江西华能安源电厂上大压小项目

江西华能安源电厂“上大压小”项目环境影响报告书（简本）二○一一年一月项目名称：江西华能安源电厂“上大压小”项目建设单位：华能安源发电有限责任公司评价单位：国电环境保护研究院证书号：国环评证甲字第1905号协作单位：萍乡市环境监测站如你有任何意见与建议，或者需要索取更加详细的信息，请于公示日10天内与建设单位或评价单位联系，联系方式为：1、建设单位：华能安源发电有限责任公司地址：萍乡市湘东区萍乡发电厂内，：337016联系人：孙永俊；：0799－20888022、环评单位：国电环境保护研究院地址：南京市浦口区浦东路10号，：210031联系人：朱文斌；/p>

环评报告简本目录1项目名称、规模及基本构成 12项目基本情况及电厂建设的必要性 1项目基本情况 1（一）老厂及存在的主要环境问题 2（二）本期工程概况 3项目建设的必要性 4环评的工作过程及评价规模 4协作单位及分工 4评价指导思想 43环境质量现状 5（一）环境空气 5（二）地表水 5（三）地下水 5（四）声环境 54主要污染防治对策 5（一）烟气污染防治措施 5（二）水污染防治措施 5（三）噪声防治对策 6（四）固体废物及灰场污染防治措施 6（五）其它污染防治措施 65环境影响主要预测结果 66评价结论 71项目名称、规模及基本构成项目名称、规模及基本构成见表－1。表－1项目的基本构成项目名称江西华能安源电厂“上大压小”项目建设单位华能安源发电有限责任公司建设地点江西省萍乡市芦溪县工业园区建设性质上大压小、异地建设总投资额470452万元计划投产时间2013年建成投产规模项目单机容量及台数总容量备注老厂1×125MW＋1×135MW260MW被本期工程“上大压小”替代本期工程2×600MW1200MW在芦溪工业园选择新厂址建成后全厂2×600MW1200MW主体工程2×1795t/h超超临界、燃煤直流炉、超超临界一次中间再热凝汽式汽轮机、2×600MW发电机组辅助工程供水系统：水取自袁河冷却系统：二次循环冷却、自然通风冷却塔除灰渣系统：工程实行灰、渣分除，渣为机械除渣，灰为干除灰方式。其它：化学水处理系统、输煤系统贮运工程煤：燃煤通过浙赣铁路在泉江站转电厂专用线进厂灰渣和石膏：厂内干灰通过密封罐车运至综合利用用户，综合利用不畅时，多余干灰调湿后汽车运至灰场堆放；渣和石膏优先考虑综合利用，综合利用不畅时汽车运至灰场单独贮存。石灰石：江西日江水泥制造提供石灰石，供方负责运输到厂。其它：液氨罐、油罐区、进厂道路、运灰公路、铁路专用线等。环保工程电袋除尘器、石灰石—石膏湿法脱硫、低氮燃烧器、脱硝装置（SCR）、210m高烟囱工业废水集中处理站隔声罩、消音器、厂房隔声等公用工程厂前区、办公楼、厂区道路及绿化送出工程升压至500kV电压等级接入500kV萍乡变电所，由电网公司建设，不在本次环评范畴备注1、日运行20小时，年运行5500小时计。2项目基本情况及电厂建设的必要性2.1项目基本情况华能安源发电有限责任公司始建于1958年，原称江西萍乡发电厂。#701、#702、#703机组分别在六十年代、七十年代投产运行，于九十年代拆除。#704、#705机组八十年代开始筹建，分别于1993年9月和1993年12月建成发电，全厂现有装机容量260MW（1×125MW＋1×135MW）。现厂址位于江西省萍乡市湘东镇新中村，距萍乡市中心约12km，在《萍乡市城市总体规划》中规划区内。根据“国发［2007］2号”和“发改能源［2006］661号”文件，积极推进火电机组“上大压小”的要求，建设单位为稳定老电厂员工队伍，构建和谐电力发展，决定按照“上大压小”途径，建设2台600兆瓦超超临界燃煤发电大机组替代现有小机组。