 中、低压蒸汽 0.1MPa蒸汽 中间水 换热器 中间 水 供暖水 热网加 热器 供暖水 用户 8#汽轮机 凝结水 煤炭 凝汽器 凝结水 红色字体为本项目改造部分。 图 2-7 本项目 8#汽轮机抽气改造工艺流程图 2.产排污环节 （1）废气 本项目产生废气主要为 2 台燃气锅炉（一用一备）燃烧天然气产生的废气。2 台燃 气锅炉采用低氮燃烧技术，产生尾气经锅炉尾部 SCR 脱硝装置脱硝后由一根新建 60m 排气筒（P1）有组织排放，排放废气污染物主要为颗粒物、NOx、SO2 和氨。 （2）废水 本项目产生废水主要为燃气锅炉排污水和循环水排污水，燃气锅炉排污水进入热电 部现有循环水系统，循环排污水进入建设单位水务部现有污水处理设施处理。 本项目废水首先排入水务部现有化工污水处理及回用装置处理，处理后净水回用于 化工部循环水补水，其余为回用装置的排浓水，排浓水进入“浓水回用装置”处理，“浓 水回用装置”净水亦回用于化工部循环水补水，其余为高浓水，高浓水排水经炼油含盐 污水处理场及深度处理装置处理后由炼油化工污水排放口外排入十米河。 （3）噪声 本项目噪声源主要为风机、泵类、燃气锅炉等设备，噪声产生源强在85~93dB 35 （A）之间，通过选择低噪声设备，加隔音罩、消声器等措施后，厂界噪声达标。 （4）固体废物 本项目运营期产生的固体废物主要为SCR 脱硝装置废催化剂，属于危险废物，交 由有资质单位处理。 36 1、建设单位基本情况 中国石油化工股份有限公司天津分公司（以下称“建设单位”），是隶属于中国石化 的国家特大型炼油、乙烯、化工、化纤联合企业，成立于 1983 年 12 月 28 日，位于天津 市滨海新区大港北围堤路 160 号，占地 14km2。是隶属于中国石化的国家特大型炼油、 乙烯、化工、化纤联合企业。天津石化与天津市区和塘沽新港有铁路、公路相通，与天 津港南疆石化码头有输油管线相连，具有发展国家大型石化基地的优越地理环境。 天津分公司热电部拥有 9 台燃煤锅炉配套 8 台汽轮发电机组，设计总装机容量为 312MW，分三期工程建设完成。其中，一期工程（亦称为一电站一期）装机容量为 82 MW，即 25 MW 双抽凝汽式汽轮机 2 台（型号为 CC25-90/13/1.2，2009 年改造为低真空 与 项 目 有 关 的 原 有 环 境 污 染 问 题 余热供暖机组后，发电量减少到 20MW）、25 MW 抽汽背压式汽轮机 2 台（型号分别为 CB25-90/41/13、B17-8.83/4.2，发电量分别为 25MW 和 17MW），配 4 台 220t/h 高温高 压煤粉锅炉，锅炉及汽轮机的编号分别为 1#～4#。二期工程（亦称为一电站二期）扩建 容量为 100 MW，即 50MW 双抽凝汽式汽轮机 2 台，配 2 台 410 t/h 高温高压煤粉锅炉， 汽机编号为 5#和 6#，锅炉编号为 6 和 7#。三期工程（亦称为二电站）装机容量为 130MW， 即 30MW 抽背式汽轮机 1 台、100 MW 双抽凝汽式汽轮机 1 台，配 3 台 420t/h 超高压 CFB 锅炉，汽机的编号分别为 7#和 8#，锅炉编号分别 8#、9#和 10#。由于缺少烟气脱 硫脱硝除尘装置，目前 1#和 2#燃煤锅炉处于停运状态。由于资金计划安排，1#和 2#燃 煤锅炉目前尚未拆除；1#和 2#汽轮机仅供暖期使用（一用一备，采暖季由其他燃煤锅炉 为 1#和 2#汽轮发电机提供蒸汽），建设单位实际装机容量为 292MW。 建设单位热电部有 9 台燃煤锅炉，其中 2 台锅炉已停止运行（1#锅炉和 2#锅炉）， 现状正常运行有 7 台燃煤锅炉，分别为 3#锅炉、4#锅炉、6#锅炉、7#锅炉和 8#锅炉、9# 锅炉、10#锅炉。其中，3#锅炉和 4#锅炉采用“SCR+ SNCR”工艺，以尿素为还原剂脱除 烟气中的氮氧化物且锅炉尾部设置有一套“两级静电+布袋除尘器”，除尘器后部为石灰 石-石膏湿法烟气脱硫装置，3#锅炉和 4#锅炉两炉共用一脱硫塔，经处理后的烟气由 1 根 180m 排气筒 DA063 有组织排放；6#锅炉和 7#锅炉均安装低氮燃烧器且采用“SCR+ SNCR”工艺，以尿素为还原剂脱除烟气中的氮氧化物且锅炉尾部均设置有“五电场静电 除尘器”，除尘器后部为石灰石-石膏湿法脱硫装置，一炉一脱硫塔，经处理后的烟气由 1 根 180m 排气筒 DA057 有组织排放；8#锅炉、9#锅炉和 10#锅炉均采用 SNCR+臭氧工 37 艺脱除脱除烟气中的氮氧化物且锅炉尾部均设有“一级静电+两级布袋除尘器”，除尘器 后部为石灰石-石膏湿法脱硫装置，一炉一脱硫塔，经处理后的烟气由 1 根 180m 排气筒 DA062 有组织排放。 电站 设备位号 #1-#4锅炉 一电站 （一期） #1、#2汽 表 2-25 热电部现有工程设备情况 规格 台数 投入运行时间 CG-220/100- #3炉1992年4月29日 4 M2 启动运行，#4炉1992 年10月28日启动运行 #1机1992年12月18日 CC25-90/13/1.2 2 轮机 启动运行、#2机1993 年3月28日启动运行 备注 #1、#2炉因没有配套 脱硫等环保设施处于 停止运行状态;3#~4# 锅炉额定负荷为 220t/h。 2009年改造为低真空 供暖机组, 发电量减 少到20 MW仅在采暖 期运行（一用一备） 2011年改造， 2013年 #3汽轮机 B17-8.83/4.2 1 1994年10月5日 5月2日投入运行；额 定发电量为17MW。 额 定 发 电 量 为 #4汽轮机 CB25-90/41/13 #6、#7锅 NG-410/9.8-M6 一电站 炉 （二期） #5、#6汽 1 25MW。 2 CC508.83/4.12/1.27 #8-#10锅 FW-420/12.5 #5机1999年9月27日 2 启动，#6机1999年12 3 月28日启动 #8炉2009年7月6日投 用，#9炉2009年8月14 日投用，#10炉2009年 12月7日投用 1 #7机2009年10月启动 炉 二电站 CB3011.6/4.2/1.3 CC100#8汽轮机 #6炉2000年1月投运， 额定负荷为400t/h #7炉2000年3月投运 轮机 #7汽轮机 1994年11月22日 11.6/4.2/1.3 1 #8机2009年12月启动 额 定 发 电 量 为 50MW。 额定负荷为420t/h 2020年改造完成，额 定发电量为30MW。 额 定 发 电 量 为 100MW。 建设单位 2005 年建设《中国石油化工股份有限公司天津分公司 100 万吨/年乙烯炼 化一体化项目》，并于 2005 年 11 月获得了国家环境保护总局的环评批复（环审 【2005】382 号），于 2013 年 8 月通过了环境保护部组织的竣工环境保护验收。建设 单位 2006 年建设《中国石油化工股份有限公司天津分公司热电部 6#、7#锅炉脱硫除尘 一体化及 9 台炉脱硫系统公用工程项目》，并于 2006 年 4 月获得了天津市环保局环评 38 批复（津环保许可表[2006]第 066 号），于 2013 年 6 月通过了国家环境保护部组织的 竣工环境保护验收。建设单位 2010 年建设《中国石油化工股份有限公司天津分公司热 电部 4×220 吨/小时增设烟气脱硫设施项目》，并于 2010 年 3 月获得了原天津市大港区 环保局环评批复（大港环管[2010]第 48 号），于 2011 年 3 月通过了原天津市大港区环 保局组织的竣工环境保护验收。建设单位 2013 年建设《天津分公司热电部 7 台锅炉烟 气脱硫、脱硝改造工程项目》，并于 2013 年 12 月获得原天津市环境保护和市容管理 局批复（津滨环容环保许可表[2013]164 号），于 2015 年通过天津市滨海新区审批局 组织的竣工环境保护验收。建设单位 2015 年建设《天津分公司热电部 7 台锅炉烟气超 净排放改造项目》，并于 2015 年 7 月获得天津市滨海新区行政审批局批复（津滨审批 环准[2015]314 号），于 2018 年 1 月通过天津市滨海新区审批局组织第一阶段的竣工 环境保护验收；于 2018 年 10 月通过第二阶段企业自主竣工环境保护验收。建设单位 2015 年建设《新建储煤场及储煤（焦）场封闭项目》，并于 2015 年取得天津市滨海新 区行政审批局批复（津滨审批环准[2015]236 号），于 2021 年 6 月通过企业自主竣工 环境保护验收。 建设单位自建立起均履行了环保手续，与本项目相关的热电部现有工程环保手续履 行情况详见表2-26。 表2-26 建设单位热电部现有工程环保手续履行情况 项目名称 环境影响评价 审批部门 审批文号 竣工环保验收 100 万吨/年乙烯炼 化一体化项目 国家环境 保护总局 环审【 2005 】 382号 环验【2013】 183 号 热电部 6#、7#锅 炉脱硫除尘一体化 及 9 台炉脱硫系统 公用工程项目 天津市环 保局 津环保许可表 [2006]第066号 津环保许可验 【2010】148 号 39 备注 正常运行；建设内容包 括新建 100 万吨/年乙 烯工程、改扩建 1250 万吨/年炼油工程和配 套热电工程三部分。其 中，热电工程新建 3 台 420 吨/小时 CFB 锅炉 配置 2 台 135 兆瓦抽凝 式汽轮机发电机组，并 配套建设其他热电站辅 助及公用设施。 正常运行；对 6#~7#锅 炉进行脱硫除尘一体化 改造；对全部 9 台锅炉 进行脱硫系统建设。 热电部 4×220 吨/ 小时增设烟气脱硫 设施项目 天津市大 港区环境 保护局 热电部 7 台锅炉烟 气脱硫、脱硝改造 工程项目 天津市环 境保护和 市容管理 局 津环监验字 【2011】第 020 号 正常运行；对 1#~4#锅 炉建设烟气脱硫设施。 津滨环容环保 许 可 表 [2013]164号 津滨审批环准 【2015】548 号 正常运行；对 3#、 4#、6#、7#、8#、9#、 10#7 台锅炉实施烟气 脱硝改造；对 6#、7# 锅炉的脱硫除尘系统进 行升级改造。 正常运行；对 3#、 4#、6#、7#、8#、9#、 10#7 台锅炉烟气脱 硝、除尘、脱硫设施进 行改造。 正常运行 大 港 环 管 [2010]第48号 7 台锅炉烟气超净 排放改造项目 天津市滨 海新区行 政审批局 津滨审批环准 [2015]314号 第一阶段：津滨 审批环准 【2018】4 号； 第二阶段为 2018 年 10 月自 主验收 新建储煤场及储煤 （焦）场封闭项目 天津市滨 海新区行 政审批局 津滨审批环准 [2015]236号 2021 年 6 月自 主验收 2、现有工程主要建设内容 建设单位热电部生产规模及现有工程内容见表2-27。 项目 单机容量 规 模 及台数 （MW） 总容量 一电站一 期 主体工 程 一电站二 期 二电站 燃料 辅助工 程及公 用工程 供水系统 循环冷却 水 电气出线 储运系统 环保工 废气 表 2-27 建设单位热电部现有工程组成表 建设内容 2×20+17+25+2×50+100+30 312 220t/h 煤粉锅炉 4 台（1#~4#）：CG-220/100-M2 双抽凝汽式汽轮机 2 台（1#~2#）：CC25-90/13/1.2 抽汽背压式汽轮机 1 台（3#）：B17-8.83/4.2 抽汽背压式汽轮机 1 台（4#）：CB25-90/41/13 410 t/h 煤粉锅炉 2 台（6#~7#）：NG-410/9.8-M6 双抽凝汽式汽轮机 2 台（5#~6#）：CC50-8.83/4.12/1.27 420t/h CFB 锅炉 3 台（8#~10#）：FW-420/12.5 抽背式汽轮机 1 台（7#）：CB30-11.6/4.2/1.3 双抽凝汽式汽轮机 1 台（8#）：CC100-11.6/4.2/1.3 燃料煤和石油焦 热电部现有锅炉所使用除盐水依托建设单位现有水处理五车间除盐水系 统和中沙除盐水系统。 依托建设单位现有热电站循环水系统。 汽机主变接入热电部一电站 110kV 屋内 GIS 内。 建设单位现状燃料煤和石油焦存放于密闭堆场内 3#、4#锅炉烟气经分别经 2 套脱硝装置、1 套除尘系统和 1 套脱硫装置 40 处理后由排气筒 DA063 有组织排放。 6#、7#锅炉烟气分别经 2 套脱硝装置、2 套除尘系统和 2 套脱硫装置处 理后由排气筒 DA057 有组织排放。 8#、9#、10#锅炉烟气分别经 3 套脱硝装置、3 套除尘系统和 3 套脱硫装 置处理后由排气筒 DA062 有组织排放。 锅炉烟气脱硫脱硝、除尘系统后共设置 6 套在线监测系统（3#和 4#锅炉 烟气共用一套，其余锅炉烟气各用一套）。废气监控指标为二氧化硫、 氮氧化物、烟尘、流量、氧含量、温度等污染物及参数。 热电部废水包括生活污水和生产废水，生产废水包括循环水排污、锅炉水 排污、二级脱硫水等。其中，生活污水和循环水排污排入建设单位水务部 污水处理设施处理；锅炉水排污回用于循环水系统；脱硫废水回用于脱硫 系统。 二级脱硫副产品石膏、锅炉炉灰和炉渣全部交由物资部门回收；脱硝废 催化剂交由有资质单位处理。 选用低噪声设备，采用消声、减振、隔声等降噪措施。 程 废水 固体废物 噪声 3、与本项目相关的现有工程主要生产工艺流程图 热电部现有 3#、4#燃煤锅炉、6#、7#燃煤锅炉和 8#、9#、10#燃煤锅炉生产工艺流 程图分别见图 2-7~图 2-9。 