发电有限公司发电供热技改工程（2×300MW机组）环评报告

某发电有限公司前身为某发电厂，创建于19最早的电力生产企业。1995年公司实施资产重组，由江苏省电力公司(占38.08%股份)、龙源电力集团公司(占0.65%股份)、雄亚(维尔京)有限公司(占31.29%股份，外资)、南通天生港电力投资服务公司(占29.98%股份)等四方投资成立了中外合作某发电有限公司。 总资产10.6亿元。近四年累计创税利12亿元，为国家和地方财政做10t/h以下13台小工业锅炉，公司对现有2×25MW机组进行了抽汽计增长率可达10%左右，相应电力负荷增长预计为7.96%。江苏电网负荷2005年将达到224100MW,需电量达1330亿kWh。本工程的年夏季高峰全省电力缺口由4633MW、3344MW降为4033MW、根据《建设项目环境保护管理条例》(国务院第253号令),建设单位于2002年12月委托国电环境保护研究所(国环评证甲字第1905号)承担某发电有限公司发电供热技改工程(2×300MW机组)环境影响评价。评价单位编制完成某发电有限公司2×300MW机组技改工程环境影响评价大纲，于2003年1月通过了由国家环境保护总局环(1)总评单位。(2)协作单位。项目名称、规模及基本构成见表2-1。某发电有限公司发电供热技改工程(2×300MW机组)某发电有限公司总容量前三期已批复报废、拆除四期70年代初建设，现已改为供热，五期分别于1979、1980年投产六期1996年投产本期力争于2005年6月、9月投产全厂拆除2×25机组，关停2×125机组后煤码头改建煤码头，停靠3个3000t级煤驳的泊位备注技改前，累计总装机容量为589MW,分六期建设，其中100MW以下机组7台共89MW(一车间5MW、6MW、4MW机组各1台，二车间2×12MW和2×25MW);125MW机组4台共500MW(三车间和四车间各两台)。一车已于20世纪90年代初全部停役，二车间2×12MW机组于2000年4月停运。(1)国家经济贸易委员会，2003年3月17日，国经贸投资[2003]299号，《关于江苏某发电有限公司老机组替代改造项目建议书的批复》(附件一)(2)国家电力公司华东公司，2003年2月，华东电计[2003]58江苏省环境保护厅，2003年3月12日，苏环便管(2003)38号(附件二)(1)国务院令第253号发布施行，1998年11月29日，《建设(3)国家经贸委，国经贸资源(2000)1015号，《印发〈关于加(7)江苏省环保厅、经贸委，苏环控[2003]1号，《关于印发(8)苏环委[98]1号，《关于加强建设项目环境保护管理的若(9)江苏省环境保护局，1996年7月，《江苏省地面水水域功(11)江苏省人民政府第38号令，1993年9月2日，《江苏省(12)苏环控(1997)122号，《江苏省排污口设置及规范化整(14)苏政发[1999]98号，《江苏省长江岸线开发利用布局总体规划纲要(1999-2020年)》(15)南通市人民政府，通政复[2001]33号，《市政府关于南(1)《环境影响评价技术导则(2)《环境影响评价技术导则(3)《环境影响评价技术导则(4)《环境影响评价技术导则声环境》(HJ/T2.4-1995);江苏省电力设计院，2003年2月，《某发电有限公司发电供热技改工程(2×300MW机组)可行性研究报告》。某发电有限公司工程煤质资料及供煤协议书(附件三)。(1)《某发电有限公司2×300MW机组技改工程环境影响评价大(2)国家环境保护总局环境工程评估中心，2003年2月12日，机组)环境影响评价大纲的评估意见》(附件五)。(1)长江水利委员会，2002年12月25日，取水申请书的批复(附件六)(2)《建设项目环境影响申报表》(附件七)(3)《南通市国土资源局的用地预审意见》(附件八)(4)《南通市规划管理局行政审批告知单》(附件九)粉煤灰、石膏综合利用、供热意向书及热网同步建设(附件十)环境空气狼山南通市主要包括温排水、卸煤码头煤尘控制声环境东面、南面居民区主要指厂界外200米以内的居民区2.4.2环境空气评价范围、评价因子及评价标准二级标准，参见表2-3。表2-3环境空气质量二级标准(GB3095-1996)1小时平均浓度日平均浓度年平均浓度2.4.3水体评价范围和评价标准(1)地表水长江南通段为感潮河段，平均流量>150m³/s,属特大型河流。根据《环境影响评价技术导则》,温排水评价范围为电厂排放口上游(2)地下水评价范围为临时灰场界外100m和沙洲灰场界外500m范围内。为COD和石油类，灰场对地下水的影响评价因子为pH、F,温排水2.4.3.3评价标准质。水环境评价标准见表2-4。各类水质标准中主要分析项目的标准值列于表2-5。标准名称及类别《地表水环境质量标准》(GB3838-《地下水水质标准》(GB/T14848-电厂排水/6////高锰酸盐指数4/3///5/注：/表示无此项标准。2.4.4噪声评价范围、评价因子及评价标准(1)厂界噪声评价范围：厂界外1m;标准名称及类别噪声限值单位：dB(A)昼间夜间固体废物执行《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》以上评价标准经江苏省环境保护厅苏环便管(2003)38号函的确认批复(见附件二)。3.1厂址选择的理由本期技改工程利用拆除厂内西侧#1~#5小机组和辅助设施后空出的场地，基本可以满足2×300MW机组对建设场地的需求(施工组装场地利用收购的紧邻电厂的汽车锻压件厂部分场地和租用紧邻汽车锻压件厂北部长江村的土地),有效利用了建设场地资源，充分发挥了老电厂的优势。具有以下优势：(1)良好的气象条件和基本稳定的区域地质构造；(2)交通便捷、通畅；(3)水源充沛；(4)燃煤供应、灰渣综合利用途径基本落实；可利用电厂现有灰场(不加高灰坝可堆灰10年)。中将原有的#6、#7机组改造为供热机组来供热是远远不能满足需求3.2现有电厂概况3.2.1厂址地理位置概述3.2.2厂区占地及布置概述3.2.3工程与设备概况工期四期工程机组号煤粉炉烟气治理设备—%—%单管单管m出口内径mNOx控—直流冷却中和、澄清、生化生活污水7.8接近100%综合利用处理量灰渣总量41.86,其中灰：38.38渣：3.48干灰全部利用，湿渣脱水后全部利用*运行方式为一炉(6#)两机(6#、7#),供热。电厂现有5台锅炉。2×25MW机组的锅炉采用水膜除尘器，4×125MW机组的4台锅炉采用静电除尘器。共有2座烟囱，6#、8#、9#锅炉合用一座150m高烟囱；10#、11#锅炉合用一座180m高烟囱。根据电厂2001年实际燃煤的煤质检测分析，煤质平均情况见表3—2.2000年全厂年燃煤量133.75万吨，2001年全厂年燃煤量151.34万吨。2001年电厂燃煤消耗量表3-3。现有电厂燃煤的运输主要采表3-2现有电厂燃煤煤质分析结果工业分析收到基水分%收到基灰分%%收到基低位发热量元素分析碳%氢%硫%6号炉9号炉10号炉11号炉小时耗煤量年运行时间h发电标煤耗区西南角的岸边取水泵房取水，排水由厂区东南侧的排水口排入长江。