4×600MW电厂新建工程可行性研究：环境保护

精品文档 仅供参考 学习与交流4600MW电厂新建工程可行性研究：环境保护【精品文档】第 29 页4600MW电厂新建工程可行性研究7环境保护7.1 环境概况7.1.1自然环境概况*市位于*盆地南缘向云贵高原过渡的山前地带，介于东经10584110628、北纬27392920之间，西接*，西北毗自贡、*，东北邻*，西南连云南威信，东南与贵州赤水、毕节为界，属*、滇、黔、渝四省市的结合部。*市南北长约180km、东西宽约120km，幅员面积1.22104 km2。长江及其支流*、赤水河、永宁河等纵横境内，321国道纵贯南北，还有*铁路、航空等交通沟通内外联系，交通比较方便。（a）*厂址*厂址位于*市*区*镇，西北距*镇约600m，东北距*市区边缘直线距离约15km，公路距离约30km，东面距*区约6km。该厂址场地比较开阔，由许多小山丘组成，自然地面高程在280m320m之间。山丘上为旱地，沟谷中为稻田。场地中民房分布比较分散。（b） *厂址*厂址位于*市*区棉花坡乡*村，北面距*市区边缘直线距离近8km，西面距*区约4km，距*规划工业区约2.5km。*厂址场地平坦，分布有一些低缓的山丘，自然地面高程大部分在318333m之间，局部山丘高度在345m左右。山丘上为旱地，沟谷中为稻田，场地中民房分布较少。（c） *厂址*厂址位于*市*区*镇东南约2.5km处，南面距现*市区边缘直线距离约7km，公路距离约10km，距*规划发展城区边缘仅2.5km。该厂址场地开阔，比较平坦，属低缓有起伏的浅丘地形，大部分为梯田，自然地面高程在313330m之间。场地中民房分布较多。厂址所在区域属于酸雨控制区。7.1.2 社会经济概况*市辖*区、*区、*区和*县、*县、*县、*共三区四县。2000年末总人口463.7万人，其中城镇人口70.7万人；人口自然增长率2.83。城镇居民人均可支配收入6207元，农民人均纯收入2173元，城镇人均居住面积9.67m2。2000年国内生产总值173.5亿元，其中第一产业46.4亿元、第二产业71.7亿元、第三产业55.4亿元，人均国内生产总值3751元，乡镇企业增加值32.5亿元。7.2 拟采用的环境保护标准7.2.1 环境质量标准（a）环境空气质量标准（GB30951996）二级标准；（b）地表水环境质量标准（GB38382002）类标准；（c）城市区域环境噪声标准（GB309693）3类标准；（d）地下水质量标准（GB14848-93）类标准；7.2.2 污染物排放标准 （a）火电厂大气污染物排放标准（GB1322396）中时段标准。 （b）污水综合排放标准（GB89781996）一级标准。 （c）工业企业厂界噪声标准（GB1234890）类标准。（d）一般工业固体废物贮存处置场污染控制标准（GB185992001）具体执行标准以省环保局批文为准。7.3 厂址所在区域环境现状7.3.1 环境空气质量现状2001年，*市城区空气质量状况良好，总体环境空气质量达到级空气质量水平，首要污染物为总悬浮微粒。二氧化硫、二氧化氮和总悬浮微粒三项监测指标中二氧化氮年均浓度达环境空气质量标准（GB30951996）一级标准，二氧化硫年均浓度达到二级标准，总悬浮微粒年均浓度超二级标准。降水质量比2000年有所下降，酸雨频率增大，酸性增强。降尘量比2000年略有上升。（a）二氧化硫二氧化硫年均浓度为0.042mg/Nm3，低于国家空气质量二级标准（0.06 mg/Nm3），比2000年（0.051 mg/Nm3）有所降低。（b）二氧化氮二氧化氮年均浓度为0.019 mg/Nm3，低于国家空气质量一级标准（0.04mg/Nm3），比2000年（0.024 mg/Nm3）有所降低。