发电厂三期环评(送审稿)

检索号：密级：无******发电厂三期（2×600MW）扩建工程环境影响报告书（送审稿）某环境保护研究院国环评证甲字第1905号2006年3月中国·南京项目名称：******发电厂三期（2×600MW）扩建工程建设单位：******发电厂评价单位：国电环境保护研究院（国环评证甲字第1905号）******省环境保护科学研究所（国环评证甲字第2702号）批准人：审核人：项目经理：报告编制人员：编制人员环评证书号负责专题签名工程分析、总量控制、清洁生产分析，环境空气、水环境、噪声环境评价及污染防治对策，总报告编写、修改及定稿环境现状收资及环境空气和噪声环境评价、预测及污染防治、图文处理环境空气、水环境、噪声环境现状调查收资及生态环境分析，噪声环境评价、预测;公众参与环评单位联系人及电话：建设单位联系人及电话：目录1.前言 12编制依据 52.1项目的基本组成、规模及基本构成 52.2评价依据 52.2.1和建设项目有关的环境保护法规 52.2.2采用规范的名称及代号 72.2.3采用评价技术导则的名称及标准号 72.2.4可行性研究及二期竣工验收报告 72.2.5与本工程有关的环保、行政主管部门的文件 82.3环境评价等级、评价范围及评价因子 92.3.1环境空气评价工作等级 92.3.2水体评价工作等级 92.3.3噪声评价工作等级 92.3.4评价因子 102.4环境敏感区域和保护目标 102.4.1大气 102.4.2水体 112.4.3声环境 112.5评价范围及评价标准 112.5.1环境空气评价范围及标准 112.5.2水体评价范围及标准 122.5.3噪声评价范围及标准 122.5.4固废标准 133电厂概况及工程分析 143.1电厂概况及工程分析 143.1.1厂址选择的理由及厂址地理位置 143.1.2一、二期工程情况 153.1.3一、二期现有机组主要环保问题 193.1.4本期工程 203.1.5燃料、水源 243.1.6工程环保概况 31噪声声源及噪声污染治理措施 363.1.7灰场地质及灰场污染防治措施 373.1.8运煤系统、贮煤场及污染防治措施 393.1.9污染物总量变化 403.1.10以新带老 403.2建设计划 413.3灰渣综合利用计划 413.3.1灰渣综合利用现状 413.3.2本期工程灰渣及石膏综合利用计划 413.4除尘效率可靠性分析 414区域环境特征及环境保护目标 434.1地形 434.1.1厂址地区地形特征 434.1.2灰场状况 444.2陆地水文状况 444.2.1陆地水文一般状况 444.2.2地下水状况 464.3气象 464.3.1地面气象历史资料 464.3.2边界层污染气象特征 514.4环境空气现状 584.4.1环境空气污染源调查 584.4.2大气环境监测历史资料 594.4.3大气环境质量现状监测及结果分析 624.4.4环境空气现状评价小结 674.5水质状况及现状评价 674.5.1水污染源调查及评价 674.5.2水质现状监测及评价 694.5.2地表水水质评价 744.5.3地表水水质评价结论 744.5.4地下水水质现状监测及评价 754.6水生生态现状调查 774.6.1水生动物 774.6.2水生植物 784.7陆生生物 784.8声环境质量现状评价 794.8.1声环境质量现状监测 804.8.2环境噪声现状评价 804.8.3噪声评价结论 814.9自然景观、文化遗产及旅游资源 814.10自然保护区 814.11社会经济 824.12.与规划的相符性 824.13其他 835环境影响预测及评价 845.1运行期环境影响预测及评价 845.1.1环境空气影响预测及评价 845.1.3一般排水环境影响分析 1045.1.4噪声预测 1055.1.5铁路、公路运煤及煤场环境影响分析 1065.2施工期环境影响简要分析 1105.2.1施工期噪声环境影响分析 1105.2.2扬尘、废污水及水士保持 1115.2.3防治措施及建议 1155.3灰场环境影响分析 1175.3.1灰场概况 1175.3.2灰场环境影响分析 1175.3.3灰场环境影响专题评价 1185.3.4灰场环境影响评价结论 1206烟气脱硫工艺方案选择与环境影响分析 1216.1脱硫工艺简介 1216.2脱硫工艺方案选择 1216.3原则性脱硫工艺系统 1226.4脱硫系统污染防治措施 1246.5脱硫系统环境影响分析 1256.6环境影响分析结论 1267烟气脱硝工艺方案选择与环境影响分析 1277.1脱硝简介及工艺方案选择 1277.1.1选择性催化还原法 1287.1.2选择性非催化还原法 1297.1.3SNCR/SCR联合脱硝法 1297.1.4活性碳同时脱硫脱硝法 1307.1.5各主流脱硝技术的综合比较 1317.2脱硝工艺方案选择 1327.3原则性脱硝工艺 1327.4脱硝系统污染防治措施 1337.5脱硝系统环境影响分析 1347.6环境影响分析结论 1348升压站电磁环境影响评价 1368.1电厂升压站主接线、主变和500kV出线 1368.2评价内容、范围、因子、标准、评价方法及环境敏感目标 1368.3升压站工频电场、磁场及无线电干扰影响类比分析 1378.4500kV升压站及输电线路电磁影响类比调查 1398.5工频电场、磁场、无线电干扰模式预测计算 1478.6工频电场、磁场、无线电干扰预测评价结果 1538.7工程拟采取的主要防治措施及电磁环境监测计划 1568.8电磁环境影响评价结论 1578.8.1工频电场、磁场及无线电干扰环境影响评价 1578.8.2环境保护目标评价结果 1588.8.3评价结论 1598.8.4建议 1599环境风险评价 1609.1一台脱硫设施出现故障及所造成的影响 1609.2除尘设施出现故障及所造成的影响 1619.3脱硝系统不运行及所造成的影响 1619.4化学品泄漏事故等原因分析及对策 1639.4.1事故原因分析 1639.4.2安全对策 1639.5事故应急处理措施 1659.6建立事故应急救援预案 16510清洁生产、循环经济分析及污染防治对策 16710.1清洁生产、循环经济分析 16710.1.1清洁生产、循环经济概述 16710.1.2水务管理及节水措施 16710.1.3低NOx燃烧+SCR脱硝工艺 16810.1.4烟尘、SO2减排 16810.1.5循环经济分析 16810.1.6污染控制水平的先进性 169（5）本工程耗水指标为0.523m3/GW·s。 