水污染相关资料课件

水污染相关资料华电密山发电厂华电密山发电厂“上大压上大压小小”2600MW超超临界超超临界机组新建工程机组新建工程环境影响报告书(缩写本)（国环评证甲字第1703号）水污染相关资料委托单位：中国华电集团公司黑龙江分公司评价单位：黑龙江省环境保护科学研究院编制时间：2007年6月水污染相关资料项目名称：华电密山发电厂“上大压小”2600MW超超临界机组新建工程编制单位：黑龙江省环境保护科学研究院院 长：李景龙 高级工程师主管院长：伍跃辉 教授级高工项目负责：张显辉 高级工程师技术审核：伍跃辉 教授级高工编制人员：姓名姓名技术职称技术职称专业岗位专业岗位上岗证书上岗证书号号签字签字张显辉张显辉高级工程师高级工程师环境评价环境评价A17030016陈迎春陈迎春教授级高工教授级高工环境评价环境评价A17030002许丹妮许丹妮助理工程师助理工程师环境评价环境评价A17030026关克志关克志教授级高工教授级高工环境评价环境评价A17030023许承森许承森高级工程师高级工程师环境评价环境评价A17030001刁伟力刁伟力助理工程师助理工程师环境评价环境评价A17030035水污染相关资料前 言密山市（县级市）位于黑龙江省东南部，完达山麓，兴凯湖畔，与俄罗斯水陆相连，是边境城市，地理位置为东经131141338，北纬4514555。密山市总面积7843km2，辖16个乡镇，4个国有农场，人口43万（其中城镇人口9.3万人），是全国产粮大县和商品粮基地县。密山市拥有丰富的煤炭资源，可采储量达3.5亿吨，由于缺乏煤炭市场，至今开采量受到限制。密山周围的市县如鸡东县、鸡西市、七台河市也是煤炭的主产区，密山市属于黑龙江省能源基地的一部分。进入上世纪90年代，黑龙江省电力负荷增长缓慢，机组年利用小时数比较低，使密山电厂的建设受到影响。党中央国务院振兴东北老工业基地政策的颁布，近两年辽、吉、黑三省的大型企业结构调整基本完成，电力负荷急剧增长，辽宁省已处于缺电状态，吉林省电力基本平衡，黑龙江省略有剩余，如不抓紧东北电源的建设，东北电网缺电将很快显现出来。根据发电装机需求预测结果及国家发展改革委员会58号文的精神，华电密山电厂2600MW超超临界机组的开发建设，对满足东北地区电力负荷增长的需要，是非常必要的。国家发展和改革委员会办公厅发改办能源【2005】58号国家发展改革委办公厅关于印发东北地区电力工业中长期发展规划的通知中将密山电厂列为“十一五”期间开工建设项目；2004年4月，黑龙江省政府黑政办发【2004】15号文，将密山电厂列入黑龙江省“抓紧谋划能源项目”之首，2005年5月，省政府又将密山电厂2600MW工程列为全省200个重点组织实施的大项目之一。国家电网公司以国家电网发展函【2006】9号关于黑龙江华电密山发电厂260万千瓦机组接入电网意见的函对本工程的接入系统进行了批复。华电密山发电厂属大型火力坑口电厂。选址位于鸡西市所辖的密山市和平乡境内，地处密山市砖厂位置，距密山镇城区东北5km。一期装机规模为2600MW超超临界发电机组，采用鸡西和密山的地产煤，利用汽车运输进厂，年燃煤量292万吨；利用界湖兴凯湖的湖水作为电厂的水源，并得到水利部松辽水利委员会松辽水政资【2006】297号文件的批复；利用砖厂采坑作为灰场；本期工程总投资48.7385亿 水污染相关资料元。电厂就地将一次能源转化为二次能源，变输煤为输电，既合理利用了资源，解决了密山的煤炭市场，减少了铁路运输问题，又满足了东北电网的装机需求，提高了电网运行的经济性。项目建成投产后，不仅能促进当地的煤炭、电力、化工产业的快速发展，而且会带动一大批与之相关的产业一同迅速发展，增加地方财政税收和人员就业，增强该地区综合经济实力。对改善密山的产业结构、振兴密山经济，加快东北老工业基地建设，将起到极大的推动作用。密山电厂筹建工作始于1982年，四次选厂，踏勘20余处，1985年水利电力部批复了项目的可行性研究报告，将密山发电厂列入“七五”开工项目，1988年国家计委以613号文批准了项目建议书，由于上世纪90年代黑龙江省国民经济结构调整，电力负荷增长趋缓，密山电厂的建设受到影响。2003年2月中国华电集团公司与黑龙江省政府签定了合作意向书，重新进行了密山电厂的筹建工作。2003年12月24日，黑龙江省计划委员会以黑计能源【2003】1391号文件向国家发改委报出密山发电厂新建2600MW项目建议书，2003年12月25日，中国华电集团公司以华电计【2003】847号向国家发改委报出密山电厂项目建议书。2004年4月，黑龙江省政府黑政办发【2004】15号文将密山电厂列入“抓紧谋划能源项目”之首，2007年5月又被黑龙江省政府（黑发改能源2007466号）和中国华电集团公司（中国华电计2007722号）列为“上大压小”电源建设规划，已报国家发改委审批。目前该项目正处于可研收口阶段，对建厂条件进行了全面落实，取得了核准立项所需的各项支持性文件，完成了接入系统、环境影响评价、地震安全、地质灾害危险性评价、工业卫生、劳动安全评价、煤质化验、水资源论证及水土保持方案、厂址及灰场地质勘测和报告编制、审查、审批工作。除环境影响评价外，其余工作均已完成，力争年末达到核准条件。本项目的建设符合国家产业政策，根据中华人民共和国国务院1998年第253号文件建设项目环境保护管理条例规定，建设项目在可行性研究阶段应开展环境影响评价工作。2004年8月接到环评委托后，黑龙江省环境保护科学研究院即开展了环境影响评价的前期工作，进行了多次现场踏察，收集项目相关的资料，开展了环境空气采暖期和非采暖期的监测工作，污染气象的低空探测工作，完成了地表水、地下水、噪声的监测工作，开展公众参与调查及公示工作，并与项目建设单位 水污染相关资料及设计单位进行了多次沟通，编制了华电密山发电厂“上大压小”2600MW超超临界机组新建工程环境影响报告书，对在工作期间给予我院大力支持的各部门及单位表示衷心的感谢。