尿素制备系统 氨分配及喷射 系统 锅炉烟 气 锅炉 烟气 石灰石 G1 仓顶除尘器 湿式静电除尘器 3#SCR催化反 应器 4#SCR催化 反应器 3# SNCR脱硝 4# SNCR脱硝 空预器 石灰石料仓 供浆罐 脱 硫 塔 电除尘器 溢流箱 防空池 图 2-8 3#、4#锅炉生产过程工艺流程图 41 汽轮机 仓顶除尘器 尿素制备系统 汽轮机 氨分配及喷射 系统 7#锅炉 石灰石 煤炭 6#锅炉 锅炉 烟气 锅炉烟 气 6#SCR催化 反应器 7#SCR催化 反应器 空预器 空预器 6#电除尘器 7#电除尘器 G2 石灰石料仓 6# 吸 收 塔 供浆罐 7# 吸 收 塔 图 2-9 6#湿式静 电除尘器 石膏水力 旋流器 溢流箱 石膏水力 旋流器 7#湿式静 电除尘器 分配器 真空脱 水机 2#真空 脱水机 真空泵 真空泵 冲洗箱 2#冲洗 箱 6#、7#锅炉生产过程工艺流程图 G3 尿素制备系统 仓顶除尘器 氨分配及喷射 系统 石灰石 锅炉烟气 锅炉烟 气 8#臭氧发 生系统 1#湿式静 电除尘器 2#湿式静 电除尘器 3#湿式静 电除尘器 1# 吸 收 塔 2# 吸 收 塔 3# 吸 收 塔 石灰石料仓 8# SNCR脱硝 9# SNCR脱硝 10# SNCR脱硝 8# 脱硝烟气 9# 脱硝烟气 10# 脱硝烟气 8#电除尘器 9#电除尘器 10#电除尘器 9#臭氧发 生系统 供浆罐 10#臭氧发 生系统 图 2-10 8#、9#、10#锅炉生产过程工艺流程图 42 溢流箱 3#/4#锅炉除尘装置 3#/4#锅炉脱硫装置 6#锅炉除尘装置 6#锅炉脱硫装置 7#锅炉除尘装置 7#锅炉脱硫装置 43 8#锅炉除尘装置 8#锅炉脱硫装置 9#锅炉除尘装置 9#锅炉脱硫装置 10#锅炉除尘装置 10#锅炉脱硫装置 照片 热电部现有环保措施 4、现有工程环保措施及达标排放情况分析 4.1 废气 建设单位热电部现状排放废气主要包括：3#、4#锅炉烟气经脱硫、脱硝、除尘后 由 180m 排气筒（DA063）有组织排放；6#、7#锅炉烟气经脱硫、脱硝、除尘后由 180m 排气筒（DA057）有组织排放；8#、9#/10#锅炉烟气经脱硫、脱硝、除尘后由 180m 排气筒（DA062）有组织排放。 本评价引用天津市生态环境监测中心对热电部各排气筒排放污染物的监测数据及 44 建设单位在线监测设备在线监测结果说明热电部各装置在正常工况下的污染物排放情 况，具体情况见表 2-28。 表 2-28 热电部现有排气筒废气监测结果一览表 单位：mg/L 排气筒编号 监测日期 污染物 参比方法测定值 CEMS 法 SO2 ND 0~1 NOx 11~13 14~16 颗粒物 1.8~2.0 0.7~0.8 SO2 ND~3.2 0.5~2.0 NOx 19.2~32.6 29.2~41.4 颗粒物 1.3~1.5 1.0~1.1 SO2 ND~2.1 1.4~4.3 NOx 25.1~28.4 29.7~34.4 颗粒物 1.3~1.6 0.8 2022.09.05 DA063 2022.8.29 DA057* 2022.07.26 DA062* 2022.07.25 SO2 35 NOx 50 颗粒物 10 标准限值 注：1. 排气筒DA057排放SO2、NOx和颗粒物的浓度通过6#锅炉和7#锅炉排放SO2、NOx和颗 粒物的排放浓度计算得到。 2. 排气筒DA062排放SO2、NOx和颗粒物的浓度通过8#锅炉、9#锅炉和10#锅炉排放SO2、NOx 和颗粒物的排放浓度计算得到。 3.10#锅炉监测日期为2022年9月5日。 另外，建设单位还定期对各排气筒排放汞进行外委监测，监测数据如表2-29所示。 表2-29 各排气筒汞的监测结果一览表 单位：mg/L 排气筒编号 监测日期 污染物 监测结果 DA063 2022.08.29 汞 ND DA057 2022.07.26 汞 ND DA062 2022.07.25 汞 3.1×10-5 汞 0.03 标准限值 注：1. 排气筒DA063汞的监测报告编号:HJ-F-XC-202201-005-31。 2. 6#锅炉汞的监测报告编号:HJ-F-XC-202201-005-32；7#锅炉汞的监测报告编号:HJ-F-XC202201-005-33。6#和7#锅炉烟气通过排气筒DA057排放，排气筒DA057排放汞的浓度通过6#和7#锅 炉排放浓度计算得到。 3. 8#锅炉汞的监测报告编号:HJ-F-XC-202201-005-34；9#锅炉汞的监测报告编号:HJ-F-XC202201-005-35；10#锅炉汞的监测报告编号:HJ-F-XC-202201-005-36，10#锅炉汞的监测日期为2022 年9月5日。8#、9#和10#锅炉烟气通过排气筒DA062排放，排气筒DA062排放汞的浓度通过8#、9# 45 和10#锅炉排放浓度计算得到。 根据监测结果，建设单位现状排气筒DA063、DA057和DA062排放的废气中颗粒 物、NOx和SO2、汞排放浓度均满足《火电厂大气污染物排放标准》（DB12/8102018）表2限值要求，达标排放。 4.2 废水 建设单位现状热电部废水包括生活污水和生产废水，生产废水包括循环水排污、锅 炉水排污和二级脱硫水等。其中，锅炉水排污水回用于循环水系统；脱硫废水回用于脱 硫系统；生活污水和循环水排污排入建设单位水务部化工污水处理及回用装置处理，处 理后净水回用于化工部循环水补水，其余为回用装置的排浓水，排浓水进入“浓水回用装 置”处理，“浓水回用装置”净水亦回用于化工部循环水补水，其余为高浓水，高浓水排水 经炼油含盐污水处理场及深度处理装置处理后由炼油化工污水排放口外排入十米河，最 终经官港泵站排入大沽排污河。 根据建设单位日常监测数据，建设单位炼油化工废水排放口污水总排口排放废水水 质如表 2-30 所示。 表 2-30 炼油化工废水排放口污水水质监测结果 单位：mg/L 监测点位 炼油化工污水 总排口 DW014 污染物项目 排放浓度 标准限值 是否达标 pH 值（无量纲） 7.26 6-9 达标 悬浮物 4.33 50 达标 化学需氧量 13 50 达标 氨氮 0.08 5.0 达标 总氮（以 N 计） 17 30 达标 总磷（以 P 计） 0.19 0.5 达标 总有机碳 6.3 15 达标 五日生化需氧量 2.8 10 达标 0.16 3.0 达标 硫化物 0.01 0.5 达标 氟化物 0.668 8.0 达标 挥发酚 <0.01 0.3 达标 总锌 0.05 2.0 达标 总铜 ＜0.05 0.5 达标 苯乙烯 ＜0.03 0.2 达标 苯 <0.002 0.1 达标 甲苯 <0.002 0.1 达标 石油类 检测日期 2022 年 3 月 46 乙苯 <0.002 0.2 达标 邻二甲苯 <0.002 0.2 达标 间二甲苯 <0.002 0.2 达标 对二甲苯 <0.002 0.2 达标 由表2-30可知，建设单位现状炼油化工废水排放口排放各因子满足《石油炼制工业 污染物排放标准》（GB31570-2015）表2直接排放限值和《石油化学工业污染物排放标 准》（GB31571-2015）表2直接排放限值，达标排放。 4.3 噪声 建设单位现状噪声源主要包括汽轮机、锅炉、机泵、风机等。根据建设单位自行 监测数据，建设单位现状热电部厂界噪声监测数据如表 2-31 所示。 表 2-31 建设单位热电部现状厂界噪声自行监测数据一览表 监测时间 2022.3.21 监测点位 监测时段 监测结果 标准 dB(A) dB(A) 达标情况 国控源噪声监测点 21#热 昼间 49.5 65 达标 电部南墙与西门间墙外 夜间 39.5 55 达标 国控源噪声监测点 22#热 昼间 51.3 65 达标 电部五号门 夜间 40.3 55 达标 国控源噪声监测点 23#热 昼间 49.3 65 达标 电部七号门 夜间 40.1 55 达标 国控源噪声监测点 24#热 昼间 51.6 65 达标 电部一号门 夜间 40.7 55 达标 国控源噪声监测点 25#热 昼间 46.6 65 达标 电部二号门 夜间 38.2 55 达标 国控源噪声监测点 26#热 昼间 47.3 65 达标 电部三号门 夜间 39.1 55 达标 国控源噪声监测点 27#热 昼间 54.8 65 达标 电部四号门 夜间 43.0 55 达标 国控源噪声监测点 28#热 昼间 47.3 65 达标 电部二煤场南墙墙外 夜间 39.2 55 达标 47 图2-11 热电部噪声监测点位图 根据监测结果，建设单位热电部东、南、西、北四侧厂界昼夜间噪声监测值均达 到《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）3 类要求。 4.4 固体废物 建设单位现状固体废物包括二级脱硫副产品石膏、锅炉炉灰和炉渣、脱硝废催化 剂等。其中，二级脱硫副产品石膏、锅炉炉灰和炉渣属于一般固体废物，交由物资部 门回收；脱硝废催化剂属于危险废物，交由有资质单位处理。 建设单位热电部现状固体废物产生及处置情况见表 2-32。 表 2-32 建设单位现状热电部固体废物产生及处置情况一览表 序号 工序 固体废物名称 固废属性 产生量 处置措施 S1 S2 S3 锅炉 除尘系统 脱硫系统 炉渣 粉煤灰 石膏 一般固体废物 150000 t/a 500000 t/a 54000 t/a 物资部门回收 S4 脱硝系统 废催化剂 危险废物 216t/3a 委托有资质单 位处理 建设单位热电部不设危废暂存间，废催化剂产生后立刻转运，厂区内不做暂存。 5.建设单位现有工程排污口规范化 （1）废水排放口情况 天津石化分公司水务部共有三套污水处理装置，包括炼油污水、化工污水和烯烃污 水处理装置。 炼油污水处理装置分为含油和含盐两个系统。含碱废水、含盐污水、循环水排污、 碱渣进入含盐污水处理场处理；含油污水、部分污水汽提净化水和生活污水进入含油污 水处理场处理；含油污水处理场出水经污水回用设施处理后回用，浓水排入含盐污水处 理场进行处理。 48 化工污水处理装置主要处理热电部循环水排污水、化工部PTA、大芳烃、PET 及聚 醚废水，出水经污水回用设施处理后回用，浓水送入炼油部含盐污水处理场进行处理。 烯烃污水处理装置主要用于处理烯烃部排放废水，废水处理后送入回用设施处理后 回用，浓水送入烯烃污水深度处理设施处理后排放。 天津石化原有三个废水排放口分别为炼油废水排放口、化工废水排放口和烯烃废 水排放口，炼油部废水经炼油废水处理装置处理后通过炼油废水排放口排放，化工部 废水经化工废水处理装置处理后通过化工废水排放口排放，烯烃部废水经烯烃废水处 理装置处理后通过烯烃废水排放口排放。2015年，建设单位根据相关环保要求提高外 排废水水质标准，因而投资建设炼油化工污水深度处理设施和和烯烃污水深度处理设 施，对原有的排水进一步处理，炼油部和化工部排水进入炼油化工污水深度处理设施 进行处理，处理后的废水经原化工废水排放口排放；烯烃部排水进入烯烃污水深度处 理设施进行处理，处理后的废水经烯烃废水排放口排放。由于炼油部排水全部进入后 续装置处理，处理后的废水经化工废水排放口排放，因此，现状炼油废水排放口已停 用，没有废水通过该排放口排放，并将原化工废水排放口更名为炼油化工废水排放 口。因此，天津石化现状共两个在用废水排放口，分别为炼油化工废水排放口和烯烃 废水排放口。 目前，和烯烃废水排放口均进行规范化设置，排放口安装流量计及CODcr、氨氮、 pH在线监测炼油化工废水排放口系统。两个排放口排放的污水经厂区内污水管网汇合后 通过压力泵站提升，最终排入十米河。 表2-33 排放口 炼油化工 废水排放口 烯烃 废水排放口 废水排放口规范化设置情况 规范化设置情况 在线监测因子 标识牌、流量计、在线监测设备 pH、CODcr、氨氮 标识牌、流量计、在线监测设备 pH、CODcr、氨氮 49 排放口及标识牌 氨氮分析仪 流量计 pH计 CODcr分析仪 （2）废气排放口情况 建设单位热电部现有工程已按照天津市环保局《关于发布<天津市污染源排放口规 范化技术要求>的通知》（津环保监测[2007]57号）和《关于加强我市排放口规范化整 治工作的通知》（津环保监理[2002]71号）相关要求，进行了排放口规范化建设工作。 热电部废气排放均设有在线监测系统并与政府部门联网。 表2-34 排放口 DA057 DA062 DA063 废气排放口规范化设置情况 规范化设置情况 在线监测因子 采样孔、标识牌、在线监测 NOx、颗粒物、SO2、温度、流 设备 速、氧含量、标杆流量 建设单位热电部排污口照片具体如下所示。 50 CEMS 分析间及在线监测显示 烟气连续监测系统 排气筒 DA063 及标识牌 排气筒 DA057 及标识牌 51 排气筒 DA062 及标识牌 （3）日常监测执行情况 设有在线监测装置的废水排放口、废气排放口进行各污染物的实时监测；除此之外， 各排污口均按照排污许可证的相关要求定期进行监测，监测结果由专人收集，统一管理 并存档。 6、现有工程污染物排放总量 建设单位排污许可排放量及 2021 年实际污染物排放量（根据建设单位 2021 年排污 许可证执行年报得到）见表 2-35。 表 2-35 建设单位排污许可排放量 单位：t/a 排污许可排放量 2021 年实际排放量 SO2 2256.912 179.7917 大气 NOx 4593.707 1354.1602 污染物 颗粒物 992.318 37.066 VOCs 1930.889 1902.112858 COD 266.5 74.1124 氨氮 18.77 0.7506 总氮 89.67 38.2667 项目 水污 染物 热电部现状大气污染物排污许可排放量（不包括已停止运行的一电站一期的1#和 2#燃煤锅炉）及实际排放量（根据建设单位2021年排污许可证执行年报得到）见表236。 52 表2-36 热电部现状大气污染物排放情况 项目 一电站 一期 一电站 二期 二电站 排污许可排放量 实际排放总量 颗粒物 52.302 1.73 SO2 130.755 5.37 NOx 261.509 44．71 颗粒物 113.525 7.69 SO2 283.813 22.15 NOx 567.626 168．58 颗粒物 164.508 8．56 SO2 411.270 61.35 NOx 822.540 330.335 280.41 825.838 88.87 493.7 颗粒物 合计 单位：t/a SO2 NOx 1651.675 17.98 由表 2-35 和表 2-36 可知，建设单位及热电部实际污染物排放量满足排污许可要求。 7、突发环境事件应急预案 建设单位已按照《关于印发<企业事业单位突发环境事件应急预案备案管理办法（试 行）>的通知》（环发[2015]4 号文）和《天津市突发事件应急预案管理办法》（津政办 发[2014]54 号）的相关要求编制突发环境事件应急预案，并于 2021 年 6 月 18 日在滨海 新区生态环境局进行了备案（备案编号：120116-2021-003-H）。 8、排污许可证落实情况 根据《固定污染源排污许可分类管理名录（2019 年版）》，天津石化属于“二十、 石油、煤炭及其他燃料加工业 25—42 精炼石油产品制造 251 中的原油加工及石油制品 制造 2511”，属于重点管理行业。