浙江浙能温州电厂“上大压小”扩建项目环境影响评价报告书.doc

浙江浙能温州电厂“上大压小”扩建项目环境影响报告书（简 本）建设单位：浙江浙能温州发电有限公司二一二年九月 中国·温州目 录1 建设项目概况11.1 项目建设地点及相关背景11.2 项目基本组成与投资31.3 选址方案51.4 与法律法规、政策、规划和规划环评的相符性61.4.1 法律法规与产业政策61.4.2 城市总体规划71.4.3 海洋功能区划71.4.4 环境保护规划81.4.5 国民经济和社会发展规划81.4.6 能源发展规划92 建设项目周围环境现状102.1 项目所在地的环境现状102.1.1 环境空气102.1.2 海洋环境102.1.3 地下水122.1.4 噪声122.2 环境影响评价范围133 建设项目环境影响预测及拟采取的主要措施与效果183.1 主要污染物排放概况183.1.1 大气污染物183.1.2 水污染物193.1.3 噪声193.1.4 工业固体废弃物203.1.5 全厂污染物排放总量变化情况213.2 环境保护目标分布情况213.3 环境影响预测及评价223.3.1 环境空气223.3.2 水环境影响分析223.3.3 海洋环境影响分析233.3.4 噪声影响预测243.3.5 灰场环境影响分析243.3.6 贮煤场扬尘环境影响分析243.4 污染防治防治措施与效果243.4.1 大气污染防治对策243.4.2 水污染防治对策253.4.3 噪声防治对策263.4.4 贮煤场和输煤系统污染防治对策273.4.5 固体废物处置和综合利用273.4.6 厂区防渗措施273.4.7 灰场及灰渣运输污染防治措施283.4.8 施工期防治措施293.4.9 生态环境保护303.4.10 污染防治措施小结313.5 环境风险评价与应急预案323.5.1 柴油贮罐的环境风险及防范措施323.5.2 贮氢罐的环境风险及防范措施323.5.3 酸碱贮罐的风险事故分析及防范措施333.5.4 台风溃堤风险与防范343.5.5 应急预案363.6 环境影响的经济损益分析373.7 拆迁安置情况383.8 环境监测计划及环境管理制度383.8.1 环境管理的主要工作383.8.2 监控制度383.8.3 环境监测计划383.8.4 环境监理424 公众参与444.1 环评阶段公众参与444.2 公众参与调查455 结论466 联系方式471 建设项目概况1.1 项目建设地点及相关背景温州发电厂位于浙江省温州市辖乐清市北白象镇，厂址东侧为东横河村和西横河村、南侧为瓯江口、西侧为磐石社区（磐东村、磐南村）。温州发电厂先后历经三期建设，装机规模1470MW（2×135MW+2×300MW+2×300MW）。其中，温州发电厂一期工程和三期工程法人为浙江浙能温州发电有限公司，由浙江省能源集团有限公司控股；温州发电厂二期工程法人为浙江温州特鲁莱发电有限责任公司，由华润电力控股，浙能温州发电有限公司承包运行维护。一期工程为一次再热燃煤凝汽式汽轮发电机组2×125MW，分别于1990年12月和1991年7月投产；2001年经技术改造，机组容量增至2×135MW。一期工程建设2万吨级卸煤码头泊位1个、装灰码头1座，配套灵昆灰场、卸灰码头1座。2010年8月8日关停，目前输煤栈桥已拆除，与电网永久解列。二期工程为亚临界中间再热凝汽式汽轮发电机组2×300MW，分别于2001年4月、2001年底投产。二期工程扩建2万吨级卸煤码头泊位1个，配套西岙灰场。三期工程为亚临界中间再热凝汽式汽轮发电机组2×300MW，分别于2005年3月和7月投产。浙能温州发电有限公司拟进行温州电厂四期“上大压小”扩建，建设2×660MW超超临界燃煤发电机组，项目已列入浙江省“十二五”及中长期能源发展规划，2012年1月国家能源局同意四期工程开展前期工作（国能电力201214号）。温州电厂四期“上大压小”扩建项目能增强温州电网的自供能力、提高电网运行的安全稳定性，可替代小火电机组、优化电源结构、提高能源利用效率，并可解决老企业生存和发展问题，促进人、企业、社会和谐发展。