（c）总悬浮微粒总悬浮微粒年均浓度为0.203 mg/Nm3，比2000年（0.166 mg/Nm3）有所增大，超过国家空气质量二级标准（0.200 mg/Nm3）。（d）降水质量降水质量比2000年有所降低，表现为酸雨频率由2000年55.1%增为67.9%，降水pH平均值由2000年4.72降至4.20。（e）降尘城区降尘量值由2000年6.21增至6.96（t/km2月）增幅为12.1%。7.3.2 地表水水质状况二OO一年，*市环境监测站对*市域内长江干流*段、*干流*段、永宁河进行枯、平、丰三个水期每期两次例行监测，监测项目为20项。从监测结果来看：长江干流5个断面水质达地表水环境质量标准（GHZB1-1999）类水域水质标准。永宁河断面水质主要受高锰酸盐指数、氨氮和挥发酚的影响仅达类水域水质标准。*干流*段2个断面受氨氮、亚硝酸盐氮和非离子氮的影响只能达类水域标准。（a）长江干流*段长江干流*段共设大渡口、石棚、手爬岩、罗九溪、沙溪口5个监测断面。从监测结果来看，长江干流*段水质总体较好。所有监测项目只有高锰酸盐指数出现超标，但其平均浓度（4.69mg/l）可达到地表水类水域标准，较2000年有大幅度下降，水质比2000年有所好转。（b）*干流*段*干流*段共设通滩、*大桥两个监测断面。*两个断面受氨氮、亚硝酸盐氮和非离子氨的影响仅达类水域标准。全年共出现5个超标项目，其中3个项目年均浓度超出类水域标准。*干流*段水质较2000年略有下降。（c）永宁河2001年永宁河仅设*天化大桥监测断面。永宁河*段水质监测指标中有6个超标项目，有5个项目年均浓度超过类水域标准，其中高锰酸盐指数、氨氮和挥发酚的年均浓度超过类水域水质标准，永宁河*段水质污染比2000年加重。7.4 烟气污染防治*电厂规划容量4600MW，分期建设，新建工程设计容量2600MW。设计煤种、校核煤种均为无烟煤。其煤质特征值见表7-1。表7-1 *电厂煤质特征值符 号单 位设计煤种校核煤种Star0.921.2Aar24.2926.67Vdaf7.47.19QnetarkJ/kg23484221157.4.1 烟气污染防治措施（a） 控制二氧化硫措施 采用全烟气石灰石石膏湿法脱硫，脱硫效率暂按90%设计。（b） 除尘器效率 采用高效静电除尘器，除尘效率不低于99.4%。另外，由于脱硫吸收塔的洗涤除尘作用，脱硫系统还可取得50%以上的除尘效果。（c） 控制氮氧化物措施采用低氮燃烧技术，控制氮氧化物的排放。（d） 烟囱本工程两台炉合用一根高240m烟囱将烟气引入较高的大气层扩散稀释，以尽量降低空气污染物的落地浓度。（e） 烟气连续监测系统强化环境监测管理，装设烟气连续监测系统，以监测电厂投运后的污染物排放情况。7.4.2 环境空气污染物排放量及落地浓度计算（a） 烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量计算*电厂烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量见表7-2。表7-2 烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放量容量(MW)污染物煤种烟 尘二氧化硫氮氧化物排放量(t/h)排放浓度(mg/Nm3)排放量(t/h)排放浓度(mg/Nm3)排放浓度(mg/Nm3)2600设计煤种0.345800.7941831000校核煤种0.399921.10025310004600设计煤种0.690801.5881831000校核煤种0.798922.2002531000注：烟尘、二氧化硫的排放浓度为换算成1.4时的浓度。本工程燃烧无烟煤，NOx排放浓度较燃烧烟煤高。根据调查，一般煤粉炉燃烧无烟煤时其NOx排放浓度在1300mg/Nm3左右，而本工程拟采用的W火焰锅炉，采用分级送风方式，可降低炉膛燃烧温度，控制燃烧过程中的O2量，抑制NOx的生成。