7. 环境影响分析浙江省环保厅

工程检索号33-F4621E15K-P建设项目环境影响报告表（报批本）项目名称：浙江国华浙能发电有限公司1号、2号、3号机组脱硝改造项目建设单位：浙江国华浙能发电有限公司编制日期：2011年12月原国家环境保护总局制项目名称：浙江国华浙能发电有限公司1号、2号、3号机组脱硝改造项目文件类型：环境影响报告表评价单位：浙 江 省 电 力 设 计 院单位法人：陈升地 址：杭州市古翠路68号电 话：0571-51105294传 真：0571-51105262邮 编：310012责 任 表 院 长： 沈又幸 总工程师： 钱海平 姓名责 任职称、上岗证号签名艾月平项目负责人高工 B20100003姚建明影响预测工程师 B20100012季凯环境概况工程师 B20100018夏静校核助工B20100019李忠审核高工 B20100010目 录1.建设项目基本情况12.建设项目所在地自然环境社会环境简况103.环境质量状况164.评价适用标准205.建设项目工程分析236.项目主要污染物产生及预计排放情况277.环境影响分析288.建设项目拟采取的防治措施及预期治理效果359.结论与建议36附件：附件1：环评报告委托书附件2：浙江省发展和改革委员会项目服务联系单附件3： 国家环境保护总局环审【2003】271号“关于浙江国华宁海发电厂新建工程环境影响报告书审查意见的复函”附件4：国家环境保护总局环审【2006】134号“关于浙江国华宁海发电厂二期21000兆瓦扩建工程环境影响报告书的批复”附件5：浙江国华宁海发电厂新建工程竣工环境保护验意见，国家环保总局环验200797号附件6：浙江国华宁海发电厂二期（21000兆瓦）扩建工程竣工环境保护验收意见的函，国家环境保护部，环验2010116号附件7： 宁海县环境保护局标准确认附件8： 液氨供应协议附件9： 浙江省安全生产监督管理局关于浙江国华浙能发电有限公司1号、2号、3号机组脱硝改造项目安全预评价报告的同意备案意见附件10： 浙江国华浙能发电有限公司1号、2号、3号机组脱硝改造项目环境影响报告表专家意见。前 言我国是世界上主要的煤炭生产和消费国，也是以煤炭为主要一次能源的国家。据统计，原煤在我国一次能源构成中所占比例约为70%，而用于发电的煤炭约占煤炭消费量的50%。NOx的排放是酸雨的形成和对大气中臭氧层破坏的重要原因之一，起着非常重要的作用。根据相关资料：2008年我国NOx的排放量约为2300万吨，到2020年，我国的NOx排放量将达到3000万吨，其中近70%来自于煤炭的直接燃烧，固定源是NOx排放的主要来源，火电行业排放占NOx排放总量三分之一，约占38%。鉴于我国的能源消耗量今后将随经济的发展不断增长，NOx排放量也将持续增加，如不加强控制NOx的排放量，NOx将对我国大气环境造成严重的污染。我国以燃煤为主的电力生产所造成的环境污染是电力工业发展的一个制约因素。煤炭燃烧产生的烟气中含有烟尘、二氧化硫（SO2）、氮氧化物（NOx）和CO2等污染物，已经造成了严重的环境问题，是我国经济可持续发展急待解决的重要问题。在燃煤电站烟尘排放的控制方面，我国改革开放后，通过近三十多年的发展，除尘设备和技术均达到国际先进水平，烟尘排放已得到有效控制。在燃煤电站NOx排放的控制方面，我国采用引进技术和设备建立了一批烟气脱硝工程，不断加大NOx排放的控制力度，NOx排放的增长势头已基本得到了控制，NOx排放总量将不断降低。因此，NOx的控制将是继粉尘和SO2之后燃煤电站环保治理的重点。在燃煤电站NOx排放的控制方面，近几年我国的一些大型燃煤机组开始实施脱硝工程，但总的来看，实施脱硝的机组比例很低。目前，国内已经有一批脱硝工程实施完毕。通过近几年的脱硝工程的实施，我国已经有众多脱硝工程公司掌握了脱硝工程技术。省内先后有宁海发电厂一期4号机组、大唐乌沙山发电厂一期4号机组等60万机组，宁海发电厂二期、玉环发电厂等100万机组实施了脱硝工程。国家各级政府十分重视国民经济的可持续发展和环境保护的关系，加大了环境保护和治理工作的力度，脱硝工程具备良好的政策条件；控制燃煤电厂所造成的大气污染工作得到了发电公司的重视，这是实施烟气脱硝工程的有利内部条件；烟气脱硝领域正在蓬勃发展，国内的环保公司都很重视，正积极掌握烟气脱硝先进技术，投入大量人力物力，形成了实施烟气脱硝工程的外部有利条件。浙江国华宁海电厂位于浙江省宁波市宁海县强蛟镇境内，厂区东临象山港，距宁海县城23公里，距宁波市约60公里，水、陆交通均十分方便。电厂一期工程装机4600MW亚临界燃煤机组，电厂二期工程装机21000MW超超临界燃煤机组，最终规划容量为4600MW41000MW燃煤机组。电厂一期工程主设备（锅炉、汽轮机、发电机）采用上海三大动力厂设备。一期四台机组同步建设烟气脱硫装置，采用石灰石石膏湿法烟气脱硫工艺，其中4号机组已同步建设SCR烟气脱硝装置，并在2006年投产，设计脱硝效率80%。二期工程二台1000MW超超临界燃煤机组同步建设SCR脱硝装置，也在2009年投产，脱硝效率50%。在火电厂大气污染物排放标准（部长专题会稿）中，规定自2014年1月1日起，火力发电锅炉氮氧化物排放的限值为100mg/Nm3，比现在执行的火电厂大气污染物排放标准（GB132232003）中规定的450mg/Nm3的排放限值要求严很多。