敦煌首航节能新能源有限公司10兆瓦熔盐塔式光热发电项目环境影响分析报告书

-PAGE22-1、工程概况1.1基本情况⑴建设项目名称：敦煌首航节能新能源有限公司10兆瓦熔盐塔式光热发电项目⑵建设性质：新建⑶建设地点：本项目厂址位于甘肃省敦煌市七里镇以西的光电产业园区，距敦煌市区18km。场址范围坐标为：东经92°13′～95°30′，北纬39°53′～41°35′，站址南侧为215国道。敦煌火车站、机场均位于距市区城东，南可进青海、西北能通新疆，交通便利。总体地势呈南西高、东北低，无冲沟发育，地势平坦开阔。⑷组织机构及劳动定员项目建成后，需要配置生产运营人员为40人，其中管理人员4人、工程技术人员16人、技师16人、其它办公及后勤人员4人。⑸生产制度本项目实行365天工作日，主要生产岗位实行三班制；辅助生产岗位为两班制；管理人员实行白班兼职制；其他人员为白班制（必要时兼值班）。⑹项目投资本项目总投资为40000万元，其中土建投资3288万元。资金全部自筹。⑺建设进度项目计划于2014年3月开工建设（现场施工准备工作启动），2015年7月建成投产，建设总工期17个月。1.2建设内容本项目主要由主体工程、辅助工程、并网工程、公用工程、环保工程以及生活服务设施六部分组成，建筑总面积2587m2。主要工程内容见表1-1。1.3建设规模及发电量本项目建设规模为10MW熔盐塔式太阳能热发电电站，选用1台10MW高效凝汽式汽轮发电机组，直接空冷。项目建成后年利用小时5250小时，折算成满负荷发电，机组的年利用小时数可达4725小时，年发电量约52500MW.h。表1-1项目组成一览表序号名称主要内容备注1主体工程塔式太阳能集热系统：定日镜光场、熔盐吸热器系统、储热系统、蒸汽发生系统和伴热系统生产区发电系统2辅助工程除盐水生产系统、循环水冷却水系统、空冷系统生产区压缩空气系统、氮气系统、空调系统等设备维护修理辅助配套工程组装生产区3公用工程供水工程：工业用水由党河水库统一供水，生活用水由光电产业园区行政服务中心统一供水，厂内设2座800m3生产储水池。供、配电系统：厂用电系统电压采用6kV、380/220V两级电压。主厂房设高压厂用电配电装置金属中置式手车开关柜及两台容量为1600kVA汽机房变压器；生产区供热工程：全厂各厂房的采暖及生活区采暖均为空调消防系统：采用消火栓消防系统和自动喷水灭火消防系统合并的消防给水系统，并设置消防站。生产区4并网工程新建110kV升压站一座，发电厂单回110kV出线接入月牙泉330kV变电站，月牙泉330kV变扩建110kv间隔一个，输送线路约为9km。生产区5环保工程①采用清洁能源；②除盐水系统浓水利用化学水处理系统处理后回用；冷却塔排污水经处理后全部回用；生活污水采用一体化装置处理；③绿化6生活区本项目生活服务区设在镜场中心位置生活区1.4项目占地及总平面布置工程建设总占地120hm2，其中永久占地119.65hm2；临时占地0.35hm2，占地类型全部为裸地（荒漠戈壁）。项目占地情况详见表1-2。1.5项目主要建（构）筑物本项目主要建（构）筑物见表1-3。1.6主要原料消耗本项目生产主要原料为熔盐，熔盐作为传热工质需要现场制备，正常情况下集热场所需工质一次制备完毕，并循环运行，仅在运行过程中有少量补充，原料基本是一次购足，初始启动时基本用完，不需储存过多的储量。⑴熔盐主要成分及性状本项目所用熔盐为混合型熔盐，其组成成分及性状情况见表1-4。表1-2工程占地面积表占地性质项目占地类型数量（hm2）备注永久占地定日镜场及围栏内空地区裸地（荒漠戈壁）106.171750个10m×10m铁艺网围栏裸地（荒漠戈壁）0.21围栏总长4150m，宽0.5m，其中管理设施区围栏长630m。电缆沟裸地（荒漠戈壁）0.03400m长，宽0.8m组装生产区裸地（荒漠戈壁）0.80生产供水管线裸地（荒漠戈壁）0.90总长450m，宽2m。生产区管理设施区裸地（荒漠戈壁）3.14生活区裸地（荒漠戈壁）0.80进场道路裸地（荒漠戈壁）0.40长400m,宽6m为混凝土道路,两侧各2m绿化带。定日镜清洁带裸地（荒漠戈壁）4.80长16km，宽2.5m场内道路裸地（荒漠戈壁）2.4长6000m，宽4m。小计119.65临时占地围栏外侧施工扰动裸地（荒漠戈壁）0.35围栏长3520，外围外扩1m扰动。小计0.35合计120.00表1-3主要建（构）筑物一览表序号建（构）筑物名称建筑面积（m2）结构形式1汽机房792混凝土排架，钢结构屋面2循环水及综合水泵房280混凝土框架3行政和生产综合楼375混凝土框架4餐厅及宿舍120混凝土框架5材料库及镜场组装车间510混凝土框架6办公楼510混凝土框架总计2587表1-4熔盐组分及性状熔盐名称主要组分性状成分及比例成分及比例颜色形态混合硝酸盐NaNO360%KNO340%白色固体粉末⑵熔盐性质熔盐是指盐类熔化形成的熔体，是由阳离子和阴离子组成的离子熔体。能构成熔盐的阳离子有80余种，阴离子有30余种，组合成的熔盐可达2400余种。由于金属阳离子可有几种不同的价态，阴离子还可组成不同的络合阴离子，实际上熔盐的数目将超过2400种。为满足太阳能高温传热，储热的要求，一些新型的高温熔盐具有较好的热稳定性，是一种理想的高温热载体。目前国内主要有二元混合硝酸盐（60%KNO3。40%NaNO3）以及三元混合硝酸盐（53%KNO3。7%NaNO3。40%NaNO2），这些混合熔盐的使用温度范围广泛、低蒸气压、大热容量、低粘度、熔点低、传热效率高、传热稳定、使用温度可以精确控制，特别适合大规模的热转换和热传递，可替代蒸气和导热油，是优良的传热介质。一般来说高温熔盐的分解温度在600℃以上，本项目采用的混合熔盐为610℃。⑶熔盐耗量根据本项目集热场规模，熔盐一次用量为4600t。⑷熔盐储存及储量熔盐一次购足4600t，集热系统启动时用量为4500t，剩余100t为KNO3和NaNO3各为50t作为备用，以供集热系统补充。熔盐为袋装形式，储存在封闭的库房内。1.7辅助工程⑴除盐水生产系统除盐水生产系统的功能是将原水经化学除盐处理后，为集热系统、储热换热系统及熔盐制备系统和发电系统的所有回路供应除盐水。⑵冷却系统本工程主机采用直接空冷方案，辅机采用冷却水循环系统，冷却设备包括冷油器、发电机空冷器等。1.8公用工程⑴水源项目区生活用水由园区供水管网统一供水，园区供水管网已由园区管委会统一建设，目前正在敷设中，2014年4月左右供水管网敷设至项目区边界，本项目新修供水管总长400m，接至本项目水泵房。管沟开挖宽度1m，埋深1.50m。厂区工业用水由党河水库统一供水，厂区设置2座容积为800m3兼有沉淀作用的蓄水池2座，通过储水池向各用水单位供水，生产用水管网已由园区管委会统一建设，目前正在敷设中，2014年4月左右供水管网敷设至项目区边界，需新修供水管总长400m。管沟开挖宽度2m，埋深1.50m。⑵供水方式厂区设置2个容积为800m3兼有沉淀作用的蓄水池，总蓄水量为1600m3，通过储水池向各用水单位供水。①除盐水给水系统除盐水给水系统流程为：厂外补给水管道→厂区蓄水兼初沉池→除盐水处理系统。管道采用DN100焊接钢管。②循环水给水系统循环冷却水流程为：冷却塔集水池→循环水泵吸水池→循环水泵→循环水压力供水管→辅机冷却水系统→冷却塔→循环水压力排水管→冷却塔集水池。循环水量为300m3/h。③生活水给水系统厂区采取独立的生活给水系统，园区供水系统输送给各用水单元。④消防水系统消防给水系统供水设施设置在综合水泵房内，安装1台100%容量由电动机驱动的消防水泵（变频控制）为工作泵。消防给水系统采用1套气压罐变频控制系统，用于稳定消防系统管网的流量和压力。本项目设置2座800m3蓄水池，专门为消防用水，以保证全厂最大一次消防用水量300m3/2小时。