PDF《审批编号：》

审批编号: 建设项目环境影响报告表项目名称: 中国石油广西石化公司动力站 2#炉烟气脱硝改造 项目 建设单位(盖章): 中国石油广西石化公司 编制日期:

2019 年1月26 日环评编号:

1 中国石油广西石化公司动力站 2#炉烟气脱硝改造项目 环境影响报告表编制人员名单表 编制 主持人 姓名 职(执)业资 格证书编号 登记(注册证)编号专业类别 本人签名 黄洁

0000850 A240503102 化工石化医药 主要编制人员情况序号 姓名 职(执)业资 格证书编号 登记(注册证)编号编制内容 本人签名

1 孙贤风

0005818 A24050180500 编制

2 杨蕾

0009532 A240503806 校对

3 黄洁

0000850 A240503102 审核

2 建设项目基本情况 项目名称 中国石油广西石化公司动力站 2#炉烟气脱硝改造项目 建设单位 中国石油广西石化公司 法人代表 李善春 联系人 张满意 通讯地址 广西钦州市钦州港经济开发区石油大道

1 号 联系电话 0777-3885057 传真 邮政 编码

535008 建设地点 广西钦州港经济开发区中国石油广西石化公司厂区动力站内 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 生态保护和环境治理 业,大气污染治理 N7722 占地面积 (平方米) 不新增占地 绿化面积 (平方米) ― 总投资 (万元) 7547.

55 其中: 环保投资 (万元) 7547.55 环保投资占总 投资比例 100% 评价经费 (万元) 2.6 预期投产日 期2019 年9月工程内容及规模:

一、项目建设背景 中国石油广西石化公司现有动力站一座,配套设置3炉2机(3*130t/h+2*25MW) ,其中

3 台锅炉型号为 JG-130/3.82-YQ 的燃油/燃气锅炉 (130t/h,1#、2#、3#,两开一备) ,配置总发电量为 25MW 的中压抽汽冷凝式汽 轮发电机组

2 台.3 台锅炉采用岛式室外布置,1#、2#锅炉以减压渣油和炼厂干气 为燃料,共用

1 根130 米排气筒,3#锅炉以炼厂催化油浆为燃料,烟气经脱硫系 统60m 排气筒排放.

2017 年,3#锅炉增加烟气污染物治理措施,包括烟气脱硝单元、烟气脱硫单 元、 排液处理单元 (PTU 单元) 等, 3#锅炉产生的烟气经过脱硫脱硝处理后由 60m 排气筒排入大气,其中,3#锅炉脱硫设施在建设中已经预留 2#锅炉的脱硫容量.

3 为了充分利用广西石化厂内催化裂化装置生产的催化油浆,本工程拟将动力 站内现有 2#锅炉燃料由 渣油和气 混烧改为催化油浆,并增设烟气脱硝设施, 同时依托 3#锅炉脱硫设施预留的容量,2#锅炉的燃烧烟气经脱硝脱硫设施处理后 达标排放.

二、项目建设内容及规模

1、建设概况 本项目在动力站 2#锅炉燃料改为催化油浆后, 对动力站 2#锅炉配套新增烟气 脱硝设施,并对依托的现有脱硫设施排液处理单元(PTU)的干渣过滤部分进行 适应性改造.脱硝后 2#锅炉烟气依托动力站现有 3#锅炉烟气脱硫系统脱硫后,最 终通过现有 60m 高排气筒达标排放. 操作弹性: 40%-100%BMCR 年开工时数:8400 小时 项目总投资:7547.55 万元.

2、建设内容 本项目主要建设内容是 2#锅炉更换燃料,增设烟气脱硝净化设施,对2#锅炉 进行改造,以及对依托的排液处理单元(PTU)进行适应性改造.主要工程组成 见表 1. 表1工程组成一览表 项目 建设内容 备注 主体工程2#锅炉尾部受 热面改造 为留出进出 SCR 脱硝反应器的烟道空间, 需对尾部受热面 进行改造:高温级省煤器、中温级省煤器改造采用螺旋翅 片管结构,低温级省煤器不变.将高温级省煤器整体上移, 中、低温级省煤器整体下移,预留出进出烟道空间.新增 稀释风预热器,设置在高温省煤器上方 改造 2#锅炉空气预 热器改造 空气预热器改造采用水热媒技术,换热元件采用螺旋翅片 管结构,受热面布置形式为水平蛇形管、顺列、逆流布置 改造 2#锅炉辐射受 热面进行喷涂 防腐 在辐射受热面上增加高温陶瓷涂层,可提高辐射受热面抗 耐高温腐蚀、锅炉燃料适应性增强、提高锅炉热效率 改造 2#锅炉引风机 2#锅炉原引风机需进行技术改造增加风压 1kPa, 在2#锅炉、 3#锅炉引风机增设永磁调速设施 改造 辅助工程自动控制 对现有 DCS 系统进行扩容,设置