虽然目前该标准尚未宣布开始执行，但足以表明我国对环境问题的重视，对火电厂的污染物排放将越来越严格。因此，国华宁海电厂业主拟在宁海发电厂一期工程#1、#2、#3机组上加装脱硝装置，进行脱硝。根据国务院第253号令建设项目环境保护管理条例，该工程应开展环境影响评价。为此，建设单位浙江国华宁海电厂于2010年8月委托浙江省电力设计院进行本工程的环境影响评价工作。报告编制过程中，在建设单位的大力配合下，我院对工程所在区域进行了现场踏勘，分析了设计资料，同时听取了各有关部门对本工程建设的意见和建议，收集了有关资料。在此基础上根据建设项目环境影响报告表格式，编制完成了浙江国华浙能发电有限公司1号、2号、3号机组脱硝改造项目环境影响报告表。2011年11月18日浙江省环境工程技术评估中心在杭州市主持召开了浙江国华浙能发电有限公司1号、2号、3号机组脱硝改造项目环境影响报告表评审会，根据专家评审意见，我院补充完善了浙江国华浙能发电有限公司1号、2号、3号机组脱硝改造项目环境影响报告表（报批本）。浙江国华浙能发电有限公司1号、2号、3号机组脱硝改造项目1. 建设项目基本情况项目名称浙江国华浙能发电有限公司1号、2号、3号机组脱硝改造项目建设单位浙江国华浙能发电有限公司法人代表王树民联系人顾宏伟通讯地址浙江省宁波市宁海县强蛟镇联系电话0574-65061591传真0574-65061190邮政编码315612建设地点浙江省宁海县强蛟镇宁海电厂内立项审 批部门浙江省发改委批准文号浙发改办能源函2011153号建设性质新建 改扩建 技改行业类别及代号D4411占地面积(平方米)绿化面积(平方米)总投资(万元)29408其中：环保投资（万元）29408环保投资占总投资比例100%评价经费(万元)预期投产 日期2012-2014年1.1工程内容及规模浙江国华浙能发电有限公司1号、2号、3号机组脱硝改造项目主要建设内容为3600MW 燃煤机组增加脱硝装置，包括3套处理100%BMCR工况烟气量的脱硝装置、1座还原剂存储制备站、3套锅炉低氮燃烧器改造、6台空预器改造、6台引风机改造及电仪等辅助配套设施。1.1.1 脱硝工艺宁海电厂#1、#2、#3号炉目前燃烧效率较高，锅炉氮氧化物实际排放值已处于同类型机组较低水平(280350mg/Nm3)。选择性催化还原法（SCR）脱硝效率高，工艺成熟，在全世界脱硝方法中占主导地位，目前国内有众多同类型机组烟气脱硝工程采用SCR脱硝技术。根据本工程项目可行性研究报告，脱硝工艺方案确定为低氮燃烧器改造+SCR烟气脱硝”方案。1.1.2 脱硝效率根据本工程项目可行性研究报告，宁海电厂1号3号机组通过低氮燃烧器改造后NOx排放浓度小于300mg/Nm3（干，6%O2），脱硝效率按80%考虑。1.1.3 脱硝平面布置脱硝装置布置在锅炉与除尘器之间场地，采用钢结构支架形式将脱硝装置支撑在锅炉与除尘器之间烟道上。本工程将SCR反应器布置在一次风机、送风机支架区域的上方。目前宁海电厂厂区内有#4机组氨站、二期#5、#6机组氨站，且二个氨站都没有扩建余地，本工程将一期四台炉的氨站统一规划，布置在厂区二期冷却塔侧的空地上，独立成岛布置，同时考虑三期氨区场地的预留。1.1.4 脱硝还原剂纯氨作为脱硝还原剂具有初投资低、运行费用低等优点，且如厂内全部采用纯氨作为脱硝还原剂，可有效利用现有的运行经验，也有利于电厂的管理。因此，本工程拟选择脱硝还原剂为液氨。国华宁海电厂已经同宁波四明化工有限公司签订了关于向浙江国华宁海电厂一期脱硝改造工程供应液氨意向协议书。液氨储罐的容量，按照4台600MW锅炉BMCR工况，在设计条件下，每天运行24小时，连续运行5天的消耗量考虑。液氨储罐共2台，每台容积90m3。本工程脱硝剂（液氨）的消耗量（B-MCR，4台炉）见表11。表11 脱硝剂（液氨）的消耗量表项 目单 位数量每小时液氨的消耗量t30.184年运行小时h5500年液氨消耗量t30361.1.5 低氮燃烧器改造工艺根据相关厂家的技术方案，本工程燃烧器优化方案是基于保持外部的制粉系统不变的情况，具体燃烧器优化方案如下。结合原锅炉的设计煤种的特点对燃烧器本体进行重新设计，包括确定一次风间距，喷口大小，CFS的偏转角度等，更换燃烧器箱体，对燃烧器本体水冷套进行重新设计，对更换的二次风执行机构进行选型设计，对燃烧器本体的摆动执行机构进行校核确定是否需要更换。同时还需要对煤粉管道和燃烧器的吊架进行校核计算，确定是否需要全部更换或仅做局部调整。由于燃烧器本体的变化，需要对整个区域的钢架和刚性梁进行校核和重新设计，避免现场碰撞。在燃烧器的上方增加SOFA喷嘴，根据计算确定燃烧器本体和SOFA的间距以及两级SOFA间的间距。对增加SOFA的风门执行机构和摆动执行机构进行设计选型，对SOFA区域的水冷套重新进行设计，调整SOFA区域的钢架和刚性梁的设计，增加SOFA风道的设计等。1.1.6 辅助公用部分脱硝系统的电气负荷纳入脱硝PLC系统。所有开关状态信号、电气事故信号及预告信号均送入脱硝控制系统。在氨区配电室、脱硝CEMS间等地方设置火灾自动报警系统并纳入主体火灾报警系统。本工程脱硝SCR系统采用集中监控方式，脱硝SCR区控制随单元机组纳入机组DCS进行控制，运行人员通过机组DCS操作员站对SCR区被控对象及工艺参数进行控制和监视。