16910.2污染防治对策 16910.2.1大气污染防治对策 16910.2.2水污染防治对策 17010.2.3固体废物污染防治对策 17110.2.4噪声污染防治对策 17210.2.5贮煤场、灰库等无组织源排放防治对策 17310.3建设期防治措施及建议 17310.3.1噪声防治措施及建议 17310.3.2大气防治措施及建议 17310.3.3废水防治措施及建议 17411污染物排放总量控制 17511.1国家法规和污染物排放总量基本原则 17511.1.1国家相关环保法规 17511.1.2污染物排放总量基本原则 17611.2污染物排放总量控制因子及指标 17611.3建设项目污染物排放总量控制途径 17611.3.1区域总量平衡 17611.3.2大气污染物排放总量控制途径 17611.3.2水污染物排放总量控制 17711.4结论 17712电厂环保投资估算与效益简要分析 17812.1电厂环保投资估算 17812.2效益分析 17812.2.1环境效益 17812.2.2社会效益 17812.2.3经济效益 17812.2.4敏感性分析 17912.2.5综合经济评价结论 17913环境管理及环境监测计划 18013.1环境管理 18013.1.1环境管理机构 18013.1.2环保制度 18013.1.3环保奖惩条例 18113.2环境监测计划 18113.2.1排污口规范化整治 18113.2.2环境监测计划 18114公众参与 18314.1公众参与内容与结果 18314.1.1公众参与内容 18314.1.2工程筹划阶段 18314.1.3工程确定阶段及公众调查方式 18314.1.4公众意见征询表 18414.1.5公众参与调查抽样及统计结果 18414.1.6公众参与调查结论 18514.2拆迁安置 18814.3公众参与征询名单 18815结论 19115.1工程建设的必要性 19215.1.1总体布局规划 19215.1.2环境保护规划 19215.1.3本工程地处电网负荷中心 19315.2环境质量现状 19315.2.1环境空气 19315.2.2环境水体 19415.2.3地下水 19415.2.4噪声 19415.3清洁生产分析及循环经济分析 19415.3.1清洁生产分析 19416.3.2循环经济分析 19515.4污染防治对策 19515.4.1大气污染防治对策 19515.4.2水污染防治对策 19615.4.3噪声防治对策 19615.4.4贮煤场、灰库等无组织源排放防治对策 19615.4.5灰场污染防治对策 19715.5运行期影响 19815.5.1环境空气预测结果 19815.5.2一般排水 20015.5.3电厂噪声影响预测 20015.5.4灰场环境影响专题评价 20015.5.5灰场评价结论 20115.5.6脱硫环境影响分析 20115.5.7脱硝环境影响分析 20215.5.8500kV升压站电磁辐射影响预测 20215.6二氧化硫排放总量控制 20315.6.1二氧化硫总量控制途径 20315.6.2.区域总量平衡 20315.6.3污染物排放总量控制 20415.7施工期影响 20415.7.1噪声 20415.7.2噪声防治措施及建议 20415.7.3大气防治措施及建议 20415.7.4废水防治措施及建议 20415.8综合经济评价结论 20415.9环境监测计划 20515.10公众参与调查统计结果 20515.11环境风险评价结果…………………….20715.12评价结论 20515.13建议 2061.前言******发电厂位于******省湘南地区，******发电厂三期2×600MW亚临界国产燃煤发电机组工程，由中国大唐集团公司投资。******发电厂一期工程2×200MW燃煤发电机组分别于1988年6月28日和1989年11月16日投入运行。二期工程2×300MW燃煤机组为世界银行贷款项目，分别于2003年12月和2004年6月投产。电厂一、二期均燃用当地无烟煤。厂址地势南高北低，属平缓的小丘陵地带,自然地面标高75～115m，由Ⅱ级及Ⅳ级阶地组成，呈阶地丘陵地貌景观。一期工程已对建设场地作了一次性开挖平整，呈阶梯布置。全厂厂址占地约109.1hm2。华中电网覆盖地区(简称华中地区)包括河南、湖北、******、江西、四川和重庆，土地面积129.8万km2，人口3.82亿，是我国供电人口最多的区域电网。华中地区地处我国中部地带，黄河、长江横贯东西，京广铁路、京九铁路、陇海线等交通大动脉从区内穿过，铁路运输、内河航运较为发达。华中地区北临华北、西北煤炭基地，东接华东，南连广东等经济发达而能源短缺地区。在全国经济发展和电力发展(西电东送)的战略格局中，处于联接南北、承启西东的枢纽地位。华中地区水火装机已达到较大规模。截至2004年底，华中地区全口径发电装机容量87250MW(6000kW及以上机组)，其中水电34660MW(约占40%)，火电52590MW(约占60%)；华中电网统调电厂发电装机容量73190MW，其中水电30600MW(约占42%)，火电42590MW(约占58%)。华中电网目前已形成了北起河南仓颉变，南至******民丰变，东达江西南昌变，西至四川二滩水电站的500kV电网，并在湖北中部形成具有一定支撑作用的骨干网架。此外华中电网还通过2回±500kV直流线路与华东电网相连，通过1回±500kV直流线路与广东电网相连。截至2004年底，华中电网拥有500kV线路12248km；500kV变电容量29568MVA；220kV线路38219km；220kV变电容量81212MVA。******电网经二条500kV联络线(葛洲坝～岗市、荆州～复兴Ⅰ回)及一回220kV联络线(汪庄余～峡山)与华中的湖北电网联系，贵州凯里电厂通过凯里～玉屏～阳塘220kV线路向******送电。目前省内已在原来五强溪～岗市～云田～娄底～五强溪500kV四边形环网的基础上，新建成了岗市～复兴～沙坪～云田500kV输电通道。2004年底******省共有500kV变电所5座，变电容量5500MVA；220kV公用变电所64座，变电容量13440MVA。拥有500kV线路11条1232km，220kV线路173条7892km。，火电6779.5MW(47.7%)；统调装机9509.7MW，其中水电4284.7MW(45%)，火电5225MW(55%)。2kW.hkW.h；华中主网净送******电网电量33.18kW.h，贵州凯里电厂净送******电网电量7.28kW.h；******电网统调最高负荷8344MW。进入“十五”以来，******省的用电形势发生了很大变化，“十五”前两年分别增长8.3%和8.59%，2003年******全社会用电量达548.53kW.h，年增长速度14.85%，2004年全社会用电量达615.1kW.h，年增长速度12.13%，均高于预期的增长速度。2004年******省水电比重占52.3%，除东江水电站(多年调节)、江垭水电站(年调节)外，其余水电站均为季、周、日调节或径流电站，调节性能差，因而造成水电在丰枯期出力和电量相差很大。据统计，******统调水电站枯水期电量约为丰水期的34%(月发电量)，枯水期最低月平均出力仅为丰水期最高月平均出力的20%左右。非统调水电站调节能力更差，在电网中并网运行，进一步加大了******省水电丰枯期出力差，造成******电网季节性缺电。目前全省的电源装机水平及电源建设进度已难以适应负荷增长的需要，2003年全省拉闸限电次数为67528次，2004年更高达77238条次；预计“十一五”期间，缺电情况依旧存在。随着******省西部水电的进一步开发，将使******省季节性电能呈增大趋势，从而加剧******省水火电结构失调以及季节性缺电的矛盾，给电网的丰枯调******。湘南地区地处******省南部，随着国家“泛珠江三角”概念的提出以及******省的“大湘南”的发展战略，湘南地区凭借其独特的地理位置优势从而经济迅猛发展，近几年该地区用电负荷增长迅速，现已成为******电网除长株潭外的又一大负荷中心。