湛江奥里发电厂(2600MW)油改煤工程项目

PAGEPAGEi湛江奥里发电厂（2×600MW）油改煤工程项目环境影响报告书（简本）环境保护部华南环境科学研究所二〇〇九年一月目录一、前言 1二、技改项目基本情况 1（一）湛江奥里油发电厂概况 2（二）本次技改工程的主要设计原则 2（三）技改工程主要内容及组成 4（四）主要工艺流程及产污环节 6（五）燃料 6（六）污染物排放估算 8（七）码头工程概况及污染分析 11三、污染控制与环境保护目标 12（一）控制污染目标 12（二）主要环境保护目标 12（三）环境保护对象及敏感点 13四、环境影响预测与评价 13（一）环境空气影响预测与评价 13（二）水环境影响分析 13（三）生态环境影响分析 16（四）声环境影响预测与评价 18（五）固废及灰场影响分析 19（六）专用煤码头环境影响预测与评价 19五、主要环保措施及技术经济论证 19（一）环境空气污染治理措施 19（二）水污染防治措施 21（三）噪声治理措施 21（四）固体废物处理措施及综合利用 21（五）环境保护措施汇总 22六、主要环评结论 23PAGE3（三）技改工程主要内容及组成建设规模：2×600MW国产亚临界燃煤机组，规划容量为4×600MW。项目总投资：工程计划总投资232351万元。环保投资：27636.万元，占工程静态投资的11.89%。劳动定员：436人,其中生产人员320人,管理、技术人员116人。工作制度：全厂年运行5500h。全厂技术经济指标如表2-1所示。表2-1本油改煤工程的技术经济指标项目名称单位主要经济指标机组容量MW2×600（规划容量4×600）工程动态投资万元249302各项动态单位投资元/kW2154其中：工程静态投资万元232351各项费用单位投资万元/kW1991厂区占地面积公顷5.5其中：厂区利用系数68.0%建、构筑物面积m273780建筑系数31.0%主厂房体积m375375主厂房指标m3/kW0.063发电成本元/kW.h343发电厂用电率4.71%标准煤耗g/kw.h288.81电厂定员人436项目基本组成见表2-2。表2-2技改项目基本组成规模（MW）项目单机容量及台数总容量现有2×600燃油机组1200本期技改2×600燃煤机组1200技改后主体工程锅炉新建两台亚临界一次中间再热、自然循环平衡通风、单炉膛汽包炉；过热蒸汽出口压力/温度为：17.5Mpa/541℃；再热蒸汽进口/出口压力：3.96/3.76MPa；再热蒸汽进口/出口温度：324/541℃；再热蒸汽流量1659.1t/h；最大连续蒸发量为2030t/h。汽轮机利用已建有的两台型号为N600-16.67/538/538型亚临界中间再热四缸四排汽凝汽式汽轮机。VWO功率/THA功率：663.215/600MW；主汽门前蒸汽压力为：16.67MPa；主汽门前/再热汽门前蒸温度：538/538℃；额定功率/最大功率蒸汽流量1792/2026t/h；设计冷却水温24℃。发电机利用已建有的两套发电机，最大功率/额定功率：663.215/600MW；冷却方式：水-氢-氢辅助工程水源（1）汽轮机循环冷却水水源利用已建成的海水循环冷却水系统。（2）锅炉补充水水源利用已建成的淡水水源系统。项目淡水水源采用采用来自湛江赤次污水处理厂处理后的净化水。该系统供水给工业与用水系统、化水车间以及消防之用。（3）开采地下水为生活用水水源，并作为工业用淡水备用水源。循环水处理系统利用已建成的系统。循环水杀菌、杀藻采用定期加杀菌杀藻剂的方式。循环冷却水采用加稳定剂、加阻垢剂协调处理。化学水处理系统利用已建成的系统。厂内除灰系统本期工程采用灰渣分除，干灰粗细分排并设置分选系统，采用干式排渣系统，最大限度为灰渣综合利用创造有利条件。电除尘器的干灰采用正压浓相气力输送系统集中到干灰库。贮运工程煤炭运输建设专用煤码头，设70kt级泊位1个。码头装设2台桥抓式卸船机。码头前沿设置2路带式输送机，带宽1800mm，出力3000t/h。运煤系统技改工程建设2座条形贮煤场，煤场总贮量为21.2万吨，可供2×600MW机组燃用20天，贮煤场设置可贮干煤约6.5×104t的干煤棚。