工程概况及工程分析2.1厂址地理位置概述华电密山电厂位于黑龙江省鸡西市管辖的密山市和平乡境内，距密山市区5km，厂址位置为原密山市砖厂区域，其地理位置见图2.11。 厂址西侧为密（山）虎（林）铁路和七密公路，南侧为新农屯，北侧为新立屯。2.1.1占地概要本工程占地情况见表2.11。 表2.11 项目占地情况 单位：hm2序号项 目用地面积备 注1厂址厂区31.55永久用地施工区20.00临时征地施工生活区6.00临时征地2贮灰场23.80永久用地3补给水管线134.00临时征地4厂外道路(含运煤、灰道路)2.35永久用地5总计57.70永久160.00临时 厂区用地面积31.55hm2（其中基本农田为9.47hm2，未利用地22.08hm2），贮灰场占地为23.80hm2，厂外道路占地2.35hm2（基本农田）。共计占用基本农田11.82 hm2。2.1.2 装机方案水污染相关资料密山发电厂一期新建2600MW国产超超临界发电机组，规划容量为4600MW机组，并预留再扩建的条件。其主机技术参数如下：（1） 锅炉锅炉型式：超超临界、变压运行直流炉、带启动循环泵、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、紧身封闭结构、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构型燃煤炉。最大连续蒸发量（BMCR）： 1795t/h 过热器出口蒸汽压力： 26.15 MPa(g)过热器出口蒸汽温度： 605再热器出口蒸汽流量： 1494 t/h再热器入口蒸汽压力： 4.84MPa(g)再热器出口蒸汽压力： 4.59MPa(g)再热器入口蒸汽温度： 350再热器出口蒸汽温度： 603给水温度： 293锅炉保证效率(低位发热量)： 93.34%（2） 汽轮机汽轮机型式：超超临界、一次中间再热、单轴、两缸两排汽或三缸四排汽、凝汽式汽轮机。额定功率： 600 MW额定工况主蒸汽流量： 1709.23t/h主汽门前额定蒸汽压力： 25MPa(a)主汽门前额定蒸汽温度： 600 中压联合阀前额定蒸汽温度： 600 额定功率下热耗率(保证值)： 7428KJ/kWh额定背压： 4.9KPa 水污染相关资料低压缸排汽焓 2431.4kJ/kg低压缸排汽流量 970.43 t/h额定转速： 3000 r/min（3）发电机）发电机额定功率： 600 MW额定功率因数： 0.85 (滞后)并具有进相0.95的能力额定电压： 20 kV额定转速： 3000r/min额定频率： 50Hz冷却方式： 水氢氢 2.1.3 工艺流程电厂的主要生产工艺过程：原煤通过汽车运至电厂贮煤场，再由皮带输送至主厂房，经制粉系统磨成煤粉后，送入锅炉燃烧，产生的热能把水加热成高温高压蒸汽，蒸汽送入汽轮机膨胀做功，推动汽轮机转动，把热能转变成机械能，汽轮机带动发电机转动，将机械能转变成电能，电能通过升压站升压送入电网。电厂生产过程中产生的废弃物主要有烟气、灰渣、石膏及生产和生活废水。烟气经除尘处理后由烟囱排到大气中，灰渣、石膏送到贮灰场贮存，生产和生活废水经处理后回收利用，部分循环水外排。生产工艺流程见图2.12。2.1.4 灰场电厂本期建设2600MW机组，单台机组灰渣量为：92.97t/h，单台机组石膏量为：4.03t/h ，年运行小时数按5500小时计算，两台机组年灰渣量为：102.27万t，年石膏量为：4.433万t，石子煤量为1.4630万t。产生的固体废物总量为108.17万t。 水污染相关资料本期工程选择新华砖厂和粮库砖厂的采坑作为灰场，灰场占地23.8hm2（建设用地），可贮存2台机组5年以上的灰渣量。利用八五五后山采坑作为石膏堆放场，可堆放5年。 图2.13C 土工膜铺设示意图 进行整理，铺设防渗土工膜，防渗土工膜铺设约为27万 m2。为防止坑外雨水流入采坑和灰渣外流，在灰场四周修建1m高围堤，围堤采用坑内粘土碾压形成，堤内外边坡均为1:3，边坡采用块石护面，当采坑填平后进行覆土。2.1.4.1 建设方案首先对采坑2.1.4.2 运行方式灰渣在贮灰场内的堆放方式为斜坡分块堆积，分层碾压。调湿的灰渣运到贮灰场后，洒水喷淋使灰渣含水率处于最优含水率，先用推土机将灰渣整平，然后用震动碾进行碾压，斜坡用小型振动碾进行碾压，压实后每层灰渣的厚度约为0.5m，十层为一个堆灰块，若干个堆灰块组成一个作业段，每一作业段的灰面顶标高达到设计标高后应及时覆土。经过一段时间的运行，形成一个后边灰面顶标高达到设计标高、前边作业的斜坡灰面逐渐向前推进的运行格局。为防止干灰渣堆放时造成飞灰污染，灰渣堆体的临时坡面定时洒水湿润，防止飞尘。贮灰场灰渣在碾压过程中所需的喷洒水，水源来自电厂的循环废水，铺设一条DN200的输水管线，通过管线引入，用水量为13t/h。2.1.4.3 灰场排水由于灰场为废弃采坑，地势较高，又有围堤防护，没有大量的汇水流入，灰场来水主要来自于雨水，贮灰采取由一侧向前推进的方式，已堆灰部分对降雨有一定的吸储能力，未堆灰部分的雨水可暂存灰场内，经过一定时间的自然蒸发，不会影响正常的堆灰作业，也不会对地下水造成任何影响。2.1.4.4 灰场管理水污染相关资料 灰场内铺设了土工膜防渗，可以有效的防止雨水下渗而污染地下水，临时灰面采用喷淋设施进行喷洒，防止飞灰对周围环境的污染，填充完毕后覆土使土地得到重复利用。为了更好的管理好灰场，在灰场区域设置一专门的管理站，配备专业人员对灰场进行维护和管理。电厂灰渣除综合利用外，近期先对采坑进行回填，灰渣在电厂进行调湿后用汽车运送至采坑。脱硫产物石膏采用汽车运送至采坑。采坑距电厂距离、尺寸详见表2.12。 表2.12 采坑位置、尺寸表序号采坑位置坑口面积（hm2）平均深度（m）填方容积（m3）使用状况1新华砖厂电厂西北5 km22.0117使用2粮库砖厂电厂西0.627 km17使用3八五五后山电厂西南4.5 km1.791819240510废弃 合计 23.8 利用2个采坑作为贮灰场，容量为5369715m3，可贮灰年限大于5年。 