某火力发电厂2×600MW扩建工程环评报告

1、PAGE HN省XXX电厂2600MW扩建工程环境影响报告书建设单位:HN大唐XXX发电厂扩建工程筹建处编制单位:XXX环境保护科学研究所项目承担单位:XXX环境保护科学研究所评价证书:国环评证甲字第XXX号法人代表:XX协作单位:LD市环保所LD市环境监测站LSJ市环境监测站项目负责人:XXX（副研究员）项目成员:XXX（环评岗字第AXXXXXXX号）XXX（环评岗字第AXXXXXXX号）XXX（环评岗字第AXXXXXXX号）XXX（环评岗字第AXXXXXXX号）校对:XXX（环评岗字第AXXXXXX号）审核:XXX（副研究员）XXX（副研究员）目 录 TOC o 1-2 h z HYPER

2、LINK l _Toc63740643 1.前言 PAGEREF _Toc63740643 h 1 HYPERLINK l _Toc63740644 2.编制依据 PAGEREF _Toc63740644 h 3 HYPERLINK l _Toc63740645 2.1项目名称、规模及基本构成 PAGEREF _Toc63740645 h 3 HYPERLINK l _Toc63740646 2.2评价依据 PAGEREF _Toc63740646 h 3 HYPERLINK l _Toc63740647 2.3环评工作等级、评价范围及评价标准 PAGEREF _Toc63740647 h 4

3、 HYPERLINK l _Toc63740648 2.4环境敏感区域及保护目标 PAGEREF _Toc63740648 h 6 HYPERLINK l _Toc63740649 3.电厂概况及工程分析 PAGEREF _Toc63740649 h 8 HYPERLINK l _Toc63740650 3.1现有电厂概况 PAGEREF _Toc63740650 h 8 HYPERLINK l _Toc63740651 3.2拟建电厂地理位置 PAGEREF _Toc63740651 h 12 HYPERLINK l _Toc63740652 3.3占地概要 PAGEREF _Toc6374

4、0652 h 12 HYPERLINK l _Toc63740653 3.4灰场及贮灰方案 PAGEREF _Toc63740653 h 12 HYPERLINK l _Toc63740654 3.5扩建工程设备及环保设施概况 PAGEREF _Toc63740654 h 13 HYPERLINK l _Toc63740655 3.6燃料 PAGEREF _Toc63740655 h 15 HYPERLINK l _Toc63740656 3.7水源及排水 PAGEREF _Toc63740656 h 16 HYPERLINK l _Toc63740657 3.8电厂生产工艺流程 PAGERE

5、F _Toc63740657 h 19 HYPERLINK l _Toc63740658 3.9烟气脱硫系统 PAGEREF _Toc63740658 h 19 HYPERLINK l _Toc63740659 3.10电厂烟气排放量 PAGEREF _Toc63740659 h 24 HYPERLINK l _Toc63740660 3.11电厂废水排放 PAGEREF _Toc63740660 h 25 HYPERLINK l _Toc63740661 3.12固体废物处置及综合利用 PAGEREF _Toc63740661 h 25 HYPERLINK l _Toc63740662 3.

6、13噪声 PAGEREF _Toc63740662 h 28 HYPERLINK l _Toc63740663 3.14扩建工程前后污染物总量变化情况 PAGEREF _Toc63740663 h 28 HYPERLINK l _Toc63740664 3.15建设计划 PAGEREF _Toc63740664 h 30 HYPERLINK l _Toc63740665 4.受拟建项目影响区域环境状况 PAGEREF _Toc63740665 h 31 HYPERLINK l _Toc63740666 4.1地形 PAGEREF _Toc63740666 h 31 HYPERLINK l _T

7、oc63740667 4.2水文 PAGEREF _Toc63740667 h 31 HYPERLINK l _Toc63740668 4.3气象 PAGEREF _Toc63740668 h 32 HYPERLINK l _Toc63740669 4.4厂址所在区域环境空气现状 PAGEREF _Toc63740669 h 45 HYPERLINK l _Toc63740670 4.5水环境质量现状评价 PAGEREF _Toc63740670 h 57 HYPERLINK l _Toc63740671 4.6噪声环境质量现状评价 PAGEREF _Toc63740671 h 68 HYPE

8、RLINK l _Toc63740672 4.7自然景观和旅游资源 PAGEREF _Toc63740672 h 72 HYPERLINK l _Toc63740673 4.8社会环境概况 PAGEREF _Toc63740673 h 73 HYPERLINK l _Toc63740674 5.环境影响预测及评价 PAGEREF _Toc63740674 h 76 HYPERLINK l _Toc63740675 5.1大气环境影响预测及评价 PAGEREF _Toc63740675 h 76 HYPERLINK l _Toc63740676 5.2水环境影响分析 PAGEREF _Toc63

9、740676 h 90 HYPERLINK l _Toc63740677 5.3噪声影响预测及评价 PAGEREF _Toc63740677 h 93 HYPERLINK l _Toc63740678 5.4贮灰场环境影响分析 PAGEREF _Toc63740678 h 97 HYPERLINK l _Toc63740679 5.5水土流失及水土保持方案 PAGEREF _Toc63740679 h 99 HYPERLINK l _Toc63740680 5.6生态环境影响分析 PAGEREF _Toc63740680 h 101 HYPERLINK l _Toc63740681 5.7煤场