本期工程异地“上大压小”建设2台600兆瓦超超临界燃煤发电机组，厂址选在芦溪县芦溪工业园内。芦溪工业园厂址位于萍乡市东面芦溪县芦溪镇柳江村行政村内，位于县城西侧约处，北距沪昆线约70m，距离泉江接轨站的直线距离为。厂址东距袁河约3km，东侧仅m处有沪昆高速芦溪挂线经过。芦溪工业园厂址不在萍乡市城市的上风向，离萍乡市中心约19公里，在《萍乡市城市总体规划》中规划区外，在《芦溪县城市总体规划》中规划区内的芦溪工业园内，属工业用地。本期工程可行性研究报告已于2009年6月通过了电力规划设计总院组织的审查。本项目是增产减污项目，符合国家“上大压小，节能减排，节能降耗”的能源政策及规划建设要求，有利于区域环境的有效改善，具有显著的经济效益和环保效益。（一）老厂及存在的主要环境问题1、老厂概况#704、#705机组八十年代开始筹建，装有2×125兆瓦燃煤火电机组，1993年底投产，2005年4号机组经江西省电力公司认定为135兆瓦，所以目前公司装机总容量260兆瓦。按GB13223-2003，老厂的机组属于第1时段机组。燃煤以萍乡本地烟煤为主，并燃用部分小煤矿劣质煤及少量煤矸石，大部分燃煤由铁路运输到厂，部分由汽车运输到厂。厂内设置煤场和干煤棚贮煤，老厂的机组年耗煤量约为万吨，收到基硫份为0.60%，收到基灰份为%，挥发份为%，收到基低位发热量为15334千焦/千克。老厂的机组是煤粉炉无脱硫装置，采用三电场静电除尘器，设计除尘效率约为99.5%；二炉合用一座180米烟囱。老厂的机组年产灰渣约万吨。灰渣采用水力除灰，灰渣混排方式，混合到调湿灰灰浆泵房；老厂的机组采用干出灰干排渣，综合利用剩余部分混合到调湿灰灰浆泵房，由管道水力输送到灰场。原有#701、#702、#703机组灰场（长坡里灰场）已于1994年弃用，并全部复耕和恢复草皮植被。电厂老厂的机组正在使用的灰场为电厂东南方向约7.5km处的供水水源为渌水河，采用循环冷却方式，冷却水取水量为立方米/秒，工业用水和生活用水取水量约为205立方米/小时（0.057立方米/秒）立方米/秒。2、存在的主要环境问题老厂无脱硫措施（脱硫效率为0），SO2排放浓度目前超过《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）第1时段的排放限值；SO2排放总量（11341t/a）超过污染物总量控制指标（10175t/a）的要求。现有两台机组均采用三电场静电除尘器（除尘效率为99.5%），符合国家现行的技术政策和要求，但烟尘排放浓度超过GB13223-2003排放标准限值。老厂灰场排水未得到重复利用，灰[渣]水比为1:6～1:8，水资源消耗较大。当贮存、处置场服务期满时，现有灰场应按GB18599-2001的要求分别予以封场。现有电厂的周围环境保护目标较多，如新中小学、新中村等。（二）本期工程概况本期建设2×600兆瓦超超临界凝汽式发电机组，配备2×1795吨/小时超超临界锅炉。本期工程设计煤种配比为萍乡本地煤（45%）+陇东煤（20%）+山西煤（20%）+水城煤（15%）；校核煤种1为萍乡本地煤（100%）；校核煤种2配比为陇东煤（40%）+山西煤（40%）+水城煤（20%）。燃煤从各处汇集到沪昆线泉江站转电厂铁路专用线进厂。设计煤种（校核煤种1、校核煤种2）年耗煤量为万吨（万吨万吨），收到基硫份为%（0.64%、0.53%），收到基灰份为%（%、29.13%），干燥无灰基挥发份为%（%），收到基低位发热量为18640千焦/千克（16690千焦/千克、20510千焦/千克）。