电厂新建工程环境影响报告书

'.电厂新建工程环境影响报告书(简写本).电厂新建工程环境影响报告书 电厂新建工程环境影响报告书.目录1前言12编制依据22.1环境保护法律、法规及有关文件22.2项目文件及工程资料32.3环境保护规划等相关规划42.4技术依据文件43评价总体思路53.1评价工作总体思路53.1.1评价指导思想53.1.2评价重点及评价方法53.2环境功能分区及环境保护对象53.2.1海洋功能区划53.2.2近岸海域环境功能区划63.2.3环境保护对象73.3评价等级及评价标准83.3.1评价等级和评价范围83.3.2评价因子93.3.3评价标准104项目概况及工程分析114.1项目基本组成114.2本期工程概况124.2.1厂址地理位置124.2.2灰场概况134.2.3厂址总体规划和厂区总平面布置134.2.4生产过程与设备概况134.2.5燃煤供应144.2.6水源及补充水量144.2.7脱硝系统144.2.8除灰渣系统144.2.9脱硫系统144.2.10水工构筑物及其规模154.2.11电厂主要污染物排放情况155区域环境状况175.1环境空气质量现状175.2声环境质量现状17.电厂新建工程环境影响报告书 电厂新建工程环境影响报告书.5.3地下水水质现状175.4海洋环境质量现状185.4.1海域水环境质量现状185.4.2海域沉积物环境质量现状185.4.3海域生物体质量现状185.4.4海域生态环境质量现状186环境影响预测及评价216.1电厂环境空气影响预测及评价216.1.1预测模式、预测因子及预测内容216.1.2预测评价结论216.2电厂温排水环境影响预测及评价226.2.1温排水对海洋环境影响226.2.2温排水对环境保护目标的影响236.3电厂噪声环境影响预测及评价236.3.1预测模式236.3.2噪声影响预测与评价246.4灰场环境影响评价256.4.1灰场对地下水影响分析256.4.2灰场对地表水影响分析266.4.3灰场扬尘环境影响分析266.4.4运灰道路环境影响分析276.5电厂一般排水的环境影响分析286.6煤场扬尘环境影响分析286.7海域环境影响预测286.7.1工程对海域水动力的影响分析286.7.2工程施工期水环境影响预测分析296.7.3项目运行期水环境影响预测分析296.7.4脱硫工艺排水对水环境预测分析306.7.5泥沙回淤分析306.7.6项目运行期间一般排水对海洋环境影响分析326.7.7项目对沉积物环境质量的影响评价326.7.8码头营运期对海洋环境的影响分析326.7.9项目运营期间港池航道维护性疏浚对海洋环境的影响分析336.8海洋生态环境影响分析346.8.1施工期海洋生态环境影响分析346.8.2营运期海洋生态环境影响分析346.8.3突然温升、残余氯和机械挟带对被卷吸生物的协同效应356.8.4脱硫工艺排水对海洋生态环境的影响分析356.8.5落海煤尘对海洋生态环境的影响分析356.8.6生物资源经济损失分析35.电厂新建工程环境影响报告书 电厂新建工程环境影响报告书.6.9电磁环境影响分析356.9.1接入系统方案356.9.2配电装置出线侧电磁环境影响366.10环境风险分析366.10.1项目用海的风险性分析366.10.2船舶溢油风险分析及应急计划376.10.3电厂柴油储罐泄漏的环境风险分析387烟气脱硝环境风险评价397.1重大危险源识别397.2评价等级及评价范围397.3源项分析397.3.1最大可信事故确定397.3.2液氨泄漏源强计算397.4环境风险预测397.4.1液氨贮存泄漏环境影响预测397.4.2液氨运输风险分析408灰渣综合利用418.1灰渣产生量及灰渣成分418.2综合利用条件418.3本工程灰渣综合利用途径419清洁生产与污染物总量控制429.1污染物排放达标分析429.1.1烟气污染物排放达标分析429.1.2水污染物排放达标分析429.1.3灰渣处置的合理性分析429.1.4厂界噪声达标分析429.2清洁生产水平分析429.2.1选用技术的先进性429.2.2原辅材料利用的清洁性439.2.3污染物排放水平的先进性分析439.2.4清洁生产指标449.3SO2总量控制4410预防或减轻不良环境影响的对策和措施4510.1烟气污染防治措施4510.1.1SO2污染防治措施4510.1.2NOX污染防治措施4510.1.3烟尘污染防治措施4510.2水污染防治措施45.电厂新建工程环境影响报告书 电厂新建工程环境影响报告书.10.2.1工业废水处理4510.2.2生活污水4610.2.3温排水4610.3噪声污染防治措施4610.4灰场污染防治措施4610.4.1灰渣运输及扬尘污染防治措施4610.4.2防止灰水渗漏措施4710.5煤场污染控制措施4810.5.1扬尘污染防治措施4810.5.2煤水治理措施4810.6装卸煤及运煤船舶水污染防治措施4810.7运行期间水生生物保护措施4910.8氨系统污染控制措施4910.8.1液氨储罐区污染防治措施4910.8.2工艺系统污染防治措施4911环境经济损益分析5112项目建设合理性分析5112.1与国家产业政策的符合性分析5112.2与当地环保规划的符合性分析5112.3城市总体规划的相容性分析5213评价结论5313.1项目建设的必要性5313.2主要指标的环境本底较好5313.3环保措施可行，作到清洁生产和达标排放、满足总量控制要求5313.4环境影响满足功能要求53.电厂新建工程环境影响报告书 电厂新建工程环境影响报告书.1前言**电力控股有限公司计划在SW市田家县小漠镇东南海湾建设**电力SW田家电厂新建工程，建设规模为2×1000MW超超临界凝汽式机组。在目前已基本明确的电源建设项目投产和由省外送入电力参加平衡的情况下，GD省2011年仍然有电力缺口2647MW，2015年有电力缺口17053MW，2020年有电力缺口46289MW。**电力SW田家电厂新建工程的建设可以缓解GD电网“十二五”和“十三五”期间的缺电局面，满足GD省用电负荷增长的需要。本工程同时计划关停837.5MW燃油燃气小机组，符合国家节能减排的产业政策，有利于加快GD省电源结构优化的进程。本工程地处粤东沿海，邻近珠江三角洲负荷中心地区，建成后可就近向该地区供电，有利于利用粤东沿海电厂厂址资源，同时可缓解在珠江三角洲负荷中心地区建设更多电厂造成的环境压力。在电源布局方面，本工程符合一次能源流向、电网潮流流向，是较为合理的电源点。2008年9月，受电厂委托，我公司承担了该工程的环境影响评价工作，接受委托后，安排项目组成员前往厂址地区进行了较详细的现场踏勘、收资，走访了当地规划、环保等相关部门，收集了国民经济发展规划、环境保护等方面的诸多资料，听取了这些部门对项目建设、环境保护等多方面的意见和建议。在以上工作基础上，根据国家及GD省环保法律、法规，以及厂址地区的社会经济发展、环保规划以及环境质量状况，也充分考虑工程自身的特点，对工程建设期和运行期可能存在的环境影响进行了认真评价，针对工程建设期、运行期可能存在的环境问题，提出了有针对性的防治措施和管理措施，并将以上内容有机汇集在一起编制了《**电力SW田家电厂新建工程环境影响报告书》。报告书编制过程中，得到SW市环保局、田家县环保局的大力支持，同时得到GD电力设计研究院、SW市环境监测站等单位的鼎力协助，特别是建设单位**电力SW田家项目筹建处为现场踏勘、调研等工作给予了配合和协助，在此对以上所有提供帮助和支持的单位在此一并表示诚挚的谢意。. 电厂新建工程环境影响报告书.1编制依据1.1环境保护法律、法规及有关文件(1)《中华人民共和国环境保护法》(1989年)；(2)《中华人民共和国环境影响评价法》(2003年)；(3)《中华人民共和国大气污染防治法》(2000年)；(4)《中华人民共和国水污染防治法》(2008年修订)；(5)《中华人民共和国噪声污染防治法》(1996年)；(6)《中华人民共和国清洁生产促进法》(2002年)；(7)中华人民共和国国务院令[1998]253号《建设项目环境保护管理条例》；(8)国务院国发[1996]31号文《国务院关于环境保护若干问题的决定》；(9)国务院国函[1998]5号文《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》；(10)国务院国发[2005]39号文《国务院关于落实科学发展观加强环境保护的决定》；(11)国家发展和改革委员会令第40号《产业结构调整指导目录(2005年本)》；(12)国家经贸委等六部委国经贸资源[2000]1015号《印发〈关于加强工业节水工作的意见〉的通知》；(13)国家发展和改革委员会文件发改能源[2004]864号《国家发展改革委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知》(2004年)；(14)国家环保总局、国家经济贸易委员会、科学技术部环发［2002］26号《关于发布〈燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策〉的通知》；(15)国家环境保护总局文件环发[2003]159号《关于加强燃煤电厂二氧化硫污染防治工作的通知》；(16)国家环保总局环发[2006]28号《环境影响评价公众参与暂行办法》；(17)环境保护部令第2号《建设项目环境保护分类管理名录》；(18)《GD省建设项目环境保护管理条例》(粤人大[1994]第57号文)；(19)国务院国发[2007]2号《国务院批转发改委、能源办加快关停小火电机组意见》；(20)《关于加强建设项目环境保护管理的通知》(GD. 电厂新建工程环境影响报告书.省人民政府办公厅文件粤府办[1999]27号)；(21)《GD省固体废物污染环境防治条例》(2004年1月14日GD省第十届人民代表大会常务委员会第八次会议通过，2004年5月1日起施行)；(22)《GD省渔业管理实施办法》(1990年2月28日GD省第七届人民代表大会常务委员会第十二次会议通过)；(23)GD省发展和改革委员会文件粤发改能[2008]102号《关于做好全省火电机组脱硝工程建设的通知》。1.1项目文件及工程资料(1)**电力SW田家电厂新建工程环境影响评价委托书(2)国家能源局文件《国家能源局关于同意GD**田家电厂“上大压小”新建工程开展前期工作的复函(国能电力[2009]307号)》(2009.11.08)(3)国家海洋局文件《关于同意开展海域使用论证工作的通知(海管函[2009]218号)》(2009.08.06)(4)GD省国土资源厅文件《地质灾害危险性评估报告备案登记证明(粤国土资(地灾)备字[2009]38号)》(2009.04.09)(5)GD省国土资源厅文件《关于**田家电厂建设项目用地是否压覆矿床的审查意见(粤国土资矿查[2008]161号)》(2008.09.22)(6)中国民用航空中南地区管理局文件《关于**田家电厂新建烟囱高程的复函(民航中南局函[2008]81号)》(2008.09.24)(7)中国人民解放军GD省军区文件《关于核查**田家电厂用地范围内有无军事设施情况的复函(司作[2008]116号)》(2008.11.20)(8)SW市水利局文件《关于田家电厂2×1000MW机组工程防洪(潮)要求的函(汕水函[2008]第69号)(2008.12.02)(9)田家县交通局文件《关于对**电力SW田家电厂运营期固态排放物陆运通道运输能力的说明》(2008.12.16)(10)田家县交通局文件《关于要求批准**电力田家电厂新建工程配套码头岸线使用的请示(海交[2009]86号)》(2009.10.28)(11)SW市环境保护局文件《关于**SW田家电厂一期工程主要污染物排放总量指标预分配情况的报告(汕环[2009]63号)》(2009.05.26)(12)SW市环境保护局文件《关于**电力田家. 电厂新建工程环境影响报告书.电厂新建工程环境影响评价执行标准问题的复函》(2009.12.16)(13)**电力SW田家项目工程煤质资料及煤质检测报告(14)**电力SW田家电厂新建工程机组供、用煤协议书(2008.09.27)(15)**电力SW田家电厂新建工程机组燃煤运输协议(2008.09.27)(16)**电力SW田家电厂新建工程供、用石灰石协议书(2008.09.25)(17)**电力SW田家电厂新建工程灰渣销售协议书(2008.09.25)(18)**电力SW田家电厂新建工程石膏销售协议书(2008.09.25)(19)**电力SW田家电厂新建工程供、用液氨协议书及液氨生产运输资质(2008.09.28)(20)田家县建设局文件《关于同意**电力田家电厂西侧厂界外设置噪声缓冲地带的函》(2009.12.4)(21)GD省电力设计研究院《**田家电厂2×1000MW机组工程可行性研究报告(收口版初稿)》(2009年2月)(22)中国科学院南海海洋研究所《2009年9月SW田家电厂一期海洋工程海洋环境影响报告书》(2009年9月)1.1环境保护规划等相关规划(1)《国家环境保护“十一五”规划》；(2)《GD省环境保护与生态建设“十一五”规划》；(3)《GD省地表水环境功能区划》；(4)《GD省蓝天工程计划》；(5)《治污保洁工程实施方案》；(6)《SW市环境保护和生态建设“十一五”规划》。1.2技术依据文件(1)国家环保行业标准《环境影响评价技术导则—总纲》(HJ/T2.1-93)；(2)国家环保行业标准《环境影响评价技术导则—大气环境》(HJ2.2-2008)；(3)国家环保行业标准《环境影响评价技术导则—地面水环境》(HJ/T2.3-93)；(4)国家环保行业标准《环境影响评价技术导则—声环境》(HJ/T2.4-1995)；(5)国家环保行业标准《环境影响评价技术导则—非污染生态影响》(HJ/T19-1997)；(6)国家环保行业标准《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ/T169-2004)；. 