2004年湘南地区全社会用电量达127.75kW.h，占全省的21%；全社会最高负荷达2730MW，占全省的24%。而湘南地区除******电厂一、二期(2×200+2×300MW)和东江水电站(4×125MW)外，该地区没有其他大型电源装机，造成湘南地区电源支撑不足，威胁到电网的安全稳定水平和供电可靠性。“十一五”期间，随着湘西的沅水流域梯级开发，湘西水电的外送规模将达3000MW左右，其大部分电力将通过邵阳～******、白市～永州线路送电湘南。******电厂三期工程的建设将对湘南受端形成强有力的支撑作用，为远距离、大容量潮流的安全输送创造了有利条件，从而实现******省水、火电源的合理互补、有利于提高电网运行的安全稳定性。根据******省电力设计院预测平衡结果，“十五”期间******省虽然有株洲技改、******二期、石门二期及洪江、碗米坡、凤滩扩机等水、火电源的陆续投产，但仍未改变电源不足局面，至“十五”期末电力市场空间为为2825MW、114.9kW.h。“十一五”期间，即使考虑三峡水电站南送******电力电量的逐步增加以及三板溪水电站、石门二期、华岳二期、湘潭二期、金竹山扩建、长沙电厂、益阳电厂二期等水、火电源相继投产，仍然呈现缺电局面。至“十一五”期末，高/低负荷水平下的电力市场空间为2005MW/1405MW、868kW.h/368kW.h。因此须有更多的电源项目投产，才能满足电力负荷增长要求，考虑本期工程在“十一五”期间投产，则******省电力电量平衡结果为：高/低负荷水平下的缺电力分别为805MW/205MW，高负荷水平缺电量328kW.h、低负荷水平电量盈余量为172kW.h。根据******省电力设计院预测平衡结果，“十一五”期间湘南地区在现有电源情况下，随着负荷的增长，其电力电量缺口逐年增大。到2010年全区电力电量缺口达1430MW、88.2kW.h；其中******市缺电力425MW、缺电量31.5kW.h。随着负荷的进一步增长，2015年全区电力电量缺口达到2723MW、150.3kW.h；其中******市缺电力1038MW、缺电量63.2kW.h。考虑本期工程在“十一五”末投产，本期工程投产后2010年湘南地区电力电量平衡表现为缺电量37.4kW.h、缺电力约300MW；其中******市电量盈余19.3kW.h，电力盈余约704MW。2015年湘南地区表现为缺电量99.5kW.h、缺电力1430MW；其中******市缺电量12.5kW.h，余电力90MW。2020年湘南地区、******市表现为既缺电量又缺电力。从湘南地区电力电量平衡结果看，本期工程新增电能将主要在湘南地区消纳。******发电厂三期工程以现有的******电厂为依托，充分利用湘南地区优越的煤炭基地条件，利用现有技术和管理人才资源以及预留建设场地的优势，及时扩建电厂三期符合可持续发展的基本国策。本工程扩建有利于满足电力市场需求，降低******电力系统发电煤耗、提高经济效益，增大火电比例、改善电网结构、提高电网稳定运行水平。湘南地区为******电网除长株潭外的又一大负荷中心，本工程扩建符合******省的“大湘南”的发展战略，有利于促进湘南地区乃至******省的经济发展。因此，本工程的建设十分必要。******发电厂三期2×600MW机组工程项目《建设项目环境影响申报表》经******省环境保护局审查同意申请立项。******省电力设计院编制的《******发电厂三期2×600MW机组工程初步可行性研究报告》已通过******省发改委组织的审查。中国大唐集团公司已于2005年8月10日以大唐集团计[2005]393号《关于******发电厂三期扩建工程项目建议书的批复》下发；《******发电厂三期2×600MW机组工程可行性研究报告》已于2005年12月编制完成，2006年1月已通过中国国际工程咨询公司组织的审查。本评价规模为2×600MW机组工程。根据《建设项目环境保护管理条例》，******发电厂2005年8月委托国电环境保护研究院承担******发电厂三期2×600MW机组工程环境影响评价工作。根据国家、省、市环保行政主管部门对本期工程的意见，经过综合分析，结合环境质量现状监测成果，进行环境影响预测，编制完成本建设项目环境影响报告书。本次环评的指导思想是：认真执行国家和省、市地方的环境保护法规，以清洁生产、达标排放和总量控制为原则，在工程分析的基础上结合区域环境特征和环境保护规划的要求，全面、详细、客观地评价建设项目产生的环境影响，提出可行的以新带老、增产减污、污染物排放总量控制方案和污染防治对策。2编制依据2.1项目的基本组成、规模及基本构成******发电厂一、二、三期工程的基本构成见表2-1。表2-1项目基本构成项目名称******发电厂三期2×600MW机组工程建设单位******发电厂规模项目单机容量及台数总容量一期2×200MW400MW二期2×300MW600MW三期2×600MW1200MW全厂2×200MW+2×300MW+2×600MW2200MW备注******发电厂一期2×670t/h煤粉炉配2×200MW汽轮发电机组项目,分别于1988年6月和1989年11月建成发电；二期扩建2×1025t/h煤粉炉配2×300MW汽轮发电机组项目,分别于2003年12月和2004年6月建成发电；三期2×2008t/h煤粉炉配2×600MW汽轮发电机组项目,计划于20010年12月建成。一、二、三期工程均采用石灰石/石膏湿法脱硫工艺，设计脱硫效率95%。三期采用SCR脱硝工艺，脱硝效率80%。主体工程三期扩建2×2008t/h亚临界、单炉膛、一次中间再热煤粉炉配亚临界、一次中间再热、凝汽式2×600MW汽轮发电机组,主厂房。辅助工程2×8500m2贮运工程燃煤利用一二期工程铁路专用线及公路运输进厂；本期煤场及配套输煤栈桥扩建；新建干灰库，灰场利用一二期工程已有灰场。石灰石由自卸汽车运至厂内石灰石制备间。在综合利用有剩余时，运渣、石膏汽车选用载重量20t的专用密封罐车送至灰场。环保工程配套建设脱硫装置，采用石灰石/石膏湿法脱硫工艺，设计脱硫效率95%。静电除尘器设计除尘效率>99.7%；采用SCR脱硝工艺，脱硝效率80%；240m烟囱；新建污水集中处理站；噪声隔声、消声设施；输煤系统喷淋设施、厂区绿化等。公用工程利用一二期工程的办公及生活设置。脱硫石灰石粉制备能力按全厂设计。备注：三期工程设计年运行4500h。表2-2三期工程利用已有设施表项目名称******发电厂三期2×600MW机组工程利用已有设施明细贮运工程利用一二期工程铁路专用线、进厂公路、厂区公路、油罐。环保工程利用已有场地、绿化环境。公用工程本期利用一二期工程的已有设施及已有污水处理设施。