当地外购成品石灰石粉，年消耗量约为吨（吨万吨）。厂区布置采用了三列式格局，由北向南依次为铁路专用线及煤场区、主厂房区、屋外配电装置（冷却塔）区。主厂房固定端朝东，扩建端朝西。电厂向南出线。辅助生产区成二列式主要集中在主厂房固定端侧。设2座横向并联布置条形煤场，煤场总储量约20万吨，可供本期工程燃用约18天。在#2煤场设宽95m，长100m干煤棚1座，其储煤量约4.5万吨，可供本期工程燃用约4天。新建二座逆流自然通风冷却塔，新建脱硫废水处理系统。选择竹子塘南灰场作为本期灰场，灰场位于厂址西南角的山谷中，灰场东、西两面为高山，灰场底部南低北高，北面有一小垭口，南面有一垭口。灰场距厂址直线距离约，运灰道路长度为。当堆灰至高程175m时，库容约为353×104m3，可满足电厂本期工程贮灰约年（未考虑综合利用）。在竹子塘南灰场设一座灰场管理站，以便堆灰场的管理和运行。采用石灰石－石膏湿法脱硫装置、电袋除尘器、低氮燃烧器和SCR脱硝装置等，并采用210米高烟囱排放。采用灰渣分除、干除灰的除灰渣系统；厂内采用气力输送集中至灰库，除渣系统采用机械除渣系统输送至渣仓，灰渣及石膏立足综合利用。厂外采用汽车运至综合利用场所，综合利用不畅时，灰、渣和石膏用汽车送至灰场各自单独堆放。本期生产用水和生活用水水源均取自袁河；循环冷却水补充水采用芦溪污水厂处理后的中水。采用二次冷却方式，本期工程全年平均耗水量为2772立方米/小时（0.77立方米/秒），折合百万千瓦耗水指标为0.583立方米/秒.吉瓦。在正常运行情况下，生活污水和工业废水处理达标后回用。本期工程总投资为470452万元；本期工程环保投资大约45047万元，占工程总投资的%。项目建设的必要性本项目建设的必要性体现在以下七个方面。（1）本项目是增产减污项目，符合国家“上大压小，节能减排，节能降耗”的能源政策及规划建设要求，有利于区域环境的有效改善，具有显著的环保效益。（2）满足江西电网用电负荷日益增长的需要（3）满足萍乡供电区用电负荷增长的需要（4）加强电网支撑，提高江西电网特别是萍乡供电区供电可靠性及安全稳定水平（5）可提高电网调峰能力和经济运行水平（6）本期工程的建设加大了火电调节容量，有利于江西更好地接受三峡等外省电力、电量。（7）可充分发挥现有人力资源，安置退役机组人员。2.3环评的工作过程及评价规模根据《中华人民共和国环境影响评价法》和《建设项目环境保护管理条例》（国务院令第253号）等国家有关法律法规的要求，建设项目在项目前期需进行环境影响评价工作。建设单位于2009年4月委托我院承担本期工程环境影响评价。我院接受委托后，组织人员进行现场踏勘、收集资料，同时向江西省、萍乡市环保行政主管部门汇报并征询意见。在进行环境质量现状监测及污染源调查的基础上，经过资料收集、整理和模式计算、分析，编制环境影响评价报告书。2.4协作单位及分工主要参加单位及其分工如下：（1）总评单位。国电环境保护研究院，负责本项目环境影响报告书的编写。（2）协作单位。萍乡市环境监测站，负责环境质量现状监测和污染源调查。2.5评价指导思想本次环评的指导思想是：以清洁生产、达标排放和总量控制为基本原则，结合环境保护规划和城市发展总体规划，全面客观地评价建设项目可能产生的环境影响，提出有效的污染防治对策。3环境质量现状（一）环境空气现状监测期间评价范围内11个监测点SO2、NO2的1小时平均浓度和日平均浓度，以及PM10日平均浓度均符合二级标准。SO2、NO2的1小时平均浓度和SO2、NO2、PM10日平均浓度最大值占环境质量二级标准分别为％、％、48.7%、41.7%、82.7%。