电厂新建工程环境影响报告书.(7)国家环保行业标准《火电厂建设项目环境影响评价报告书编制规范》(HJ/T13-996)。. 电厂新建工程环境影响报告书.1评价总体思路1.1评价工作总体思路1.1.1评价指导思想通过对拟建工程生产工艺、污染因子及治理措施的分析，确定工程主要污染物产生环节和产生量；在进行环境现状监测和污染源调查的基础上，对拟建项目实施后可能造成的环境影响作出分析、预测和评估，从环境保护角度分析工程建设的可行性，针对可能存在的问题，提出预防或者减轻不良环境影响的对策和措施，为有关部门的决策提供科学依据。以国家及GD省有关法律、法规为准则，根据工程污染源特征，结合厂址地区环境质量现状，运用环评导则推荐的相关模型，预测、分析项目建成后对周边区域环境的影响程度，遵循GD省和SW市环境保护和生态建设“十一五”规划目标，贯彻清洁生产、达标排放原则及总量控制精神，从环境保护角度论证本工程建设的环境可行性。1.1.2评价重点及评价方法鉴于工程特点及厂址周围地区环境状况，本评价以工程分析、环境空气影响评价、海洋环境影响评价以及污染治理措施为评价工作重点。按照《环境影响评价技术导则——大气环境》的规定，确定环境空气评价工作等级；按照《环境影响评价技术导则——声环境》的规定，确定声环境评价工作等级。本工程建成运行带来的环境空气影响，根据工程分析确定的源强，选用《环境影响评价技术导则——大气环境》中推荐的模式进行预测、评价。本工程建成运行对海洋生物的影响，按照《海洋工程环境影响评价技术导则》(GB/T19485-2004)推荐的模式进行预测、评价。声环境的影响，首先按照《火力发电厂设计技术规程》推荐的设备噪声限值要求及国内同类设备运行情况确定本工程的设备运行噪声，选用《环境影响评价技术导则——声环境》中推荐的模式进行预测、评价。1.2环境功能分区及环境保护对象1.2.1海洋功能区划(1)GD省海洋功能区划根据《GD. 电厂新建工程环境影响报告书.省海洋功能区划报告》(2008.3)工程所在海域的海洋环境功能为港口、养殖功能区。(2)SW市海洋功能区划根据SW市海洋功能区划，项目厂址所在海域为港口、养殖功能区。(3)田家县海洋功能区划根据田家县海洋功能区划，项目厂址所在海域为港口、养殖功能区。1.1.1近岸海域环境功能区划根据《GD省近岸海域环境功能区划》(粤府办［1999］68号)，田家县鮜门镇至小漠镇附近海域主要涉及2个近岸环境功能区段(分别为419和420)，见表3.2-2和图3.2-4。表3.2-2田家西部片区近岸海域环境功能区划现状标识号功能区名称范围宽度(km)长度(km)面积(km2)主要功能水质目标备注419SW市鮜门、小漠养殖功能区鮜门至惠东交界0.7535养殖、港口二420SW市红海湾浅海渔场功能区红海湾内浅海渔场作业区一2009年12月，SW市委托环境保护部华南环境科学研究所编制《田家县小漠部分近岸海域环境功能区划调整可行性研究报告》对项目涉及的海域功能区划进行调整，目前省环保厅已经受理，受理文号：粤环函[2010]325号。对项目涉及的海域功能进行了调整，调整内容如下：本项目涉及的海域为标识号419B、标识号420B；标识号为419B近岸海域环境功能区更名为“小漠港口、工业功能区”，范围调整为“小漠镇赤石河出海口附近至惠东边界缓冲区附近”，长度为15km，平均宽度由0.75km扩大到5.50km，主要功能调整为“工业、港口”，水质保护目标调整为“第三类”。标识号为420B近岸海域环境功能区更名为“工业冷却水稀释功能区”，范围调整为“红海湾浅海区靠近小漠镇一侧”，调整的面积为39.56km2，主要功能调整为“工业冷却水稀释”。为保护红海湾内浅海水质，420B区仅限于工业冷却水的稀释，不能用于其它工业纳污，水质保护目标调整为“第三类”。. 电厂新建工程环境影响报告书.表3.2-3田家县小漠镇附近海域拟调整的近岸海域环境功能区划属性表标识号属性行政区功能区名称范围平均宽(KM)长度(KM)主要功能水质目标备注419调整前SW市鮜门、小漠养殖功能区鮜门至惠东交界0.7535养殖、港口二419A调整后SW市鮜门、小漠养殖功能区鲘门镇至小漠镇赤石河出海口附近0.7520养殖、港口二419B调整后SW市小漠港口、工业功能区小漠镇赤石河出海口附近至惠东边界缓冲区附近5.5015港口、工业排污三420调整前SW市红海湾浅海渔场功能区红海湾内浅海渔场作业区一420A调整后SW市红海湾浅海渔场功能区红海湾内浅海一420B调整后SW市工业冷却水稀释功能区红海湾浅海区靠近小漠镇一侧1.508工业冷却水稀释三仅限于工业冷却水稀释，禁止其他工业排污本评价海洋功能区划按照拟批复的《田家县小漠部分近岸海域环境功调整可行性研究报告》(2009.12)进行评价。1.1.1环境保护对象1.1.1.1环境空气、地下水和噪声保护对象环境空气：电厂周围学校、机关及居民区的环境空气质量。地下水：灰场附近地下水。环境噪声：电厂运行期附近居民区噪声水平，运灰道路附近居民区噪声水平。1.1.1.2海域环境保护对象(1)养殖区和增殖区项目附近海域主要有6个养殖区，面积240亩，主要分布于田家电厂厂址西南部海域，执行三类的海水水质标准。(2)南方澳度假旅游区小漠南方澳位于田家县西南部，濒临红海湾，总面积近3平方公里，海岸线长6公里. 电厂新建工程环境影响报告书.。南方澳三面环山，一面临海，海滩宽阔而平坦，有翠绿苍郁的防风林带，宛若一堵绿色城墙，海区碧波荡漾，水天一色，常年气候暖和，是一个景色优美的滨海渡假村。1.1评价等级及评价标准1.1.1评价等级和评价范围1.1.1.1环境空气本项目采用SCREEN3估算模式确定大气评价等级。SCREEN3估算模式对于评价等级和评价范围的建议为：最大占标率为：32.39%(设计煤种的NO2)占标率10%的最远距离D10%：9250m(设计煤种的NO2)建议评价范围半径：9.2km最大占标率Pmax在[10,80)%内建议评价等级：二级综合以上计算，Pmax=32.39%，在[10,80)%内，占标率10%的最远距离D10%=9250m(设计煤种的NO2)本次评价中将环境空气评价工作等级确定为二级。依照《环境影响评价技术导则大气环境》(HJ/T2.2-2008)的规定，本次环境空气评价范围确定为以厂址为中心，评价半径取10km；考虑到大气监测布点的选择，将评价范围向西增扩2km，所以本次本次环境空气评价范围确定为以厂址为中心、长×宽为22km×20km的矩形区域。环境空气影响预测时采用设计煤种进行SO2和NOx的计算，采用校核煤种进行PM10的计算。1.1.1.2海洋环境依据《海洋工程环境影响评价技术导则》的要求，根据建设项目的特点和评价海域环境特征，水文动力环境、生态环境、水质环境、沉积物和海洋地形地貌与冲淤环境影响评价等级均定为1级。. 电厂新建工程环境影响报告书.表3.3-1评价范围确定评价因子评价范围水文动力环境垂向距离不小于5km，纵向距离不小于36km的海域生态环境距离项目区约30km范围内水质环境距离项目区约30km处的海域沉积物环境海洋地形地貌与冲淤环境距工程区约5km的范围内1.1.1.1声环境本工程厂址位于GD省SW市田家县小漠镇东南面沿海，厂址场地围海造地而成，东、南二面环海，西、北二面靠陆，厂址周围0.8km范围内无居民点，属于《声环境质量标准》(GB3096-2008)的3类声环境功能区。尽管本期工程扩建后受影响人口基本无变化，但个别方向的噪声级增加值超过3dB(A)。因此，根据《环境影响评价技术导则声环境》(HJ/T2.4-1995)的意见，噪声评价工作等级确定为二级。噪声评价范围为厂界外200m以内的区域。1.1.1.2陆地生态本期工程无新建运灰公路、新建运煤公路、新建输水管线等工程量，所以对陆地生态没有直接影响。1.1.2评价因子1.1.2.1现状评价因子(1)环境空气质量环境空气现状评价因子：SO2、NO2、TSP、PM10。(2)海水水质水质现状调查因子：pH值、水温、盐度、DO、化学需氧量、NH3-N、NO2-N、NO3-N、活性磷酸盐，悬浮物、石油类、挥发酚、总汞、铜、铅、锌、鎘。(3)沉积物现状调查因子包括：总汞、铜、铅、镉、锌、石油类、硫化物、有机碳等。(4)海洋生态海洋生态生物资源调查因子包括：叶绿素a(初级生产力-计算)、浮游植物、浮游动物、底栖生物、鱼卵仔鱼；潮间带生物(约2个站，一个在填海区，一个在厂址附近)。主要海洋生物体中的污染物分析：调查水域的鱼类、甲壳类、软件动物进行石油类、总汞、铜、铅、镉、锌分析。(5)声环境质量. 电厂新建工程环境影响报告书.声环境现状评价因子：Leq(A)。(6)地下水地下水现状评价因子：pH值、总硬度、挥发酚、硫酸盐、氯化物、硝酸盐、亚硝酸盐、氨氮、氟化物、砷、镉、六价铬、铅、总大肠菌群、细菌总数。1.1.1.1预测因子烟气预测因子：SO2、NO2和PM10；贮灰场和煤场扬尘分析因子：TSP。声环境预测因子：Leq(A)。水质预测因子：水温、余氯、COD、重金属。1.1.2评价标准1.1.2.1环境空气本期工程大气污染物排放执行《火电厂大气污染物排放标准》(DB44/612-2009)的第3时段标准；扬尘无组织排放执行《大气污染物排放限值》(DB44/27-2001)的周界外浓度最高点允许排放标准；环境空气质量执行《环境空气质量标准》(GB3095-1996)(2000年修订版)的二级标准。1.1.2.2声环境厂界噪声评价执行《工业企业环境噪声排放标准》(GB12348-2008)中的3类标准；环境噪声评价执行《声环境质量标准》(GB3096-2008)中的3类标准；施工噪声执行《建筑施工场界噪声标准》(GB12523-90)。1.1.2.3固体废弃物处置评价标准工业固体废弃物处置评价执行《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》(GB18599-2001)Ⅱ类类场规定。1.1.2.4水环境和海洋环境评价标准项目所在海域的海洋环境功能为港口、养殖功能区，执行《海水水质标准》(GB3097-1997)中的三类标准；执行《海洋沉积物质量》(GB18668-2002)中的二类标准；执行海洋生物质量执行《海洋生物质量》(GB18421-2001)中的二类标准。地表水环境质量执行《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)Ⅲ类标准；地下水环境质量执行《地下水质量标准》(GB/T14848-93)Ⅲ类标准；废水污染物排放执行GD省《水污染物排放限值》(DB44/26-2001)第二时段一级标准。. 电厂新建工程环境影响报告书.1项目概况及工程分析1.1项目基本组成电厂规划建设规模为4×1000MW＋2×1000MW机组，本期建设2×1000MW超超临界燃煤汽轮发电机组，第一台机组拟在2012年10月投入商业运行，第二台机组2013年03月投入运行。电厂基本情况见表4.1-1。田家电厂“上大压小”清单详见表4.1-2。表4.1-1**田家电厂2×1000MW机组工程项目基本构成项目名称**田家电厂2×1000MW机组工程建设单位华润电力控股有限公司规模(MW)项目台数及单机容量总容量本期工程2×10002000全厂规划容量4×1000+2×10006000煤源及燃料运输本期工程设计煤种为内蒙古汇能集团通汇煤炭经营有限公司提供蒙西烟煤，校核煤种为晋北烟煤。均采用铁、海联运。通过铁路运至秦皇岛转海运至本期工程的专用卸煤码头。煤码头及煤场本工程建设煤码头一座，初期设5×104t泊位一个，配2台1800t/h的桥式抓斗卸船机。贮煤场一期工程设A、B、C共3个煤堆，煤堆长370m，初期堆高10m，A煤堆宽42m，B煤堆宽90m,C煤堆宽55m；三煤堆共贮煤41.4×104t，满足2台机组燃用设计煤种28.5d、校核煤种27d。新建煤场设置防风抑尘网，选用2台悬臂通过式斗轮堆取料机及煤场辅助作业设备。水源本期工程循环冷却水采用海水直流供水系统，冷却水源为红海湾海水。本期工程采用海水淡化供应淡水。除灰渣系统本期工程厂内灰渣分除，粗细灰分排。采用干式输渣机机械除渣方式，通过斗提机直接上渣仓装车外运综合利用。厂内除灰系统采用正压浓相气力输送集中方案。灰库下设干灰和调湿灰排放口，干灰和调湿灰分别由罐车和自卸车外运综合利用或至灰场堆放。石子煤系统采用电瓶车方案。贮灰场厂址西南约4.5km处低山丘陵地带建设贮灰场，初期灰场占地9.6×104m2。拟建贮灰场四周低山丘陵标高30～110m，底部标高20～25m，若堆灰至50m标高，可形成贮灰库容173×104m3，满足本期工程灰渣贮存使用约2.5年。脱硫系统本期工程烟气脱硫系统拟采用海水脱硫工艺，保证脱硫效率≥90%(设计脱硫效率95%)。本期工程脱硫系统不设置旁路烟道、不设置GGH。脱硝系统本期工程锅炉采用低氮燃烧技术，同步建设烟气脱硝装置，拟采用SCR脱硝工艺，脱氮效率≥80%，烟囱出口NOX控制浓度≤100mg/m3。脱硝系统脱硝剂采用液氨，厂内设置2×120m3的液氨储罐。电气出线本期工程2×1000MW机组以500kV电压，出2回500kV线路接入规划拟建的惠东500kV开关站。. 电厂新建工程环境影响报告书.