因此，建设温州电厂四期“上大压小”扩建项目是十分必要的。图1.1-1 本工程地理位置示意图1.2 项目基本组成与投资（1）主要建设内容温州电厂本期扩建2×660MW超超临界燃煤发电机组。表1.2-1 浙江浙能温州电厂“上大压小”扩建项目工程特性表建设单位浙江浙能温州发电有限公司建设地点浙江省乐清市北白象镇总投资额457591万元（静态）规模（MW）项目单机容量及台数总容量现有工程一期2×135270（2010年8月关停）二期2×300600（承包运行）三期2×300600本期规模2×6601320（计划于2015年6月投产）全厂规模2×3002×3002×6602520压小容量关停浙江省小火电机组41.6万千瓦，占用该省火电建设规模72.6万千瓦主体工程锅炉2×2060t/h，超超临界、一次中间再热、变压运行燃煤直流锅炉汽轮机超超临界、一次中间再热、凝汽式、双背压、单轴、三缸或四缸四排汽发电机2×660MW、水氢氢冷却、静态励磁利用小时数日利用20小时；年利用5500小时辅助工程水源取自永嘉县楠溪江沙头引水工程，本期淡水补给水量约334m3/h（全厂986m3/h）冷却系统海水直流冷却，需水量约42m3/s，不加氯化水系统2列超滤反渗透混合离子交换水处理主系统，除盐水量约2×100m3/h除灰渣系统灰渣分除，机械除渣，干除灰、正压浓相气力输送贮运工程燃煤设计煤种为蒙混煤（内蒙古伊泰煤），校核煤种为烟混煤（伊泰煤与晋北煤按2：1掺配），燃煤在秦皇岛港、京唐港或曹妃甸港交货后海运进厂条形煤场设1个条形煤场（与二期煤场联通），煤堆高度13.5m，贮煤量约15.4万吨，煤场四周设16m高防风抑尘网灰场及运灰方式将一期的灵昆灰场东南区块改为干灰场，并进行防渗处理。灰渣、石膏优先考虑综合利用，综合利用不畅时灰渣调湿后运至灰场碾压堆放，石膏运至灰场单独贮存，运灰方式为船运约10km后转车运约1.5km 脱硫剂购买成品石灰石粉，CaCO3含量大于90%，采用密封罐车运输、气力输入石灰石粉仓储存，制浆后作为脱硫剂脱硝剂采用尿素为脱硝剂，利用二、三期工程的尿素储存区和溶液制备区环保工程烟囱两炉合用一座高240m、出口内径6.5m的双管钢制烟囱SO2石灰石石膏湿法烟气脱硫，不设旁路、不加装GGH，二次风加热，脱硫效率97% 烟尘五电场静电除尘器，配高频电源，除尘效率99.84%（脱硫系统除尘50%后综合效率99.92%）NOX安装低氮燃烧器，实施SCR脱硝（脱硝效率80%），NOX排放浓度70mg/m3送出工程以220kV电压等级接入系统，送出工程不在本次评价范围内依托工程烟气治理系统二期、三期在建的尿素储存区和溶液制备区已考虑本期用量、制备出力取排水与水处理系统电厂取水管线全长约21km，现有供水能力1500m3/h；永嘉县楠溪江供水有限公司允许电厂引水流量1260m3/h。本期建成后全厂淡水补给量在原供水协议允许范围内电厂一期工程正在拆除，全厂共用的化水处理系统随之同步改建，各设备处理能力已考虑本期用量利用既有工业废水、生活污水处理站，脱硫废水处理站扩建10m3/h处理能力，全厂已设有4个1000m3事故水池、1个2500t回用水调蓄池贮运工程现有2个2万吨级煤码头、4台800t/h卸船机，本期不扩建泊位，只增加1台800t/h卸船机用于清舱或备用（提高船时效率）一期工程已建成1000吨级装灰码头、1000吨级卸灰码头厂区道路、进厂道路、大件码头、砂石码头、贮氢库、油罐区已建成施工场地施工场地利用老厂三期施工场地，位于三期厂区之东，面积约12hm2；施工生活区利用老厂施工临时生活区，位于电厂西北面，面积约4hm2其它厂前区、办公楼及绿化等全厂共用（2）工程场地本期2×660MW机组用地面积约14.67hm2，占用厂内原一期工程场地；灰场使用一期配套的灵昆灰场东南区块，面积约11.5hm2。（3）主要工艺流程电厂所用燃料制成煤粉送至锅炉燃烧，锅炉产生蒸汽推动汽轮发电机发电，电能接入厂内配电装置后送出。