⑶用水量本项目生产、生活共用新水量为11.853m3/h，其中生产用新水为11.67m3/h（5.514万m3/a），主要为除盐水系统用水。年生活用水量为0.183m3/h（5.514万m3/a）。生产用水按4725小时核算，生活用水按365天核算。太阳能换热器额定连续蒸发量为43.64m3/h，汽轮机为高温高压凝汽式汽轮机，额定凝结水量为37.22m3/h，则机组补除盐水量为6.42m3/h。整个除盐水系统回收率为55%，则除盐水系统用新鲜水为11.67m3/h。冷却塔补水采用回用水，根据《工业循环水冷却设计规范》（GB/T50102-2003）本项目冷却塔蒸发损失水率为1.2%，冷却塔风吹损失水率为0.1%，冷却塔排污量为1.5m3/h，则冷却塔采用回用水5.4m3/h；镜面冲洗水采用回用水，回用水量1.11m3/h。根据甘肃省行业用水定额（修订本），生活用水以每人每天110L计，项目定员40人，生活用水约0.183m3/h。生产、生活用新水情况见表1-5。表1-5项目生产、生活用新水一览表序号用水单位用水量（m3/h）备注1除盐水系统用水11.672生活用水0.1833合计11.8531.9排水厂区内排水系统采用雨水、生活污水和工业废水分流系统。⑴雨水系统在厂区内及其周边设置排水沟将雨水导出厂区外，依重力渗透返入地下。⑵工业废水系统项目工业废水主要来自除盐水系统排污水、冷却塔排污水、主厂房杂用水以及镜面冲洗水。除盐水系统排污水5.25m3/h经化学水处理设备处理后回用于镜面冲洗1.11m3/h和冷却塔补水4.07m3/h。冷却塔排污水经一级反渗透处理后淡水1.12m3/h回用于冷却塔补水，反渗透浓水0.28m3/h经浓水反渗透装置再次处理，淡水0.21m3/h回用于冷却塔补水，浓水0.07m3/h排入蒸发池自然蒸发。主厂房杂用水0.08m3/h经油水分离器处理后蒸发消耗。镜面冲洗水1.11m3/h蒸发消耗。（3）生活污水系统生活区的生活污水0.146m3/h经污水管道汇集至地埋式一体化污水处理装置，处理达标后用于绿化或降尘。1.10供暖根据目前建筑和总图专业的数据，厂区采暖建筑面积约1515m2；采用空调供暖。1.11总体工程进度本项目计划建设总工期17个月。工程计划于2014年3月开始施工准备，2015年7月完工，建设总工期17个月。1.12环境敏感点经拟建项目厂址区及评价范围区域现场调查，主要环境敏感点为项目东侧的敦煌古城。具体敏感点调查统计见表1-6。表1-6主要环境敏感点统计表序号名称与工程位置关系环境特征1敦煌古城东侧约8km国家AAA景区2园区地下水//2、工程分析2.1太阳能热简介及与光伏发电的区别2.1.1太阳能热简介太阳能热发电也叫聚焦型太阳能热发电，是通过光-热-功的转化过程实现发电的一种太阳能发电技术形式。通过大量反射镜以聚焦的方式将太阳能直射光聚集起来，加热水产生高温高压的蒸汽，用蒸汽驱动汽轮机发电。太阳热能通过加热蒸汽带动发电机发电，其基本组成与常规发电设备类似，但其根本区别在于热蒸汽的产生方式上。太阳能热发电的概念早在19世纪就已经提出，自从1878年在巴黎建立了第一个小型点聚焦太阳能热交换式蒸汽机以来，能源领域专家从各个方面对太阳能热发电技术展开探讨，尤其是20世纪80年代以来，美国、意大利、法国、前苏联、西班牙、日本、澳大利亚、德国、以色列等国相继建立起各种不同类型的试验示范装置和商业化运行装置，促进了太阳能热发电技术的发展和商业化的进程。据不完全统计，仅在1981～1991年10年间，全世界就组建了20多座500kW以上的太阳能热发电系统。近些年来，能源价格持续上涨，特别是对全球气候变化的担忧，促使许多国家开始对太阳能热发电寄予希望，正是这些因素促使太阳能热发电技术在国际范围内得到迅速发展。我国太阳能热发电技术的研究开发工作开始于70年代末，近年来更是有了飞跃式的发展。2012年11月亚洲首个兆瓦级塔式太阳能热发电站——中科院八达岭太阳能热发电实验电站在延庆县建成发电，总装机容量为1MW。该实验电站的成功也标志着我国成为继美国、德国、西班牙之后，世界上第四个掌握集成大型太阳能热发电站相关技术的国家。内蒙古鄂尔多斯太阳能热发电特许权项目即将开工，2013年7月青海中控德令哈50MW塔式太阳能热发电站一期10MW工程顺利并入青海电网发电，标志着我国自主研发的太阳能光热发电技术向商业化运行迈出了坚实步伐，为我国建设并发展大规模应用的商业化太阳能热电站提供了强力的技术支撑与示范引领。2.1.2太阳能热与光伏发电的区别太阳能光热发电是将光能转变为热能，然后再通过传统的热力循环做功发电的技术。而光伏发电是由光子使电子跃迁，形成电位差，光能直接就转变为电能。因此，光伏发电产生的是直流电，而太阳能光热发电产生的是和传统的火电一样的交流电，与传统发电方式和现有电网的匹配性更好。太阳能热与光伏发电的区别见表2-1所示。表2-1太阳能热与光伏发电的区别光热发电光伏发电发电原理利用太阳光中的热能转化为动能并使用汽轮机进一步转化为电能实现发电的过程。利用太阳光中的的可见光形成光电子，使用半导体吸附并形成电流从而实现发电的过程。可利用太阳能资源30%60%年发电小时数储能：4000-5000不储能：1000-20001000-2000占地面积（m2/MW）35-4025-30转换效率12%-25%10%-20%应用范围由于其与火力发电有着共性，同样适合集中式大规模发电使用小规模，分布式发电储能系统通过一些介质等材料进行热储存，使用寿命长，损耗小。使用电池进行电能储存，使用寿命短，损耗大。全球技术水平技术已相对成熟技术成熟应用，可能有新的技术突破优势储热成本低且效率高，年发电小时数长，与其他热发电可有效契合。技术产和业已相对成熟劣势对地理条件要求较高生产和维护过程中存在污染，且稳定性有待提高2.2项目工艺技术方案比选2.2.1太阳能热发电技术选定太阳能热发电技术是指通过集热装置将太阳光聚集并将其转化为载热介质的高温热能，然后通过常规的涡轮机械或其它发电技术将其转换成电能的技术。这种聚焦式太阳能热发电系统又统称为CSP（ConcentratingSolarPower）系统。目前国际范围内，太阳能热发电技术根据集热器类型的不同主要分为四类。⑴塔式太阳能热发电技术及特点塔式太阳能热发电系统主要由定日镜系统、吸热与热能传递系统、发电系统三部分组成。定日镜系统实现对太阳的实时跟踪，并将太阳光反射到吸热器。位于高塔上的吸热器吸收由定日镜系统反射来的高热流密度辐射能，并将其转化为工作流体的高温热能。高温工作流体通过管道传递到位于地面的蒸汽发生器，产生高压过热蒸汽，推动常规汽轮机发电。由于使用了高塔聚焦，典型的塔式太阳能热发电系统可以实现200~1000以上的聚焦比，投射到塔顶吸热器的平均热流密度可达300~1000kW/㎡，工作温度高达1000℃以上，电站规模达200MW以上。⑵槽式太阳能热发电技术及特点槽式太阳能热发电系统通过一定数量的槽式集热器将吸收的太阳能转化为高温蒸汽的热能，并最终通过汽轮发电机转化为电能。槽式集热器的聚光反射镜从几何上看是将抛物线平移而形成的槽式抛物面，它将太阳光聚焦在一条线上。在这条线上安装有管状集热器，以吸收聚焦后的太阳辐射能。因此槽式聚焦方式亦称为线聚焦。槽式抛物面一般依其焦线按南北方向布置，因此其定日跟踪只需一维东西方向跟踪。⑶碟式太阳能热发电技术及特点碟式太阳能热发电系统一般由旋转抛物面反射镜、吸热器、跟踪装置以及热功转换装置等组成。碟式反射镜可以是一整块抛物面，也可由聚焦于同一点的多块反射镜组成，因此碟式聚焦方式亦称为点聚焦。整个碟式发电系统安装于一个双轴跟踪支撑装置上，实现定日跟踪，连续发电。碟式系统的吸热器一般为腔式，与斯特林发电机相连，构成一个紧凑的吸热、做功、发电装置。由于聚焦比大，工作温度高，碟式系统的发电效率高达30%，高于塔式和槽式。