实现以单元机组DCS操作员站为中心对脱硝系统进行监视和控制。同时，鉴于目前电厂MIS数据库的充足备用量，可将#1、#2、#3机组脱硝SCR系统通过DCS纳入全厂MIS。氨区采用PLC加上位机方式构建控制系统，通过与电厂一期工程辅控网络联网通讯,将氨区纳入电厂一期辅控系统进行控制。参考已投产机组脱硝SCR系统I/O的分布，每台机组I/O点数需增加260点左右，单元机组则需增加1个控制柜和1个IO扩展柜。根据#1、#2、#3机组原电子设备间的布置，备用柜位完全满足该要求。 1.1.7 主要设备脱硝主工艺系统中主要设备包括：SCR反应器、催化剂等。本工程脱硝方案采用一台炉配两个反应器的方式。SCR反应器是由钢结构构成，里面填充有催化剂，截面成矩形。烟气水平进入反应器的顶部并且垂直向下通过反应器，在烟道和反应器内均安装有整流件，催化剂层由构架支撑。为防止催化剂层积灰，在每层催化剂上装有吹灰器。液氨法主要设备见表12。表12 液氨法主要设备表序号名 称规格型号单位数量备 注1液氨储罐卧式 VN=90m3 ，材质碳钢台2压力容器2卸氨压缩机活塞式 排气量：50 m3/h，排气压力1.6MPa台2带防爆电机3液氨蒸发器管壳式台2压力容器4热水槽立式 VN=20m3，内盘管式，材质碳钢台1常压容器5热水泵离心泵，流量66m3/h，扬程25m台2带防爆电机6氨气缓冲罐立式 VN=6m3，材质碳钢台2压力容器7废水泵自吸泵，流量60m3/h，扬程60m台2带防爆电机8蒸汽冷凝水疏水箱立式 VN=3m3，材质碳钢台1常压容器9蒸汽冷凝水疏水泵离心泵，流量5m3/h，扬程88m台2带防爆电机10废水池VN=48m3 400040003000座111仪用压缩空气储罐V=5m3，P1MPa台1压力容器12紧急泄氨器1201000台2压力容器13氨卸料臂液相管径 DN100气相管径DN65台114洗眼器台81.1.8 脱硝工程环保概况a：脱硝工程排烟状况表13 宁海电厂1号3号机组脱硝工程排烟状况一览表项目符号单位SCR脱硝前SCR脱硝后烟囱烟囱方式宁海电厂一期工程四台炉合用一座集束烟囱几何高度Hsm210出口内径Dm6.03烟气排放状况烟气量V0Nm3/s2040074320400743烟气温度T300400300400NOX排放浓度CAmg/Nm3300（低氮燃烧器前369）60排放量MAt/h1.83（低氮燃烧器前2.25）0.366本工程脱硝装置的氨逃逸水平典型的设计值为3ppm，烟气中氨的排放量小于2.3mg/Nm3。根据火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法（HJ562-2010）的规定，氨逃逸浓度宜小于2.5mg/Nm3，本工程按最保守考虑，氨逃逸浓度按2.5mg/Nm3计算，单台机组氨逃逸量为5.1kg/h，本工程3台机组氨逃逸量为15.3kg/h。液氨贮存罐为金属罐，正常工况不会产生无组织氨气排放。液氨装卸时氨卸料臂管道内残余的氨在废水池内被水吸收，约有少量氨气排放，根据最大储存量及液氨用量，全年装卸次数约73次，平均每5天一次，每次最大排放量为0.016kg，全年排放量1.168kg/a。SO3的产生主要是烟气通过脱硝催化剂时，由于催化剂的催化作用，使烟气中的二氧化硫被氧化成三氧化硫。在催化剂选型过程，要求烟气中的二氧化硫/三氧化硫转化率不高于1%。本工程SCR装置进口二氧化硫浓度为909mg/Nm3，因此通过脱硝后SO3产生量为18.5kg/h，三氧化硫少量被脱硫吸收塔去除，其余部分随烟气从烟囱排放，脱硫系统脱除三氧化硫率为30%，因此本工程3台炉SO3排放量为38.9kg/h。b：脱硝工程废水排放量及水污染处理措施脱硝氨区共有三种废水产生：（一）正常运行产生的废水：正常运行时，从氨运输车完成卸氨后，相应管道内残余的氨在废水池内被水吸收，由此产生少量废水。（二）喷淋废水：有两种情况会产生喷淋废水：极端高温时，液氨储罐温度过高，将进行喷淋降温，这时产生的废水是不含氨的；在有轻微泄漏时，将进行喷淋对氨气进行吸收，这时产生的废水是含氨的。喷淋废水量约为50m3/h（三）消防废水：在大量泄漏、起火或爆炸时，将启动消防喷淋（包括路边水炮喷淋），这时产生大量含氨废水，属于极端情况，极少出现。消防喷淋要求的持续时间为6小时，经初步计算，一次消防供水强度约52.5 L/s，消防用水量约1134m3。正常运行产生的含氨废水浓度一般小于6mg/L，废水产生量约为32t/次，年废水量约为2336t/a。氨区废水池的废水排入电厂的工业废水处理系统，处理后的废水作为煤场喷淋水，不外排。c：噪声源强及噪声防治措施本工程需对引风机进行改造，改造方案为取消增压风机，对原引风机进行改造，改造后引风机的功能为“引风+脱硫+脱硝”的联合风机。本工程噪声设备水平见表14。表14 脱硝工程噪声设备噪声水平噪声源数量噪声级dB（A)联合风机685d：脱硝副产物及固废处置脱硝过程是用氨将氮氧化物还原，反应产物为无害的水和氮气，因此脱硝过程不产生直接的副产物。可能造成二次污染的物质有逃逸的氨和达到寿命周期的废催化剂。催化剂用量为312t/炉，初装两层，前三年不需更换，第四年加装一层催化剂，第五年开始每年更换一层催化剂（156t/炉），3台炉第5年开始每年更换的催化剂量为468t，失效的催化剂返还给催化剂销售商，由其负责处理失效催化剂。