热电厂600MW机组扩建工程环评影响报告书简本.docx
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热电厂600MW机组扩建工程环评影响报告书简本
热电厂600MW机组扩建工程
环境影响报告书
（简本）
建设单位：
评价单位：
证书编号：
年月
1前言1
2项目概况2
2.1项目基本组成2
2.2环境敏感区域和保护目标3
3本工程燃料及水源6
3.1煤源6
3.2水源6
3.3工艺流程6
3.4总平面布置7
3.5主要设备及环保设施9
3.6本工程环保概况10
4工程建设与产业政策的符合性及与相关规划的符合性分析11
5环境质量现状与影响预测结果11
5.1环境质量现状11
5.2影响预测结果12
5.2.1环境空气影响预测结果12
5.2.2水环境影响分析13
5.2.3声环境影响预测13
5.2.4煤场及灰场对环境的影响分析13
6环境风险评价13
6.1环境风险事故防范措施14
6.1.1庄郭沟灰场风险防范措施14
6.1.2酸碱储罐泄漏事故减缓措施14
6.2环境风险应急预案15
7环保治理措施技术、经济论证16
7.1环境空气污染治理措施16
7.2水污染治理措施16
7.3噪声污染治理措施16
7.4固体废物污染治理措施17
7.5技术、经济论证结果17
8环保投资估算及经济损益分析17
9环境管理与环境监测计划18
10总量控制18
11公众参与18
11.1公众参与的依据和形式18
11.2公众意见调查表统计19
11.3对公众意见采纳与否的说明20
11.4公众参与调查的合法有效性20
12结论23
13联系方式23
1前言
华能******发电有限公司位于***省***市以西13km的***脚下，始建于1969年，一期工程2×125MW机组于2008年6月关停；二、三期工程分别于1983年和1986年投产发电，装机规模各为2×200MW。
后来通过对3＃、4＃和6＃机组的增容改造，使其机组铭牌由200MW变更为220MW。
至此，电厂二、三期工程规模为二期工程（2×220MW）、三期工程（1×200MW+1×220MW）。
扩建工程（7#、8#机组）两台机为一个单元，建设场地位于老厂西侧60米以外。
本期工程8#机组与2009年11月通过环境保护部审批的7#机组共用一套公用系统，根据当初的可研报告，7#机组通过上大压小模式上报国家能源局，8#机组通过省内评优方式上报国家能源局。
但两种方式的前期工作进度不一致，7#机组上大压小进展很快，7＃机组2009年12月取得了国家发改委的核准，目前已建成进入试运行阶段；8#机组迟迟未取得国家能源局同意开展前期工作的批复，后来根据火电建设形势的变化，华能集团2010年将本项目调整为上大压小。
但随着7#机组的开工建设，两台机组共用部分，包括8#机组的主体部分都先后开工建设。
本项目属于“未批先建”，2010年12月***省环境保护厅对本工程下达了行政处罚通知单，截至目前，8#机组已完成整体建设进度的90%。
7#机组2012年3月13日建成投入试运行，目前已进入环境保护部项目竣工环保验收程序，2012年6月11日已正式委托中国环境监测总站承担7#机组的竣工环境保护验收监测工作。
本期工程与7＃机组连续扩建，共用一套公用系统，共用庄郭沟灰场。
本期工程为上大压小建设模式，建设1×600MW燃煤发电机组。
关停二期工程3#、4#机组，关停容量总计440MW。