天津石化已于 2017 年 12 月取得由天津市滨海新区行 政审批局颁发的排污许可证，证书编号为：91120000722958405G001P。由于《火电厂大 气污染物排放标准》（DB12/810-2018）的实施，建设单位于 2020 年 12 月对排污许可证 进行了变更，有效期自 2020 年 12 月 10 日至 2025 年 12 月 18 日止。另外，天津石化已 按照排污许可环境管理台账记录要求开展台账记录工作，并按照要求上报执行报告。根 据中国石油化工股份有限公司天津分公司排污许可证执行报告（2021 年度），建设单位 污染物实际排放总量满足许可排放量的限值要求；热电部有组织废气排气筒及厂区废水 排放口按照要求安装在线监测设备并定期进行监测。 53 建设单位现有排污许可证 9、现有环境管理情况 建设单位已具有完善的环境管理制度并建立有三级环保管理网络（公司级、作业部 级、车间级），最高一级管理机构为 HSE 管委会，下设 HSE 委员会办公室——公司安 全环保部，负责公司环保专业全面管理工作。建设单位已编制突发环境事件应急预案并 于 2021 年 6 月 18 日在滨海新区生态环境局进行了备案（备案编号：120116-2021-003H）；建设单位已取得由天津市滨海新区行政审批局颁发的排污许可证，证书编号为： 91120000722958405G001P，建设单位已按照排污许可环境管理台账记录要求开展台账记 录工作，并按照要求上报执行报告。 本项目的建设部门热电部设有专门的环保管理部门并接受天津石化的管理，目前 热电部已采取废气、废水、噪声等污染防治措施，从运行结果看，与本项目相关的各 项污染物可达标排放，各环保设施运行正常，排污口采用规范化设置，污染物排放总 量均满足总量控制指标要求。热电部已制定完善的环保制度，自行监测计划完善且日 常管理中按计划进行日常监测，符合自动检测条件的排污口已安装自动监测设备。 建设单位现有环境问题： (1) 热电部一电站一期停运的 1#、2#燃煤锅炉缺少烟气脱硫脱硝除尘装置，该两台锅 炉不再运行，直至退役后拆除。 (2) 热电部现状二电站 CFB 锅炉使用石油焦，根据《天津市人民政府关于扩大高污染 燃料禁燃区范围的通告》（津政发〔2018〕25 号），在高污染燃料禁燃区内严禁新 建、改建、扩建项目使用高污染燃料；机关、企事业单位及其他生产经营者已建的使 用高污染燃料的设施，应按照市和相关区人民政府规定的期限完成改燃、并网或拆除 任务。建设单位后续将根据市和相关区人民政府的相关规定完成石油焦的改燃、并网 或拆除。 54 三、区域环境质量现状、环境保护目标及评价标准 1、环境空气质量现状调查 1.1 项目所在区域达标评价 本项目位于天津市滨海新区，根据环境空气质量功能区划，项目所在地 为二类功能区，环境空气质量标准执行《环境空气质量标准》 （GB3095-2012） 及其修改单（生态环境部公告 2018 年第 29 号）二级标准要求。 本次评价引用天津市生态环境局发布的《2021 年天津市生态环境状况公 报》中关于滨海新区环境空气常规因子 PM2.5、PM10、SO2、NO2、CO 和 O3 的监测数据对建设项目所在地区环境空气质量现状进行分析。 项目 区 域 环 境 质 量 现 状 表3-1 滨海新区2021 年环境空气监测结果统计 CO PM2.5 PM10 SO2 NO2 95per O3-8h 90per 年均值 38 67 8 39 1.4 156 平均标准（二级） 35 70 60 40 4 160 年均占标率（%） 108.6 95.7 13.3 97.5 35 97.5 达标情况 不达标 达标 达标 达标 达标 达标 注：PM2.5、PM10、SO2、NO2 4 项污染物为浓度均值，CO 为 24 小时平均浓度第 95 百 分位数，O3 为日最大 8 小时平均浓度第 90 百分位数，除 CO 单位为 mg/m3 外，其他 污染物单位均为 μg/m3。 *注：CO 单位为 mg/m3，其他常规污染因子单位为 μg/m3。 根据《环境影响评价技术导则 大气环境》（HJ2.2-2018）的规定“城市环 境空气质量达标情况评价指标为 SO2、NO2、PM10、PM2.5、CO 和 O3，六项污 染物全部达标即为城市环境空气质量达标”。由上表可知，2021 年滨海新区基 本污染物中 PM2.5 超过《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准及其修 改单（公告[2018]第 29 号）限值，故本项目所在区域为不达标区。 为改善环境空气质量，按照《关于印发天津市深入打好蓝天、碧水、净土 三个保卫战行动计划的通知》（津污防攻坚指[2022]2 号）等通知，集中资源 大力推进散煤治理；以强化 VOCs 和 NOx 协同减排为核心，统筹推进 PM2.5 和 O3 协同治理。随着天津市各项污染防治措施的逐步推进，本项目选址区域 空气质量将逐渐好转。 55 2、声环境质量现状调查 本项目位于天津市滨海新区北围堤路 160 号，根据《声环境功能区划分 技术规范》(GB/T 15190-2014)，并参照《天津市声环境功能区划（2022 年修 订版）》的通知（津环气候〔2022〕93 号），本项目选址为《声环境质量标 准》（GB3096-2008）3 类标准适用区。本项目厂界外周边 50m 范围内无声 环境保护目标，因此不开展声环境质量现状调查。 3、地下水、土壤环境 本项目不存在土壤、地下水环境污染途径，无需开展地下水、土壤环境 现状调查。 1、大气环境保护目标 本项目位于天津市滨海新区北围堤路160号，根据《建设项目环境影响报 告表编制技术指南（污染影响类）（试行）》要求，本评价调查项目厂界外 500m范围内大气环境保护目标情况。根据调查结果，本项目厂界外500m 范 围内无大气环境保护目标。 2、声环境保护目标 根据《建设项目环境影响报告表编制技术指南（污染影响类）（试 行）》要求，调查本项目厂界外50m 范围内声环境保护目标情况。根据调查 环 境 保 护 目 标 结果，本项目厂界外50m 范围内无声环境保护目标。 3. 生态环境： 本项目位于天津市滨海新区北围堤路 160 号中国石油化工股份有限公司 天津分公司厂区内，占地范围内不涉及生态环境保护目标。 56 1、废气 本项目燃气锅炉排放颗粒物、二氧化硫、氮氧化物和烟气黑度执行《火电 厂大气污染物排放标准》（DB12/810-2018）表 1 标准限值要求。 本项目氨排放执行《恶臭污染物排放标准》（DB12/059-2018）限值要求。 表 3-2 燃气锅炉大气污染物排放浓度限值 单位：mg/m3 污染物项目 限值 颗粒物 5 二氧化硫 10 氮氧化物 30 烟气黑度（林格曼黑度，级） ≤1 标准来源 DB12/810-2018 表1 表 3-3 氨排放标准 环 境 保 护 目 标 污染物 排气筒高度 （m） 排放量 （kg/h）* 周界 （mg/m3） 备注 氨 60 3.4 0.2 DB12/059-2018 注：*根据《恶臭污染物排放标准》（DB12/059-2018），排气筒高度大于 30m 时，应按 照 30m 相应的排放限值执行。 2、废水 本项目排放废水经建设单位水务部炼油化工污水排放口排放，根据建设单 位排污许可证副本（证书编号：91120000722958405G001P），水务部炼油化工 污水排放口废水排放执行《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015） 表 2 特别排放限值和《石油化学工业污染物排放标准》（GB31571-2015）表 2 特别排放限值，废水排放标准值见表 3-4。 表 3-4 单位： mg/L 水污染物排放限值 序号 污染物 执行标准 标准来源 1 悬浮物 50 GB31570-2015 2 CODcr 50 表 2、GB31571-2015 3 石油类 3.0 表2 3、噪声标准 施工期噪声执行《建筑施工场界环境噪声排放标准》（GB12523-2011）， 运营期四侧厂界噪声执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》 （GB12348-2008） 3类，标准限值见表3-5~表3-6。 57 表 3-5 建筑施工场界噪声限值 时 间 单位：dB(A) 标准来源 标准值 昼 70 夜 55 GB12523-2011 表 3-6 工业企业厂界环境噪声排放标准 时间 功能区类别 3类 单位：dB(A) 昼间 夜间 标准来源 65 55 GB12348-2008 4、固废暂存标准 危险废物在厂内暂存执行《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001） 及修改单（2013 年环保部第 36 号公告）、《危险废物收集 贮存 运输技术规范》 （HJ2025-2012）和《危险废物转移管理办法》 （2021 年生态环境部部令第 23 号）。 根据国家相关规定并结合本项目特点，本项目涉及的主要污染物为废气 中的NOx、SO2和颗粒物和废水中的CODcr。 1.废气污染物排放总量 本项目蒸汽锅炉烟气经 SCR 脱硝装置处理后，尾气由新建排气筒 P1 有组 织排放。 1.1 按预测值核算污染物排放总量 根据工程分析，本项目燃气锅炉经排气筒P1排放颗粒物、SO2和NOx排放 总 量 控 制 指 标 浓度分别为5.0mg/m3、3.72mg/m3和28.4mg/m3，排放烟气量为2.30×109 m3/a， 所以颗粒物、SO2和NOx的预测排放量为： 颗粒物：5.0mg/m3×2.30×109 m3/a×10-9=11.5t/a SO2：3.72mg/m3×2.30×109 m3/a×10-9=8.56t/a NOx：28.4mg/m3×2.30×109 m3/a×10-9=64.4t/a 1.2 按标准值核算污染物排放总量 本项目建成后，燃气锅炉排放颗粒物、二氧化硫、氮氧化物执行《火电厂 大气污染物排放标准》（DB12/810-2018）表 1 标准限值要求。根据《火电厂 大气污染物排放标准》（DB12/810-2018）表 1 标准限值，颗粒物排放浓度限 58 值为 5 mg/m3，SO2 排放浓度限值为 10 mg/m3，NOx 排放浓度限值为 30 mg/m3。根据工程分析，本项目废气排放量为 2.30×109 m3/a，所以根据标准 核算颗粒物、SO2 和 NOx 的预测排放量为： 颗粒物：5.0mg/m3×2.30×109 m3/a×10-9=11.5t/a SO2：10 mg/m3×2.30×109 m3/a×10-9=23.0t/a NOx：30 mg/m3×2.30×109 m3/a×10-9=69.0t/a 1.3 以新代老装置废气排放量 本项目建成后，停止运行热电部3#和4#燃煤锅炉，3#和4#燃煤锅炉排放 废气污染物被削减。根据建设单位排污许可， 3#和4#燃煤锅炉废气污染物排 放量如表3-7所示。 表3-7 3#和4#燃煤锅炉废气污染物排放量 项目 一电站一期 （3#和 4# 燃煤锅炉） 排污许可排放量（t/a） 颗粒物 52.302 SO2 130.755 NOx 261.509 2.废水污染物排放总量 2.1 按预测值核算污染物排放量 根据工程分析，本项目建成后，高浓度排水排放量约为 0.015m3/h（120 m3/a），建设单位水务部外排废水 CODcr 浓度为 13mg/L。 CODcr 排放总量：120t/a×13mg/L×10-6 =1.56×10-3 t/a 2.2 按标准值核算污染物排放量 本项目外排废水经建设单位水务部炼油化工污水排放口排放，其排放标准 执行《石油炼制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表 2 特别排放限值 和《石油化学工业污染物排放标准》（GB31571-2015）表 2 特别排放限值 （CODcr≤50 mg/L）。 CODcr 排放总量：120t/a×50mg/L×10-6 =6.0×10-3 t/a 2.3 以新代老装置废水污染物排放量 本项目建成后，停止运行热电部3#和4#燃煤锅炉， 从而热电部减少了3# 和4#燃煤锅炉循环排污水的产生和排放，且8#汽轮机抽汽改造亦减少了循环 59 水的使用量，进而减少了建设单位外排高浓度废水排放量。根据工程分析， 可减少3#和4#燃煤锅炉及8#机外排高浓度废水量为1.575m3/h（12.6×104 m3/a），废水排放污染物主要为CODcr。 按预测值核算 3#和 4#燃煤锅炉及 8#机污染物排放量为： CODcr 排放总量：12.6×104t/a×13mg/L×10-6 =1.638t/a 按标准值核算 3#和 4#燃煤锅炉及 8#机污染物排放量为： CODcr 排放总量：12.6×104t/a×50mg/L×10-6 =6.3t/a 3 污染物排放总量 本项目污染物排放总量见表 3-8。 表 3-8 项目 废气 废水 本项目污染物排放总量汇总 单位：t/a 本项目预测 本项目以排放标 本项目预测排入 排放总量 准核算的总量 外环境的量 颗粒物 11.5 11.5 11.5 SO2 8.56 23.0 8.56 NOx 64.4 69.0 64.4 CODcr 1.56×10-3 6.0×10-3 1.56×10-3 4.建设单位“三本账”情况 1)建设单位及热电部现状排污许可排放量 建设单位现状排污许可排放量见表 3-9。 表 3-9 建设单位现状污染物排放总量 项目 t/a 排污许可排放量 SO2 2256.912 大气 NOx 4593.707 污染物 颗粒物 992.318 VOCs 1930.889 COD 266.5 氨氮 18.77 总氮 89.67 水污 染物 2)本项目建成后建设单位全厂总量三本帐 本项目建成后，建设单位全厂总量三本帐见表 3-10。 