e：生产组织与劳动定员参照原国家电力公司1998年4月颁布的火力发电厂劳动定员标准，根据本工程实际情况，电厂脱硝人员工作范围为：脱硝设备的监控、巡回操作、表计记录、事故处理等。岗位包括：值班员、巡检操作员。SCR区域值班员2人/班，巡检操作人2人/班；氨区值班员1人/班，巡检操作人1人/班。根据电厂五班三倒的值班制度，脱硝共需定员30人。3台锅炉脱硝系统的运行、维护、管理由宁海发电厂一期负责，充分利用发电厂工程技术人员、管理人员和生产人员，保证项目建成后正常运行。因此项目建成后不新增人员。e：脱硝工程轮廓进度根据有经验的厂商介绍及类似工程经验，脱硝工程单台机组建设周期不超过16个月。机组间隔约1个月，工程建设工期为20个月，20个月时由业主临时接收，开设半年商业运行，并完成性能试验和性能保证值的测试，26个月时验收合格后正式移交生产管理。表15 脱硝工程轮廓进度安排表内容时间（月）备注SCR设计5采购12制造和加工 催化剂 SCR反应器 控制（PLC） 分析仪器8344包括制造商的详细设计，运输不包括在内。脱硝钢架 基础施工 脱硝钢结构31改造 锅炉、空预器 引风机21安装 SCR反应器 催化剂 设备1112启动和试运行试验 调试1总工期 从合同签订到完工20431.2与本项目有关的原有污染情况及主要环境问题：本项目为技术改造项目，通过对现有1号3号机组进行低氮燃烧改造和加装SCR脱硝装置，消减氮氧化物的排放，有效改善了当地环境空气质量。（1）已建工程概况已建工程投产运行情况宁海电厂一期工程建设规模为4600MW亚临界燃煤发电机组。2005年12月、2006年5月、8月、11月，2、3、1、4机组先后投产，一期工程于2007年通过环保竣工验收。宁海电厂二期工程建设规模为21000MW超超临界燃煤发电机组。5机组于2009年8月投产，6机组于2009年10月投产，二期工程于2010年通过环保竣工验收。已建工程环保治理情况宁海电厂一期工程锅炉烟气采取的治理措施有，燃用低硫煤，采用烟气石灰石石膏湿法脱硫工艺进行脱硫，脱硫效率90%以上；采用洁净煤燃烧技术；对4号炉采用选择性催化还原法（SCR）进行烟气脱硝，脱硝效率80%以上；每台锅炉配置2台双室四电场静电除尘器，除尘效率不低于99.3%；4台炉烟气合用一座高度为210m的集束烟囱高空排放；装设烟气连续监测装置。宁海电厂二期工程锅炉烟气采取的治理措施有，燃用低硫煤，采用烟气石灰石石膏湿法脱硫工艺进行脱硫，脱硫效率90%以上；采用洁净煤燃烧技术，并采用选择性催化还原法（SCR）进行烟气脱硝，脱硝效率50%以上；每台锅炉配置2台三室四电场静电除尘器，除尘效率不低于99.4%；2台炉烟气合用一座高度为210m的集束烟囱高空排放；装设烟气连续监测装置。工业废水分经常性排水和非经常性排水，经常性排水主要有酸碱废水和主厂房杂排水，非经常性排水为锅炉化学清洗系统排水、锅炉空气预热器冲洗排水、锅炉烟气侧冲洗排水和机组启动或事故时的排水，主要含悬浮物及重金属。宁海电厂工业废水集中处理系统设6个2000m3废水贮存池，工业废水经集中化学处理系统处理后全部回用。电厂产生的石膏、灰渣全部综合利用。已建工程达标排放情况根据宁海电厂竣工验收报告，宁海电厂一期工程烟尘、SO2、NOx排放浓度均符合火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）第2时段标准限值的要求，宁海电厂二期工程烟尘、SO2、NOx排放浓度均符合火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）第3时段标准限值的要求。根据宁海电厂竣工验收报告，厂界3个测点昼间噪声声级为57.159.3dB(A)，夜间为42.249.9 dB(A)，均符合工业企业厂界环境噪声排放标准（GB123482008）2类标准限值要求。已建工程总量控制情况根据浙江省环境保护局批复的宁海电厂一期工程污染物排放总量指标为SO24730吨/年、烟尘1166吨/年，NOx24460吨/年；二期工程污染物排放总量指标为SO23016吨/年、烟尘767吨/年，NOx6430吨/年。宁海电厂一、二期工程污染物排放总量指标为SO27746吨/年、烟尘1933吨/年，NOx30890吨/年。根据2010年电厂统计报告，2010年电厂排放SO23175.32吨、烟尘2064.52吨，NOx27321.14吨，SO2、NOx符合总量控制要求。烟尘超过总量原因是年运行小时超过5500h。（2）对照新标准存在的问题火力发电厂大气污染物排放标准（GB132232011）将于2012年1月1日实施，现有机组自2014年7月1日起执行。对照新标准，企业现有机组SO2基本能达到新标准要求，烟尘不能稳定达到新标准要求，NOx也不能达到新标准要求，根据本次脱硝工程设计，脱硝后可以达到100mg/m3以下，可以达标。加强原有除尘设备的检修、运行水平，适当调整二次电流参数，充分发挥其除尘潜力；必要时增加脱硫吸收塔的除雾器的喷淋层，减少脱硫浆液的机械携带量。确保省环境监测站季度监测值小于30mg/m3；进行先进电除尘技术的调查研究和吸收应用。2012年和2013年率先分别安排对6号、5号、4号机脱硝系统进行催化剂添加工作，使其氮氧化物排放浓度降低到100mg/m3以下。