本工程NOx排放浓度，根据东方锅炉(集团)股份有限公司*电厂4600MW机组“W”型火焰锅炉建议书，其NOx排放浓度控制在1000mg/Nm3。（b） 烟尘、二氧化硫允许排放量根据火电厂大气污染物排放标准（GB132231996）时段计算所得，二氧化硫允许排放量及烟尘排放浓度见表7-3。表7-3 烟尘排放浓度及二氧化硫排放量污染物 煤种 项目 烟尘（mg/Nm3）二氧化硫（t/h）（mg/Nm3）设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种允许排放值50050012.91712.94421001200实际排放值/允许排放值2600MW16.0%18.4%6.15%8.50%8.71%21.08%4600MW16.0%18.4%12.29%17.00%8.71%21.08%由表可见，烟尘、二氧化硫排放浓度，二氧化硫排放量均可满足火电厂大气污染物排放标准（GB13223-1996）时段的要求。烟尘排放浓度可控制在200mg/Nm3之内。本工程烟尘、二氧化硫的总量控制指标将在环评时进一步确定。由于火电厂大气污染物排放标准（GB132231996）表7中的NOx允许排放浓度限值对于燃烧无烟煤的锅炉难以达到，国家又暂无燃烧无烟煤锅炉的NOx排放标准，因此，本工程NOx允许排放浓度将在环评时进一步确定。（c） 烟尘、二氧化硫、二氧化氮落地浓度根据国标丘陵地区扩散参数进行计算，烟尘、二氧化硫、二氧化氮1小时平均浓度最大值见表7-4。表7-4 烟尘、二氧化硫、二氧化氮1小时平均浓度最大值容量稳定度污染物设 计 煤 种校 核 煤 种离源距离（m）浓 度最大值(mg/Nm3）占GB30951996二级标准的份额（）离源距离（m）浓 度最大值(mg/Nm3）占GB30951996二级标准的份额（）2600MW不稳定烟 尘74000.0122/74000.0141/二氧化硫74000.02805.6074000.03877.74二氧化氮74000.101142.1374000.101442.25中性烟 尘107000.0074/107000.0086/二氧化硫107000.01703.40107000.02364.72二氧化氮107000.061625.67107000.061725.71稳定烟 尘136000.0106/136000.0122/二氧化硫136000.02424.84136000.03356.70二氧化氮136000.087636.50136000.087736.544600MW不稳定烟 尘74000.0243/74000.0281/二氧化硫74000.056011.2074000.077415.48二氧化氮74000.202284.2574000.202884.50中性烟 尘107000.0148/107000.0171/二氧化硫107000.03406.80107000.04729.44二氧化氮107000.123251.33107000.123451.42稳定烟 尘136000.0211/136000.0243/二氧化硫136000.04849.68136000.067013.40二氧化氮136000.175273.00136000.175473.08由表可见，在不稳定天气条件下，烟尘、二氧化硫、二氧化氮1小时平均落地浓度值最大。本期工程二氧化硫、二氧化氮最大值分别为：0.0280mg/Nm3（设计煤种）和0.0387mg/Nm3（校核煤种）；0.1011mg/Nm3（设计煤种）和0.1014mg/Nm3（校核煤种），占环境空气质量标准（GB30951996）二级标准的份额分别为5.60%（设计煤种）和7.74%（校核煤种）；42.13%（设计煤种）和42.25%（校核煤种）。