项目投资主体为中国华能集团公司，受华能******发电有限公司委托，中国电力工程顾问集团西北电力设计院（以下简称“我院”）于2008年7月完成了8#机的可行性研究报告，并于同月底通过了由电力规划设计总院组织的可行性研究报告审查。
本工程采用超临界燃煤间接空冷发电机组，以老厂5＃、6＃机组循环水排水经过深度处理后的中水作为主要水源，正常工况无废污水排放，采用静电除尘器、石灰石—石膏湿法烟气脱硫和SCR烟气脱硝工艺，采用“烟塔合一”技术，烟气通过180米高的自然通风间冷塔排放，符合国家产业政策及环保政策。
2010年7月业主正式委托我院承担本项目的环境影响评价工作，为此进行了现场踏勘、环境质量现状监测、污染源调查及资料收集、公众参与等工作，最后编制完成了《***电厂“上大压小”第二台600MW机组扩建工程环境影响报告书》。
2项目概况
2.1项目基本组成
本工程的基本组成情况见表2.1-1。
表2.1-1项目基本组成表
项目名称
***电厂“上大压小”第二台600MW机组扩建工程
建设性质
上大压小
工程总投资
总投资为197445万元，其中环保投资15504万元。
工程规模
替代关停二期工程
关停二期工程3＃、4#机组，关停容量440MW。
3＃机组2010年9月16日已关停，本工程投运后关停4＃机组。
三期工程
420MW
5＃（200MW）、6＃机组（220MW）
7#机组工程
1×600MW
2012年3月13日已投入试运行
本期工程
1×600MW
计划2012年底投产，预留扩建条件。
全厂
1620MW
本期
主体
工程
锅炉
单炉膛、一次中间再热、超临界变压直流炉，2141t/h锅炉。
汽轮机
超临界一次中间再热、三缸四排汽、间接空冷凝汽式汽轮机。
发电机
定子绕组水冷、转子绕组及定子铁芯氢冷三相交流同步发电机。
辅助
工程
水源
工业用水水源采用老厂5＃、6＃机组循环水排水经过深度处理后的中水；备用水源为罗敷河地表水。
供水系统
汽轮机排汽采用间接空冷，辅机冷却采用机力冷却塔循环冷却系统。
除灰渣系统
采用干式灰渣分除，机械除渣、正压气力除灰、汽车运输方式。
贮运
工程
燃料及运输
彬县大佛寺煤为设计煤种，彬县下沟煤和黄陵煤为校核煤种，全部采用铁路运输。
煤场
与7＃机组共用。
容量可满足两台机要求，煤场四周设防风抑尘网。
灰场及运灰方式
与7＃机共用庄郭沟灰场；灰渣采用密封汽车运输。
综合利用
***华西电力科技环保有限公司协议年利用灰渣32万吨，***尧柏特种水泥股份有限公司年利用石膏6万吨。
灰渣综合利用率为100%，脱硫石膏综合利用率100%。
环保
工程
烟气除尘
静电除尘器，除尘器效率大于99.8%，湿法脱硫的附加除尘效率50%。
综合除尘效率99.9%。
烟气脱硫
石灰石-石膏湿法烟气脱硫，不加GGH，不设烟气旁路，脱硫效率≥95%。
脱硫石膏综合利用，综合利用不平衡时运至灰场与灰渣分隔贮存。
烟气脱硝
采用选择性催化脱硝法（SCR），脱硝效率≥80%。
脱硝剂采用尿素，与7#机组共用一套尿素溶解系统。
烟塔合一
采用180米高的自然通风间冷塔排放烟气，脱硫吸收塔布置在间冷塔内。
废水处理
与7＃机组共用。
厂区废污水处理合格后全部回收利用，无外排。
依托工程
与7＃机共用煤场、灰场、运煤运灰道路、生产办公楼、集控楼、上煤系统、循环水泵房、污水处理设施及电厂出线等，具体见表2.1-2。
表2.1-2本工程与7＃机组工程的依托关系
依托项目
依托关系
公用工程
锅炉补给水系统
依托7＃机，本期不新建
集控楼
依托7＃机，本期不新建
生产办公楼
依托7＃机，本期不新建
生活设施
依托二、三期工程，本期不新建
储运工程
铁路专用线
从罗敷站引接2.29km，本期依托7#机组，本期不新建