环境监测管理已有环境监测管理机构、设备2.2评价依据2.2.1和建设项目有关的环境保护法规（1）《中华人民共和国环境保护法》（1989年12月26日起实施）；（2）《中华人民共和国大气污染防治法》（2000年9月1日起实施）；（3）《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》（2005年4月1日起实施）；（4）《中华人民共和国水污染防治法》（1996年5月15日起实施）；（5）《中华人民共和国环境噪声污染防治法》（1997年3月1日起实施）；（6）《中华人民共和国环境影响评价法》，2002年10月28日（7）《中华人民共和国清洁生产促进法》，2002年6月29日第九届全国人民代表大会常务委员会第二十八次会议通过;（8）《国务院关于落实科学发展观加强环境保护的决定》，国务院，国发[2005]39号，2005年12月3日；（9）《建设项目环境保护管理条例》，国务院（1998）253号令；（10）《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》，国函（1998）5号文；（11）《促进产业结构调整暂行规定》，国务院，国发[2005]40号，2005年12月2日；（12）《排污费征收使用管理条例》，国务院（2003）第369号令，2003年（13）《产业结构调整指导目录（2005年本）》，国家发改委，第40号令，2005年12月2日；（14）关于《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》的通知，国家环境保护总局，国家经济贸易委员会，科学技术部，2002年1月30日;（15）《关于加强环境影响评价管理防范环境风险的通知》，国家环境保护总局，环发[2005]152号，2005年12月15日；（16）关于印发《环境影响评价公众参与暂行办法》的通知；国家环境保护总局，环发[2006]28号，2006年2月14日；《环境影响评价公众参与暂行办法》，2006年3月18日施行；（17）《排污费征收标准管理办法》，国家计委、财政部、国家环境保护总局、国家经贸委令第31号，2003年（18）《关于加强燃煤电厂二氧化硫污染防治工作的通知》，环发[2003]159号文；国家环境保护总局、国家发展和改革委员会；（19）《印发〈关于加强工业节水工作的意见〉的通知》，国家经济贸易委员会国经贸资源（2000）1015号文；（20）国家环境保护总局第14号令《建设项目环境保护分类管理名录》2003年1月1日起施行；（21）《国家发展和改革委员会关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知》，国家发改委发改能源[2004]864号。（22）《关于简化建设项目环境影响评价报批程序的通知》，国家环境保护总局办公厅环办[2004]65号，2004年7月19日。(23)关于印发《粉煤灰综合利用管理办法》的通知，国家经济贸易委员会、电力工业部、财政部、建设部、交通部、国家税务总局，国经贸节[1994]14号，1994年11月11日(24)关于印发《******水污染防治实施方案》的通知，******省人民政府办公厅，湘政办函[2002]153号文。2.2.2采用规范的名称及代号HJ/T13-1996《火电厂建设项目环境影响报告书编制规范》。2.2.3采用评价技术导则的名称及标准号（1）HJ/T2.1～2.3—93《环境影响评价技术导则》；（2）HJ/T2.4-95《环境影响评价技术导则声环境》。2.2.4可行性研究及二期竣工验收报告（1）《******发电厂三期工程（2×600MW）初步可行性研究报告》,2005年5月，******省电力勘测设计院。（2）《******发电厂三期工程（2×600MW）可行性研究报告》,2005年12月，******省电力勘测设计院。（3）《******发电厂三期(2×600MW)工程水资源论证报告书》,2005年12月，水利部******省水利水电勘测设计研究院。（4）******发电厂三期扩建工程（2×600MW）煤源可行性研究专题报告》,2005年6月，******第一工业设计研究院。（5）《******发电厂三期工程（2×600MW）投资估算及经济评价报告》,2005年12月，******省电力勘测设计院。（6）建设项目竣工环境保护验收监测报告《******发电厂二期（2×300MW）发电机组扩建工程》，总站环监验字[2005]第030号，2005年8月，中国环境监测总站。（7）******发电厂三期扩建工程（2×600MW）水土保持方案，2006年3月，******省水利水电勘测设计研究总院。2.2.5与本工程有关的环保、行政主管部门的文件（1）******发电厂三期2×600MW机组工程环境影响评价委托书;《关于******发电厂三期扩建工程项目建议书的批复》，中国大唐集团公司，大唐集团计[2005]393号；******发电厂（2×300MW）二期工程竣工环境保护验收报告；国家环境保护总局，环验[2005]115号。附件一；（2）建设项目环境影响申报表，附件二；（3）《关于******电厂三期扩建工程污染物排放总量的复函》，湘环函[2005]249号，******省环境保护局；《******市环境保护局关于申请与核实******发电厂三期扩建工程污染物排放总量指标的请示》，衡环字[2005]57号，******市环境保护局；附件三；（4）《关于******发电厂三期2×600MW机组工程环境影响评价执行标准的函》，湘环评函[2005]34号，******省环境保护局；附件四；（5）《关于******发电厂三期扩建工程建设前期工作用水有关问题的函》，湘水函[2005]79号，******省水利厅；《关于******发电厂三期扩建工程选址意见的函》，耒政函[2005]27号，******市人民政府；******市规划、国土、建设、交通局，关于建设用地规划、扩建工程厂址、灰场选址等有关文件；附件五；（6）《关于******发电厂1至4机组脱硫改造工程立项申请报告的回复》，中国大唐集团公司生环函[2005]16号；《关于******发电厂三期扩建工程（2×600MW机组）设计煤质问题的批复》，大唐湘电计[2005]236号，中国大唐集团公司******分公司；附件六；（7）煤炭供应及运输合作协议、石灰石供应协议、液氨供货协议；******发电厂耒电厂函[2006]6号《关于******发电厂一二期实用煤种和三期工程设计及校核煤质的确认******发电厂》；附件七；（8）灰、渣、石膏综合利用协议，附件八；（9）文物部门、通讯部门、军事部门等文件，附件九；（10）《关于请求配合电厂贮灰场南侧大岭背村村民整体迁移的函》，耒政函[2006]11号，******市人民政府；附件十；（11）《关于我市饮用水源水质情况的汇报》，******省******市环境保护局。《建设项目环境影响评价现状环境资料质量保证单》，******市环境监测站；附件十一。2.3环境评价等级、评价范围及评价因子2.3.1环境空气评价工作等级本期工程预计SO2排放量为0.406t/h，按照HJ/T2.2-93中等标准排放量Pi的定义，等标排放量为PSO2=0.912×109m3/h；预计NO2排放量为0.88t/h，等标排放量为PNO2=3.67×109m3/h；取最大值PNO2=3.67表2-3环境空气评价工作等级（HJ/T2.2-93）Pi地形Pi≥2.5×1092.5×109>Pi≥2.5×108Pi<2.5×108复杂地形一二三平原二三三2.3.2水体评价工作等级地面水环境影响评价工作分级主要根据：建设项目的污水排放量、污水水质的复杂程度、受纳污水的水域规模以及水质要求来确定。