10、扬尘的环境影响分析 PAGEREF _Toc63740681 h 102 HYPERLINK l _Toc63740682 5.8风险预测 PAGEREF _Toc63740682 h 103 HYPERLINK l _Toc63740683 6.电厂专用公、铁路工程环境影响评价 PAGEREF _Toc63740683 h 106 HYPERLINK l _Toc63740684 6.1铁路线路环境影响分析 PAGEREF _Toc63740684 h 106 HYPERLINK l _Toc63740685 6.2电厂专用公路线及环境影响分析 PAGEREF _Toc63740685 h

11、111 HYPERLINK l _Toc63740686 7.脱硫系统环境影响分析 PAGEREF _Toc63740686 h 113 HYPERLINK l _Toc63740687 7.1脱硫工艺方案分析 PAGEREF _Toc63740687 h 113 HYPERLINK l _Toc63740688 7.2项目投资 PAGEREF _Toc63740688 h 114 HYPERLINK l _Toc63740689 7.3环境影响分析 PAGEREF _Toc63740689 h 114 HYPERLINK l _Toc63740690 7.4脱硫工程的环境效益分析 PAGER

12、EF _Toc63740690 h 115 HYPERLINK l _Toc63740691 8.公众参与调查与拆迁安置 PAGEREF _Toc63740691 h 117 HYPERLINK l _Toc63740692 8.1公众参与调查 PAGEREF _Toc63740692 h 117 HYPERLINK l _Toc63740693 8.2拆迁安置 PAGEREF _Toc63740693 h 119 HYPERLINK l _Toc63740694 9.工程污染防治对策 PAGEREF _Toc63740694 h 120 HYPERLINK l _Toc63740695 9.

13、1空气污染防治对策 PAGEREF _Toc63740695 h 120 HYPERLINK l _Toc63740696 9.2水污染防治对策 PAGEREF _Toc63740696 h 120 HYPERLINK l _Toc63740697 9.3煤尘及灰场扬尘防治对策 PAGEREF _Toc63740697 h 123 HYPERLINK l _Toc63740698 9.4噪声污染防治对策 PAGEREF _Toc63740698 h 123 HYPERLINK l _Toc63740699 9.5施工期的污染防治措施 PAGEREF _Toc63740699 h 124 HYP

14、ERLINK l _Toc63740700 9.6拟建工程主要环保措施汇总 PAGEREF _Toc63740700 h 125 HYPERLINK l _Toc63740701 10.清洁生产和总量控制 PAGEREF _Toc63740701 h 127 HYPERLINK l _Toc63740702 10.1清洁生产 PAGEREF _Toc63740702 h 127 HYPERLINK l _Toc63740703 10.2总量控制 PAGEREF _Toc63740703 h 129 HYPERLINK l _Toc63740704 11.环境管理与监测 PAGEREF _Toc

15、63740704 h 131 HYPERLINK l _Toc63740705 11.1现有电厂的环境管理与监测 PAGEREF _Toc63740705 h 131 HYPERLINK l _Toc63740706 11.2扩建工程的环境管理与监测 PAGEREF _Toc63740706 h 132 HYPERLINK l _Toc63740707 12.环保投资估算与效益简要分析 PAGEREF _Toc63740707 h 135 HYPERLINK l _Toc63740708 12.1环保投资估算 PAGEREF _Toc63740708 h 135 HYPERLINK l _To

16、c63740709 12.2效益分析 PAGEREF _Toc63740709 h 136 HYPERLINK l _Toc63740710 13.厂址方案比选 PAGEREF _Toc63740710 h 138 HYPERLINK l _Toc63740711 13.1厂址位置及自然环境比较 PAGEREF _Toc63740711 h 138 HYPERLINK l _Toc63740712 13.2取水及排水条件比较 PAGEREF _Toc63740712 h 140 HYPERLINK l _Toc63740713 13.3灰场方案比较 PAGEREF _Toc63740713 h

17、 140 HYPERLINK l _Toc63740714 表13-4 备选厂址灰场条件比较 PAGEREF _Toc63740714 h 140 HYPERLINK l _Toc63740715 13.4燃料运输比较 PAGEREF _Toc63740715 h 141 HYPERLINK l _Toc63740716 13.5占地及拆迁安置的比较 PAGEREF _Toc63740716 h 141 HYPERLINK l _Toc63740717 13.6对城市发展规划的影响比较 PAGEREF _Toc63740717 h 142 HYPERLINK l _Toc63740718 13

18、.7对环境敏感点影响的比较 PAGEREF _Toc63740718 h 142 HYPERLINK l _Toc63740719 13.8方案比选小结 PAGEREF _Toc63740719 h 143 HYPERLINK l _Toc63740720 14.结论与建议 PAGEREF _Toc63740720 h 144 HYPERLINK l _Toc63740721 14.1电厂建设的必要性 PAGEREF _Toc63740721 h 144 HYPERLINK l _Toc63740722 14.2环境质量现状 PAGEREF _Toc63740722 h 144 HYPERLI

19、NK l _Toc63740723 14.3关于达标排放 PAGEREF _Toc63740723 h 146 HYPERLINK l _Toc63740724 14.4环境影响主要预测结果 PAGEREF _Toc63740724 h 147 HYPERLINK l _Toc63740725 14.5污染物总量控制 PAGEREF _Toc63740725 h 149 HYPERLINK l _Toc63740726 14.6公众参与 PAGEREF _Toc63740726 h 150 HYPERLINK l _Toc63740727 14.7方案比选 PAGEREF _Toc637407