对烟尘和SO2的控制，一要搞好日常电除尘器、脱硫系统的检修和运行工作，确保电除尘四电场全部投运。二是利用机组大小修对电除尘、脱硫系统性能进行升级改造，确保排放达到国家规定要求。电厂应加强运行控制，对环保措施进行技术改造，以保证达到新标准要求。已建工程情况详见专题一。2. 建设项目所在地自然环境社会环境简况2.1 自然环境简况（地形、地貌、地质、气候、气象、水文、植被、生物多样性等）：2.1.1地理位置及地形特征宁海县位于浙江省东部沿海，东接象山县，南邻三门县，西靠天台、新昌两县，北与奉化县接壤，东北临象山港，东南濒三门湾，地形属沿海丘陵平原区。厂址位于象山港底部，在宁海县桥头胡区强蛟镇境内下月岙村，距宁海县城23km。厂址东临象山港，东南靠团结塘，北接白象山，南至峡山镇约1.5km。厂址在大地构造上位于华南褶皱系（级构造单元）浙东南褶皱带（级构造单元）温州临海拗陷（级构造单元）的黄岩象山断拗（级构造单元）的北东部，近新昌定海断拗。该区域中生代火山岩大面积分布，构造活动相对稳定，为缓慢的长期隆起剥蚀区。厂址区区域构造属新华夏系第二个一级构造复式隆起带南段东侧，由于火山岩刚性地层广布，构造形迹反映以断裂为主，象山港呈狭长形，南东北东向展布，长约70km，在地质构造上为一向斜构造，它的形成与北东向的新华夏系构造有关，厂址位于象山港向斜的西南端。 根据中国地震动参数区划图（GB183062001）中的中国地震动峰值加速度区划图（1400万），本区所在区域的地震动峰值加速度为0.05g，相对应的地震基本烈度为度。厂址区构造和地震活动性较弱，属于相对稳定的区域，无滑坡、压矿、采空等重大不良地质现象，工程场地稳定。2.1.2气象厂址附近具有长系列气象观测资料的测站有宁海县气象站，象山港内的西泽海洋站也有长系列的测风资料。根据厂址附近短期气象观测资料与两测站同期资料比较，厂址风速较宁海气象站大，比西泽站海洋小，主导风向与西泽海洋站相差12个方位，其它气象要素与宁海气象站相差不大。宁海气象站及西泽海洋站(风资料)气象要素特征值如下：累年平均大气压：1013.4hPa累年平均气温：16.4累年平均相对湿度：82累年平均水汽压：17.3hPa累年平均降水量：1715.5mm累年平均蒸发量：1314.0mm累年平均雾日数：16.6d累年平均雷暴日数：42.6d累年最大积雪深度：26cm 累年平均风速：4.57 m/s累年最大风速：26 m/s 风向：NW (1974.8.19)五十年一遇离地十米十分钟平均风速：31.0m/s全年主导风向：NW (15)2.1.3 水文象山港位于浙江北部沿海，北面紧靠杭州湾，南邻三门湾，东侧为舟山群岛。其地理坐标在北纬29242948N，东经121231210。象山港南、西、北三面低山丘陵环抱，口外有六横等众多岛屿为屏障。从整体来看它呈东北西南走向的狭长形半封闭港湾，纵深约60km，口门较宽约20km，东北通过佛渡水道、双屿门水道与舟山海域毗邻，东南通过牛鼻山水道与大目洋相接。港内变窄，宽度约3至8公里，水深10至20m，中部水深可达2055m。象山港海域面积563km2，集水面积1445.4km2，平均年径流量12.89104m3。象山港多内湾港汊，主要有西沪港、铁港、黄墩港等，纳潮量较大，大潮一潮纳潮量约10.212.3108m3。港湾内分布着大小65岛屿，海床地形错综复杂港中有港，如西沪港、黄墩港、铁港等。2.2社会环境简况(社会经济结构、教育、文化、文物保护等)：宁海县位于宁波市境南部沿海，北纬2917，东经12125，。面积1843平方公里，人口58.55万，辖4个街道、11个镇、3个乡，23个社区、11个居委会、369个行政村。年平均气温16.2，年平均降水量1629毫米。同三线高速公路和省道甬临线纵贯县境。境内旅游资源丰富，有全国三大著名温泉之一的南溪温泉和白溪天河等景区，是全国生态示范区建设试点县；工业有模具制造、汽车配件、文具灯具、机械电子等；海水养殖居全省第一，望海茶为国内优质名茶。曾涌现出胡三省、方孝孺、柔石、潘天寿等名人志士，是徐霞客游记开篇地。2010年宁海县实现生产总值277亿元，增长14；完成财政一般预算收入40.6亿元，增长17.8，其中地方财政收入21亿元，增长17.3；城镇居民人均可支配收入、农民人均纯收入预计达到28800元和12600元，均增长11。工业转型升级步伐加快，县工业经济快速发展，规模以上企业实现产值480亿元，增长35，比2009年增加100多亿元，实现利税58亿元，增长50；外贸进出口总额突破20亿美元，增长47，大幅超过金融危机前的水平，太阳能光伏等特色产业和新兴产业加快发展，新获中国压铸产业基地称号。加大科技创新和技改投入力度，规模以上企业科技活动经费支出7.5亿元，增长15，新获国家授权专利1600项，增长36.9，被评为全国县域商标发展百强县，实现高新技术产品产值78亿元，增长87，完成技改投入30亿元。同时积极扶持建筑业发展壮大，建筑业产值增长20。宁海县经济持续快速增长，综合实力大幅提升。全国县域经济基本竞争力百强县排名由72位跃升到63位，获得全市首个国家卫生县城和国家可持续发展实验区称号，成功创建省级生态县、省旅游经济强县、省文化先进县、省科技强县和省体育强县。