厂址和灰场TSP日平均浓度最大值占环境质量二级标准65.7%和35.3%。（二）地表水本次环评安排的袁河上4个监测断面的各监测因子符合GB3838-2002《地表水环境质量标准》III类标准。（三）地下水竹子塘南灰场4口井地下水水样的水质指标全部符合《地下水质量标准》（GB/T14848-93）Ⅲ类标准。（四）声环境电厂厂界安排了8个噪声现状监测点，监测结果表明，厂界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）的3类标准。4主要污染防治对策（一）烟气污染防治措施本期工程采用石灰石—石膏湿法脱硫方案，烟气脱硫效率大于95%，不安装GGH加热装置；选用电袋除尘器，除尘效率不低于99.9%，计入湿法脱硫除尘效率50%后综合除尘效率为99.95%；采用低氮燃烧器降低NOx排放量，并采用SCR脱硝装置，脱除率80%；采用210米高烟囱排放；安装烟气排放连续监测系统（CEMS）。（二）水污染防治措施本期工程实行清污分流，厂区雨水设有独立的排水系统。厂区工业、生活污水经集中处理和分类处理后根据处理后的水质情况且合理安排回用水途径。加强水务管理，排放口设计量装置；工业废水处理和脱硫废水处理采用程序控制进行。冷却塔排水除含盐量稍高外无其它有害成分，尽量安排回用，回用不了的排入袁河。（三）噪声防治对策在电厂设计、建设过程中，应符合《工业企业噪声控制设计规范》；从电厂平面布置、设备选型、建筑结构设计、绿化等考虑电厂的噪声防治。控制噪声源水平，对定购的设备提出噪声限制要求，并采取相应的隔声、消声、吸声隔振，绿化等减缓措施。试运行期间的吹管噪声须严格控制，排汽口应安装小孔喷注、节流降压型消声器；运行调试时应预先向社会公示调试时间，吹管吹气口避开附近居民区，夜间应停止工作。（四）固体废物及灰场污染防治措施工程设计煤种（校核煤种1、校核煤种2）年产生灰渣（）万吨/年，脱硫石膏（）万吨/年。电厂已与江西青峰水泥有限责任公司、萍乡兰丰水泥、江西日江水泥制造签订了综合利用协议书，年综合利用量达到95万吨，灰渣可全部综合利用。电厂已与江西日江水泥制造签订了综合利用协议书，年综合利用量达到20万吨，脱水石膏可全部综合利用。综合利用不畅时运往灰场贮存。（五）其它污染防治措施（1）煤场本期工程煤场设有钢结构干煤棚一座，跨度95米，长度100米；煤场外侧设排水明沟收集雨水；煤场设置喷淋装置；输煤系统部分设备采用水力清扫；煤场周围种植10米左右宽度高低错落的防风林带；煤场四周建设绿化林带。输煤栈桥采取密闭措施，各输煤转运站、碎煤机室等采取密闭措施的基础上，配置除尘装置；采用空间网架结构，彩钢板围护（2）灰场为防止场区周边雨水进入灰场内，在灰场周边设置截洪沟。在设计中在灰场底部及围坝内侧全部铺设土工膜防渗。土工膜下设垫层，膜上覆土米厚作保护层，以确保灰场底部和灰坝达到渗透系数小于10-7cm/s的要求。灰场统一规划，采取分区使用、分块堆放、分层碾压、库尾堆灰等原则运行。按GB18599-2001要求5环境影响主要预测结果正常工况下，本期工程设计煤种（校核煤种1、校核煤种2）SO2、NOx、烟尘的排放浓度分别为80毫克/立方米（92毫克/立方米、63毫克/立方米）、90毫克/立方米（90毫克/立方米、90毫克/立方米）和22毫克/立方米（28毫克/立方米、18毫克/立方米），均满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）第3时段要求。经预测，本期工程造成的评价区内SO2、NO21小时平均浓度最大值分别占二级标准份额的%、%；SO2、NO2、PM10日