20、27 h 150 HYPERLINK l _Toc63740728 14.8500KV升压站电磁环境影响 PAGEREF _Toc63740728 h 150 HYPERLINK l _Toc63740729 14.9评价结论 PAGEREF _Toc63740729 h 150 HYPERLINK l _Toc63740730 14.10建议 PAGEREF _Toc63740730 h 150附件：附件1：立项文件附件2：国家环保总局环境工程评估中心关于工作大纲的评估意见附件3：HN省环保局关于本项目评价执行标准的函附件4：HN省LD市环保局关于本项目二氧化硫排放指标的函附件5：HN省环保

21、局关于本项目二氧化硫排放总量指标的函附件6：供煤合同5份附件7：锅炉燃煤设计煤质参数附件8：关于NOX排放量的承诺函附件9：HN省小火电机组关停规划附件10：固废综合利用协议5份附件11：公众参与调查表6份附图：附图1：地理位置图附图2：方案1平面布置图附图3：方案3平面布置图附图4：XXX贮灰场平面布置图附图5：XXX贮灰场平面布置图附图6：方案1噪声监测点示意图附图7：方案3噪声监测点示意图附图8：评价水域功能区划及取水口位置示意图附图9：大气、水环境现状监测布点图附图10：SO2、NO2日均贡献值等值浓度曲线图附图11：声环境影响预测结果PAGE 32前言HN省XXX电厂位于LD市所属L

22、SJ市(县级市)，是60年代末至70年代初建设的“三线”大型骨干坑口发电厂，现有装机容量600MW（250+4125），曾担负着全省40%以上的火力发电任务，是湘中、湘西南地区唯一的大型电源支承点。根据机组服务年限，该厂所有机组将接近退役期限，XXX电厂这个曾被誉为“三湘明珠”的HN省第一座高温高压火电厂的生存与发展面临着新的挑战，LD地区这个曾为国家做出过重大贡献的老能源基地，面临着煤电产业链断裂的危险，涟邵矿务局和一大批国有煤矿企业的出路和发展受到严重威胁，十多万煤炭职工面临新的困境。为了充分利用电厂现有条件，发挥坑口电站和负荷中心的优势，为了满足工农业生产的需要，维护社会安定，XXX电厂

23、提出2600MW机组扩建工程。根据建设项目环境保护管理的有关规定，XXX电厂委托我所（HN省环境保护科学研究所）承担该项工程环境影响评价工作。我所于2002年7月底完成了对工程厂址周围环境的调查以及资料收集工作，编制了“HN省XXX电厂2600MW机组扩建工程环境影响评价工作大纲”，并通过了国家环境工程评估中心组织的专家评审，按环境影响评价大纲及其批复要求，我所及协作单位对工程所在地进行了现场调查和监测工作，在充分了解评价区域的环境现状及环境特征，对现状监测资料和工程及相关资料分析整理的基础上，按照有关的技术规范及大纲要求对拟建项目周围环境进行了综合分析影响预测的基础上，编制了本报告书。本项目

24、在初步可行性阶段提出了麻溪(方案1)和清塘(方案2)两个比选厂址，2002年8月通过了中国国际工程咨询公司的评估，评估认为，两个厂址方案都是可行的，但从取水距离、铁路专用线接轨、厂址土石方工程量、投资及对城市的环境影响的初步比较来看，麻溪厂址较优，工程可行性研究以麻溪为推荐厂址，因此环评工作（包括环评大纲）以麻溪厂址为主要评价对象，清塘厂址作比较方案进行评价。随着项目进展的深入，工程可研阶段在进一步的厂址比较中,建设单位和设计单位于2003年7月又提出了麻溪厂址的补充方案老屋场厂址(方案3)，与此同时，电厂烟气由原来预留脱硫场地变为同步上脱硫设施。至此，可研阶段最终提出了三个比选厂址，但这三个

25、厂址相距较近，特别是麻溪厂址补充方案（方案3）与麻溪厂址（方案1）都位于XXX乡境内，两址相距不到4km，区域环境状况相差不大。在方案3提出以前，环评工作的污染气象观测和环境质量现状调查等主要以第1方案为基础。为了全面反应各厂址对环境的影响情况，报告书针对方案3补做了部分现场监测工作、公众参与调查等，并以推荐的方案3为主要评价对象。 根据大纲要求，评价工作以空气环境影响评价和工程污染源分析为重点。按环评大纲要求，本次评价于2003年2月下旬至2003年3月上旬进行了冬季一期现状监测，并同期进行了高空气象条件的观测。本报告书由HN省环保科研所组织编写，环境质量现状监测工作由LD市环保监测站承担。

26、在本报告书的编制过程中，得到了政府有关部门、各级环保部门、电力主管部门、建设单位及有关专家的大力支持和帮助，在此我们深表谢意。编制依据项目名称、规模及基本构成根据国家发改委2003149号文对扩建工程的批复，HN省XXX电厂2600MW机组扩建工程基本情况如下表。表2-1 项目基本构成项目名称HN省XXX电厂2600MW机组扩建工程建设单位HN省XXX电厂规模MW项 目单机容量及台数总容量现有电厂2504125600本 期26001200扩建后250412526001800辅助工程铁路、公路方案1：铁路长约5.7km，公路长约5.6km方案2：铁路长约3.1km，公路长约4.2km方案3：铁路