采坑填满后，覆土后交由土地管理部门重新进行利用。2.1.5 灰渣运输路线本工程灰场距离电厂较近，灰渣运输时不经过居住居住区等环境敏感点，其灰渣的运输路线为：1、从电厂直接进入粮库灰场，修建部分道路，该路线不经过居民居住区，不存在噪声和扬尘对沿线居民的污染问题，运距平均0.20.5km。2、从电厂经309省道再经七密公路进入新华砖厂，沿途无环境敏感点，运距5km。水污染相关资料3、从电厂经309省道再经乡村便道进入八五五后山，沿途无环境敏感点，运距3km。2.1.6 工程与设备概况 （1）工程概况 密山电厂本期新建2600MW超超临界发电机组，建设与之配套的供水系统、输煤系统、烟气脱硫除尘系统、循环水系统等其它附属配套设施，本期工程主要工程设备和环保设施情况见表2.13。2.1.7 燃料、水源 一、燃料本工程年需燃煤量约292104t，拟采用密山市地方煤矿和沈煤集团鸡西盛隆公司煤炭销售处鸡东分公司的烟煤。密山市煤炭地质储量为4.6108t，可采储量为3.5108t，目前生产能力为200104t，密山市煤炭工业局已发文（密煤政字200537号），承诺向本工程供煤230104t/a，规划了12对改扩建及新建供煤矿井。水污染相关资料项目名称华电密山发电厂“上大压小”2600MW超超临界机组新建工程建设单位（或业主）华电密山发电厂前期工作办公室工程总投资487385万元主体工程项目单机容量及台数总容量锅炉1795t/h23590 t/h汽轮机600MW21200发电机600MW21200辅助工程1. 供水系统：兴凯湖为电厂水源，补给水管线长约47km，采用两根管径为DN900钢管。采用带自然通风的冷却塔的循环供水系统，每台机组配一座6000m2的自然通风冷却塔。2. 燃料运输：燃料来源于鸡西和密山，全部采用汽车运输。3灰场：灰场利用砖厂的取土坑，本期征地23.8 hm2；采用干贮灰方式。4厂址：选择距密山镇东北5km的密山市砖厂为建设场地。5除灰渣系统：锅炉排出的炉渣冷却后由刮板捞渣机连续地捞出，输送至渣仓顶部，经电动三通将炉渣分别送入两条皮带输送机，每条皮带可将炉渣分别输送至两个渣仓，进入渣仓的炉渣经析水后由专用自卸汽车将炉渣输送至用户或灰场。干灰气力输送至灰库，加湿外运。6除尘系统：采用除尘效率为99.82的五电场静电除尘器，综合除尘效率为99.91。配套工程1脱硫系统：石灰石石膏湿法烟气脱硫系统，脱硫效率90以上，不设GGH。石膏脱水后送至废弃采坑存贮。2污水处理及回用系统：对各部分产生的污水进行单独处理后回用3电力接入系统：以500KV交流线路接入4道路系统：（1）进厂道路：电厂入厂主干道及运煤道路均接自七-密公路。9m宽沥青混凝土路面。（2）运渣道路：拟新建7m宽沥青表面处理道路，总长约3.0km。5NOX控制措施，采用低氮燃烧技术，预留脱硝装置空间，控制NOX小于400mg/m3。6烟囱：两台炉合用一座高240m，内径8.5m钢筋混凝土烟囱。水污染相关资料配套工程1脱硫系统：石灰石石膏湿法烟气脱硫系统，脱硫效率90以上，不设GGH。石膏脱水后送至废弃采坑存贮。2污水处理及回用系统：对各部分产生的污水进行单独处理后回用3电力接入系统：以500KV交流线路接入4道路系统：（1）进厂道路：电厂入厂主干道及运煤道路均接自七-密公路。9m宽沥青混凝土路面。（2）运渣道路：拟新建7m宽沥青表面处理道路，总长约3.0km。5NOX控制措施，采用低氮燃烧技术，预留脱硝装置空间，控制NOX小于400mg/m3。6烟囱：两台炉合用一座高240m，内径8.5m钢筋混凝土烟囱。备注年发电量为66108KWh水污染相关资料锅炉超超临界、变压运行直流炉、带启动循环泵、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、紧身封闭结构、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构型燃煤炉蒸发量t/h21795汽轮机种类 超超临界、一次中间再热、单轴、两缸两排汽或三缸四排汽、凝汽式汽轮机。出力MW2600发电机种类 水氢氢冷却出力MW2600烟气治理设备烟气脱硫方式湿式石灰石石膏法效率大于90烟气除尘装置种类五电场高效静电除尘器效率99.82烟囱形式单管2台炉合用一座高度m240出口内径m8.5 NOx控制措施 低氮燃烧技术效果mg/Nm3400 其他 烟气自动连续监测系统冷却方式循环冷却供水方式，采用自然通风冷却塔的扩大单元制二次循环供水系统。每台机组配一座双曲线自然通风冷却塔（6000m2），两座冷却塔共用一座循环水泵房废水处理种类工业废水生活废水循环水排污水处理能力35t/h10t/h189（36）t/h处理方式中和、沉淀、絮凝、过虑接触氧化无排水去向灰库加湿灰库加湿裴德里河灰渣处理方式种类灰渣分除的干式除灰渣方式；脱硫石膏灰渣及石膏采用汽车运至采坑或综合利用。处理量制砖和水泥73.8万t，筑路10-12t，其余回填采坑。水污染相关资料沈煤集团鸡西盛隆公司煤炭销售处鸡东分公司现有煤炭地质储量为7.6108t，可采储量为4.8108t，目前年生产能力达360104t，该公司已发文（鸡福煤政200528号）承诺向本工程供煤120104t/a，由所属的距电厂50km范围内的鸡东矿井群供应。现有6对30万以上的矿井，年生产能力达到180万吨以上。本工程的煤炭供应是有足够保证的。二、水源密山发电厂所在地区的水资源比较丰富，在电厂附近地表水资源有兴凯湖、小兴凯湖、穆棱河流域和裴德里河上的青年水库。由于附近河流水量存在不确定因素，电厂拟以兴凯湖作为电厂水源。虽然兴凯湖距离电厂较远，取水管路长，运行费用较高，但其在水量上是有可靠保证的。因此，考虑到将来的扩建本工程将兴凯湖作为本工程的补给水源。兴凯湖至密山电厂约37km。取水泵房位置可在当壁镇至西莲花泡之间选定，此间距离约5km，兴凯湖岸与西北方向有陆地相连接，供水管可利用沟谷地形尽量降低供水抬升高度，沿原密当铁路路基爬过高程为190m分水岭，经东南沟至崇实村过穆棱河，经密山镇西郊至密山电厂。