中国华电集团公司望亭发电厂330MW机组(14号)污染物超低排放改造工程.doc

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1、建设项目环境影响报告表（试 行）项 目 名 称 ：中国华电集团公司望亭发电厂 330MW机组(14号)污染物超低排放改造工程 建设单位(盖章)：中国华电集团公司望亭发电厂编制日期：2015年9月江苏省环境保护厅制建设项目环境影响报告表编制说明建设项目环境影响报告表由具有从事环境影响评价工作资质的单位编制。1 项目名称指项目立项批复时的名称，应不超过30个字（两个英文字段作一个汉字）。2 建设地点指项目所在地详细地址，公路、铁路应填写起止地点。3 行业类别按国标填写。4 总投资指项目投资总额。5 主要环境保护目标指项目区周围一定范围内集中居民住宅区、学校、医院、保护文物、风景名胜区、水源地和生态

2、敏感点等，应尽可能给出保护目标、性质、规模和距厂界距离等。6 结论与建议给出本项目清洁生产、达标排放和总量控制的分析结论，确定污染防治措施的有效性，说明本项目对环境造成的影响，给出建设项目环境可行性的明确结论。同时提出减少环境影响的其它建议。7 预审意见由行业主管部门填写答复意见，无主管部门项目，可不填。8 审批意见由负责审批该项目的环境保护行政主管部门批复。建设项目基本情况项目名称中国华电集团公司望亭发电厂330MW机组(14号)污染物超低排放改造工程建设单位中国华电集团公司望亭发电厂法人代表杨惠新联系人王田园通讯地址江苏省苏州市相城区望亭发电厂联系电话18662508520传真0512-8

3、9182696邮政编码215155建设地点江苏省苏州市相城区望亭发电厂立项审批部门江苏省经济和信息化委员会批准文号第20150015号建设性质技改行业类别及代码N 7722大气污染治理占地面积（平方米）全厂占地855000m2，本次针对环保设施进行提效改造绿化面积(平方米)全厂绿化153900 m2总投资（万元）9898其中：环保投资（万元）9898环保投资占总投资比例100%评价经费（万元）/预期投产日期2016年4月原辅材料（包括名称、用量）及主要设施规格、数量（包括锅炉、发电机等）1、本项目为中国华电集团公司望亭发电厂330MW机组(14号)污染物超低排放改造工程，主要针对14号机组锅炉

4、烟气脱硝、除尘、脱硫工程进行超低排放改造，主要原辅材料为脱硝工程用到液氨和催化剂，脱硫工程用到石灰石，详见下表。本项目主要原辅材料表名称重要组分、规格、指标年用量t/a最大储量储存方式运输方式技改前技改后增减量液氨NH3（99.6%）605.0786.5+181.5249t液氨储罐295m3汽车石灰石CaCO3(98%)，粒径5cm2475028600+38501000t石灰石料仓1个，V=390m3船运催化剂钒钛系蜂窝催化剂，TiO2(90%)、V2O5(3%)、WO3(7%)260m3430m3+170m3/汽车主要原辅材料理化性质表物料名称理化性质危险特性毒性液氨（NH3）危规号：230

5、03(液化)，熔点-77.7；沸点：-33.5，无色有刺激性恶臭气体；蒸汽压506.62kPa(4.7)；相对密度(水=1)0.60，易溶于水、乙醇/醚。与空气混合能形成爆炸性混合物。遇明火、高热能引起燃烧爆炸。与氟、氯等接触会发生剧烈的化学反应。若遇高热，容器内压增大，有开裂和爆炸的危险。燃烧(分解)产物：氧化氮、氨。低浓度氨对粘膜有刺激作用，高浓度可造成组织溶解坏死。毒性：属低毒类。急性毒性：LD50350mg/kg(大鼠经口)；LC501390mg/m3，4小时，(大鼠吸入)。石灰石白色粉末，无臭无味，密度2.93g/cm3，熔点825，微溶于水，遇酸发生泡沸并溶解。高温下分解生产CaO