规划容量时二氧化硫、二氧化氮最大值分别为：0.0560mg/Nm3（设计煤种）和0.0774mg/Nm3（校核煤种）；0.2022mg/Nm3（设计煤种）和0.2028mg/Nm3（校核煤种），占环境空气质量标准（GB30951996）二级标准的份额分别为11.20%（设计煤种）和15.48%（校核煤种）；84.25%（设计煤种）和84.50%（校核煤种）。以上分析表明，在一般气象条件下，二氧化硫、二氧化氮1小时平均浓度贡献值满足环境空气质量标准（GB30951996）二级标准要求。7.5 水污染防治措施7.5.1 各类废污水产生量本工程拟采用带自然通风冷却塔的循环供水系统；除灰拟采用干除灰干灰场方案；脱硫产生的石膏按抛弃考虑，石膏浆液脱水后汽车运送至灰场堆存。故本工程产生的废污水主要有生活污水、化学酸碱废水、含油废水、输煤系统冲洗水、脱硫废水、循环冷却水排污水及锅炉酸洗废水等。各类废污水产生量见表7-5。表 7-5 *电厂（2600MW）机组废污水产生量序号废水项目产生量去 向1酸碱废水21m3/h经工业废水集中处理系统后回用2含油废水少量经工业废水集中处理系统后回用3输煤系统冲洗水30m3/h经含煤废水处理系统后回用4生活污水10m3/h经生活污水处理系统后回用5锅炉酸洗废水6000m3/次炉经工业废水集中处理系统后回用6循环水排污水575m3/h其中180m3/h重复利用，395m3/h外排7脱硫废水16 m3/h经中和、沉降、絮凝处理再进入工业废水集中处理系统后回用7.5.2 水污染防治措施本工程设置生活污水处理系统、工业废水集中处理系统和含煤废水处理系统。 室外排水系统采用完全分流制，即厂区雨水排水系统、生活污水排水系统与工业废水排水系统等分开设置，分别设置各自的排水管网系统。其中生活污水及工业废水经处理后进入复用水系统重复利用。（a） 生活污水处理系统 本工程生活污水经二级生物氧化处理、消毒后进入复用水系统重复利用。（b） 工业废水处理系统系统说明本工程工业废水拟选用集中处理方式，对全厂的工业废水进行分类收集、分类处理。处理合格后的废水复用或排放。因*厂址和*厂址两方案中全厂用水预处理系统布置于水源地距厂区较远，故其产生的含泥废水在净水站就地处理；*厂址方案中全厂用水预处理系统布置于厂区，故其产生的含泥废水送至工业废水处理站集中处理。工业废水处理系统锅炉补给水处理系统产生的酸碱废水送到工业废水处理站进行中和处理。凝结水处理系统排水、机组启动或锅炉化学清洗排水、空气预热器清洗排水、锅炉烟气侧冲洗排水、除尘器冲洗排水和转运站排水等全部送到工业废水处理站进行曝气、氧化、凝聚澄清处理。净水站产生的含泥废水送至工业废水集中处理站进行浓缩、压饼处理。含油废水处理系统主厂房、燃油泵房、燃油罐区等产生的含油废水送至工业废水处理站进行隔油、气浮、过滤处理后油回收再利用 ，水进入复用水系统重复利用。脱硫废水处理系统烟气脱硫产生的废水经中和、沉降、絮凝后进工业废水集中处理系统后回用。（c）含煤废水处理系统含煤废水采用高浊度净化器处理后进入复用水系统重复利用。（d）复用水系统本工程复用水系统水源由工业废水和生活污水处理后的回收水组成。正常情况下，复用水用作煤场喷洒、栈桥冲洗、除尘和灰场喷洒等系统，也可根据具体情况部分排放，复用水量的不足部分由循环冷却水排污水补充。本工程工业废水及生活污水经工业废水集中处理站和生活污水处理站处理后，正常情况下全部进入复用水系统，完全重复利用。全厂仅有厂区雨水和循环水排污水395m3/h排放。电厂停炉及事故情况下，在工业废水集中处理站附近设事故排口，排水水质满足污水综合排放标准（GB8978-1996）一级标准的要求。7.5.3 水环境影响分析本工程废污水经工业废水集中处理站、含油废水处理站和生活污水处理站处理达标后，全部进入复用水系统回收利用，2600MW机组正常情况下仅有循环水排污水395m3/h外排。