码头至煤场设带式输送机输煤。灰场及运灰方式租用湛江电厂部分灰场，灰渣及石膏利用灰渣及石膏全部综合利用。环保工程烟气脱硫利用并改造已建成的烟气脱硫系统。每炉配一套烟气脱硫系统。采用石灰石－石膏湿法脱硫工艺，脱硫综合效率≥90%。烟气脱氮锅炉采用SCR脱硝装置+采用低氮燃烧技术，脱氮效率≥50%烟气除尘拆除原奥里油灰静电除法器，更换全新的针对燃煤的双室四电场高效静电除尘器。除尘效率≥99.72%2套烟气连续监测系统（CEMS）实时监控废水处理利用现有的生活污水处理站、工业废水处理站、含油废水处理站。新建脱硫废水处理站和新建煤污水处理站。脱硫废水：设脱硫废水处理装置一套，处理能力为10m3/h；煤场及输煤系统冲洗水，排至含煤废水澄清池处理后回用；煤废水处理站规模40m3/h，占地24m×噪声治理选用低噪声设备、锅炉排汽口安装排汽放空消声器，送风机、引机进口安装消声器，各类泵室内布置。扬尘治理在煤场周围设置防风抑尘墙以及喷淋设施，并种植防护林配套工程利用已建的500KV出线及配电装置。公用工程利用现有厂外道路、消防系统等依托工程利用湛江燃煤电厂原有中和池（200m3）处理酸碱废水；轻柴油的储存、环境监测站等依托湛江燃煤电厂。利用现有生产办公楼、食堂、检修车间及（四）主要工艺流程及产污环节烟尘露天煤场，加防风抑尘网磨煤机锅炉预热器露天煤场，加防风抑尘网磨煤机锅炉预热器脱硫装置烟囱汽轮机凝汽器水泵房暖风送风机引风机除氧器电除尘器脱硝装置水海水冷却水排汽噪声二次风外排冷却水入海汽图2油改煤工程生产工艺流程及产污节点图SO2（五）燃料（1）煤源根据可行性研究报告，湛江奥里油发电厂油改煤工程煤源设计煤种定为山西朔州平三烟煤，校核煤种为内蒙煤。（2）煤质、灰渣本工程设计煤种、校核煤种燃料成份与特性见表2-3。表2-3燃料成份与特性表项目符号单位设计煤种（平三煤）校核煤种（内蒙伊泰煤）收到基全水份Mar%9.0010.45空气干燥基水份Mad%3.302.85收到基灰份Aar%21.4725.09干燥无灰基挥发Vdaf%38.4628.00收到基碳成分Car%54.2653.41收到基氢成分Har%3.643.06收到基氧成分Oar%9.606.64收到基氮成分Nar%0.900.72收到基硫成分Sar%1.130.63哈氏可磨指数HGI暂缺55暂缺冲刷指数Ke暂缺――暂缺收到基低位发热量Qne.arKJ/kg2116020348煤灰熔融性变形温度DT℃――1110软化温度ST℃>14001190流动温度FT℃――1270灰渣特性见表2-4。表2-4灰渣特性一览表项目单位设计煤种（平三煤）校核煤种（内蒙伊泰煤）SiO2%47.9650.41Al2O3%40.0215.73Fe2O3%2.6323.46CaO%4.163.93MgO%0.331.27SO3%2.21.21K2O%0.430.22Na2O%0.682.33TiO2%1.231.08MnO2%－－P2O5%0.360.54（3）耗煤量湛江奥里油发电厂油改煤工程2×600MW机组耗煤量参见表2-5。表2-5项目耗煤量煤种项目1×600MW机组2×600MW机组设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种每小时耗煤(t/h)266.3276.9532.6553.8每天耗煤（t/d）532655381065211076每年耗煤（104t/a）146.47152.3292.93304.59注：日运行小时数按20h，年运行小时数按5500h。（六）污染物排放估算1、大气污染物根据本工程的燃料煤质参数和设计用量，工程对设计煤种、校核煤种脱硫效率不低于90%，得到废气排烟状况及主要污染物排放如表2-6所示，主要污染物都可达标排放。