表4.1-2**SW田家电厂“上大压小”配套关停机组名单序号关停小机组所属企业名称机组编号燃料类型关停容量机组构成关停时间备注合计83.75本工程需占用GD省火电建设规模47万千瓦1SW市金润和电力有限公司(东港电厂)#1~3油3.1533×1.0512008年6月2SW市新能源开发有限公司(原SW新境电厂)#1~2油2.0482×1.0242008年6月3潮州凤城火力发电有限公司#1~4油4.2244×1.0562008年6月4汕头经济特区特业电力发展有限公司#1~4油4.2244×1.0562008年6月5广州市花都区巴江发电厂A#1~3C#2~5油4.6453×0.815+4×0.552008年6月6广州市增城江龙电力有限公司#1~4油8.744×2.1852008年6月7广州**热电有限公司#1~2气362×18本项目核准前关停8**万丰企业公司(**司马电厂)油3.8096×0.12+8×0.125+3×0.1+2×0.89442007年12月9****水泥自备电厂油1.44×0.32+0.122007年12月10**厚街电力有限公司油6.9126×1.1522008年6月11**凤岗毅力电子有限公司#1~14油2.7224×0.396+0.432+8×0.08+0.0662008年9月. 电厂新建工程环境影响报告书.12**凤岗镇雁田村电厂油3.7337×0.16+3×0.112+2×1.12+0.028+0.02+0.02882008年12月13**新隆漆包线有限公司#1~11油1.1034×0.05524×0.1083×0.152008年12月14田家海深电力发展有限公司(鮜门发电厂)#1~4油14×0.12007年12月1.1本期工程概况1.1.1厂址地理位置小漠厂址位于GD省SW市田家县小漠镇东南面沿海，位于孤肚海东北侧，南蛇山东南的临海丘陵上的3个凸出岸线的小山包(山顶标高在40～50m之间)及其前方浅滩上。厂址距离北面的小漠镇直线距离约2.5km，距西面的沃仔沟村、沙浦心村的距离分别为0.8km和1.5km。项目厂址地区属于国务院划定的“两控区”。1.1.2灰场概况本期初期灰场位于厂址西南部山谷中，为山谷灰场，灰场至厂区直线距离约3.5km，灰场距离县道边不足200m，运灰道路顺畅。1.1.3厂址总体规划和厂区总平面布置本工程对小漠厂址位置、煤码头、进厂道路、出线走廊、取排水工程、灰场等进行了总体规划布置，厂址总体规划详见图4.2-2。根据厂址自然地形和波浪的特征，本工程将一期主厂房布置在(三个小山包)最东面的小山包处(暂命名为#3山)，辅助生产设施及取水明渠布置#3山以东，煤场设在#3山以南。电厂采用常规的三列式布局，由南向北依次为：煤场区、主厂房区、配电装置区。主厂房布置在厂区东部的#3山山体上，汽机房面朝北，固定端朝东(靠近修建防波堤的方向)，向西扩建。辅助建筑区主要布置在主厂房区的东侧的固定端，从北到南以次为：厂前建筑区、水处理区、危险品区等；灰库区布置在煤场区与主厂房区之间。1.1.4生产过程与设备概况本工程. 电厂新建工程环境影响报告书.为凝汽式发电机组，其主要原料为煤和水，产品为电能。电厂所用燃煤通过海陆联运到达电厂煤码头并送入煤场贮存。燃煤经输煤设施进入制粉系统制成煤粉，送入锅炉燃烧，并将锅炉内处理过的除盐水加热成为高温度高压力蒸汽，蒸汽在汽轮机中膨胀做功，带动发电机发电，电能由输电线路送给用户。汽轮机排汽通过海水直流冷却冷凝成水后送往锅炉循环使用。煤粉在锅炉中燃烧产生的烟气先进入SCR装置，然后进入高效静电除尘器，绝大部分飞灰被除尘器捕集下来，烟气从引风机出口侧的烟道接口进入烟气脱硫系统，经脱硫系统进一步净化后的烟气，最后通过240m烟囱排入大气。锅炉底渣及电除尘器捕集下来的灰，分别进入干式排渣机系统和干式除灰系统。固态渣通过斗提机送至渣仓装车外运综合利用；除尘器干灰落入灰斗，由正压气力输送系统输入干灰库储存，灰库下设干灰和调湿灰排放口，干灰和调湿灰分别由罐车和自卸车外运综合利用或至灰场堆放。石子煤系统采用电瓶车方案。炉底渣也优先综合利用，剩余部分分别用汽车送贮灰场贮存。生产过程中产生的生活污水和工业废水分别经过生活污水处理站和工业废水处理站集中处理后回收利用，不外排。本工程锅炉为超超临界、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢结构、Π型露天布置、全悬吊钢结构、内置汽水分离装置的直流煤粉锅炉；汽轮机型式为超超临界、四缸四排汽、单轴、一次中间再热、凝汽式汽轮机；发电机类型为静态自并励磁励磁方式，水、氢、氢冷却方式。1.1.1燃煤供应本期工程设计煤种为内蒙古汇能集团通汇煤炭经营有限公司提供蒙西烟煤，校核煤种为晋北烟煤。设计煤种年燃煤量为440.6×104t/a，校核煤种的年燃煤量为420.5×104t/a。1.1.2水源及补充水量电厂机组采用直流冷却供水系统，冷却水水源为海水。电厂其他工业用水(包括锅炉补给水、脱硫用水、工业设备冷却水等)和生活用水亦采用海水淡化装置的淡水，海水淡化采用反渗透法(SWRO)海水淡化工艺。本期机组年补充淡水需水量约528.73×104m3/a。本期机组扣除脱硝与煤船补给的淡水补充需水量约为430m3/h，耗水率指标0.0597m3/s*GW；若包括脱硝与煤船补给，全厂总耗水量760m3/h，总耗水率指标0.1056m3/s*GW。. 电厂新建工程环境影响报告书.1.1.1脱硝系统本期工程烟气脱硝系统采用选择性催化还原触媒法(SCR)，每台炉设置1套SCR反应装置，脱硝效率80%。采用液氨作为脱硝吸收剂。电厂已与GD番禺氮化工有限公司签订了供用液氨协议，由该公司向电厂提供脱硝用液氨，并负责液氨的厂外运输。1.1.2除灰渣系统本期工程除灰渣系统拟采用灰渣分除系统。干灰采用正压浓相气力输送集中方案，炉底渣采用干式排渣机机械除渣方式，石子煤采用电瓶车方案。灰渣全部进行综合利用，电厂已签定了综合利用协议。综合利用不畅时送至灰场贮存。1.1.3脱硫系统本工程将同步建设2台100%烟气脱硫装置，拟选用海水脱硫工艺，保证脱硫效率不低于90%。本工程脱硫系统不设置烟气旁路、不设置GGH换热器。1.1.4水工构筑物及其规模本工程水工建筑物包括一个50,000DWT的专用卸煤码头(结构按100,000DWT考虑)和一个3000DWT重件码头、引桥以及防波堤。电厂总用海面积为135.6766ha，其中回填海域59.0813ha，非透水构筑物面积10.3853ha，其他用海面积为66.21ha。1.1.5电厂主要污染物排放情况1.1.5.1烟气污染物排放及防治措施本期工程采用海水脱硫工艺，脱硫效率不小于90%；采用静电除尘器，静电除尘效率不低于99.76%，综合除尘效率不低于99.88(脱硫系统除尘效率按50%计)；采用低氮燃烧技术，NOX排放浓度可控制在300mg/m3，环评计算按400mg/m3，并在尾部烟道上安装脱氮设施，脱氮效率不低于80%，烟囱出口浓度控制在80mg/m3以内；两台炉合用一座高度为240m双管集束式烟囱，单管内径为7.8m；安装烟气污染源自动连续监测系统。1.1.5.2废水产生量及污染防治措施本期工程循环冷却水采用海水一次直流冷却系统，经凝汽器换热后，循环水温将有一定程度的提高；为防止海洋生物附着和滋长在循环冷却水系统内，保证冷却水系统的通流能力以及凝汽器和热交换器有良好的传热性能，必须对循环水进行杀生剂加药处理。本工程拟设置2×135kg/h. 电厂新建工程环境影响报告书.的电解海水制次氯酸钠工艺对循环冷却水进行加药处理。2×1000MW机组的最大直流冷却海水用水量为222912m3/h(61.92m3/s)。主要污染因子为温升和余氯。本期工程采用干除灰工艺，无冲灰水排放。生活污水经生活污水处理站处理后作为厂内绿化用水，不外排。生产过程中产生的工业废水，经厂内工业废水集中处理站处理达标后用于输煤系统和灰库的冲洗、喷淋、加湿等，不向外环境排放。另外，还有锅炉清洗废水、空预器冲洗废水等定期排放的废水也全部送入工业废水集中处理站进行处理，处理达标后也用于输煤系统和灰库的冲洗、喷淋、加湿等，也不向外环境排放。本工程运行期间，海水脱硫工艺排水中CODMn为0.1002mg/L，SO42-为45mg/L，Hg、Pb、Cu、Zn、Cd、Ni、Cr、As分别为0.0648、0.0046、0.0194、0.0129、0.00462、0.0115、0.0113、0.00462μg/L。1.1.1.1固体废物产生量及处置措施本期工程2台锅炉均安装高效静电除尘器，除尘器效率不低于99.76%。按设备年利用5500小时计，2×1000MW机组燃用设计煤种时的年灰渣排放量为52.78×104t，其中年排灰量47.50×104t，年排渣量为5.28×104t；燃用校核煤种时的年灰渣排放量为85.70×104t，其中年排灰量77.13×104t，年排渣量为8.57×104t。本期工程灰渣将优先进行综合利用，目前，电厂已与****水泥厂有限公司签定了灰渣综合利用意向协议书，用汽车运输，可解决本项目灰渣综合利用的去路问题。当综合利用量不足或某些环节出现问题时，灰渣经调湿后用汽车输送至灰场贮存。1.1.1.2主要设备噪声源强及防治措施根据田家电厂的实际情况，主要噪声源主要有如下几类：①机械性噪声，如磨煤机、碎煤机等设备噪声；②空气动力性噪声，如各类风机、空压机以及锅炉排汽噪声等；③电磁性噪声，如发电机、励磁机、电动机和变压器噪声等；④交通噪声，如厂内各种交通车辆噪声等。类比国内已运行同类设备的运行情况，参照《火力发电厂设计技术规程》(DL5000-2000)提供的推荐值。本期工程噪声治理将采取选用低噪声设备、安装消声器、优化布置汽水管道、个别强噪声设备在室内安装等综合措施，以消除或减轻设备运行噪声对周围环境产生的不良影响。. 电厂新建工程环境影响报告书.1区域环境状况1.1环境空气质量现状本期工程环境空气评价工作等级为二级，为了解厂址地区环境空气质量状况，于2008年夏季和2009年冬季，在厂址为中心，东西南北方向各10km的区域内布设10个监测点进行了环境空气质量现状监测，监测结果如下：厂址地区夏季SO21小时平均浓度最大值为0.016mg/m3，占国家二级标准的3.2%；NO21小时平均浓度最大值为0.020mg/m3，占国家二级标准的8.3%。SO2日平均浓度最大值为0.013mg/m3，占国家二级标准的8.7%；NO2日平均浓度最大值为0.017mg/m3，占国家二级标准的14.2%；PM10日平均浓度最大值为0.058mg/m3，占国家二级标准的38.7%；TSP日平均浓度最大值为0.086mg/m3，占国家二级标准的28.7%。厂址地区冬季SO21小时平均浓度最大值为0.021mg/m3，占国家二级标准的4.2%；NO21小时平均浓度最大值为0.023mg/m3，占国家二级标准的9.6%。SO2日平均浓度最大值为0.016mg/m3，占国家二级标准的10.7%；NO2日平均浓度最大值为0.019mg/m3，占国家二级标准的15.8%；PM10日平均浓度最大值为0.056mg/m3，占国家二级标准的37.4%，；TSP日平均浓度最大值为0.082mg/m3，占国家二级标准的27.3%。1.2声环境质量现状厂界噪声昼间监测值在41.6～46.0dB(A)之间，满足《工业企业厂界噪声标准》(GB12348-90)Ⅲ类区65dB(A)的昼间标准限值要求。夜间值在40.9～44.3dB(A)之间，均能满足Ⅲ类区55dB(A)的标准限值要求。环境噪声现状监测昼间值在44.7～47.3dB(A)之间，夜间值在41.6～45.0dB(A)之间，均能满足《城市区域环境噪声标准》(GB3096-93)的3类标准要求。1.3地下水水质现状地下水监测指标中，亚硝酸盐、总大肠菌群和细菌总数超标。其余指标均满足《地下水质量标准》(GB/T14848-93)Ⅲ类标准的要求。灰场周围地区地下水质亚硝酸盐、总大肠菌群和细菌总数超标，主要是由于受灰场谷地中村民随意堆放的生活垃圾所致。由于生活垃圾量较大，形成的垃圾堆场已经严重影响了周边环境，受生活垃圾污染的雨水会直接渗入地下。而且田家. 电厂新建工程环境影响报告书.地区年降水量大，地下水层浅。上述原因导致了地下水质超标。据现场调查，周边村民都已用上了自来水，不用担心地下水污染影响村民生活用水。1.1海洋环境质量现状1.1.1海域水环境质量现状拟建项目工程附近海域的水质监测结果表明：除悬浮物、石油类、Hg、pH等因子外，其他所有监测项目在本次调查中均符合应该执行的海水水质标准。1.1.2海域沉积物环境质量现状项目所在海域沉积物中除Hg污染指数大于1外，项目所在海域沉积物中各项污染指数均小于1，即项目所在海域沉积物中石油类、有机碳、Cu、Pb、Zn、Cd等均符合相应的沉积物标准。表明项目所在海域沉积物质量现状良好。1.1.3海域生物体质量现状评价海区采集到的底栖动物重金属污染物检测分析结果表明，底栖动物重金属污染物含量满足评价标准(二类)的要求。1.1.4海域生态环境质量现状(1)叶绿素a秋季:调查海区表层叶绿素a的含量范围在0.69―6.44µgChla/L，平均值为1.95µgChla/L。春季表层叶绿素a含量平均值为1.43µgChla/L，高于底层(0.97µgChla/L)。(2)初级生产力根据水体透明度和表层叶绿素a含量估算得到的海区秋季表层水体初级生产力范围在169.11–1805.88mgC/m2·d之间，平均值为494.44mgC/m2·d。春季表层水体初级生产力范围在57.46–563.34mgC/m2·d之间，平均值为254.40mgC/m2·d。春季初级生产力低于秋季。(3)浮游植物调查海域共观察到浮游植物4门126种，其中硅藻门种类74种，占所有种类的58.7%；甲藻门49种，占38.9%；金藻门和蓝藻门种类分别为2种和1种，共占2.4%。浮游植物的种类中，多为热带亚热带暖水种类，也有不少广温广盐及沿岸种类。(4)浮游动物. 电厂新建工程环境影响报告书.春秋两季调查海域共观察到浮游动物74种(类)，其中包括桡足类34种、幼虫11类、水螅水母类8种、被囊类5种、箭虫类6种、樱虾类3种、腹足类和枝角类各2种，栉水母类、介形类和半索类各1种。(5)鱼卵和仔稚鱼调查海域水平拖网样品共观察到鱼卵和仔稚鱼13种(类)，其中眶棘双边鱼Ambassismiops的仔稚鱼在所有站位均有分布，小沙丁鱼Sardinella仔稚鱼的出现率也较高(91.7%)；鱼卵中，出现率较高的有鲾属Leiognathus、舌鳎科种类和一未定种，其出现率均在65%以上；鱼卵和仔稚鱼出现率50%及以上的种类还有小公鱼Stolephorus、美肩鳃鳚Omobranchuselegans和多鳞鱼喜Sillagosihama。