2 套烟气排放连续监测系 统,设置监测系统分析小屋 改造 公用变配电室 利用动力站内现有设施,不新建 依托 通信 依托动力站内现有通信设备,不新建 依托

4 工程给排水系统 依托动力站内现有给排水系统,不新建 依托 环保工程2#锅炉烟气脱 硝系统 采用 SNCR+SCR 组合工艺, 在锅炉炉膛内布置 SNCR 氨水 喷枪,在2#锅炉南侧烟道上 SCR 脱硝框架上布置 SCR 反 应器,包括氨喷射格栅、二层催化剂、蒸汽吹灰器及内部 支撑结构.在SCR 脱硝框架西侧布置稀释风机 新建 烟气脱硫系统 利用已建成烟气脱硫系统预留处理容量,脱硫系统包括烟 气洗涤单元、排液处理单元(PTU) 、烟囱(高60m,出口 内径 3.5m) ,对排液处理单元(PTU)进行改造,新增污水 外送泵一台、干渣过滤器一台 依托 污水处理系统 脱硫系统新增污水依托现有排污管道排至炼油厂污水处理 系统监测池与污水处理厂达标废水混合外排 依托 噪声防治 对机泵采取基础减振,对风机设置隔声罩等降噪措施 新建

3、总平面布置 本项目布置在广西石化厂区现有动力站内,不另新征用地.项目大部分改造 是在原装置内部增加设备,仅有风机及分析小屋布置在 SCR 脱硝框架西侧,占地 44.3m2 . SNCR 氨水喷枪布置在 2#锅炉炉膛内. SCR 反应器布置在 2#锅炉南侧烟道上 的SCR 脱硝框架上.2#锅炉及 3#锅炉引风机增设永磁调频撬装设备,就近安装在 原引风机旁.排液处理(PTU)单元内新增污水外送泵,干渣过滤器各一台,安装至 原污水外送泵及干渣过滤器旁. 项目总平面布置见附图 1,项目在广西石化的位置见附图 2.

4、原辅材料及燃料 本项目主要原辅材料及燃料有催化油浆、氨水、氨气、脱硝催化剂、碱液等. (1)燃料 本项目实施后 2#锅炉采用的燃料为广西石化催化裂化装置自产的催化油浆, 催化油浆由催化油浆储罐依托已有的管道及机泵输送到动力站锅炉.催化油浆的 性质见表 2. 表2催化油浆性质表 序号 项目 设计参数

1 API 7.2

2 净热值 kcal/kg

9542 3 粘度 cSt (100℃)

10 4 (80℃)

17 5 闪点 ℃ >

200

6 硫含量 wt% 0.80

7 氮含量 wt% 0.04

5 8 氢含量 wt% 12.18

9 碳含量 wt% 86.98

10 氧含量 wt% 微量

11 水含量 wt% 微量

12 灰分 wt% ≤1%

13 钒wt ppm

3 14 镍wt ppm

2 15 铁wt ppm / (2)氨水 项目 SNCR 烟气脱硝部分的辅助材料为氨水,来源于现有催化脱硝氨区氨水 制备装置,依托已有的管道及机泵输送到动力站,动力站内不暂存.具体规格及 数量见表 3. 表3氨水规格及用量表 序号 名称 型号或规格 单位 用量

1 氨水 20%wt kg/h

319 (3)氨气及脱硝催化剂 SCR 部分的辅助材料为氨气和脱硝催化剂,氨气来源于现有催化脱硝氨区氨 气气化装置,依托已有的管道及机泵输送到动力站,动力站内不暂存.脱硝催化 剂外购,氨气及脱硝催化剂的性质分别见表