初步估计供水管线长度约45km，从兴凯湖（69m）至分水岭（190m）抬升水头约121m。补给水泵按本期2600MW机组容量建设，补给水泵房土建按规划容量4600MW机组容量建设。补给水输水管采用两根管径为DN900的钢管，地下直埋敷设。兴凯湖标高69m，分水岭标高190m，电厂厂址标高140m。分水岭位于兴凯湖与电厂中间位置，两边管线约为22.5km。在分水岭处建一座100m3水池，用以调节管路水锤。排水系统厂区内采用完善的分流制排水系统，分为生活污水排水系统、工业废水排水系统和雨水排水系统。生活污水、工业废水经处理后全部回收利用不外排，循环水排污水189(36)t/h利用管道排至裴德里河。为保证雨季排水顺畅，厂区设有雨水管网并在厂区外沿围墙修建了1.72km的浆砌石排洪沟，汇集厂区附近雨水后排至裴德里河。水污染相关资料本期工程主要废水排放量见表2.14。表2.14 主要废水量一览表序号项 目废水量（t/h）备注1主厂房冲洗排水13排至生产废水处理站，处理后做灰库加湿水。2过滤器反冲洗排水11捞渣机补水。3锅炉水处理排水9捞渣机补水。4锅炉排污水40降温后用于循环水补水。水污染相关资料5中和池排水10中和后用于捞渣机补水。6含油污水5（不定期）排至含油污水处理站后入生产废水处理站，处理后做灰库加湿水。7含煤废水32排至含煤废水处理站，用于栈桥冲洗水补水、煤场及输煤系统喷水防尘。8厂区生活污水3排至生活污水处理站，处理后做灰库加湿水。9锅炉及空气预热器清洗排水5000m3/次分批排至生产废水处理站，处理后做灰库加湿水。10脱硫废水15排至脱硫废水处理站，处理后做捞渣机补水。11循环排污水189/36裴德里河水污染相关资料（2）烟气脱硫系统主要组成及主要设施主要工艺系统石灰石-石膏湿法烟气脱硫主要工艺系统包括： 吸收剂储备及浆液制备系统；SO2吸收系统；烟气系统；工艺水系统；浆液排放与回收系统；石膏脱水及抛弃系统。本工程的电气控制楼、废水处理设施、事故浆液罐等部分均采用两台机组公用。主要设备设施烟气脱硫系统的设备及设施主要有：FGD升压风机、烟气热交换器、吸收塔、吸收塔浆液循环泵、氧化风机、石膏浆液排出泵、工业水升压水泵、除雾器冲洗泵、石膏浆液旋流器、真空带式脱水机、石膏库、石膏输送皮带、给料泵、废水旋流分离器、废水输送泵、流化风机、石灰石粉制备系统、石灰石粉仓、石灰石给料机、石灰石输送机、石灰石浆池、石灰石浆液泵等。目前国内火电厂烟气脱硫系统一般采取由国外或国内公司成套供货两种方式。就国内公司成套供货而言，其系统中关键设备和材料亦由国外进口，同时整个系统的技术及性能仍依靠国外供应商。但由于其余设备和材料在国内采购，则降低了设备和材料的采购费用，因此，本期工程烟气脱硫系统在设计上推荐由国内公司成套供应。水污染相关资料为保证系统的正常有效运行，脱硫系统的主要设备和关键部件采用进口设备，进口设备的高压电机可选用国产设备。主要进口设备包括吸收塔内部主要部件、除雾器、吸收塔内组件、吸收塔搅拌器、事故浆液箱搅拌器、吸收塔浆液循环泵、旁路挡板门、真空皮带脱水机（石膏脱水方案）、石膏旋流器及废水旋流器（石膏脱水方案）、浆液系统主要阀门等。三、烟气脱硝系统根据国家环境保护总局颁发的新版火电厂大气污染物排放标准GB13223-2003中“第3时段火力发电锅炉须预留烟气脱除氮氧化物装置空间”的要求，本工程预留脱除氮氧化物空间以便适应越来越严格的环境保护的要求。根据国内外最新发展动态，目前火力发电厂300MW以上机组烟气脱硝技术主要应用选择性催化还原法（SCR）法。布置形式：采用空气预热器入口布置方案，在炉后设置风机间，将烟气脱硝装置的预留位置放在风机房上，具有经济性好、投资省等特点，并预留脱硝用原料储存的空间。水污染相关资料四、除灰系统（1）灰渣量 电厂产生的灰渣量见表2.15。表2.15 锅炉排灰渣量项 目单位设计煤质校核煤质设计煤质校核煤质1600MW2600MW小时排放量渣量t/h13.9716.1127.9432.22灰量t/h79.091.12158182.24灰渣量t/h92.97107.23185.94214.46日排放量渣量t/d307.34354.42614.68708.84灰量t/d17382004.6434764009.28灰渣量t/d2045.342359.064090.684718.12年排放量渣量t/a7683588605153670177210灰量t/a434500501160869000灰渣量t/a511335589765水污染相关资料（2）除灰渣系统的选择）除灰渣系统的选择本期工程厂内除灰系统采用气力集中，除渣系统采用水力输送方式送至渣仓，厂外采用汽车输送方案。除灰系统除灰系统根据环保要求，本期工程除尘效率为99.82%，每台锅炉选用两台双室五电场的静电除尘器。静电除尘器灰斗中的飞灰，由螺杆空压机提供气源，通过管道被输送到粗、细灰库中。静电除尘器一、二电场灰斗中的飞灰被输送到粗灰库中，静电除尘器三、四、五电场灰斗中的飞灰被输送到细灰库中。除渣系统除渣系统本工程安装两台1795t/h超超临界变压运行直流炉，锅炉制粉系统选用6台中速磨煤机制粉。锅炉排出的炉渣冷却后由刮板捞渣机连续地捞出，输送至渣仓顶部，经电动三通将炉渣分别送入两条皮带输送机，每条皮带可将炉渣分别输送至两个渣仓，进入渣仓的炉渣经析水后由专用自卸汽车将炉渣输送至用户或灰场。本期工程每台炉设两座渣仓，其中一座运行(析水)，一座排渣。每座渣库的有效容积为180m3，两座渣仓可贮存1X600MW机组在BMCR工况下，燃用设计煤质约26小时左右的排渣量。省煤器灰斗中的飞灰经电动锁气器进入箱式冲灰器，通过管道排入捞渣机，再由捞渣机输送至渣仓。磨煤机排出的石子煤（燃煤量的0.5）进入石子煤斗，然后用电瓶车输送至指定地点，同灰渣一起运至灰场。除渣系统每台炉为一单元，连续运行。