27、长约1.7km，公路长约0.6km配套工程500kV升压站500kV变压器以外，还有500kV配电装置及500kV输电线路的端头备 注易地扩建，与原有电厂相距约8km（方案1）。评价依据2.2.1编制依据中华人民共和国环境保护法；建设项目环境保护管理条例国务院令第253号；建设项目环境保护分类管理名录；中华人民共和国水污染防治法；中华人民共和国大气污染防治法；中华人民共和国清洁生产促进法2002年6月29日第九届全国人民代表大会常务委员会第二十八次会议通过；中华人民共和国水土保持法1991年6月29日第七届全国人民代表大会常务委员会第二十次会议通过；中华人民共和国环境影响评价法2002年10月

28、28日第九届全国人民代表大会常委员会第三十次会议通过；国务院关于酸雨控制区和二氧化硫污染控制区有关问题的批复；XXX电厂扩建工程（2600MW）项目建议书HN省电力工业局1999.10评价委托书：关于XXX电厂扩建工程环境影响评价委托函；经国家环保总局批复的HN省XXX电厂2600MW机组扩建工程环境影响评价大纲；国家环保总局环境工程评估中心文件国环评估纲2002224关于HN省XXX电厂2600MW机组扩建工程环境影响评价大纲评估意见；HN省LSJ城市总体规划，LSJ市人民政府编；HN省LSJ游游发展规划，LSJ市人民政府；HN省LSJ市环境保护“十五”规划；HN省环保局湘环函2002121

29、号关于HN省XXX电厂2600MW机组扩建工程二氧化硫排放总量指标的函；HN省LD市环保局娄环函200235号关于HN省XXX电厂2600MW机组扩建工程二氧化硫排放总量指标的函；HN省环保局湘环函2003109号文关于HN省XXX电厂2600MW机组扩建工程环境影响评价执行标准的函。20.工业节水“十五”规划国经贸资源20011017号21.关于加强燃煤电厂二氧化硫污染防治工作的通知环发2003159号2.2.1 采用的技术规范环境影响评价技术导则HJ/T2.12.3-93，HJ/T2.4-1995，HJ/T-19-1997，国家环保总局；火电厂建设项目环境影响报告书编制规范HJ/T1319

30、96；火力发电厂节水导则DL/T783-2001环境空气质量标准GB3095-96地表水环境质量标准GB3838-2002；火电厂大气污染物排放标准GB13223-96；污水综合排放标准GB8978-96；城市区域环境噪声标准GB3096-93工业企业厂界噪声标准GB12348-90。开发建设项目水土保持方案技术规范（SL204-98）；一般工业固体废物贮存处置场污染控制标准GB18599-2001；环评工作等级、评价范围及评价标准2.3.1 评价工作等级按可研设计煤种及燃煤耗量，上脱硫设施后，按90%脱硫效率，XXX电厂扩建工程环境空气污染物最大等标排放量为PNOx=33.31092.510

31、9，PSO2=1.610995.0%、98.5%烟囱型式单管负压烟囱高度m(3#) 180、(4#) 240出口内径m5.0NOx控制措施方式无效果/冷却水方式混合供水m3/h循环冷却水23500、直流冷却水26500排水处理方式种类分散处理、集中排放处理量t/a1424104(不包括直流冷却水)灰渣处理方式种类灰渣分除，水力输送灰场，部分利用处理量t/a48104灰渣综合利用设备种类渣、灰综合利用制水泥用量t/a10104注：现有电厂按年运行5000小计计算。3.1.4 现有电厂煤源及煤质电厂现有工程采用当地低硫、高灰份、低热值无烟煤，煤质参数见下表。表3-2 现有电厂燃煤状况机组号烟囱号燃

32、料来源配比%耗煤量供电煤耗t/ht/d104t/ag(标煤)/(KW.h)16号3#4#涟邵、LSJ、新化、涟源无3004100150467煤质说明：当地无烟煤。年平均运行5000小时。以火车、汽车运输表3-3 煤质分析项目符号设计值单位工业分析收到基水分Mar8.30%收到基灰分Aar32.39可燃基挥发分Vdaf6.2收到基低位发热量Qnet,ar19718KJ/kg元素分析碳Car55.87%氢Har2.07氮Nar0.88全硫St.ar0.50.73.1.5 水源、用水量XXX电厂现有电厂用水取自资江，用水水量见下表。表3-4 现有工程用水量(2001年统计)水源各种类水源名称用途单位

33、循环值新鲜水量耗水指标m3/(s.GW)0.81地表水资江循环冷却水104t/a117501609(补水)直流冷却水104t/a/13250工业用水104t/a/1632冲灰水104t/a600418生活用水104t/a/15.8合计16924.8注：工业用水指冷却水、冲灰水除外的工业用水。3.1.6 现有污染源的治理状况1)灰渣XXX电厂现有灰渣采用水灰场储灰渣。正在服役的灰场为二灰场，该灰场在厂址东北面的一山沟中，距厂约1.5km。本电厂目前采用灰渣分除的方式，炉渣全部综合利用，灰则以水力输送至灰场。2）废气、废水治理情况据调查，XXX电厂现有16号机组污染物均能达到相应的排放标准，污染物