(6)底栖生物红海湾电厂邻近海域潮下带大型底栖生物已鉴定有139种，其中多毛类48种、螠虫动物2种、软体动物42种、甲壳动物32种、棘皮动物5种、脊索动物门9种和其它动物1种。多毛类、软体动物和甲壳动物分别占总种数的34.5%、30.2%和23.0%，构成大型底栖生物的主要类群。在定量采泥样品中,多毛类占优势,其中数量较大和出现频率较高的种类有双形拟单指虫、不倒翁、异蚓虫、双鳃内齿卷虫和袋稚齿虫。软体动物小荚蛏、红带织纹螺、联珠蚶、长偏顶蛤、小亮樱蛤、棒锥螺、粗帝汶蛤等种类。甲壳类主要种类有宽突赤虾、模糊新短眼蟹、日本毛虾、口虾蛄等种类。棘皮动物的蛇尾类的种类较多，海参、海胆和海星类的种类均较少，数量大和出现频率高的种类有光滑倍棘蛇尾。底栖鱼类以鰕虎鱼最多，主要种类有触角沟鰕虎鱼、矛尾鰕虎鱼。调查海域的底栖生物种类季节变化不显著，秋季(116种)大于春季(90种)。各季的各类群的种类数虽然有差异，但各类群的种类数的百分比率季节性却相差不大。各季均以多毛类、软体动物和甲壳动物占较大的比例。各季种类数均以多毛类>软体动物>甲壳动物。(7)潮间带生物. 电厂新建工程环境影响报告书.本次调查2条断面所有采集的大型底栖生物定性、定量样品中，经初步鉴定共有潮间带生物73种，其中藻类1种、腔肠动物1种、扁形动物2种、纽形动物1种、环节动物9种、软体动物27种、星虫1种、节肢动物18种和棘皮动物3种。这些种类中，以亚热带-热带暖水种为主，我国沿海的暖温性种类为辅。根据不同种类的生物量、栖息密度以及它们在生物分布带中所具有的代表性等方面分析，调查海区岩礁相潮间带的主要种类有：粒结节滨螺Nodilittorina(N.)radiata、塔结节滨螺Nodilittorina(N.)trochoides、鳞笠藤壶Tetraclitasquamosasquamosa、僧帽牡蛎Saccostreacucullata、棘刺牡蛎Saccostreaechinata、日本花脊石鳖Liolophurajaponica、小珊瑚藻Corallinapilulifera等种类。沙滩主要种类有：角眼沙蟹Ocypodeceratophthalmus、痕掌沙蟹Ocypodestimpsoni、楔形斧蛤Donaxcuneatus等。(8)海洋渔业资源现状评价海域内共捕获鱼类65种，分隶于7目29科。以鲈形目的种类数最多，共39种；其次为鲱形目，14种；灯笼鱼目3种、鲻形目4种；鲀形目为4种。在29科中以鲱科和鳀科的种类数最多，各有7种，其次是石首鱼科和鰕虎鱼科，各有5种。本次调查渔获的大多数种类均为南海底拖网的主捕或兼捕对象：其中鲱科的金色小沙丁鱼、中华小沙丁鱼、裘氏小沙丁鱼、白腹小沙丁鱼、黄鲫，狗母鱼科的长蛇鲻、龙头鱼科的龙头鱼，鲻科的前鳞骨鲻，鲹科的蓝圆鲹、竹荚鱼、沟鲹，石首鱼科的黄姑鱼、白姑鱼，鲷科的黑鲷、黄鳍鲷，鯻科的细鳞鯻，带鱼科的带鱼，鲭科的鲐，鲳科的银鲳，长鲳科的刺鲳，均为南海底拖网的主要捕捞对象；而鳀科、鲾科和鲀科均为沿岸、浅海渔业的兼捕对象。评价区主要受沿岸的冲淡水和外海不同性质的水团的相互影响，饵料生物丰富。鱼类以中上层种类占优(59.3%)，以暖水性的种类占绝对优势(82.4%)，暖温性的种类相对较少(17.5%)；以鱼类、头足类、虾类和软体动物为主要饵料的种类相对较多，占53.68%，其余的种类以浮游生物为主要饵料。综上所述，评价区内鱼类的生态特点是以由暖水性、海水性、肉食性、中上层的种类为优势。. 电厂新建工程环境影响报告书.1环境影响预测及评价1.1电厂环境空气影响预测及评价1.1.1预测模式、预测因子及预测内容⑴预测模式预测模式选用《环境影响评价技术导则—大气环境》(HJ/T2.2-2008)推荐的模式AERMOD模式，该模式兼容东半球地理和气象数据。A)地面气象资料：采用SW气象站2008年全年气象资料。B)探空气象数据：采用环境部评估中心实验室(LEM)提供的全国27km×27km的MM5输出，作为AERMOD运行的探空气象数据。C)地形数据：本项目采用外部DEM文件，外部DEM文件直接采用全球坐标定义的标准DEM文件，所需的数据由http://srtm.csi.cgiar.org/提供。为90m分辨率精度的地形数据。厂址坐标：东经115.04º，北纬22.75º。⑵预测因子预测因子为SO2，NO2，PM10。对于SO2，考虑其化学转化，半衰期为4小时；对于NO2，考虑其化学转化，假定NO2/NOX＝0.9；对于PM10，不考虑重力沉降。⑶预测内容预测情景见表6.1-4。对正常工况进行预测。由于本项目是滨海电厂，考虑海边熏烟。表6.1-1预测情景工况污染源类别预测因子计算点常规预测内容正常排放电厂烟囱PM10、SO2、NO2监测点、网格点、最大地面浓度点小时、日、年1.1.2预测评价结论各监测点SO2和NO2最大一小时浓度分别为0.0524mg/m3和0.0255mg/m3，占二级标准10.48％和10.63％，出现在小漠镇。评价区内SO2和NO2的最大一小时浓度分别为0.3376mg/m3和0.1537mg/m3，是二级标准的67.50%和64.1%，出现时间分别为2008年4月15日24时和2008年3月7日22时。燃用设计煤种产生的海岸线薰烟最大落地浓度出现在下风距离6.642km处，SO2. 电厂新建工程环境影响报告书.、NO2和PM10占标率分别为77.42%、79.07%和8.43%；燃用设计煤种产生的海岸线薰烟最大落地浓度出现在下风距离6.478km处，SO2、NO2和PM10占标率分别为61.38%、75.02%和14.15%。各监测点SO2、NO2和PM10的最大日均浓度分别为0.0057mg/m3、0.0032mg/m3和0.0012mg/m3，占二级标准的3.82％、2.66％和0.78%，分别出现在新田坑、盐洲圩和盐洲圩。叠加现状监测值后，各监测点SO2、NO2和PM10的最大日均浓度分别为0.0214mg/m3、0.0213mg/m3和0.0589mg/m3，占二级标准的14.27％、17.77％和39.23%，分别出现在东头村、黄埠和黄埠。评价区内SO2、NO2和PM10的最大日均浓度分别为0.0116mg/m3、0.0058mg/m3和0.0021mg/m3，是二级标准的7.73%、4.81%和1.43%，出现时间皆为2008年3月25日。各监测点SO2、NO2和PM10的年平均浓度分别为0.0012mg/m3、0.0006mg/m3和0.000211mg/m3，占二级标准的2.01％、0.70％和0.21%，均出现在新田坑。评价区内SO2、NO2和PM10的最大年平均浓度分别为0.00155mg/m3、0.00070mg/m3和0.00027mg/m3，是二级标准的2.58%、0.88%和0.27%。1.1电厂温排水环境影响预测及评价1.1.1温排水对海洋环境影响(1)温排影响预测评价结论各种潮型下，电厂排水温升4、3、2、1和0.5℃的最大包络面积分别是0.20、0.71、2.56、10.0、26.7km2。温排水计算结果显示，夏季水文条件下温升等值线基本以排水口为中心呈半圆形分布。夏季大潮、夏季小潮期间厂址附近海域的余流方向基本为东北向，因此温排水朝东北方向扩散的距离较远；夏季中潮厂址附近海域的余流主要为西南方向，因此温排水亦主要向西南方向扩散，因受防波堤的阻挡，高温区主要分布排水口以南，防波堤以东的区域。总体而言，电厂温排水影响范围不大，电厂一期装机容量条件下，夏季大、中、小潮的4℃全潮最大温升面积不超过0.2km2，1℃全潮最大温升面积不超过10km2。(2)余氯影响预测评价结论. 电厂新建工程环境影响报告书.本评价选取夏季大、中、小潮为典型水文条件，对电厂运行期排放的余氯进行计算。为了得到余氯影响的最大范围，计算根据加氯的时间分四种情况：高平潮时加氯、低平潮时加氯，涨急时刻加氯、落急时刻加氯。对不同潮型分别计算以上四种情况的最大影响范围，最后叠加得出余氯的最大影响范围。余氯计算结果显示，电厂一期装机容量、夏季大、中、小潮条件下，余氯浓度为0.02mg/L的全潮最大包络面积不超过0.18km2，余氯浓度为0.002mg/L全潮最大包络面积不超过1.1km2。(3)卷载效应对海洋生物的影响分析项目由于卷载效应，根据鱼卵仔鱼的调查结果估算，本期工程取水造成水体中鱼卵和仔鱼的年损失量分别约为1.9×106枚和1.0×106尾。1.1.1温排水对环境保护目标的影响本工程导致距离项目最近的金狮鲍鱼场(与本项目距离为1.4km)最大温升为0.43℃，金狮鲍鱼场与1℃等值线的距离最小距离为1.4km。水温变化在鲍鱼的适温范围内，可见项目温排水对周围的敏感保护目标影响较小。根据数值模拟计算结果，由于有防波堤的阻隔，项目在排放口约0.38km2范围内，温排水的余氯浓度超过0.01mg/L，超过0.02mg/L的面积约为0.18km2，0.02mg/L的余氯主要集中在电厂排水口附近。可见，项目温排水的余氯对附近的鲍鱼养殖场等敏感目标的影响较小。1.2电厂噪声环境影响预测及评价1.2.1预测模式采用《环境影响评价技术导则—声环境》中的工业噪声预测模式。①噪声源在室内的计算厂房内有K个噪声源时，第i个声源在室内靠近围护结构(门、窗、墙体)某点处的A声级：式中：LWi¾第i个声源的A声功率级；Qi¾第i个声源的方向因子；ri¾声源i至室内靠近围护结构某点的距离；Ri¾第i个声源所在厂房的房间常数；厂房内K个声源在室内靠近围护结构处某点的A声级：. 电厂新建工程环境影响报告书.厂房外靠近围护结构处某点的A声级：把围护结构当作等效室外声源，按室外声源的计算方法，计算该等效室外声源在某个预测点处的声级L。②噪声在室外传播过程中的衰减计算公式：式中：LA(r)¾距等效室外声源r处的A声级；LAref(ro)¾参考位置r0处计算得到的A声级；Adiv¾声源几何发散引起的A声级衰减量；Abav¾声屏障引起的A声级衰减量；Aatm¾空气吸收引起的A声级衰减量；Aexe¾附加衰减量。③某点的声压级叠加公式：式中：LP总—叠加后的A声级，dB(A)；LP1—第一个声源至某一点的的A声级，dB(A)；LP2—第二个声源至某一点的的A声级，dB(A)；LPn—第n个声源至某一点的的A声级，dB(A)。1.1.1噪声影响预测与评价电厂锅炉对空排汽在电厂投运初期运行不稳定或事故状态时偶有发生，而正常运行后基本无对空排汽问题。在机组正常运行情况下，各侧厂界噪声预测值均能满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)3类标准的昼间噪声标准限值(65dB(A)要求，但不能满足夜间标准限值55dB(A)的要求。为防止偶然突发锅炉对空排汽噪声对周边声环境的不良影响，必须对锅炉对空排汽管上加装消声器，消声量按30dB(A)考虑。加装消声器后，预测最大噪声值仍出现在西侧厂界，其值约为60dB(A)～65dB(A)之间，各侧厂界预测夜间突发性噪声的峰值也能满足Ⅲ类区夜间70dB(A)标准限值要求(注：夜间允许噪声峰值55dB(A)+15dB(A))。. 电厂新建工程环境影响报告书.设备运行噪声预测贡献值与厂界噪声现状监测结果的叠加后，西侧厂界1＃点、2＃点、3＃点出现夜间噪声超标情况。本项目西侧厂界夜间噪声超过55dB(A)的标准限值，最大超标距离为100m。厂界外800m范围内无村庄等噪声敏感设施，且电厂厂区和村庄之间有山包阻隔。田家县建设局已批准将西侧厂界外120m的范围设置为噪声缓冲地带，同意噪声缓冲地带内不新规划建设学校、医院、居民点等噪声敏感设施。1.1灰场环境影响评价本工程采用干灰场，根据GB18599-2001《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》，本灰场属于Ⅱ类场，灰场选址、设计、运行管理、关闭与封场、污染控制与监测等应满足其相关规定。1.1.1灰场对地下水影响分析本工程按干灰场设计，灰场铺设防渗复合土工膜一层，防渗层的厚度应当相当于渗透系数小于1.0×10-7cm/s和厚度为1.5m的粘土层的防渗性能，可有效防止渗灰水下渗。灰场外雨水不流经灰场，经截洪沟直接排至灰场外，大大减少进入灰场内的雨水量。而由初期坝、碎石反滤层铺垫、两个排水竖井、两个排水竖井、一条卧管、一条主排水盲沟及多条支排水盲沟组成灰场内的排渗通道，能有效地排除灰场内的雨水。雨水排至坝后澄清池，澄清池内雨水经澄清后用于灰面洒水。本工程没有灰水渗滤液排放和下渗带来的地下水污染问题，灰场内只有雨季降水造成的暂时性积水。粉煤灰的主要化学组成为Si、Al、Fe的氧化物，其次为Ca、Mg、K、S的化合物及未燃烧的碳等。氧化铁含量的多少影响粉煤灰的比重，粉煤灰中CaO的含量决定灰固结性，而且其固结强度随时间的增长而增加。灰的主要粒径为粉粒，有较强的持水性，天然含水量可达到40%～60%左右。粉煤灰的透水性较均匀，一般近似于轻亚粘土或粘土粉砂，其渗透系数为10-3~10-4cm/s，属中透水性。粉煤灰淋滤液中主要污染物为pH值、F-及重金属。根据已建工程的运行经验，碾压后的干灰有较高的密实度和不透水性，在一般降雨情况下，雨水的入渗深度不超过2.0m。灰场已按百年一遇. 电厂新建工程环境影响报告书.洪水流量设计了排水系统，贮灰场自有面积内的少量降雨水可暂时滞留在贮灰场内，通过干灰吸收、坡面滞纳、底部渗流和表面蒸发，使积水能很快消失而不会影响贮灰场作业和周围环境，灰场雨水不会下渗对地下水产生不良影响。1.1.1灰场对地表水影响分析本灰场初期灰场坝址轴线以上集水面积0.13km2，P=1%的洪峰流量5.30m3/s，24小时洪水总量6.15万m3；P=3.3%的洪峰流量3.47m3/s，24小时洪水总量4.21万m3；截洪沟以上集雨面积0.04km2，P=10%的洪峰流量1.08m3/s，24小时洪水总量1.01万m3。