烟气经SCR脱硝、静电除尘器除尘、湿法烟气脱硫后，采用二次风加热净烟气后经烟囱排入大气。（4）煤源与煤质本工程设计煤种为蒙混煤（内蒙古伊泰煤），校核煤种为烟混煤（伊泰煤与晋北煤按2：1掺配）。全年燃煤量为291.129（校核煤296.604）万吨，燃煤收到基硫份为0.55%（校核煤0.66%），收到基灰份为11.70%（校核煤16.20%），汞0.20（校核煤0.20）mg/g，干燥无灰基挥发份为35.43%（校核煤36.55%），收到基低位发热量为21.90（校核煤21.50）MJ/kg。燃煤在北方港口下水后海运至电厂专用煤码头，码头只增加一台800t/h卸船机提高船时效率，泊位通过能力可达640万吨/年，现有码头不需扩建泊位。工程建设1座条形煤场。煤场堆高13.5m，总贮量约15.4万吨，满足2×660MW机组15d的耗煤量，煤场四周设16m高的防风抑尘网。（5）取排水工程采用海水直流冷却系统，不加氯。淡水水源为楠溪江引水工程，现有引水管线已能满足全厂供水要求，且取水量在供水协议允许范围内。本期工业废水处理后全部回用，不外排；本期不增加工作人员，不新增生活污水产生量；雨水通过雨水管网排入瓯江。（6）综合利用与备用灰场工程采用“干湿分排、粗细分排和灰渣分除”的设计原则，便于综合利用。干灰正压气力输送，两炉设三座干灰库；每台炉配置一台风冷式干式排渣机。本期协议灰渣利用率为100%。在干灰渣综合利用受阻的情况下，多余的灰渣用运至灰场碾压堆放。贮灰场利用一期灵昆灰场东南区块，本期将该区块改造为干灰场。灵昆灰场东南区块有效库容约60.5×104m3，在不考虑综合利用的情况下，能贮存二期、三期的石膏及本期工程灰渣、石膏约1.1年。运灰方式为船运距离约10km，车运距离约1.5 km（利用瓯江口新区已有道路），装、卸灰码头一期工程已建成。（7）电力送出方式保留老厂220kV屋外配电装置，本期朝西北方向出线6回，利用原有线路走廊。（8）工程投资工程静态总投资约457591万元，其中环保投资约60059.33万元，约占总投资的13.1%。表1.2-2 本期工程环保投资估算表序号项 目投资（万元）1烟气脱硫（高效脱硫塔）170502二次风加热3773除尘设施（双室五电场高频电源）90624低氮燃烧器、脱硝装置105755灰渣综合利用设施45446灰场环保措施（灰场防渗、喷洒以及防洪设施等）51007烟囱56948脱硫废水处理设施1939煤场、输煤系统防尘措施400010烟气连续监测系统10011环境监测站设施费7212海洋环境保护1725.2113施工期环境监理20014环保设施竣工验收费10015水土保持（含绿化）1267.12环保总费用60059.33工程总投资457591环保投资占总投资比例（%）13.1（9）建设计划本期工程2×660MW机组计划于2013年开工建设，2015年3月第一台机组投产发电，2015年6月第二台机组投产发电。1.3 选址方案本工程为老厂原址建设，占用厂区内土地（地块性质为工业用地），全部生产设施布置在厂区现有围墙范围内。灵昆灰场位于瓯江口新区，为一期工程配套灰场，温州市规划局瓯江口新区分局同意电厂保留灵昆灰场东南区块为本期事故灰场。本工程充分利用现有土地和通道走廊资源、无需征地拆迁。1.4 与法律法规、政策、规划和规划环评的相符性1.4.1 法律法规与产业政策本期工程建设2×660MW高参数、大容量、高效率、节水环保型燃煤电站，符合国家相关法规和产业政策。表1.4-1 