水污染相关资料其它其它本期工程两台炉共建一座除灰空压风机房，一座气化风机房，两座澄清水箱及缓冲水箱间。本期工程两台炉共建三座灰库。其中两座粗灰库，一座细灰库。本期工程两台炉共建两个渣仓间。2.1.8 贮煤场和煤场设备 本期煤场容量按2台机组的10天燃煤量考虑，总贮煤量为10.62104t，煤场长度145m、宽170m、堆高14m。厂内设置一座13个车位的自卸汽车卸煤沟，布置在煤场外侧。煤场输出系统为带式输送机，带宽1200mm、带速2.5m/s、出力1200t/h；煤场输送机露天布置，其余均为封闭、双路输送机。筛碎设备每路系统各配1套，筛子采用9轴滚轴筛，出力1200t/h，出料粒度30mm；碎煤机采用环锤式，出力800t/h，出料粒度30mm。水污染相关资料带式输送机系统控制采用集中程序控制。系统设备之间有连锁和必要的保护装置及信号。煤场设备采用2台DQ1200/120035型斗轮堆取料机，堆取出力各为1200t/h、悬臂长度35m。贮煤场辅助设备有TY220型推煤机2台，ZL50型装载机2台。电气系统 本期工程发电机以发电机变压器组的单元制接线方式接入500kV母线。根据系统提供的资料，本期500kV出线装设一组150MVAR高压并联电抗器及中性点小电抗器。2.1.10 总平面布置密山电厂总平面规划布置遵循的主要设计原则如下：（1）主厂房位置的确定要充分考虑厂址区域特殊的地质条件，尽量布置在基岩埋藏较浅的位置。（2）布置上尽量考虑风向对厂内各功能分区之间产生的相互影响。综合以上设计原则及电厂燃煤铁路（预留）进厂方向，采用了厂区方位平行密虎线布置，主厂房朝东，固定端朝南，扩建端朝北布置，电厂主入口面向密山市方向布置方案；根据地质报告，厂址区域地形凸起部位，基岩埋藏较浅，随着等高线下降的趋势，基岩埋藏深度也随之变深，并且降幅较大。因此，根据这一特殊的地质情况，将主厂房位置确定在地势凸起部位，从而使本期主厂房位于基岩埋藏较浅位置，采用天然地基。整个厂区从东到西依次为500kV室外配电装置、主厂房、贮煤场、卸煤设施。冷却塔布置在屋外配电装置的固定端侧，除灰设施及启动锅炉房布置在脱硫设施与贮煤场之间，其他辅助、附属生产设施均布置在主厂房的固定端侧。水污染相关资料上述布置方案主要工艺系统均为最优方案，即输煤系统最为短捷顺畅；循环水系统管道最短且排列合理；冷却塔位于厂区常年主导风向的下风向。贮煤场受预留铁路接口的影响布置在厂区的西偏南侧，总平面布置基本合理。2.1.11 公路运输电厂所处位置交通十分方便，位于电厂的西侧有两条主要公路干线通过，一条为由西至东的方虎公路，路面宽9m，二级公路；另一条为由南至北的七-密公路，路面宽9m，二级公路。由密山煤矿、密山煤矿二井、大珠山煤矿供应的煤炭由裴-珠公路（目前为三级公路，砂石路面）、方虎公路再转七密公路运至电厂，距离约为40km。鸡东煤矿走方虎公路再转七密公路运至电厂，运煤距离50km。燃煤全部采用汽车运输，汽车年运煤量为292.05104t，厂内设置一座13个车位的自卸汽车卸煤沟，布置在煤场外侧，在T-2转运站与主系统连接。日进汽车运煤为10620t，采用载重量为50t汽车时，日进213辆车次，汽车日作业12小时计算时平均每小时进1718辆车次，即每隔3.33.5分钟进1辆车次汽车卸煤沟输出输送机为21200 mm、带速2.5m/s、出力1200t/h；每路输送机各配置2台叶轮给煤机，每台出力为600t/h，2台叶轮给煤机同时运行。电厂入厂主干道及运煤道路均接自七密公路。 入厂主干道拟采用9m宽沥青混凝土路面，运煤道路拟采用7m宽沥青混凝土路面，至采坑新建部分的运石膏道路拟采用6m宽沥青表面处理路面。水污染相关资料2.1.12 主要经济技术指标厂址技术经济指标见表2.16。表2.16厂址技术经济指标表序号项 目单位数量1厂址总用地面积永久hm231.55临时160.002厂址总土方工程量挖方1X104m3191.12填方194.013厂外道路(含运煤、灰道路)长度km3.04补给水管线km245.00水污染相关资料2.1.13 绿化情况施工结束后对建筑物四周、厂区空地及各条道路两侧进行绿化，面积共计6.08hm2，绿化率达21。绿化之目的一是为员工营造优雅的工作环境，二是防尘降噪、保持水土。2.1.14拆迁情况及补偿措施粮库砖厂采坑的北侧有部分居民，距离采坑的边缘不足500m，为了满足采坑作为贮灰场的要求，需对部分居民进行拆迁，本项目共拆迁居民36户，拆迁补偿方案见附件。2.2 工程环保概况2.2.1 排烟状况本工程影响大气环境质量的污染物主要是燃煤锅炉排放的烟尘和SO2，根据前面的燃煤量和煤质情况，计算电厂排烟状况见表2.21。水污染相关资料表2.21 电厂排烟状况一览表项目符号单位数据设计煤种校核煤种烟囱型 式两台炉共用钢筋混凝土单筒烟囱几何高度Hsm240出口内径Dm8.5烟气排放状况（除尘器出口）干烟气量Vgm3/s2493.72485.8湿烟气量Vom3/s25352523.2空气过剩系数 1.4除尘器效率1%99.82烟气脱硫（石灰石-石膏湿式脱硫）脱硫效率%90除尘器效率2%50烟囱出口参数烟气温度ts40排烟速度Vsm/s18.918.4环境空气污染物排放情况SO2排放浓度Cso2mg/m3103.3103.7排放量Mso2t/h0.36710.3789t/a2068.62084NO2排放浓度CNo2mg/m3400400排放量MNo2t/h1.421.39t/a78207695排放浓度CAmg/m342.644.6水污染相关资料注:排放浓度为标准状态、干烟气；年运行小时按5500计算。2.2.2 废水排放 本项目的废水排放情况见表2.22。2.2.3 固体废物本期工程所排燃煤灰渣总量为102.27104t，石子煤量为14630t。脱硫石膏为4.433104t，灰渣一部分直接进行综合利用，其余用来和脱硫石膏及石子煤填充废弃采坑使土地得到利用，具体见表2.23。水污染相关资料表2.22 废水产生情况表序号项 目废水量（t/h） 备注1主厂房冲洗排水13排至生产废水处理站，处理后做灰库加湿水。