根据“浙江省宁海县生态环境功能区规划”，宁海发电厂所在区域为重点准入区，编号为1-20226C01，名称为临港循环经济示范生态环境功能区，参见图1。根据浙江省环保局和浙江省发展计划委员会关于象山港强蛟附近海域环境功能区划调整方案的函（浙环函2003115号），宁海县峡山半岛和狮子口周围海域分别设立强蛟（厂址附近区域）三类环境功能区和狮子口（码头附件区域）四类环境功能区，水质保护目标均执行三类水质标准，水环境功能区划见图2。临港循环经济示范生态环境功能区要求如下：1、基本特征总面积14.71平方公里，位于强蛟镇东北部和西店镇北部，包括强蛟镇建成区及以国华电厂为中心的临港循环经济示范区和西店镇崔家村以北区域，主要生态环境功能为产业发展和生态建设。2、生态环境保护目标（1）环境质量目标：近海水域水质应达到类标准以上，大气环境质量达到功能区要求。（2）生态保护目标：近期人均公共绿地面积15平方米。远期人均公共绿地面积20平方米。（3）污染控制目标：近期，公共设施完善、城镇建成区自来水普及率达100，生活垃圾无害化处理率达到95以上，生活污水集中处理率达到60，工业污染源排放稳定达标率95%以上。远期，到2020年，生活垃圾无害化处理率达到100%，生活污水集中处理率达到80， （4）总量控制目标：远期工业COD、氨氮点源允许排放量为36.26t和1.50t。3、建设开发活动的环境保护要求（1）以国华电厂为核心，组织生态工业群落，以无污染或轻污染的一、二类工业为主，严禁引进治污难度大的三类企业。限制低水平传统产业，禁止高能耗、高污染、低效益的行业和产品生产。淘汰规模小、设备不配套、产品质量不稳定的落后企业。（2）规模以上企业新建项目单位新鲜水耗控制在 40t/万元以下；新建项目需增加排污总量的，须在同区或替代削减1.5倍以上的同类污染物的排放总量，或经市环保局批准从其它区域调用总量。4、污染控制措施（1）以国华浙能宁海电厂为龙头，按照“整体规划、梯度推进、产业联动、循环开发”的原则，着力推进资源循环式利用、产业循环式组合、区域循环式开发，推广清洁生产。到2012年5家企业通过ISO14000认证，4家企业通过清洁生产认证。大力提倡节约用水，努力提高水循环利用率，到2012年工业冷却水循环利用率力争达到80%。（2）加强园区环境基础设施建设，提高污水收集率，尽可能建设园区集中供热设施。2012年前完成开发区内强蛟污水处理厂建设，规模为4.5万m3/天。加强重点污染源的治理和监管，在建成投产时同步完成浙江国华宁海电厂（一期）的4600MW火电机组的脱硫工程及1600MW火电机组的脱氮工程、电厂废弃物综合利用工程建设，安装污染源在线监控设备。（3）加强海洋生态建设，严格控制陆上污染源排放总量，降低人类对海域的干扰、破坏程度。（4）优化能源结构，逐步减少并严格控制燃煤总量，将目前以原煤为主的污染性能源结构逐步转变为天然气、电力等优质能源为主的清洁型能源结构。（5）加快城镇污水管网和垃圾收集系统建设，基本解决生活污水和垃圾污染问题。（6）进一步调整农业结构，推进效益农业和生态农业发展，减轻农业面源污染。5、生态保护与建设完善城镇基础设施，改善人居环境，加快城市化进程，提高土地利用效率，科学整合和开发生态农业资源，以西点北部、强蛟海滨、半岛旅游资源为依托，发展生态旅游，促进第三产业发展。宁海电厂位置图1：浙江省宁海县生态环境功能区规划图图2：浙江省海域环境功能区划图3. 环境质量状况3.1建设项目所在地区环境质量现状及主要环境问题(空气环境、地面水、地下水、声环境、生态环境等)：3.1.1大气环境2009年宁海县常规监测点大气监测结果统计见表31。表31 2009年宁海县大气监测结果统计表季度二氧化硫（mg/m3）二氧化氮（mg/m3）可吸入颗粒物（mg/m3）平均值超标率平均值超标率平均值超标率一季度0.03300.04700.0754.44二季度0.01500.02900.0682.20三季度0.01000.02600.0490四季度0.03900.04500.0877.61全年0.02400.03700.0703.56根据统计结果分析，二氧化硫的日均浓度范围为0.0020.082mg/m3，年均值为0.024mg/m3，达到大气环境质量二级标准，该测点的日均值超标率为0；二氧化氮的日均浓度范围为0.0050.086mg/m3，年均值为0.037mg/m3，达到大气环境质量二级标准，该测点的日均值超标率为0；可吸入污染物的日均浓度范围为0.0120.301mg/m3，年均值为0.070mg/m3，达到大气环境质量二级标准，该测点的日均值超标率为3.56%。颗粒物污染严重与近年来宁海县建筑施工工地相应增多有关。3.1.2水环境2010年宁海县的饮用水源地水质较好。白溪水库、黄坛水库、西溪水库、力洋水库、西林水库的水质均达到集中式生活饮用水水源地水质标准(类)的要求。根据2010年象山港海洋环境公报，2010年象山港海域水质与2009年相比呈下降态势，主要受到无机氮、活性磷酸盐的污染，部分海域重金属锌含量超第二类海水水质标准，其余监测指标符合第一类海水水质标准，海域水环境污染程度总体上呈现由港口部向港顶部明显加重趋势。无机氮含量在0.5111.369mg/L之间，劣于第四类海水水质标准；活性磷酸盐含量在0.00170.134mg/L之间，大部分劣于第二类海水水质标准，其中港顶部污染较为明显，超第四类海水水质标准。