34、参数见下表。表3-5 现有电厂污染物排放情况项目监测因子机组号烟囱号项目单位数值处理方式达标情况大气污染物SO21#4#4#（240m）排放量t/a6453无达标排放浓度mg/Nm39435#6#3#（180m）排放量t/a5487无达标排放浓度mg/Nm3853NOx1#4#4#排放量t/a7373无/排放浓度mg/Nm310785#6#3#排放量t/a5743排放浓度mg/Nm3892烟尘(除尘器出口)1#4#4#排放量t/a10764文丘里水膜除尘达标(GB13223-96时段)排放浓度mg/Nm315745#6#3#排放量t/a5264电除尘达标排放浓度mg/Nm3817水污染物酸碱废

35、水排放量(定期排放)104t/a14.6中和达标含油废水排放量104t/a/隔油回用生活污水排放量104t/a103氧化池达标冷却塔排污水104t/a1424/锅炉酸洗水定期均匀排放量/输煤系统冲洗水排放量沉淀达标冲洗水排放量冲灰水排放量104t/a1018浓缩沉淀达标冷却水排放（14#机组）104t/a11925灰渣排放量104t/a48水力混除堆放灰场厂房噪声dB(A)85隔声降噪达标厂界噪声dB(A)58隔声绿化达标3.1.7 现有电厂存在的主要问题根据对现有电厂生产及排污情况的调查，XXX电厂现有老机组已采取了多项措施，如16号机组除尘器进行了改造，炉渣全部综合利用，粉煤灰部分用于水泥

36、掺合料，部分用于烧砖，据调查目前每天外销粉煤灰约50车（500吨），冲灰渣水进行了回用，减少了废水外排量，环评认为现有电厂主要问题是机组规模较小，煤耗量较大（50MW机组耗煤为520g/kwh），因而单位发电量的环境污染较大，因此，在本期2台600MW机组投产前必须按“以大代小，以新带老”的原则对2台50MW机组进行关闭。拟建电厂地理位置拟建厂址（推荐方案3）地处HN省LD市LSJXXX乡振兴村，东北距LD市约60km，北距LSJ市6.5km，XXX电厂老厂址约5km，厂址东南面1km处为XXX火车站，厂区西面与1808线紧邻，东面邻山。厂址地理位置见附图1。厂区东南侧用于布置厂内铁路企业站。

37、厂区设计标高高于百年一遇洪水水位，基本不受洪水威胁。厂址区为侵蚀岩溶低山丘陵地貌景观，地质较稳定，工程地质条件较好，其基本地震烈度小于6度。占地概要拟建工程推荐方案(方案3)厂区可利用场地东南北方向宽约900m，东北至西南方向长约1.4km，规划厂区共用地30.7hm2。厂址区目前主要为疏林丘岗、旱地、鱼塘，在冲沟中有少量水田和菜地，本厂址占用耕地150亩，需拆迁农户约140户600人。其占地概要见下表。表3-6 拟建工程占地概要（方案1）名 称占地面积土地功能备 注厂 区32.7hm2疏林丘岗地、水田和旱地生活区/不新建灰 场58.78104 m2山沟地禾毛冲灰场专用铁路长1.7km 荒地、

38、少量耕地公路小于1.0km长其 它9.2104 m2一般旱地厂区边坡、排洪设施等 HYPERLINK l 目录灰场 灰场及贮灰方案3.4.1 灰场根据项目可研：有两个备选灰场，即下扶桥灰场、禾毛冲灰场。下扶桥灰场位于LSJ市XXX乡；禾毛冲灰场位于LSJ市XXX乡禾毛冲村。麻溪厂址选用下扶桥灰场，清塘和麻溪补充厂址选用禾毛冲灰场。两个灰场均为山谷灰场，灰场占用的均为一般农田。其名称、位置、距离见下表3-7。表3-7 各灰场与各厂址直线距离灰场名称至麻溪（方案1）厂址灰管长度 (km)至清塘（方案2）厂址灰管长度(km)至老屋场（方案3）厂址灰管长度(km)禾毛冲灰场东北6.5正南5.2东1.0

39、下扶桥灰场东南2.5正南10.5正南4.8灰场的主要指标见表3-8。表3-8 灰场主要指标灰场名称面积(104m2)总库容(104m3)最终坝顶高程(m)最终坝高(m)贮灰年限(年)最终主坝轴线长(m)最终副坝轴线长(m)禾毛冲灰场58.7815752805020450320下扶桥灰场43.7415492703520500400灰场拆迁及占地情况见表3-9。表3-9 灰场拆迁及占地项目禾毛冲灰场下扶桥灰场拆迁户数(户)2529拆迁人数(人)135112水田面积(m2)1670020500旱田面积(m2)47003700旱地面积(m2)2000012400林地面积(104m2)21.28.13经