因此本工程建成后不会对受纳水体水质产生较大的影响。7.6 噪声防治 构成电厂环境声源主要有各类机械设备运转、振动、摩擦、碰撞而产生的噪声；有各类风机、风管、汽机、汽管、高压气流运动、扩容、排汽、漏气而产生的噪声；有锅炉内燃烧气化以及烟气运动对流过程产生的噪声；有发电机、励磁机、变压器以及其它电器设备磁场交变运动过程中产生的噪声等等。降低噪声首先应当从根治设备着手，即减低噪声源的噪声级。然后，再从建筑布置上，在建筑物构造处理上采取必要的措施。本工程噪声防治拟采取如下措施：7.6.1 对于噪声大的转动机械，设计中积极与制造厂签订技术协议和合同，按环保要求控制转动机械噪声等级，以便从根本上根治。7.6.2 对主要高强噪声设备及锅炉排汽口、引风机吸风口等处，装设隔声罩或消声器。7.6.3 各控制室采取隔声、吸声等有效措施，以降低室内噪声水平。 本工程厂址周围均为农村地区，厂界附近无集中居民居住区，采取以上噪声防治措施后，不会对厂界外环境造成大的影响。7.7 灰渣治理及综合利用7.7.1 灰渣治理措施 本工程灰渣量见表7-6。表7-6 灰渣量表灰渣量容量小时灰渣量(t/h)日灰渣量(t/d)年灰渣量(104t/a)灰渣灰渣灰渣灰渣灰渣灰渣1600MW设计煤种54.129.6063.721082.42191.971274.3927.064.8031.86校核煤种62.5011.0873.581249.97221.691471.6731.255.5436.792600MW设计煤种108.2419.20127.442164.80384.002548.8054.129.6063.72校核煤种125.0022.16147.162499.94443.382943.3462.5011.0873.584600MW设计煤种216.4838.40254.884329.60768.005097.60108.2419.20127.44校核煤种250.0044.32294.324999.88886.765886.68125.0022.16147.16注：年利用小时数为5000 h，日利用小时数为20 h。本期工程脱硫产生的石膏量（含水率为10%）：27.6t/h（设计煤种）、36.2t/h（校核煤种）。本期工程脱硫产生的石膏按抛弃考虑，石膏浆液脱水后汽车运送至灰场堆存。灰渣处置方式的工程设想：本工程除灰系统拟采用灰渣分除、干灰干排方案。排渣系统按排渣泵脱水仓方案拟定。锅炉排渣连续排入捞渣机上槽体，经水冷却和淬化后由捞渣机捞出排入碎渣机，经碎渣机破碎成小于25mm粒径后再进入渣沟，由高压的冲渣水沿渣沟冲至排渣泵房前池。排渣泵房前池内的渣水混合物由排渣泵通过管道送往脱水仓进行处理，脱水后排出的含水量约25%的湿渣由汽车送往灰场或综合利用场所进行利用。除灰系统拟采用浓相气力输送方案。电除尘器排出的飞灰用飞灰输送器分别集中至粗、细灰库。省煤器、空预器排灰输送至粗灰库。为综合利用或干灰场作业创造条件。灰库底部设有加湿设备，干灰经调湿后用汽车送至灰场碾压堆存。7.7.2 厂外灰渣运输厂外灰渣及石膏运输拟采用汽车运灰方案。7.7.3 灰场本工程*厂址拟选用*灰场，*厂址拟选用*灰场，*厂址拟选用*灰场、陡石坝灰场。（a）*灰场*灰场位于*镇已丧失水库功能的*水库及其下游冲沟，灰场距*厂址西南约2.0km。*灰场分为*一期灰场和*远期灰场，一期灰场位于*水库下游的冲沟，远期灰场利用*水库并在一期灰场堆灰的基础上加高。*一期灰场的最终堆灰标高为295m，灰场的库容为790104m3，可满足电厂本期2600MW机组约10.5年堆放灰渣和石膏的要求；*远期灰场的最终堆灰标高为310m，灰场的库容为2170104m3。*一期灰场和*远期灰场的总库容为2960104m3，可满足电厂规划容量4600MW机组19.7年堆放灰渣和石膏的要求，符合规范要求。