现有机组用水量详见表3-4,水量平衡图见图3-4。电厂厂区水源名称0000工业用水60自来水耗水指标(m³/s-GW)50米为浓缩池溢流排放口(此排口平时基本无水外排),厂区江边事3.2.5现有电厂工程与环保概况电厂现有机组生产工艺流程见图3-3。现有电厂厂区总平面布置见图3-2。要求，燃煤收到基灰分27.40%,烟尘排放浓度限值分别为600mg/m³和350mg/m³,SO₂与NOx排放浓度没有要求。2001年该厂除6#锅达标排放。现有电厂2001年SO₂排放量14220吨，NO₂排放量13740吨，烟尘排放量5020吨，2001年各类污染物排放情况列于表3-5。3.2.6现有电厂存在的主要环保问题目前存在6#锅炉因使用水膜除尘器，除尘效率(92%)偏低的问处理方式6#炉、8#炉、9#炉150m烟囱排放浓度10#炉、11#炉180m烟囱排放浓度6#炉150m烟囱—排放浓度8#炉排放浓度9#炉排放浓度10#炉180m烟囱排放浓度11#炉排放浓度(除尘器出口)6#炉排放浓度8#炉除尘效率99.23%排放浓度9#炉除尘效率99.18%排放浓度10#炉除尘效率99.09%排放浓度11#炉除尘效率99.18%排放浓度中和、冲渣回用1隔油中和、澄清t/次中和全部综合利用厂界噪声3.3.1厂址所在行政区3.3.2厂址地理位置概要3.3.3灰场概况现有电厂采用航运输灰方式，调湿后装船运往沙洲灰场(湿灰年来，由于电厂灰渣综合利用较好，灰场灰渣存放量较小，自1998年起，沙洲灰场基本没有灰渣进场，且灰场内的存灰不断被挖走进行利用，目前沙洲灰场基本空置。总量(含脱硫石膏量)约为43.8万吨(约合47.5万立方米)。将来可将灰堤顶标高由6.57m提高到8.07m,设计堆灰面标高由5.57m提高组堆灰(含脱硫石膏量)约20年。建议电厂应积极落实灰渣综合利用的途径，尽量延长现有灰场的使用年限，以便进一步节约工程投资，取得较好的社会、经济效益。为保证航运出灰因恶劣的天气、水情等情况而暂停时，机组运行不受影响，厂区附近需设置一定堆灰容积的事故灰场。本期技改工程建设后，仍利用电厂现有的事故灰场；事故灰场总堆灰容积达6.5万m³,可供全厂机组堆灰渣约一个月。灰场分区使用，本期技改工程主要设备及环保设施情况见表3-6。各设备布置校核煤种分别为校核煤种1为平顶山煤、校核煤种2为山西晋北(大同)煤。燃料工业分析和元素分析见表3-7。本期技改工程燃煤消耗量见表3-8。出力及开始运行时间出力时间亚临界、一次再热、单轴、双缸双排汽出力水一氢一氢烟气治理设备效率%电除尘器效率%≥99.4(加上脱硫装置的除尘效率可达≥99.6以上)烟囱型式钢筋混凝土烟囱高度m出口内径m效果工业废水集中处理、循环利用处理量(万生活污水7.8灰、渣、石膏处理方式采用灰渣分排、干除灰系统，综合利用或送至江滩灰场存放，灰渣综合利用设备争取全部综合利用设计煤种工业分析收到基水分%收到基灰分%%收到基低位发热量元素分析碳(收到基)%氢(收到基)%氧(收到基)%氮(收到基)%全硫(收到基)St.a%设计煤种小时耗煤量日耗煤量日运行时数Hh表3-9石灰石成分表(表面水分<2%,粒径≤10mm)表3-10本期技改工程用水情况一览表(单位m³/h)水源名称000除尘、除灰渣等90油罐区用水600煤场与输煤系统用水(包括煤码头)000耗水指标(m³/s-GW)3.3.7工程环保概况污染物排放状况和排放量见表3-11。符号设计煤种烟囱几何高度m出口内径Dm(除尘器出口)空气过剩系数0烟气温度℃情况排放浓度排放浓度排放浓度冷却水使用量(m³/s)设计水温上升值(℃)冬季日平均不超过0.2℃序号废水项目排放量(t/h)处理方式去向1集中处理后回用2300m³次中和、沉淀3工业杂用水4中和、沉淀去除灰渣系统5一灰渣及石膏产生量见表3-14。(1)炉底渣处理系统按本期技改工程容量2×300MW机组设计，溢流水澄清水池汽车外运锅炉排渣渣仓渣(2)电除尘器、省煤器下不设水力除灰系统，全部干灰采用正压气力除灰系统输送至干灰库，外运供综合利用。(3)干灰库下设调湿灰装船、干灰装车。综合利用剩余的干灰，调湿后落入库底输灰皮带机，并接入原有调湿灰装船系统，输送至灰驳船，航运到灰场堆放。(4)石子煤采用机械方式输送到石子煤库，然后由汽车外运。设计煤种灰小时产量日产量渣小时产量日产量石膏小时产量日产量3.3.7.6噪声本工程噪声源主要分布在主厂房、碎煤机室、风机室等部位。噪机组，本期技改工程主要设备噪声见表3—15。序号噪声级1引风机(进风口前3m处)消声器2送风机(吸风口前3m处)消声器3发电机(离开1m)厂房封闭隔声4汽轮机(离开1m)56磨煤机(离开1m)厂房隔噪7消声器、厂房隔声89厂房封闭隔声、消声器给水泵厂房隔声消声器3.4脱硫工程本期技改工程(2×300MW机组)建设的同时，在本期技改工程上安装脱硫设施(具体内容见第8章)。110米，形成三个3000吨级泊位，并新建引桥与原运煤系统#1栈桥相连结。增加3台码头卸船机，每泊位布置2台。原两泊位码头卸船机总出力为1200t/h,新增泊位卸船机总出力为600t/h。堆取料机煤场，新煤场贮煤量约12.5万吨。全厂新增贮煤量可供2×300MW机组20d耗煤量。煤场设跨度为94m,长度为90m的干煤棚，满足全厂机组4d耗煤量。厂运行机组为六期(2×125MW)和本期技改工程(2×300MW)共四和本期技改工程(2×300MW)采用同一煤种，均燃烧含硫量为0.80%的徐淮煤，同时在本期技改工程(2×300MW)安装脱硫效率大于90%量增减情况见表3-16。由表可知，装机规模有所增加，SO₂排放量下降幅度达27.7%,烟尘排放量下降64.3%,而本期技改工程建成后，热用户供汽近200t/h,并替代这些热用户现有或拟建的工业小锅炉。就近期2005年预计热负荷约200t/h,按照1t燃煤生产6t蒸汽、年供热5500h来测算，这些热用户每年可节省燃煤约18万t,减少烟尘排放量约2700t,减少SO₂排放量约2520t,有利于减轻南通市酸雨程度，另外替代现有供热小锅炉的排放情况见表3-16。由表可知，除现有机组)2×25MW十4×125MW关停机组1)2×25MW十保留机组2)技改后全厂增减值3)现有锅炉4)SO₂排放量—00 0—000灰渣基本100%综合利用(1)施工准备(包括地基处理及打桩),6个月；(2)主厂房开工至开始安装，13个月；(3)开始安装至第一台机组投产，14个月；(4)力争第一台机组投产至第二台机组投产，3个月；(5)力争第一台机组2005年6月投产。3.8.1集中供热计划天生港发电有限公司供热范围内现有热用户9家，原有10t/h以下锅炉13台，均为分散小锅炉，其中最小的仅1t/h,最大的也只有6.5t/h,这些锅炉能耗高、效率低并缺乏除尘设备，烟囱较低(一般在40米以下),大气污染严重。实行集中供热后，13台锅炉拆除。供热替代分散部分小锅炉的情况见表3—17。最大供热热负荷为45.2t/h,用汽压力为0.3～1.0MPa,由经改造后的1台230t/h锅炉和2台25MW机组供热。天生港发电有限公司供热范围内现状热负荷表3—18。