项目的法规、政策符合性序号政策要求本期工程相关内容1国务院关于落实科学发展观加强环境保护的决定（国发200539号）1.1严格控制污染物排放总量；所有新建、扩建和改建项目必须符合环保要求，做到增产不增污，努力实现增产减污本工程SO2、NOX排放总量通过关停本厂#1、#2机组和台州电厂#1、#6机组获得，实现增产减污，符合总量控制要求1.2新（扩）建燃煤电厂除燃用特低硫煤的坑口电厂外，必须同步建设脱硫设施或者采取其他降低二氧化硫排放量的措施本工程同步建设石灰石石膏湿法脱硫设施1.3大力发展循环经济；推进污水再生利用和垃圾处理与资源化回收，建设节水型城市本工程最大限度地利用水资源，实现废水零排放；灰渣、石膏立足于综合利用2国务院办公厅转发环境保护部等部门关于推进大气污染联防联控工作改善区域空气质量指导意见的通知（国办发201033号）2.1制定并实施重点区域内重点行业的大气污染物特别排放限值，严格控制重点区域新建、扩建除“上大压小”和热电联产以外的火电厂，在地级城市市区禁止建设除热电联产以外的火电厂本工程为上大压小项目，不在温州市市区2.2强化二氧化硫总量控制制度：提高火电机组脱硫效率本工程脱硫效率97%；老厂机组拆除脱硫旁路2.3建立氮氧化物排放总量控制制度。新建、扩建、改建火电厂应根据排放标准和建设项目环境影响报告书批复要求建设烟气脱硝设施，重点区域内的火电厂应在“十二五”期间全部安装脱硝设施，其他区域的火电厂应预留烟气脱硝设施空间本工程设置SCR脱硝装置；老厂机组进行SCR脱硝改造2.4加大颗粒物污染防治力度：使用工业锅炉的企业以及水泥厂、火电厂应采用袋式等高效除尘技术本工程采用五电场静电除尘器，除尘效率99.84%3国务院关于印发“十二五”节能减排综合性工作方案的通知（国发201126号）3.1新建燃煤机组全部安装脱硫脱硝设施，现役燃煤机组必须安装脱硫设施，不能稳定达标排放的要进行更新改造，烟气脱硫设施要按照规定取消烟气旁路。单机容量30万千瓦及以上燃煤机组全部加装脱硝设施本工程同步建设石灰石石膏湿法脱硫设施、SCR脱硝设施，无脱硫烟气旁路3.2重点推广选择性催化还原氮氧化物控制等节能减排技术本工程采用SCR脱硝3.3推动粉煤灰、工业副产石膏综合利用，废弃物实现就地消化本工程灰渣及石膏全部综合利用4国务院关于印发国家环境保护“十二五”规划的通知（国发201142号）4.1新建燃煤机组要同步建设脱硫脱硝设施，未安装脱硫设施的现役燃煤机组要加快淘汰或建设脱硫设施，烟气脱硫设施要按照规定取消烟气旁路。加快燃煤机组低氮燃烧技术改造和烟气脱硝设施建设，单机容量30万千瓦以上（含）的燃煤机组要全部加装脱硝设施本工程同步建设石灰石石膏湿法脱硫设施、SCR脱硝设施，无脱硫烟气旁路4.2加强工业烟粉尘控制，推进燃煤电厂、水泥厂除尘设施改造。20蒸吨（含）以上的燃煤锅炉要安装高效除尘器本工程采用五电场静电除尘器，电除尘器除尘效率99.84%4.3加强煤矸石、粉煤灰、工业副产石膏、冶炼和化工废渣等大宗工业固体废物的污染防治本工程灰渣及石膏全部综合利用5印发关于加强工业节水工作的意见的通知（国经贸资源20001015号）5.1积极推行清洁生产，促进废水循环利用和综合利用本工程符合5.2在项目可行性研究报告中，应当包括用水、节水方案本工程符合6国家产业技术政策（国经贸技术2002444号）6.1重点发展洁净煤燃烧发电技术、电站锅炉排放控制技术采用清洁燃烧工艺；脱硫、静电除尘、低氮燃烧技术SCR脱硝，控制大气污染物排放6.2大力发展清洁生产技术，重点发展200MW及以上机组烟气脱硫技术能耗、物耗、水耗为国内先进水平，符合清洁生产要求；采用湿法脱硫工艺7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（发改能源2004864号）7.1严格执行国家环保政策：新建、扩建燃煤电站项目均应同步建设烟气脱硫设施。所有燃煤电站均要同步建设排放物在线连续监测装置本项目采用石灰石石膏湿法脱硫，建设有烟气连续监测装置7.2严格控制土地占用量，原则不得占用基本农田本项目占用一期场地，利用原有灰场，不新征地8关于印发海水利用专项规划的通知（发改环资20051561号）8.1鼓励企业采用海水淡化水作锅炉补充水，直接利用海水作工业冷却水和冲厕用水本项目直接利用海水作工业冷却水8.2在电力、化工、石化、钢铁等高用水行业加快推广应用海水直流冷却技术本项目采用海水直流冷却9产业结构调整指导目录（2011年本）（国家发展和改革委员会令2011第49号）9.1鼓励建设单机60万千瓦及以上超临界、超超临界机组电站本项目属于鼓励类9.2鼓励燃煤发电机组脱硫、脱硝