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西北地区某市地形平坦，多年平均降水量400mm，主导风向为西北风。该市东南部工业区内的A热电厂现有5×75t/h循环流化床锅炉和4×12MW抽凝式机组，供水水源为自备井，SO2现状排放量为1093.6t/a。为了满足城市供热需求，拟淘汰A热电厂现有锅炉和机组，新建2×670t/h煤粉炉和2×200MW抽凝式发电机组，设计年运行5500h，设计煤种收到基全硫0.90%。配套双室四电场静电除尘器，采用低氮燃烧、石灰石。石膏湿法脱硫，脱硫效率90%，建设1座高180m的烟囱，烟囱出口内径6.5m，标态烟气量为424.6m3/s，出口温度45℃，SO2排放浓度200mg/m3，NOx排放浓度400mg/m3。工程投产后，将同时关闭本市现有部分小锅炉，相应减少SO2排放量362.6t/a。经估算，新建工程的SO2最大小时地面浓度为0.1057mg/m3，出现距离为下风向1098m，NO2的D10%为37000m。现有工程停用检修期间，某敏感点X处的SO2环境现状监测小时浓度值为0.021～0.031mg/m3。逐时气象条件下，预测新建工程对X处的SO2最大小时浓度贡献值为0.065mg/m3。城市供水水源包括城市建成区北部的地下水水源和位于城市建成区西北部15km处的中型水库。该市城市污水处理厂处理能力8万t/d，污水处理后外排。 (注：SO2的小时浓度二级标准为0.50mg/m3，NO2的小时浓度为0.24mg/m3；排放的NOx全部转化为NO2。) 给出本项目供水水源的优选顺序。

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北方某城市地势平坦，主导风向为东北风，当地水资源缺乏，城市主要供水水源为地下水，区域已出现大面积地下水降落漏斗区，城市西北部有一座库容为3.2×107m3水库，主要功能为防洪、城市供水和农业用水。该市现有的城市二级污水处理厂位于市区南郊，处理规模为1.0×105t/d，污水处理达标后供位于城市西南的工业区再利用。现拟在城市西南工业区内分期建设热电联产项目。一期工程拟建1台350MW热电联产机组，配1台1160t/h的煤粉锅炉。汽机排汽冷却拟采用二次循环冷却方式，配1座自然通风冷却塔(汽机排汽冷却方式一般有直接水冷却、空冷和二次循环水冷却)。采用高效袋式除尘、SCR脱硝、石灰石-石膏脱硫方法处理锅炉烟气，脱硝效率80%，脱硫效率95%，净化后烟气经210m高的烟囱排放。SCR脱硝系统氨区设一个100m3的液氨储罐，储量为55t。生产用水主要包括化学水系统用水、循环系统用水和脱硫系统用水，新鲜水用水量分别为4.04×105t/a，2.89×106t/a，2.90×105t/a，拟从水库取水。生活用水采用地下水。配套建设干贮灰场，粉煤灰、炉渣、脱硫石膏全部综合利用，暂无法综合利用的送灰场临时贮存。生产废水主要有化学系统的酸碱废水、脱硫系统的脱硫废水、循环水系统的排污水等，拟处理后回用或排放。设计煤种和校核煤种基本参数及锅炉烟气中SO2、烟尘标态初始浓度见下表。设计煤种和校核煤种基本参数及锅炉烟气中SO2、烟尘标态初始浓度低位发热值/(kJ/kg)收到基全硫/%收到基灰分/%SO2/(mg/m3)烟尘/(mg/m3)设计煤种238650.6126.03192025600校核煤种217710.6622.41210021100 [注：1．《危险化学品重大危险源辨识》(GB 18210—2009)规定液氨的临界量为10t；2．锅炉烟气中SO2、烟尘分别执行《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223—2011)中100mg/m3和30mg/m3的排放限值要求。] 评价SO2排放达标情况。

某市拟建2×300MW循环流化床锅炉燃煤坑口电厂。电厂年耗煤量270万t。煤质灰分50.5%，飞灰份额60%，烟气量670m3/s，掺烧石灰石有25%进入飞灰，电厂年运行小时数为5500h。项目位于农村、浅丘地区，地形较为平坦，区域浅层地下水埋藏深度3～5m，表层土壤以粉砂、粉质黏土为主。厂址东面10km为县城，南面0.2km有A村。灰场位于厂址西南3.5km的山谷中，工程地质条件符合要求，拟选灰场1.0km范围内有村庄B。项目所在地属温带大陆性季风气候，平均风速为2.0m/s，主导风向为东南风，全年静风频率为20%，贴地逆温出现的频率较高。项目拟采取炉内加石灰石脱硫，石灰石耗量14万t/a，SO2排放满足有关环保要求；采用四电场静电除尘，除尘效率为99.6%，烟尘粒度小于15μm；废水经处理后大部分回用，剩余部分排入电厂南面1.0km处的河流C(河流为Ⅲ类水体)；灰场采用灰渣碾压防渗；根据经验判断，采用隔声等措施，厂界噪声和环境噪声可以达标。如果按照《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223—2011)中表1的要求，烟尘排放浓度应低于30mg/m3，本项目除尘效率应为多少

某电厂现有2×300MW燃煤机组，位于平原农村地区，配有除尘、低氮燃烧设施，未配脱硫装置，SO2年排放量为9460t。煤污水和油污水分别经初步沉淀后排入附近河道，循环冷却水也排入此河道，其他废水达标后回用，不外排。纳污河段水质执行地表水环境质量Ⅳ类标准。贮煤场位于A村西侧70m，设有喷淋装置。在不利气象条件下，煤场扬尘对A村产生一定影响。锅炉排汽产生的偶发噪声超标。灰渣采用干除灰，综合利用剩余的灰渣通过罐车运到距电厂8.5km处的灰场碾压贮存，灰场西南350～400m处有7户居民。拟在现在厂区预留场内建设2×1000MW超超临界燃煤汽轮发电机机组，配套建设电除尘、石灰石湿法脱硫装置、脱硝装置。各类废水经处理达标后回用。燃煤来源和成分与现有机组相同，并共用现有灰场，灰场库容满足扩建工程要求。对现有机组增加石灰石湿法脱硫设施。工程扩建后，年运行小时数为5500h。扩建工程SO2排放量为0.651t/h。从环境保护角度，提出现有工程需要改进的方面。

某坑口电厂现有2×135MW燃煤发电机组，燃煤含硫率0.8%，配备电除尘器，未配脱硫设施，烟囱高度120m，生产用水取自自备水井，燃煤由皮带输送机运输至厂内露天煤场，煤场未设置抑尘设施。电场采用水力除灰，灰场设在煤矿沉陷区，灰水处理后排入距厂区1.5km的纳河。拟在现有厂区预留工业用地内建设2×600MW超临界凝气式发电机组，采用五电场静电除尘器，石灰石-石膏湿法脱硫，低氮燃煤技术，烟囱高度240m。燃煤来源和成分与现有机组相同。扩建工程小时燃煤量480t，吨煤燃烧产生烟气量6500m3、NO2浓度400mg/m3。新建机组供水水源为纳河。灰渣属一般工业固体废物Ⅱ类，新建干灰场位于电场西北方向25km，灰场长1.2km、宽0.25km，为山谷型灰场。灰场所在的沟谷长为5km，两侧为荒坡，地势北西高、南东低，水文地质调查表明，岩土的渗透系数大于1.0×10-5cm/s。本地区主导风向为ENE，该区域不属于酸雨控制区和二氧化硫污染控制区，环境功能区为Ⅱ类。提出防止新建灰场对地下水污染的防治措施及地下水监测布点。