南通大生工业园(PTT纤维厂)、南通大众钢厂，将在2005年前后投据不完全统计，2005年预计热负荷约200t/h,见表3-20。2010年预计热负荷约300t/h,见表3—21。热用户名称锅炉型号台数(台)发量(t/h)(只)耗煤量(t/a)年运行时间(h)1南通扬子碳素有限公司21142南通通燧海火柴厂213南通市大达绳网厂1114中水南通海狮船舶机械公司1211215南通市支云硅酸盐制品有限公司1416南通市第三毛巾厂1217南通第二化工厂1418南通汽车锻压件厂1419南通同创毛绒厂121序号热用户名称日用汽时间(h)热负荷(t/h)蒸汽用途表压(MPa)温度最大平均最小1南通振华新型墙体材料有限公司8生产用汽2南通扬子碳素有限公司生产用汽3南通大达绳网厂821生产用汽4南通第三毛巾厂321生产用汽5南通第二化工厂432生产用汽6中水南通海狮船舶机械公司8432生产用汽7南通华东塑胶有限公司32生产用汽8南通海王实业有限公司生产用汽9南通天汇特种制线厂生产用汽南通金秋线带有限公司21生产用汽企业名称企业规模项目进展2005年用汽量(t/h)2006-2010年用汽量(t/h)1南通东方纸业有限公司拟建，2004年投产2南通大生工业园拟建，2004年投产3南通大众钢厂(新加坡投资)用电15亿kWh期投产4南通绿源新材料有限公司5南通天字味精有限公司6南通精华工业园7南通大轮化工有限公司热用户名称日用汽时间表压(MPa)温度(℃)平均最小1南通振华新型墙体材料有限公司1生产用汽2南通扬子碳素有限公司生产用汽3南通大达绳网厂82生产用汽4南通第三毛巾厂321生产用汽5南通第二化工厂543生产用汽6中水南通海狮船舶机械公司8432生产用汽7南通华东塑胶有限公司432生产用汽8南通海王实业有限公司111生产用汽9南通天汇特种制线厂111生产用汽南通金秋线带有限公司21生产用汽南通大生工业园区生产用汽南通大众钢厂(新加坡投资)8生产用汽南通东方纸业有限公司生产用汽南通大轮化工有限公司1生产用汽南通天字味精有限公司生产用汽南通绿源新材料有限公司生产用汽南通精华工业园生产用汽表3-21天生港发电有限公司近期(2010年)供热热用户一览表热用户名称日用汽时间(h)2010年预计热负荷吨/时表压(MPa)温度平均最小1南通振华新型墙体材料有限公司1生产用汽2南通扬子碳素有限公司生产用汽3南通大达绳网厂82生产用汽4南通第三毛巾厂321生产用汽5南通第二化工厂543生产用汽6中水南通海狮船舶机械公司8432生产用汽7南通华东塑胶有限公司432生产用汽8南通海王实业有限公司111生产用汽9南通天汇特种制线厂111生产用汽南通金秋线带有限公司21生产用汽南通大生工业园区生产用汽南通大众钢厂(新加坡投资)生产用汽南通东方纸业有限公司生产用汽南通大轮化工有限公司1生产用汽南通天字味精有限公司生产用汽南通精华工业园生产用汽3.8.1.2供热能力及范围(1)供热能力2002年3月南通市对全市供热热源点布局进行了进一步的规划和调整，根据《南通市城市供热规划》,天生港地区(含天生港镇、闸西、胜利及芦泾乡)由天生港发电有限公司将原有的#6、#7机组尚存有变数，按70%计也有140t/h。(2)供热范围素厂南规划路，南到长江边，供热服务面积为1355.0公顷，供热半径为4公里左右，区内有闸西工贸园区、港闸开发区西区及规划中的大生工业园区、精华工业园区等。见图3-6供热范围图和图3-7热的函》,在本期技改工程建设的同时，加快热网工程的实施，确保与干管φ373×7,过204国道(桁架),往北经龙潭村到五接桥过港闸河 表3-22发电供热指标发电标准煤耗发电厂用电率热电比3.8.2灰渣综合利用(1)应用技术条件余发热量和强度，用作生产烧结砖瓦和水泥，能节约生产能耗15%左右，建材产品中掺和30%以上的粉煤灰等工业废渣，国家规定免②粉煤灰建材产品应用技术已推广普及。利用粉煤灰生产的墙相对于普通建筑室内温度，冬天约高5℃,夏天约低3℃,可降低居住生活能耗30%以上，很受居民住户的欢迎。同时也为运输、施工(2)应用能力及设施经调查统计2002年全市利用粉煤灰等工业废渣生产砖瓦的企业215家、水泥企业21家、加气混凝土企业4家、轻集料空心砌块企业9家。全市共利用粉煤灰172万吨、煤渣118.5万吨(绝大部分为锅炉煤渣)、石膏16.6万吨。详见表3—22。石膏小计水泥空心砌块公路建设2002年南通市发电企业共排放粉煤灰104.16万吨，全年实际利用172万吨，使用量大于排放量的原因是：部份企业开始起挖使用灰(3)需求预测随着南通市交通环境的大大改善，区位优势日益突现，今后10品项目正在酝酿筹建。目前南通市水泥市场年需求量约300万吨，安徽海螺集团正在海门洽谈兴建年产水泥300万吨的加工基地，市区又有两家年产20万立方米的加气混凝土企业即将开工建设规即将出台，搅拌混凝土需求量可逐步增加到90%。现有砖瓦企业340多家，年产量约50亿块(折标准砖),其中利用粉煤灰等工业废渣生产新型墙体材料的企业占63%。随着水泥现浇墙体及墙体板材策力度，另37%的砖瓦企业必将转产粉煤灰烧结砖。经预测分析，到2005年南通市粉煤灰等工业废渣需求量也会成倍增长，详见表3表3-23预测分析表(单位：万吨)石膏小计水泥8公路建设(4)综合利用总结根据国家经济贸易委员会(国经贸投资[2003]299号)文件的表3—24技改项目替代容量建议表电厂名称台数(万千瓦)内容天生港电厂9武进钢厂3宿迁电厂2启东电厂225江阴电厂2溧阳市电厂2外跨塘电厂1常熟董滨电厂2张渚电厂2泗洪电厂1*天生港电厂关停计划为1-5#机立即关停，6-7#机待本期技改工程投运后关停(预计2004受拟建设项目影响地区区域环境状况原始地形呈北高南低。目前地形平坦，地面标高一般为4~5m(吴淞厂址位于长江下游北岸，其地质构造为镶嵌式结构的通澄地块围地震的影响，厂址区地震烈度一般不大于6度。厂址区在区域构造厂址区在一般(中硬)场地条件下，地震动峰值加速度为0.05g,4.1.2灰场状况4.2陆地水文状况4.2.1陆地水文一般状况根据长江大通站历史资料统计，长江该段多年平均流量为1日),最小径流量为4620m³/s(1979年1月31日)。4.2.2地下水状况4.3.1地面气象历史资料(1)地面风向、风速26.3m/s(N);全年主导风向：E、ESE(频率9%);夏季主导风向：ESE、SE(频率12%);冬季主导风向：NNW(频率频率及平均风速见表4-4,全年及四季风向玫瑰图见图4—1。