表2-62×600MW技改工程烟气污染物状况一览表项目符号单位设计煤种校核煤种烟囱烟囱方式一座210米烟囱几何高度Hsm210出口内径Dm5.6烟囱出口参数(除尘器出口)干烟气量VgNm3/h35378683585302污染物排放状况SO2，脱硫率95%排烟浓度CSO2mg/Nm3147.584.5排放量MSO2t/h0.5360.311NOx，脱硝率50%排放浓度CNOxmg/Nm3200200排放量MNOxt/h0.7270.737烟尘，除尘率99.72%排放浓度CAmg/Nm340.848.6排放量MAt/h0.14830.17932、废水（1）温排水排放根据设计院提供的资料，本工程循环冷却水设计水温上升值见表2-7。表2-7本工程循环冷却水设计工况项目单位装机容量总计冷却水量m3/h2×600MW163330设计水温上升值℃2×600MW8.0（2）一般废水排放一般废水包括生产废水和厂区生活污水。1）生产废水：化学处理酸碱废水、含油废水、冲洗清洁废水、脱硫废水等，经适当处理后，全部用于冲渣补充水，做到生产废水零排放。2）生活污水预处理后排入污水厂处理，全部用于冲渣补充水，做到生活废水零排放。表2-8本工程一般废水排放情况一览表项目单位产生量排放量排放或处理方式输煤系统冲洗水t/h600进入含煤废水处理站，处理后回用至各杂用水系统，不外排脱硫废水t/h100进入脱硫废水处理站处理后，湛江燃煤电厂冲灰系统，不外排汽包排污水t/h200进入湛江燃煤电厂冲灰系统，不外排酸碱废水(平均)t/h140经工业废水处理站处理后回用至各杂用水系统，不外排含油废水m3/月50实验室废水t/h10除尘器地面冲洗排水t/h10主厂房地面冲洗排水t/h80生活污水t/h80经生活污水处理系统处理后，回用于浇洒绿化，不外排3、噪声（1）电厂的主要噪声源电厂主要噪声源是机组和引风机，噪声主要分机械动力声、气体动力声、燃烧噪声、电磁声、交通噪声、其它噪声等六类，本工程主要设备噪声水平见表2-9。表2-9电厂噪声源一览表（单位：dB(A)）序号噪声源采取措施前的噪声限值采取措施后的噪声限值防噪措施1锅炉对空排汽120100加装阻尼复合式消音器2发电机10090隔声3汽轮机10090隔声4引风机9585隔声5送风机9590隔声6给水泵9585隔声7磨煤机11090隔声8升压站6555隔声9脱硫系统9085隔声10空调冷却塔8065隔声、消声装置4、固体废物电厂运行期间产生的主要固体废物是燃煤灰渣，燃煤灰渣量详见表2-10。燃煤灰渣考虑全部综合利用，同时建设备用灰场，以备不时之需。表2-10项目不同煤种灰渣产生量煤种固废量设计煤种校核煤种1×600MW2×600MW1×600MW2×600MW每小时灰渣量（t/h）58.9117.871.2142.4每小时渣量（t/h）5.8911.787.1214.24每小时灰量（t/h）53.01106.264.08128.16每日灰渣量（t/d）1178235614242848每日渣量（t/d）117.835.6142.4284.8每日灰量（t/d）1060.22120.41281.62563.2每年灰渣量（104t/a）32.39564.7939.1678.32每年渣量（104t/a）3.23956.4793.9167.832每年灰量（104t/a）29.155558.31135.22470.488注：（1）灰量占90%，渣量占10%。（2）日灰渣量按20小时计。（3）年灰渣量按5500小时计。（4）年石子煤量1.5×104吨。5、本工程技改前后污染物排放量“三本帐”根据现有工程、本技改工程的年耗煤量、含硫水平和用水排水资料，及前面的污染排放监测分析结果，核算大气污染物排放总量；按一年365日核算水污染物排放总量。计算，得到本技改工程完成后全厂污染物“三本帐”汇总情况见下表。本技改工程根据大气污染物排放速率，锅炉按年运行5500小时，脱硫设备按利用率95%，脱硝、除尘设备按利用率100%计，核算大气污染物排放总量；按一年365日核算水污染物排放总量。得到本扩建工程完成后全厂污染物“三本帐”汇总情况见下表2-11。由表可见，工程建成投产后全厂SO2排放量比目前增加约1268t/a，NOx排放量比目前减少约5791.5t/a，烟尘排放量增加约371.8t/a（设计煤种）。