本工程地区雨量充沛，灰场内外洪水量较大，所以必须采取必要的防洪、排水措施，以防灰水对周围地区地表水质产生不良影响。灰场外雨水不流经灰场，经截洪沟直接排至灰场外，大大减少进入灰场内的雨水量。而由初期坝、碎石反滤层铺垫、两个排水竖井、两个排水竖井、一条卧管、一条主排水盲沟及多条支排水盲沟组成灰场内的排渗通道，能有效地排除灰场内的雨水。雨水排至坝后澄清池，澄清池内雨水经澄清后用于灰面洒水。采取以上措施后一般情况下能够避免灰坝垮塌事故的发生，能够有效防止灰水对周围地表水质产生污染影响。1.1.2灰场扬尘环境影响分析厂址地区属于南亚热带季风海洋性气候区，每年5～8月降雨量充沛，空气湿度大，灰面水分含量高，有利于抑制扬尘，但该地区多年平均风速达2.8m/s，每年有较明显的旱季，所以如果不加强灰场运行管理，有可能造成扬尘污染。可研提出了如下环保措施防治扬尘污染：①在电厂运行过程中，干灰灰渣运至现场后,应及时用推土机铺平碾压，减少对已碾压灰面的扰动、破坏，保证灰面光滑平整，这样可大大提高抗风能力。②对裸露的灰面及时洒水，保证灰面含水量以增大灰粒间的凝聚力。灰场配备有洒水车,视具体情况对灰面进行喷淋。在灰场管理站设有一座容积500m3蓄水池,可提供喷淋用水及冲洗用水，运灰车辆及作业机具出灰场在此洗去车身及车轮上所附着的煤灰。③当转换堆填区时,原堆填区灰面可作固化处理,达到防止飞灰,节省喷淋用水的目的。④绿化，灰场运行期满，永久堆灰顶面覆土植草绿化，并根据灰场地形条件，完善灰场绿化带。贮灰场周围可根据需要设防护林或者植被稀疏的地方加密。绿化带种植3～5年当地易生树种，为保证运行初期绿化带能挡飞灰，树间种植当地易生成年灌木。⑤监测，按照环保要求，定期测定飞灰污染的数据，以便进行有效控制。. 电厂新建工程环境影响报告书.满足可研提出的环保措施的同时，应同时满足以下环保措施：①灰场应有专人管理灰场及相关设施，每当新灰卸灰时，及时用推土机和碾压机推平、压实。②本工程干灰场应采用分区、分块运行方式，以实现在运行过程中使灰场的暴露面最小，堆满一块覆盖一块从而一次形成永久性覆盖面，最大限度的减小扬尘。③为防止扬尘对周边地区的污染，在灰表面经常洒水以保持表面灰的湿润，特别是旱季增加喷淋次数。采取以上措施后，可有效控制灰场运行带来的扬尘污染，一般不会给周围环境造成不良影响。1.1.1运灰道路环境影响分析(1)扬尘影响本期工程厂外灰渣运输采用封闭车运输，一般情况下不会对沿线地区产生污染影响，但当灰渣运输管理不善，出现运输车辆出厂区前清洗不到位等情况时才可能产生扬尘危害。按照当前电厂灰渣厂外运输车辆的管理情况，运灰渣车辆出厂前对车体(包括罐体)、车轮等可能粘连漏灰处用水枪冲洗，避免带灰车辆行驶在厂外。本工程灰渣厂外运输基本上采用现有社会道路，只有较短(约200米)的一段路(县道南侧至灰场段)属于电厂修筑的专用运灰道路。县道南侧至灰场段运灰道路用洒水车定期或不定期进行喷洒增湿，加之该地区气候比较湿润，所以本期工程灰渣厂外运输对沿线环境，特别是对敏感点的影响有限。(2)声环境影响运灰道路沿线的居民点为农村，据《声环境质量标准》(GB3096-2008)规定，这些村庄的声环境质量可执行1类标准。《城市区域环境噪声适用区划分技术规范》(GB/T15190-94)的第8.3.1.2条规定，交通干线相邻区域为1类标准适用区域时，道路红线外50m以内的区域划为4类标准适用区域，即运灰道路红线外50m以内的区域执行《声环境质量标准》(GB3096-2008)的4a类标准，即昼间70dB(A)，夜间55dB(A)。根据50km/h车速的噪声预测结果，结合运灰车辆每天的作业时段(昼间)，运灰车辆的噪声影响在4a类标准限值之内。为了最大限度地减轻运灰渣带来的不利影响，要求电厂做好司乘人员的安全文明驾驶管理，在敏感点附近尽量避免高声鸣笛，使灰渣运输对沿线环境的影响降低到最低水平。总之，如果加强车辆和司乘人员的管理，保证灰渣运输在白天作业，则灰渣运输对沿线敏感点的影响是有限的。. 电厂新建工程环境影响报告书.1.1电厂一般排水的环境影响分析本期工程淡水水源采用海水淡化装置的淡水，海水淡化系统排水中主要污染因子为盐分，不含其他污染物质，排入大海，不会对厂址地区海域海水环境造成不利影响。本期工程设计中加强了污废水的回用，如生活污水经处理后用作厂区绿化用水，不外排，以节约新鲜水的使用量；将酸碱废水和凝结水精处理再生废水等送入工业废水处理站进行处理，处理达标后的中水用于输煤栈桥冲洗用水、煤场喷淋用水、输煤系统除尘用水以及干灰调湿用水等对水质要求不高的工艺系统，不向外环境排放，减少了新鲜水的取水量。总之，在正常运行工况下，电厂对生产过程中产生的工业废水和生活污水全部回收处理并进行综合利用，不向外环境排放，所以电厂建成运行对厂址地区海域海水不会产生任何不利影响。1.2煤场扬尘环境影响分析厂址地区的多年平均风速为3.1m/s，接近煤堆表面含水率为4%时的起尘风速，但需要指出的是，厂址地区属于亚热带季风气候，具有多雨潮湿的特点。当地多年平均降雨日数达131天，多年平均降水量为1930.9mm；多年平均相对湿度达79%，而且本工程煤场不设干煤棚，所以煤场里的煤堆多数情况下处于含水率较高的状态。另外，为控制煤场扬尘，将采取喷水降尘的措施。煤场周围每隔一定距离设置一个喷水枪，沿煤场四周均匀布置，喷洒面积覆盖整个煤场。要求煤场喷洒强度2mm/m2.次，一般应每日喷洒3次。在大风干燥季节可适当增加煤场的喷洒次数，使煤堆表面含水率始终保持在10%左右。因此，这些有利的自然条件和采取的喷水增湿措施，可有效抑制煤场扬尘。尽管当地雨天较多、空气湿度大，有利于控制煤场扬尘，但考虑到个别时候连续数天无雨导致煤堆表面干燥而可能发生扬尘污染，本工程煤场拟在煤场加装防风抑尘网。有关资料显示，防风抑尘网防风抑尘效果明显，风洞试验结果显示，通过防风网后风速减小约50％，实际效果大于50％；实际抑尘效率大于75％。由此可见，本工程煤场采取措施后，对环境的影响将会很小。1.3海域环境影响预测1.3.1工程对海域水动力的影响分析本工程建成后将改变工程附近海域的潮流形态。结合流场图可以看出，湾内潮波自东向西传播，自SW. 电厂新建工程环境影响报告书.-湾顶-港口，进入工程区附近后，受到地形的影响，近岸涨潮流以南下为主，而落潮流以北为主，潮流运动形式在近岸以往复流运动为主，而离岸则旋转流特性增强。在航道区附近，水流运动呈东西向的往复流运动特征，航道开挖后仅改变局部区域的水流强度，对流向基本没有明显的影响。由于受防波堤的阻水影响，涨潮时在港池内，形成一顺时针回流，防波堤以西流速有所减弱，落潮时沿乌山东岸的北上落潮流在工程区域附近，受防波堤南端头部的挑流影响，落潮流被挑向靠海一侧，流速略有增大。1.1.1工程施工期水环境影响预测分析项目施工期，分6种情况对施工悬浮泥沙对水环境的影响作以介绍：(1)东、西护岸同时施工：1、2号点(每个点源强1.0kg/s)；(2)南护岸施工：3号点(源强1.0kg/s)；(3)防波堤中部施工：4号点(源强1.0kg/s)；(4)防波堤末段施工：5号点(源强1.0kg/s)；(5)港池疏浚及溢流1：6、7号点(6号点源强0.24kg/s，7号点源强2.95kg/s)；(6)港池疏浚及溢流2：6、8号点(6号点源强0.24kg/s，8号点源强2.95kg/s)；各种工况的悬浮泥沙计算结果显示，施工引起的悬浮泥沙高浓度区面积很小，悬浮泥沙浓度大于20mg/L的面积不超过0.06km2。这表明工程海区潮流对悬浮泥沙的稀释扩散能力较强，施工期引起的悬浮泥沙影响范围有限。1.1.2项目运行期水环境影响预测分析(1)温排影响预测评价结论各种潮型下，电厂排水温升4、3、2、1和0.5℃的最大包络面积分别是0.20、0.71、2.56、10.0、26.7km2。温排水计算结果显示，夏季水文条件下温升等值线基本以排水口为中心呈半圆形分布。夏季大潮、夏季小潮期间厂址附近海域的余流方向基本为东北向，因此温排水朝东北方向扩散的距离较远；夏季中潮厂址附近海域的余流主要为西南方向，因此温排水亦主要向西南方向扩散，因受防波堤的阻挡，高温区主要分布排水口以南，防波堤以东的区域。总体而言，电厂温排水影响范围不大，电厂一期装机容量条件下，夏季大、中、小潮的4℃全潮最大温升面积不超过0.2km2，1℃全潮最大温升面积不超过10km2。(2)余氯影响预测评价结论. 电厂新建工程环境影响报告书.本评价选取夏季大、中、小潮为典型水文条件，对电厂运行期排放的余氯进行计算。为了得到余氯影响的最大范围，计算根据加氯的时间分四种情况：高平潮时加氯、低平潮时加氯，涨急时刻加氯、落急时刻加氯。对不同潮型分别计算以上四种情况的最大影响范围，最后叠加得出余氯的最大影响范围。余氯计算结果显示，电厂一期装机容量、夏季大、中、小潮条件下，余氯浓度为0.02mg/L的全潮最大包络面积不超过0.18km2，余氯浓度为0.002mg/L全潮最大包络面积不超过1.1km2。1.1.1脱硫工艺排水对水环境预测分析(1)海水脱硫排水中溶解氧和pH值恢复的可能性从脱硫排水影响海水溶解氧和pH值的原理作理论上的分析计算，以及深圳西部电厂4号机组海水脱硫工艺跟踪监测结果作类比分析后得出项目脱硫水质溶解氧和pH值完全可恢复到三类海水水质标准。(2)CODMn增加的影响分析根据现场实测，CODMn的海水本底值量约为0.55mg/L，叠加CODMn增量后，排放入海水质CODMn含浓度远低于三类海水水质标准限值(≤4mg/L)。根据模拟计算结果，浓度增加0.08、0.05和0.03mg/L的最大包络面积分别为0.68、7.92和36.27km2。可见项目工程本身引起的COD增量对海水水质的影响较小。(3)SO42-增加的影响分析脱硫工艺排水中SO42-浓度增值约为45mg/L。根据模拟计算结果，项目运行期间SO42-增值36、27、14mg/L的最大影响包络范围分别为0.68、4.41和33.73km2。可见项目工程本身引起的SO42-增量对海水水质的影响较小。(4)重金属增量的影响分析在燃煤中存在的痕量元素Cu、Pb、Zn、Cd、Hg、Cr、As、Ni，这些元素会在燃煤过程中被释放进入烟气或被残留在被燃烧后的煤灰中，但它们绝大部分被静电除尘器除去。每种元素存在飞灰中的量取决于该元素在燃煤中的含量。脱硫排水中大部分重金属增量浓度低于海水本底值1至2个数量级，而As和Cd则在3个数量级，脱硫工艺排水引起重金属增量占脱硫排水中相应元素的份额相当小，脱硫后排水水质中所有的重金属均低于二类海水水质标准。1.1.2泥沙回淤分析. 电厂新建工程环境影响报告书.造成泥沙回淤的原因通常是浅滩上泥沙在风浪作用下被掀起，并在潮流作用下输移，即所谓的风浪掀沙潮流输沙。在未建工程的条件下，岸滩一般均处在动态平衡之中。一旦在这类海岸建环抱港池和开挖航道都会改变原有的动态平衡条件，使港池和航道发生泥沙淤积。根据流场图及潮流计算流速统计，工程区域附近潮流强度不大，涨落潮流速一般小于0.30m/s，小于泥沙的起动流速，而该区域波浪强度相对较大，在航道及港池的泥沙淤积计算中，可以认为波浪是泥沙起动的主要动力，是典型的波浪掀沙潮流输沙的淤积过程。1、悬沙回淤分析从悬沙淤积计算结果可以看出，由于防波堤的阻水效应，港池内存在一定回流，工程后港池大部分水域由原先的-7m左右挖深至-14.4m,考虑到本海湾潮流动力较弱，风浪天气下进入港内的泥沙基本上很难再被潮流带出港外，因此悬沙回淤量不容忽视。在年均风浪下港池最大淤积强度为0.27m/a，港池淤积部位主要位于口门附近及港池开挖水域，年回淤量方案一和方案二分别为8.88和10.09万m3。2年一遇的大风浪作用5天后，淤积强度最大达0.56m/a左右，年回淤量方案一和方案二分别为18.59和23.03万m3。50年一遇的大风浪作用2天后，淤积强度最大达0.71m/a左右，年回淤量方案一和方案二分别为23.67和29.33万m3。取水口位于港池的最北端，离口门距离最远，水深变化不大，进入港内的泥沙大部分已经在口门及开挖区附近落淤，因此该水域泥沙淤积较少，基本不会影响取水口的正常使用。航道回淤区主要位于口门附近，在年均风浪条件下航道内悬沙年淤积强度最大约0.16m，年淤积量为8.77万m3。2年一遇的大风浪作用5天后，航道年回淤强度最大约0.33m，年淤积量约9.61万m3。50年一遇的大风浪作用2天后，航道年回淤强度最大约0.42m，年淤积量约23.47万m3。2、底沙回淤分析海区潮流动力较弱，但风浪作用比较明显，港内由于防波堤掩护，波高不大，港内回淤主要是由口门外被风浪掀起的悬沙随潮流进入港池区落淤形成，而航道区位于开敞水域，受风浪影响较大，不仅会出现悬沙落淤同时也存在底沙回淤的可能。根据底质调查，本海域底沙主要由粉沙和细沙组成，工程后航道区水深将开挖在-14.4m,因此在大风浪天气情况下，发生骤淤的可能性较大，需要进一步针对航道区补充底沙回淤分析，计算工况考虑风浪重现期为10年一遇的情况，计算时间1d。从骤淤预测结果可以看出，主要淤积区域集中在口门南侧2.0km范围附近，回淤强度在1.0~2.0m左右，局部区域最大回淤强度Pb达2.12m左右，向外海方向底沙淤积强度逐渐减弱，经估算出现骤淤时，总的淤方量达89.81万立方。. 电厂新建工程环境影响报告书.1.1.1项目运行期间一般排水对海洋环境影响分析电厂投产后在生产过程中会发生输煤系统冲洗水、凝结水处理再生废水、生活污水等。本工程拟采用先分散后集中的方式对废水进行处理，在实际运行中根据来水的不同水质，按各自的流程进行处理。废水经处理达标后回用。由于项目生产生活废水回用，达到零排放，因此项目运行期间所产生的生产和生活废水对海洋环境的影响基本不存在。1.1.2项目对沉积物环境质量的影响评价(1)项目施工对沉积物环境质量的影响评价项目在进行海上施工时，会导致悬浮泥沙向附近海域扩散。随着悬浮物的扩散。随着悬浮物的沉淀，从项目施工区域漂移的悬浮物将成为其所覆盖区域的新的表层沉积物。