6、和CO2。/催化剂钒钛系蜂窝催化剂，主要成分为TiO2(90%)、V2O5(3%)、WO3(7%)，正常情况不分解。/TiO2无毒，V2O5剧毒，WO3低毒，吞服有严重危害。2、本项目主要设备规格及数量详见下表。本项目主要设备/设施规格及数量序号名称规格型号单位数量备注一脱硝系统/1SCR反应系统/1.1SCR反应器单台锅炉配备2套SCR反应器，每个反应器设3层蜂窝催化剂，催化剂总体积由260m3增加到430m3，设计NOx入口浓度350mg/Nm3，脱硝效率85.7%，出口浓度50mg/Nm3套2原有设备提效改造1.2氨喷射系统对氨喷射系统进行优化调整，对反应器内流场进行重新校核和优化，并做

7、好相关数模和物模试验套1依托原有优化改造2氨区系统/2.1液氨储罐16MnR，卧式，3.311.2m，V=95m3台2利用原有2.2卸氨机往复式，2m3/min台2利用原有1用1备2.3液氨蒸发器100kg/h台4本次增加1台,3用1备2.4氨气缓冲罐16MnR，立式，8002400台3利用原有2.5稀释混合器16MnR，圆筒式套2利用原有2.6氨气吸收罐16MnR，立式，20002000台1利用原有2.7氨监测报警系统/套1利用原有2.8PLC控制系统/套1利用原有二除尘系统/1电袋除尘器保留第一电场，对一电场阴极系统进行改造；拆除二、三、四电场利用其空间布置3级布袋除尘，电袋除尘效率99.

8、94%，出口烟尘浓度20mg/Nm3；另外脱硫系统除尘效率取50%，出口烟尘浓度10mg/Nm3，总除尘效率99.96%套1利用原有扩容改造2压缩空气系统60m3/min（原有4台20m3/min取消）台2本次更换三脱硫系统/1脱硫塔系统/1.1脱硫塔脱硫塔总高度由30.59m增加到38.99m，塔内浆池高度由9.49m加到10.89m；拆除现有最下层喷淋层改装一层合金钢托盘，保留两层喷淋层并新增两层喷淋层，将原二级除雾器更换为三级屋脊式除雾器；取消GGH装置，除尘器出口加装降温段装置，回收热量用于脱硫后净烟气升温；改造后脱硫效率98.41%，SO2排放浓度35mg/Nm3台1利用原有扩容改造

9、1.2浆液循环泵5378m3/h台2利用原有1.3浆液循环泵6000m3/h台2本次增加1.4氧化风机5378Nm3/h台2利用原有1.5氧化风机5378Nm3/h台1本次增加1.6石膏浆液排出泵56m3/h台2利用原有2石灰石浆液制备系统/套1利用原有3石膏脱水系统/套1利用原有4脱硫废水处理系统/套1利用原有四烟囱双管集束式烟囱，H=120m，出口内径5.5m座1利用原有水及能源消耗量名 称消耗量名 称消耗量水（吨/年）5500燃油（吨/年）电（度/年）140万燃气（标立方米/年）燃煤(吨/年)其它废水（工业废水、生活污水 ）排水量及排放去向工业废水：本项目脱硫废水依托现有处理设施处理后回

10、用于锅炉除渣和灰库调湿用水；脱硝过程产生氮气和水，随烟气排放；本次技改后无生产废水排放。生活污水：本项目不新增职工，所以不增加生活污水。放射性同位素和伴有电磁辐射的设施的使用情况无工程内容及规模：（不够时可附另页）1、企业简介及项目由来中国华电集团公司望亭发电厂始建于1956年，坐落在江苏省苏州市相城区望亭镇，厂区总占地面积85.5万m2。望亭发电厂地处苏南电网负荷中心，建厂以来一直是华东电网的主力电厂，为华东地区经济社会发展做出了重要贡献。截止目前，望亭发电厂总装机容量达2740MW，包括4台燃煤机组和2台燃气机组，燃煤机组包括330MW机组（14#）、310MW机组（11#）和2660MW