60 废气 废水 表 3-10 本项目建成后建设单位“三本账”情况 单位：t/a 全厂现状排 本项目 本项目以 项目建成后 项目建设前 污染物 污许可证排 预测排 新带老 全厂排放总 后增减量 放量 放总量 削减量 量 52.302 颗粒物 992.318 11.5 951.516 -40.802 130.755 2256.912 SO2 8.56 2134.717 -122.195 261.509 NOX 4593.707 4396.598 -197.109 64.4 CODcr 266.5 1.56×10-3 1.638 264.864 -1.636 由表 3-10 可知，本项目建成后，建设单位废气污染物中颗粒物减少排放 40.802t/a，SO2 减少排放 122.195 t /a ，NOx 减少排放 197.109 t/a。废水污染 物中 CODcr 减少排放 1.636t/a。 61 四、主要环境影响和保护措施 1、施工期大气环境保护措施 为减轻施工扬尘的环境影响，根据《天津市机动车和非道路移动机械排放 污染防治条例》(2020 年 1 月 18 日天津市第十七届人民代表大会第三次会议通 过)、《天津市大气污染防治条例》（2020.9.25 修正并实施）、《天津市重污 染天气应急预案》（2020 年 11 月 20 日）、《天津市深入打好蓝天、碧水、 净土三个保卫战行动计划的通知》（津污防攻坚指[2022]2 号）的有关要求及 本项目具体情况，建设单位应做好以下施工扬尘污染防治工作： （1）应当围挡施工现场周边，铺装施工的主要临时道路，密闭储存可能 产生扬尘污染的建筑材料，采取喷淋、遮盖或者密封等措施防止泥土带出现 场。对施工过程中堆放的渣土，必须采取防尘措施，及时清运、清理、平整场 地。 施 （2）施工现场内除作业面场地外均应当进行硬化处理。作业场地应坚实 工 期 平整，保证无浮土。 环 （3）装卸、储存、堆放易产生扬尘物质，必须采取喷淋、围挡、遮盖、 境 保 密闭等有效防止扬尘的措施；运输易产生扬尘的物质，必须使用密闭装置，防 护 措 止运输过程中发生遗撒或者泄漏。 施 （4）建筑材料应按照施工总平面图划定的区域堆放，尽量堆放在远离敏 感点且偏离主导风向的位置。对于易产生扬尘污染的施工，应当采取降尘防尘 措施。 （5）暂存的渣土应当集中堆放并全部苫盖。禁止渣土外溢至围挡以外或 者露天存放。 （6）建设工程施工现场的施工垃圾和生活垃圾，必须设置密闭式垃圾站 集中存放，及时清运。出现四级及以上大风天气时禁止进行土方工程。 （7）天津市行政区域内发生重污染天气时，当发布黄色预警时，启动Ⅲ 级响应，停止所有施工工地的土石方作业（包括停止土石方开挖、回填、场内 倒运、掺拌石灰、混凝土剔凿等作业，停止建筑工程配套道路和管沟开挖作 业），渣土存放点全面停止生产、运行。当发布橙色预警时，启动Ⅱ级响应， 62 施工工地、工业企业厂区和工业园区内，停止使用国二及以下排放标准非道路 移动机械（清洁能源和紧急检修作业机械除外）。 （8）建筑工地必须做到“六个百分之百”方可施工，包括“施工工地周边 100%围挡；物料堆放 100%覆盖；出入车辆 100%冲洗；施工现场地面 100%硬 化；拆迁工地 100%湿法作业；渣土车辆 100%密闭运输”。 （9）在禁止使用高排放非道路移动机械的区域内，鼓励优先使用节能环 保型和新能源非道路移动机械。 （10）非道路移动机械所有人或者使用人应当正常使用非道路移动机械的 污染控制装置，不得拆除、停用或者擅自改装污染控制装置，排放大气污染物 超标的，应当及时维修。 2.施工期声环境保护措施 本项目在施工中需推土机、挖掘机等施工机械。运输车辆均将产生较强的 噪声，噪声值将达到 85～90dB（A），因此施工期将对厂址周围的声环境产 生一定影响。为了减少施工对周围声环境质量的影响，根据《中华人民共和国 噪声污染防治法》（主席令 第 104 号）、《天津市环境噪声污染防治管理办 法》（天津市人民政府令 2003 年第 6 号）和《天津市建设工程文明施工管理 规定》（天津市人民政府第 100 号令），建设单位需采取以下措施： （1）建设单位应当按照规定将噪声污染防治费用列入工程造价，在施工合同 中明确施工单位的噪声污染防治责任。 施工单位应当按照规定制定噪声污染防治实施方案，采取有效措施，减少 振动、降低噪声。建设单位应当监督施工单位落实噪声污染防治实施方案。 （2）选用低噪声设备和工作方式，加强设备的维护与管理。如施工联络方式 采用旗帜、无线电通信等方式，尽量不使用鸣笛等联络方式。 （3）可固定的机械设备如空压机、电锯等安置在施工场地临时房间内，降低 噪声对外环境影响。 （4）增加消声减噪的装置，如在某些施工机械上安装消声罩，对振捣棒等强 噪声源周围适当封闭等。 63 （5）动力机械设备应进行定期的维修、养护，以保证其在正常工况下工作。 合理制定施工计划，一定要严格控制和管理产生噪声的设备的使用时间，尽可 能避免在同一区段安排大量强噪声设备同时施工。 （6）按照天津市人民政府令第 6 号《天津市环境噪声污染防治管理办法》的 要求，合理安排施工时间，尽量安排在白天施工，禁止夜间进行产生噪声污染 的施工作业和建筑材料的运输。夜间施工向当地管理部门申报，获得批准后方 可施工。 根据现场勘查，本项目施工界周边 50m 范围内主要为企业，无声环境敏 感目标。且施工噪声的影响特点为短期性、暂时性，一旦施工活动结束，施工 噪声随之结束。 3.施工期废水影响分析 施工过程产生的废水主要为施工作业废水。 施工作业废水主要来源于机械的冲洗废水及运输车辆冲洗废水等。主要污 染物是泥沙，由于水量小，经沉淀后可用于施工场地洒水抑尘。 建设单位应采取以下措施减少施工期废水对环境的影响： （1）施工期间，建设单位应严格执行《建设工程施工场地文明施工及环 境管理暂行规定》，严禁乱排、乱流而污染道路环境或淹没市政基础设施。 （2）施工时要尽量减少弃土，做好各项排水、截水、防止水土流失的设 计，做好必要的截水沟和沉砂池，防止雨天水土流失污染附近道路、市政管 道。 （3）合理安排施工计划、施工程序，协调好各个施工步骤。雨季中尽量 降低地面坡度，减少开挖面，并争取土料随挖随运，减少堆土、裸土的暴露时 间，以避免受降雨的直接冲刷。在暴雨期还应采取应急措施，尽量用覆盖物覆 盖新开挖的陡坡，防止冲刷和崩塌。 （4）在施工场地内需构筑相应的集水沉淀池和排水沟，以收集地表径流 和施工过程产生的泥浆水、污水，上述污水经临时沉淀池处理后，回用于施工 场地洒水抑尘，余水自然蒸发，严禁废水随意排放。 采取以上措施后，施工期废水对区域水环境影响较小，且随施工的结束而 64 消失。 4.施工固体废物处置措施 施工过程中产生的固废主要包括拆除的旧设备，施工人员的生活垃圾、建 筑施工活动产生的建筑垃圾，建筑垃圾主要包括木材下脚料、水泥土石弃料和 金属等其它建材弃料等。在施工现场应有生活垃圾和建筑垃圾的收集存放点， 统一收集，及时清运，妥善处置。其中，施工过程中产生的建筑垃圾属于一般 固体废物，旧设备、金属、木材等废料及脱硫石膏可做为再生资源送有关单位 回收再利用，不可再利用的水泥土石废料等建筑垃圾纳入城市建筑垃圾处置管 理体系。 建设单位必需采取如下措施减少并降低固体废物对周围环境的影响： （1）建筑垃圾要设固定的暂存场所，并加罩棚或其他形式进行封闭。 （2）设置垃圾箱，生活垃圾要袋装收集，施工单位应与当地城管部门联 系，及时清理生活垃圾，应做到日产日清。 （3）施工期间的工程废弃物应及时清运，要求按规定路线运输，运输车 辆必须按有关要求配装密闭装置。 （4）工程承包单位应对施工人员加强教育和管理，做到不随意乱丢废 物，要设立环保卫生监督监察人员，避免污染环境，影响市容。 5.施工期环境管理 施工承包商必须认真遵守《天津市大气污染防治条例》、《天津市重污染 天气应急预案》、《天津市建设项目环境保护管理办法》、《天津市建设工程 文明施工管理规定》、《天津市环境噪声防治管理办法》和《天津市建设施工 二十一条禁令》的有关规定，做到文明施工，依法履行防治污染、保护环境的 各项义务。 施工承包商在进行工程承包时，应将施工期的环境污染控制列入承包内容， 并在工程开工前和施工工程中制定相应的环保防治措施和工程计划。应办理施 工行政许可手续，经审核批准后方可施工。工程建设单位有责任配合当地环保 主管机构，对施工过程中的环境影响进行环境管理，以保证施工期的环保措施 得以完善和持续执行，使项目建设施工范围的环境质量得到充分有效的保证。 65 1．运营期废气环境影响和保护措施 1.1 废气污染源分析 本项目运营期主要污染物排放为废气、废水、噪声和固体废物。 1.1.1 有组织废气污染源分析 （1）锅炉燃烧废气 本项目建设两台 300t/h 燃气锅炉（一用一备），锅炉以天然气为燃料，两 台锅炉烟道气经一根 60m 排气筒（P1）有组织排放，主要污染物为颗粒物、SO2 和 NOx。 a.锅炉烟气量 本项目两台 300t/h 燃气锅炉（一用一备）天然气使用量约 214360000m3/a。 运 根据《污染源源强核算技术指南 火电》（HJ888-2018）附录 C，燃气锅炉基准 营 期 烟气量计算如下： 环 VG = V RO 2 + V N 2 +（ - 1） V 0 境 VRO 2 = 0.01 [(CO 2 ) + (CO）+ （H 2S）+ m（C m H n )] 影 响 （N 2） V N 2 = 0.79 V 0 + 和 100 保 护 V 0 = 0.0476 [0.5 (CO ) + 0.5 (H 2）+ 1.5 （H 2S）+ 措 n （m + ） （C m H n - （O 2 )] 施 4 式中： VG ：干烟气排放量， m3/ m3； V 0 ：理论空气量，m3/ m3； :过量空气系数，燃气锅炉取 1.2，对应基准氧含量为 3%； V RO 2 ： 烟气中二氧化碳和二氧化硫容积之和，m3/ m3； V N 2 ：烟气中氮气， m3/ m3； (CO 2 )：二氧化碳体积分数，本项目取 3.73%； (CO）：一氧化碳体积分数，本项目取 0： （H 2S）：硫化氢体积分数，本项目取 0； 66 （C m H n )：烃类体积分数，%，m 为碳原子数，n 为氢原子数； 计算得到，VG =10.74 m3/ m3 本项目运行后，两台燃气锅炉（一用一备）年运行时数为 8000h/a，烟气排 放量为 2.83×105m3/h，合 2.30×109 m3/a。 b.NOx 排放浓度 本项目燃气锅炉采用低氮燃烧技术，生产厂商保证 NOx 的排放浓度在 35 mg/m3 以内。 根据《污染源源强核算技术指南 火电》（HJ888-2018），NOx 排放量采用 锅炉生产商提供的 NOx 控制保证浓度值或类比同类锅炉 NOx 浓度值。本项目 NOx 排放量按照《污染源源强核算技术指南 火电》（HJ888-2018）中公式（4） 核算。 M NOx = NOx Vg NOx 9 100 10 （1 - ） 式中：MNOx----核算时段内氮氧化物排放量，t； NOx ----锅炉炉膛出口氮氧化物排放质量浓度，取 35mg/m3； Vg ----核算时段内标态干烟气排放量，取 2.30×109m3； NOx ----脱硝效率。SCR 脱销技术的脱销效率可达 70%~90%，本项 目催化剂设计层数为三层，实际建设层数为 2 层，预留一层。为了既能保证 NOx 达标排放，又减少能源消耗，本项目根据实际生产情况控制尿素的使用量，本 项目脱硝效率取 20%~60%。 通过计算得到，MNOx=64.4t。即通过采用低氮燃烧及 SCR 脱销处理后，项 目燃气锅炉 NOx 总排放量为 64.4t/a，排放速率为 8.05 kg/h，浓度为 28.4 mg/m3。 c.颗粒物排放浓度 天然气属于清洁能源，不含灰分，燃烧条件受到控制，过程中产生的烟尘 较少，生产厂商保证锅炉炉膛出口颗粒物排放浓度在 5 mg/m3 以内。 根据《污染源源强核算技术指南 火电》（HJ888-2018），烟尘的排放量按 下式计算： M 烟尘 = 烟尘 Vg 烟尘 9 100 10 （1 - ） 67 式中：M 烟尘----核算时段内烟尘排放量，t； 烟尘 ----锅炉炉膛出口烟尘排放质量浓度，取 5mg/m3； Vg ----核算时段内标态干烟气排放量，取 2.30×109m3； 烟尘 ----除尘效率，取 0。 通过计算得到，MNOx=11.5t。即本项目燃气锅炉颗粒物总排放量为 11.5t/a， 排放速率为 1.44 kg/h，浓度为 5 mg/m3。 d.SO2 排放浓度 由于本项目对天然气中的硫成分未检出，本评价参照《天然气》 （GB178202018）一类天然气中的硫含量对本项目排放二氧化硫进行评价，总硫含量为 20 mg/m3。 根据《污染源源强核算技术指南 火电》（HJ888-2018），SO2 排放量按以 下公式计算： M SO 2 = 2B G （1 − ) （1 − q ) （1 − ) S S1 4 S2 ar 100 100 100 100 K 式中： M SO 2 :核算时段内二氧化硫排放量，t； B G ：核算时段内锅炉燃料耗量，t； S 1 :除尘器的脱硫效率，%； S 2 :脱硫系统的脱硫效率，%； q 4 ：锅炉机械不完全燃烧热损失，%； S ：收到基硫的质量分数，%； ar K:燃料中的硫燃烧后氧化成二氧化硫的份额，本项目取 1.0。 通过计算得到本项目 SO2 排放量为 8.57t/a，排放速率为 1.07kg/h，浓度为 3.72mg/m3。 （2）脱硝系统逃逸氨 本项目脱硝过程中以尿素水解制氨单元的氨为还原剂，部分未参加反应的 氨会发生逃逸与燃烧烟气一同经 60m 排气筒（P1）有组织排放，主要污染物 68 为氨。根据《火电厂烟气脱硫工程技术规范 选择性催化还原法》（HJ5622010），氨作为催化剂的 SCR 脱硝工艺，氨逃逸浓度小于 2.5mg/m3。本项目 在脱硝系统反应器出口位置设置氨泄漏检测仪，系统运行后，确保氨逃逸小于 2.5mg/m3，本项目烟气量为 2.30×109 m3/a，氨的产生量约 5.75 t/a，排放速率 为 0.72kg/h。 综上，本项目废气产排污环节、污染物及治理设施情况见表 4-1，本项目废 气污染物排放源强一览表见表 4-2。。 序号 表4-1 本项目废气产排污环节、污染物及治理措施一览表 产排污环节 污染物种类 污染治理设施 排放口编号 排放形式 1 锅炉烟气 颗粒物 SO2 NOx 烟气黑度 低氮燃烧、 SCR 脱硝 P1 有组织 表 4-2 本项目废气污染物排放源强一览表 排气筒烟 排放速率 污染源 污染物 气量 （kg/h） 颗粒物 1.44 SO2 1.07 蒸汽锅炉燃 2.83×105 NOx 8.05 m3/h 烧烟气 0.72 NH3 排放浓度 （mg/m3） 5 3.72 28.4 2.5 NH3 排放方 式 P1 有 组 织排放 烟气黑度 ＜I 级 1.1.2 无组织废气污染源分析 本项目锅炉给水系统需要添加 6%~8%氨水调节锅炉给水的 pH 值，氨水 原料（25%）暂存于锅炉旁的密封桶内，然后根据生产需要将 25%氨水泵至稀 氨罐内配制 6%~8%氨水溶液。