40、济作物面积(m2)020500水塘、鱼塘面积(m2)200083003.4.2 贮灰方案湿灰场与干灰场相比，干灰场对环境的影响主要是二次扬尘，而湿灰场方案耗水量较干灰场大，湿灰场灰水可能对地下水体环境造成二次污染，如果发生干滩，也可能产生扬尘污染，因此根据国家相关政策，环评推荐干灰场方案；本工程可研经环保和经济技术方案比较，推荐干灰场方案。扩建工程设备及环保设施概况电厂现有工程及本期扩建工程主要设备及环保设施概况如下表所示。表310 主要设备及环保设施概况表项 目单位现有机组(1、2、3、4、5、6号机组)本期机组出力及开始运行时间出 力MW250、41252600时 间19721973、19

41、761977、19831984年2005年2006年锅炉种 类煤粉炉自然循环汽包炉蒸发量t/h2220、440022008汽 机种 类高温高压引进型亚临界中间再热出 力MW250、41252600发电机种 类双水内冷水氢氢汽轮发电机功 率MW250、41252600烟气治理设备烟气脱硫装置种 类无湿式石灰石-石膏法脱硫效 率/90%烟气除尘装置种 类15#机组采用文丘里+水膜除尘器、6#机组采用四电场电除尘器五电场电除尘器效 率水膜除尘95.5%、电除尘98.5%99.81%烟囱型 式单管负压烟囱单管负压烟囱高 度m(14#) 240、(5#、6#) 180210出口内径m5.08.5NOX控

42、制措施种 类无低氮燃烧器效 果/2040%冷却水方式供水m3/h循环冷却水23500、直流冷却水26500循环供水,循环补水0.96 m3/s排 水 处理 方 式种 类分散处理、集中排放分散处理，集中排放处理量t/a1424104(不包括直流冷却水)外排323.6104灰 渣 处理 方 式种 类灰渣分除，水力输送灰场，部分利用灰渣分除，灰场存储出 力t/a4810491.1104（其中灰量81.9104）灰渣综合利用设备种 类渣、灰综合利用制水泥干灰库集中用 量t/a10104制砖、水泥掺合料升压站500KV由上表可见，XXX电厂现有机组锅炉烟气仅经麻石水膜除尘或四电场除尘，没有脱硫设施。此外

43、，现有的1#4#机组冷却水为直流供水，冷却水排放量大，为避免上述环境污染问题，拟建工程在污染控制方面将有很大改变。 锅炉燃烧产生的烟气经电除尘器、石灰石石膏法脱硫后由引风机送至210M高烟囱排出。 除灰渣系统采用灰渣分除，除尘器下的飞灰由干式除灰系统收集至灰库，灰库底部设有三个排灰口：两个湿灰口、一个干灰口。设用灰采用带式输送系统将灰送至灰场贮存，待条件成熟再综合利用。 锅炉渣采用大倾角刮板捞渣机直接输渣至储渣仓，锅炉底渣的粒化、冷却、脱水、储存连续完成。储渣仓内的存渣采用汽车外运综合利用。 电厂用水取自资江，经江边循环水泵泵入汽轮机凝汽器，使作功后的汽轮机乏汽凝结成水，凝结水经精处理后再进入

44、锅炉加热汽化。升温后的循环冷却水送入冷却塔系统冷却再闭式循环利用。 部分循环水进水经净水站凝聚、澄清后送至厂区化学处理间，使生水符合锅炉给水水质要求，送入锅炉作为补充水。化学废水经处理后回收。燃料LD地区是HN省煤炭基地之一，全区已探明储量近12亿吨，年开采能力1500万吨。在拟建电厂所在地周边50km范围内的煤矿近20个，因此，XXX电厂是一个条件较好的坑口发电厂。电厂现有机组燃用当地低挥发份无烟煤，也是我国首次在大型锅炉上全烧无烟煤的电厂。根据HN省计委、省煤炭工业局、省电力工业局的有关文件（见附件）和地方煤炭部门的承诺，新建的2600MW机组仍燃用当地无烟煤，拟建电厂来煤大部分(190万

45、吨)由铁路运输，小部分(77.3万吨)由公路运输。铁路专用线由湘黔线XXX站接轨进厂，公路运输由省道1808线经电厂专用公路进厂，进厂燃煤经翻车机翻卸后送入煤场，并经燃料运输系统送到制粉系统，再进入锅炉燃烧，使加热后的过热蒸汽进入汽轮机带动发电机发电。拟建工程煤质、煤耗见下表。表311 2600MW机组燃料工业分析和元素分析表项目符号单位设计煤种校核煤种（1）校核煤种（2）元素分析收到基碳Car%53.1247.5559.00收到基氢Har%1.711.51.57收到基氧Oar%1.531.41.47收到基氮Nar%0.580.980.55收到基全硫St,ar%0. 80.80.6工业分析收到

46、基灰份Aar%32.8738.2427.81收到基水份Mt%9.399.539.00空气干燥基水份Mad%1.120.861.18干燥无灰基固定碳Cdaf%92.0091.0093.00干燥无灰基挥发份Vdaf%8.009.007.00收到基低位发热量Qnet,arkj/kg195691741221231表3-12 2600MW机组燃料消耗表项 目单 位消耗量备 注设计煤种校核煤种1校核煤种2小时耗量t/h594666.46546.58日耗量t/d1188013329.210931.6按每日20小时计年耗量104t/a267.3299.91245.96年运行小时h4500煤炭供应方案如下：表