本期工程（2×600MW）采用循环冷却系统；本工程基本不增加生活污水，全厂生活污水经处理后全部回收利用，工业废水循环利用，本工程不外排工业废水。水环境评价等级定为三级。2.3.3噪声评价工作等级本项目扩建后厂区所在地和周围环境噪声级会有较明显增加，故噪声评价工作等级为二级。2.3.4评价因子环境空气环境空气预测评价因子：SO2、PM10、NO2。环境空气现状评价因子：SO2、NO2、PM10。环境空气总量评价因子：SO2、烟尘。煤场、灰场评价因子：TSP。地表水地表水现状评价因子：水温、pH、DO、CODCr、高锰酸盐指数、氨氮、总P、F-、石油类、挥发酚、As、Cd、Pb、Cr6+、Hg。地表水总量控制因子：COD。（3）地下水地下水现状评价因子：pH、高锰酸盐指数、挥发酚、Hg、As、Cd、Pb、SO2-4、F-、总硬度（CaCO3）。地下水影响评价因子：pH、F—。（4）噪声厂区和厂界环境噪声的评价因子：A声级和等效连续A声级Leq。2.4环境敏感区域和保护目标2.4.1大气环境敏感区域和保护目标为距厂半径10km范围内人口稠密的乡镇及文物保护单位。见表2—4。表2-4环境敏感区域和保护目标相对于厂址的方位、距离序号地点功能区距离（km）方位人口及备注1蔡子池街道行政、商业、居民混合区2-6N1156742灶市街道行政、商业、居民混合区4-6WNW368753水东江街道行政、商业、居民混合区3-5EN178864泗门洲镇行政、居民混合区8ES20005竹市镇行政、居民混合区10WN20056******市市区蔡伦墓、蔡侯祠2.5N省级文物保护单位7******市市区环秀楼3N省级文物保护单位8******市市区杜甫墓6N省级文物保护单位9灶市街道欧阳海墓4E省级文物保护单位2.4.2水体根据******地方标准DB43/023-2005（2005年4月1日发布，2005年7月1日实施）《******省主要水系地表水环境功能区划》，************电厂生活用水取水口上游1000m至下游200m为饮用水源保护区。************水厂取水口上游3000m至下游1000m为饮用水源保护区，地下水保护目标为灰场边界外1km范围内的地下水。2.4.3声环境经调查，本工程厂界外东北方200m内有鹿歧村居民，为本工程声环境保护目标；本工程其它厂界外2002.5评价范围及评价标准2.5.1环境空气评价范围及标准环境空气评价范围以电厂为中心20km×20km。环境空气评价标准见表2-5。表2-5环境空气评价标准功能区划分标准名称标准级别内容二类地区环境空气质量标准(GB3095-1996)二级取值时间SO2(mg/Nm3）PM10（mg/Nm3）TSP（mg/Nm3）NO2（mg/Nm3）1小时平均0.5//0.24日平均00.12年平均0.08内容排放标准SO2烟尘允许排放浓度（mg/Nm3）NOX允许排放浓度（mg/Nm3）全厂最高允许排放速率(t/h)允许排放浓度（mg/Nm3）GB13223-2003《火电厂大气污染物排放标准》第3时段21400501100《大气污染物综合排放标准》GB16297-1996颗粒物无组织排放监控浓度值控周界外浓度最高点1.0mg/Nm32.5.2水体评价范围及标准水体评价范围及标准见表2-6。水体评价标准有关浓度限值见表2-7。表2-6水体评价范围及标准受纳水体评价范围执行的环境标准与级别执行的排放标准与级别************段电厂取水口上游500m至下游戏3kmⅠ#监测断面执行GB3838-2002《地表水环境质量标准》Ⅱ类水标准；其它监测断面执行Ⅲ水标准GB8978-1996《污水综合排放标准》一级标准************段电厂灰场排水口上游500m至下游戏1.5km执行GB3838-2002《地表水环境质量标准》Ⅲ类水标准GB8978-1996《污水综合排放标准》一级地下水灰场边界外1km范围内GB/T14848-93《地下水质量标准》--表2-7水体评价标准有关浓度限值单位：mg/L（pH除外）项目GB3838-2002《地表水环境质量标准》GB8978-1996《污水综合排放标准》一级GB/T14848-93《地下水质量标准》Ⅲ类Ⅱ类Ⅲ类CODCr1520100--CODMn46--3.0挥发酚0.0020.0050.50.002氨氮0.51.015--P0.10.2F-1.01.0101.0石油类0.050.055--Cr6+0.050.050.5--水温pH6—96—96-96.5-8.5DO65Pb0.010.051.00.05Cd0.0050.0050.10.01As0.050.050.50.05Hg0.000050.00010.050.001总硬度450SO422502.5.3噪声评价范围及标准噪声评价范围及标准见表2-8。噪声评标准限值见表2-9。表2-8噪声评价范围及标准评价内容评价范围执行的标准与级别环境噪声厂界外200m范围内GB3096-93《城市区域环境噪声标准》2类标准环境噪声运煤铁路、公路两侧GB3096-93《城市区域环境噪声标准》4类标准厂界噪声电厂厂界外1mGB12348-90《工业企业厂界噪声标准》Ⅲ类标准施工噪声厂界外200m范围内GB12523-90《建筑施工厂界噪声限值》表2-9噪声标准限值标准名称噪声限值单位dB(A)昼间夜间GB3096-93《城市区域环境噪声标准》2类标准6050GB3096-93《城市区域环境噪声标准》4类标准7055GB12348-90《工业企业厂界噪声标准》Ⅲ类标准6555GB12523-90《建筑施工厂界噪声限值》65-85552.5.4固废标准灰场应满足GB18599—2001《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》Ⅱ类一般工业固体废物贮存、处置场地的要求。3电厂概况及工程分析3.1电厂概况及工程分析3.1.1厂址选择的理由及厂址地理位置（1）******发电厂位于******省湘南地区，******市区以南约3km******弯曲段右岸，北距******市64km，南距郴州市69km。厂址南2km有耒新铁路珠矶滩编组站，电厂西北面4km为灶市镇即京广线******站所在地，电厂西南面10km处为京广线小水铺站，厂址周围交通运输方便；该站南约4km为白沙矿务局，厂址地处煤炭基地附近；厂址地理位置十分优越。厂址区域稳定分区属稳定地块区，无压矿及文物古迹。详见电厂地理位置图3-1。（2）湘南地区地处******省南部，随着国家“泛珠江三角”概念的提出以及******省的“大湘南”发展战略的实施，湘南地区经济迅猛发展，近几年该地区用电负荷增长迅速，现已成为******电网除长株潭外的又一大负荷中心。本地区全社会最高负荷达2730MW，占全省的24%。本工程地处负荷中心，三期工程新增电能将主要在湘南地区消纳，本工程建设符合国家及******省的发展战略。（3）三期工程以现有电厂为依托，充分利用湘南地区优越的煤炭基地条件，利用现有的技术和管理人才资源以及预留建设场地的优势，可大幅降低工程造价。（4）根据******市人民政府耒政函[2005]27号《关于******发电厂三期扩建工程选址意见的函》，本工程厂址、灰场、取水口建设工程符合城市总体规划、土地利用总体规划。