配制氨水溶液时采用浸没式进料方式，将 25% 氨水进口伸入稀氨罐的水底，从而大大减少了氨的无组织排放。 本项目新建燃气锅炉 SCR 脱硝系统利旧停运的 3#~4#燃煤锅炉旁的尿素 水解制氨单元，通过饱和蒸汽水解尿素制备本项目所需 NH3。尿素从储罐内通 过管线输至利旧的尿素水解制氨单元的水解器，水解器内发生反应生产氨气， 生成的氨气通过密闭管线进入本项目燃气锅炉脱硝系统。本项目通过选用高质 量管道及附件，提高安装工艺，加强运行及检修管理力度等，减少输送过程中 的氨无组织排放。 69 因此，本项目无组织氨的排放量较少，对环境影响较小。 1.1.3 本项目废气污染源汇总 本项目废气产排污环节、污染物及治理设施情况见表 4-3。 表4-3 本项目废气产排污环节、污染物及治理措施一览表 序号 产排污环节 1 污染物种类 污染治理设施 排放口编号 排放形式 颗粒物 SO2 NOx 烟气黑度 低氮燃烧、 SCR 脱硝 P1 有组织 表 4-4 本项目废气污染物排放源强一览表 排气筒烟 排放速率 污染源 污染物 气量 （kg/h） 排放浓度 （mg/m3） 锅炉烟气 NH3 本项目废气污染物排放源强一览表见表 4-4。 排放方 式 P1 有 组 织排放 2.83×105 m3/h 颗粒物 1.44 5 SO2 1.07 3.72 NOx 8.05 28.4 NH3 0.72 2.5 锅炉燃烧烟 气 烟气黑度 ＜I 级 1.2 废气治理设施情况 1.2.1 废气治理措施汇总 本项目废气治理措施情况见表 4-5。 工序 污染物 蒸汽锅 炉烟气 颗粒物、SO2 和 NOx、NH3 表 4-5 废气治理措施汇总表 收集效 环保治理措施 处理效率（%） 率（%） 低氮燃烧、 对 NOx 的去除效 100% SCR 脱硝装置 率为 20%~60% 排放形 式 有组织 排放 1.2.2 废气治理措施技术可行性 （1）烟气脱硝技术 SCR 方法是一种以NH3作为还原剂将烟道中的NOx 分解成无害的N2和 H2O的干法脱硝方法，反应温度在250～450℃之间。反应的基本原理是： 4NO+4NH3+O2=4N2+6H2O NO+NO2+2NH3=2N2+3H2O 烟气脱硝技术目前主要有选择性催化还原技术（简称 SCR）、选择性非催 70 化还原技术（简称 SNCR）、SNCR/SCR 混合烟气脱硝技术。 三种脱硝技术设计参数如表 4-6 所示。 表 4-6 烟气脱硝技术设计参数比较 项目 SCR SNCR/SCR 混合型 SNCR 还原剂 以 NH3 为主 可使用 NH3 或尿素 用 NH3 或尿素 反应温度 320～420℃ 前段:850～1100℃， 后段:320～420℃ 850～1100℃ 成份主要为 TiO2 V2O5 后段加装少量催化剂(成份 WO3 主要为 TiO2，V2O5 WO3) 70％～90％ 40％～70％ 会导致 SO2/SO3 氧化 SO2/SO3 氧化较 SCR 低 NH3 逃逸 3～5ppm 5～10ppm 10～15ppm 对空气预 热器影响 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 不导致 SO2/SO3 的 氧化，造成堵塞或 腐蚀的机会为三者 最低 系统压力 损失 催化剂会造成压力损 失 催化剂用量较 SCR 小，产 生的压力损失相对较低 没有压力损失 初次投资 较高 较高 较低 催化剂 脱硝效率 SO2/SO3 氧化 不使用催化剂 25%～50% 不导致 SO2/SO3 氧 化 本项目采用 SCR 技术去除烟气中的氮氧化物效率高，氨逃逸浓度小；本 项目拟在燃气锅炉尾部烟道加装 SCR 脱硝装置，根据工程分析，经 SCR 脱硝 装置处理后的 NOx 排放浓度满足《火电厂大气污染物排放标准》（DB12/8102018）表 1 标准限值；另外，SCR 脱硝技术属于《污染源源强核算技术指南 火电》（HJ888-2018）、《 火电行业排污许可证申请与核发技术规范》推荐 技术，因此本项目采用 SCR 在技术上是可行的。 1.3 达标排放情况 本项目排放废气主要为蒸汽锅炉燃烧天然气产生废气和脱硝装置产生的逃 逸氨（G1），废气经本项目新建 60m 排气筒（P1）有组织排放。 本项目排放口基本情况见表 4-7。 71 表 4-7 本项目排放口基本情况一览表 编号 名称 类型 地理坐标 高度 （m） 内径 （m） 烟气量 m3/h 温度 （℃） P1 锅炉烟气 排放口 点源 117.43259, 38.82232 60 4.5 2.83×105 80 本项目建成后，排气筒 P1 废气排放情况见表 4-8。 表 4-8 项目建成后废气有组织排放情况一览表 本项目 排气筒 污染物名称 浓度 mg/m3 颗粒物 P1 标准 达标情 况 速率 kg/h 浓度 mg/m3 速率 kg/h 5 1.44 5 / 达标 SO2 3.72 1.07 10 / 达标 NOx 28．4 8.05 30 / 达标 NH3 2.5 0.72 / 3.4 达标 烟气黑度 ＜I 级 ≤1 达标 由表 4-8 可知，本项目建成后，排气筒 P1 排放颗粒物、SO2 浓度和 NOx 浓 度、烟气黑度满足《火电厂大气污染物排放标准》（DB12/810-2018）表 1 标准 限值；氨的排放速率满足《恶臭污染物排放标准》（DB12/059-2018）限值要求。 1.4 非正常工况 本项目废气非正常工况排放主要在废气治理装置运行效果不佳或失效的情 况下发生，最不利情况为治理设施失效，即对大气污染物无任何净化作用。项 目正常运行过程，对废气治理设施定期进行维护，该非正常工况发生概率较 小。根据类似企业调查，大气污染物治理设施失效情况未发生过，因此，本评 价预计该非正常工况发生频次大约3年1次。本项目通过废气处理设备控制面板 所显示风机是否工作就可判定废气治理设施是否失效，一旦发生治理设施失效 情况，建设单位能够即刻发现，然后对废气治理设施进行维修。因此，废气治 理装置运行效果失效持续时间最长为0.5h。 根据系数法计算本项目非正常工况下各污染物排放情况。 非正常排 放源 排气筒 P1 非正常排放 原因 废气治理装 置失效 表4-9 本项目非正常排放情况表 非正常排放速 单次持续 污染物 率/（kg/h） 时间/h NOx 9.91 72 0.5 年发生频 次 1/3 1.5 废气排放的环境影响 根据工程分析结果，本项目建成后，排气筒 P1 排放颗粒物、SO2 浓度和 NOx 浓度、烟气黑度满足《火电厂大气污染物排放标准》（DB12/810-2018）表 1 标 准限值；氨的排放速率满足《恶臭污染物排放标准》（DB12/059-2018）限值要 求。本项目锅炉给水系统配制氨水溶液时采用浸没式进料方式，将 25%氨水进 口伸入稀氨罐的水底，从而大大减少了氨的无组织排放。因此，本项目无组织 氨的排放量较少，对环境影响较小。 本项目使用SCR脱硝工艺去除NOx的工艺合理可行且属于《污染源源强核 算技术指南 火电》（HJ888-2018）、《 火电行业排污许可证申请与核发技术 规范》推荐技术。项目建成后，废气可做到达标排放，预计项目建成后不会对 周边环境保护目标产生明显不利影响。 综上所述，本项目废气排放不会对环境产生明显不利影响，大气环境影响 可接受。 1.6 大气污染源监测计划 依据《排污单位自行监测技术指南 总则》（HJ 819-2017）、《排污单位 自行监测技术指南 火力发电及锅炉》(HJ 820-2017)、《 火电行业排污许可 证申请与核发技术规范》，本项目运营期大气污染源监测计划见表 4-10。 表 4-10 本项目大气污染源监测计划 监测点位 P1 监测因子 监测频次 监测设施 NOx 自动监测 / 颗粒物、SO2、氨、烟气黑度 1 次/季度 手工监测 氨 1 次/季度 手工监测 厂界 注：①关于排气筒废气监测，要求同步监测烟气参数，包括排气量、温度、压力、湿度、 氧含量等。 ②污染源自动监控设施的维修、更换，必须在 48 小时内恢复自动监控设施正常运行， 设施不能正常运行期间，要采取人工采样监测的方式报送数据，数据报送每天不少于 4 次，间隔不得超过 6 小时。 2.废水环境影响 2.1 废水来源及排放方案 本项目排放废水主要为循环水排污水，废水产生量为 0.12 m3/h。类比《玉 林市博白县工业集中区城南产业园热电联产项目环境影响报告书》（桂环审 73 〔2021〕423 号）及本项目情况，循环水排污水水质为：CODcr≤60mg/L、石油 类≤50mg/L、SS≤40mg/L、还有少量盐类，废水进入建设单位水务部现有化工 污水处理及回用装置处理后，净水回用于循环水系统，回用装置的排浓水进入 “浓水回用装置”处理，浓水回用装置净水回用，高浓度排水经炼油含盐污水 处理场及深度处理装置处理后外排十米河。类比建设单位水务部化工污水处理 装置现状高浓度排水排放比例，本项目高浓度排水排放量约为 0.015m3/h。 本项目建成后，停止运行热电部 3#和 4#燃煤锅炉且由于 8#机进行抽气改 造 8#机循环水量减少，建设单位以新代老减少循环排污水产生量 12.6m3/h，进 而减少了建设单位外排高浓度废水排水量。类比建设单位水务部化工污水处理 装置现状高浓度排水排放比例，本项目建成后，以新代老可减少外排高浓度排 水 1.575m3/h。 综上，本项目建成后，建设单位水务部减少高浓度排水 1.56m3/h。 2.2 废水处理方案可行性分析 本项目水污染控制和环境影响减缓措施主要还是秉承企业一贯做法：清污 分流、污污分流、分类处理。注重源头削减，节约水资源，加大循环水回用 量，做到污水应收尽收，能回用则回用。 （1）化工污水处理系统治理措施 本项目排放废水为循环水排污水，废水进入化工污水处理系统处理。 化工污水处理系统分化工污水处理装置、深度预处理装置及化工污水回用 装置三部分。 化工污水处理装置（中和工艺）主要处理热电部循环水排污废水、化工部 PTA、大芳烃、 PET 及聚醚废水，设计污水处理量为 1100m3/h，根据调查目前 实际处理量为 678.1m3/h，本项目建成后，热电部减少循环水排污水产生量 12.6m3/h，减小了化工污水处理装置的工作负荷。 化工污水处理装置出水一部分进入深度预处理装置（曝气生物滤池（BAF） 及高效过滤器）后进入化工回用水装置处理，处理后净水回用于循环水系统， 排浓水进入“浓水回用装置”处理；一部分送至炼油污水深度处理设施处理后 外排十米河。本项目建成后，本项目循环排污水去向与热电部现状循环排污水 74 去向相同，仍旧进入深度预处理装置及回用水装置处理，净水回用于循环冷却 水补水。 （3）浓水回用装置： 针对回用设施产生的排浓水，建设单位已经建设浓水回用装置，对回用水 装置排浓水进一步处理，提高回用水利用率。该浓水回用装置设计处理规模为 200m3/h，处理工艺为反渗透工艺。本项目建成后，排浓水产生量减少，减小了 浓水回用装置的工作负荷。 （4）本项目外排污水末端治理措施 排浓水经“浓水回用装置”处理后满足要求的净水回用于循环水系统，高 浓水经管道排入炼油部含盐污水处理站及深度处理设施处理达标后经炼油化工 污水排放口外排。本项目新增外排高浓度废水 0.015m3/h，以新代老削减外排高 浓度废水 1.575m3/h。即本项目建成后，建设单位减少外排高浓度废水 1.56m3/h。 含盐污水处理站处理工艺为：预处理系统+二级曝气+固定化微生物工艺处 理（EM-BAF），深度处理装置处理工艺为：反硝化滤池（DNF）+臭氧+活性 碳。根据2022年3月现状监测数据，炼油化工污水排放口污染物浓度分别为： COD≤13mg/L， SS≤4.33mg/ L，石油类≤0.16mg/L，出水水质满足《石油炼 制工业污染物排放标准》（GB31570-2015）表2直接排放限值和《石油化学工 业污染物排放标准》（GB31571-2015）表2直接排放限值。 综上，本项目建成后，热电部生产废水产生节点与现状生产废水产生节点 完全相同，主要废水均为循环水排污水。本项目建成后，热电部排入水务部污 水处理设施的废水量减少12.6m3/h，水务部炼油化工污水排放口高浓度排水量 减少1.56 m3/h，所以本项目建成后，水务部炼油化工污水排放口各污染因子排 放浓度基本不变，仍能满足《石油炼制工业污染物排放标准》（GB315702015）表2直接排放限值和《石油化学工业污染物排放标准》（GB315712015）表2直接排放限值要求。 2.3 废水排放口基本信息 本项目废水排放口相关信息如下： 75 表 4-11 项目废水类别、污染物及污染治理设施信息 污染治理设施 排放口 排放 排放 设置是 污染治 污染治 口编 口类 污染治理设 否符合 理设施 理设施 号 型 施工艺 要求 编号 名称 中和+厌氧/ 化工部 耗氧+深度 污水处 处理（曝气 理装置 生物滤池 及回用 （BAF）及 装置+浓 CODcr 连续排 高效过滤器 循环排 石油类 十米 水回用 企业 DW01 1 放，流 TW012 +反渗透） 是 SS 4 污水 河 装置+含 总排 量稳定 + “二级气 盐类 盐污水 浮+纯氧曝 处理场 气”+ 及深度 “ BAF” 处理装 +DNF+臭 置 氧+活性炭 序 号 废水 污染物 排放 类别 种类 去向 排放 规律 表 4-12 排放 口 编号 DW 014 排放口地理坐 标 经度 纬度 117°24 ˊ 38°49 ˊ 本项目废水直接排放口基本情况表 间 受纳自然水 汇入受纳自然水 废水 歇 体信息 体处地理坐标 排放 排放 排放 排 量 去向 规律 放 名 受纳水 经度 纬度 万 t/a 时 称 体功能 目标 段 直接 进入 连续 江 排 十 0.63 河、 放， / 米 V类 117°30ˊ 38°54ˊ 湖库 流量 河 等水 稳定 环境 表 4-13 废水污染物排放执行标准表 国家或地方污染物排放标准及其他按照规定商定的排 序号 排放口 污染物 编号 种类 1 2 CODCr DW014 3 SS 石油类 放协议 名称 《石油化学工业污染物排放标准》 （GB31571-2015）表 2 和《石油炼制 工业污染物排放标准》（GB315702015）表 2 特别排放限值 76 浓度限值 /(mg/L) 50 50 3.0 备 注 / 表 4-14 项目建成后废水污染物排放信息表 序 排放口 号 编号 污染 物种 类 排放浓度 （mg/L） 新增日排放 量/（t/d） 全厂日 排放量/ （t/d） 新增年排 放量/ （t/a） 全厂年排 放量/ （t/a） 1 CODcr 13 -4.87×10-4 0.7954 -1.636 264.864 2 SS 4.33 -1.62×10-4 0.8001 -0.054 266.446 石油 类 0.16 -5.99×10-5 CODcr SS 0.048 -2.00×10-3 -1.636 15.9880 -0.054 266.446 -2.00×10-3 15.9880 DW014 3 全厂排 放口合 计 石油类 264.864 2.4 废水排放口监测计划 依据《排污单位自行监测技术指南 总则》（HJ 819-2017）、《排污单位 自行监测技术指南 火力发电及锅炉》(HJ 820-2017)、《 火电行业排污许可 证申请与核发技术规范》，制订本项目运行期废水日常环境监测计划。 