⑷菲涅耳式太阳能热发电技术及特点菲涅耳（Fresnel）式太阳能热发电技术是由澳大利亚悉尼大学科学家提出的一种利用线性菲涅尔反射聚光集热器，将太阳能收集，产生高温高压蒸汽从而推动汽轮发电机发电的技术。本技术知识产权由Austra公司所有，Areva公司2010年2月全资收购该公司。菲涅耳式太阳能热发电技术目前在技术示范阶段，在澳大利亚的火电站中有利用，用于提高给水温度。但是，该技术目前面临三大难题，如：两相流问题、蓄热问题，以及高温高压问题，现阶段相关工程较少。以上四种集热装置形式见图2-1，原理见图2-2。⑸太阳能热发电技术选择塔式技术最大优点是，塔式技术的聚光比高，系统运行温度高，系统效率高；塔式电站的管道回路短，约600m；因此将选用塔式技术。在塔式技术中，熔盐塔式太阳能热电与其他传热流体的塔式技术的最大优势有：运行温度高，提高系统转化效率；储热成本低，熔盐既是传热流体也是储热介质；熔盐的显热温差大，可以更多的储存热量，可以维持电站24小时运行；本项目将选用熔盐塔式太阳能热发电技术，带15h的储热系统，满足电站在典型气象条件下达到24小时额定出力。槽式太阳能热发电集热器碟式太阳能热发电集热器塔式太阳能热发电集热器菲涅耳式阳能热发电集热器图2-1太阳能热发电集热器图以上四种集热装置发电站原理见图2-2槽式太阳能热发电原理示意图碟式太阳能热发电站原理图熔盐塔式发电站原理图菲涅尔式太阳能热发电站原理图图2-2太阳能热发电原理图2.2.2发电系统工艺的选定⑴发电系统回路选定塔式太阳能热发电系统根据蒸汽的生产方式不同分为单回路热发电系统和两（双）回路热发电系统。单回路热发电系统是以水作为传热工质在各个分散的聚光集热器中被直接加热成蒸汽，汇聚起来推动汽轮机做功，因此单回路热发电系统又称为蒸汽直接产生系统（简称DSG：DirectSteamGenerating）。此工艺不设换热系统，由于减少了中间换热子系统，可提高系统的转换效率，从而也减少了这部分的建设费用。该热发电技术的应用主要遇到三大问题：两相流问题、蓄热问题和高温高压问题。两回路热发电系统是指一回路为传热工质吸热回路，二回路为水——蒸汽回路。传热工质在各个分散的聚光集热器中被加热汇聚到热交换器，通过换热器把热量传递给循环回路中的给水，产生过热蒸汽，过热蒸汽经汽轮机发电系统将热能转化为动能，并产生电能。传热工质在换热系统放热后继续进入集热场，完成一回路循环；过热蒸汽经汽轮机做功后被凝汽器冷凝成水，回到换热器内循环使用，完成二回路循环。单回路热发电系统是在高温、高压下工作，整个系统要严格按照高温、高压标准设计，而双回路系统的工作压力较低，一般在1.5MPa，无高压危险。鉴于单回路热发电系统与两回路热发电系统的技术风险分析，本方案选用两回路热发电系统。⑵传热介质选择两回路热发电系统根据集热场载热传热介质（HeatTransferFluid简称HTF）的不同主要分为三种：熔盐、水/蒸汽、空气/压缩空气。熔盐其主要成分是NaNO3和KNO3。290℃的冷熔盐从冷储热罐中抽出至位于塔顶的吸热器，被加热到565℃，然后借重力回到热熔盐储热罐中，再由热盐泵抽出经过蒸汽发生器系统而产生高温高压蒸汽来驱动汽轮机发电系统发电。水工质塔式热发电技术给水将直接被泵到塔顶的吸热器上，在吸热器里直接被加热蒸发产生饱和蒸汽，驱动汽轮发电机系统发电；或是在塔顶添加另一个过热蒸汽吸热器，将高压蒸汽过热后再驱动汽轮发电机系统发电。空气塔式热发电技术可以分为开路和闭路两种系统。开路系统的空气出口温度一般是600～800℃；而闭路系统的空气出口温度可超过1000℃。以空气作为传热流体有工作温度高，运行维护简单，空气取用方便等优点；与水工质塔式热发电一样，储热系统是此技术的难点；塔式太阳能热电在今后几年将占有聚光太阳能热发电的主要市场。因为塔式技术的运行温度高，能提高整个系统的循环效率；当熔盐作为导热和储热介质，可以大大降低储热成本。2.2.3汽轮机配置方案选定本工程规划总容量为100MW，本期建1×10MW，拟选用10MW高温高压、纯凝空冷式汽轮发电机组。由于机组容量偏小，带再热机组的热耗与不带再热机组的热耗值减少不大，经济性提高不明显，且增加了设备制造难道及制造成本，故主机暂不考虑再热机组。2.3塔式太阳能发电系统技术方案本项目选用技术相对成熟的塔式太阳能热发电技术，选用两回路热发电系统，采用熔盐作为一回路的载热传热介质和蓄热介质，高温的熔盐通过换热系统产生高品质的蒸汽推动汽轮发电机组做功发电，带15h的储热系统，使电站在辐射条件好的情况达到24小时输出电量。塔式太阳能热发电系统主要由太阳集热系统和发电系统二部分组成。2.3.1太阳集热系统太阳集热系统主要包括五个子系统，即：定日镜光场、熔盐吸热器系统、储热系统、蒸汽发生系统和伴热系统。⑴定日镜光场本方案选取的定日镜光场规模由1750面按一定方式排列的定日镜组成的，每个定日镜通过绕双轴转动跟踪太阳。项目的设计点电功率为10MW，带15h储热系统，太阳倍数约为2.8，光场热功率为100MWh（太阳倍数是吸热器的最大功率与汽轮的热功率的比值），最大年发电小时为5250h。光场集热面积总反射面积约175000m2，配套吸热塔高度为115m.。考虑储热及工艺发电部分，占地范围为1000m×1200m，同时利用光场外面空余场地设置定日镜组装间，兼做材料库。定日镜采用首航光热公司自主研发的大型定日镜，光场总反射面积是175000m2。共1750面，单面反射面积为100m2，该定日镜具有反扣功能，便于镜面的清洗，当有不利气象条件时，对反射镜起保护作用。⑵熔盐吸热器系统熔盐在290℃的冷储热罐中被泵入吸热器，流出吸热器时的温度是565℃。当有突然的云遮工况时，投射到吸热器的热流密度会急剧下降，为确保吸热器出口温度保证在565℃，将采用改变熔盐流量的办法来控制熔盐的出口温度。安装于熔盐管路上的流量控制阀根据投射到吸热器表面的热流密度、吸热管的平均温度及吸热器出口温度等，来改变控制阀的开口度，实现对吸热器的出口温度控制。熔盐的熔点一般在220℃左右，在太阳下山后使吸热器及管道保持高温以避免熔盐凝固需消耗大量能量。为了解决这个问题，当没有太阳时，将整个管路中的熔盐回收至熔盐罐；而系统重新运行时，需对整个管道进行预热，达到预定温度后才充入熔盐。预热方法是，在整个熔盐管道上环绕电阻丝。吸热器是靠定日镜系统来预热，在系统启动前，部分定日镜对准吸热器，待其温度升至260℃以上后才充入熔盐和运行系统。①熔盐吸热器设计本项目的吸热器位于115m高的塔的顶部，吸收太阳光场反射来的太阳辐射能，将传热流体熔盐从290℃加热至565℃后，存储在热熔盐罐中。本项目采用环形360度受光的圆柱式吸热器。吸热器的高度为9m,直径为7m，其能承受的最大峰值热流密度至少为1.5MW/m2。吸热器是由多个吸热模块组成的，熔盐从北侧分两路进入吸热器，中间交叉后进入南侧出吸热器。吸热器的最高壁温不宜超过650℃，吸热器的光热转化设计效率为88%，当有风速为6m/s时，其效率至少86%，年均效率为82%以上。经初步计算，本项目的熔盐吸热器的额定吸热功率约为80MWth。在充注熔盐过程中，为了防止集箱（进出口容器）管温度过低而导致熔盐凝固需在集箱内设有电加热器，电加热器在光场启动和停止时使用。②熔盐制备将配比为60%NaNO3和40%KNO3的固态混合熔盐（粉末状、袋装），少量储存于熔盐转运间，其余堆放在库房。在集热系统初始启动时，配置好的熔盐经皮带送至蒸汽加热熔盐炉内，如有受潮结块通过熔盐粉碎机予以破碎。用蒸汽进行加热，直至固态熔盐熔化为220℃（熔点）液态，经熔盐制备泵加压后再送至电加热熔盐炉，加热至290℃后送至冷熔盐罐，供太阳能采集系统所用。按上述流程制备液态熔盐达到足够数量，冷熔盐罐达到一定液位后，启动太阳能集热区的循环，此时，仍由上述流程继续制备液态熔盐，当达到一定数量后，可以开始采集太阳能，将熔盐加热至较高温度（最高565℃）。