表2-11本工程技改前后污染物排放变化“三本帐”表污染物单位技改前燃油技改前后燃煤增减量设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种废水新鲜用水量t/h480428–52温排水量t/h157068163330+6262一般废水量t/h000CODt/h000废气燃料用量t/h366532.6553.8+166.6+187.8SO2t/h0.7760.5360.311-0.240-0.465t/a4268589634211628-847NO2t/h1.780.7270.737-1.053-1.043t/a97903998.54053.5-5791.5-5736.5烟尘t/h0.08070.14830.17930.06760.0986t/a443.85815.65986.15371.8542.3固废生活(产生量)kg/d0000生产(产生量)t/h0000（七）码头工程概况及污染分析本改造工程的同时，新建7万吨级煤码头泊位煤码头一座。本码头卸船生产工艺流程如下：散货船→桥式抓斗卸船机→码头前沿带式输送机→后方带式输送机→电厂。1、码头施工期工程污染源分析表2-12施工期主要污染物排放情况类别污染源产生量污染物污染物源强排放方式拟采取措施排放量水污染物疏浚作业/悬浮物6.9t/h连续//船舶机舱油污水1.5t/d石油类3.0kg间断执行《船舶污染物排放标准》0.67kg/月施工人员生活污水37t/dCODCr13m连续送陆域处理固体废物船舶垃圾40kg/d生活垃圾40kg/d间断送陆域处理/疏浚淤泥48万m3115m3/艘·次间断硇洲岛东侧的法定倾废区/大气施工粉尘/TSP0.12~0.79mg/m3自然排放洒水抑尘/噪声打桩机等/等效声级95~105dB自然传播机械设备维护/2、码头营运期污染物排放分析表2-13煤码头营运期主要污染源强估算环境要素污染源主要污染物污染源强拟采取措施环境空气装卸作业点落海粉尘入海量约60t卸船机、斗轮机、皮带机、装车楼配有喷洒装置和干式除尘装置；对堆场、道路、码头面每天进行喷洒冲洗，在台风季节，应对煤堆场喷洒防尘的有机物；煤场采用防风抑尘网等措施水环境含煤污水SS2.24t/a污水经处理达标后回用；船舶含油污水由船用油水分离器自行处理后排外海；生活污水、维修车间冲洗油污水送入后方污水处理站生活污水COD0.91t/a声环境各作业点等效声级dB（A）75～85dB（A）选用低噪音设备、加消声器固体废物码头生活垃圾约5.76t/a集中收集，送城市垃圾处理厂处理到港船舶船舶垃圾约9.9t/a三、污染控制与环境保护目标（一）控制污染目标（1）所有的污染源均得到合理和妥善的控制，强化技术措施和管理措施，使其对环境的影响趋于最小；（2）积极推行清洁生产的原则，各项清洁生产技术经济指标达到国内先进水平；（3）各项污染源实现达标排放；（4）对各污染源所排放的主要污染物，实行排放总量控制；（5）推行循环经济的原则，做到能源、资源的合理利用。（二）主要环境保护目标（1）环境空气根据《湛江市环境保护规划》、《湛江市环境空气质量功能区划》，按湛江市大气环境功能区区划，本项目评价范围为环境空气质量二类功能区，执行国家环境空气质量二级标准。（2）水环境①近岸海域环境功能区划根据2007年7月广东省人民政府《关于调整湛江近岸海域环境功能区划有关问题的复函》（粤府办函，【2007】344号）、《湛江市近岸海域环境功能区划》（2007）：除南三河及特呈岛北岸外，南三镇沙头至东简镇崩塘连线内全部湛江港湾海域为三类功能区、水质目标为三类，执行《海水水质标准》（GB3097-1997）Ⅲ类水质标准。②海洋功能区划根据2007年1月《湛江市海洋功能区划》，电厂所在海域海洋功能区划见附图4。本项目属于调顺港区、港口开发区，符合湛江市区近岸海域环境功能区及海域海洋功能区划。（3）环境噪声功能区按湛江市环境噪声功能区区划，本项目用地范围内的环境噪声功能为三类区，执行《声环境质量标准》（GB3096-2008）3类和《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348～2008）Ⅲ类标准。