47、3-13 电厂燃料煤供应供煤部门可供煤数量万吨/年运输方式新化县煤炭局及煤炭公司50铁路、汽车涟邵矿业集团245铁路、汽车涟源市煤炭局及煤炭公司53铁路、汽车LD市煤炭局及煤炭公司42铁路、汽车LSJ市煤炭局及煤炭公司70汽 车合 计 =SUM(ABOVE) 460电厂煤场区包括干煤棚、露天煤场、煤场雨水沉淀池、含煤废水处理站、汽车卸车室、推煤机库等。煤场总长380m，宽99m，其中大跨度煤棚长160m、宽100m，煤场设计堆煤高度14m。大跨度干煤棚可储干煤8.32万吨，可满足2600MW机组7天的耗煤,贮煤场总贮煤量约22.2万吨,可满足2600MW机组18.7天的耗煤量。水源及排水拟建工

48、程采用单元制带冷却塔的闭式循环供水系统，冷却塔采用双曲线自然通风冷却塔，补充水源为资江(地面水)，补充取水量为0.96m3/s。拟建电厂所处资江河段河床稳定，水质较好，含砂量低。厂址紧靠资江，其取水口P=97%的设计最小流量为23.5m3/s，补充水泵房敞开式取水。取水口位置见附图8。资江是HN省境内的四大水系之一，分南源与西源，南源大夷水，源于广西自治区资源县越城岭北麓，流经广西的资源、HN的新宁、邵阳等县市。西源赫水源于HN的城步县青界山黄马界，流经武冈、隆回等县市。两水在邵阳县双江口汇合后称为资水。流经邵阳、新邵、LSJ、新化、安化、桃江等县市，至益阳市甘溪港注入洞庭湖。干流长653公里

49、，流域面积28142平方公里，HN境内26738平方公里，多年平均径流量217.4亿立方米。本扩建工程用水量情况见表3-14、表3-15，全厂水量平衡图见图3-1。表3-14 循环水量表机组容量(MW)凝汽量(t/h)循环水量(m3/h)备注凝汽器用水辅机用水总循环水量26002516.38956346000101634冬季1247406000130740夏季表3-15 补充水量表项目水量(m3/d)回收(m3/d)平均小时耗水（m3/h）备注冷却塔蒸发损失4579201908冷却塔风吹损失31440131工业用水31200312000回收用于循环水补充水循环水排污损失197769648101

50、28部分回收用于脱硫、定排坑冷却水锅炉补给水3600720120燃油泵房工业区用水净损失2401444部分回收用于循环补充水空调系统补给水12005翻车机喷雾抑尘288012生活用水损耗2401922部分回收用于循环系统补水除渣系统补水1224051除渣水系统闭式循环输煤冲洗系统补水2401683输煤冲洗系统闭式循环干灰加湿864036脱硫系统补水4800960160部分回收水重复用于冲渣输煤除尘系统补充水120722输煤除尘水系统闭式循环煤场喷洒240010主厂房地面冲洗水2401683经含煤废水处理站回收绿化用水240010道路喷洒用水12005含煤废水处理损失4802汽车冲洗12005锅

51、炉定排冷却水损失38400160净化站自用水39360164未预见水量损耗58320243煤场雨水净输入-2400-10合计1260244327234480.96m3/s(0.80 m3/s)小时用水按每日24小时计算值。164净化站210翻车机室喷雾抑尘空调补充水处理装置排污汽车洗涤用水未预见水量净化站自用水3115（3448）取自资水2967（3284）化学水车间生活用水燃油泵房工业用水生活污水处理开式循环冷却水工业废水处理损失冷却塔损失101634（130740）302569（2863）414损失1012030220（243）15051010512125凝汽器风吹损失95634（1247

52、40）6000600095634（124740）排至资水锅炉补给水损失2100损失锅炉定期排冷却水451101634(130740)140（164）148（154）损失8（10）锅炉排污20脱硫系统道路浇洒用水道路浇洒用水损失160废水回用干灰加湿除渣系统8736513651损失损失运煤系统冲洗运煤系统除尘厂房地面冲洗含煤废水处理煤场洒水煤场雨水沉淀池损失损失5105101760251051010102损失323损失损失损失7371719082555（2849）687040402005蒸发损失10损失说明：本图按2600MW机组计算水量，循环浓缩倍率K=3括号外为年平均用水量，括号内为热季用水

53、量，单位为m3/h年平均耗水量为0.721m3/hs.GW，热季耗水量为0.798 m3/hs.GW图3-1 2600MW机组给排水平衡图292回收脱硫废水处理系统159电厂生产工艺流程XXX电厂为燃煤凝汽式火力发电厂，燃煤由铁路和公路运至煤场，经输煤系统、制粉系统后送入锅炉燃烧，锅炉产生的高温高压蒸汽送汽轮机做功，并带动发电机发电。电能由线路送至用户。汽轮机排汽送入凝汽器冷凝后送锅炉循环使用，燃烧产生的烟气进入静电除尘器除尘后再脱硫处理，除尘后的烟气由引风机送至脱硫增压风机后进入脱硫塔脱硫，脱硫后的烟气由引风机送烟囱排放。烟气中的SO2、NOX、烟尘为电厂外排的主要污染物。燃烧产生的渣和除尘