煤场、输煤系统
煤场、运煤系统依托7＃机
水源及供水管线
生活污水处理站与本期厂区之间、二三期与本期厂区之间的供水管线均依托7#机组，本期不新建。
备用水源利用老厂一期工程罗敷河地表水取水设施，供水管线可达二、三期厂区，本期不新建。
厂区排水设施
依托7＃机，本期不新建
灰场
与7＃共用庄郭沟灰场
污染治理
脱硝系统
与7＃机组共用一套尿素溶解系统。
废污水处理设施
生活污水处理、煤水处理、脱硫废水处理、锅炉补给水处理均依托7＃机组，工业废水处理利用老厂的工业废水回收站，本期不新建。
电厂出线
与7＃共用一回750kV电压接入系统，本期增加一台变压器
2.2环境敏感区域和保护目标
电厂及其附近环境保护对象及敏感目标见表2.2-1。
表2.2-1环境保护对象及敏感目标表
项目
保护目标
人口（人）
相对方位
距离（km）
环境空气及农作物
***市区
117487
电厂ENE
12.5
柳枝镇
16659
电厂W
6.0
敷水镇
25093
电厂N
2.0
桃下镇
33504
电厂E
3.0
五方乡
20210
电厂NEN
11.0
玉泉街道办（原华山镇）
17507
电厂E
12.0
华山主峰
电厂ESE
12.5
水环境
电厂排水口附近罗敷河
/
电厂E
2.5
庄郭沟灰场区地下水
（Ⅲ类）
坪塬村
1126
NW
0.5
斜里村
258
N
1.0
新华村
425
N
1.2
南场村
540
N
1.5
厂址区地下水
（Ⅲ类）
横西村
912
N
0.1-0.2
敷水镇
25093
N
2.0
横上村
1833
NE
0.8
台头村
3850
NW
1.5
托西村
1362
NE
1.5
庆华村（径流上游）
785
N
3.5
葱湾村（径流上游）
488
NW
5.0
声环境
厂区周围
电厂生活区
4513
电厂NE
1.5
横阵小学
90
电厂NE
0.30
横西村
912
电厂N
0.23
古城村
662
电厂NE
0.70
运灰道路沿线
桃下镇东光村
286
道路中心线以南
0.05
桃下镇竹峪村
338
道路中心线以南
0.06
五方乡台峪村
80
道路中心线以南
0.06
西安博爱制药公司
400
道路中心线以北
0.06
华山风景区6家宾馆
238
道路中心线两侧
0.04～0.21
岳庙办康营村
120
道路中心线以北
0.06
岳庙办梁家庄
72
道路中心线以北
0.07
岳庙办王家河村
280
道路中心线以东
0.07
孟塬镇红旗村
160
道路中心线以南
0.12
庄郭沟灰场周围
孟塬镇司家新城
292
灰场S
0.5
孟塬镇北城村
356
灰场E
0.8
岳庙办坪塬村
247
灰场W
0.52
西潼高速公路
灰场NW
0.5
生态环境
本工程水土流失防治责任范围内的水土保持设施，如原地貌、自然植被等。
人文景观
魏长城遗址（国家级）
电厂NE
12
横阵遗址（国家级）
电厂N
1.5
玉泉院（省级）
电厂E
12
杨氏祖茔（市级）
电厂E
9
注：
人口统计截至到2011年底。
环境敏感点分布图
3本工程燃料及水源
3.1煤源
本工程设计煤种拟采用***彬长矿区的烟煤，由***彬长矿区开发建设有限责任公司大佛寺矿井供应，校核煤种为彬县下沟煤和黄陵煤。
本工程燃煤量量见表3.1-1。
表3.1-1本工程燃煤量
名称
单位
设计煤
校核煤1
校核煤2
小时耗煤量
t/h
272
260
272
日耗煤量
t/d
5440
5200
5440
年耗煤量
万t/a
149.6
143
149.6
利用小时数
h
日利用小时数为20小时，年利用5500小时