当制备的熔盐达到一定数量后，可以开始采集太阳能时，一部分高温熔盐输送至热熔盐罐，然后开启至熔盐制备槽的电动阀，把高温熔盐放至熔盐制备槽中，加入一定量固态熔盐与高温熔盐混合熔化为290℃液态熔盐，由于熔盐量增加，开启两台熔盐制备泵加压，经电加热熔盐炉旁路输送至冷熔盐罐。由此可停用蒸汽加热熔盐炉和电加热熔盐炉，而采用太阳能加热制备熔盐。随着制备的液态熔盐的逐渐增多，可逐渐增加太阳能集热区加入循环，直至所有太阳能集热区投入循环，最后再完成蓄热部分的熔盐的制备。在机组正常运行期间，机组通过检测冷/热储罐的液位，经过计算分析对系统是否需要熔盐补给及其熔盐的补给量给出相应指示信号，在需要熔盐补给时，该指示信号会触发熔盐供给系统向蓄热与换热系统提供熔盐补给功能。⑶储热系统熔盐塔式电站的储热系统主要成分有:熔盐、冷/热熔盐罐、冷/热盐泵、熔盐管道、氮气系统、电伴热及其他辅助设备（罐体基础）。①熔盐（硝酸盐）导热和储热介质熔盐的主要成分是60%硝酸钠（NaNO3）和40%的硝酸钾（KNO3），称为二元盐。该比例的熔盐具有很好的稳定性、密度、比热容、化学性质稳定、低气化压强和低成本等；最大的缺点是，熔盐在220℃一下将大面积的凝结，所以整个系统需对整个熔盐管道的温度实时监测并带有加热保护系统。出于安全考虑，当熔盐罐里的温度小于290℃时，就停止系统的运行，电阻丝加热系统将对罐内的熔盐加热。二元盐最开始是以固体形式运输到项目地址，这些二元盐应保存在专门的储盐区（干燥的地方），避免与水接触。在电站试调前三个月，开始把这些固态盐融化用泵打入储热罐中。②储盐罐双罐储热系统有冷罐和热罐。冷罐的温度为290℃，热罐温度为565℃。由于二元盐的气化压强低，允许储热系统处于常压状态。两个罐都是由碳钢焊接而成一个圆柱形的罐体，与商业的储油罐相似。罐的主体包括灌顶、罐壁和罐底。为了防止氧气进入罐内接触高温熔盐，罐需要进行充氮保护，因此罐内压力略大于大气压强。罐顶部有1～1.5m的余量，而且需要布置加强筋，以承受熔盐泵的重量。罐壁钢板的厚度从底部往顶部依次减小。罐体的设计腐蚀厚度为5mm，罐体材料在焊前要进行预热，焊后进行射线检查。保温材料需包围整个罐体，其保温效果应实现熔盐每天下降温度是不超过2～4℃，使整个储热系统的效率达到98%。熔盐罐底部的地基由下往上分为以下几部分组成：混凝土层、隔热层、泡沫层和耐热（耐火）层。二元盐凝结保护是必须的，因为一旦罐体里出现了晶体后就无法再融化，而大面积的凝固后电站就无法再运行，整个罐体将无法使用。有两种办法以防止其凝结，一是通过熔盐泵来进行罐体内循环；二是通过储热罐中的电加热器来加热保护。每个罐中通常有多组电加热器。③熔盐泵冷熔盐泵的作用是将冷熔盐从冷熔盐罐抽送到塔顶的吸热器，经受热后回到热储热罐中；热熔盐泵的作用是将热熔盐从热熔盐罐抽出输送到蒸汽发生器系统后回到冷熔盐罐中。这些熔盐泵通常是采用立式泵，均设有变频装置，电机位于罐顶的支撑结构上，泵的长轴深入罐底部将液态硝酸盐泵到吸热器或换热器。熔盐泵无法将熔盐全部抽出，正常罐体底部都留有1m左右的安全液位，当其中一个罐体泄漏时可以填充互补。在电厂不运行时，盐泵以低功率在罐内进行内循环，防止熔盐凝固。熔盐泵停止工作时，熔盐泵的轴内的熔盐都会借重力作用流回罐内。④熔盐管道熔盐管道的目的是输送传热流体熔盐，主要有从冷熔盐罐到吸热器管道，吸热器到热熔盐罐管道，热熔盐罐到蒸汽发生器管道，蒸汽发生器到冷熔盐罐管道等。这些管道都是采用碳钢材料（或不锈钢），耐高温耐腐蚀。⑤氮气保护、伴热和附属设施氮气系统作用是对整个储热罐体的保护，在熔盐系统的最高点避免熔盐与空气接触。因此，需要一个小型的液态氮储存系统。在冷热罐中均设有加热系统以避免熔盐凝结。当电站正常运行或停止时，在冷罐中电加热器的加热范围是从270℃至320℃，在热罐中的范围是270℃至540℃；⑥本工程储热系统设计考虑到有利于电网负荷调节，本工程设有带有大容量的储热能系统。夏天时，能提供电站在太阳下山后满负荷持续运行15h，即本电站将实现24h不间断的发电。储热量是500MWhth。冷热罐相关参数见表3-3。⑷蒸汽发生系统蒸汽发生系统通过热熔盐和水进行换热，产生高温高压的过热蒸汽来推动汽轮机组，带动发电机工作。系统主要包括：预热器、蒸发器、过热器。换热器皆为管壳式，其中预热器、过热器的管侧为水/蒸汽，蒸发器管侧为熔盐，相应的壳侧分别为熔盐和饱和水。管壳式换热器的传热面由管束构成，管束由管板和折流挡板固定在外壳之中。两种流体分别在管内和管外流动。管内流动的路径称为管程，管外流动的称为壳程。管程流体和壳程流体互不掺混，只是通过管壁交换热量。太阳能电站的特点是系统可能需要每日起停，包括蒸汽发生系统。当然电站没有足够的储热量时，每日系统重新启动时需对换热器进行预热，使换热器的温度均匀分布后，才进入正常工作状态，产生的高压蒸汽部分来预热汽轮机和蒸汽管路。当然温度和压力达到汽轮机启动要求时，汽轮机就将进入正常启动运行状态。系统的预热需辅助蒸汽，此蒸汽来自储热系统的余量产生。本项目带有大容量的储热系统，因此在天气好的情况下，系统将24小时运行，无需考虑蒸汽发生器系统的预热过程。本工程蒸汽发生器的设计蒸发量为43.64t/h。给水温度为240℃，出口过热蒸汽参数为9MPa，530℃。所有换热器将布置在塔旁边的钢结构支撑架上，整个蒸汽发生系统需位于一定的高度。平均热效率的设计值为97%。相关参数见表3-4。⑸伴热系统伴热系统是一个温度控制系统利用电阻丝对在所有的熔盐管道预热或加热，来防止熔盐结晶。这些熔盐管道包括吸热器系统、储热系统、蒸汽发生器系统的连接管道。电站每日的启动，整个管道系统都必须预热至260℃才能防止熔盐在管道内的结晶，预热后冷熔盐从储热罐里被泵入管道至吸热器系统。整个管道系统包括：上升管道，炉箱，吸热器进口容器，吸热器出口容器，下降管道和管道上的所有阀门、仪表和辅助设备。伴热系统在电站正常运行时对管道系统起保温作用，使熔盐管道的温度保证在管道的温度设计点内。当夜间系统停止运行时，伴热系统将对蒸汽发生系统内的熔盐进行保温加热，防止熔盐的凝结。辅助伴热系统的布置点主要如下：·集热系统的冷段母管；·集热系统的热段母管；·冷熔盐储罐；·热熔盐储罐；·蓄热与换热系统的换热管道；·熔盐相关系统的阀门、仪表等。⑹太阳能集热系统参数汇总太阳能集热系统参数见表2-2：表2-2太阳能集热系统参数序号内容单位参数备注1光场1.1设计点DNIW/m28501.2光场额定功率MWth1001.3定日镜数量面17501.4定日镜规格m*m10*101.5光场总反射面积m21750001.6支架高度m61.7年均光学效率0.581.8聚光目标距地面高度m1151.9总占地面积公顷1202熔盐吸热器系统2.1吸热器类型圆柱式2.2吸热器尺寸高度m9直径m7.52.3吸热器额定功率MWth802.4吸热器聚光比8503储热系统3.1熔盐储罐3.2储热类型熔盐显热储热3.3储热介质硝酸盐60%NaNO3+40%KNO33.4储热介质熔化温度℃2203.5储热能力MWhth5003.6储热放出持续时间h153.7储热罐数量-2冷、热各一个3.8冷熔盐储罐设计压力常压储热罐尺寸高度m10直径20容积m32660设计温度℃2903.9热熔盐储罐设计压力略大于常压储热罐尺寸高度m11直径20容积m32830设计温度℃5653.10冷熔盐泵数量台2+2其中吸热器循环泵和冷熔盐调温泵各一台运行一台备用设计流量kg/s160设计扬程m200流体温度℃2903.11热熔盐泵数量台21台备用设计流量kg/s80设计扬程m80流体温度℃5654蒸汽发生系统4.1过热器数量台14.1.1蒸汽出口压力MPa104.1.2蒸汽出口温度℃5354.1.3蒸汽入口温度℃3124.1.4蒸汽流量t/h4.1.5熔盐出口温度℃4854.1.6熔盐入口温度℃5604.2蒸汽发生器数量台14.2.1汽侧出口压力MPa>94.2.2汽侧出口温度℃3074.2.3水侧进口温度℃3074.2.4水侧流量t/h43.364.2.5熔盐出口温度℃3284.2.6熔盐入口温度℃4854.3预热器数量台14.3.1水侧出口压力MPa>94.3.2水侧出口温度℃3074.3.3水侧进口温度℃2404.3.4水侧流量t/h43.364.3.5熔盐出口温度℃2904.3.6熔盐入口温度℃3282.3.2发电系统⑴系统功能为蒸汽发生系统提供除氧水，为了满足在任一运行工况下熔盐不凝固，最终给水温度不低于243℃；利用汽轮机发电。