2过滤器反冲洗排水11捞渣机补水。3锅炉水处理排水9捞渣机补水。4锅炉排污水40降温后用于循环水补水。5中和池排水10中和后用于捞渣机补水。6含油污水5（不定期）排至含油污水处理站后入生产废水处理站，处理后做灰库加湿水。7含煤废水32排至含煤废水处理站，用于栈桥冲洗水补水、煤场及输煤系统喷水防尘。8厂区生活污水3排至生活污水处理站，处理后做灰库加湿水。9锅炉及空气预热器清洗排水5000m3/次分批排至生产废水处理站，处理后做灰库加湿水。10脱硫废水15排至脱硫废水处理站，处理后做捞渣机补水。水污染相关资料循环排污水外排至裴德里河的废水量为189（36）t/h。表2.23 灰渣量及处置方式规模2600MW煤种排灰量排渣量t/dt/at/dt/a设计煤种3476869000614.68153670效核煤种4009.28708.84177210输送及处置方式输送方式气力输送汽车运输贮存方式回填砖厂采坑覆土造田综合利用方式制粉煤灰砖及水泥水污染相关资料2.2.4 噪声源本期工程的主要噪声设备及源强见表2.24。表2.24 设备噪声源强序号设备名称台数测距噪声值dB(A)措施源强1汽轮发电机组21m85隔声罩、厂房602锅炉21m85厂房603配电装置21m85厂房604引风机21m85消音、厂房605鼓风机23m85消音、厂房606主变压器21m85厂房607给水泵31m8590厂房608循环水泵31m85厂房609增压风机21m85厂房6010空压机11m85厂房6511环锤式破碎机61m9295厂房6212锅炉对空排气21m130消声10013磨煤机61m95厂房6514冷却塔21m79虚拟厂界7915石灰石制浆系统21m80厂房65水污染相关资料2.3 建设计划 建设期内容与进度见表2.2-5。表2.25 建设期进度序号建设内容建设时段备注1施工准备2007年4月12007年6月30计3.0个月2主厂房开工至可浇注垫层混凝土2007年7月12007年8月31计2.0个月3主厂房浇垫层至安装开始2007年9月12008年8月31计12.0个月4安装开始至水压试验2008年9月12009年6月30计10.0个月5水压试验至点火吹管2009年7月12010年2月28计8.0个月6点火吹管至一号机组投产2010年3月12010年8月31计6.0个月7一号机组投产至二号机组投产2010年9月12011年4月30计8.0个月8从主厂房开工至一号机组投产2007年7月12010年8月3计38.0个月9从主厂房开工至二号机组投产2007年7月12011年4月30计46.0个月10从施工准备至一号机组投产2007年4月12010年8月31计41.0个月11从施工准备至二号机组投产2007年4月12011年4月30计49.0个月 水污染相关资料2.4 工程污染分析2.4.1 电厂生产工艺流程电厂生产的主要工艺流程见图2.12。电厂运行过程中污染环节及污染因素分析2.4.2.1 污染环节分析根据对电厂工艺过程的分析，可以看出燃煤电厂运行时可能产生污染物的生产环节如下：燃烧过程电厂正常运行时的燃烧过程主要包括燃煤的粉碎，燃煤在锅炉内的燃烧以及燃煤后产生的烟气经除尘器、烟道、烟囱排入环境空气。在该过程中，可能产生粉尘、烟气污染物、锅炉酸洗废水、灰渣，一些机械转动设备，如磨煤机、风机等产生噪声；锅炉启动及事故排气时产生排气噪声。化学水处理过程化学水处理过程主要是为电厂正常运行提供水质合格的工业补给水，在该过程中，通过若干化学处理过程对原水进行处理。在处理过程中，主要产生一定量的酸碱废水。燃煤存贮、输送过程燃煤存贮及输送时，为防止煤场扬尘影响环境，需对煤场及输煤栈桥进行喷洒或冲洗，从而产生输煤废水。此外，在不利气象条件时，贮煤场可能产生扬尘。燃油存贮及装卸过程该过程中，由于油罐脱水及油区冲洗，可能产生少量的含油污水。发电过程该过程中，各种机械设备如水泵、空压机的运行，可能产生噪声，冷却塔亦产生相当量的排污水及噪声。此外，主厂房内的冲洗可能产生相应的冲洗废水。除灰渣过程及灰渣造田过程除灰渣过程中，将产生大量的灰渣。不能综合利用的灰渣在回填采坑过程中，若管理不当或在不利气象条件下，可能产生扬尘。烟气脱硫过程水污染相关资料本期工程采用石灰石石膏湿式脱硫系统，将产生一定量的脱硫废水、脱硫石膏及设备噪声。接入系统（升压站）本工程厂内升压站主要设备有断路器、隔离开关、电流互感器和500kv导线，将产生工频电磁场和无线电干扰。2.4.2.2 污染因素分析 电厂正常运行过程中，将产生各种废气、废水、灰渣及噪声。废气污染物废气污染物存在于锅炉燃烧产生的烟气中，主要的废气污染物为SO2、NO2及烟尘。废水污染物废水主要有化学酸碱废水、含油污水、主厂房冲洗废水、输煤系统排水、锅炉酸洗废水、脱硫废水及生活污水等。主要废水污染物排放状况见表2.41。水污染相关资料表2.41 主要废水污染物排放状况序号废水种类主要污染物1化学酸碱废水pH、SS、COD2含油污水石油类3厂房冲洗排水SS、石油类4输煤系统排水SS、挥发酚5锅炉酸洗废水pH、SS、COD6脱硫废水SS、Cl-、部分重金属7生活污水COD、BOD5、SS水污染相关资料 灰渣及脱硫石膏灰渣中主要含有各种金属氧化物。电厂的粉煤灰成份分析见表2.1-4。其产生量见表2.1-7。噪声电厂各种机械设备的噪声范围约为79-130dB(A)。电厂运行过程中的污染环节及因素见表2.42及图2.12。水污染相关资料2.4.3 电厂运行过程中污染物排放及污染控制措施分析2.4.3.1 污染物排放情况2.4.3.1.1 烟气排放情况 本期工程排烟状况见表2.42。