3.2水源
本工程工业用水水源采用老厂5＃、6＃机组循环水排水经过深度处理后的中水；灰场距离厂区25公里，喷洒用水采用***市污水处理厂中水；生活用水从老厂引接。
（1）根据对老厂循环排污水分析，预测老厂三期工程5#、6#机组循环排污水经处理后的中水可利用量为291.2m3/h。
通过对中水水质指标分析，水质可以满足本工程循环冷却系统用水水质要求，进一步处理后可以满足锅炉补水水质要求。
（2）***污水处理厂距离灰场约7.5km，污水处理站处理规模为近期1万m3/d，本期工程在7#机的基础上增加灰场喷洒用水量6m3/h，已取得***市自来水公司同意供水的协议。
（3）厂内生活用水从老厂引接，本期用量2m3/h。
本项目用水水源是可靠的，***电厂需水量是有保障的。
本工程1×600MW机组最大补给水量为228m3/h，耗水指标为0.104m3/GW.s。
全年平均用水量为225m3/h。
3.3工艺流程
原煤由铁路运到电厂煤场，用皮带输送机送入主厂房原煤煤斗，经过磨粉、分离制备煤粉，然后由热风送入锅炉燃烧，将锅炉给水加热成高温高压的蒸汽送入汽轮机做功，带动发电机发电；电能通过升压站送往输电线路，供用户使用，汽轮机乏汽进入空冷凝汽器冷却后送回锅炉循环使用。
煤粉燃烧后产生的烟气经SCR脱硝、静电除尘器后，进入烟气脱硫装置，最后由自然通风间冷塔排入环境空气。
锅炉排出的渣，经冷渣器、渣仓后考虑综合利用，暂不利用的渣用密封汽车运到灰场堆放；除尘器收集的灰及省煤器的灰考虑综合利用，暂不利用的干灰集中至灰库，用湿式搅拌机加湿后用密封汽车运到灰场，在防渗的灰场洒水碾压堆放。
辅机冷却水采用带机械通风冷却塔的循环供水系统，冷却水排污水回收利用；产生的其它工业废水和生活污水经处理后回收利用。
本工程工艺流程见图3.3-1。
3.4总平面布置
根据厂区所处的场地条件，综合考虑厂区地形、风向、出线方向、铁路进厂等因素，确定电厂由西向东扩建，采用侧入式进厂。
厂区采用二列式布置格局，自北向南依次为750kVGIS升压站、主厂房。
主入口朝北，主厂房固定端朝西,向东扩建，出线向北，固定端上煤。
脱硫吸收塔布置在间冷塔内，排烟道接入相应的吸收塔。
综合办公楼、锅炉补给水处理、机械通风冷却塔及辅机冷却水泵房布置在厂区北侧、升压站的西侧。
进厂主干道接自改道后的西潼公路，由北侧进入厂区。
施工生产区及施工生活区布置在厂区扩建端东侧。
厂区竖向规划阶梯式布置。
场地雨水采用雨水管、道路及地表综合排水、散流水排入厂外的葱峪河。
图3.3-1本工程工艺流程图
3.5主要设备及环保设施
表3.5-1本工程主要设备及环保设施概况表
项目
单位
***电厂“上大压小”第二台600MW机组扩建工程
规模
MW
1×600
计划投运时间
2012年底
发
电
机
组
锅炉
种类
超临界变压直流炉、单炉膛、一次中间再热
蒸发量
t/h
2141
汽机
种类
超临界一次中间再热、三缸四排汽、空冷凝汽式
额定功率
MW
600
发电机
种类
三相交流同步发电机
容量
MW
600
烟气治理设施
烟气脱硫
方式
石灰石—石膏湿法烟气脱硫
脱硫效率
%
≥95%
除尘器
种类
四电场静电除尘器
除尘效率
%
除尘器效率≥99.8%，湿法脱硫附带除尘效率50%，综合除尘效率不低于99.9%。
烟气脱硝
方式
锅炉装设低氮燃烧器，烟气采用SCR脱硝工艺
效率
%
≥80%
排烟系统
（间冷塔）
高度
m
180
出口直径
m
85
冷却方式
采用表凝式间接空冷
排
水
处
理
酸碱废水
处理方式
化学废水处理系统处理
排放去向
回收处理后回用
工业废水