项目海上施工对沉积物的影响主要是沉积物理化因子的物理转移，根据现状监测结果可知，项目附近海域所有沉积物监测点的监测项目均符合需执行的沉积物质量标准，而根据前面的预测可知，项目海上施工时SS浓度超过10mg/L的海域面积约为0.53km2，因此项目海上施工引起的悬浮物漂移沉降不会引起海区其他区域沉积物评价因子含量的明显变化。(2)项目运行对沉积物环境质量的影响评价项目运行期间，电厂产生的生产和生活废水经处理后回用，零排放，因而电厂运行期间生产和生活废水基本不会对项目所在海域的沉积物质量造成影响。由于项目在运行过程中将有较大量的煤尘入海，根据前面的分析可知，绝大部分煤尘将落入港池内，但根据前面对煤炭溶出物的研究分析可知，煤尘溶入海水中的污染物量较小，但由于煤尘在入海沉降后将在相当长的一段时间内沉积于海底，因而将不可避免对码头附近海域的沉积物环境质量造成影响。其影响因子主要是有机物、硫化物和重金属。1.1.3码头营运期对海洋环境的影响分析(1)船舶舱底油污水对海洋环境影响分析工程运行期到港船舶会产生一定量的舱底含油污水。根据《中华人民共和国防止船舶污染海域管理条例》(1983年12月26日国务院发布)的有关规定，对150总吨以上的油轮和400总吨以上的非油轮，须设置污油存储舱，并装设油水分离设备或过滤系统，并满足在距最近陆地12海里以内排放含油污水时，经处理的含油污水含油量不超过15mg/L，在距最近陆地12海里. 电厂新建工程环境影响报告书.以内排放含油污水由自备含油污水处理装置处理达标后在航行时排放，禁止在港区内排放。当船舶油水分离器发生故障时，需落实岸上接受处理，则应由有资质的专业机构落实接受处理达标排放。由此可见，工程运行期间，到港船舶舱底含油污水不会对码头附近海域造成污染影响。(2)码头污水对海洋环境的影响分析常规情况码头工程营运期产生的污水主要包括含煤污水、船舶及机械维修油污水、生产人员生活污水等；由于该码头是电厂的配套码头，生活污水、煤污水、船舶及机械维修油污水按规划等都送入后方的电厂污水处理设施，处理达标后回收利用，不向外排放，因此正常情况下不会出现排放污水影响海洋环境的情况。根据项目设计，项目煤场排水由煤场四周的排水沟汇入煤水澄清池，输煤系统冲洗水也汇入澄清池，澄清后的水重复利用。因此，在日常运行过程中，项目煤场冲洗水对项目所在海域造成的影响相对较小。(3)码头含煤雨水对海洋环境的影响分析经采取相应的环保措施在初期雨水进行处理后，对淋煤初期雨水进行收集经过30分钟的沉淀后，煤水中的悬浮物人为增加量基本小于100mg/L，达到GB3097-1997《海水水质标准》三类水质要求，而经12小时的沉淀处理后，煤水中悬浮物的人为增量小于10mg/L，满足二类海水水质标准的要求。因此淋煤雨水不会对水环境造成明显影响。(4)在平均风速下，大部分入海煤尘入海点顺涨落潮方向分别在约251.8m(实际上由于防波堤阻隔，将主要沉积在港池内)和260.2m范围内，停留约0.23个小时后沉积海底；粒径在60-150µm的入海煤尘在入海点顺涨落潮方向分别在约1.16km(实际上由于防波堤阻隔，将主要沉积在港池内)和1.2km范围内，停留时间约达1.1个小时后沉入海底。1.1.1项目运营期间港池航道维护性疏浚对海洋环境的影响分析根据目前国内多个港池航道项目维护性疏浚的经验，港池航道的维护性疏浚主要采用耙吸式挖泥船进行疏浚，本项目在对港池航道进行维护性疏浚时也将采用相同的施工方式。采用耙吸式挖泥船对港池航道进行维护性疏浚时对环境的影响主要是对底栖生物的破坏，其产生的悬浮物也将对水质环境和浮游生物造成一定的影响。. 电厂新建工程环境影响报告书.1.1海洋生态环境影响分析1.1.1施工期海洋生态环境影响分析本项目涉海工程中港池、航道将进行拓宽，总面积约达62.1222公顷，结合本海域底栖生物现状情况，港池及航道附近海域底栖生物的生物量约为17.92g/m2，则在此范围内，约有11t的底栖生物会招到破坏。而项目陆域形成回填中潮间带面积约为2.0公顷，而潮间带断面的生物量约为274.68g/m2，可知潮间带回填导致的而生物损失量约为5.5t，而海域填海(含码头区)及防波提的占海面积共约59.0813公顷，回填区及防波提附近海域底栖生物生物量约为17.92g/m2，据此可知底栖生物损失约为10.6t。据此可知，项目海水施工将导致共约27.1t底栖生物损失。根据水环境影响预测结果，项目海上施工时，在航道浚深和围填区溢流时，悬浮物的影响范围最大，其产生的悬浮物质浓度≥10mg/L的影响范围约为0.53km2，这将对这个区域的内的水质和海洋生态环境造成影响。由于项目附近的鲍鱼场等水产养殖区离项目尚有一定的距离，对其造成的影响相对较小；由于九龙湾海洋特别保护区距离项目较远，港池和航道施工过程中引起的SS对这些保护区造成的影响相对较小。1.1.2营运期海洋生态环境影响分析(1)项目运行期间一般废水对海洋生态环境的影响分析项目生产生活废水回用，达到零排放。因此项目运行后，其生产和生活废水将基本不会对项目附近海域的生态环境造成影响。(2)温排水对海洋生态环境的影响分析本工程导致距离项目最近的金狮鲍鱼场(与本项目距离为1.4km)最大温升为0.43℃，金狮鲍鱼场与1℃等值线的距离最小距离为1.4km。水温变化在鲍鱼的适温范围内，可见项目温排水对周围的敏感保护目标影响较小。(3)余氯对海洋生态环境的影响分析根据数值模拟计算结果，由于有防波堤的阻隔，项目在排放口约0.38km2范围内，温排水的余氯浓度超过0.01mg/L，超过0.02mg/L的面积约为0.18km2，0.02mg/L的余氯主要集中在电厂排水口附近。可见，项目温排水的余氯对附近的鲍鱼养殖场和九龙湾海洋特别保护区等敏感目标的影响较小。(4)卷载效应对海洋生物的影响分析. 电厂新建工程环境影响报告书.项目由于卷载效应，根据鱼卵仔鱼的调查结果估算，本期工程取水造成水体中鱼卵和仔鱼的年损失量分别约为1.9×106枚和1.0×106尾。1.1.1突然温升、残余氯和机械挟带对被卷吸生物的协同效应本项目取排水过程突然温升、残余氯和机械挟带对进入冷却水系统的浮游生物、鱼卵仔鱼的不良影响是存在的。但相对于整个海域而言，本项目取水过程对整个海域的鱼卵、仔鱼的影响相对较小，对整个海域的生态平衡不会造成明显的不良后果。1.1.2脱硫工艺排水对海洋生态环境的影响分析脱硫排水引起Cu、Pb、Zn、Cd、Hg、Cr、As和Ni8种重金属的浓度增加值分别为0.0194μg/L、0.0046μg/L、0.0129μg/L、0.00462μg/L、0.0648μg/L、0.0113μg/L、0.00462μg/L、0.0115μg/L，叠加海水相应本底值后，均低于二类海水水质标准。可见，脱硫排水重金属微量增加不会影响海水水质功能。说明脱硫排水重金属微量增加对海洋生态的影响并不明显。1.1.3落海煤尘对海洋生态环境的影响分析由于项目煤尘入海后，绝大部分煤尘沉降与港池海域，其对环境敏感目标的影响将主要是项目附近海域的生态环境，而对附近的鲍鱼养殖场、九龙湾海洋特别保护区等敏感目标的影响较小。1.1.4生物资源经济损失分析(1)项目在海上施工将导致的海洋生物资源经济损失为94.85万元。(2)项目运行期间由于卷载效应造成的渔业资源损失额约为1114万元(卷载效应导致的渔业资源损失额按电厂实际使用年限估算)。1.2电磁环境影响分析1.2.1接入系统方案电厂本期2×1000MW机组拟以两回500kV线路接至惠东500kV开关站，发电机-双卷变压器组单元接线形式接入500kV配电装置，500kV配电装置采用3/2接线形式，发电机出口装设断路器。500kV设备考虑选用检修周期长，占地少，运行可靠的SF6全封闭组合电器(GIS)。GIS组合电器，是全部或者部分采用气体而不采用处于大气压下的空气作为绝缘介质的金属封闭开关设备，它是由断路器、隔离开关、电压互感器、电流互感器、避雷器、母线、套管等7种高压电器组合而成的高压配电装置。GIS采用绝性能和灭弧性能优异的SF6. 电厂新建工程环境影响报告书.气体作为绝缘和灭弧介质，并将所有的高压电器元件密封在接地金属筒中。因此，与敞开式配电装置相比，不但占地面积小，元件不受环境干扰、无电磁干扰等优点。1.1.1配电装置出线侧电磁环境影响鉴于采用室内GIS电厂的500kV配电装置区电磁环境影响现场测试工作比较少，为评价本工程建成运行后对周边地区电磁环境的影响，近似类比了山东德州电厂500kV屋外配电装置外工频电场、工频磁场、无线电干扰水平。德州电厂500kV屋外配电装置属于敞开式屋外配电装置(AIS)，配电装置外工频电场强度监测值为0.004～0.115kV/m，低于《500kV超高压送变电工程电磁辐射环境影响评价技术规范》(HJ/T24-1998)推荐的4kV/m标准；厂外磁感应强度数值范围在1.33×10-5mT～10.85×10-5mT之间，远低于评价标准(0.1mT)；厂外环境中无线电干扰场强值在50.5dB(μV/m)以下，都能满足500kV输电线路无线电干扰限值(55dB(μV/m))的要求。由类比测试结果可见，由于本工程500kV配电装置采用室内GIS，由于具有良好的封闭性，使得其电磁辐射强度显著抵于传统的敞开式屋外配电装置(AIS)，而且电厂周围近距离内无居民点等敏感目标分布。因此，电厂本期工程建成运行后，500kV屋外配电装置对周边环境工频电场、工频磁场、无线电干扰水平的影响很小。1.2环境风险分析1.2.1项目用海的风险性分析1.2.1.1项目建设对自然环境产生的风险本电厂起步规模为2×1000MW机组，机组需燃煤量设计煤种是398.98万吨/年，按照5万吨级运输船只计算，一年需要80个航次。工程区附近有部分港口、码头，船舶航次的增加将增加船舶碰撞的风险，因此，运煤船进出港时要做好相应的安全工作，及时发布航行公告，与海运、海事等部门保持密切联系，减少事故发生的几率。作业船舶在发生紧急事件时，应立即采取必要的措施，同时向海上交管中心报告。发生船舶交通事故时，应尽可能关闭所有油仓管路系统的阀门、堵塞油舱通气孔，防止溢油。1.2.1.2自然灾害对项目产生的风险. 电厂新建工程环境影响报告书.工程所处区域存在的海洋灾害有热带气旋、风暴潮、暴雨和洪涝灾害、寒潮以及地震等，同时还要注意赤潮和灾害性海浪的发生。这些海洋灾害的影响有些是缓慢的，有些是突发性的，因此，在工程结构设计、基底在施工中处置不当，有可能发生重大的事故风险，给工程本身造成重大的损失。因此在工程设计施工时一定要进行防灾设计，采取防治自然灾害的措施。项目所在区域历史上受热带气旋袭击频率较高，在热带气旋活动过程中往往伴随着狂风、暴雨、巨浪和风暴潮，导致海堤被毁、房屋倒塌、农田被淹、通讯和电力设施被毁，人民生命财产损失巨大。因此，对该工程直接造成不利影响的海洋灾害主要是热带气旋和风暴潮。强台风导致的海域超高潮位、风暴潮正面袭击海堤均会导致溃堤事故。虽然工程设施设计已符合国标工程防台风设计要求的标准，并针对个别重大设备的保护，提出了初步的防台风方案；同时具防雷暴袭击标准。但从防患于未然的角度出发，对其可能发生的风险影响应引起工程建设、管理单位的重视。1.1.1船舶溢油风险分析及应急计划1.1.1.1船舶溢油风险分析从众多溢油污染事故统计分析，一般发生重大溢油事故的原因主要是油轮突遇恶劣天气，风大、流急、浪高、轮机失控，造成油轮触礁、碰撞、搁浅、引起重大溢油污染事故。本工程的建设，每年进入船舶将增加80余艘次(按5万吨级算)，也必然导致船舶发生事故的几率的增加。该地区大雾大风等恶劣天气每年均有发生，在恶劣天气条件下，船舶有可能发生船舶相撞、触礁搁浅而引起污染风险事故，存在发生风险事故的可能性。由于管理不当、操作失误，造成船舶通过加油作业过程跑冒滴漏事故也可能发生。尽管溢油事故发生概率不大，但一旦发生，其对环境将造成严重污染，并给国民经济带来巨大的损失，因此对溢油事故必须严加防范，杜绝此类事故发生。1.1.1.2溢油风险防范措施(1)本项工程施工时，挖泥船占用航道等将会影响附近港口进出船舶的航行。因此，施工单位和施工船舶必须根据港区船舶动态，合理安排施工作业面，在有船舶通过时，提前采取避让的措施。(2)施工作业期间所有施工船舶须按照交通部信号管理规定显示信号。(3)施工作业船舶在施工期间加强值班了望，施工作业人员应严格按照操作规程进行操作。. 电厂新建工程环境影响报告书.(4)施工作业船舶在发生紧急事件时，应立即采取必要的措施，同时向海上交管中心报告。(5)施工时应有小拖轮船监护，避免施工船管线进入航道影响过往船舶航行。拖轮在港池内应慢速行驶，保证港池内施工船舶的安全。(6)严禁施工作业单位擅自扩大施工作业安全区，严禁无关船舶进入施工作业水域，并提前、定时发布航行公告。(7)项目运行后，码头及其它设施应设置明显的红灯信号，避免运煤船舶碰撞码头等而导致溢油事故的发生。(8)项目运行后，合理安排码头内运煤船舶以及其它作业船只的作业，使船舶间的间距尽可能大，应根据船舶装载状态、水文、气象和码头作业状况，合理安排船期，以保证作业安全。(9)项目运行后，合理安排船期，使船舶进出港时，进出港航道和回旋水域设计底高程能够满足航行水深要求。(10)应对本项目船舶泊水域和通航水深定期监测。1.1.1电厂柴油储罐泄漏的环境风险分析本期工程锅炉点火、助燃采用0#轻柴油，在厂区设置2×500m3的储油罐。因此，油罐泄漏对附近海域水质造成的可能的风险应予重视。石油类是国家实施总量控制的污染物，如果电厂运行管理不善而柴油罐泄露，进而柴油随雨水等排出厂外，则对海水水质造成污染。因此，为避免此类事故的发生，在油罐下应设置事故油池，按油罐储量的100%容量考虑，所以即使发生油罐泄漏事故，能够把油罐内的柴油全部收集在事故油池内，一般情况下不会流出厂区。由于风险事故是一种小概率事件，考虑到油罐事故泄漏时可能赶上较大降水天气，甚至是强台风(或热带风暴)天气，所以为防止柴油随雨水外流，在事故油池的设计中，在容纳100%容量柴油的同时，将事故油池的边沿又需要加高200mm，从根本上杜绝柴油随雨水外流的可能。