*一期灰场占地60.43hm2。（b）*灰场*灰场位于*区的*，距*厂址西南约2.0km。*灰场分为*一期灰场和*远期灰场，一期灰场和远期灰场紧密相邻。*一期灰场的最终堆灰标高为295m，灰场的库容为790104m3，可满足电厂本期2600MW机组约10.5年堆放灰渣和石膏的要求；*远期灰场的最终堆灰标高为295m，灰场的库容为2254 104m3。*初期灰场和*远期灰场的总库容为3044 104m3，可满足电厂规划容量4600MW机组20.2年堆放灰渣和石膏的要求，符合规范要求。*一期灰场占地58hm2。（c）*灰场*灰场位于*镇的石岗湾，距*厂址西约5.5km。堆灰标高为315m时，灰场的库容为818104m3，可满足电厂本期2600MW机组约10.9年堆放灰渣和石膏的要求；当堆灰标高为325m时，灰场的库容为1563104m3，可满足电厂规划容量4600MW机组10.4年堆放灰渣和石膏的要求。电厂远期灰场为位于厂东南侧的陡石坝灰场，*灰场与陡石坝灰场的总库容，满足电厂规划容量4600MW机组20年堆灰的要求。电厂初期灰场堆灰标高315m，灰场占地76hm2。上述三个灰场均设有排水棱体、截洪沟等设施。灰场灰体一旦形成永久边坡，及时覆土种草。灰顶台地采用覆土还耕。另外，灰场还设有运行管理机构，设有喷水设施。7.7.4 灰渣综合利用（a） 粉煤灰成份本工程灰成份分析见表7-7。表7-7 灰成份分析序号名 称符号单位设计煤种校核煤种1二氧化硅SiO2%55.7069.212三氧化二铝Al2O3%31.5619.863三氧化二铁Fe2O3%3.571.614二氧化钛TiO2%3.002.335氧化钙CaO%2.523.856氧化镁MgO%0.440.267氧化钾K2O%0.370.208氧化钠Na2O%0.420.319三氧化硫SO3%0.850.87（b）灰渣综合利用前景本工程除灰系统采用灰渣分除、干灰干排、粗细分开的原则。厂内设有粗、细飞灰库，可满足不同综合利用行业对用灰细度的要求。此外，各灰库均设有干灰卸料口和调湿灰卸料口，可满足不同综合利用用户对用灰湿度的要求。本工程建成后，每年粉煤灰排放量63.72104t, 采用灰场碾压贮存。为了使电厂灰渣有更好的出路，这就要求在粉煤灰综合利用方面，结合当地的实际情况进一步开辟新的粉煤灰综合利用途径，使电厂灰渣变“废”为“宝”。要推广粉煤灰的综合利用，不仅需要建设单位做好宣传和推广工作，同时也需要地方政府的支持，给予一定的优惠条件，这样才能保证粉煤灰的综合利用处于一个良性的循环中。目前我国粉煤灰综合利用的应用途径，主要体现在以下几个方面：粉煤灰在水泥和混凝土中的应用粉煤灰在陶质材料中的应用粉煤灰用于工程填筑粉煤灰在农业方面的应用粉煤灰的精细利用今后，随着粉煤灰综合利用技术的进一步发展和完善，将会产生越来越多的粉煤灰综合利用途径，粉煤灰将不会再作为废物丢弃，它必将在今后的建设中起到应有的作用。（c）脱硫石膏的综合利用目前脱硫石膏综合利用的应用途径，主要体现在以下几个方面：水泥缓凝剂装饰建筑石膏制品多功能石膏吸音板石膏纤维增强PVC地砖抹灰石膏石膏矿渣板粉煤灰及脱硫石膏综合利用具体措施需在下阶段进一步落实。7.8 绿化 绿化地有吸滞灰尘、净化空气、防治噪声、水土保持、美化厂区环境和改善劳动条件等作用。厂区进行绿化规划，绿化系数不低于17%，绿化费用列入概算。厂区绿化面积：7.19hm2（*厂址）、6.93hm2（*厂址）、7.00 hm2（*厂址）。 厂区绿化系数：17% 厂区绿化费用：120万元7.9 环境管理及监测根据火电行业环境监测管理规定的要求，本工程设置环境监测站，监测站面积200m2，并配置常规监测仪器和设备。本工程烟气连续监测系统仪器设备费暂列150万元，监测站常规监测仪器设备购置费暂列30万元。监测项目内容按有关规定执行。