及复合污染物治理本项目采用高效脱硫、除尘、脱硝设施，老厂进行脱硝改造9.3直接向江河排放冷却水的火电机组（限制类）本项目采用海水直流冷却10关于发布燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策的通知（环发200226号）10.1建设烟气脱硫装置时，应同时考虑副产品的回收和综合利用，减少废弃物的产生量和排放量本工程脱硫石膏全部综合利用10.2脱硫副产品过滤、增稠和脱水过程中产生的工艺水循环使用本工程脱硫废水处理后用于煤场喷淋11关于加强燃煤电厂二氧化硫污染防治的通知（环发2003159号）11.1大中城市建成区和规划区，原则上不得新建、扩建燃煤电厂本项目位于乐清市，是温州重大市政设施规划的电厂11.2东中部地区以及西部两控区内新建、改建和扩建燃煤电厂，要严格按照基本建设程序审批，同步配套建设脱硫设施本工程同步建设脱硫设施1.4.2 城市总体规划温州发电厂位于温州市城市总体规划（20032020）中的七里片区，属于工业用地，符合温州市城市总体规划（20032020）要求，浙江省住房和城乡建设厅、温州市规划局同意选址，温州市规划局确认厂址不属于温州市市区。灵昆灰场位于瓯江口新区，1992年由原瓯海区人民政府划拨给电厂（瓯政字92318号），温州市规划局瓯江口新区分局同意电厂保留灵昆灰场东南区块为本期事故灰场，并明确其用地周边500m范围内均属于工业用地。1.4.3 海洋功能区划（1）浙江省海洋功能区划根据浙江省海洋功能区划（国函2006115号批复），温州临港产业区位于温州瓯江口两侧、乐清湾西岸、洞头群岛及苍南、瑞安、平阳沿海等地，该区依托温州港，重点发展仓储中转和能源、精细化工、船舶修造、海洋新兴产业、进出口加工等临港产业。本工程位于温州临港产业区，是浙江省海洋功能区划中重点发展的临港产业之一。（2）浙江省海洋经济示范区规划与海洋功能区划根据浙江省海洋经济示范区规划与海洋功能区划（国函201119号批复），浙江省依托海岸线和海岛选址优势，优化能源供应结构，提升保障水平。按照“上大压小”和“老厂扩建”原则，积极有序建设超临界、超超临界燃煤电站。因此，本工程符合浙江省海洋经济示范区规划与海洋功能区划完善能源保障网的建设原则。（3）温州市海洋功能区划（修编）根据温州市海洋功能区划（修编）（浙政函200938号批复），电厂属于瓯江口临港工业工程用海区中的温州电厂临港工业工程用海区，温州电厂码头区基本维持现状，可以根据电厂扩能或其它需求可对现有码头进行改造或扩建。灵昆灰场东侧为围涂造地区，与东滩湿地相距约3km。因此，本工程与温州市海洋功能区划（修编）是相符的。1.4.4 环境保护规划（1）浙江省环境保护“十二五”规划规划指出：推进电力行业污染减排。加强火电企业脱硫脱硝工程建设和运行监管。新建和在建火电燃煤机组同步配套建设高效脱硫脱硝设施，现役燃煤发电机组在确保脱硫设施高效运行的基础上，开展烟气脱硝治理或低氮燃煤技术改造，125MW以上燃煤机组脱硫效率达到90%以上，200MW以上燃煤机组脱硝效率达到70%以上。因此，本工程符合浙江省环境保护“十二五”规划要求。（2）温州市生态环境保护十二五规划该规划指出：持续推进电力行业污染减排。强化火电企业脱硫脱硝工程建设和运行监管。新建和在建火电燃煤机组同步配套建设高效脱硫脱硝设施，现役燃煤发电机组在确保脱硫设施高效运行的基础上，开展烟气脱硝治理或低氮燃煤技术改造，125MW以上燃煤机组脱硫效率达到90%以上，200MW以上燃煤机组脱硝效率达到70%以上。控制电厂燃煤机组污染物排放。“十二五”期间建设的浙江浙能温州发电有限公司上大压小、浙江浙能乐清发电有限责任公司三期等项目必须实施除尘脱硫脱硝，浙江浙能温州发电有限公司二期5、6号机组、浙江温州特鲁莱发电有限责任公司3、4号机组、浙江浙能乐清发电有限责任公司一期1、2号机组必须实施脱硝设施建设。因此，本工程满足温州市生态环境保护十二五规划要求。1.4.5 国民经济和社会发展规划本项目已列入温州市“十二五”重大建设项目安排表。