⑵系统概述主蒸汽从过热器引出后送到汽轮机的主汽阀后进入高压缸膨胀做功，做功后的乏汽排入凝汽器。经做功后，汽轮机将蒸汽的热能转变为动能，并驱动发电机发电，发电机将动能转变为电能，电能通过升压站送往输电线路送出，供用户使用。汽轮机低压缸排汽在凝汽器中被冷凝成水，凝结水进入凝结水泵，升压后的凝结水经轴封冷却器、低压加热器，最后进入除氧器，凝结水泵出口设有再循环管道。凝结水系统设置2台100%容量的变频凝结水泵，一运一备。除氧器具有加热、除氧及贮水功能。除氧后的给水经给水泵升压后，流经高压加热器分两路进入蒸汽发生系统系统的预热器，然后进入蒸汽发生器。给水系统设置2×100%容量的电动调速给水泵，一运一备。塔式太阳能热发电总体工艺流程见图2-3。图2-3塔式太阳能热发电总体工艺流程简图2.4主要工艺生产设备本项目主要工艺设备包括吸热器、定日镜以及汽轮机、发电机、主变压器等。主要设备及设计参数见表2-3。表2-3主要设备及设计参数一览表序号内容单位参数备注1定日镜面175010m×10m2吸热器个圆柱式高度9m直径7.5m3冷熔盐储罐高度10m直径20m容积2660m34热熔盐储罐高度11m直径20m容积2830m35冷熔盐泵台2+2其中吸热器循环泵和冷熔盐调温泵各一台运行一台备用6热熔盐泵台21台备用7过热器台18蒸汽发生器台19预热器台110汽轮发电机组MWe1011熔盐制备槽台1内置蒸汽加热炉2.5污染源及污染物排放分析2.5.2运行期污染源及污染物排放分析⑴运行期工艺污染流程根据本工程塔式太阳能热发电工艺特点，其工艺污染流程见图2-4。①废水本项目产生废水有工业废水和生活污水，正常生产情况下，生产废水全部回收利用，不向外环境排放。Ⅰ除盐水系统排水W1本电站除盐水排污水为5.25m3/h（2.48万m3/a），为节约水资源，经化学水处理系统处理后进入回用水池，回用于镜面冲洗1.11m3/h（5245m3/a），回用于冷却塔补水4.07m3/h（1.92万m3/a），不外排；Ⅱ镜面冲洗水W2为保持定日镜镜面的道清洁，需定期对其清洗，镜面冲洗用水量为：219m3/次（5245m3/a，24次/年）-PAGE23-太阳能太阳能N2吸热器热熔盐罐汽轮、发电机N2吸热器热熔盐罐汽轮、发电机电能输出变压器电能输出变压器W4冷熔盐罐W4冷熔盐罐换热系统换热系统熔盐加热炉熔盐加热炉W1除盐水系统统除氧器W1除盐水系统统除氧器熔盐制备槽熔盐制备槽镜面冲洗水池 镜面冲洗水池W2熔盐粉碎机W2熔盐粉碎机冷却塔排污水图例W：废水N：噪声冷却塔排污水图例W：废水N：噪声N1W3粉状熔盐W3粉状熔盐图图2-4塔式太阳能热发电工艺及污染源点位示意图PAGE60-在非结冰期（3月到10月）采用除盐水清洗，由清洗车每车装载约为6m3的除盐水，清洗时将定日镜转至竖直角度，清洗后的水自然蒸发消耗；在结冰期（11月到次年2月）定日镜采用压缩空气吹扫清洁，该压缩空气由移动式空压机供应，并由清洗车牵引依次清洁各定日镜镜片。Ⅲ冷却塔排污水W3本电站冷却塔排污水为1.5m3/h（7088m3/a），为节约水资源，部分用水厂房杂用水，回用量为0.1m3/h（472.5m3/a），部分经一级反渗透和浓水反渗透后淡水回用于冷却塔补水，浓水排入蒸发池蒸发消耗；Ⅳ厂房杂用水W4主要为主厂房设备清洗以及其它工业杂用水，排放量为0.08m3/h（378m3/a），主要污染物石油类及SS，设计采用油水分离器处理后，废水通过蒸发池后蒸发消耗。Ⅴ生活污水本项目工作人员为40人，生活污水排放量共为0.146m3/h（3.5m3/d），以365天合计，年排生活污水1279.0m3。主要污染为CODcr、BOD5、SS、NH3-N。本项目各类废水排放及处置利用情况见表2-5。表2-5本项目废水排放及污染物处置方式废水名称排放形式排放量主要污染物处置方式及排水去向m3/hm3/a除盐水系统排水连续5.252.48万PH、盐类经化学水处理系统处置后回用镜面冲洗水24次/年1.115245SS自然蒸发冷却塔排污水间断1.57088PH、盐类经一级反渗透和浓水反渗透后回用主厂房杂用水连续0.08378石油类、SS含油污水经油水分离装置后进蒸发池蒸发消耗生活污水连续0.1461279CODcr、BOD5、SS、NH3-N进入厂区一体化污水处理系统，用于绿化及降尘本项目只有生活污水外排用于绿化，污水经一体化处理前、后的主要污染物排放浓度、排放量见表2-6。表2-6废水主要污染物产生、排放情况一览表项目年排放量（m3/a）CODcrBOD5SSNH3-N动植物油产生浓度(mg/L)1279.03502803003040产生量(t/a)0.450.360.380.0380.051排放浓度(mg/L)10020702010排放量(t/a)0.130.0260.090.0260.013注：CODcr、SS、动植物油排放浓度为《污水综合排放标准》GB8978-1996中一级排放标准由表可见，项目建成后厂区共产生生活废水为1279.0m3/a，其中：CODcr0.13t/a、BOD50.026t/a、SS0.09t/a、NH3-N0.026t/a、动植物油脂0.013t/a。②噪声根据项目声源设备的种类、数量、噪声等级及布置方式，确定采取降噪措施前、后各声源设备所能达到的声级，详见表2-7。表2-7工程设备噪声水平及采取防治措施后的源强单位：dB(A)序号设备噪声级台数布置方式及拟采取的措施降噪前降噪后1汽轮发电机组100851主厂房隔声2空冷岛1301101排气口安装消声器3熔盐粉碎机85801厂房隔声4给水泵90803厂房隔声1运1备5熔盐泵90833罐内布置1运1备6辅机冷却水泵90803厂房隔声1运1备7空压机95852厂房隔声1运1备8真空泵95852厂房隔声，1运1备注：1、发电机组的声源等级为隔声罩外1m处的噪声；③固体废物项目运行期间没有工艺固废产生，产生的固废主要为生活垃圾。此外，若主变压器发生漏油事故，将会产生危废，废物类别为HW08废矿物油。Ⅰ生活垃圾厂区生活垃圾以1.0kg/人计，厂区人数为40人，则每天产生生活垃圾0.04t，年产生生活垃圾14.6t。Ⅱ若产生变压器漏油，经事故油池收集后封装，送至甘肃省危废处置中心处置。Ⅲ蒸发池析出盐浓水经蒸发池蒸发后会析出固体盐，约为总水量的0.1%，生产区进入蒸发池的废水量为0.15m3/h(708.8m3/a)，年产生固体盐约0.7t，存于厂区1m3的盐池内。上述固废由建设单位定期清运至环保指定的垃圾填埋场进行填埋处理。④光污染本项目采用塔式太阳能热发电系统，本项目厂址在戈壁荒滩上，厂址半径5km内没有人群分布，周围没有环境敏感点。⑵运营期污染物排放汇总项目运营期“三废”排放情况详见表2-8。