（5）本工程采用单机容量600MW亚临界发电机组，安装烟气脱硫和烟气脱氮装置、发电标煤耗295g/kW.h、耗水指标0.616m3/s.GW；符合国家发展改革委员会发改能源[2004]864号“国家发改委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知”中“应规划建设高参数、大容量、高效率、节水环保型燃煤电站项目”（6）厂址地处市居民集中区下风侧；厂址周围大气环境质量较好，有环境容量。（7）本工程以新带老，可大副度降低一、二期工程二氧化硫、烟尘的污染物排放总量；本工程脱硫、脱硝，增产减污；本工程建设有利于厂址周围环境质量的改善，符合环境保护规划。3.1.2一、二期工程情况一期2×670t/h煤粉炉配2×200MW汽轮发电机组项目分别于1988年6月28日和1989年11月16日投入运行。二期2×1080t/h煤粉炉配2×300占地概要******发电厂厂址南、北、西三面环水，东为农田、丘陵。厂址地势南高北低，属平缓的小丘陵地带。自然地面标高75～115m，由Ⅱ级及Ⅳ级阶地组成，呈阶地丘陵地貌景观。原始地形为阶地丘陵，最高115.0m，地面最低标高一般在75.0m以上，整个厂区相对高差40m左右。一、二期工程生产区围墙内占地73.2hm2,在厂址东部;电厂行政管理及生活区在生产区西部,生活区围墙内占地35.9hm2。一期工程厂区布置采用南铁路及煤场、中主厂房、北升压站的三列式布置型式，采用主厂房、除尘站、烟囱三阶梯布置，其标高分别为85.7m，96.0m，101.0m，其它各区也采取阶梯布置型式；一期主厂房固定端朝西向东扩建。二期工程在一期主厂房扩建端进行布置，总平面格局与一期一致，一、二期烟囱中心距离202.5m；一、二期主厂房脱开25m布置。三期工程在二期主厂房扩建端向东扩建。全厂共用烟棚冲贮灰场。三期工程只需加高现有灰坝。贮灰场为电厂东偏北4.5km处的烟棚冲，该灰场为南北向的狭长山谷，长约1.5km，东西向最宽处约1.1km，谷底宽度平均不到100m，谷底地势向南呈12.5%倾斜，东、西、北三围山岭高程在180～240m之间，相对高差约0～120m，山坡植被良好。库区范围内无农田，无住户及房屋拆迁，亦无矿藏、文物及旅游资源。区内地震基本烈度为Ⅵ度。目前征地范围线高程为182m，征地面积66×104m2，三期征地范围线高程拟定为190m，库区面积81×104m根据2004年7月到2005年6月的统计平均燃煤煤质和燃煤量及实测统计结果，一、二期工程机组主要设备及环保设施情况见表3-1。表3-1主要设备及环保设施概况表项目单位一期二期1#、2#3#、4#出力及开始运行时间出力MW2×2002×300时间1988.06.28、1989.11.162003.12.16、2004.06.09锅炉种类循环汽包炉亚临界中间再热控制循环汽包炉蒸发量t/h2×6702×1080汽机种类凝汽式凝汽式出力MW2×2002×300发电机种类水-氢-氢水-氢-氢容量MW2×2002×300烟气处理烟囱种类双室四电场静电除尘器效率%一期98.5二期>99.5型式单管高度m210210出口内径m67.2NOX方式“W”火焰冷却方式直流直流冷却排水处理方式种类集中处理、循环利用处理量104t/a63灰渣处理方式种类灰渣分除,湿除灰处理量104t/a26.838.7灰渣综合利用设备种类建材掺合料、筑路等用量104t/a燃料燃煤来源、煤质及燃煤消耗量：一、二期工程主要煤质资料见表3-2，电厂一、二期均燃用当地无烟煤，由白沙、嘉禾、栖凤渡等煤矿供煤，电厂燃煤铁路运输247.0×104t/a，公路运输26.8×104t/a。电厂铁路专用线从耒新支线珠矶滩站接轨，专用线在一期工程时建成，二期建设时将珠矶滩车站为电厂建设的两股到发线延长至1050m并对两端的咽喉区和电厂内企业站做了相应改造，使厂内企业站线路有效长达到550m，满足一、二期燃煤运输的要求。******电厂一期工程2×200MW燃煤发电机组分别于1988年6月28日和1989年11月16日投入运行,二期工程2×300MW燃煤机组分别于2003年12月和表3-2一、二期工程燃料工业分析和元素分析表项目符号单位实用煤种工业分析收到基水分Mar%11.48收到基灰分Aar%25.42干燥无灰基挥发份Vdaf%7.59收到基低位发热量Qnet,arkJ/kg19189元素分析碳Car%58.05氢Har%1.76氮Nar%0.78氧Oar%2.03全硫St,ar%0.48表3-3一、二期工程煤炭消耗表项目单位一期二期小时耗煤量t/h221.88312.95日耗煤量（20h）t/d44386259年耗煤量t/a1041988(4696.1h)1507270(4816.3h)年标煤耗t/a682226.96986873.91发电标煤耗g（标煤）/（kW·h）363.193.4水源、用水量及取排水方式（1）******是******的一级支流，位于******省东南部，干流全长439km，平均坡降0.77‰，流域面积11905km2。由于东江水库对上游洪水显著的调蓄削峰作用，东江建库前、后******水文站实测的最大洪峰流量分别为5700m3/s(1961年6月)、4240m3/s(2002年6月)。东江水电站根据系统调峰要求及下游航运与工农业等用水要求进行发电，由小东江水电站对其不均匀放流进行反调节，保证均匀下泄116m3/s以上。电厂取水口位于厂区北部******南岸。（2）用水量：******水量丰富，含沙量小，水质好，可保证工程最大取水流量38m3/s，年取水量约60000万m3的取水需要。一、二期工程用水情况见表3-4，原则性水量平衡见图3-表3-4一、二期工程年平均用水情况表水源种类水源名称用途单位用水量地表水******直流冷却水m3/s31.60工业杂用水t/h250煤场及输煤系统冲洗水t/h50化学处理水t/h180生活用水t/h20冲渣水t/h25（回用水）冲灰水t/h1174（回用水974）含油场所冲洗用水t/h10耗水指标m3/GW·s0.197 辅机冷却水+工业用水9000090000辅机冷却水+工业用水122760 ******122760凝汽器冷却水******123270113760 113760 消耗25凝汽器冷却水冲渣消耗20冲渣沉煤池煤场、输煤系统用水 50 30沉煤池煤场、输煤系统用水锅炉补给150化学用水10 30 200锅炉补给150中和处理化水处理室中和处理化水处理室180202025消耗5工业废水集中处理站 工业废水集中处理站工业杂用水消耗50工业杂用水沉淀池250 200 200 ******沉淀池 消耗6 消耗7含油场所冲洗用水煤场喷淋油水分离器收集含油废水10477含油场所冲洗用水煤场喷淋油水分离器收集含油废水消耗6油罐脱水3生活用水污水生物氧化塘20 14 114 20 蒸发等消耗254生活用水污水生物氧化塘冲灰制浆池灰场 冲灰制浆池灰场冲灰用水 200 200 1154冲灰用水 汽水损失140汽水系统 160 锅炉排污20 900汽水系统图3-22×200MW+2图3-22×200MW+2×300MW机组年平均原则性水量平衡图（单位t/h）主要污染物排放情况一、二期工程主要污染物排放情况见表3-5。