序 号 排放 口编 号 污染物 名称 CODcr 1 DW 014 SS 石油类 表 4-15 本项目污水排放口监测计划 自动 自动监测设 自动 自动 监测 施的安装、 监测设 监测 监测 设施 运行、维护 施 是否 仪器 安装 等相关管理 联网 名称 位置 要求 化学 炼油 需氧 化工 自动 已安装，并 量在 废水 是 手工 正常维护 线自 排放 动监 口 测仪 自动 手工 / / / / 手工监测 采样方法 及个数 手工 监测 频次 / / 瞬时样 （3 个） 1 次/ 周 注：污染源自动监控设施的维修、更换，必须在 48 小时内恢复自动监控设施正常运行。施 不能正常运行期间，要采取人工采样监测的方式报送数据，数据报送每天不少于 4 次，间 隔不得超过 6 小时。 3.噪声 3.1 噪声污染源分析 本项目主要噪声源为燃气锅炉、风机、泵类等工艺设备，噪声源强约为 85~93dB(A)，建设单位采用低噪声设备、加装隔声罩、消声器等消声降噪措施。 项目主要噪声源源强及治理措施见表 4-16~表 4-17。 77 表 4-16 项目噪声源强调查清单（室外声源） 序号 声源名称 空间相对位置/m 型号 X Y 声功率级 /dB(A) Z 声源控制措施 运行时段 1 燃气锅炉 1 300t/h -152.5 -348.2 2.7 93 隔音罩、消声器等降噪措施 0:00~24:00 2 引风机 1 离心式 -151.8 -342.7 2.8 85 隔音罩、消声器等降噪措施 0:00~24:00 -149.4 -343.7 2.8 85 隔音罩、消声器等降噪措施 0:00~24:00 -152.4 -344.5 2.8 85 隔音罩、消声器等降噪措施 0:00~24:00 -154.5 -348.7 2.7 85 隔音罩、消声器等降噪措施 0:00~24:00 3 引风机 2 4 送风机 1 Q=240000m3/h H=3800Pa 离心式 3 5 送风机 2 Q=192000m /h H=4300Pa 表 4-17 项目噪声源强调查清单（室内声源） 序 号 建筑物 名称 声源 名称 1 燃气锅 炉除氧 间 电 动 给 水 泵1 2 燃气锅 炉除氧 间 电 动 给 水 泵2 3 燃气锅 炉除氧 间 电 动 给 水 泵3 4 燃气锅 炉除氧 间 中 间 水 循 环泵 1 型号 声功 率级 /dB(A) 声源控制 措施 90 设计流量： 165t/h， 设计扬程： 890mH2O 90 90 X 168.3 厂 房 隔 声、隔音 罩、消声 器等降噪 措施 90 Q=1500t/h, H=40mH2O 空间相对位置/m 厂 房 隔 声、隔音 罩、消声 器等降噪 78 -163.3 Y -340.3 -342.3 距室内边界距 离/m 室内边界声级 /dB(A) 2.7 声屏障-1：6.8 声屏障-2：14.1 声屏障-3：4.3 声屏障-4：2.5 2.8 声屏障-1：7.0 声屏障-2：8.8 声屏障-3：4.1 声屏障-4：7.9 声屏障-1：86.0 声屏障-2：86.0 声屏障-3：86.1 声屏障-4：86.2 声屏障-1：86.0 声屏障-2：86.0 声屏障-3：86.1 声屏障-4：86.0 声屏障-1：7.3 声屏障-2：3.4 声屏障-3：3.9 声屏障-4：13.3 声屏障-1：4.2 声屏障-2：13.8 声屏障-3：6.9 声屏障-4：2.9 声屏障-1：86.0 声屏障-2：86.1 声屏障-3：86.1 声屏障-4：86.0 声屏障-1：86.1 声屏障-2：86.0 声屏障-3：86.0 声屏障-4：86.1 Z -158.3 -344.3 2.7 -167.1 -337.9 2.8 运行时段 建筑物插入损失 / dB(A) 建筑物外噪声 声压级/dB(A) 建筑物 外距离 0:00~24:00 声屏障-1：21.0 声屏障-2：21.0 声屏障-3：21.0 声屏障-4：21.0 声屏障-1：65.0 声屏障-2：65.0 声屏障-3：65.1 声屏障-4：65.2 1 0:00~24:00 声屏障-1：21.0 声屏障-2：21.0 声屏障-3：21.0 声屏障-4：21.0 声屏障-1：65.0 声屏障-2：65.0 声屏障-3：65.1 声屏障-4：65.0 1 声屏障-1：21.0 声屏障-2：21.0 声屏障-3：21.0 声屏障-4：21.0 声屏障-1：21.0 声屏障-2：21.0 声屏障-3：21.0 声屏障-4：21.0 声屏障-1：65.0 声屏障-2：65.1 声屏障-3：65.1 声屏障-4：65.0 声屏障-1：65.1 声屏障-2：65.0 声屏障-3：65.0 声屏障-4：65.1 0:00~24:00 0:00~24:00 1 1 措施 5 燃气锅 炉除氧 间 中 间 水 循 环泵 2 90 6 燃气锅 炉除氧 间 热 网 疏 水 泵1 90 燃气锅 炉除氧 间 热 网 疏 水 泵2 7 Q=100t/h, H=160mH2O 90 厂 房 隔 声、隔音 罩、消声 器等降噪 措施 79 -162.4 -340.1 2.8 -161.2 -341.6 2.8 -160.6 -340.1 2.8 声屏障-1：4.7 声屏障-2：8.7 声屏障-3：6.4 声屏障-4：8.0 声屏障-1：5.7 声屏障-2：7.0 声屏障-3：5.4 声屏障-4：9.7 声屏障-1：4.1 声屏障-2：7.0 声屏障-3：7.1 声屏障-4：9.7 声屏障-1：86.1 声屏障-2：86.0 声屏障-3：86.0 声屏障-4：86.0 声屏障-1：86.0 声屏障-2：86.0 声屏障-3：86.1 声屏障-4：86.0 声屏障-1：86.1 声屏障-2：86.0 声屏障-3：86.0 声屏障-4：86.0 0:00~24:00 0:00~24:00 0:00~24:00 声屏障-1：21.0 声屏障-2：21.0 声屏障-3：21.0 声屏障-4：21.0 声屏障-1：21.0 声屏障-2：21.0 声屏障-3：21.0 声屏障-4：21.0 声屏障-1：21.0 声屏障-2：21.0 声屏障-3：21.0 声屏障-4：21.0 声屏障-1：65.1 声屏障-2：65.0 声屏障-3：65.0 声屏障-4：65.0 声屏障-1：65.0 声屏障-2：65.0 声屏障-3：65.1 声屏障-4：65.0 声屏障-1：65.1 声屏障-2：65.0 声屏障-3：65.0 声屏障-4：65.0 1 1 1 3.2 噪声影响预测 通过预测模型计算，项目厂界噪声预测结果与达标分析见表 4-18~表 4-19。 表 4-18 项目噪声贡献值预测结果表 序号 时间段 预测位置 预测最大值 dB(A) 东厂界 45.7 西厂界 46.2 南厂界 48.5 北厂界 36.1 1 2 昼间/夜间 3 4 表 4-19 序号 预测点 项目建成后噪声预测结果汇总表 单位：dB(A) 项目建成噪声叠 现状噪声 标准限值 噪声贡 加影响值 献值 昼间 夜间 昼间 夜间 昼间 夜间 达标 情况 1 东厂界 45.7 54.8 43.3 55.3 47.7 65 55 达标 2 西厂界 46.2 55.0 45.6 55.5 48.9 65 55 达标 3 南厂界 48.5 55.3 47.4 56.1 51.0 65 55 达标 4 北厂界 36.1 54.9 44.7 55.0 45.3 65 55 达标 由表 4-19 预测结果可知，本项目建成后昼、夜间生产设备噪声经建筑隔声和距离 衰减后，对项目东、南、西、北四侧厂界噪声叠加影响值均满足《工业企业厂界环境噪 声排放标准》（GB12348-2008）（3 类）昼、夜间标准限值要求。 3.3声环境影响分析 项目运营期主要噪声源为燃气锅炉、风机、泵类等工艺设备等，在选用低噪声设备、 采取加装隔声罩、消声器等措施的前提下，经预测，本项目运行后东、南、西、北四侧 厂界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）3类限值要求。另 外，本项目建成后，热电部一电站3#~4#燃煤锅炉、1# ~2#汽轮机停止运行，噪声源减 少，建设单位四侧厂界噪声小于预测值。 3.4 厂界噪声监测计划 依据《排污单位自行监测技术指南 总则》（HJ 819-2017）、《排污单位自行监 测技术指南 火力发电及锅炉》(HJ 820-2017)，制订本项目运行期厂界噪声日常环境 监测计划如表 4-20。 80 表 4-20 厂界噪声监测计划 类别 监测点位 四侧厂界外 噪声 1m 监测因子 等效 A 声级 监测频次 执行标准 每季度 1 执行《工业企业厂界环境噪声排放标 次 准》（GB12348-2008）3 类标准 4、固体废物环境影响分析 4.1 固体废物的种类、产生量及处置措施 本项目产生的固体废物为蒸汽锅炉脱硝装置产生的废脱硝催化剂（S1）。 本项目蒸汽锅炉SCR脱硝装置催化剂约4年更换一次，更换量约30t/次，主要成分 为TiO2、V2O5、WO3。废脱硝催化剂属于危险废物，类别为“HW50废催化剂”，废物 代码为772-007-50。危险废物产生后随即进行转运交由有资质单位处理，在厂区内不做 暂存。 本项目固体废物产生及处置情况详见表4-21。 表 4-21 本项目固体废物产生及处置情况一览表 序 废 物 号 名称 1 形 产 生 量 废物 态 （t/a） 类型 废 催 废 气治 TiO2、V2O5、 固 30/次 危险 化剂 WO3 工序 理设施 主要成分 体 （7.5 t/a） 废物 处置去 废物代码 向 交由有 772-007-50 资质单 位处理 4.2 危险废物处置措施可行性分析 （1）危险废物产生处置情况 根据《建设项目危险废物环境影响评价指南》要求，本项目危险废物基本情况详 见表4-22。 表 4-22 本项目危险废物基本情况汇总 序 危废 产生量 产生工 形 主要 有害成 危废代码 号 名称 （t/a） 序 态 成分 分 TiO2、 TiO2 废催 废气治 固 V2O5、 1 772-007-50 7.5 V2O5 化剂 理设施 体 WO3 WO3 注：T：指对生态环境和人体健康具有有害影响的毒性。 危险 特性 污染防治措 施 T 交由有资质 单位处理 （2）运输过程要求 本项目产生的危险废物委托有资质单位从产污点运输至最终处理场所，运输过程 应严格按照《危险废物贮存污染控制标准》（GB18597-2001）及《危险废物收集 贮 81 存 运输技术规范》（HJ2025-2012）的要求，不会对环境造成二次污染。 （3）委托处理要求 建设单位需与有资质单位签订危险废物委托处理合同，将危险废物定期交由有危 险废物处理资质的单位进行处置。处理危险废物的单位需持有环保部颁发的《危险废 物经营许可证》，具有收集、运输、贮存、处理处置及综合利用本项目危险废物的资 质，处理能力有足够余量。因此，本项目危险废物处理途径合理可行。 （4）危险废物环境管理要求 本项目运营期产生的危险废物在转移过程中，应严格执行《危险废物转移联单管 理办法》（原国家环境保护总局令第5号）的相关规定。 综上所述，在建设单位严格对本项目的危险废物进行全过程管理并落实相关要求 的条件下，本项目危险废物处理可行、贮存合理，不会对环境造成二次污染。 4.5 固体废物环境影响分析小节 本项目产生的固体废物为废脱硝催化剂。废脱硝催化剂属于危险废物，定期交由 有资质单位处理，不会对环境产生二次污染。 5、环境风险评价 5.1 危险物质数量与临界量比值（Q） 本项目的建设不依托除水解制氨单位之外的其他现有风险单元，且本项目新增风 险单元与建设现有其他风险单元距离较远，本项目建成后，建设单位现有风险单元 Q 值 不发生变化。本项目依托的水解制氨单元现状为 3#和 4#燃煤锅炉提供氨气，本项目建 成后，水解制氨单元为本项目新建燃气锅炉提供氨气。本项目建设前后，水解制氨单元 生产工艺，制氨能力等均不发生变化，所以本项目仅对制氨单元新增氨管线及本项目其 他新建装置进行评价。 本项目危险物质主要是天然气、氨水、氨气和废脱硝催化剂，根据《建设项目环境 风险评价技术导则》（HJ169-2018），当存在多种危险物质时，物质总量与其临界量比 值计算公式如下： Q = q + q + ... q 1 2 n Q1 Q2 Qn 式中：q1，q2, ..., qn-每种危险物质的最大存在量，t； 82 Q1, Q2, ..., Qn-每种危险物质的临界量，t。 根据工程分析，对照《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ169-2018）附录 B 中 危险物质临界量的规定，本项目危险物质最大存在量与临界量比值计算结果见表 4-23。 表 4-23 建设项目 Q 值计算结果一览表 序号 危险物质名称 CAS 号 最大存在 总量 qn/t 临界量 Qn t 该种危险物质 Q值 1 天然气* 74-82-8 0.08 10 0.008 2 氨水（≥20%） 1336-21-6 2.5 10 0.25 3 氨气* 7664-41-7 项目∑Q 值 0.002 5 0.0004 0.2584 注：①项目不设天然气储罐，本次评价天然气存量根据厂内新增天然气管道在线量计算得到；天 然气临界量参照甲烷临界量。 ②项目不设氨气储罐，本评价氨气存量根据厂内新增氨气管道在线量计算得到。 根据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ169-2018），Q＜1 时，该项目环境 风险潜势为 I；Q≥1 时，将 Q 值划分为：（1）1≤Q＜10；（2）10≤Q＜100；（3）Q≥100。 由于废脱硝催化剂在《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ169-2018）附录 B 中 无临界量要求，所以本项目临界量比值＜1。 5.2 环境风险识别 （1）主要危险物质及分布情况 本项目主要危险物质是天然气、氨水、氨气和废脱硝催化剂，天然气危险特性为易 燃易爆性；氨水和氨气危险特性为毒性；废脱硝催化剂危险特性为毒性。天然气主要存 在于管线内，氨水主要存在于氨水密封桶，氨气主要存在于管线内，废脱硝催化剂不在 厂区内暂存，更换后立即转运。 （2）可能影响环境的途径 本项目可能发生的环境风险事故及其环境影响途径如表 4-24 所示。 表 4-2 4 环境风险识别结果汇总 主要危险 环境风险 序号 危险单元 环境影响途径 事故原因 物质 类型 泄漏、火 泄漏物料或火灾爆 阀门管线泄漏、操作不 1 天然气管线 天然气 灾爆炸 炸产物进入大气 当引起的泄漏、爆炸 氨水密封桶泄漏、操作 2 氨水密封桶 氨水 泄漏 泄漏物料进入大气 不当引起的泄漏 阀门管线泄漏、操作不 3 氨气管线 氨气 泄漏 泄漏物料进入大气 当引起的泄漏 83 5.3 环境风险分析 1）泄漏事故影响分析 本项目天然气、氨水、氨气的泄漏引起大气污染，对环境造成污染，对人体健康产 生危害。天然气、氨气的连接处、氨水密封桶存放处均设置泄漏报警器。若天然气和氨 气一旦泄漏，现场人员可及时发现并立即关闭总截止阀，停止物料的输送并对泄漏点进 行检查和维修；若氨水一旦泄漏，现场人员可及时发现并对收集及转移泄漏物质，泄漏 物质对周边环境影响也随即减少。同时，建设单位应及时按照应急预案安排救援和疏 散，及时佩戴呼吸器，以免刺激性气体损害身体健康。 2）天然气爆炸事故影响分析 天然气在遇明火、高温时发生火灾爆炸。一旦泄漏物料发生火灾爆炸，引起的次生 及伴生影响主要体现在火灾过程产生的燃烧产物和灭火过程产生的消防水。 天然气主要组成元素为 C、H 元素，遇明火发生火灾爆炸时燃烧产物主要为 CO 和 CO2。一旦有事故发生，建设单位应及时疏散厂区内职工，负责救援的人员，也应及时 佩戴呼吸器，以免有毒物质损害健康。同时，应通知周围环境人群，对人员进行疏散， 避免人群长时间在一氧化碳浓度较高的条件下活动，出现刺激症状。 由于本项目天然气仅存在于天然气管线内，存储量较小，所以天然气火灾爆炸产生 的影响较小。发生火灾爆炸对环境的影响是非持久性污染，当火灾扑灭后，火灾对环境 的影响逐渐减弱并消失。 5.4 环境风险防范及应急措施 5.4.1 现有环境风险防范及应急措施 （1）车间布局及建筑设计按照《建筑设计防火规范》进行设计，各单元之间保 持相应的安全距离。 （2）按规范设计防雷、抗震、防暴雨等措施，高大设备及厂房屋顶设避雷针， 室内金属设备及管线接地。 （3）按相关规范设计设置有效的消防系统，做到以防为主，安全可靠。 （4）在氨水密封桶存放处、SCR 脱硝装置设置有毒气体探测报警器等，同时加 强对氨水密封桶的维护，防止其泄漏。 （5）加强管理，设专人负责各类物料的安全贮存、运输及使用，定期对各类存 84 储、运输设施进行检查；制定严格的操作规程，相关操作人员进行必要的安全培训后 方可上岗；严格按安全操作规程进行操作，杜绝事故的发生。 （6）配备灭火器、消防沙等风险防范措施。 （7）建设单位已按照《关于印发<企业事业单位突发环境事件应急预案备案管理办 法（试行）>的通知》（环发[2015]4 号文）和《天津市突发事件应急预案管理办法》（津 政办发[2014]54 号）的相关要求编制突发环境事件应急预案，并于 2021 年 6 月 18 日在 滨海新区生态环境局进行了备案（备案编号：120116-2021-003-H）。本项目建成后，建 设单位应根据此次工程的新增内容对预案进行修订，并尽快报天津市滨海新区生态环 境局备案。 5.4.2 本项目新增环境风险防范及应急措施 （1）本项目新增设备及厂房设计按照《建筑设计防火规范》进行设计，各单元 之间保持相应的安全距离。 （2）本项目新增设备及厂房按规范设计防雷、抗震、防暴雨等措施，高大设备 及厂房屋顶设避雷针，室内金属设备及管线接地。 （3）对新增设备及厂房按相关规范设计设置有效的消防系统，做到以防为主， 安全可靠。 （4）在天然气、氨气管线连接处及新增氨水密封桶、SCR 脱硝装置等地方设置 火灾报警，同时加强对天然气和氨气管线、阀门及氨水密封桶的维修，防止其泄漏。 （5）氨的储存、卸载、输送、制备等过程应密闭，并采取氨气泄漏检测措施。 （6）对新增设备及厂房配备灭火器、消防沙等风险防范措施。 5.5 分析结论 本项目主要环境风险物质为天然气、氨水和废脱硝催化剂，可能发生的环境风险事 故主要为天然气管线内天然气的泄漏及遇明火发生火灾爆炸及氨水密封桶的泄漏。在 制定完备的突发环境事件应急预案并保证事故防范、应急措施等落实的前提下，环境风 险可防控。 6. 碳排放量核算 根据生态环境部《关于加强高耗能、高排放建设项目生态环境源头防控的指导意 见》（环环评[2021]45 号）“将碳排放影响评价纳入环境影响评价体系。在环评工作 85 中，统筹开展污染物和碳排放的源项识别、源强核算、减污降碳措施可行性论证及方 案比选，提出协同控制最优方案。” 本项目新建 2 台燃气锅炉，同时停止运行建设单位热电部一电站一期 2 台燃煤锅 炉（3#~4#）。本项目新建 2 台燃气锅炉的碳排放量核算参照《工业其他行业企业温室 气体排放核算方法与报告指南（试行）》的相关要求进行核算，停止运行的 2 台燃煤锅 炉的碳排放量核算参照《企业温室气体排放核算方法与报告指南 发电设施》（2022 年 修订版）和《2019-2020 年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》 的相关要求进行核算，具体方法如下： 6.1 核算边界 （1）新建装置的核算边界 本项目新建 2 台燃气锅炉，根据《工业其他行业企业温室气体排放核算方法与报告 指南（试行）》，本项目需核算的排放源和气体种类包括化石燃料燃烧产生的二氧化碳 以及购入使用电力产生的二氧化碳排放。 （2）停运装置的核算边界 《企业温室气体排放核算方法与报告指南 发电设施》（2022 年修订版）适用于全 国碳排放权交易市场的发电行业重点排放单位（含自备电厂）使用燃煤、燃油、燃气等 化石燃料及掺杂化石燃料的纯凝发电机组和热电联产机组等发电设施的温室气体排放 核算。本项目停止运行建设单位热电部一电站一期 2 台燃煤锅炉（3#~4#），应按照《企 业温室气体排放核算方法与报告指南 发电设施》（2022 年修订版）进行温室气体的排 放核算。本项目停止运行装置需核算的排放源和气体种类包括化石燃料燃烧产生的二 氧化碳、购入使用电力产生的二氧化碳排放。 6.2 项目碳排放核算 6.2.1 核算方法 （1）新建装置的核算方法 本次评估按照《工业其他行业企业温室气体排放核算方法与报告指南（试行）》 对新建装置 CO2 排放量进行核算，具体方法如下： EGHG=ECO2 燃烧+ ECO2 净电 1）化石燃料燃烧二氧化碳排放量 86 44 E CO2 燃烧=∑𝑖 (𝐴𝐷𝑖 × 𝐶𝐶𝑖 × 𝑂𝐹𝑖 × 12) 式中：ECO2 燃烧：为报告主体化石燃料燃烧 CO2 排放，单位为吨 CO2； i：为化石燃料的种类； 𝐴𝐷𝑖 :为化石燃料品种 i 明确用作燃料燃烧的消费量，对固体或液体燃料以吨为单 位，对气体燃料以万 Nm3 为单位； 𝐶𝐶𝑖 ：为化石燃料 i 的含碳量，对固体和液体燃料以吨碳/吨燃料为单位，对气体燃 料以吨碳/万 Nm3 为单位； 𝑂𝐹𝑖 ：为化石燃料 i 的碳氧化率，取值范围为 0~1。 2）购入使用电力二氧化碳排放量 ECO2 净电= AD 电力×EF 式中：ECO2 净电：为报告主体净购入电力隐含的 CO2 排放，单位为吨 CO2； AD 电力：为企业净购入的电力消费量，单位为 MWh； EF：为电力供应的 CO2 排放因子，单位为吨 CO2/MWh （2）停止运行装置的核算方法 本次评估按照《企业温室气体排放核算方法与报告指南 发电设施》（22022 年修 订版）和《2019-2020 年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》 对停止运行装置 CO2 排放量进行核算，具体方法如下： 热电联产行业的温室气体排放总量应等于边界内所有发电设施的化石燃料燃烧、 购入使用电力产生的二氧化碳的排放量之和。 E= E 燃烧+E 电力 式中， E 为企业温室气体排放总量，tCO2e； E 燃烧为企业边界内化石燃料燃烧产生的 CO2 排放，tCO2； E 电力为企业净购入的电力消费引起的排放量，tCO2。 （1） 化石燃料燃烧二氧化碳排放量 44 E 燃烧=∑𝑛𝑖=1 (𝐹𝐶𝑖 × 𝐶𝑎𝑟,𝑖 × 𝑂𝐹𝑖 × 12) 式中：E 燃烧----化石燃料燃烧的排放量，单位为吨二氧化碳（tCO2）； 𝐹𝐶𝑖 ----第 i 种化石燃料的消耗量，对固体或液体燃料，单位为吨（t）；对气体燃料，单 87 位为万标准立方米（104Nm3）； 𝐶𝑎𝑟,𝑖 ----第 i 种化石燃料的收到基元素碳含量，对固体和液体燃料，单位为吨碳/吨 （Tc/t）；对气体燃料，单位为吨碳/万标准立方米（tC/104Nm3）; 44/12---二氧化碳与碳的相对分子质量之比； 𝑂𝐹𝑖 ----第 i 种化石燃料的碳氧化率，以%表示； i---化石燃料种类代号。 （2）购入使用电力二氧化碳排放量 E 电= AD 电力×EF 电力 式中， E 电---购入使用电力产生的排放量，单位为吨二氧化碳（tCO2）；； AD 电力---购入使用电量，单位为兆瓦时（MW·h）； EF 电力---电力排放因子，单位为吨二氧化碳/兆瓦时（CO2/MWh）。 6.2.2 本项目碳排放量核算 6.2.2.1 热电部一电站一期现有碳排放量核算 （1）3#~4#燃煤锅炉化石燃料燃烧 CO2 排放 表 4-25 燃料燃烧排放量 种类 消耗量 低位发热量 单位热值含碳 CO2 排放量 t 煤炭 269448t 20.699 GJ/t 0.0259 tC/GJ 55.1 万 t 燃料油 220t / / 0.1 万 t 合计 55.2 万 t （2) 购入使用电力二氧化碳排放量 现有一电站一期没有外购电力，所以购入使用电力二氧化碳排放量为 0。 （3）CO2 排放量汇总 热电部一电站一期机组现有碳排放量汇总见表 4-26。 表 4-41 热电部一电站 3#和 4#机组现有碳排放量汇总表 排放源类别 排放量（tCO2） 化石燃料燃烧排放量 55.2 购入电力排放量 0 总排放量 55.2 6.2.2.2 本项目新建燃气锅炉碳排放量核算 （1）化石燃料燃烧 CO2 排放 88 种类 天然气 表 4-27 燃料气燃烧排放量 燃料气消 低位发热量 单位热值含碳 碳氧化率 耗量万 m3 GJ/万 m3 tC/GJ % 21436 389.31 0.0153 99 折算 因子 CO2 排放量 万t 44/12 46.39 合计 46.39 （2) 购入使用电力二氧化碳排放量 种类 电力 表 4-28 净购入电力排放因子和计算系数 排放因子 数值来源 tCO2/MWh 《2011 年和 2012 年中国区域电网平均二氧化碳 排放因子》华北区域电网 2012 年排放因子数据 0.8843 表 4-29 净购入电力排放量 电力排放因子 tCO2/MWh 购入电力量 MWh 59760 CO2 排放量 万t 0.5810 3.5 合计 3.5 （3）CO2 排放量汇总 本项目建成后，项目 CO2 排放情况汇总见表 4-30。 表 4-30 本项目核算指南边界排放量汇总表 排放源类别 排放量（万 tCO2） 化石燃料燃烧排放量 46.39 购入电力排放量 3.5 总排放量 49.89 6.2.2.3 本项目建成后碳排放量变化情况 本项目建成后，碳排放量变化情况见表 4-31。 表 4-31 本项目一期建成后碳排放量变化情况 排放量（万 tCO2） 一电站一期机组现有排放量 55.2 本项目新建蒸汽锅炉排放量 49.89 项目建成后碳排放量变化情况 -5.31 综上，本期建成后，预计每年可减少二氧化碳的排放量约 5.31 万吨。 6.3 节能减排措施分析 6.3.1 工艺系统节能措施 （1）采用优质能源的天然气。 89 （2）本工程送风机、引风机均采用双列配置，并配变频调速装置。 （3）本工程充分利用烟气余热，设置烟气换热器加热除盐水，降低排烟温度。 （4）本工程结合布置条件，烟风道尽量选用圆形截面，降低烟风阻力。 （5）本工程为了减少管道及设备的散热损失，设计中采取了保温节能措施，合理选 用保温材料品种和确定保温结构。 6.3.2 节电措施 （1）厂房通风系统采用自然进风的通风方式。 （2）热工控制系统采用了先进的分散式控制系统（DCS）。 （3）优化电缆路径，减少线损。 （4）优先选用低损耗变压器，降低变压器的空载损耗（铁损和杂散损耗）和负荷损 耗（铜损），提高变压器效率。 （5）选用高效电动机。 （6）采用绿色照明设计。 （7）厂内所有生产及辅助附属建筑均采用热水采暖方式。相对于蒸汽采暖系统减少 了蒸汽凝结水回收设备，降低了设备用电负荷。 （8）对于流量变化较大、经常低负荷工作的风机，采用变频调速，以便根据不同的 负荷状态及参数调节电动机的转速，达到降低厂用电的目的。 6.3.3建筑节能降耗措施 1）根据地方气候特点，厂内建筑物规划布局合理。 2）设计中推广使用建筑节能产品和新技术、新材料。 3）严格遵守现行的建筑节能设计标准。 6.4 小结 根据国际能源署的报告，要实现减排二氧化碳目标，各国可以利用现有技术促使终 端用能部门迅速提高能源利用效率。