11、机组（3#、4#），燃气机组包括2390MW机组（1#、2#）。本次评价项目针对330MW机组(14号)锅炉烟气脱硝、除尘、脱硫工程进行超低排放改造。为加快推动能源生产和消费革命，进一步提升煤电行业高效清洁发展水平，国家发改委、能源局、环境保护部于2014年9月共同印发煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年），行动目标“到2020年，东部地区现役30万千瓦及以上公用燃煤发电机组、10万千瓦及以上自备燃煤发电机组以及其他有条件的燃煤发电机组，改造后大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值”。江苏省发改委联合环保厅于2014年11月10日下发了江苏省煤电节能减排升级与改造行动计划

12、（2014-2020年），要求：到2018年年底，全省10万千瓦及以上燃煤机组基本达到燃机排放标准（即在基准氧含量6%的条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50mg/m3）。本项目所属的中国华电集团公司位于上述改造行动计划之列，在日益严峻的大气污染压力以及国家相关政策导向的鼓励下，中国华电集团公司望亭发电厂积极响应煤电行业节能减排升级与改造行动计划，对330MW机组(14号)锅炉烟气进行超低排放改造，本项目已取得江苏省经济和信息化委员会备案通知书（第20150015号，见附件1）；本次超低排放改造后，330MW机组(14号)锅炉烟气NOx、SO2和烟尘排放水平可达到火

13、电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）中天然气发电机组的排放标准，即NOx50mg/Nm3，SO235mg/Nm3，烟尘10mg/Nm3”，进一步降低燃煤机组大气污染物的排放量，具有显著的环保效益。根据中华人民共和国环境影响评价法等相关规定，中国华电集团公司望亭发电厂委托苏州科太环境技术有限公司承担本项目的环境影响评价工作，编制“建设项目环境影响报告表（附污染防治措施技术经济论证专项）”。2、项目内容及规模项目名称：中国华电集团公司望亭发电厂330MW机组(14号)污染物超低排放改造工程；建设单位：中国华电集团公司望亭发电厂；建设地点：江苏省苏州市相城区望亭发电厂现有厂区内；项目地

14、理位置详见附图1，周围环境概况见附图2；建设性质：技改；投资总额：本次技改工程总投资9898万元，全部属于环保投资；占地面积：望亭电厂总占地面积855000 m2，全厂绿化率18%；本次技改工程均在原址进行，不新增用地，厂区平面布置见附图3；职工人数：本次技改项目不新增员工；工作制度：本项目330MW机组(14号)全年利用时数5500h；本项目技改工程内容：本次技改针对330MW机组(14号)，委托华电电力科学研究院进行设计，在原有“低氮燃烧+SCR脱硝、静电除尘和石灰石-石膏湿法脱硫”基础上进行超低排放改造，主要改造内容详见下表。本次技改主体工程内容分类技改前技改后脱硝工程1低氮燃烧，配备2

15、个SCR反应器，每个反应器内3层蜂窝催化剂（2用1备），催化剂总体积260m3，设计产生浓度400mg/Nm3，脱硝效率75%，NOx排放浓度100mg/Nm3脱硝工艺不变，增加一层催化剂，总体积增加到430m3，设计产生浓度350mg/Nm3，总脱硝效率85.7%，氨逃逸浓度2.5mg/Nm3，NOx排放浓度50mg/Nm3除尘工程配备1套双室四电场静电除尘器，设计总除尘效率99.8%，烟尘排放浓度55.8mg/Nm3保留第一电场，对一电场阴极系统进行改造；拆除二、三、四电场利用其空间布置3级布袋除尘，电袋除尘效率99.94%，出口烟尘浓度20mg/Nm3；另外脱硫系统除尘效率取50%，出口

16、烟尘浓度10mg/Nm3，总除尘效率99.96%脱硫工程配备1座石灰石-石膏湿法脱硫塔+GGH装置，塔内设3层喷淋层，设计脱硫效率92.1%，SO2排放浓度173.2mg/Nm3脱硫工艺不变；拆除现有最下层喷淋层改装一层合金钢托盘，保留两层喷淋层并新增两层喷淋层，将原二级除雾器更换为三级屋脊式除雾器；取消GGH装置，除尘器出口加装降温段装置，回收热量用于脱硫后净烟气升温；改造后脱硫效率98.41%，SO2排放浓度35mg/Nm3注1：华电电力科学研究院作为本次环保改造的设计单位，对14号机组锅炉脱硝装置进行了详细的摸底测试，结果表明满负荷运行工况下NOx产生浓度维持在317mg/m3左右，因此