4、表5. 表4氨气规格性质表 名称 型号或规格 单位 用量 氨气 ≥99.6%,45℃ 0.4~0.6MPa(G) Nm3 /h 16.3 表5脱硝催化剂规格性质表 技术参数 单位 数据 备注 型式 波纹板 基材 TiO2,WO3 活性化学成份 V2O5 设计使用温度 ℃ ~350 允许使用温度范围 (min/max) ℃/℃ 320/400 在允许使用温度范围内 时,催化剂化学使用寿命 小时

33600 体积 m3 22.53 初装催化剂 催化剂层数 层2+1 预留一层

6 项目各类原辅材料的消耗数量汇总情况见表 6. 表6主要原辅材料的规格和数量表 序号 名称 型号或规格 单位 用量

1 催化油浆 / t/h 9.7

2 氨水 20%wt 氨水 kg/h

319 3 氨气 ≥99.6% Nm3 /h 16.3

4 脱硝催化剂 TiO2,WO3,V2O5 m3/4 年22.53

5 碱液 30%NaOH t/a

6897

5、主要设备 本项目涉及的主要生产设备详见表 7. 表7主要设备一览表 序号 设备名称 规格 单位 数量 备注 一 烟气脱硝系统 SNCR 单元

1 氨水喷枪 支18 新增

2 氨水混合器 台2新增 SCR 单元

1 SCR反应器 套1新增

2 喷氨格栅 套1新增

3 整流格栅 套1新增

4 稀释风机 Q=1000Nm3 /h,20KPa 台2新增

5 蒸汽吹灰器 台2新增

6 氨空混合器 DN250 PN2.0

304 台1新增

7 电动葫芦 台1新增 二 锅炉改造部分

1 高温省煤器 台1更换

2 中温省煤器 台1更换

3 稀释风预热器 台1新增 空气预热器 台1更换

5 烟气换热器 台2新增

6 引风机改造 台2增加永磁 调速设备 三PTU单元改造

1 污水外送泵 Q=10m3 /h, H=150m 1.85Kw 台1新增

2 全自动滤干机 过滤精度5μm, 处理量25m3 /h 台1新增

3 废渣垃圾箱 台1新增 四 烟气脱硫系统(依托)

7 1 洗涤塔(含烟囱) Φ3500/Φ7800*60000 台1依托

2 氧化罐 Φ3500*10000 台1依托

3 污水缓冲罐 Φ6000*6000 台1依托

4 碱液罐 Φ8000*8000 台1依托

5 洗涤塔循环泵 Q=1200m?/h,H=113m 600kW 台3依托

6 氧化罐污水循环泵 Q=558m?/h,H=12m,37kW 台2依托

7 碱液泵 Q=2m?/h,H=30m,3kW 台2依托

8 污水外送泵 Q=10m?/h,H=150m 台2依托

9 氧化罐风机 Q=16Nm?/min, H=100kPa

45 kW 台2依托

10 全自动滤干机 过滤精度5μm 台2依托

6、自动控制 动力站现有 DCS 控制系统为横河 CENTUM CS3000 系统,现有 DCS 系统备 用通道数量不能满足项目 I/0 点的需要,故本项目需要在现有 DCS 系统基础上进 行扩容. 本项目配套增设

2 套烟气排放连续监测系统(CEMS) ,分别对动力站 2#炉SCR 模块进、出口烟气中的 SO

2、NOx、烟尘、O

2、流量、温度、压力、湿度进 行在线监测. 烟气排放连续监测系统的分析小屋内设有可燃和有毒气体检测器,在SNCR、 SCR 装置区设有毒气体(氨气)检测器,检测器具有现场声光报警功能,气体检 测器信号引入 DCS 控制系统.

7、公用工程 (1)给排水 1)给水 a)生产给水系统 本项目新增生产用新鲜水为 11.97t/h, 主要用于依托的脱硫装置洗涤塔新增用 水,其中 7.67t/h 以水蒸气形式随烟气蒸发损失;

除盐水用量为 0.3t/h,用于 SNCR 单元稀释氨水,依托广西石化公司厂区自建净水场和化学水处理站供给,其供水 余量可以满足项目新增用水需求. b)消防水系统 本项目消防水系统充分依托广西石化公司动力站现有消防水管网及消防站. 2)排水 本项目依托动力站及厂区现有的排污管网.

8 本项目废水主要为依托的脱硫装置排液处理单元产生的含盐废水,新增排放 量为 4.3t/h,主要污染物为固体颗粒和硫酸钠,通过排液处理单元絮凝沉降、通风 氧化,达到 COD........