54、器捕集下来的灰分别由除渣、除灰系统收集处理。除渣拟采用大倾角刮板捞机直接输渣至渣仓，储渣仓内的存渣采用运渣汽车外运。拟建工程厂内飞灰集中都推荐采用气力输送系统收集至灰库的集灰方式，灰库底部设有3个排灰口：两个湿灰口，一个干灰口。加湿的飞灰厂外输送将采用汽车输送系统或胶带机输送系统（对应干灰场）。本期电厂生产工艺流程如图3-2所示。烟气脱硫系统3.9.1 工艺流程根据项目可研，本工程烟气脱硫拟采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺。拟建电厂脱硫设备集中布置在电厂烟囱后面的场地内，两台脱硫装置基本以烟囟中心线为对称，占地面积17058m2。其主要工艺流程如图3-3所示。石灰石-石膏湿法脱硫工艺采用廉价易得的

55、石灰石作脱硫剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收浆液。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的CaCO3及鼓入的氧化空气进行化学反应被脱除，最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去带出的细小液滴，后经烟囟排入大气。脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收，由于吸收浆的循环利用，脱硫吸收剂的利用率很高。该工艺适于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，按项目可研，脱硫率不低于95%，保证率90%。石灰石-石膏湿法脱硫工艺脱硫过程的主要化学反应为：在脱硫吸收塔内，烟气中的SO2首先被浆液中的水吸收，与浆液中的CaCO3反应生成CaSO3，CaSO3被空气中的O2氧化，最终生成石膏晶体C

56、aSO42H2O。其主要化学反应式为：灰烟气锅炉酸洗水煤粉煤斗化学补给水凝汽器循环冷却水发电机汽轮机冷却塔去冲灰排污水化学水处理装置凝结水处理装置磨煤机冲渣水电除尘脱硫塔SO2、TSP、NOx碎煤回用煤场雨水、栈桥冲洗水沉淀池煤场冲灰水煤渣渣池浓缩池干灰库灰场水灰场渣 场化学水贮池PH值调节池废水贮存池PH值调节池排污锅炉含油污水隔油池调节池化粪池延时爆气生活污水循环水系统去冲渣一次水风吹蒸发除氧器引风机灰渣处理系统废水处理系统图3-2 XXX电厂2600MW工程生产过程及污染物处理系统示意图石灰石烟囱风机石灰石仓尾烟气石灰石浆液罐球磨机循环罐石膏旋流器石膏仓真空罐真空泵皮带脱水机给料罐废水旋

57、流站废水处理ESP引风机出口挡板门PCD风机湿式球磨机工艺水石膏工艺水氧化风机吸收塔图3-3 拟建工程烟气脱硫工艺流程图SO2 + H2O H+ + HSO3-CaCO3 + 2 H+ Ca2+ + H2O + CO2HSO3- + 1/2 O2 H+ + SO4-Ca2+ + SO42- + 2 H2O CaSO42H2O石灰石-石膏湿法脱硫系统主要由吸收剂供应与制备、SO2吸收、烟气、石膏脱水与处理、电气控制系统组成。3.9.2 脱硫系统设计基础参数XXX电厂2600MW机组对台锅炉分别进行烟气脱硫，脱硫系统设计基础参数如下表：表3-16 脱硫系统设计基础参数（1台脱硫装置）序号项目单位设

58、计煤种校核煤种1校核煤种2煤质含硫份%0.80.80.6锅炉耗煤电t/h.台297333.23273.29FGD入口烟气量（标湿）m3/s.台656662660FGD入口烟气量（标干）m3/s.台633647629烟囱入口烟气量（标湿）m3/s.台686693690烟囱入口烟气量（标干）m3/s.台633647630FGD入口SO2浓度(标干)mg/Nm3172318871193FGD出口SO2浓度(标干)mg/Nm3172.3188.7119.3烟尘浓度mg/Nm3324030FGD入口烟气温度113118117FGD出口烟气温度（无GGR）606060石灰石粉细度325目筛余5%石灰石粉纯

59、度CaCO390%石灰石消耗量t/h6.497.254.45系统脱硫效率%90CaS比1.05石膏产量t/h11.4612.847.93.9.3 脱硫系统原料消耗（1）吸收剂消耗量根据两台机组燃煤耗量及煤含硫量，按系统脱硫效率90%计算，两台锅炉脱硫石灰石粉耗量如下表：表3-17 吸收剂消耗量表（2600MW）小时耗煤t/h含硫量干烟气量m3/sSO2浓度mg/m3SO2产生量kg/h吸收剂耗量t时耗量日耗量年耗*设计煤5940.8%12661723784012.98259.458365校核煤1666.50.8%12941887879014. 49289.865205校核煤2546.50.6%

60、1260119354108.90178.040050*每天按20小时运行和每年按4500小时运行计算。用作脱硫吸收剂的脱硫石灰石粉的质量应满足下列要求：细 度： 325目筛余小于5%CaCO3含量： 90%MgO含量： 2%酸不溶物： 1%铁铝氧化物： 1%（2）脱硫系统水源本系统用水由电厂冷却塔排污水供应，两台炉脱硫系统用水量约为200m3/h。主要用于制浆、除雾器冲洗、石膏脱水系统、石灰石浆液管道（设备）停运后的清洗以及转动机械的冷却密封用水等。脱硫系统石膏脱水系统有少部分废水（40m3/h）排放，大部分在系统内循环使用。排放的废水在脱硫岛内先进行处理后送废水处理站处理后回用。3.9.4