2002年南通各风速段风向出现频率(%)见表4—5,2002年南通全年及根据南通气象台1951～2002年资料统计如下：1)气压(Pa)2)气温(℃)极端最高气温：38.5(1995年9月7日)极端最低气温：-10.8(1969年2月6日)历年最热月平均气温：27.3(7月)历年最冷月平均气温：3.0(1月)历年最热月最高气温平均：34.5(1994年7月)3)绝对湿度(Pa)最大绝对湿度：4190(2002年7月16日)最小绝对湿度：90(1977年3月4日)4)相对湿度(%)最小相对湿度：6(1963年1月22日)5)降水量(mm)历年最大年降水量：1626.8(1991年)历年最大月降水量：604.6(1970年7月)历年最大一日降水量：287.1(1960年8月4日)历年最大一小时降水量：98.5(1985年9月8日)历年最长一次降水量：420.0(1970年7月11～186)蒸发量(mm)历年最大蒸发量：1582.1(2001年)历年最多年日照时数：2461.8(1971年)最多雷暴日数：53(1963年)9)历年最大积雪深度：17cm(1984年1月19日)如表4-7。表4—3南通累年风向频率及其平均风速(m/s)(1951—2002年)风向NESWC77889986633343665平均风速，m/s表4—4南通市累年各及风向频率及其平均风速(1961—1990年)风向NESWC频率，%WSE图4-1南通市风向玫瑰图表4-52002年南通各风速段风向出现频率(%)风速风向表4—62002年南通全年及各月风向频率风向月123456789表4—9历年各月平均气压、气温、相对湿度、绝对湿度、风速、降雨量表二三四五六七八九十十一月平均气压(Pa)极端最高气压(Pa)极端最低气压(Pa)月平均气温(℃)极端最高气温(℃)极端最低气温(℃)月平均相对湿度(%)最小相对湿度(%)689月平均绝对湿度(Pa)月平均风速(m/s)最大风速(m/s)及风向月平均降雨量(mm)最大降雨量(mm)最小降雨量(mm)月平均蒸发量(mm)最大蒸发量(mm)最小蒸发量(mm)表4—82002年南通不同大气稳定度出现频率(%)年\稳定度类型ABCDEF264.3.2边界层污染气象特征1993年2月20日—3月5日和1994年1月18日—30日两次。4.3.22测试布点4.3.2.3测试内容及使用仪器17、19、21时，共8次。探测高度800m。地点：厂址。Gill三轴风速计。每隔一小时连续采样一小时。详见表4—9。表4—9测试内容及使用仪器测试类别内容精度大气风速风向温度空合气压计湿度4.3.2.5边界层风场测试结果分析(1)风速廓线式中Z取10米；u(z)——为Z高度处的风速(m/s)。根据ADAS测风的实测资料，对不同大气稳定度条件以下各高度的风速进行统计分析。该地区风速廓线指数P值见表4—表4—10风廓线幂指数P值稳定度类别CD导则(城市)(2)特殊类型的风廓线明：多极值型风速廓线所占比例最大，其频率为42%;其次是单极值型，频率为29%;单增型的频率为23%,最少的均匀型频率为5%。2分别给出了测期间出现的几种特殊类型的风速廊线。(3)风向随高度的变化对冬季测试期间的ADAS风廓线在不同高度上各风向出现频率以及对应的风速进行了统计，结果见表4—11和图4—3。从表4-8和图4—3可见，10m高度的主导风向为NNE,50m高度的主导风向为NNW,100m高度的主导风向为NNW和SSE,180m的主导风向为NNW,210m的主导风向为NE和ENE,300m的主导风向为SE。500m高度(m)1000022321022510022521图4-2测试期间风速随高度变化的典型廓线表4-11大气边界层内各高度风向频率及平均风速(观测时段：1993.1地点：厂址)风向84714773133485837497984411349477757753355176744776461369770663964436726888242624488808880800088NNcNNESW5NNW5ENNSEcc4.3.2.6边界层温度场测试结果分析(一)厂址地区的逆温特征对ADAS测试资料进行了分析，分析中对于厚度大于25m,且高大于50m的逆温归类于低空逆温。如既有贴地逆温又有低空逆温结果列于表4—12。逆温类别由表中结果可见，测试期间贴地逆温出现的频率为25%,平均强频率为23%,但是强度较贴地逆温要大，低空逆温的强度为(二)温度随高度分布的一般规律对观测资料的分析，我们选取了比较典型的1993年3月3日的温度变化进行说明，参见图4-4,可见在05时地面逆温的厚度约170m。日出以后，由于地面的加热作用，07时近地层出现递减，在09时以日落以后，近地层由不稳定向稳定层转变，19时近地层温度变为等4.3.2.6混合层厚度混合层是指大气发生强烈湍流混合的层次，它是影响污染物铅直扩散的重要气象因素。表4—13给出了探测期间白天不同稳定度下的平均混合层厚度。表4—13平均混合层厚度ABCD4.3.3大气扩散试验在厂址进行三轴风速测量，观测高度21m,观测期间每隔一小时采样一小时。共取得15天的观测资料。由三维风速脉动值，依据泰勒原理，给出了三维扩散参数的计算公式w’分别为三个方向的风速脉动分量，下标t为采样时间，T为旅程时间，T则分别表示空间三个方向脉动分量的滑动平均速度方差，即对差。如此可即求得各旅程时间T上各相应的烟羽下风距离X上的大式中，分别为横向.铅直向扩散参数回归指数，x、y横向、铅直向到厂址地区不同稳定度类别的大气扩散参数回归方程(详见表4—表4—14大气扩散参数稳定度abCdABCDEF4.3.4小结通过对南通气象台常年测风资料及厂址现场污染气象探测资料本地区常年主导风向为E,夏季盛行ESE风，冬季盛行NNW风。4.4.1环境空气污染源调查编号企业名称(吨/年)(吨/年)SO₂排放量(吨/年)1华能南通电厂2南通新兴热电厂3南通热电厂4江山农药热电站5南通碳素厂6南通协宝热电厂7南通醋酸纤维有限公司8南亚有限公司9南通醋酸化工厂南通染化厂4.4.2环境空气质量现状2001年，南通市区环境空气主要污染物年日均值SO₂为0.19倍、如皋超标0.16倍外，其余县(市)和市区均符合环境空气(1)监测点布设序号监测点距离(km)功能区1狼山旅游度假区2监测站居民居住区3市政府行政居民混合区4唐闸5居民居住区5厂址工业区67居民居住区78居民居住区(2)监测项目(3)监测时间及频率2003年2月17—21日，有效监测5天。监测频率按监测规范执(3)监测、分析方法序号1甲醛吸收副玫瑰苯胺分光光度法2Saltzman法3重量法表4—18至表4—21给出了SO₂、NO₂的小时平均浓度和日平均浓度的监测结果，各监测点均未出现超标。表4—22给出了TSP都有2-3次为超标，尤其是五接镇监测点最大超标倍数为1.86,超标较为显著,最大超标率为100%。表4-18SO₂环境质量现状监测1小时平均浓度统计结果浓度范围(mg/Nm³)1狼山 2一一3市政府4唐闸567表4-19NO₂环境质量现状监测1小时平均浓度统计结果序号浓度范围(mg/Nm³)最大超标倍数超标率(%)1狼山23市政府4唐闸567表4-20SO₂环境质量现状监测日平均浓度统计结果浓度范围(mg/Nm³)1狼山5253市政府54唐闸5556575表4-21NO₂环境质量现状监测日平均浓度统计结果序号浓度范围(mg/Nm³)超标率(%)1狼山52监测站53市政府54唐闸55厂址56575表4—22TSP(PM₁0)环境质量现状监测日平均浓度统计结果浓度范围(mg/Nm³)1狼山5253市政府54唐闸55厂址(TSP)56575(2)监测期间各监测点SO₂、NO₂的1小时平均浓度和日平均及分析，全年最低值为0.011mg/Nm³,最高4.6.1水污染源调查水污染源调查范围为电厂排水口上游5km,下游10km。