（三）环境保护对象及敏感点建设项目附近区域主要环境敏感点见表3-1。表3-1环境保护目标环境类别保护目标所处方位与厂址边界距离(km)主要保护对象所处环境功能区大气环境湛江市政府SW7.5政府机关空气二类区湛江市委W7.0政府机关空气二类区湛江开发区管委会SW7.5政府机关空气二类区百花小区S11.0居民区空气二类区龙潮村S9.0居民区空气二类区调顺村S2.9居民村空气二类区文林村W3.9居民村空气二类区南坡N3.0居民村空气二类区殷屋WN6.6居民村空气二类区山口村E6.5居民村空气二类区东风村WN4.0居民村空气二类区许屋村WN6.5居民区，5890人空气二类区坡头新村ES5.0居民区空气二类区海滨公园ES12.5公园空气二类区水环境麻斜海以本厂址排水口为中心，半径为8公里的海域范围Ⅲ类海水声环境厂界1m生态环境厂址周围的耕地土壤、植被，贮灰场周围的耕地土壤、植被，湛江港海域的水生生物四、环境影响预测与评价（一）环境空气影响预测与评价（1）污染气象条件分析厂址附近最近的气象站是湛江市气象站，位于厂址的西北方向，距厂址直线距离9公里左右，从实地考察看，二地附近的地理条件基本相同，之间没有高山阻挡，判断湛江市气象站的资料可用于本项目环评。收集湛江市气象站近年常规气象资料，主要因素有风向、风速、云量和温度等。按《环境影响评价技术导则（大气环境）》(HJ/T2.2－93)，本项目收集2005~2007年气象资料。本项目收集使用湛江钢铁基地环评2004年做过的低空气象条件的现场观测资料。本评价主要应用这些资料，本次在评价区大气环境质量补充监测的同时，同步进行地面气象观测。利用湛江气象站2005年―2007年地面风资料进行统计分析。本项目所在地区近年主导风向为东（E）风，平均风速为4.5m∕s。该区风向呈明显的季节性变化。春季地面以东风（E）为主导风向，出现频率高达26.32%，次主导风向为东北东风（ENE），频率为15.67%。夏季的地面风主要以吹东南东风（ESE）为主,出现频率为19.86%，其次为东风（E），频率为14.60%。秋季地面以东南东风（ESE）为主导风向，出现频率分别高达16.13%，冬季地面以北风（N）为主导风向，出现频率高达18.67%。（2）预测模型本评价采用《环境影响评价的技术导则大气环境》(HJ/T2.2-93)推荐的预测模式及参数。（3）评价小结①本技改工程大气污染物排放量对环境的影响较小。评价区内全年SO2最大小时平均浓度增值和日均浓度增值分别占国家标准值的18.2%和9.8%；NO2最大小时平均浓度增值和日均浓度增值分别占国家标准值的52.1%和16.6%；PM10最大日均浓度增值占国家标准值的2.7%；明显低于标准限值。②本技改工程对周边关心点的影响较小。关心点SO2最大小时平均浓度增值和日均浓度增值分别占国家标准值的12.8%和8.5%；NO2最大小时平均浓度增值和日均浓度增值分别占国家标准值的36.3%和14.5%；PM10最大日均浓度增值占国家标准值的2.3%；明显低于标准限值。③本技改工程实施前后的环境效益明显，杜绝了大气钒污染物的排放和影响；NO2小时和日均浓度影响均有一定的减小，SO2的浓度均有一定的减小，主要原因是污染物排放量减少了。④本技改工程实施后，所以关心点SO2最大小时平均浓度增值和日均浓度增值加上现状监测值都低于国家标准值；NO2最大小时平均浓度增值和日均浓度增值加上现状监测值都低于国家标准值；PM10最大日均浓度增值加上现状监测值都低于国家标准值。达到环境功能区的要求。（二）水环境影响分析（1）水文特征该海区潮汐属不规则半日潮。根据湛江港潮位站多年统计资料，年最大涨落潮差分别为3.82米和4.54米，年平均潮差为2.18米，涨落潮历时分别为6.60小时和5.88小时。由于地形的影响，当外海潮波从湾口进入湾内后发生形变，高潮位逐渐增高，低潮位逐渐降低，潮差逐渐增大。本海区潮流属不规则半日潮流，具有明显的往复流特征，流向受岸线和深槽走向控制。在航道深水区，涨落潮流流向基本与主航道一致。在浅水区，涨潮时流向偏向航道，退潮时流向基本与岸线平行。