表2.42 电厂运行中污染环节及因素一览表序号生产过程污染环节污染因素污染物1燃烧过程燃煤粉碎及风机噪声 锅炉燃烧烟气SO2、烟尘、NO2灰渣金属氧化物锅炉排汽噪声 锅炉酸洗酸洗废水pH、SS、COD2化学水处理过程原水处理酸碱废水pH、SS、COD3燃煤存贮及输送过程贮煤场及输煤系统扬尘TSP输煤系统冲洗输煤废水SS、挥发酚4燃油存贮及装卸过程油罐脱水含油污水石油类5汽轮发电过程设备运行噪声 主厂房冲洗冲洗废水SS、石油类冷却塔排污水、噪声盐类6脱硫过程脱硫脱硫废水SS、Cl-、及部分重金属石膏CaSO42H2O设备噪声 7除灰渣及贮灰过程砖厂采坑扬尘TSP8接入系统 工频电磁场强 无线电干扰 水污染相关资料2.4.3.1.2 废水排放情况本工程厂内工业废水及生活污水，经处理后达到回用水标准后，大部分回收重复利用，不外排；有189（36）t/h的循环水外排进入裴德里河，本期工程废水排放及排水去向见表2.43。（格式不对） 水污染相关资料2.4.3.1.3 灰渣及脱硫石膏排放情况本期工程灰渣及脱硫石膏排放量见表2.44。表2.44 本期工程灰渣排放情况项 目单位2600MW小时排放量灰量t/h158渣量27.94灰渣量185.94石膏8.06日排放量灰量t/d3476渣量614.68灰渣量4090.68石膏177.32年排放量灰量万t/a86.9渣量15.36灰渣量102.27石膏4.433水污染相关资料2.4.3.1.4 噪声 根据类比现有电厂同类设备，本期工程主要设备噪声见表2.24。2.4.3.3 电厂建成后污染物排放量 电厂本期工程建成后，全厂主要污染物排放总量见表2.47。表2.47 全厂主要污染物排放总量污染物单位本期工程备注设计煤质校核煤质废气SO2t/a2068.62084 PM10832.7859.7 NOx78207695 废水CODt/a32.8532.85排入裴德里河氨氮9.869.86固废灰渣量万t/a102.27117.95综合利用84.8万t/a石膏4.4334.533全部填埋处理注：表中数据为额定工况下污染物排放量，本期年运行小时按5500小时计算。水污染相关资料3本项目清洁生产指标体系符合性分析 3.1原料、产品分析3.1.1原料本工程的设计煤质为密山煤和鸡西煤的混煤，混煤比例为密山煤：鸡西煤为2：1。校核煤质为鸡西煤。 本工程选择的煤质灰份为34.34%、含硫量为0.39%，属于含硫量低的煤种。既符合电厂燃料选择原则，又满足清洁生产的要求。3.1.2产品本项目的产品为电能，属清洁的二次能源，符合清洁生产的要求。3.2生产工艺及设备分析该电厂的主要生产工艺为原煤通过汽车运至电厂贮煤场，再由皮带输送至主厂房，经制粉系统磨成煤粉后，送入锅炉燃烧，产生的热能把水加热成高温高压蒸汽，蒸汽送入汽轮机膨胀做功，推动汽轮机转动，把热能转变成机械能，汽轮机带动发电机转动，将机械能转变成电能，电能通过升压站升压送入电网。电厂生产过程中产生的废弃物主要有烟气、灰渣、石膏及生产和生活废水。烟气经除尘处理后由烟囱排到大气中，灰渣、石膏送到贮灰场贮存，生产和生活废水经处理后回收利用，部分循环水外排。水污染相关资料本项目能源消耗指标与国家发展和改革委员会文件（发改能源2004864号）关于“国家发展改革委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知中指标比较结果见表3.3-1。表3.3-1 能源消耗指标比较项目具体指标本项目指标（发改能源2004864号）规定发电标煤耗（g/kWh）274.5（g/kWh）286（g/kWh）本项目坐落在黑龙江省煤炭资源丰富的地区，属于规划建设的煤矿坑口电站项目，机组发电煤耗要控制在295克标准煤/千瓦时以下，符合国家规定的要求。水污染相关资料3.3.2资源利用指标分析本项目取水水源-兴凯湖。兴凯湖为国境界湖，水资源量极其丰富，如果不加以开发利用，水资源将会流出国境，水资源遭到浪费。本项目建设可以起到合理利用水资源，优化配置的作用。(1)水资源利用指标本期2600MW机组夏季补给水量为2382m3/h，冬季补给水量为1503m3/h，按机组年利用5500小时计，本工程全年补给水量为1310.1万m3，总耗水率为0.551m3/（sGW）。(2)工程节水分析为节约用水，提高水的重复利用率，本工程采取以下措施： 循环水系统电厂的循环冷却水系统采用带自然通风冷却塔的扩大单元制二次循环供水系统。每台机组配一座双曲线自然通风冷却塔，两台循环水泵，一条压力进水管和一条压力排水管，根据可研审查会会议纪要精神，由一塔一座循环水泵房改为两座冷却塔共用一座循环水泵房，两台机组压力进水管和压力排水管之间，以及两座冷却塔之间均设置联络管或联络沟，以便于不同季节时，运行不同数量的循环水泵，以达到节水的目的。水污染相关资料循环水通过化学加药处理，提高浓缩倍率，降低排污率。部分循环水排污水部分回收利用，供给输煤冲洗系统用水、脱硫用水、捞渣机补水、灰库加湿水，节水231m3/h。 化学制水的超滤反洗排水回收补入循环水系统，节水32m3/h。 锅炉排污水经冷却后回收补入循环水系统，回收水40m3/h。 输煤冲洗系统排水经含煤废水处理站处理达标后重复使用。 生活给水系统采用节水卫生器具。 加强流量监测，并传送信号进入DCS系统。本期2600MW机组回收、重复利用水量达2180m3/h，每年可节水 1199万m3。同时加强电厂的水务管理，设计中考虑了对用水量加以控制和计量的措施。在本期补给水进厂总管上及进入各建筑物的工业用水管上均装设了控制阀门、流量计或水表。对冷却塔的水位进行监测，根据冷却塔水位变化及时调整循环水补给水量，避免溢流浪费。采取上述节水措施后，本期2600MW机组夏季补给水量为2382m3/h，冬季补给水量为1503m3/h，按机组年利用5500小时计，本工程全年补给水量为1310.1万m3，总耗水率为0.551m3/（sGW），废水回用率为70%。水污染相关资料3.3.3污染物产生指标本期工程投产运行后，生产单位电量的主要烟气污染物SO2及烟尘的排放系数见3.3-2。表3.3-2本期工程烟气污染物排放系数项 目本期工程国内电力行业平均水平SO2 (g/kWh)3.135.2烟尘 (g/kWh)1.267.3 由表3.3-2可以看出，本期工程投产后，烟气污染物排放系数均低于国内水平，符合清洁生产的要求。