调查以悬浮物芦泾港排口港闸开发区排口磷肥厂排口任港排口姚港排口4.6.2地表水水质现状4.6.2.2地表水水质现状监测(1)监测点布设表4-24水质监测断面布设断面序号水域I电厂排水口下游2000m(2)监测项目(3)监测时间及频率(4)监测分析方法按GB3838-2002中表4~表6规定的方法执行。(5)监测结果表4—25地表水监测结果长江1#监测断面(mg/L)监测结果67345表4-26地表水监测结果长江2#监测断面(mg/L)监测结果— 67 34F 从表4—25和表4—26可知：长江2个监测断面中1#、2#平均值见4.2节。4.6.4.2水温监测汇总见表4—25和表4—26。表4-27地下水水质监测结果点位监测时间总硬度固体灰场附近3月4日未检出3月5日未检出3月6日未检出年3月24—25日(昼：06～22时，夜22～06时)。4.7.4监测结果4.7.5噪声现状评价结论从监测结果可见，各点均符合《工业企业厂界噪声标准》测点编号监测结果(dB)测点编号监测结果(dB)昼间夜间昼间夜间1923456781——4.8生态环境4.8.1水生生物4.8.2陆生生物南通市为江苏省省辖市之一。全市总面积8001km²,其中市区截至2001年，全市总人口782.46万人。比上年增长10.1%。其中第一产业增加值135.63亿元，增长4.5%;第二产业增加值392.85亿元，增长10.1%;第三产业增加值280.824.10人文景观港口布局规划天生港区为以接卸煤炭为主的公用码头区；控制环境质量管理体系(ISO14000),改善城市环境质量。5.1.1排放源参数本期技改工程以设计煤种的排放参数作为模式输入量。表5-1给出了本期技改工程的大气污染物排放参数。符号种校核煤种B烟囱几何高度m出口内径Dm(除尘器出口)空气过剩系数α烟气温度℃情况排放浓度排放浓度排放浓度(1)依据和计算公式依据GB13223-1996《火电厂大气污染物排放标准》规定，火电厂SO₂最高允许排放量按下列公式计算：N全厂烟囱数i烟囱序号U10地面10高度处平均风速，u/sP排放控制系数，本期技改工程取城市数值。M地区扩散条件指数，本期技改工程取城市数值。(2)SO₂允许排放量本期技改工程按城市地区考虑，该厂本期技改工程后的SO₂允许排放量为3.849t/h,实际排放量为1.869t/h,达标排放。电厂本期技改工程为Ⅲ时段，厂址位于酸雨控制区。电厂SO₂、NOx、烟尘的排放浓度和允许排放标准见表5-2和表5—1。污染物设计煤种排放浓度(1)有风条件下(距地面10m高平均风速u₁o≥1.5m/s)的点源扩散模式：有风时，地面点(x,y)处1小时平均浓度可按下式计算：其中F=0Oy、O横向和铅直向扩散参数，m;U——烟囱出口处的平均风速，m/s;y垂直于平均风向的水平横向距离，m;Z混合层高度，m;n——反射次数，这里取n=4。Ta—烟囱出口处环境平均温度，K。稳定有风条件，采用如下公式：式中F——烟气的浮力通量，m⁴/s³;其它参数意义同前。②混合层高度的确定采用南通华能电厂二期工程和天生港电厂扩建环评的实测平③大气扩散参数的选取有风时的扩散参数采用南通华能电厂二期工程和天生港电厂扩建环评推荐的扩散参数，详见4.4节。小风时的扩散参数采用《环境影响评价技术导则》(HJ/T2.2-93)推荐的数值。上述扩散参数的取样时间为0.5小时，按照GB3095-1996的要求，需要预测1小时平均浓度值。因此需对原有扩散参数进行时间订正。垂直方向扩散参数不变，横向扩散及稀释系数满足如下公式：式中：Oyt2、Oyl—对应取样时间T₂、t₁时的横向扩散参数，m;q—时间稀释系数，由表5-3确定。适用时间范围(小时)Q(4)计算气象条件输入模式计算的气象条件组合极多，不同的计算条件可能使预测结果产生量级的变化。短时间的观测资料不可能覆盖各种可能出现的实际气象条件。本次环评采用国际通用的方法，即对每一种污染因子输入一年的气象资料，计算出逐时、逐日的浓度分布。按浓度值的高低排队，由此确定每一种预测计算条件具有的保证率。本次环评采用南通气象站近年逐日逐时的常规气象资料进行1小时平均、日平均及年平均地面浓度的预测计算。(5)地面浓度计算①1小时平均浓度利用上述预测模式进行预测计算。②日平均浓度日平均浓度的计算就是对计算日的小时平均浓度求算术平均值，本次评价小时平均浓度1天计算8次，即：式中：Ca(x,y,0)——地面(x,y)点的日平均浓度，mg/m³;Ci(x,y,0)——地面(x,y)点的小时平均浓度，mg/m³。③年平均浓度本次评价采用计算全年逐日日平均浓度，然后求算术平均的方法求得年平均浓度，计算公式为：5.1.5地面浓度预测结果5.1.5.1本期技改工程烟气污染物排放造成的地面浓度(1)1小时平均浓度通过对全年逐时气象条件进行模拟计算，求得地面1小时平均浓度在评价区内的最大值。按99.5%的保证率考虑，表5-4给出了NO₂、SO₂的最大地面1小时平均浓度值、落地距离以及气象条件。数据表明，排在前十位的数据多为B、C类稳定气象条件，最大落地浓度点距离烟囱在5~9km,风速一般为2~3m/s左右，该地区弱不稳定条件下对地面浓度影响较大。序号占二级标风向稳定度距离(km)1B2B3B4B5SC6SC7WC8WC9SCC序号占二级标风向稳定度距离(km)1B2B3B4B5SC6SC7WC8C9SCC(2)日平均浓度由全年逐时计算结果求取全年365日的逐日平均浓度，求均浓度在评价区内的地面最大浓度值。表5-5给出了本期技改工程在99.5%保证率下NO₂、SO₂、PM1o排放造成的最大地面日平均浓度值及其距离烟囱距离。详见图5—1和图5-2。表5-6给出了本期技改工程烟气污染物排放造成的监测点的日表5-5日平均浓度(mg/Nm³)最大值前十位序号占二级标准百分比(%)占二级标准百分比(%)占二级标准百分比(%)离(km)123456789监测点百分比百分比百分比市政府狼山(3)年平均浓度见表5-7,由表中可见，电厂本期技改工程的大气排放造成的年平均浓度对环境空气质量的影响量很小。详见图5-3和图5-4。污染物最大年平均浓度占二级标准的百分最大浓度点距离7N7N7N5.1.5.2本期技改工程烟气污染物排放造成的地面浓度叠加影响本次评价以本期技改工程的烟气污染物排放造成的地面浓度最(1)1小时平均浓度叠加影响表5—8给出了本期技改工程烟气污染物排放造成的监测点的1小时平均浓度最大值(计算时段内该点出现的最大值)和叠加监测最监测点百分比百分比市政府狼山(2)日平均浓度叠加影响监测点叠加后市政府狼山监测点叠加后百分比市政府狼山监测点叠加后百分比市政府狼山5.1.5.3脱硫装置不正常工况时的SO₂地面浓度分析脱硫装置最不利情况是脱硫效率降低到0。表5-10给出了脱表5-10脱硫装置不正常时的SO₂1小时平均浓度叠加影响(mg/m³)监测点叠加后百分比市政府狼山5.1.5.4局地地形的影响分析分析两次厂址的气象测试资料(1993年2月和1994年1月),根据与天生港厂址地理环境相似的江阴利港电厂的大气测试资且夏季江陆风出现的厚度高度小于300m。