（2）奥里油电厂技改前热污染带监测及分析奥里油电厂的温排水管穿过燃煤电厂灰场，排水口位于灰场东北角。采取设置一条长824米的降温明渠，排回麻斜海。验收结果表明，温排水平均温升为4.8℃为了掌握奥里油电厂技改前温排水对纳污水域水体温度的影响，业主曾对奥里油电厂技改前温排水污染带组织了一期现场实测工作，结果表明，温排水对纳污水体温度的影响范围实测值比预测值小一些。（3）本项目温排水的环境影响评价本报告采用河口(二维)耦合的整体水流数学模型与工程近区的平面二维温排水数学模型相结合的方法进行模拟。计算时，先运用已有的实测资料对水流模型进行充分的率定、验证，保证其计算结果的准确性，再对选定的水文条件进行计算，并以其结果为工程近区水域的二维温排水数学模型提供水流边界条件，然后进行电厂温排水对周边水域环境温升影响的平面二维数值模拟。预测结论温升数值模拟计算结果表明：1）在同一工况下，大潮与小潮相比，潮流速度大时，热水随潮流纵向输移范围长，冷却水掺混也相对较强，所以大潮热水带窄而长，其高温区面积也比小潮小，0.5~1.0℃温升面积基本接近，0.12）温排水引起的最大超温等值线包络范围与全潮平均超温等值线分布面积随着湛江燃煤电厂和湛江奥里油发电厂冷却水流量的增加而增加。且高温区包络面积增加幅度较大，低温区包络面积增加幅度较小。3）对于湛江燃煤电厂，大潮时，瞬时l℃接触对岸，包络面积28.5km2；平均l℃还未接触对岸，面积为3.9km2；涨潮时l℃线可达取水口上游1.9km处，落潮时抵达取水口下游2.7km处；石门桥温升平均0.3℃，霞山处温升平均0.1℃，其瞬时最高温升为0.5℃。在小潮，瞬时2℃接触对岸，包络面积5.2km2，全潮平均面积0.3km2，平均l℃接触对岸，面积为17.1km2；平均涨潮时l℃可达取水口上游4.2km处，落潮时抵达取水口下游5.3km处；石门桥温升平均0.0℃4）在大潮和湛江燃煤电厂和奥里油电厂工况下，瞬时2℃接触对岸，超2℃的包络面积分别为13.1km2；全潮平均超2℃的包络面积分别为0.4km2。平均l℃接触对岸，超l℃的包络面积为33.3km2。平均涨潮时l℃可达取水口上游6.5km处，落潮时抵达取水口下游8.9km处；石门桥超温平均0.1℃，霞山处超温平均0.5℃，其瞬时最高温升为1.0℃。在小潮和湛江燃煤电厂和奥里油电厂工况下，瞬时3℃接触对岸，超3℃的包络面积分别为3.4km2；全潮平均超3℃的包络面积0.2km2；平均2℃接触对岸，超2℃的包络面积分别为6.8km2。平均涨潮时2℃可达取水口上游2.5km处，落潮时抵达取水口下游5）结合温排水预测和实测的结果，可以得出温排水的影响范围比较小，并控制在标准许可的程度内。（三）生态环境影响分析（1）温升对浮游生物的影响分析国外有学者研究认为，浮游植物通过热电站冷凝器，当水温急剧增高6～8℃时，仅在夏季引起浮游植物光合作用的活性减弱，这种现象并未破坏藻类细胞，因此经过几个小时后（不超过一昼夜），浮游植物的光合作用就会恢复。对浮游动物来说，水体适度增温（T3℃）时，多数情况下不会引起浮游动物种群的不良影响，反而能促进浮游动物种类、数量、生物量的增加，提高水域生产力，物种的多样性趋于增高，尤其是水温较低的春秋季节，在冬季表现更加明显。在我们过去的电厂热排水研究工作中，已有这样的结果，即春季温度场弱增温区（T3℃）生物量最高，是自然水温区生物量的1.3倍。而冬季的浮游动物生物量是自然水温区生物量的2.4倍。但是在夏季自然水温较高时（强增温区内T＞4℃本技改工程运行（2×600MW）后，其温升4℃的超温区实际上是局限于很小的范围，仅局限在温排水排口附近0.1~0.2km2（2）温升对鱼类影响分析温度在鱼类各生命阶段中始终是个非常重要的生态因子。鱼类一般喜在适宜温度水域内活动，它对超出适宜温度范围的高温或低温水体，均具有回避反应。鱼类对某一温度梯度选择的倾向性是其生理特性所决定的，因为鱼类从生理上讲不具备调节自身体温以适应环境温度的能力，只有靠其游动行为来选择适合所需温度。在自然水体中，近海区鱼类一般都有随季节水温变化而进行回游的现象，这就是鱼类对温度的选择，鱼类的这种本能是生活环境决定的。