表3-5一、二期工程排烟状况和大气污染物排放情况项目单位一期二期烟囱型式单管直筒烟囱烟囱序号12高度m210210出口内径m67.2烟气排放状况干烟气量Nm3/s503709过剩空气系数a1.4烟囱出口排烟温度°C120118.5大气污染物排放状况SO2排放量t/h1.9172.704排放浓度mg/Nm310591059烟尘排放量t/h0.7690.358排放浓度mg/Nm3424.7140.3NOx排放量t/h1.812.37排放浓度mg/Nm310009283.1.2.一、二期工程年灰渣量共约65.5万t。一期工程灰渣采用灰、渣混除方式,水力输灰、湿灰场;二期工程采用灰、渣分除方式,水力输灰、湿灰场，有水力输灰和水力除渣两个系统，二期工程渣全部综合利用。灰渣量及处置方式见表3-6。表3-6灰渣量及处置方式规模2×200MW+2×300MW项目排渣量排灰量t/dt/at/dt/a合计一期114267681026240910267678二期160.8387231447.2348508387231输送及处置方式输送方式一期工程灰渣采用灰、渣混除方式,二期工程采用灰、渣分除方式，均采用水力输灰。贮存方式湿灰场综合利用制砖、筑路筑路、制砖3.1.3一、二期现有机组主要环保问题（1）一期2×670t/h煤粉炉配2×200MW汽轮发电机组项目分别于1988年6月28日（2）电厂一、二期工程灰渣综合利用率34.9%，应提高灰渣综合利用率。（3）电厂一期工程工业杂用水排放量约200t/h，应回收用于冲灰。3.1.4本期工程厂址所在行政区******发电厂位于******省湘南地区，******市区以南约3km******弯曲段右岸，北距******市64km，南距郴州市69km。厂址南2km有耒新铁路珠矶滩编组站，电厂西北面4km为灶市镇即京广线******站所在地，电厂西南面10km处为京广线小水铺站，厂址周围交通运输方便；该站南约4km为白沙矿务局，厂址地处煤炭基地附近；厂址地理位置十分优越。三期工程在二期工程东侧，基本在已征地范围内扩建。厂址及占地概要******发电厂厂址南、北、西三面环水，东为农田、丘陵。厂址地势南高北低，属平缓的小丘陵地带。自然地面标高75～115m，由Ⅱ级及Ⅳ级阶地组成，呈阶地丘陵地貌景观。原始地形为阶地丘陵，最高115.0m，地面最低标高一般在75.0m以上，整个厂区相对高差40m左右。一、二期工程生产区围墙内占地73.2hm2,在厂址东部;电厂行政管理及生活区在生产区西部,生活区围墙内占地35.9hm2。一、二期工程厂区竖向均采用阶梯式布置，厂址1%洪水位84.11m。一期工程厂区布置采用南铁路及煤场、中主厂房、北升压站的三列式布置型式，并充分利用地形条件，采用主厂房、除尘站、烟囱三阶梯布置，其标高分别为85.7m，96.0m，101.0m，其它各区也采取阶梯布置型式；一期主厂房固定端朝西向东扩建。二期工程在一期主厂房扩建端进行布置，总平面格局与一期一致。三期工程在二期主厂房扩建端向东扩建，厂区竖向布置。本期工程厂区占地约30.9hm2,其中利用一期已征地26.9hm2,新征地3.9hm2。厂外运煤道路、排洪沟、边坡等用地2.7hm2。施工区位于主厂房扩建端，可利用一期已征地5.8hm2,新租地5.2hm2。一、二期施工生活区位于厂区南面，可利用作为本期工程施工生活区。新征地均为荒地，不占基本农田。灰场概况一、二期工程按实用煤种计年灰渣量约65.5万t。三期工程按设计煤种计年灰渣量约55.5万t。全厂年石膏量约11万t。全厂年灰、渣、石膏量共约132万t。一、二、三期工程共用烟棚冲贮灰场。三期工程只需加高现有灰坝。贮灰场为电厂东偏北4.5km处的烟棚冲，该灰场为南北向的狭长山谷，长约1.5km，东西向最宽处约1.1km，谷底宽度平均不到100m，谷底地势向南呈12.5%倾斜，东、西、北三围山岭高程在180～240m之间，相对高差约0～120m，山坡植被良好。库区范围内无农田，无住户及房屋拆迁，亦无矿藏、文物及旅游资源。区内地震基本烈度为Ⅵ度。原主坝初期坝设计为透水坝。初期坝顶标高160m，二期已加高至168m，库区面积43hm2,库容为800×104m3，目前贮灰高程约为164m，尚剩余库容200×104m3。终期规划坝顶标高为230m，其库容汇水面积为160hm2,有效库容4300×104m3，可贮灰26年。一、二、三期目前征地范围线高程为182m，征地面积66hm2,三期征地范围线高程拟定为190m，库区面积81hm2,新增征地面积15hm2。可满足一、二、三期2200MW机组6年左右的贮灰要求。初期透水坝与库底排渗系统结合，作为后期灰坝加高的排渗棱体。二期已采用上游法加高子坝至168m，168m高程以上拟采用库内土料或灰渣分次填筑子坝，每次加高4～6m，其子坝外坡初拟1:3.5，内坡初拟1:2.5～1:3.5。子坝顶宽拟定6.0m。本期采用水力除灰、灰渣分除方式，与前期工程除灰、渣系统分开成独立系统。设备概况、脱硫工艺系统及设备总平面布置见图3-3。本期工艺流程见图3-4，本期工程拟采用石灰石湿法脱硫，设计脱硫效率95%，脱硫效率计算按90%计，脱硫工艺流程见图3-5；本期工程拟采用选择性催化还原（SCR）法脱硝工艺，设计脱硝效率>80%，脱硝效率计算按80%计;主要设备及环保设施情况见表3-7。表3-7主要设备及环保设施概况表项目单位三期工程5#、6#出力及开始运行时间出力MW2×600MW时间计划分别于2010年12和2011年6月投运锅炉种类固态排渣煤粉炉,“W”火焰蒸发量t/h2×2030汽机种类亚临界、一次中间再热、凝汽式出力MW2×600发电机种类水—氢—氢容量MW2×600烟气处理烟气脱硫装置种类石灰石-石膏湿法脱硫工艺脱除量90烟气除尘装置种类除尘效率%99.85（电除尘99.7、脱硫除尘50）烟囱型式单管烟囱高度m240出口内径m9NOX控制方式低氮燃烧技术+SCR脱硝工艺冷却方式循环循环冷却排水处理方式种类集中处理、循环利用处理量104t/a42.3灰渣处理方式种类灰渣分除、气力除灰和水力输灰处理量104t/a55.5灰渣综合利用设备种类水泥掺合料、筑路用量104t/a22石膏综合利用设备种类建材、掺合料等用量104t/a5（1）脱硫工艺原理：石灰石—石膏湿法脱硫工艺采用价廉易得的石灰石作为脱硫吸收剂，石灰石经破碎、磨细成粉状，与水混合搅拌制成吸收浆液。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应被脱除，最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去带出的细小液滴，经加热器加热升温后排入烟囱。脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收。由于吸收浆的循环利用，脱硫吸收剂的利用率高。该工艺适用于任何含硫量的煤种的烟气脱硫，脱硫效率可达到95%以上。石灰石—石膏湿法脱硫是目前世界上技术最为成熟、应用最多的脱硫工艺，特别在美国、德国和日本，应用该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的90%，已应用的最大单机容量已达1000MW。