水污染相关资料3.3.5环境管理(1)环境法律法规方面：符合国家和地方有关法律、法规、污染物排放达到国家和地方排放标准、总量控制管理要求。(2)生产过程环境管理方面：加强源头控制、全过程管理，具有节能、降耗、减污的各项具体措施，生产过程有完善的管理及考核制度。(3)相关方环境管理：1)原材料供应商：提供符合要求的清洁原材料，装卸过程符合操作规程；2)协作方：电力调度、输变电系统、热力公司符合相关环境管理要求；3)服务方：设计、施工、维修单位和设备制造厂家提供环境友好型服务；4)负责废物综合利用和处理、处置方：粉煤灰渣综合利用和填埋处置全过程符合环保要求，不产生二次污染。(4)环境管理制度：环境管理制度健全。水污染相关资料3.3.6分析结论通过上述本期工程清洁生产指标分析，本期工程在原材料、产品、生产工艺与装备要求、资源综合利用指标、污染物产生指标、废物回收利用指标和环境管理工作要求等方面达到了清洁生产水平。 4 环境质量现状评价4.1 大气环境质量现状4.1.1 大气环境现状(1)总悬浮颗粒物水污染相关资料 总悬浮颗粒物在采暖期日均值浓度范围为0.130.22mg/m3，非采暖期浓度值为0.090.12mg/m3，文化广场监测点监测浓度不论是采暖期还是非采暖期均较高，采暖期为0.22mg/m3，非采暖期为0.12 mg/m3，各测点无论是采暖期还是非采暖期均满足二级环境质量标准。(2)PM10采暖期日均值浓度范围为0.0510.105mg/m3，非采暖期浓度值为0.0280.069mg/m3，文化广场监测点监测浓度不论是采暖期还是非采暖期均较高，采暖期为0.105mg/m3，非采暖期为0.069 mg/m3，各测点无论是采暖期还是非采暖期均满足二级环境质量标准。(3)二氧化硫采暖期SO2小时浓度0.0020.052 mg/m3，日均浓度为0.0190.048 mg/m3，非采暖期SO2小时浓度0.0020.040 mg/m3，日均值范围为0.0130.037mg/m3，日均值和一次值均不超标，满足二级环境质量标准。(4)二氧化氮采暖期NO2小时浓度0.0020.048 mg/m3，日均浓度为0.0160.044 mg/m3，非采暖期NO2小时浓度0.0020.044 mg/m3，日均值范围为0.0120.041mg/m3，日均值和一次值均不超标，满足二级环境质量标准。水污染相关资料4.1.2 现状评价结论本评价区域空气污染以TSP为主，其次为PM10、NO2和SO2，其分指数的分担率采暖期为37.5，33.1，15.3和13.9。非采暖期分别为33.4、31.5、19.5和15.7，评价区空气质量较好。从采暖期和非采暖期监测数据可以看出，该地区采暖期以煤烟型污染为主，非采暖期环境质量较好。单项污染指数评价结果表明，采暖期和非采暖期评价区各监测因子单项污染指数均小于1，说明评价区各评价因子均具有一定的环境容量，NO2和SO2具有较大的环境容量。4.2 水环境质量现状评价4.2.1 地表水环境现状监测水污染相关资料根据本项目的排污特点及纳污水体的环境质量现状，确定本次评价的监测范围为裴德里河、穆棱河纳污河段。总控制长度42.5km，其中裴德里河控制长度39.5km、穆棱河控制长度3.0km。4.2.2 地表水环境现状评价结论裴德里河枯水期高锰酸钾盐指数部分超标，最大超标倍数0.004，其余各项指标满足类水体功能要求。穆棱河河段各监测断面水质现状不能达到类水环境质量现状标准要求。穆棱河水质超标原因是除了接纳密山市的生活污水与工业废水，还接纳上游穆棱市、鸡西市、鸡东县的生活污水及工业废水。4.3地下水环境质量从地下水现状监测结果和评价结果可以看出：在18项监测项目中， 只有4#断面铁超标，超标原因为本项目受原生地质环境影响。地下水环境满足地下水环境质量标准（GB/T14848-93）中类标准。水污染相关资料噪声环境质量现状拟建电厂位于密山镇东北5.0km处，厂址现为基本农田及砖厂砖窑、厂房和采坑。厂址西距密（山）虎（林）铁路700m，距密虎公路约为2km，南侧距新农一屯200m（本项目建设后拆迁），北侧距新立屯600m。 厂址周围地表植被覆盖良好，评价范围内无主要噪声源。根据厂址所在区域环境状况及当地环保部门规划确定华电密山发电厂厂址区环境噪声执行城市区域环境噪声标准GB3096-93中所规定的3类区标准。密山电厂拟建厂址周围声环境良好。主要噪声源密山砖厂生产时产生的设备噪声。拟建项目厂界监测的昼、夜等效声级值均小于城市区域环境噪声标准GB3096-93中的3类区标准值。水污染相关资料4.6电磁环境现状2005年4月黑龙江省环境辐射监督管理站在做鸡西密东变电所环境影响报告表时对输电线路所经过的敏感点进行了环境本底工频电磁场监测。监测结果表明：此处环境本底，工频电场强度测量值在0.423.11 V/m之间，工频磁场强度垂直分量在11.310615.8106mT之间，水平分量在10.210615.3106mT之间，远低于4000V/m的工频电场强度评价标准和0.1mT的工频磁场强度评价标准。5 污染防治措施与对策水污染相关资料5.1 电厂运行期污染防治措施5.1.1 烟气污染防治与控制措施5.1.2 SO2污染控制措施 （1）脱硫工艺5.1.3 NO2污染控制措施 (1） 选取适当的OFA风率，实现分级燃烧 （2） 采用水平浓淡煤粉燃烧器控制NO2生成 （3） 燃烧器采用均等配风 （4） 本期工程预留脱硝空间。5.1.4 烟气监测5.1.5 烟气污染防治措施效果分析水污染相关资料本工程2600MW机组烟气污染防治措施及效果见表5.11。表5.1-1 烟气污染防治措施及效果一览表污染物治理措施治理效果标准限值 治理前治理后SO2240m烟囱，石灰石湿法脱硫排放量（t/h）3.670.36710.23排放浓度(mg/Nm3)1033103.3400烟尘240m烟囱，除尘效率为99.82%的五电场静