例如，春季当近海水温升高时，鱼类便从深海越冬场向近海回游进行生殖与索饵；夏季，当近海水温超过适宜温度时，大部分鱼类又游回到水温较低的深海区，这就是鱼类的回游行为；秋季，随着近海水温下降，鱼类又重新游回近海区；秋末冬初，随近海水温明显下降，鱼类又将回游到深海越冬。受电厂排水影响，在春季（35月）、秋季（1011月）以至冬季（122月）升温场的水温保持着多数鱼类的适宜温度范围，因此将可吸引数量较多的鱼类在此栖息。同时在适宜温度内，水温升高，可以促使鱼类代谢加强、生长发育加快，鱼产量比非受热海区有一定程度的增加。夏季（69月）随季节水温升高，升温场将超过鱼类的适宜温度，在这个季节里，大多数鱼类都将回避升温场水温。据水质模拟预测，湛江奥里油发电厂工程运行后，其温升4℃的超温区包络面积实际上是很小的范围，仅局限在温排水排口附近0.1~0.2km2（3）温升对水产资源影响分析牡蛎是浅海及滩涂的重要水产经济种类。湛江海域浅海及滩涂是近江牡蛎主要养殖区。据统计，2001年仅黄略镇近江牡蛎养殖面积达7592亩。由于遂溪河、鉴江径流带来大量营养盐类，促进浮游生物大量繁殖，为牡蛎生长提供了丰富的饵料。目前牡蛎主要养殖方法是投放各种形式的水泥附着器，让苗种在此附着生长。养殖周期为4年，商品蚝可以达到壳肉重200~250克。亩产量约为450~500公斤（净重）、产值约为1.0万元。牡蛎属于暖水种，即对热有较强的忍受能力，试验表明，一般可以忍受40℃左右的水温，牡蛎生长的适宜水温15~35℃。繁殖的最适温度，近江牡蛎为20~30℃，褶牡蛎20根据湛江燃煤电厂监测统计，江燃煤电厂建成投产后，全年平均取水水温未超过26℃，日平均取水最高温度未超过33℃，夏季（6、7、8、9月）频率10%的日平均取水温度约为32.3℃。说明夏季该海域水温已接近牡蛎适宜温度的上限，如果拟建奥里油电厂温排水引起牡蛎人工养殖区的水温超过2（4）温升对海洋微生物的影响分析根据史君贤等对长江口海区海水和沉积物中异养微生物试验研究结果，革兰氏阳性细菌对温度和pH变化有较强的适应性。当温度为42℃时，仍有94.3%革兰氏阳性菌可生长。故此，电厂温排水对海区细菌影响很小，电厂温排水不可能使海水升温超过40℃，并且在水温（四）声环境影响预测与评价厂界噪声预测结果表明，正常生产情况下拟改造项目生产设备噪声对厂界噪声影响不大，昼间及夜间噪声预测值均未超出(GB12348-2008)《工业企业厂界噪声标准》中Ⅲ类标准。由于本项目的声环境敏感点离厂界较远，因此，本项目的设备噪声不会对声环境敏感点造成明显的影响。（五）固废及灰场影响分析该项目产生的固体废物主要包括锅炉燃烧产生的灰渣和职工生活产生的生活垃圾。灰渣产生量为64.79万t/a，其中灰产生量为58.3119万t/a，渣产生量为6479t/a；生活垃圾产生量为78.48t/a。本项目全部粉煤灰可做硅酸盐水泥，砌筑水泥，混凝土掺合料，也可制作粉煤灰烧结砖，蒸制砖，加气混凝土砌块等，实现综合利用。脱硫石膏是石灰石湿法脱硫系统的副产物，由于其稳定性和对环境的无害性，使之可以用于土地回填。另外，脱硫石膏主要用于生产各种建筑石膏制品和用于水泥生产的缓凝剂。厂内职工生活产生的生活垃圾，由城市环卫部门统一处理，对环境影响较小。经过上述措施处理后，本项目产生的固体废弃物不会对周围环境产生明显不良影响。不会对外环境产生二次污染。（六）专用煤码头环境影响预测与评价正常生产情况下，本码头工程所产生的污水全部纳入电厂的污水处理场，经处理达到《污水综合排放标准》(GB8978-1996)第二时段二级标准后与主体工程污水一同集中处理后回用，故不会对海洋环境产生影响。按本码头工程煤粉入海量为30t/a计，预测认为本工程营运期煤粉入海量基本不会对海域水环境产生明显的影响。五、主要环保措施及技术经济论证（一）环境空气污染治理措施1、高效静电除尘器本改造项目拆除原有的三电场除尘器，每台锅炉新配置2台双室四电场、除尘效率≥99.72%的高效静电除尘器，经计算烟尘排放浓度为40.8~48.6mg/m3，符合《火电厂大气污染物排放标准》第3时段烟尘排放标准。