表2-8建设项目污染物排放情况单位：t/a种类污染物名称产生量削减、处置量排放量备注废水废水量1279.01279.00经一体化处理达到《城市污水再生利用杂用水水质》（GBT18920-2002）中城市绿化标准后用于绿化及降尘COD0.450.320.13SS0.380.290.09NH3-N0.0380.0120.026BOD50.360.3340.026动植物油0.0510.0380.013固废生活垃圾14.6014.6环保部门指定地点处理蒸发固体盐0.700.73环境质量现状调查与评价3.1环境空气质量功能区划与评价标准根据《环境空气质量标准》（GB3095-1996）的相关规定与空气质量功能区的分类方法，拟建工程区域环境空气质量功能为二类区。环境空气质量现状评价执行《环境空气质量标准》（GB3095-1996）及《环境空气质量标准》（GB3095-1996）修改单中的二级标准。3.1.1环境空气质量现状监测⑴监测点位布设根据工程建设与运行特点，结合评价区敏感点分布情况，共布设了2个环境空气质量监测点，分别位于拟建项目太阳能热发电厂址区（1#监测点）和厂界东南约8km处的敦煌古城（2#监测点）。⑵监测项目及监测频次监测项目：SO2、NO2、TSP、PM10四项；监测频次：为连续七天自动监测。⑶监测时间及频率监测时间：于2013年11月4日~11月11日按照《环境影响评价技术导则大气环境》（HJ2.2-2008）中的要求进行连续7天监测。监测频次为日平均值：TSP、PM10每日连续采样12小时，SO2、NO2每日连续采样18小时；SO2、NO2小时平均值：每天采样4次，每次连续采样1小时，监测时间为：02：00、08：00、14：00、20：00。⑷监测分析方法采样方法按照国家环保部《环境监测技术规范》（大气部分）执行，分析方法按照《环境空气质量标准》（GB3095-1996）中的有关规定执行，详见表3-1。表3-1环境空气监测分析方法一览表序号项目名称监测方法方法来源1SO2甲醛吸收副玫瑰苯胺分光光度法HJ482-20092NO2盐酸奈乙二胺分光光度法HJ479-20093TSP重量法GB/T15432-19954PM10重量法GB6921-19863.1.2环境空气质量监测结果及分析根据监测结果，并以《环境空气质量标准》（GB3095-1996）中二级标准值衡量，反映：两个监测点位处TSP、PM10、SO2、NO2的7日连续监测值以及SO2、NO2的小时监测值均远低于《环境空气质量标准》（GB3095-1996）中二级标准限值要求。3.1.2环境空气质量现状评价⑴评价因子现状评价因子为SO2、NO2、PM10、TSP共四项。⑵评价方法及模式评价方法采用单因子评价指数法，其计算模式为：式中：Ci——环境污染物I的实测日均浓度值，mg/m3；Si——环境污染物I的评价标准，mg/m3。⑶环境空气质量现状评价结果分析◆评价区环境空气中两监测点区域：SO2的日平均及小时平均浓度污染指数分别介于：厂址区域0.073~0.113、0.020~0.038；敦煌古城区域0.173~0.147、0.040~0.060；NO2的日平均及小时平均浓度污染指数分别介于：厂址区域0.117~0.147、0.033~0.083；敦煌古城区域0.192~0.242、0.083~0.125。TSP、PM10的日平均浓度污染指数分别介于：厂址区域0.720~0.957、0.687~0.980；敦煌古城区域0.697~0.877、0.687~0.853。◆评价结果反映：评价区各监测点区域环境空气中SO2、NO2的日平均及小时平均浓度污染指数均远小于1；TSP、PM10的日平均浓度污染指数亦均远小于1，说明评价区环境空气受各项污染因子的影响轻微，尚有较大的环境容量。评价结果按＞1.0、0.5～1.0、＜0.5三个档次进行污染水平分析。由表4-4可知，评价区SO2、NO2评价指数各测点均小于0.25，说明SO2、NO2在评价区污染很小；PM10、TSP评价指数介于0.687～0.980之间，表明评价区环境空气质量较好。3.2地下水环境质量现状监测与评价⑴监测点位设置本次在评价区范围内共布设一处地下水监测点，具体监测点位为：光电园区生活饮用水井（敦煌市力波科技公司对面）。⑵监测因子本次地下水监测项目为：PH、总硬度、溶解性总固体、硫酸盐、氯化物、高锰酸盐指数、氨氮、氟化物、氰化物、挥发酚、硝酸盐(以N计)、亚硝酸盐(以N计)、铜、铁、锌、锰、汞、砷、镉、六价铬、铅、细菌总数、总大肠菌群，共计23项。⑶监测时间及频率于2013年11月4日、11月5日连续两天，每天一次，对光电园区生活饮用水井的地下水进行了采样监测。⑷监测方法按照国家环境监测技术规范要求进行。⑸地下水环境质量现状分析根据对项目评价区光电园区生活饮用地下水井的水质现状监测结果，依据《地下水质量标准》（GB/T14848-93）中的Ⅲ类水质标准衡量，反映：各项监测因子的监测值均远低于《地下水质量标准》（GB/T14848-93）中的Ⅲ类水质限值要求，其中：高锰酸盐指数、挥发酚、氟化物、铜、铁、锌、锰、汞、砷、镉、六价铬、铅、细菌总数、总大肠菌群、氰化物、硝酸盐、亚硝酸盐17项监测因子的监测值可达到Ⅰ类水质标准要求；总硬度、硫酸盐、氯化物、氨氮4项监测因子的监测值可达到Ⅱ类水质标准要求说明评价区地下水化学组分的天然背景含量均较低，地下水质量良好。4、环境影响预测与评价4.1地表水环境影响分析根据本项目工程分析，拟建项目建成投入正常运行后，生产废水主要来自除盐水系统排污水、冷却塔排污水、主厂房杂用水以及镜面冲洗水。除盐水系统排污水经化学水处理设备处理后回用于镜面冲洗和冷却塔补水，全部回用不外排。冷却塔排污水经一级反渗透处理后淡水回用于冷却塔补水，反渗透浓水经浓水反渗透装置再次处理，淡水回用于冷却塔补水，浓水排入蒸发池自然蒸发，不外排。主厂房杂用水经油水分离器处理后蒸发消耗，不外排。。镜面冲洗水冲洗镜面后，小部分蒸发进入大气，大部分流到厂区地面，渗入厂区地面。镜面冲洗水的目的是去除定日镜表面的细小微粒和污垢(由于下雨、下雪后，雨水中含有矿物盐等成分)，增强镜面清洁度和反射能力。镜面冲洗水所含成分主要是悬浮于大气中的悬浮物，因此，其渗入地表不会对土壤造成危害。生活污水主要来自太阳能热电厂厂区管理及生产人员以及生活区人员办公、生活、洗浴等，生活污水总计年产生量约1279.0m3。生活污水中主要污染物为CODcr、BOD5、SS等。对于工程生活污水拟采取在厂区建设生活污水处理站，采用二级生物接触氧化污水处理工艺，经处理达到《城市污水再生利用-城市杂用水水质》（GB/T18920-2002）中的绿化用水标准限值要求后，作为场地区及周围区域绿地生态用水，不外排。冬季设置300m3的储水池储存，亦不外排。根据现场调查，评价区地表水党河径流距项目厂址区约12km，加之工程生产、生活废水分别经相应处理措施处理达到回用水标准或综合利用水质标准要求后，全部实施水资源利用，均不外排，故工程废水不会对评价区地表水环境造成不利影响。4.2地下水环境影响分析经项目太阳能热发电站厂址区及评价区域实地调查，项目拟选太阳能热发电站厂址及周围区域12km范围内无地表水体分布。由本项目工程分析可知，项目建成后的生产运行过程中，除盐水系统排污水经化学水处理设备处理后回用于镜面冲洗和冷却塔补水，全部回用不外排。冷却塔排污水经一级反渗透处理后淡水回用于冷却塔补水，反渗透浓水经浓水反渗透装置再次处理，淡水回用于冷却塔补水，浓水排入蒸发池自然蒸发，不外排。主厂房杂用水经油水分离器处理后蒸发消耗，不外排。。镜面冲洗水冲洗镜面后，蒸发消耗。项目整个生产过程无生产废水排放。同时工程对项目各生产区、各车间地面和蒸发池等均进行防渗与硬化处理，由此全厂生产废水与地下水及地表水均不发生水力联系，淋溶水进入地下水体的可能性极小。项目生活污水产生量约1279.0m3/a，针对项目处于西北内陆干旱荒漠区，水资源十分紧缺的状况，对于项目生活污水拟采用二级生物接触氧化污水处理工艺处理达到《城市污水再生利用城市杂用水水质》(GB/T18920-2002)中城市绿化用水标准限值要求后，全部作为场地区及周围区域的生态用水，实施水资源综合利用，冬季在生活区设置300m3的防渗储水池储存不外排，亦不会对地下水环境造成不利影响。