温州市国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要提出：坚持能源供给总量在平衡的基础上适度超前，能源供给结构在现实的基础上加快清洁化，能源供给主体在多元并举的基础上力争增强自主权，完善煤炭、油品、天然气等储备接收基地、输送网络、供应渠道建设，进一步完善能源政策体系，理顺价格关系，完善能源价格形成机制。开工建设苍南核电厂，建成华润苍南电厂、温州发电厂上大压小、泰顺交溪水电站和泰顺抽水蓄能电站及洞头鹿西、瑞安北龙、苍南笔架山等一批风电场，新增装机容量700多万千瓦，全社会电力装机达到1000万千瓦。将我市打造成为浙南重要能源基地，形成绿色坚强电网，满足本地供电需求1.4.6 能源发展规划浙江省人民政府以浙政发201221号文批复了浙江省“十二五”及中长期能源发展规划，该规划在电源建设方案方面指出：“十二五”期间，浙江省需建成投产煤电项目1754万千瓦。其中，已核准、已获路条项目有：绍兴滨海电厂（2×30万千瓦）、嘉兴电厂三期（2×100万千瓦）、苍南电厂（2×100万千瓦）、六横电厂（2×100万千瓦）、台州第二电厂（2×100万千瓦）、舟山电厂二期扩建（30万千瓦）、温州发电厂“上大压小”（2×66万千瓦）、华能长兴电厂“上大压小”（2×66万千瓦），待定项目3个（各2× 100万千瓦）。因此，本工程符合浙江省“十二五”及中长期能源发展规划。2 建设项目周围环境现状2.1 项目所在地的环境现状2.1.1 环境空气2011年12月1日至12月7日在11个监测点连续7天的监测结果表明：SO2的1小时浓度值范围为0.0230.254mg/m3，最大值占GB3095-2012二级标准的50.8%，中雁荡山处占一级标准的66.0%；日均浓度值范围0.0080.071mg/m3，最大值占GB3095-2012二级标准的47.3%，中雁荡山处占一级标准的42.0%；各测点1小时浓度值和日均浓度值没有出现超标现象。NO2的1小时浓度值范围为0.0030.141mg/m3，最大值占GB3095-2012二级标准的70.5%，中雁荡山处占一级标准的38.5%；日均浓度值范围0.0120.067mg/m3，最大值占GB3095-2012二级标准的83.8%，中雁荡山处占一级标准的61.3%；各测点1小时浓度值和日均浓度值没有出现超标现象。PM10的日均浓度值范围为0.0080.144mg/m3，最大值占GB3095-2012二级标准的96.0%，中雁荡山处占一级标准的124.0%；评价范围内各测点日均浓度值没有出现超标现象，关心点中雁荡山处日均值最大超一级标准24.0%。TSP的日均浓度值范围为0.0570.199mg/m3，最大值占GB3095-2012二级标准的66.3%，各测点日均浓度值没有出现超标现象。2.1.2 海洋环境2011年11月4日5日（小潮）、13日14日（大潮），2012年4月67日（大潮）、11日14日（小潮）在工程区域及邻近海域监测结果表明：（1）海水水质瓯江口四类海水区内，活性磷酸盐最大超标1.14倍（超标率78.395.8%）、无机氮最大超标2.02倍（超标率100%），其它监测指标能满足海水四类标准。瓯江口外一类海水区内，活性磷酸盐最大超标4.31倍（超标率100%）、无机氮最大超标6.16倍（超标率100%）、石油类最大超标0.12倍（超标率5%）、锌最大超标0.36倍（超标率96.7100%）、铅最大超标0.78倍（超标率2533.3%）、DO最大超标0.02倍（超标率3.3%），其它监测指标能满足海水四类标准。瓯江口海域的主要污染因子是活性磷酸盐、无机氮，与温州市20082011年近岸海域污染状况基本一致，海水主要受到陆源污染物和养殖业污染，水质总体上有好转趋势。（2）海洋沉积物各监测点海域沉积物质量较好，均符合相应海洋沉积物质量标准。