另外，油库区油罐发生泄漏后，首先用油泵将事故泄漏的油用管道送至油泵房旁边的小污油区进行回收处理，同时将含油废水通过管道送至工业废水处理站进行处理。采取以上措施后，能有效避免油罐泄漏对周围地区地表水体可能带来的污染风险。. 电厂新建工程环境影响报告书.1烟气脱硝环境风险评价1.1重大危险源识别根据HJ/T169-2004《建设项目环境风险评价技术导则》附录A.1的规定，本工程烟气脱硝工艺液氨罐容积2×120m3，按最大充装系数0.85计，液氨最大存储量为126t。为重大危险源。1.2评价等级及评价范围根据《建设项目环境风险评价技术导则》(HJ/T169-2004)，本工程烟气脱硝工艺环境风险评价等级为一级，环境空气评价范围为以液氨储罐为中心，半径5km区域内。1.3源项分析1.3.1最大可信事故确定本工程最大可信事故确定为液氨储罐泄漏事故。1.3.2液氨泄漏源强计算本工程设有2个液氨贮罐，每罐容积约120m3，四周设有1.5m高围堰。当管路系统或储罐阀门损坏导致液氨泄漏时，设定泄漏孔径为50mm，事故发生后安全系统报警，在10min内泄漏得到控制，其泄漏速度为为6.138kg/s，10min内泄漏量为3683kg。1.4环境风险预测1.4.1液氨贮存泄漏环境影响预测1.4.1.1液氨泄漏后果预测事故后果评价采用HJ/T169－2004《建设项目环境风险评价技术导则》推荐的多烟团模式。NH3泄漏风险事故发生后，泄漏停止时刻(10min)时下风向NH3地面浓度值最高，为2551175mg/m3，出现在距源约15.4m处；最大半致死浓度(1390mg/m3)半径约为800m，NH3浓度超过短时间接触容许浓度(30mg/m3)的最大影响半径约为8566m。本工程优化液氨贮存区布置，将液氨贮存区布置在煤场的东南侧，距离最近的敏感点澳仔沟村不小于1500米，确保液氨半致死浓度范围(800m)内无居民。. 电厂新建工程环境影响报告书.1.1.1液氨运输风险分析本工程液氨采用槽车运输方式。液氨运输过程中的事故源尤以车辆倾覆对环境的影响最大，类比液氨使用大户(纯碱厂)运输实际，该事故属小概率事件。液氨运输车辆倾覆后，将造成液氨的迅速大量外逸，在无任何处理措施的情况下，液氨会一部分以挥发的形式扩散到大气中，另一部分则会以液态形式迅速渗入土壤中，对大气和土壤环境将产生瞬间的显著影响。考虑到氨的易溶水性，若在事故发生后，果断及时地采取水淋措施，使液氨得以及时地溶入水中，则可以有效地避免或减轻NH3对附近大气环境的影响，同时，液氨经水稀释后，其浓度将明显降低，可由此减轻NH3对事故地地区土壤环境的影响。. 电厂新建工程环境影响报告书.1灰渣综合利用1.1灰渣产生量及灰渣成分燃煤电厂烟气除尘是环境保护的基本需要，也是实现安全生产的必要保证。为控制烟尘排放对环境空气质量的影响，本工程2台锅炉均安装高效静电除尘器，除尘效率不低于99.76%。按设备年利用5500小时计，燃用设计燃料时2×1000MW机组年灰渣排放量为52.78×104t，其中年排灰量47.50×104t，年排渣量为5.28×104t。燃用校核煤种时的年灰渣排放量为85.70×104t，其中年排灰量77.13×104t，年排渣量为8.57×104t。1.2综合利用条件本工程炉底渣处理系统拟采用干除渣系统，该系统主要采用钢带式干式输渣机，高温炉底渣在一级钢带输渣机输送钢带上被空气冷却，连续将炉底渣排出，经过碎渣机及二级输渣机、斗式提升机将渣送至渣仓中。贮渣仓可贮存24小时以上的渣量，每台炉设置1座200m3渣仓。渣用密闭自卸汽车送至综合利用，多余部分经加湿搅拌后送至灰场。飞灰采用干灰正压浓相气力输送系统集中到粗灰库或细灰库，灰库出口设干灰装车机和加湿搅拌机，厂外采用汽车运输方式，干灰采用密闭罐装汽车送至综合利用，多余部分经加湿搅拌后采用密闭自卸汽车送至灰场。1.3本工程灰渣综合利用途径据了解，电厂灰渣主要作为水泥掺合料用于建筑施工，销路很好。目前，田家电厂已与****水泥厂有限公司签定了灰渣综合利用协议书，由****水泥厂有限公司负责收购电厂灰渣。. 电厂新建工程环境影响报告书.1清洁生产与污染物总量控制1.1污染物排放达标分析1.1.1烟气污染物排放达标分析本期工程建成运行后，本工程的主要烟气污染物的排放浓度均能满足《火电厂大气污染物排放标准》(DB44/612-2009)中有关允许排放浓度限值要求，全部达标排放。1.1.2水污染物排放达标分析本工程设置独立的生活污水管网，各建筑的生活污水通过厂内的生活污水排水管网排至生活污水处理站，经处理达到《污水综合排放标准》(GB8978-1996)的一级标准后用于厂区绿化。各种工业废水，经工业废水集中处理站处理达标后用于煤场及输煤系统喷淋、冲洗、除尘，不向外环境排放。1.1.3灰渣处置的合理性分析本工程燃用设计煤种和校核煤种时的灰渣年排放量分别为52.78×104t和85.70×104t。为化害为利，电厂正在积极开展灰渣综合利用有关工作，与有关单位签定了灰渣综合利用协议，当综合利用量不足时将灰渣全部送至灰场。1.1.4厂界噪声达标分析在机组正常运行情况下，昼间各侧厂界噪声预测值均能满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)3类标准的昼间噪声标准限值65dB(A)要求，但个别厂界预测噪声值不能满足3类标准夜间标准限值55dB(A)的要求。超标区域已设置为噪声缓冲地带。1.2清洁生产水平分析1.2.1选用技术的先进性田家电厂作为商业电厂，自然十分注重经济效益，而大容量、高参数是提高火电机组经济性的最为有效的措施。GD地区尽管经济比较发达，但远离煤源，燃煤需要远距离运输，煤价比较高。基于以上原因，田家电厂拟采用2×1000MW容量、25.0MPa/600/600℃参数的一次再热超超临界机组。超超临界1000MW机组的先进性主要体现在其良好的热经济指标上，经济效益十分可观。根据汽机热平衡图初步计算，当本期工程机组蒸汽参数选用25.0MPa、600/600℃时，汽机的热耗预计在7397kJ/kWh(1767kcal/kWh)左右。. 电厂新建工程环境影响报告书.超超临界1000MW机组的热经济性比亚临界600MW机组明显提高，发电效率提高近3%，总体效率提高6.5%，相应的发电煤耗接近降低20g/kW.h，具有良好的节能、减排效果。现代大容量机组的锅炉效率、管道效率变化很小，为分析超超临界机组与常规超临界机组的热经济性，假设田家发电厂2×1000MW超超临界机组的锅炉效率、管道效率与早些年运行的上海外高桥电厂二期2×900MW超临界机组一致，超超临界机组相对于常规超临界机组，发电效率提高1%以上，降低发电煤耗约6~10g/kWh，其经济性明显提高。较之亚临界600MW机组和常规超临界600MW机组，超超临界1000MW机组的热经济性则更加明显，可显著降低单位发电量的煤耗，从而减少污染物的排放量。因此，电厂本期工程拟通过采用先进的工艺技术与设备，以达到提高资源利用率，减少生产过程中污染物排放量的目的，符合清洁生产要求。1.1.1原辅材料利用的清洁性本工程通过燃煤在锅炉中燃烧产生的化学能首先转化给生产工质——水形成蒸汽热能，蒸汽在汽轮机中做功再把能量转化成电能，所以本工程的基本生产原料和辅料就是煤炭和水。其中水本身无毒无害，是环境友好产品，煤炭的毒性也相对较低，所以本工程生产过程中使用燃料和工质(水)符合清洁生产的要求。据有关机构统计，2004年我国燃煤发电机组的标准供电煤耗为379g/kWh，与世界先进水平相差50g～60g/kWh，能源的清洁利用水平比较低。本期工程拟选用超超临界机组，其单位发电量的标准煤耗为275g/kWh，较亚临界机组降低近20g/kWh，较之超临界机组也降低约6~10g/kWh，节能效果十分明显，燃用同等数量的燃煤的情况下，较之亚临界机组和超临界机组生产更多的电量。1.1.2污染物排放水平的先进性分析在清洁生产中，清洁的能源包括常规能源的清洁利用、可再生能源的利用、新能源的利用、节能技术等内容。本工程设置脱硫装置、脱硝装置和高效静电除尘器，较好地减少了SO2、NOx、及烟尘等主要污染物的排放量。本工程单位发电量的SO2排放量为0.4514g/kWh、烟尘排放量为0.0505g/kWh、NOx排放量为0.4768g/kWh，具有显著的清洁性，符合电力行业清洁生产要求。本期工程采取. 电厂新建工程环境影响报告书.梯级用水、中水回用等措施提高了全厂复用水率，在机组正常运行情况下，无污废水向外环境排放，既降低了耗水指标，同时最大限度的减少了机组运行对水环境的污染影响。最大限度地综合利用灰渣等工业固体废弃物，避免或减少灰渣在外环境的堆放，也是清洁生产的重要内容之一。田家电厂已于有关单位签定了灰渣综合利用协议，本期工程灰渣基本得到全部综合利用。随着《京都议定书》的正式生效，发达国家要求中国参与温室气体减排或限排承诺的压力与日俱增。如何既保证充足的电力供应，又完成保护环境的任务，是我国电力工业所面临的巨大的挑战之一。超超临界发电技术通过提高蒸汽的压力和温度，提高燃煤电厂的效率，降低供电煤耗，可以减少CO2的排放量。通常，电站效率每提高1%，CO2的排放就能减少2%，所以本工程采用超超临界机组，较之采用亚临界机组、常规超临界机组，在减排CO2方面具有显著的优势。1.1.1清洁生产指标按照《火电行业清洁生产评价指标体系(试行)》(国家发展和改革委员会2007第24号文)的规定，选用定量指标和定性指标评价了本期工程的清洁生产水平。将本期工程清洁生产定量指标和定性指标的考核得分按权重(定量和定性评价指标各占70%和30%)予以综合便得出本期工程的清洁生产综合评价指数。据计算，本期工程的清洁生产综合评价指数为96.68＞95，属于清洁生产先进企业。1.2SO2总量控制电厂本期工程2×1000MW机组采用海水脱硫工艺进行烟气脱硫，脱硫效率不小于90%，燃用设计煤种时的SO2排放量为5812t/a，低于按照《二氧化硫总量分配指导意见》规定方法计算出的7700t/a的绩效值。. 电厂新建工程环境影响报告书.1预防或减轻不良环境影响的对策和措施1.1烟气污染防治措施1.1.1SO2污染防治措施电厂本期工程对2×1000MW机组进行全烟气脱硫，采用海水脱硫工艺，脱硫保证效率不低于90%(设计效率95%)。燃用设计煤种时的SO2实际排放量和排放浓度分别为1056.7kg/h和163.4mg/m3；燃用校核煤种时的SO2实际排放量和排放浓度分别为811.4kg/h和136.3mg/m3，满足《火电厂大气污染物排放标准》(DB44/612-2009)的第3时段标准要求(200mg/m3)。1.1.2NOX污染防治措施本期工程采用低氮燃烧技术，NOX浓度控制在400mg/m3以内，同时在尾部烟道设置SCR脱氮装置，脱氮效率不低于80%，所以NOX排放浓度不大于80mg/m3，满足《火电厂大气污染物排放标准》(DB44/612-2009)的第3时段标准要求(200mg/m3)。1.1.3烟尘污染防治措施本工程除尘采用双室四电场高效静电除尘器，除尘器效率不低于99.76％，烟气再经湿法脱硫塔洗涤后(除尘效率取50%)，综合除尘效率可达到99.88%，烟囱出口烟尘浓度不超过30mg/m3，能满足《火电厂大气污染物排放标准》(DB44/612-2009)第3时段排放标准限值要求。1.2水污染防治措施电厂排放的废污水主要有化学酸碱废水，含油污水，生活污水，输煤系统冲洗水，脱硫装置废水，温排水等。污水处理主要原则是：全厂排水必须清浊分流，工业废水、生活污水必须与循环水、雨水分开排放、各类废污水均经过处理后回收使用，以满足环保要求。1.2.1工业废水处理工业废水处理站主要处理经分散处理后的含油污水、化学车间排出的酸碱废水、锅炉酸洗水、煤场废水等，污水采用凝聚、澄清、沉淀过滤等工艺。10.2.1.1工业废水集中处理系统工业废水处理系统主要处理锅炉酸洗排水、空预器冲洗排水、凝结水处理排水、化学水处理系统排出的酸碱废水等。本期拟建设一套工业废水处理站，处理能力2×100m3/h. 电厂新建工程环境影响报告书.按2×1000MW机组容量建设，预留后续2台机组扩建1座容积4000m3废水贮存池的场地。处理后水质可以满足工业水回收利用的要求，并配套建设相应的污泥处理设施。10.2.1.2含油污水处理系统含油污水处理系统主要处理油罐区油罐脱水、油泵房及汽机房外事故油池排出的含油污水，本工程拟建设一套含油污水处理系统，处理能力2×5m3/h，按4×1000MW机组容量建设。处理后出水水质可以满足回收利用的要求。主要处理工艺流程如下：10.2.1.3含煤废水处理系统含煤废水处理系统主要处理煤场区域的含煤废水及各输煤转运站排过来的含煤废水，本工程拟建设一套2×40m3/h含煤废水处理系统，按2×1000MW机组容量建设。处理后出水水质可以满足回收利用的要求。10.2.1.4污水排放口本工程设置一个事故紧急污水排放口，在废污水总排放口设置有水质、水量在线监测装置。1.1.1生活污水生活污水处理系统主要处理厂区生产行政办公楼、主厂房、辅助/附属车间等建筑、以及厂区食堂排出的生活污水。本工程拟建设一套生活污水处理系统，处理能力2×10m3/h，按4×1000MW机组容量一次建成。处理后水质可以满足回收利用的要求，用作厂区绿化部分用水。1.1.2温排水电厂温排水使海域水温升高，当温升达4℃以上时，水生物会受到温升的损害，业主已委托相关单位对受纳水体进行物理模型和数学模型预测计算，机组温排水对海域海水温升的影响范围较小，对环境的影响有限。1.2噪声污染防治措施首先从设备选型入手，对设备生产厂家提出噪声控制要求，选用低噪声设备；对包括对空排汽管在内的高噪声设备采取消音、隔声、基础防振措施，尽量采用厂房封闭措施；设计上尽量使汽、水、烟、风管道布置合理，使介质流动畅通，减少噪声。1.3灰场污染防治措施1.3.1灰渣运输及扬尘污染防治措施. 电厂新建工程环境影响报告书.