3.1.3声环境根据中国环境监测总站编制的浙江国华宁海电厂二期扩建工程竣工环境保护验收监测报告，二期工程厂界3个测点昼间噪声声级为57.159.3dB(A)，夜间为42.249.9 dB(A)，均符合工业企业厂界环境噪声排放标准（GB123482008）2类标准限值要求。表32 厂界噪声测量结果 单位：dB(A)测点位置昼间夜间1月5日1月6日1月7日1月5日1月6日1月7日大门口58.757.658.249.749.949.72号门57.958.259.348.949.849.63号门57.457.157.942.244.443.5评价标准6050主要环境保护目标(列出名单及保护级别)：本项目是污染物减排项目，主要环境敏感区和保护目标见表33，保护目标与工程地理位置示意图见图3。表33 主要环境敏感区域和保护目标环境类别保护目标距离方位功能区备注距厂界距氨区距已建氨区空气强蛟镇约16000人约2000m约3000m约2750mSE居住区二级标准桐照村约7000人约5000mNE噪声脱硝装置位于厂区中部，周围500m范围内无居民氨区位置山体农田宁海电厂氨区强蛟镇图3：保护目标与工程地理位置示意图4. 评价适用标准环境质量标准 本工程执行的标准如下：（1）空气质量环境空气执行环境空气质量标准（GB3095-1996）二级标准。表41 环境空气质量标准 单位：mg/m3污染物名称取值时间浓度限值二级标准SO2年平均0.06日平均0.151小时平均0.50TSP年平均0.20日平均0.30PM10年平均0.10日平均0.15NO2年平均0.08日平均0.121小时平均0.24（2）水环境质量电厂附近海域执行海水水质标准（GB3097-1997）三类标准。表42 海水水质标准 单位：mg/L项目第二类第三类第四类无机氮0.300.400.50活性磷酸盐0.0300.045化学耗氧量345溶解氧543悬浮物质人为增加的量10人为增加的量100人为增加的量150石油类0.050.300.50pH值7.88.56.88.8非离子氨0.020铜0.0100.050铅0.0050.0100.050锌0.0500.100.50镉0.0050.010污染物排放标准（3）噪声环境质量敏感点噪声执行声环境质量标准(GB30962008)中的2类标准（昼间/夜间：60/50 dB(A)）。表43 环境噪声限值 单位：dB类别昼间夜间1554526050365554a7055（1）大气环境大气中NOX执行火电厂大气污染物排放标准（GB132232003）第3时段标准。火力发电厂大气污染物排放标准（GB132232011）将于2012年1月1日实施，现有机组自2014年7月1日起执行。表44 火电厂大气污染物排放标准 单位：mg/m3 内 容排放标准SO2烟 尘NOx允许排放浓度允许排放浓度允许排放浓度火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）第3时段 40050450火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）20030100氨气排放执行恶臭污染物排放标准（GB14554-93）标准，氨逃逸排放量执行75kg/h，粉尘执行大气污染物综合排放标准（GB16297-1996）。表45 无组织废气排放标准 单位：mg/m3污染物厂界标准值标准来源氨气1.5GB14554-93颗粒物1.0GB16297-1996污染物排放标准（2）水环境执行污水综合排放标准（GB89781996）的一级标准。表46 污水综合排放标准 单位：mg/L（pH除外）项目pHCODCrNH3-NBOD5挥发酚六价铬一级标准6910015200.50.5项目石油类氟化物总镉总汞总磷/一级标准5100.10.050.5/（3）声环境执行工业企业厂界环境噪声排放标准（GB123482008）2类标准（昼间/夜间：65/55 dB(A)）。表47 工业企业厂界环境噪声排放限值 单位：dB(A)类别昼间夜间1554526050365554a7055建筑施工执行国家建筑施工场界噪声限值(GB1252390)。总量控制标准根据浙江省环境保护局批复的宁海电厂一期工程污染物排放总量指标为SO24730吨/年，二期工程污染物排放总量指标为SO23016吨/年。根据2010年电厂统计报告，2010年电厂排放SO23175.32吨，符合总量控制要求。5. 建设项目工程分析5.1工艺流程简述(图示)：工程运行期工艺流程简述：本脱硝工程工艺流程图见图4。图4 本工程脱硝工艺流程图 建设期: 开挖阶段 打桩阶段 土建阶段 设备安装5.2主要污染工序：（1）废气主要为烟气污染。本工程脱硝装置布置在省煤器和空预器之间的高温烟道内。电厂燃煤烟气在锅炉省煤器出口处被平均分为两路，每路烟气并行进入一个垂直布置的SCR反应器里，即每台锅炉配有二个反应器，烟气经过均流器后进入催化剂层，然后烟气进入空预器、电除尘器、引风机和脱硫装置后，排入烟囱。本工程脱硝装置的氨逃逸水平典型的设计值为3ppm，烟气中氨的排放量小于2.3mg/Nm3。