4.3声环境影响预测与评价⑴敏感点调查经项目评价区实地调查，拟建项目太阳能热发电厂址区及组装生产区厂界四周5.0km范围内无居住人群等声环境敏感点分布。⑵声环境影响预测内容根据本太阳能热发电项目工程建设内容组成，项目建成运行后，项目建设产生的声环境影响主要针对太阳能热发电站厂区工程噪声源与声源强度，结合厂址区声环境现状监测情况，进行厂界噪声环境影响预测。⑶声环境影响预测与分析①声源情况拟建项目建成后的正常运行期间，其噪声源来自各生产单元与供热设备的机械动力性噪声与空气动力性噪声。据工程分析，主要产噪设备为：汽轮发电机组、空冷岛、熔盐粉碎机、空压机以及各类泵等，设备噪声源强介于80～100dB(A)。针对拟建工程生产过程中各类设备运行噪声，拟采取对生产车间密闭隔音、车间墙体使用隔音材料、设备配备减震隔音装置、高噪声设备设置隔声间、消声器等降噪和控噪声措施。②预测因子噪声预测因子为等效声级：Leq：dB（A）。③预测模式与条件由于噪声源距厂界的距离均在100m以上，远大于声源本身尺寸，噪声预测选用点源模式，声源分室内和室外声源两种情况。Ⅰ室内声源根据《环境影响评价技术导则声环境》(HJ2.4-2009)推荐的室内声源的声传播模式，如图4-1所示。声源位于室内，室内声源可采用等效室外声源声功率级法进行计算。设靠近开口处（或窗户）室内、室外某倍频带的声压级分别为Lp1和Lp2。若声源所在室内声场为近似扩散声场，则室外的倍频带声压级可按公式近似求出：Lp2=Lp1-（TL+6）图4-1室内声源等效为室外声源图例式中：TL—隔墙（或窗户）倍频带的隔声量，dB。然后按公式计算出所有室内声源在围护结构处产生的i倍频带叠加声压级：式中：—靠近围护结构处室内N个声源i倍频带的叠加声压级，dB；—室内j声源i倍频带的声压级，dB；N—室内声源总数。Ⅱ室外点源采用的衰减公式为：式中：L（r）——距离噪声源r处的声压级，dB（A）；L(ro)—离声源距离rom处的声级，即泵房外1m各种泵的等效升级，dB(A)；r—预测点距离声源的距离m；ro—参考位置距声源的距离（1）m。ΔL—各种衰减量，dB(A)；Ⅲ合成声压级合成声压级采用公式为：式中：Lpn——n个噪声源在预测点产生的声压级，dB(A)；Lpni——第n个噪声源在预测点产生的声压级，dB(A)；n——噪声源个数。Ⅳ预测条件本工程发电区高噪声设备均设置消声、隔声措施，按照导则要求，由预测模式计算出汽轮发电机组、空冷岛、熔盐粉碎机以及各类泵等高噪声设备源强的室外等效声级，再进行衰减预测。④预测结果项目厂界噪声影响预测结果见表4-1。表4-1拟建项目厂界声预测结果单位：dB（A）监测点位现状值贡献值预测值标准值昼间夜间昼间夜间昼间夜间1#厂界东46.238.240.4647.7840.9565552#厂界南48.540.142.5749.1443.243#厂界西44.637.540.2945.2141.074#厂界北42.336.840.9143.2141.01⑤预测结果分析表4-1中预测结果显示：项目建成后，太阳能热发电厂区各类设备运行噪声经采取减振、隔声、消声等降噪控噪声措施与距离衰减后，预测贡献值较小，介于40.29~42.57dB(A)。发电区各厂界中部昼、夜间噪声均小于《工业企业厂界环境噪声排放标准》(GB12348-2008)中声环境3类区噪声排放限值。综上所述，本项目的建设对评价区声环境质量影响较小。4.4固体废物环境影响分析⑴固体废物产生量及综合利用与处理处置据工程分析：项目建成运行期间固体废物主要为生产人员产生的生活垃圾和浓水经蒸发池蒸发后析出的固体盐。职工生活垃圾产生量约14.6t/a，生活垃圾中主要含金属、玻璃、沙土等无机类和纸、塑料、食品等有几类物质，垃圾收集筒集中袋装收集，设置专人定期清运至当地环保部门指定的生活垃圾填埋场处置；固体盐约0.7t，存于厂区1m3的盐池内，定期清运至环保部门指定的地点集中处置。若产生变压器漏油，经事故油池收集后封装，送至甘肃省危废处置中心处置。⑵固体废物环境影响分析拟建工程针对厂区职工生活垃圾以及浓水经蒸发池蒸发后析出的固体盐采取相应的处理处置措施，可有效减轻工程固体废物处置过程中可能产生的负面环境影响，将工程固体废物对当地环境产生的影响降至最小程度，符合国家对固体废物处置的政策要求和技术规定，不会对评价区环境带来不利影响。5、污染防治措施及可行性分析5.1地表水水污染防治对策⑴除盐水系统排水处置方案本项目除盐水采用全膜法，超滤、反渗透、EDI装置的清洗废水均排入水池调整槽内，其水质特点为高硬度、高碱水，经化学水处理系统处理后回收再利用，化学水处理系统设计处理水量为8m3/h，对硬度的去除效率可以达到50%以上。化学水处理系统的工艺流程如下：水池调整槽→混凝槽→反应槽→应斜板澄清器→中和池→清净水池→回用；除盐水系统产生的浓水经水池调整槽后进入混凝槽，在混凝槽内采用投加石灰方法去除硬度、重碳酸根和重金属等，出水在反应池中进行搅拌，使石灰和重碳酸根和重金属等反应充分，经处理后的水在应斜板澄清器中澄清，最后在中和水池中加入硫酸后到清净水池回用。此种工艺是专门反渗透浓水设计的处理工艺，石灰处理过程中不仅具有软化水作用，而且有降低水体中污染残留物和保持产品水水质稳定的较好效果，此处理方法被很多电厂采用，从工艺上是可以保证的。综合分析反渗透废水回用于冷却塔补水措施可行。⑵镜面冲洗水镜面冲洗水冲洗镜面后，小部分蒸发进入大气，大部分流到厂区地面，渗入厂区地面。镜面冲洗水的目的是去除定日镜表面的细小微粒和污垢(由于下雨、下雪后，雨水中含有矿物盐等成分)，增强镜面清洁度和反射能力。镜面冲洗水所含成分主要是悬浮于大气中的悬浮物，因此，其渗入地表不会对土壤造成危害。措施可行。⑶冷却塔排水处置方案本项目为节约用水，冷却塔排水经一级反渗透和浓水反渗透处理后，淡水回用于冷却塔补水，浓水排至蒸发池蒸发消耗。从目前国内处置高盐分废水方法来看，高盐分废水无法生化处理，采取的方法有几下几种：·将高盐废水参入其它低盐水，以降低水中盐分；·高盐废水通过渗井返入地下；·高盐废水再经反渗透处置，但又会排放盐浓度更高的浓水；·在有条件的地区，进行自然蒸发。可见，在蒸发量高、降雨量少而且有足够廉价土地的地区采取蒸发处理是一种比较实用的处置方法。敦煌年平均降水量为45.6mm，年平均蒸发量为2484mm，蒸发量是降雨量的54.5倍，本项目有效利用充足的太阳能，将浓水储存在蒸发池中让其逐渐蒸发不外排。⑷主厂房杂用水由于主厂房杂用水含有石油类，鉴于此，主厂房杂用水经油水分离器处理后进入蒸发池。本项目浓水排放量为0.07m3/h，主厂房杂用水为0.08m3/h，总共进入蒸发池额水量为0.15m3/h，拟采用625m3（25m×25m×1m）的蒸发池蒸发，每小时进入蒸发池的水位高为0.24mm，敦煌年平均蒸发量为2484mm，小时平均蒸发量为0.28mm，完全可以蒸发掉本项目产生的浓水。因此，浓水和主厂房杂用水通过蒸发池消耗可行。⑸生活污水生活区的生活污水设置一体化污水处置措施，建设处理水量10m3/d，生活污水经处理后满足《城市污水再生利用杂用水水质》（GBT18920-2002）中城市绿化标准后用于绿化及降尘，冬季生产区及生活区各设300m3（可存50天）的储水池，待春季用于绿化。本项目新建地埋式一体化污水处理设施，设计要求处理能力为Q=10m3/d。处理前后的水质见表5-1。表5-1污水处理效果分析一览表单位：mg/L污染物进水出水去除率（%）备注COD35010072BOD52802093SS3007076氨氮302035项目产生废水处理后达到《城市污水再生利用城市杂用水水质》（GB/T18920-2002）绿化标准要求，用于厂区绿化。