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建设项目拟采取的防治措施（包括“以新代老”措施）及预期治理效果 （不够时可另页） （表八） 内容 类型 排放源 污染物名称 防治措施 预防治理 效果及污染物 排放量 预期治理效果 排放量 （t/a） 大气污染物 锅炉烟气 烟粉尘 清洁能源、低氮燃烧 ＜10mg/Nm3 8.5t/a SO2 ＜100mg/Nm3 122.6 t/a NO2 ＜200mg/Nm3 545,9 t/a 水污 染物 循环冷却水 净循环水循环使用，不外排。 / / 生活污水 依托钒资源综合利用项目处理达标后做浊循环补充水 / / 固体 废物 废油、绝缘油滤渣 送有资质的单位处置 处置合理、去向明确， 不会造成二次污染 噪声 锅炉对空间断排气 噪声 安装消声器 对厂界贡献值达标，设备噪声值减少10～15dB(A)以上 汽轮发电机组 减振、隔声罩、厂房隔声 空压机 厂房隔声 水泵 减振、厂房隔声 引风机 减振、隔声、消声 送风机 减振、隔声、消声 冷却塔、循环水泵 优化总图，厂界隔声 污染防治措施的有效性分析 一、废气 本项目属于富裕煤气发电项目。项目大气污染物主要是烟尘、二氧化硫及氮氧化物。 1）锅炉烟气NOx 治理措施及论证 控制电厂NOx排放的主要技术有低氮燃烧技术、选择性催化还原法（Selective Catalytic Reduction，SCR）、选择性非催化还原法（Selective Non-Catalytic Reduction，SNCR）。另外锅炉烟气氨法脱硫可附带脱硝，根据统计数据脱硝率可达到15～30%。 ①低氮燃烧技术 控制火电厂NOx排放的低氮燃烧技术大概可分三类，即低氮燃烧器、空气分级燃烧技术、燃料分级燃烧技术。在对NOx排放控制较为严格的地区，通常先采用低NOx燃烧技术，后再进行烟气脱硝，以降低投资和运行费用。 ②选择性催化还原法（SCR） SCR是指烟气中的NOx在催化剂的作用下，与还原剂（如NH3或尿素）发生反应并生成无毒无污染的N2和H2O。日本率先于20世纪70年代对其实现商业化，目前这一技术在发达国家已经得到了比较广泛的应用。 我国火电厂NOx排放控制尚处于起步阶段，在依靠低氮燃烧技术控制NOx排放仍不能满足要求时，则需要实施烟气脱硝。20世纪90年代福建后石电厂采用日立技术在600MW火电机组上率先建成了我国第一套SCR烟气脱硝装置。国华太仓发电有限公司7号机组、浙江乌沙山电厂、宁海电厂、福建嵩屿电厂采用的SCR法烟气脱硝装置也已先后投入运行。到目前为止共有约200台套的脱硝装置。 为了适应更为严格的排放要求，我国目前已有许多研究机构对SCR工艺、催化剂和相关的关键技术设备开展了全面的研究，并已取得了初步的研究进展。 ③选择性非催化还原法（SNCR） SNCR技术，即选择性非催化还原技术，它是目前主要的烟气脱硝技术之一。选择性非催化还原法（SNCR）技术是一种不用催化剂，在800℃～1250℃范围内还原NOx的方法，还原剂常用NH3（液氨或者20%的氨水）或尿素。该方法是把含有NHx基的还原剂喷入炉膛温度为850℃～1100℃的区域后，迅速热分解成NH3和其他副产物，随后NH3与烟气中的NOx进行SNCR反应而生成N2。典型的SNCR系统由还原剂储槽、多层还原剂喷入装置及相应的控制系统组成。 其主要化学反应方程式为： 4NH3+4NO+O2=4N2+6H2O SNCR脱硝技术系统简单，只需在现有的燃煤锅炉的基础上增加氨或尿素储槽以及氨或尿素喷射装置及其喷射口即可，不需要催化剂，运行成本相对较低；但对温度窗口要求十分严格，更适用于老机组的改造。SNCR脱硝技术脱硝效率较SCR法低，一般在25%～40% 目前，江苏利港电厂、华能伊敏发电有限公司、徐州阚山电厂、广州瑞明电厂和国华北京热电厂采用SNCR法进行脱硝。 根据统计可见，不同吨位的锅炉在使用不同煤质的条件下，其低氮燃烧技术的脱硝率可稳定达到25%；SCR脱硝率可稳定达到65%；SNCR脱硝率可稳定达到30%。本项目锅炉燃烧天然气，参照《第一次全国污染源普查工业污染源产排污系数手册》氮氧化物产生浓度低于200mg/Nm3，采用低氮燃烧技术（脱硝率≥25%）措施脱硝，最终氮氧化物排放浓度约为109.4mg/Nm3，能够实现达标排放，脱硝技术措施可行。 2）锅炉烟气SO2治理措施及论证 项目所用的燃料煤气，项目SO2的最大产生浓度为24.6mg/Nm3，满足二氧化硫最高允许排放浓度100mg/Nm3的要求。SO2可直接达标排放。 3） 烟尘治理