处理方式
采用澄清、气浮、加药、过滤处理方式
排放去向
回收用于循环水的补充水，无排放
生活污水
处理方式
生物接触氧化法
排放去向
用于厂内绿化
含油污水
处理方式
油水分离器处理
排放去向
排入工业废水处理系统处理后回收利用
脱硫废水
处理方式
石灰中和、絮凝澄清
排放去向
用于干灰加湿
输煤系统冲洗用水
处理方式
煤水处理系统
排放去向
重复利用
灰场灰水
处理方式
干灰场无灰水
排放去向
无排放
固体废物
灰渣
除灰渣方式
灰渣分除，正压气力除灰，风冷干式机械除渣。
输送
汽车运输，综合利用或灰场碾压贮存
石膏
方式
脱水
输送
汽车运输，综合利用或在灰场与灰渣分隔贮存
综合利用条件
设干灰库，干灰散装机装车进行综合利用
石膏脱水便于综合利用
3.6本工程环保概况
表3.6-1本工程环境空气污染物排放状况表
项目
符号
单位
设计煤
校核煤1
校核煤2
备注
烟气排放状况（除尘器出口）
干烟气量
Vg
Nm3/s
653.7
654.5
637.6
湿烟气量
Vo
Nm3/s
704.3
705.2
682.9
空气过剩系数
α
1.44
1.44
1.44
空冷塔参数
出口直径
D
m
85
85
85
出口流速
Vs
m/s
6.5
6.5
6.5
大气污染物的排放状况
SO2
排放速率
MSO2
kg/h
172.7
187.7
165.6
脱硫不设烟气旁路，脱硫效率按95%
排放浓度
CSO2
mg/m3
75.5
81.9
74.2
NOx
排放速率
MNOx
kg/h
183.0
183.2
178.5
安装低氮燃烧器，采用SCR脱硝工艺，脱硝效率≥80%
排放浓度
CNOx
mg/m3
80
80
80
烟尘
排放速率
Ma
kg/h
44.5
33.3
59.3
静电除尘器除尘效率按99.8%，湿法脱硫附带除尘效率按50%计，综合除尘效率为99.9%
排放浓度
Ca
mg/m3
19.5
14.5
26.6
汞
排放速率
Ma
kg/h
0.009
0.012
0.009
汞脱除效率按70%考虑
排放浓度
Ca
mg/m3
0.004
0.005
0.004
本工程各类废污水排放情况见表3.6-2。
表3.6-2本工程废污水排放情况表
项目
排放量
污染因子及浓度
处理方式
排放去向
辅机循环冷却水系统排污水
85m3/h
回收作为脱硫用水、输煤除尘用水等
锅炉补给水处理系统
34m3/h
pH:
2～12
化学废水处理系统
高浊度水进入工业废水回收站；高含盐水用于脱硫工艺用水。
锅炉酸洗水
3000m3/次
pH：
2～12；SS：
5000mg/L；Fe：
3～5mg/L
化学废水处理系统
回收利用
工业废水（包括含油污水）
17m3/h
石油类：
4mg/LCOD：
55mg/L
进入老厂工业废水处理系统
用于辅机循环水补充水、绿化等
脱硫系统废水
14m3/h
SS:
20g/L,Ca2+：
3.5g/L，SO42-5g/L，Cl-20g/L，F-360mg/L,COD：
150mg/L
脱硫废水处理系统
处理达标后用于干灰加湿等
生活污水
1.7m3/h
COD：
150mg/LBOD5：
65mg/L
与7＃共用
生物接触氧化法
回收用于厂区绿化
本工程灰渣量见表3.6-3，脱硫副产品石膏产生量见表3.6-4。
表3.6-3本工程灰渣量表
灰渣量
煤种
小时灰渣量（t/h）
日灰渣量（t/d）
年灰渣量（万t/a）
灰
渣
灰渣
灰
渣
灰渣
灰
渣
灰渣
设计煤种
44.41
7.86
52.27
888.20
157.20
1045.40