（2）脱硫装置总体布置：本工程的脱硫区拟布置在本期工程烟囱北侧的空地，详见厂区总平面布置图。布置有增压风机、吸收塔、除雾器、循环浆泵、氧化风机及石膏脱水车间。（3）脱硫工艺系统及设备：石灰石—石膏湿法脱硫工艺系统主要由SO2吸收系统和烟气系统两大部分组成，详见脱硫系统原则性工艺流程图。SO2吸收系统是烟气脱硫系统的核心，主要包括吸收塔、除雾器、循环浆泵和氧化风机等设施、设备。在吸收塔内，烟气中的SO2被吸收浆液洗涤并与浆液中的CaCO3发生反应，在吸收塔底部的循环浆池内被氧化风机鼓入的空气强制氧化，最终生成石膏晶体，由石膏浆排浆泵排出吸收塔送入石膏处理系统脱水。在吸收塔的出口设有除雾器，以除去脱硫后烟气带出的细小液滴，使排出的烟气含液滴量低于100mg/Nm3。湿法脱硫吸收塔按吸收浆液与烟气的流向分有顺流塔、逆流塔及顺逆流塔等几种形式；按其塔内结构不同又可分为填料塔和喷淋塔。在填料塔内为便于吸收浆液与烟气充分接触，一般在塔内设置有填料或格栅；在喷淋塔内，采用多层喷嘴将吸收浆液以雾状均匀地喷布于充有烟气的塔中。几种吸收塔型式各有特点，在大量的工业应用中不断改进，吸收塔的烟气流速有所提高，又进一步减少吸收塔体积与占地面积，降低吸收塔的造价。目前，湿法脱硫吸收塔已将除尘、脱硫、氧化三项功能集于一体，使系统大为简化。由于吸收塔布置于除尘器之后，脱硫系统对经除尘器除尘后的烟气的除尘效率可以达到50--80%。在脱硫系统出现事故停机需要检修时，可以用排浆泵将吸收塔内的吸收浆液排入事故浆池中存放。烟气系统包括：气-气换热器、增压风机、脱硫系统进出口档板门、旁路档板门和相关烟道。锅炉烟气经电除尘器、引风机、脱硫系统入口挡板门进入脱硫增压风机，然后被送进脱硫系统。经增压风机升压后，烟气经气-气换热器的吸热侧降温至108.8℃进入吸收塔，经洗涤脱硫后的烟气温度约44.6℃，在气-气换热器的放热侧被加热至75℃以上，经脱（4）选择性催化还原（SCR）法脱硝工艺原理：SCR技术是在金属催化剂作用下，以NH3为还原剂，将NOx还原成N2和H2O。NH3不与烟气中的O2反应，因此称这种方法为“选择性”。将NOx还原成N2和H2O，其主要反应式为： 4NO＋4NH3＋O2→4N2＋6H2O 6NO2＋8NH3→7N2＋12H2O（NH4）2CO→2NH2＋CONH2＋NO→N2＋H2OCO＋NO→N2＋CO2选择适当的催化剂上述反应温度可以在300～400℃之间有效进行，该温度相当于省煤器与空气预热器之间的烟气温度。在NH3/NO=1的条件下，SCR脱硝效率可以达到80～90％的脱硝效率。选择性催化还原（SCR）技术是目前应用最多而且最有成效的烟气脱硝技术。目前世界各国采用的SCR系统有数百套之多，技术成熟可靠。我国福建后石电厂600MW机组烟气脱硝系统采用的就是SCR烟气脱硝技术。（5）脱硝装置工艺系统：脱硝装置装于炉后与空气预热器之间的烟道。主要包括三部分，既空气系统、供氨系统及催化反应器。烟气与来自氨/空气混合器的氨在催化剂的作用下，NOx转化为N2和H2O，处理后的烟气进入空气预热器，再进入电除尘器。3.1.5燃料、水源燃料（1）燃煤来源、运输、煤质及燃煤消耗量1）燃煤来源：******发电厂已与各供方签订了三期工程供煤协议：******省白沙煤电集团有限责任公司煤量100×104t/a、永兴县煤炭运销公司50×104t/a、******省新生煤矿35×104t/a、******市煤炭公司75×104t/a、******市开元煤炭销售有限公司30×104t/a。以上各供方共可为电厂三期工程提供原煤290×104t/a，供应期30年以上。以上各原煤供方保有储量总计50338.8×104t/a，2004年可采储量总计34063.3×104t/a，设计生产能力总计673×104t/a，服务年限绝大部分在30年以上，2004年产量总计558.80×104t/a，远期规划(2008年及以后)产量总计770×104t/a，增产211×104t/a。本工程协议供煤量及各供方可供耒电三期煤量均为290×104t/a，而本期工程实际仅需要原煤220.77×104t/a，有富余量69×104t/a。2）原煤运输：本工程各原煤供方及运距分别为：******省白沙煤电集团有限责任公司煤量100×104t/a永耒铁路运输最远约7km；永兴县煤炭运销公司50×104t/a、京广线上行转永耒支线、永耒铁路运输最远约70km；******省新生煤矿35×104t/a、永耒铁路运输约30km。******市煤炭公司75×104t/a、汽车运输约15～45km；******市开元煤炭销售有限公司30×104t/a、汽车运输约34km******电厂位于******城南约3km的******对岸，现有公路桥与******市城区连接。厂址南面2km有永耒铁路珠矶滩编组站，与电厂隔河相望，珠矶滩车站南面为******省白沙煤电集团有限责任公司所在地，西北4km为京广铁路******火车站。永耒铁路由******火车站出岔，原为煤矿专用线。电厂铁路专用线现由珠矶滩编组站接轨，经过******铁路桥直达电厂煤场，专用线长3.1km。******电厂三期煤源主要分布在本地白沙煤电集团、******地区，其中燃煤185×104t/a由耒新支线各煤矿运入，采用电厂自备机车。******站至电厂约7.0km。已分别取得广州铁路(集团)公司及******省白沙能源股份有限公司永耒铁路公司同意承担运输的复函。车流组织方式为经珠矶滩编组站交接后由电厂自备机车送入厂内卸车站，卸空后再回送珠矶滩站。厂内卸车新增一台翻车机，一股重车线，一股轻车线。电厂北面4km有107国道通过，现有进厂公路二条，分别从厂址东西两头由北向南进入厂区，运煤汽车由东侧公路(专用线)进入。根据******市交通局《关于******发电厂三期工程在公路上运输的函》，在不超限超载运输的条件下已同意汽车公路运煤100×104t/a。另据******发电厂与******市煤炭公司及******市董溪煤矿汽车运输队签订的煤炭运输协议，两公司可分别承担80×104t/a、30×104t/a的煤炭运输量。供煤源分布见图3-6。3）煤质及燃煤消耗量：本工程安装两台2008t/h锅炉和600MW汽轮发电机组，机组日利用小时按20h，年利用小时按4500h计，本期工程建成后煤质见表3-8，燃煤消耗量见表3-9。4)结论：******发电厂三期工程已签得供煤协议290×104t/a，供应期30a以上，实际仅需要220.7×104t/a，略有富余。从取得协议的煤矿资源来分析，无论从煤炭储量还是原煤质量、矿区的生产能力、远景发展规划以及煤炭供需平衡方面分析，均可满足电厂本期工程的需要。而本期工程主要供煤矿点距电厂近，交通方便。燃煤铁路运输已分别取得广州铁路(集团)公司及******省白沙能源股份有限公司永耒铁路公司同意承担运输的复函，公路运煤已取得******市交通局《关于******发电厂三期工程在公路上运输的函》及与******市煤炭公司和******市董溪煤矿汽车运输队签订的煤炭运输协议，因此本期工程燃煤运输是可靠的。表3-8三期工程燃料工业分析和元素分析表项目符号单位设计煤种校核煤种工业分析收到基水分Mt%9.808.9收到基灰分A%24