5.2地下水污染防治措施为防止项目对地下水的污染，本环评提出以下防治措施：⑴主厂房地面要进行防渗，采取防渗水泥地面即可；⑵所有各类液体池（包括污水处置装置等）均要防渗；5.3噪声防治措施5.3.1主要设备防噪声措施⑴对声源进行控制，是降低电厂噪声最有效的方法。在设备选型订货时，向厂家提出对设备的噪声要求；在签订设备供货技术协议时，向制造厂提出设备噪声限值及厂界达标要求，并作为设备考核的一项重要因素。⑵从治理声源着手，对噪声水平较强的声源采用基础阻尼减震处理，防止噪声传播。设置隔声罩，减小对外传播，必要时可利用吸声阻尼材料、消减其声源。⑶对汽轮发电机组，要求配隔热罩壳，内衬吸声板，降低噪声，满足国家规定的标准，尤其是发电机采用静态励磁将大大降低噪声。⑷对过热器排汽、再热器排汽均装设消声器。⑸烟气道设计时，合理布置，流道顺畅，以减少空气动力噪声。管道设计中考虑防振措施。合理选择各支吊架型式，布置合理、降低气流和振动噪声。⑹空冷岛噪声主要从轴流风机、减速箱和电动机三方面考虑：A.轴流风机减小离散型宽频噪声措施：选择自振噪声更小的材料，强化风筒的整体刚度以减小自振噪声。减小脉动型湍流噪声措施：风机转速是控制风机噪声的主要因素。①为了降低风机转速，必须优化叶片的流线和宽度。②选择符合风机特性的风筒入口的空气流态入射角，以尽可能的使风筒入口处的空气流态处在层流状态。③提高风筒和叶片的光洁度也是降低风机噪声的因素之一。B.减速箱采用干井式密闭箱体使伞齿间转动产生的机械噪声降低到最低；采用先进技术提高伞齿和轴承的光洁度以减小摩擦产生的机械噪声。C.电动机在电动机外设置吸音罩以减小设备的噪声⑺给水泵、真空泵应设在厂房内，并采取基础减震措施。主要设备防噪措施汇总于表5-2。表5-2工程设备噪声水平及采取防治措施后的源强单位：dB(A)序号设备布置方式及拟采取的措施1汽轮发电机组主厂房隔声、基础减震2鼓风机室内布置、加隔声罩3熔盐粉碎机厂房隔声4给水泵厂房隔声、基础减震5熔盐泵罐内布置6辅机冷却水泵厂房隔声、基础减震7空压机厂房隔声、吸音材料、入口消声器8真空泵厂房隔声、基础减震9空冷岛优化设备、电动机设置吸音罩5.3.2建筑设计中的防噪措施⑴集中控制室采用双道门，并选用有较高隔音性能的隔音门帘及有较好吸声性能的墙面材料，进、排风系统采取消声措施，在结构设计上采用减震平顶，减震内壁和减震地板，组成一个减震空间，与抗震橡皮组成的构造节点连接，采取上述措施后，控制室内的噪音不超过60dB(A)。⑵在含强噪声源的车间均设置值班室，使工作场所与强噪声环境隔离，以保护工作人员的身体健康。⑶汽机、粉碎机、循环水泵等大型设备采用独立的基础，以减轻共振引起的噪声。5.3.3厂区总平面布置中的防噪措施及其它防治要求在厂区总体布置中做到统筹规划，合理布局，噪声源集中布置，并尽量远离生活和办公区。⑴在总平面布置设计中，利用高大建筑物对噪声传播的遮挡效应，统筹安排电厂内各建筑物，使办公区与生产区噪声传播途径隔断，减小生产区对办公区的影响。⑵在厂区绿化设计中考虑到利用植物的降噪作用，广植密种低矮草皮与灌木形成立体绿化带，从总体上尽量消减噪声对外界的影响。⑶该电站投运后，发电机组靠近的厂界外200m范围内应有噪声防护区，不得建设任何敏感建筑及人群居住区。5.4固体废物处置措施5.4.1一般固废电站运行后主要为项目运行期间没有工艺固废产生，产生的固废主要为生活垃圾和蒸发池的固体盐。这些都为一般固废，生活垃圾设置垃圾桶定点收集、蒸发池固体盐暂存于厂内盐池内，送至环保部门指定的填埋场填埋处置。除此之外，环评建议还应采取以下措施：⑴加强区内的卫生管理，及时进行项目区域的地面的清扫、维护。⑵在区内积极推广垃圾分类、袋装、定点、及时收集的原则，垃圾分类收集后，对可以回收利用的部分应尽可能回用以减少垃圾的产生量，对不能利用的部分要及时清运出，以免因长期堆积滋生蚊蝇、传播疾病。5.4.2危险废物⑴危废产生源本电站拟在电站内建设一座110kV升压站，主变压器为油侵式变压器，在下述几种情况会发生漏油现象：·焊接处渗漏油主要是焊接质量不良，存在虚焊，脱焊，焊缝中存在针孔，砂眼等缺陷，油浸式变压器出厂时因有焊药和油漆覆盖，运行后隐患便暴露出来，另外由于电磁振动会使焊接振裂，造成渗漏。·密封件渗漏油密封不良原因，通常箱沿与箱盖的密封是采用耐油橡胶棒或橡胶垫密封的，如果其接头处处理不好会造成渗漏油故障。基于以上原因，变压器一旦发生漏油现象，其落地油及清理漏油所产生的固废均为危险废物，废物类别为HW08废矿物油。⑵防治措施事故油属于危险废物，应送甘肃省危险废物处置中心安全处置，危险废物暂存和运输应按以下要求管理：①危险废物暂时存储要求应设置专门的危险废物暂存库房，危险废物用专用容器盛装，暂存库房地基高度应确保设施内不受雨洪冲击或浸泡，地面和1.0米高的墙裙须进行防渗处理，库房外的明显处同时设置危险废物的警示标识。危险废物的暂存时间不可超过1年。②危险废物运输相关要求·在载运的过程中，采取专车专用方式，禁止将危险废物与旅客或是其它类型垃圾在同一车上载运。·危险废物运输应由具有道路危险货物运输许可证的单位承担。·危险废物运输工具应当采取有效措施，防止危险废物流失、泄漏、扩散。·运输车管理方面，必须备有车辆里程登记表，车辆驾驶人员要做里程登记，并且定期进行车辆维护检修。⑶在主变压器运行期间设置事故油池，防止事故油污染环境。采取以上措施，项目的产生的固体废弃物都得到有效的处置，对环境产生的影响很小，措施可行。6、产业政策及相关规划符合性与厂址选择可行性分析6.1建设项目与国家产业政策的符合性分析敦煌首航节能新能源有限公司10兆瓦熔盐塔式光热发电项目为充分利用甘肃河西酒泉地区丰富的太阳能资源，进行太阳能热发电生产。工程设计建设10MW塔式太阳能热发电机组，根据中华人民共和国改革和发展委员会《产业结构调整指导目录（2011年本）》（2013年修正）：本项目属于鼓励类“新能源中太阳能热发电集热系统”，符合国家产业政策要求。6.2本项目拟选厂址环境可行性分析根据本次对敦煌首航节能新能源有限公司10MW熔盐塔式光热发电项目的环境影响评价结果，在拟建工程认真落实各项环保措施的基础上，项目建设过程中及建成运行后，对厂址周围区域的环境空气、地表水环境、声环境及环境敏感点的影响不会在原有功能的情况下发生明显改变，影响较小。同时，项目符合国家产业政策、符合敦煌市七里镇敦煌光电产业园区总体规划要求，厂址选择从环境角度考虑认为可行。项目拟选厂址环境可行性分析汇总见表6-1。表6-1项目拟选厂址可行性分析汇总表序号分析项目分析结果1国家产业政策符合国家产业政策2总体规划与园区土地利用规划相符合3环境功能区划满足要求4环境敏感区非环境敏感区5资源条件太阳能资源丰富6发展余地有发展余地7环境承载能力具有一定的环境承载能力8对外交通交通便利9生产运行管理有可行的管理经验10生产工艺技术技术先进11供电条件满足要求12供水条件满足要求13环境影响满足国家环境标准和排放标准要求结论厂址选择可行7、环境风险分析7.1环境风险识别风险识别范围包括物质危险性识别和生产工艺系统危险性识别。7.1.1物质危险性识别本工程物质危险性识别范围：主要燃料和生产过程排放的污染物，根据最新公布的《危险化学品名录》（2012年版），识别结果见表7-1。表7-1物质危险识别一览表序号名称形态危险因素危险源级别1硝酸钠固态助燃非重大危险源2硝酸钾固态助燃非重大危险源3硝酸钠、硝酸钾复合盐固态助燃重大危险源7.1.2生产工艺系统危险性识别生产工艺系统危险性识别范围：主要生产装置、贮运系统、公用工程系统、工程环保设施及辅助生产设施等。识别结果见表7-2。表7-2生产系统风险识别一览表序号名称设备种类危险因素危险源级别1供电系统固定设备停电、燃烧非重大危险源2熔盐储罐固定设备泄漏、遇火燃烧或爆炸重大危险源7.1.3