17、本次技改设计NOx产生浓度定为350mg/Nm3。本项目公辅工程一览表类别工程名称设计规模备注储运工程脱硝液氨储罐2台容积95m3卧式储罐，3.311.2m利用原有脱硫石灰石储仓V=390m3，1个利用原有石灰石浆液箱5.0m5.0m高，1个利用原有石膏库6120m3利用原有除尘干灰库11800吨利用原有公用工程原水预处理车间1000m3/h利用原有化水处理车间800m3/h利用原有生活用水现有生活用水系统供给利用原有绿化全厂绿化率18%利用原有环保工程废气详见上表主体工程内容本次技改废水脱硫废水处理系统，15t/h利用原有噪声采取减振、隔声、消声等措施，加强厂区绿化，降低噪声影响利用原有固废

18、灰渣和石膏全部综合利用利用原有3、330MW机组(14号)锅炉相关参数（属于300MW级）本项目环保改造主要针对机组锅炉配套的脱硝、除尘和脱硫工程进行提效改造，锅炉和机组主体结构不变，相关参数如下：锅炉概况14号机组锅炉是由上海锅炉厂生产制造的330MW亚临界压力UP型中间再热直流锅炉，于1989年9月正式投入运行。2000年底到2001年4月进行了大规模的技术改造，原直流炉改为控制循环汽包炉、汽轮机通流部分进行了增容改造、热控系统由原WDPF-I型改为日立HIACS-5000M型等。锅炉主要参数见下表。14号机组锅炉主要参数一览表序号项目内容1制造厂家上海锅炉厂2最大连续蒸发量（B-MCR）

19、1025t/h3B-MCR 过热蒸汽压力16.86MPa4过热蒸汽量（T-ECR）873.55t/h5过热蒸汽温度5406燃烧方式正压、直吹，四角切圆燃烧7点火方式微油点火8不投油助燃时最低稳燃负荷35B-MCR9空气预热器型式三分仓容克式10空气预热器出口排烟温度修正前144.4，修正后132.211锅炉效率91.9汽轮机组参数330MW机组(14号)参数型号N330-16.5/538/538型式亚临界一次中间再热、单轴、四缸、四排汽、凝汽式额定功率330MWVWO功率343MW旋转方式自汽轮机向发电机看为顺时针方向额定转速3000r/min 制造厂东方汽轮机厂出厂年月2001年1月4、燃煤

20、分析本项目14号机组锅炉设计采用淮北混煤，自投产以来一直以淮北混煤作为固定煤源，根据实际运行统计数据，燃煤含硫率低于0.8%，符合煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）关于发电企业的用煤要求；本次环保改造后，14号机组锅炉年利用时间仍按5500h/a计算，与技改前一致，年总耗煤量约74.5万吨，考虑到实际运行中的煤质变化波动，本次技改设计煤种含硫率按1.0%计，煤质分析如下：本次超低排放改造设计煤质条件项目符号单位设计煤种干燥无灰基挥发分Vdaf%42.5收到基碳Car%54.73收到基氢Har%3.74收到基氧Oar%7.12收到基氮Nar%1.04收到基硫Sar%1收到基灰

21、分Aar%22收到基水分Mar%10收到基低位发热量Qnet.arMJ/kg21.3备注：本项目以淮北煤作为固定煤源，查询论文“中国煤中的汞，作者黄文辉、杨宜春，2002年7月发表于中国煤田地质”及其他相关研究资料，淮北煤矿所在的安徽地区煤中汞含量范围为0.140.33mg/kg（算术平均值0.22 mg/kg）。5、石膏目前，14号机组脱硫产生的石膏直接外售综合利用，可用作水泥的缓凝剂、建材等，石膏购买厂家主要包括桐乡市新鸿硕石膏厂、苏州友好贸易有限公司、苏州高新区昊威物资供应站、杭州绍虹物资有限公司、无锡市晶伟建材有限公司、江阴市横塘物业管理有限公司和苏州天屹新型建材有限公司等，本项目技改