本项目通过上述节能措施，可有效提高能源利用效 率，有利于二氧化碳的减排。 7．环境正效益分析 本项目建成后，清洁能源燃气代替煤炭、废气和废水污染物排放总量减少、热电部 实际蒸汽产生量增大，本项目的建设具有明显的环境正效益。具体分析如下： 90 （1） 清洁能源代替煤炭 本项目建成后，停止运行热电部一电站一期 3#~4#燃煤锅炉，新建 2 台中压燃气锅 炉，由清洁能源代替了煤炭的使用。 （2） 废气和废水污染物排放总量减少 本项目建成后，建设单位热电部废气和废水污染物排放量减少。其中，废气污染 物中颗粒物减少排放 40.802t/a，SO2 减少排放 122.195 t /a ，NOx 减少排放 197.109 t/a。废水污染物中 CODcr 减少排放 1.636t/a。 (3) 热电部实际蒸汽产生量增大 建设单位现状外供蒸汽量为 1290.8t/h。本项目建成后，一电站一期 3#和 4#燃煤锅 炉及 1#~4#汽轮机停止运行，建设单位减少外供蒸汽量 330.8t/h。本项目新建 2 台 300t/h 蒸汽锅炉（一用一备）及增加 8#机抽汽，本项目可增加外供蒸汽量 380.8t/h，所以本项 目建设前后热电部实际蒸汽外供量由 1290.8t/h 增至 1340.80t/h，增加 50t/h。 综上，本项目的建设具有明显的环境正效益。 8. 环保投资 本项目环保投资总额约 2166 万元，主要用于施工期噪声、废水、固废污染防治， 运营期废气收集及治理、废水收集、噪声治理及排污口规范化等，占项目总投资的 4.0%。 表 4-31 本项目主要环保投资 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 环保措施 施 工 期 运 营 期 扬尘 噪声 废水 固体废物 废气治理 废水回用 噪声 风险防范 排污口规 范化 主要内容 施工围挡、洒水抑尘等 设备的隔声降噪等 临时排水沟等 2 套低氮燃烧器+SCR 脱硝装置、 1 根排气筒及管线的建设等 管线的建设 隔声罩、消声器等 可燃气体探测器、火灾报警器等 废气采样口、采样平台、环保标 牌及在线监测等 总计 91 投资额（万元） 5 3 2 1 2000 5 40 10 100 2166 五、环境保护措施监督检查清单 内容要素 排放口(编号、 名称)/污染源 污染物项目 颗粒物 氮氧化物 大气环境 废气排气筒 P1 烟气黑度 环境保护措施 《火电厂大气污染 物排放标准》 2 套“低氮燃 （DB12/810-2018） 烧+SCR 脱硝” 《恶臭污染物排放 石油类 化工部污水处理 装置及回用装置 +浓水回用装置 +含盐污水处理 场及深度处理装 置 标准》 （DB12/059-2018） 《石油炼制工业污 染物排放标准》 （GB31570-2015） 表 2 和《石油化学 工业污染物排放标 准》（GB315712015）表 2 《工业企业厂界环 境噪声排放标准》 （GB12348-2008） 3类 — 氨 水环境 炼油化工废水 排放口 DW014 CODCr、SS、 声环境 燃气锅炉、风 机、泵类等 昼间等效连 续 A 声级 选用低噪声设 备、采取隔 声、消声、减 振等降噪措施 电磁辐射 — — — 固体废物 执行标准 本项目产生的固体废物均为 SCR 脱硝装置废催化剂，属于危险 废物，交由有资质单位处理。 土壤及地 下水污染 防治措施 / 生态保护 措施 本项目选址附近无珍稀动植物资源，不会对生态产生影响。 现有环境风险防范及应急措施 （1）车间布局及建筑设计按照《建筑设计防火规范》进行设 计，各单元之间保持相应的安全距离。 环境风险 防范措施 （2）按规范设计防雷、抗震、防暴雨等措施，高大设备及厂房 屋顶设避雷针，室内金属设备及管线接地。 （3）按相关规范设计设置有效的消防系统，做到以防为主，安 全可靠。 92 （4）在氨水密封桶存放处、SCR 脱硝装置设置有毒气体探测 报警器等，同时加强对氨水密封桶的维护，防止其泄漏。 （5）加强管理，设专人负责各类物料的安全贮存、运输及使 用，定期对各类存储、运输设施进行检查；制定严格的操作规程， 相关操作人员进行必要的安全培训后方可上岗；严格按安全操作规 程进行操作，杜绝事故的发生。 （6）配备灭火器、消防沙等风险防范措施。 （7）建设单位已按照《关于印发<企业事业单位突发环境事件应 急预案备案管理办法（试行）>的通知》（环发[2015]4 号文）和《天 津市突发事件应急预案管理办法》（津政办发[2014]54 号）的相关要 求编制突发环境事件应急预案，并于 2021 年 6 月 18 日在滨海新区生 态环境局进行了备案（备案编号：120116-2021-003-H）。本项目建成 后，建设单位应根据此次工程的新增内容对预案进行修订，并尽快报 天津市滨海新区生态环境局备案。 本项目新增环境风险防范及应急措施 （1）本项目新增设备及厂房设计按照《建筑设计防火规范》进 行设计，各单元之间保持相应的安全距离。 （2）本项目新增设备及厂房按规范设计防雷、抗震、防暴雨等 措施，高大设备及厂房屋顶设避雷针，室内金属设备及管线接地。 （3）对新增设备及厂房按相关规范设计设置有效的消防系统， 做到以防为主，安全可靠。 （4）在天然气管线连接处及新增氨水密封桶、SCR 脱硝装置 等地方设置火灾报警，同时加强对天然气管线、阀门及氨水密封桶 的维修，防止其泄漏。 （5）氨的储存、卸载、输送、制备等过程应密闭，并采取氨气 泄漏检测措施。 （6）对新增设备及厂房配备灭火器、消防沙等风险防范措施。 93 1.环境管理制度 加强环境管理是贯彻执行环境保护法规，实现建设项目的社会、 经济和环境效益的协调统一，以及企业可持续发展的重要保证。 环境管理应根据建设单位的特点与主要环境因素，依据相关的 法律法规，制定具体的方针、目标、指标和实现的方案；结合建设 单位组织机构的特点，由主要领导负责，规定环保部门和其他部门 以及员工承担相应的管理职责、权限和相互关系，并予以制度化， 使之纳入建设单位的日常管理中。 （1）环境保护机构组成及职责 建设单位设有专门的环境保护机构，负责全厂的环境保护工 作，其履行的职责主要有： ①贯彻执行中华人民共和国和天津市地方环境保护法规与标准。 ②组织制定和修改本单位的环境保护管理规章制度并监督执行。 其他环境 管理要求 ③提出并组织实施环境保护规划和计划。 ④检查本单位环境保护设施运行状况。 ⑤进行厂内日常环境监测，确保各污染物控制措施可靠、有效。 ⑥组织开展本单位的环境保护专业技术培训，提高环保人员素质。 （2）环境管理措施 为加强环境管理和环境监测工作，建设单位设立有专职环保人 员。建设单位应确保严格环境管理，完善并严格执行各项规章制 度，完善环境管理台账及环保档案等技术资料。加强日常监督管 理，加强对各类环保治理措施的维护和定期检修，保证项目排放的 污染物稳定达标。各项环保治理措施的建设、运行及维护费用要列 入公司年度财务计划。建设单位在做好环保基础工作的基础上，要 积极创新，挖掘本公司的环保潜力，以环保为龙头带动整个公司的 发展与进步。 2.排污许可制度 根据生态环境部部令第 7 号《排污许可管理办法（试行）（2019 94 修订）》、国令第 736 号《排污许可管理条例》、《国务院办公厅关 于印发控制污染物排放许可制实施方案的通知》国办发【2016】81 号、 环境保护部办公厅《关于做好环境影响评价制度与排污许可制衔接相 关工作的通知》（环办环评【2017】84 号）、天津市生态环境局《关 于环评文件落实与排污许可制衔接具体要求的通知》（津环保便函 【2018】22 号）的有关规定，对纳入固定污染源排污许可分类管理名 录的企业事业单位和其他生产经营者（以下简称排污单位）应当按照 规定生成申请并取得排污许可证，未纳入固定污染源排污许可分类管 理名录的排污单位，暂不需申请排污许可证。依据《固定污染源排污 许可分类管理名录（2019 年版）》（生态环境部部令第 11 号），建 设单位属于二十、石油、煤炭及其他燃料加工业 25-42 精炼石油产品 制造 251 中的原油加工及石油制品制造 2511”，属于重点管理行业。 建设单位已于 2017 年 12 月取得由天津市滨海新区行政审批局颁发的 排污许可证，证书编号为：91120000722958405G001P。由于火电大气 污染物有新标准实施，污水排放标准变更，建设单位于 2020 年 12 月 对排污许可证进行了变更，有效期自 2020 年 12 月 10 日至 2025 年 12 月 18 日止。 本项目在建设完成后、排放污染物前，建设单位应根据建设情况 完成排污许可证内容变更。 3.环境信息依法披露 依据《企业环境信息依法披露管理办法》（2022年2月8日实施）， 企业应当按照企业环境信息依法披露格式准则编制年度环境信息依 法披露报告和临时环境信息依法披露报告，并上传至企业环境信息 依法披露系统。 企业年度环境信息依法披露报告应当包括以下内容： （一）企业基本信息，包括企业生产和生态环境保护等方面的基础 信息； （二）企业环境管理信息，包括生态环境行政许可、环境保护税、 95 环境污染责任保险、环保信用评价等方面的信息； （三）污染物产生、治理与排放信息，包括污染防治设施，污染物 排放，有毒有害物质排放，工业固体废物和危险废物产生、贮存、 流向、利用、处置，自行监测等方面的信息； （四）碳排放信息，包括排放量、排放设施等方面的信息； （五）生态环境应急信息，包括突发环境事件应急预案、重污染天 气应急响应等方面的信息； （六）生态环境违法信息； （七）本年度临时环境信息依法披露情况； （八）法律法规规定的其他环境信息。 企业应当于每年3月15日前披露上一年度1月1日至12月31日的环 境信息。 4.排污口规范化要求 根据国家环保总局《关于开展排放口规范化整治工作的通知》 （环 发[1999]24 号）和天津市环保局《关于加强我市排放口规范化整治工 作的通知》（津环保监理[2002]71 号）及《天津市污染源排放口规范 化技术要求》（津环保监理[2007]57 号）：所有排放污染物的单位必 须按国家和我市有关规定对排放口进行规范化整治，并达到国家环保 总局颁发的排放口规范化整治技术要求。 本项目新增废气排污口，不新增废水排放，因此本项目提出以下 排放口规范化措施： （1）废气排放口 ① 排污口规范化和主体工程必须同时进行，按照有关要求进行 工程设计和施工。 ②在排气筒近地面处应设置醒目的环境保护图形标志牌，并注明 排放的污染物。 ③排气筒应设置便于采样，监测的采样口和必要的采样监测平 台，采样口的设置应符合《污染源监测技术规范》要求。当采样平台 96 设置在离地面高度≥5 米的位置时，应有通往平台的 Z 字梯/旋梯/升降 梯。采样孔、点数目和位置应按《固定污染源排气中颗粒物测定与气 态污染物采样方法》（GB/T16157-1996）的规定设置。 ④烟气连续监测系统的安装技术要求应符合《固定污染源排放烟 气连续监测系统技术要求及检测方法》(HJ/T76-2001)和《火电厂烟气 排放连续监测技术规范》(HJ/T75-2001)等标准的要求。 ⑤建设单位应按照规范要求对规范化设施进行管理。制定相应的 管理办法和制度，派专人对排放口进行管理，保证排放口环保设施的 正常运转及各类污染物稳定达标排放。 ⑥环境保护图形标志设置安装后，任何单位和个人不得擅自拆 除、移动和涂改。 （2）废水排放口规范化 建设单位现有污水排放口已按照《关于加强我市排放口规范化 整治工作的通知》（津环保监理[2002]71号）、《关于发布天津市污 染源排放口规范化技术要求的通知》（津环保监测[2007]57号）、 《环境保护图形标志排放口（源）》相关要求进行规范化设置。 （3）噪声排污口规范化 按《关于发布天津市污染染源排放口规范化技术要求的通知》 （津环保监测[2007]57号）的规定，设置环境噪声监测点，并在该处 附近醒目处设置环境保护图形标志牌。 5.项目竣工自主验收 根据《建设项目环境保护管理条例》（2017 年 10 月 1 日起施行） 和《建设项目竣工环境保护验收暂行办法》（国环规环评[2017]4 号， 建设项目竣工后建设单位应当按照国务院环境保护行政主管部门规 定的标准和程序，对配套建设的环境保护设施进行验收，编制验收报 告。其中。项目验收要在建设项目竣工后 3 个月内完成，建设项目环 境保护设施需要调试的，验收可适当延期，但总期限最长不得超过 12 个月。 97 六、结论 本项目建设符合相关产业政策，选址符合地区规划。本项目实施后产生的废气、 废水中各项污染物、厂界噪声可实现达标排放，固体废物处置去向合理；在落实风 险防范措施和应急预案的前提下，本项目环境风险可防控；在落实本评价中提出的 各项环保措施前提下，具有环境可行性。 98 附表 建设项目污染物排放量汇总表 项目 分类 废水 废气 一般工业 固体废物 危险废物 在建工程 本项目 以新带老削减量 本项目建成后 排放量（固体 排放量（固体废 （新建项目不填） 全厂排放量（固体废 废物产生量） 物产生量）④ ⑤ 物产生量）⑥ ③ 1.56×10-3 t/a 1.638 t/a 266.864 t/a 污染物名称 建设单位现有工 程排放量（固体 废物产生量）① 现有工程 许可排放量 ② CODcr 74.1124 t/a 266.5 t/a 颗粒物 37.066 t/a 992.318 t/a — 11.5 t/a 52.302 t/a SO2 179.7917 t/a 2256.912 t/a — 8.56 t/a 130.755 t/a NOX 1354.1602 t/a 4593.707 t/a — 64.4 t/a 炉渣 150000 t/a — — 粉煤灰 500000 t/a — 石膏 54000 t/a 废催化剂 216t/3a 注：⑥=①+③+④-⑤；⑦=⑥-① 99 变化量 ⑦ -1.636 t/a 951.516 t/a -40.802 t/a 2134.717t/a -122.195 t/a 261.509 t/a 4396.598 t/a -197.109 t/a 0 15000 t/a 135000 t/a -15000 t/a — 0 50000 t/a 450000 t/a -50000 t/a — — 0 5000 t/a 49000 t/a -5000 t/a — — 7.5t/a 10 t/a 69.5 t/a -2.5 t/a