本期工程除灰渣系统拟采用灰渣分除系统。干灰采用正压浓相气力输送集中方案，炉底渣采用干式排渣机机械除渣方式，石子煤采用电瓶车方案。不能即时综合利用的灰渣经加湿搅拌后送至灰场。除灰渣厂外运输管理方面，无论是干灰外送综合利用的车辆，还是调湿灰送灰场的车辆，出厂前要求对运灰渣车辆表面和轮胎进行冲洗。同时要求加强灰库区及其周边环境，以及厂区出口到社会道路之间路面的清扫和洒水抑尘，以避免运输过程中的二次扬尘污染。干灰灰渣运至现场后,应及时用推土机铺平碾压，减少对已碾压灰面的扰动、破坏，保证灰面光滑平整，这样可大大提高抗风能力。对裸露的灰面及时洒水，保证灰面含水量以增大灰粒间的凝聚力。灰场配备有洒水车,视具体情况对灰面进行喷淋。在灰场管理站设有一座容积500m3蓄水池,可提供喷淋用水及冲洗用水，运灰车辆及作业机具出灰场在此洗去车身及车轮上所附着的煤灰。当转换堆填区时,原堆填区灰面可作固化处理,达到防止飞灰,节省喷淋用水的目的。绿化，灰场运行期满，永久堆灰顶面覆土植草绿化，并根据灰场地形条件，完善灰场绿化带。贮灰场周围可根据需要设防护林或者植被稀疏的地方加密。绿化带种植3～5年当地易生树种，为保证运行初期绿化带能挡飞灰，树间种植当地易生成年灌木。监测，按照环保要求，定期测定飞灰污染的数据，以便进行有效控制。灰场应有专人管理灰场及相关设施，每当新灰卸灰时，及时用推土机和碾压机推平、压实。本工程干灰场应采用分区、分块运行方式，以实现在运行过程中使灰场的暴露面最小，堆满一块覆盖一块从而一次形成永久性覆盖面，最大限度的减小扬尘。为防止扬尘对周边地区的污染，在灰表面经常洒水以保持表面灰的湿润，特别是旱季增加喷淋次数。1.1.1防止灰水渗漏措施本工程按干灰场设计，灰场铺设防渗复合土工膜一层，保证防渗层的渗透系数不大于1.0×10-7cm/s，可有效防止渗灰水下渗。灰场外雨水不流经灰场，经截洪沟直接排至灰场外，大大减少进入灰场内的雨水量。而由初期坝、碎石反滤层铺垫、两个排水竖井、两个排水竖井、一条卧管、一条主排水盲沟及多条支排水盲沟组成灰场内的排渗通道，能有效地排除灰场内的雨水。雨水排至坝后澄清池，澄清池内雨水经澄清后用于灰面洒水。. 电厂新建工程环境影响报告书.1.1煤场污染控制措施1.1.1扬尘污染防治措施⑴贮煤场防尘对策措施电厂地处沿海，年平均风速较大，因此加强贮煤场煤尘污染治理十分必要。根据本工程地理位置及环境特点，本工程对贮煤场将采取以下两方面措施减少和预防贮煤场扬尘对环境(特别是对附近海域)造成的可能影响。①煤场四周设置喷淋装置。煤场周围每隔一定距离设置一个喷水枪，沿煤场四周均匀布置，喷洒面积覆盖整个煤场。要求煤场喷洒强度2mm/m2.次，一般情况下应每日喷洒3次。在大风干燥季节可适当增加煤场的喷洒次数，保证使煤堆表面含水率始终保持在10%左右。②采用防风抑尘网措施目前，防风抑尘网在国内的港口、码头、钢铁企业堆料场、电厂煤场得到了应用。有关资料显示，防风抑尘网防风抑尘效果明显，风洞试验结果显示，通过防风网后风速减小约50％，实际效果大于50％；实际抑尘效率大于75％。根据田家电厂厂址地区风向分布及周围环境特征，将在煤场四周设置防风抑尘网。⑵输煤系统防尘对策措施①栈桥下的驱动、垂直拉紧(包括煤仓层垂直拉紧)周边全封闭。②各转运站、煤仓层及栈桥采用水力冲洗。③煤场设喷淋装置，圆形堆取料机自带喷雾装置。④各转运站的落煤管上均设置缓冲锁气器以降低煤流冲击，各落料点下的导料槽两侧安装密封性能较好防溢裙摆。⑤在电动犁式卸料器两侧漏斗上面加设护罩，以减少粉尘污染。⑥各转运站落料点就近安装吸尘罩及除尘器、头部滚筒落料处及导料槽内设喷雾除尘。1.1.2煤水治理措施煤场设置煤水处理车间，含煤废水经沉淀处理后回用于煤场喷淋，不向外环境排放。1.2装卸煤及运煤船舶水污染防治措施. 电厂新建工程环境影响报告书.(1)对煤码头装卸作业必须采取抑尘措施，抑尘措施有多种，湿法除尘具有除尘效率高、运转费用低、操作简单的特点，是国内外专业煤码头、矿石码头主要采取的环保措施。卸煤的受料斗应装有合适的回尘挡板和喷洒水装置，在落料时喷水形成水幕抑制起尘。此外，在卸煤前对较干燥的煤也应喷水加湿，一般煤的湿度达8%时就可有效减少卸煤时产生的粉尘，为防止影响煤质，建议煤的湿度控制在8%～13%，码头前沿设供船舶撒水的设施。(2)如果出现6级以上大风的不利天气，会引起严重的煤尘污染事故。因此，要密切注意天气预报，在台风来到之前，廊道附近、码头面洒落的煤尘予以清扫，同时严格按设计的要求，在大于6级风时停止装卸作业，以避免大量煤尘入海。(3)根据相关的国际公约和国内的海洋保护条例，项目运煤船舶在进入码头海域后，将严禁在港区内排放生活污水及含油废水，其经过船上处理设施处理后的废水需在离港12海里以外海域排放，若船上的废水处理设施出现故障，则需委托专门的保洁公司对运煤船舶上的污废水进行统一收集上岸处理。1.1运行期间水生生物保护措施项目在运行期间的取排水可能对海域水生生物产生影响，项目工程应考虑以下问题：(1)在冷却水取水口取水泵房设旋转滤网，拦污栅和移动清污机，阻拦海水中的生物被动吸入和受损伤。(2)工程设计进水流速应采取小于海域评价流速的措施，避免水生生物被动吸入受损。(3)取水头设计应在5m以下，以尽可能避开水生生物的洄游场所和表层浮性鱼卵、仔鱼。1.2氨系统污染控制措施1.2.1液氨储罐区污染防治措施本期机组脱硝系统液氨储罐上安装有溢流阀、逆止阀、紧急关断阀和安全阀。储槽还装有温度计、压力表液位计和相应的变送器，变送器发出信号送到机组DCS控制系统，当储槽内温度或压力高时报警。储槽四周安装有工业水喷淋管及喷嘴，当储槽槽体温度过高时自动淋水装置启动，对槽体自动喷淋减温。1.2.2工艺系统污染防治措施. 电厂新建工程环境影响报告书.液氨蒸发槽为螺旋管式。管内为液氨管外为温水浴，以蒸气直接喷入水中，将水加热到40℃，再以温水将液氨汽化，并加热至常温。蒸气流量根据蒸发槽本身水浴温度控制调节，当水的温度高过45℃时则切断蒸汽来源，并在控制室DCS上报警显示。蒸发槽上装有压力控制阀，将氨气压力控制在2.1kg/cm2，当出口压力达到3.8kg/cm2时，则切断液氨进料。在氨气出口管线上也装有温度检测器，当温度低于10℃时切断液氨，使氨气至缓冲槽维持适当温度及压力，蒸发槽也装有安全阀，可防止设备压力异常过高。从蒸发槽蒸发的氨气流进入氨气缓冲槽，通过调压阀减压至1.8kg/cm2，再通过氨气输送管送到锅炉侧的脱硝系统。缓冲槽的作用在于稳定氨气的供应，避免受蒸发槽操作不稳定所影响。缓冲槽上装有安全阀。氨气稀释槽为立式水槽，水槽的液位由溢流管维持，稀释槽设计成槽顶淋水和槽侧进水。液氨系统各排放点排出的氨气汇集后从稀释槽底部进入，通过分配管将氨气分散入稀释槽水中，利用大量水来吸收安全阀排放的氨气。液氨储存及供应系统周边设有6只氨气检测器，以检测氨气的泄漏，并显示大气中氨的浓度。当检测器测得大气中氨浓度过高时，在机组控制室会发出警报，提醒操作人员采取必要的措施，以防止氨气泄漏的异常情况发生。电厂液氨储存及供应系统应设在远离机组大约200m的位置，并采取措施与周围系统隔离。液氨储存和供应系统的氨排放管路为一个封闭系统，将经由氨气稀释槽吸收成氨废水后排放至废水池，再经由废水泵送到废水处理站。液氨储存及供应系统必须保持系统的严密性，防止氨气泄漏，氨气与空气混合造成爆炸，这是最关键的安全问题。基于此方面的考虑，本系统的卸料压缩机、液氨储槽、氨气温水槽、氨气缓冲槽等都装有氮气吹扫管。在液氨卸料之前通过氮气吹扫管线对以上设备分别进行严格的系统严密性检查和氮气吹扫，防止氨气泄漏和系统中残余的空气与氨混合造成危险。液氨储存和供应控制由机组的DCS实现。所有设备的启停、顺控、连锁保护等都可以从机组DCS上软实现，设备及有关阀门启停开关还可通过MCC盘柜硬手操。对液氨储存和供应系统故障信号实现中控室报警光字牌显示。此系统所有的监测数据都可以在CRT上监视，系统连续采集和处理反映液氨储存和供应系统运行工况的重要测点信号，如储槽、温水槽、缓冲槽的温度、压力、液位显示、报警和控制，氨气检测器的检测和报警等。. 电厂新建工程环境影响报告书.1环境经济损益分析电厂本期工程的静态投资为824030万元，环境保护投资额为61383万元，环境保护投资占工程静态总投资的7.45%。2项目建设合理性分析2.1与国家产业政策的符合性分析(1)本期工程建设2×1000MW超超临界燃煤机组，属于国家发展和改革委员会令第40号《产业结构调整指导目录(2005年本)》中明确的鼓励类项目。(2)目前，国内三大动力设备制造集团的技术储备、质量保证体系、加工设备装备及加工制造能力均能满足百万机组的设计制造要求。因此，本期工程三大主机采用国产发电设备，这符合国家发展和改革委员会发改能源[2004]864号《国家发展改革委关于燃煤电站项目规划和建设的有关要求的通知》提出的“鼓励采用国产发电设备”的要求。(3)本期工程拟采用海水脱硫工艺和选择性催化还原(SCR)脱硝工艺同步实施烟气脱硫和烟气脱硝，并同步建设污染物排放在线连续监测装置，符合发改能源[2004]864号文的相关规定。(4)本期工程燃煤来自内蒙和晋北地区，燃烧煤的碾转运输距离达3000km以上，为提高能源的利用效率和减少污染物排放量，本期工程拟选用具有较高热经济性的2×1000MW超超临界燃煤机组，发电效率近45%，显著高于亚临界机组和常规超临界机组，发电煤耗不高于275g/kW.h，符合发改能源[2004]864号文的相关规定。综上所述，本工程厂址选择、机组选型、资源利用等均符合国家发展和改革委员会令第40号《产业结构调整指导目录(2005年本)》和国家发展和改革委员会文件发改能源[2004]864号《国家发展改革委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知》的精神，符合国家产业政策。2.2与当地环保规划的符合性分析《GD省环境保护与生态建设“十一五”规划(征求意见稿)》提出：大力发展技术先进的环保型新燃料发电机组以及水电、核电、气电、风能、太阳能、潮汐能等新能源、清洁能源和可再生能源。严禁建设单机容量小于13.5万千瓦的常规燃煤、燃油机组，逐步淘汰能耗高、污染重的小型发电机组，2007年底前，关停全省范围内所有5万千瓦及以下的小火电机组。合理布局新建电厂，除适当建设热电联供机组外，城市的城区和近郊区、环境空气质量不达标的地区严格限制新建燃煤燃油电厂. 电厂新建工程环境影响报告书.；新建大型燃煤燃油电厂主要布点在东西两翼地区。按照《GD省燃煤燃油电厂脱硫工程实施方案》以及国家和省有关政策，加快实施现有燃煤燃油火电厂脱硫工程，限制未进行烟气脱硫火电厂的生产。新建、改建和扩建电厂要配套建设烟气脱硫装置。所有火电厂必须安装烟气在线监测系统；全面推行低氮燃烧技术，新建火电厂要预留烟气脱硝场地。本工程厂址位于GD省东部地区，符合GD环境保护规划的要求。SW市环保局已同意预分配6000t二氧化硫排放总量控制指标给本工程，SW市负责解决其中5500t总量，所以本工程二氧化硫排放符合当地总量控制要求。本工程同步建设脱硫设施和脱硝设施。因此，本工程建设能够满足地方环境保护规划要求。1.1城市总体规划的相容性分析田家电厂厂址不在SW市城市总体规划范围内。不建设田家电厂不与SW市城市总体规划发生矛盾。. 电厂新建工程环境影响报告书.1评价结论1.1项目建设的必要性一、满足GD省用电负荷增长的需要二、有利于加快GD省电源结构优化的进程三、有利于缓解在珠江三角洲地区进一步建设燃煤电厂的环保压力1.2主要指标的环境本底较好监测结果说明，厂址地区夏季和冬季SO2、NO2日均浓度和小时均浓度均能满足国家二级标准要求。厂址地区环境空气质量相对较好，有一定的环境容量。1.3环保措施可行，作到清洁生产和达标排放、满足总量控制要求本期工程安装高效静电除尘器，同步建设海水脱硫装置和选择性催化还原(SCR)脱硝装置，除尘器效率不低于99.8%，脱硫保证效率不低于90%，脱硝效率不低于50%。采取以上措施后，主要烟气污染物的排放浓度满足《火力发电厂大气污染物排放标准》(DB44/612-2009)Ⅲ时段浓度排放标准的要求。本项目发电年均标煤耗为400.5g/kWh，年平均淡水耗水指标为0.1056m3/GW.h，符合相关规定。单位发电量的SO2排放量为0.5284g/kWh、烟尘排放量为0.0842g/kWh、NOx排放量为0.259g/kWh，满足清洁生产要求。灰渣进行综合利用，当综合利用量不足时送灰场，不在外环境随意堆放。1.4环境影响满足功能要求工程厂址地区的环境空气应执行《环境空气质量标准》(GB3095-1996)的二级标准。据预测，本工程烟气排放对评价区SO2、NO2和PM10的1小时平均浓度、日平均浓度和年平均浓度均满足二级标准要求。本工程浓度贡献值与环境本底、评价区内新建工程影响叠加后仍能满足国家二级标准要求，对周边地区环境空气质量的影响相对较小。本工程导致距离项目最近的金狮鲍鱼场(与本项目距离为1.4km)最大温升为0.43℃，金狮鲍鱼场与1℃等值线的距离最小距离为1.4km。水温变化在鲍鱼的适温范围内，可见项目温排水对周围的敏感保护目标影响较小。据预测，本期机组正常运行情况下，昼间各侧厂界外环境噪声预测值能够满足《声环境质量标准》(GB3096-2008). 电厂新建工程环境影响报告书.3类区标准的昼间标准限值(65dB(A)要求；夜间，除靠近超标厂界外侧区域外，环境噪声也能满足《声环境质量标准》(GB3096-2008)3类区标准的夜间标准限值(55dB(A))要求。机组正常运行工况下，无污废水向外环境排放，不会对海域水质产生不利影响；灰场底部和侧面均采用土工膜人工防渗，可有效防止灰水渗漏污染海水。总之，本工程建设符合国家产业政策，与SW市建设规划和省、市级环境保护规划相容。环境质量本底相对较好，本工程的环境影响符合环境功能要求，主要污染物达标排放，做到总量控制、清洁生产。因此，从环境保护角度考虑，本工程的建设是可行的。.'