22、后石膏年产量由4.3万吨增加到5.0万吨，经与建设单位核实，现有的销售渠道可以解决。与本项目有关的原有污染情况及主要环境问题1.原有项目概述中国华电集团公司望亭发电厂始建于1956年，坐落于江苏省苏州市相城区望亭镇，靠近无锡东，厂区总占地面积85.5万m2。望亭发电厂地处苏南电网负荷中心，建厂以来一直是华东电网的主力电厂，为华东地区经济社会发展作出了重要贡献。截止目前，望亭发电厂总装机容量达2740MW，包括4台燃煤机组和2台燃气机组，燃煤机组包括330MW机组（14#）、310MW机组（11#）和2660MW机组（3#、4#），燃气机组包括2390MW机组（1#、2#）。原有项目概况一览表项

23、目单位2300MW级2600MW级2390MW11#14#3#4#1#2#燃料种类/燃煤燃气出力MW310330660660390390运行时间年月1989.91996.112009.62010.820052006锅炉蒸发量t/h1025102520242024283283汽机出力MW310330660660390390发电机容量MW310330660660390390烟气治理脱硝种类/低氮燃烧+SCR低氮燃烧+SCR低氮燃烧效率%7575/除尘种类/四电场除尘器四电场除尘器/效率%99.899.86/脱硫种类/石灰石-石膏湿法，加装GGH石灰石-石膏湿法，加装GGH/效率%92.195/烟囱

24、型式/单独单独2炉合1座双管集束式烟囱单独单独高度m1201201808080出口内径m5.55.56.06.866.86冷却水方式二次循环一次循环一次循环排水处理方式种类工业废水、化学废水、生活污水、脱硫废水处理方式中和、沉淀、澄清、生化处理灰渣处理方式种类干出灰，水冲渣气力出灰，干除渣/数量104t/a灰37.1，渣3.770.9/灰渣综合利用种类水泥辅料/数量104t/a36.069.73/石膏综合利用种类建材原料/数量104t/a6.612.6/2.原有项目环保相关情况（1）14号机组：14号机组始建于1989年，于1991年11月通过环保设施竣工验收（见附件2-1）；2000年底至2

25、001年4月期间有过技术改造，包括原直流炉改为控制循环汽包炉、汽轮机通流部分增容改造、热控系统改造等；烟气脱硫改造于2005年8月取得江苏省环保厅环评批复，2008年7月通过竣工环保验收（详见附件2-2）；脱硝改造于2011年11月取得苏州市环保局环评批复，2014年9月通过竣工环保验收（详见附件2-3）。（2）11#机组：11#机组烟气脱硫改造于2004年8月取得江苏省环保厅环评批复，2006年8月通过竣工环保验收；脱硝改造于2011年12月取得苏州市环保局环评批复，2014年9月通过竣工环保验收。（3）3#、4#机组：2006年8月委托国电环境保护研究院编制“上海望亭发电厂改建工程”环境影

26、响报告书，包括2660MW燃煤机组建设工程，以及针对11#、14#机组低氮燃烧改造的“以新带老”工程，报告书于2006年12月取得原国家环境保护总局环评批复，3#、4#机组分别于2010年7月和2012年2月取得国家环境保护部“关于项目竣工环保验收意见的函”。根据环验2010182号和环验201247号文，噪声超标的窑上村18户居民已全部搬迁完成。另外3#、4#机组环保改造项目环境影响报告表于2015年3月取得苏州市环境保护局环评批复（苏环建201543号），目前该项目竣工环保验收工作正在进行中。（4）1#、2#机组：2390MW燃气轮机组于2002年8月取得原国家环境保护总局的环评批复，并于