（3）叶绿素a和初级生产力2011年11月小潮涨潮时，调查海域叶绿素a含量为0.406.10µg/L，平均1.90µg/L，小潮时落潮期，调查海域叶绿素a含量为0.304.90µg/L，平均1.60µg/L，大潮涨潮期叶绿素a含量为0.303.80µg/L，平均1.50µg/L，大潮落潮期叶绿素a含量为0.707.20µg/L，平均2.10µg/L。2012年4月大潮涨潮时叶绿素a含量为0.204.80µg/L，平均1.49µg/L；大潮落潮时叶绿素a含量为0.502.00µg/L，平均0.97µg/L；小潮涨潮时，调查海域叶绿素a含量为0.209.50µg/L，平均1.23µg/L；小潮落潮时，调查海域叶绿素a含量为0.3029.40µg/L，平均3.18µg/L。（4）浮游生物2011年11月调查获得浮游植物2门36种，2012年4月调查获得浮游植物3门38种，两次调查丰度均值为10.36×104 ind./m3。2011年11月调查获得浮游动物33种，2012年4月调查获得浮游动物27种，两次次调查总生物量和丰度均值为74.99mg/m3和70.1ind./m3。（5）底栖动物2011年11月监测采到底栖生物2种，底栖生物栖息密度为10ind/m2，生物量为7.84g/m2。2012年4月监测采到底栖生物4种，底栖生物密度在5ind/m210ind/m2之间，平均为6.4ind/m2；底栖生物生物量在0.01g/m20.37g/m2之间，平均为0.69g/m2。底栖生物密度和生物量偏低。（6）潮间带生物2011年11月3条潮间带断面共鉴定到16种潮间带生物，2012年4月3条潮间带断面共鉴定15种潮间带生物，两次次调查潮间带生物量均值为19.01g/m3。（7）海洋生物质量灵昆岛附近海域采集的灵昆缢蛏质量一般，生物体内重金属铅、砷、石油烃含量超一类海洋生物质量标准，其余指标符合一类标准；其它海域采集的文蛤和缢蛏各项指标均符合三类海洋生物标准。（8）渔业资源2011年11月未采集到鱼卵、仔鱼；2012年4月调查到仔稚鱼2种及鱼卵。整体来说，鱼卵仔稚鱼出现较少、密度较低。2011年秋季（9月、11月）在瓯江口、乐清湾进行了二航次调查，五网共拖得游泳生物34种，其中有鱼类21种、虾类7种、蟹类5种、头足类1种。2011年9月平均重量密度为96t/km3；11月平均重量密度为37t/km3，平均尾数密度169 万尾/km3。2012年春季共捕获渔获生物16种，其中鱼类8种、虾类4种，蟹类4种，还有水蚤1种，鱼类明显居多，虾、蟹类相当。每网重量、尾数密度差异比较大，调查水域的重量密度与尾数密度都明显低于近岸海域。2.1.3 地下水对厂区（监测日期2011年12月4日6日）、灵昆灰场（本期灰场，监测日期2011年12月4日6日、2012年7月2930日）、西岙灰场（二、三期配套灰场，监测日期2011年12月4日6日）附近的地下水监测结果表明：厂址附近地下水氨氮最大超地下水质量标准（GB/T14848-93）IV类标准1.76倍，其余指标满足IV类标准要求。灵昆灰场附近地下水在枯水期氨氮有1次超地下水质量标准（GB/T14848-93）IV类标准0.1倍，但该井3日内均值满足IV类标准，因此枯水期指标满足IV类标准要求；丰水期氨氮最大超IV类标准0.4倍，其余指标满足IV类标准要求。西岙灰场附近地下水各评价因子均符合地下水质量标准（GB/T14848-93）IV类标准。受生活源、农业面源影响，部分采自民井的地下水中氨氮超标。厂址、灵昆灰场临近瓯江口海域，瓯江口海水受陆源污染影响的主要超标项目之一是无机氮，两地存在氨氮超标与区域环境情况是符合的。2.1.4 噪声2011年12月6日7日，在8处厂界、5处环境敏感点的监测结果表明：电厂陆域厂界噪声排放值昼间49.355.7dB（A）、夜间39.652.2dB（A），满足工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）3类标准要求。电厂瓯江侧厂界噪声排放值昼间55.062.3dB（A）、夜间53.254.8dB（A），满足工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）4类标准要求。