天生港电厂本期技改工程的烟囱高度为210m,烟气抬升高度在500m以上。这样是不会受到5.1.5.5电厂四期五期工程机组拆除后的环境影响分析的230t/h煤粉炉及相配套的2×25MW供热机组将拆除和原有的五期述的计算方法，对SO₂浓度进行了预测计算，结果见表5-11。可见，电厂减排SO₂污染物对该减少该地区的SO₂影响还是较明显的。表5-11四期工程机组拆除后的SO₂日平均浓度影响分析(mg/m³)监测点叠加后市政府狼山(1)本期技改工程采用一座210m高的烟囱和除尘效率为99.4%(2)本期技改工程烟气污染物排放对周围环境空气质量的影响0.5%,最大年平均浓度占二级标准分别为1.4%、0.6%、0.1%。(4)在脱硫装置不正常工况下，即使脱硫效率降低到0%,本期技改工程排放的SO₂与本底浓度叠加后的地面浓度影响值不超过二级标准的46.2%。5.2温排水环境影响预测与评价5.2.1概况百亩～开沙)长约10km,中段(开沙～天生港)长约8.6km,下段 水道上口分泄长江径流的1%左右，中下段有横港沙滩横向落潮流汇根据长江大通站历史资料统计，长江该段多年平均流量为1日),最小径流量为4620m³/s(1979年1月31日)。汛期在5～10平均径流量为39700m³/s。11月～次年4月为枯水期，枯水期水量约占全年多年平均径流量的28.4%,以1月份最小。落，涨潮历时短，落潮历时长，平均涨潮历时为4h9min,平均落潮年8月19日),历年最低潮位为-1.50m(1956年2月29日),历年平变化，洪季潮流界大部分时间均在江阴附近。只有当径流量大于50000m³/s,天文潮中、小时潮流界才会在常熟徐六泾附近。天生港站涨潮平均流，枯水期约为40000m³/s,汛期大潮时略小于20000m³/s,为50000m³/s时，天生港站的落潮流流量比大通站流量大24～54%;在中水期大通流量为30000m³/s时，天生港站的落潮流流量比大通站流量大48～97%;在枯水期大通流量为8000m³/s时，天生港的落潮流流量为大通站流量的2～4倍。一般情况下，主潮的落潮流流速大由于电厂所在的河段距入海口仅160km,感潮程度强，全年绝大由南京水利科学研究院编制的报告采用数学模型方法对电厂温(1)肖山至徐六径江段地形资料：采用2001年10月长江水利委员会长江口水文水资源勘测局测绘的1:10000水下地形图。(2)天生港电厂取排水口布置设计方案见图5-5,各个取排水口位置坐标及各取排水量和温升值资料如表5-12所示。(3)天生港附近水文站潮位特征值见表5-13根据南通气象台历年资料统计结果，多年平均气温15.2℃,多年最冷月平均气温2.8℃,多年最热月平均气温27.4℃。根据江阴水文站实测资料统计，累年平均水温17.7℃,累积频率为10%的日平均水温为29.5℃,各个月份水温统计值如表5-14所示。5、6期排水口排水口排水口5期取水口6期取水口取水口取水口取水口Y405714504057050040572860405709704057091040570夏季冬季据天生港站1953年至1998年潮位资料统计分析，夏季7月份至9月份的最大潮差发生在1997年8月19日，为4.01m。多年平均潮位为0.98m,多年平均潮差为1.93m。按照长江委下游局利用近5年资料分析，大通站7月份90%保证率(小流量)的径流量为32597m3/s,8月份为26805m3/s,9月份为24072m3/s。潮位(m)多年平均历年最低潮差(m)多年平均历年最小历时(h)涨潮平均落潮平均月平均水温(℃)月平均水温(℃)172839456全年平均(4)2003年1月12日至1月19日天生港电厂附近镇扬江段水文测2003年1月18日～19日(大潮)和1月12～13日(小潮)分条测温垂线和4个潮位站(如图5-5所示),实测结果的特征值及大通站径流量如表5-15。潮型各条测流垂线最大流速(m/s)大潮5.2.2平面二维水流温度场数学模型式中：H、Z分别为水深和水位(m);u、v分别为x、y向的流速(m/s);u*、v*分别为源(汇)输入(出)河道时x、y向流速(m/s);q为源汇单位面积流量(m³/s-m²),源时q取正，汇时q取负；p为水体密度(kg/m³);v,为紊动扩散系数(m²/s);c为谢才系数，R为水力半径(m),n为河床糙率；f=2osinφ为柯氏力系数，w为地球自转角速度，φ为计算水域所在地理纬度，天生港电厂取排水口附近水域的平均纬度约为北(a)初始条件：上游和下游计算边界均以潮位过程线作为其边界条件；固定边界条件采用了可滑动边界条件，即固定边界法向单位向量),对于两岸边滩，则按动边界处理。(3)数值方法(5-1)～(5-3)式组成的水流模型基本方程中含有非线性混合算子，可采用剖开算子法进行离散求解。这一数值方法可以根据方程所含算子的不同特性，将该方程剖分为几个不同的子算子方程，各子算子方程可采用与之适应的数值方法求解；这种方法能有效地解决方程的非线性和自由表面确定问题，具有良好的计算稳定性和较高的计算精度。5.2.2.2温度场数学模型(1)温度场数学模型的基本方程：温值。流边界法向单位矢量。为了反映电厂取水水温对排放水温的影响，计及水体热量的回归作用，计算中排放水水体温度为电厂冷凝器温升加上取水温度，作为排水温升值。对于方程(5-5),仍选用剖开算子法，将其剖分为对流分步、扩散分步及反应分步。详细求解过程从略。根据研究目的、水文资料完整性及模型计算的要求，计算范围选择自肖山潮位站所在断面至徐六径水文站所在断面间的长约85km江段，作为计算区域，如图5-5所示。用三角形单元剖分计算区域，图5-6为计算网格布置图。5.2.3.2计算水文条件计算水文条件包括数学模型验证计算及温排水影响预测计算所需的典型水文条件。利用原型观测水文水温资料(2003年1月18日～19日大潮过程和1月12日～13日小潮过程)作为水流水温数学模型验证水文条件，验证潮位过程如图5-7所示。典型水文条件选择冬季和夏季不利的水文条件。夏季水文条件以1998年8月24日1:00至25日2:00洪季实测潮位过程为雏型，选取7、8、9月份气温较高、累积频率10%的最小流量、最大潮差和汛期根据天生港站和大通站的水文资料统计，累计频率10%的夏季7、8、9月份最小流量径流量为26805m³/s,最大潮差为1997年8月19日的4.01m,汛期平均潮为1.50m,由此组合潮位过程作为夏季10%保证率最小流量的大潮水文条件(下称夏季大潮水文条件),累年10%频率夏季日平均水温为29.7℃,夏季大潮的水文过程如图5-8所示。枯水期最大潮差出现在1999年11月25日，为3.59m,选择1999年11月25日10:00～26日11:00实测潮位过程线作为最大潮差水文条件，如图5-9所示。根据徐六径水文站资料统计，最低潮位出现在1956年1月29日1:10,为-1.56m,相应天生港站最低水位为-1.50m,为此选择1956年1月28日至3月1日实测潮位过程作为最低潮位过程线，如图5-10所示。