26.65
4.72
31.37
校核煤种1
33.19
5.87
39.06
663.80
117.40
781.20
19.91
3.52
23.44
校核煤种2
59.09
10.46
69.55
1181.80
209.20
1391.00
35.45
6.28
41.73
备注
日利用小时数为20小时，年利用小时数为5500小时。
灰渣分配比按：
渣15%，灰85%。
表3.6-4本工程脱硫石膏产生量表
石膏量
煤种
小时产生量（t/h）
日产生量（t/d）
年产生量（万t/a）
设计煤种
10.89
217.74
5.99
校核煤种1
11.83
236.65
6.51
校核煤种2
10.44
208.79
5.74
备注
日利用小时数为20小时，年利用小时数为5500小时。
石膏纯度90%，含水率10%。
4工程建设与产业政策的符合性及与相关规划的符合性分析
本工程上大压小建设1台单机容量60万千瓦的超临界空冷机组，属于《产业结构调整指导目录（2011年本）》中的鼓励类项目；工程建设符合国务院批转发展改革委、能源办《关于加快关停小火电机组若干意见的通知》国发[2007]2号文要求，本工程同步建设脱硫、脱硝装置，利用老厂循环水排水经处理后的中水作为工业水源，节约水资源，完全符合国家产业政策和环保政策。
***电厂位于***市罗敷工业园区内，符合城市规划要求，与***市城市总体规划是相容的。
电厂厂址、灰场均位于规划的华山风景区范围以及外围保护地带范围以外，与华山风景名胜区总体规划是相容的。
5环境质量现状与影响预测结果
5.1环境质量现状
根据环境空气质量现状监测统计结果，华山风景区监测点按照《环境空气质量标准》（GB3095—1996）一级标准评价，其余监测点按照二级标准进行评价。
环境空气质量现状监测结果表明：
各监测点SO2、NO2的1小时平均浓度、日平均浓度均符合相应的国家二级标准，3#华山风景区符合相应的国家一级标准，评价区SO2、NO2环境本底良好，颗粒物现状较差。
水质量现状：
罗敷河水质现状监测结果表明，罗敷河Ⅲ-Ⅲ、Ⅳ-Ⅳ、Ⅴ-Ⅴ断面CODcr和BOD5超标，其余监测项目均满足地表水Ⅲ类标准要求。
厂址区地下水监测结果表明，地下水径流上游方向水质良好，下游方向有部分监测项目超标。
灰场区无论是丰水期还是枯水期周边地下水水质均较好，满足地下水Ⅲ类质量标准。
噪声现状监测结果表明，噪声敏感点昼间噪声值满足《声环境质量标准》（GB3096－2008）2类标准；二、三期厂界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）3类标准；拟建电厂厂址区环境噪声满足《声环境质量标准》（GB3096－2008）3类标准。
5.2影响预测结果
5.2.1环境空气影响预测结果
本工程采用烟塔合一排烟方式，大气预测利用德国的AUSTAL2000模型。
预测结果表明：
（1）本工程环境空气污染物SO2、烟尘、NOX（NO2）及汞的排放均能满足GB13223-2011标准的要求。
（2）本期工程贡献的SO2、NO2小时最大地面浓度超标，超标点位于厂址以南的***山上；SO2、NO2及PM10日平均浓度和年平均浓度均满足标准要求，所有敏感点上的预测浓度值都很小。
（3）对华山风景区的预测结果：
SO2、NO2小时最大浓度为0.041mg/m3和0.036mg/m3；SO2、NO2及PM10日平均浓度分别为0.0045mg/m3
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