考虑湿法脱硫，综合除尘效率可达99.86%。2、脱硫系统油改煤后，原脱硫系统总体上可基本满足要求，需对部分设备进行改造。本期改造项目新建2×600MW亚临界燃煤机组，如果燃烧烟气不经过任何脱硫措施的处理，其SO2排放浓度将超过《火电厂大气污染物排放标准》第3时段排放标准，按90%的脱硫效率进行脱硫，可使机组烟气SO2排放浓度符合国家标准；石灰石－石膏湿法脱硫工艺同时兼有50%的除尘效率。石灰石湿法脱硫效率可长期稳定保持在90%以上。3、脱硝装置+低氮燃烧技术（1)拟采用先进的低氮燃烧技术，采用分级配风，降低燃烧温度等措施降低氮氧化物排放量，使其锅炉燃烧后排放浓度达到≤350mg/Nm3。（2）本改造项目新建2套脱硝装置，采用选择性催化还原SCR法，脱硝效率可达50%以上，并预留将脱硝效率提高到80%的扩展空间。使NOX排放浓度低于200mg/Nm3。4、灰库布袋除尘本改造项目共设三座灰库，直径12m、总高29.5m，每座灰库总容积约为2150m3，每座灰库设2个干灰排口、2个湿灰排口。本项目采用密封式气力除灰系统，为防止干灰库中的粉尘飘逸出去，本设计中干灰卸料器配有排尘风机，将排尘风机的排气引入灰库。干灰库顶上设置布袋除尘器除尘效率在99.5%以上，其排尘浓度<30mg/Nm35、吸收剂制备系统粉尘治理措施本改造工程采用的脱硫吸收剂石灰石计划外购，为防止石灰石制粉过程中的粉尘污染，在卸料机受料斗上方安装袋式除尘器，收尘效率大于99.5%，收尘后的粉尘浓度小于50mg/Nm3。6、无组织排放控制措施（1）采用密封车运输，可以防止产生二次污染。本改造项目备用灰场为碾压干灰场，灰场内需设洒水车、推土机、碾压机等设施经常洒水以保持灰场表面湿润，防止产生二次扬尘。（2）本改造项目建设2座条形贮煤场，储煤场煤堆高13.5米，总贮量为21.2万吨，可用20天。贮煤场采用防风抑尘网，在防风抑尘网外种植防护林带措施。由于项目所在地多降雨，故贮煤场另设置可贮干煤约6.5×104t的干煤棚。（3）煤码头扬尘控制措施卸煤机设有喷水防尘装置；煤码头工作面经常进行喷水防尘。堆取料机作业时，沿作业线分组进行自动洒水除尘。洒水器的布置间距应以能覆盖整个散货堆场考虑。煤堆表面的含水率宜控制在6%～8%。煤输送设备选用全封闭廊道，转运点设挡风板和喷水抑尘装置。为防止二次扬尘，在码头面、皮带机房、栈桥等处设置固定或人工清洗装置。作业区附近道路在风的作用下再次扬起煤粉尘，配备洒水车，根据天气状况对道路进行经常性的洒水，减少车辆引起的二次扬尘。7、在线监测在烟道或烟囱上安装烟气连续监测系统（CEMS）。该系统自动连续地监测烟气中SO2、NOx及烟尘等污染物浓度，以加强对电厂污染物排放的实时监控。（二）水污染防治措施本改造项目利用已有的含油污水、酸碱废水、生活污水等废水处理设施，适当进行改造，以符合油改煤工程的需要；新建煤污水处理装置。主要废水防治措施如下：A、酸碱废水排入中和池处理后进入工业废水集中处理站处理达标后回用于调湿灰和煤场喷淋。B、含油污水经隔油池、含油污水处理装置处理达标后作为冲灰水回用。C、脱硫废水经脱硫装置废水处理系统处理达标后，回用作为调湿灰的补充水。D、生活污水经生物接触氧化处理达标后回用于厂区绿化、清扫等。E、码头、栈桥等输煤系统冲洗的煤污水和初期煤雨水由管道集中汇入到含煤废水贮存池，在池内进行曝气、氧化、处重金属离子及混凝处理后，用提升泵将废水送至膜式过滤器进行过滤，过滤后的合格出水回用于输煤冲洗水补充水。从膜式过滤器底部排出的煤渣等用渣斗收集运出。或回用于调湿灰。（三）噪声治理措施A、选用符合国家噪声标准规定的设备；B、对主要噪声源(如汽轮机、发电机、破碎机、各类风机等)，应装设防噪声罩或消声器等隔声装置；C、汽水管道及烟风热力管道等应合理设计、布置，防止产生振动和噪声；D、在设计总平面布置时，合理规划，尽量利用绿化物、建筑物阻隔作用等，以减轻噪声的影响；E、在机械通风冷却塔厂界外侧预留卫生防护距离，并种植绿化带。F、总平面布置上，考虑对厂区加强绿化，根据不同的功能区要求，结合电厂生产工艺特点，合理选择树种，起到隔声