按照技术要求，机组运行工况为五、六期工程运行(下称现状运行)、五六期和本期技改工程运行，考虑五种水文条件典型潮型以及温度场验证计算条件，排水口位置如表5—16所示，由此安排计算组次共5组，如表5—17所示。1(设计方案)23XY散系数Ex和Ey、水面综合散热系数Ks等根据天生港水道附近江段的实际情况，河床糙率主河道采用组次量(m³/s)量(m³/s)工程排水量(m³/s)华能2期排水量1实测大潮2实测小潮3夏季大潮4最低潮位潮型5最大潮差潮型a)实测大潮期间，天生港电厂五期取水值为5.42m³/s,冷凝器温升值为15.87℃,六图5-11为实测大潮水文条件下四个典型瞬时潮流场计算结果，不同水文条件下温升场全潮包络线计算结果如图5-12～19所示，分布特征值统计如表5-18。温升场分布随潮汐作用而变化，图5—13为实测大潮水文条件下于往复流动作用，温升场分布随潮汐的涨落向排水口上下游扩散输实测大潮水文条件下本期技改工程的全潮温升包络线分布如图5—14所示，可见电厂温排水影响范围涉及排水口附近近岸水域，成实测小潮水文条件下不同工程规模的全潮温升包络线如图5-15从温升场分布看，随着本期技改工程机组运行，排水量增加，温夏季大潮水文条件下工程情况的温升场包络线分布如图5-16所图5-17为最大潮差水文条件下温升场包络线分布计算结果，可5.2.6温排水环境影响分析结论(3)长江天生港段宽约8km,2℃温升场包络线最宽为0.47km,向最远离(km)向最远离(km)项目向最远离(km)向最远离(km)实测实测大潮大潮实测实测小潮小潮大潮大潮从表4—25和表4—26可知：长江2个监测断面中1#、2#平均值5.4.1预测范围和预测点预测范围为900m×600m的厂区和厂界，以25m×25m为计算网5.4.2主要声源设备噪声及水平类比调查及本期技改工程的主要声源设备及噪声水平见表5-19、表5-20。序号台数噪声级降噪措施1引风机62633厂房封闭隔声435厂房隔噪66消声器、厂房隔声788灰浆泵1厂房封闭隔声序号台数噪声级1引风机4消声器24消声器32厂房封闭隔声：10dB(A)42厂房封闭隔声和机组隔声罩：10dB(A)52厂房封闭隔声和机组隔声罩：10dB(A)68厂房隔噪：10dB(A)74消声器、厂房隔声85—922厂房隔声：10dB(A)2消声器：15-30dB(A)LA(r)=LAref(r₀)-(Adiv+Abar+AaAdiv—声源几何发散引起的A声级衰减量，dB5.4.4电厂噪声影响预测与评价技改工程的影响值的等声级分布图，如图5-19所示。表5—21厂界噪声预测结果单位：Leq[dB(A)]地点昼夜昼夜昼夜昼夜煤尘按其粒径可分为细煤(小于100μm,即总悬浮微粒TSP)和细煤尘约占总煤尘量的4.7%。煤的自然含水率一般为3%左右，计算时煤的表面含水率取二种代表状况值：3%、8%。扬尘所引起的下风向落地浓度均不超标。在含水率为3%,风速为在含水率为8%的条件下，煤堆基本不起尘，在含水率为3%,5.7.1灰场的条件与选择沙洲灰场位于张家港市乐余镇的五干河和六干河两河口间的长江边滩上，与电厂隔江相望。近年来，由于电厂灰渣综合利用较好，目前灰场基本空置。目前灰场库容724万m³可满足2×125MW机组及本期技改工程2×300MW机组(全厂年灰渣总量47.5万m³)堆放约14年。将灰(含脱硫石膏量)约20年。建议电厂应积极落实灰渣综合利用5.7.3跨江运灰方式电厂除灰渣系统采用灰渣分除原则，全厂共有6台850MW (2×125MW+2×300MW机组)灰渣产生量约40.3万吨/年，脱硫码头设计最大日卸船能力可达6艘1000吨灰驳，最大卸灰能力可达2300吨/日(卸灰水混合物5760吨/日，灰水比1:1.5);而本期技改工程建成后全厂日灰渣总量与现有机组的灰渣总量相江等生产安全、环境污染事故的发生。事故灰场总堆灰容积达6.5万m³,可供全厂机组堆灰渣(包括脱硫石膏)一个月以上。沙洲灰场现有灰堤为土堤，临江侧设有块石护面及堆石棱体。堤顶宽6.0m,顶标高6.54m,设有泥结碎石路面。1999年电厂对沙洲灰场临江侧灰堤段岸线实施了综合整治工程，设置了6条丁坝及数百米的平抛护岸，对灰堤安全及稳定进行了加强处个土样测试6次，测试结果见下表5-22。123渗透系数K(cm/s) 5.7.4.3防治措施5.8建设期环境影响及及减缓措施施工期对环境空气的影响主要是扬尘污染和各种施工机械和运桩机、推土机、挖土机、搅拌机等，它们的声源水平见表5-23。序号噪声水平dB(A)123456式中L——为与声源相距r处的施工噪声级，dB。影响量分析计算出来，列于表5—24。距本期技改工程施工场地最近的居民点约100m以远，由表5—26可以看出，当施工设备噪声级为105dB(A)时，该居民点受到的噪声影响量为65.0dB(A),当施工设备噪声级为95分贝时，该居民点受到的噪声影响量为55.0dB(A),由此可见，在白昼，施工场地不允许使用噪声级超过105dB(A)的设备；在夜间，不允许使用噪声级超过若以现有厂界作为施工场界，其最近点约100m,由表5—26可见，白昼通常能满足施工场界噪声标准要求，夜间通常要求95dB(A)在50dB(A)左右，夜间还低一些。只有当两个影响量相差不大时，增加量才显著。因此，首先白昼不允许多台高于105dB(A)的施工设备同时运行，夜间不允许多台高于95dB(A)的设备同时运行。厂区东南端现有主要为电厂供煤的南通港务局作业区的卸煤码浮码头位置改建一个千吨级泊位码头，使卸煤码头能满足停靠3个配有两台8吨桥式抓斗卸煤机，一台10吨门机。码头输出单路B=1200,Q=1000t/h。上煤系统为双路系统，带式输送机B=1000,码头来煤通过改造后的一路带式输送机卸至新建斗轮机堆取料机煤煤场。卸煤系统按全厂4×125MW(老厂)+2×300MW(本期技改工程)机组年平均燃煤量300万吨设计。(1)煤炭在装卸、输送等作业过程中由于搅动、落差而产生的(2)码头面初期雨水及作业后的冲洗含煤污水、船舶机舱生活6.2.2污染治理对策6.2.2.2水污染防治措施6.2.2.3噪声污染防治措施6.2.2.4固定废物污染防治措施(1)煤码头作业区固体废物处理(2)船舶固体废物处理(3)处理环保设施产生的污泥6.3环境影响分析和评价结论7清洁生产从过去单纯的末端污染治理拓展到以控制生产过程中产生的污染物7.2本期技改工程清洁生产工艺分析厂四、五期机组(见表7—1),其供(发)电标煤耗有大幅下降的同表7-1供(发)电煤耗指标对比四期(2x25MW)五期(2x125MW)发电标煤耗供电煤耗比2000年降低15-20g/kWh。本期技改工程符合这一要 用率达到60%。电厂废水回用率远大于60%,高于上述要求。本期技改工程因安装了脱硫装置，脱硫效率可达90%,使SO₂率按90%计，其SO₂排放水平为0.591g/kWh;均低于我国燃煤电厂的排放平均水平7.58g/kWh,也低于江苏省2000年SO₂排放平均水7.2.4低NOx燃烧工艺的排放量为1.284t/h,发电能力为600MW,NOx排放系数为本期技改工程配置高效静电除尘器，除尘效率为99.4%以上。