此侧为瓯江航道，受航运噪声影响较大。电厂周围居民区环境噪声昼间49.355.6dB（A）、夜间39.649.2dB（A），满足声环境质量标准（GB3096-2008）中的2类标准要求。2.2 环境影响评价范围（1）大气根据估算模式，本次评价SO2、PM10、NO2最大落地浓度D10%为3.649km，本次评价范围半径定为4km，即本期环境空气评价范围为以厂址为中心的8km×8km正方形区域。（2）海洋根据环境影响评价技术导则 地面水环境（HJ/T2.3-93），考虑温排水1温升影响范围，海洋评价范围为排口上游15km至下游20km所包含的海域（含潮间带），面积约263km2。（3）地下水厂区地下水评价范围：瓯江和东城河之间的区域。灰场地下水评价范围：场地西侧分布有数条自南向北的河，贯穿全岛，东侧为瓯江潮滩区，灰场区地下潜水的水文地质边界以此为边界。（4）噪声厂界噪声评价范围为厂界外1m；环境噪声评价范围为厂界向外200m区域。（5）电磁环境工频电场和工频磁场评价范围为升压站围墙外500m范围内区域，重点评价围墙外100m范围内的区域。无线电干扰评价范围为升压站围墙外2000m内的区域，重点评价围墙外100m范围内的区域。图2.2-1 本工程大气评价范围及环境敏感目标分布示意图图2.2-2 本工程海洋环境评价范围示意图图2.2-3 本工程声环境评价范围及环境敏感目标分布示意图图2.2-4 灵昆灰场周边情况示意图3 建设项目环境影响预测及拟采取的主要措施与效果3.1 主要污染物排放概况3.1.1 大气污染物本工程2×660MW机组采用SCR烟气脱硝，设置高效静电除尘器，安装烟气脱硫设施，烟气经过脱硝、除尘、脱硫后，通过240m高的烟囱排入大气。工程的烟气污染物排放状况和排放量见表3.1-1。表3.1-1 本期工程大气污染物排放情况项 目单位设计煤种校核煤种烟囱型式两炉合用一座双管钢制烟囱高度m240出口内径m6.5/管湿烟气排放速率m3/s1234.71227.4干烟气排放速率m3/s1140.91139.3空气过剩系数1.4烟囱出口参数烟气温度62（二次风加热）排放速度m/s22.822.7大气污染物排放情况SO2排放量MSO2t/h0.15490.1893t/a851.91041.2排放浓度CSO2mg/m337.7146.16排放标准CSO2mg/m3100烟尘排放量MAt/h0.04830.0666t/a265.6366.3排放浓度CAmg/m311.7616.24排放标准CAmg/m330NOX排放量MNOXt/h0.28750.2871t/a1581.31579.0排放浓度CNOXmg/m37070排放标准CNOXmg/m3100Hg排放量MHgt/h31.8×10-632.4×10-6排放浓度CHgmg/m30.00770.0079排放标准CHgmg/m30.03注：1、石灰石石膏湿法脱硫效率97%，无烟气旁路、无GGH；2、静电除尘器效率99.84%（脱硫系统除尘50%后总效率99.92%）；3、采用低氮燃烧技术，锅炉出口NOX浓度350mg/m3，SCR脱硝效率80%；4、烟气中脱硝、除尘、脱硫三级脱汞总效率按70%考虑，即最后排入大气的汞占煤中汞的30%；5、设计日运行20h，年运行时间5500h。3.1.2 水污染物（1）酸碱废水这类水主要为锅炉补给水处理系统和凝结水精处理系统的再生排水、水汽取样系统排水和锅炉排污水，自中和后进入废水贮存池，再行回用。（2）悬浮物废水这类废水主要有输煤栈桥冲洗水，经煤泥沉淀池预沉后，进入高效净水器。在高效净水器中经历沉降、絮凝、离心分离、过滤四个过程，废水得到净化，送至水工回用水池统一回用。（3）非经常性废水这部分水主要有锅炉空气预热器冲洗排水、锅炉烟气侧冲洗排水和锅炉化学清洗系统排水，其特点是一次排水量大，但水的排放周期间隔较长。本工程设置了贮存池，这些池设计有彼此间互为倒池的功能，使排水分类进入贮存池，经搅拌曝气、添加氧化剂等均匀水质后处理、回用。（