根据火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法（HJ562-2010）的规定，氨逃逸浓度宜小于2.5mg/Nm3，本工程按最保守考虑，氨逃逸浓度按2.5mg/Nm3计算，单台机组氨逃逸量为5.1kg/h，本工程3台机组氨逃逸量为15.3kg/h。液氨贮存罐为金属罐，正常工况不会产生无组织氨气排放。液氨装卸时氨卸料臂管道内残余的氨在废水池内被水吸收，约有少量氨气排放，根据最大储存量及液氨用量，全年装卸次数约73次，平均每5天一次，每次最大排放量为0.016kg，全年排放量1.168kg/a。SO3的产生主要是烟气通过脱硝催化剂时，由于催化剂的催化作用，使烟气中的二氧化硫被氧化成三氧化硫。在催化剂选型过程，要求烟气中的二氧化硫/三氧化硫转化率不高于1%。本工程SCR装置进口二氧化硫浓度为909mg/Nm3，因此通过脱硝后SO3产生量为18.5kg/h，三氧化硫少量被脱硫吸收塔去除，其余部分随烟气从烟囱排放，脱硫系统脱除三氧化硫率为30%，因此本工程3台炉SO3排放量为38.9kg/h。氨区无组织氨排放量按化工物性算图手册公式Gz=M(0.000352+0.000786V)PF估算，其中Gz为液体的蒸发量，M为液体分子量，V为蒸发液体表面上的空气流速，P为相应于液体温度下的空气中的蒸汽分压力，F为液体蒸发面的表面积。根据本工程可研报告，低氮燃烧改造前NOx浓度设计值为369mg/Nm3（干基，6%O2），SCR装置前NOx浓度设计值为300mg/Nm3，SCR脱硝效率为80%。NOx污染物排放量见表51。表51 NOx污染物排放量污染物NOx备注现有排放量脱硝后排放量年消减量年排放量t/a12375201310362按设计浓度计算1237533559020按达标100 mg/m3计算18345366914676按给电厂总量指标计算2）废水氨区装卸工艺：氨区采用卸氨压缩机进行液氨的装卸。在氨区鹤位旁设置有液氨鹤管，有两个接口，一个接罐车液相，另一个接罐车气相。卸氨压缩机抽取液氨储罐的气相氨气，通过卸氨压缩机增压，输送到液氨罐车，使液氨罐车压力升高，从而将罐车内的液氨推挤出去，通过管道输送到液氨储罐。脱硝氨区共有三种废水产生：（a）正常运行产生的废水：正常运行时，从氨运输车完成卸氨后，相应管道内残余的氨在废水池内被水吸收，由此产生少量废水。液氨装卸完毕后，管道中吹扫出来的氨需要用清水溶解，废水池的体积为400040003000mm，蓄水32m3，含氨废水浓度一般在6mg/L左右，废水产生量为32t/次，全年装卸次数约73次，年废水产生量为2336t。（b）喷淋废水：有两种情况会产生喷淋废水：极端高温时，液氨储罐温度过高，将进行喷淋降温，这时产生的废水是不含氨的；在有轻微泄漏时，将进行喷淋对氨气进行吸收，这时产生的废水是含氨的，这种情况很少出现。喷淋废水量约为50m3/h。（c）消防废水：在大量泄漏、起火或爆炸时，将启动消防喷淋，这时产生大量含氨废水，属于极端情况，极少出现。氨罐区消防冷却总水量拟按固定式消防冷却水量与移动式消防冷却水量之和考虑。消防喷淋要求的持续时间为6小时，经初步计算，一次消防供水强度约52.5 L/s，消防用水量约1134m3。脱硝氨区产生的废水排入电厂的工业废水处理系统，处理后的废水作为煤场喷淋水，不外排。液氨储罐四周设有不低于0.5m高的围堰，围堰占地面积约为280m2，围堰容积为140m3，事故状态下消防废水泵入电厂的工业废水池，宁海电厂现有6个2000m3的废水池，废水池相互之间可以倒池，电厂平时正常运行时废水量小于废水池储存量的40%，因此现有电厂废水池容量可以满足消防废水的储存量。（3）噪声工程没有新增加产生噪声的设备，脱硝装置噪声主要为把引风机改造为联合风机。每台炉两台，三台炉共六台联合风机。（4）催化剂催化剂活性评价：在每层催化剂的不同位置设计有多个可拆卸的催化剂测试单元，定期抽取各层的部分催化剂测试单元进行催化剂的活性检测，从而了解当前催化剂的活性状况。寿命管理：1.启动时，a. 以不超过10/min的升温速度，把催化剂温度提高到150后，在150以上升温速率不超过60/min，以保证催化剂和反应器安全；b.除了周围空气和烟气中的湿气外，SCR系统不允许存在凝结水；c.在催化剂的温度未达到最低连续运行温度之前，不启动喷氨装置，这样可以防止硫酸盐和硝酸盐沉积在催化剂表面上。2.运行时，a.运行温度不应该超过400；b.如果反应室的温度降到催化剂规定的最低运行温度时，停止氨喷射；c.如果出现锅炉爆管或省煤器管漏等情况，需避免催化剂进水或是在其表面形成小水滴；d.氨与烟气中氮氧化物必须混合均匀，保证进入反应器中时氨分布均匀；e.在吹灰器可用前提下，只要催化剂床沉积灰尘，就要及时进行吹扫；f.对NH3喷射率，NH3消耗量等参数进行实时监控。3.停运时，a.催化剂在停运前及时地进行吹扫，在停运检修时进行彻底地清扫催化剂单元，如果系统停运时间超过5天，则进行SCR系统检查，清理支撑梁上及其他区域积灰；b.在烟气和反应器温度冷却到规定的系统最低连续运行温度之前关闭喷氨装置；c.采取措施避免催化剂与锅炉冲洗用水，雨水等其他液态水接触；d.在停运期间，进行催化剂的腐蚀，堵塞情况检查。通过以上不同状态，采取不同的措施，以保证催化剂活性。催化剂使用寿命一般超过24000h。通过定期的催化剂检测，掌握催化剂活性趋势，