烟尘排放量为0.090t/h,发电能力为600MW,烟尘排放系数为吨。届时南通市粉煤灰、脱硫石膏排放量分别为138.62万吨、3.5万吨，而应用需求量分别为347万吨、33万吨，需求量远远大于排放量，如果大规模公路建设结束后，剔除其用灰量100万吨，粉煤灰仍本期技改工程利用拆除厂内西侧#1~#5小机组和辅助设施后空出均供电煤耗比2000年降低15-20g/kWh。本期技改工程符合这一要(2)本期技改工程建成后，全厂耗水指标将由现有机组的0.271m³/(s.GW)下降燃煤电厂废水回用率达到60%。电厂废水回用率远大于60%,高于上(3)本期技改工程因安装了脱硫装置，脱硫效率可达90%,使(4)本期技改工程采用低氮燃烧装置，可有效降低NOx的生成。(5)本期技改工程配置高效静电除尘器，除尘效率为99.4%以上。烟尘排放系数为0.150g/kWh,低于我国燃煤电厂烟尘平均排放水平。8烟气脱硫方案石一石膏湿法脱硫工艺，对2台300MW机组进行全烟气量脱硫，脱硫效率可达90%。其原理分SO₂与吸收剂的吸收反应和HSO₃的氧化反应两个步(1)吸收反应(2)氧化反应HSO₃+1/2O₂→H++SO₄²-原则性脱硫工艺系统参见原则性系统图见图8-1。经洗涤脱硫后的烟气温度约46℃,在气一气换热器的放热侧被加热8.3吸收剂的来源和运输根据可研按采购石灰石粉方案考虑，电厂已与天生港发电有限本期技改工程石灰石粉耗量见表8-1。表8—1石灰石粉消耗量小时耗量日耗量设计煤种2×300校核煤种22×300矿业股份有限公司提供，该矿石灰石储量约3亿吨，后备储量约3亿吨，年产量800万吨。石灰石成分见表3-9。表3-9石灰石成分表(表面水分<2%,粒径≤10mm)在厂区灰码头附近设1座直径7米、有效容积375m³的石灰石粉库。作为成品粉储备用，可满足2×300MW机组燃用设计煤种时5天8.4脱硫场地及平面布置脱硫石膏与脱硫副产品处置前面已讲述。本工程的脱硫副产物由于江苏地区建材工业比较发达，且天生港电厂地处长江边，用于综合利用。厂内石膏堆放场的存放量按3天考虑，当石膏外运不每套脱硫装置的吸收剂浆液的循环量较大，依靠3台循环泵在吸将PH值调整到9~10,使大部分重金属沉淀。对于部分未沉淀的重金属，可在絮凝池内加入Na₂S或有机硫(TMT-15)进一步沉淀处理。对于F-超标的废水，可通过加入CaCl₂进行进一步处理。经上述处理8.7声环境影响分析8.8其它采用进口的烟气连续监测系统(CEMS)来监测经脱硫后烟气的9污染物排放总量控制“国务院和省、自治区、直辖市人民政府对尚未达到规定的大气大气污染物总量控制区内有关人民政府依照国务院规定的条件配套脱硫、除尘装置或采取其它控制二氧化硫排放、除尘的措施。”化硫排放量比2000年减少10-20%,”其中“酸雨控制区和二氧化硫控制区排放量比2000年减少20%”。根据《江苏省电力行业二氧化硫排放控制配额分配方案》(苏环控[2003]1号),全厂“十五”期末SO₂排放控制配额为10670t/a(已考虑了排放量比2000年减少20%的要求)。9.3污染物排放总量控制途径本期技改工程建成后，全厂运行机组为六期(2×125MW)和本期技改工程(2×300MW)共四台机组825MW,其每年的SO₂排放量和本期技改工程(2×300MW)采用同一煤种，均燃烧含硫量为0.80%的徐淮煤，同时在本期技改工程(2×30量增减情况见表9-1。增减情况(%)SO₂排放量由表9-1可知，本期技改工程建成后，全厂的SO₂排放量和烟远大于60%,符合国家相关法规或要求。9.4结论本期技改工程建成后，SO₂年排放量削减约27.7%,烟尘排放量削减约64.3%,CODcr年排放量保持现有水平，均满足相关环保要求。随着环境标准要求的提高，电厂应对大气污染物予以更为严格的治10污染防治对策放的大气污染物满足国家排放标准GB13223-1996《火电厂大气污染物排放标准》(第Ⅲ时段),并使其通过大气输送与扩散后满足环境质州矿务集团、淮北矿业集团、皖北煤电集团签订了年总供煤量为150总公司签订了供煤协议。可见电厂本期技改工程140万t/a燃煤由上10.1.3环境空气污染防治对策(1)高烟囱排放(2)烟气脱硫一石膏湿法脱硫，脱硫设施的处理情况见表10—1。本期技改工程允许排放浓度2100mg/Nm³。出口浓度本期技改工程单台锅炉额定蒸发量大于1000t/h。按照GB13223-1996,固态排渣的煤粉锅炉NOx最高允许排放浓度为按GB13223-1996,第Ⅲ时段最高允许烟尘排放浓度为200mg/Nm³。电厂本期技改工程拟拆除#1～#7小机组改建2台300MW亚临界机组，配2台1025t/h煤粉炉。本期技改工程采用高效静电除尘装置，除尘效率不低于99.4%,计入湿法脱硫除尘效率50%,总除尘效率不低于99.6%。烟尘排放浓度为50mg/Nm³。10.2.1基本原则2℃)的包络范围尽可能的小。10.2.2取排水对策五、六期排水口距离约为700m,距华能南通电厂排水口距离约为10.3.1基本原则10.3.2具体对策10.4.1基本原则10.4.2具体对策10.4.3排水监控10.5.1基本原则10.5.2具体对策10.6固体废物污染防治措施10.7贮煤场污染防治对策10.8煤码头污染防治对策头冲洗水回收，运煤船只不允许随便排污。详见第6章。10.9厂区绿化将上述环保治理措施进行分项汇总，结果见表10-2。主要工程内容措施效果1座210m高烟囱使对评价区内SO₂、NO₂、PM₁0地面浓度的影响不大全厂SO₂排放削减27.7%除尘器设备及支架基础高效静电除尘器及支架基础中和池、油水分离器、沉煤池、污水处理等经处理后回用消音防噪设施1.锅炉对空排汽、安全阀排汽等安装小孔消声器3.空压机、循环水泵室内布置，空压机外壳装设隔音罩；汽轮机、励磁机外壳装设隔1.降噪15～30dB(A)2.降噪20～25dB(A)3.降噪20dB(A)贮煤场污染防治设施1.输煤栈桥采取密闭措施2.各输煤转运站、碎煤机室等采取密闭措不引起扬尘污染煤码头污染防治设施不引起扬尘污染、含煤污水除灰系统除灰、排渣设施灰渣综合利用设施厂区空地、道路两旁进行绿化，并注意边角电厂建设区可绿化面积的绿灰场围坝10.10.2环保措施技术经济论证(1)石灰石(石灰)一石膏湿法脱硫工艺该工艺适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，脱硫效率可达到(2)石灰石一石膏湿法脱硫应用情况站脱硫装机总容量的90%,应用的单机容量已达1000MW。法脱硫工艺，脱硫装置与两台360MW燃煤机组相配套。机组燃煤含硫量4.02%,脱硫装置入口烟气SO₂浓度约为3500ppm,设计脱硫效率大于95%。该厂二期工程两台360MW燃煤机组仍采用石灰石一石(3)本期技改工程脱硫系统运行指标脱硫系统运行指标详见表10-3。脱硫工程静态总投资万元单位千瓦投资(按600MW计)年利用小时h处理烟气量万Nm³/h%年SO₂脱除量(按含硫0.80%计)%~