27、2006年2月通过竣工环保验收。3.原有项目三废产生及排放情况废气：主要为现有机组燃煤/燃气锅炉烟气，污染物包括SO2、NOx和烟尘，燃煤锅炉采用低氮燃烧，依次经过SCR脱硝+四电场静电除尘+石灰石-石膏湿法脱硫塔处理，燃气机组锅炉采用低氮燃烧工艺；现有工程总共有5个烟囱，2660MW燃煤机组采用2炉合一座双管集束烟囱，剩余4个机组均有独立的烟囱。现有锅炉烟气污染物均满足验收阶段相关排放标准要求，详见下表。现有工程大气污染物达标排放情况污染源名称污染物名称排放状况执行标准浓度mg/m3速率kg/h浓度mg/m32300MW级燃煤机组114#NOx67.085.6100SO259.175.540

28、0烟尘125.0159.820011#NOx71.067.0100SO275.871.5400烟尘68.464.52002660MW燃煤机组23#、4#NOx79.1233.3450SO283.0259.6400烟尘24.079.1502390MW燃气机组1#NOx61.8101.2802#NOx56.790.780注1NOx数据引用11#14#机组脱硝验收监测报告，SO2和烟尘数据引用11#14#机组SO2污染综合治理竣工验收监测报告；注2根据2660MW燃煤机组锅炉2014年度烟气污染物在线监控数据，取其平均值。废水：电厂取水口来自太湖，太湖水经望虞河自流入电厂循环水泵房前池。取水口设置在

29、望虞河立交闸下游200多米处（电厂外侧）。现全厂共计取水量38.4m3/s（主要为现有工程的直流冷却水、锅炉补给水及少部分其他用水）。电厂排放的废污水主要有各种工业冷却排水、酸碱废水、含油废水、生活污水、煤场及输煤系统冲洗排水等。酸碱废水、工业杂用水等经常性排水经处理后，进入工业废水处理站后再进入回收池；生活污水采用生化处理、处理后主要用于厂区绿化等；脱硫废水经脱硫废水处理系统处理后用于锅炉除渣或者作为灰库调湿用水。厂区雨水经厂区道路设置雨水口汇集流向雨水管道，并排入厂区雨水排水泵，排入大运河。目前全厂仅有37.4m3/s的直流冷却水排放，无其他废水排放，具体见下表。现有工程水污染物排放情况水

30、来源废水产生量（t/h）治理措施废水排放量(t/h)排放方式与去向化学废水115到中和池经pH调整、絮凝、沉淀澄清后回用0全部回用工业废水500经曝气搅拌+pH调节+混凝沉淀+过滤处理后进入回用水池，回用于冷却塔系统补水。0全部回用脱硫废水26经调pH沉淀后加药剂絮凝澄清处理，回用于锅炉除渣和灰库调湿用水。0全部回用生活污水43.3经生化处理后绿化，多余部分进入回用水池0全部回用直流冷却水134367-134367排入望虞河及运河噪声：主要噪声源分布在主厂房、磨煤机室、风机室等，采取减振、隔声、消声、吸声等措施，加强厂区绿化，降低噪声影响，根据验收结论厂界噪声达标排放。固废：现有工程的固体废物

31、主要来源于燃煤机组锅炉生产过程中产生的灰渣，脱硫石膏及催化剂固体废物等。目前，企业现有工程灰渣产生量105.73万吨/年，石膏产生量19.2万吨/年；现有工程灰渣全部采用干贮灰方式以利于综合利用，在灰渣未能全部综合利用的情况下，剩余灰渣调湿运至灰场碾压堆放。脱水后得石膏全部存放在石膏仓库，石膏全部综合利用，若综合利用暂时中断，石膏运送至大灰场进行堆放。脱硝催化剂使用寿命一般为3年，废催化剂均委托有相应资质的单位进行回收处置。4.企业现有污染物总量指标根据企业最新的污染物总量指标批复（附件3），指标如下：望亭发电厂现有项目污染物总量指标 单位t/a类别污染物名称批复量废气1NOx2933.6SO

32、23817.9烟尘889.62NH352.42注1：根据原环评报告数据，14号机组总量指标为：NOx644.3t/a，SO21217.2t/a，烟尘392.4t/a。注2：NH3指标仅为2660MW机组（3#、4#）的总量指标，其他机组尚未明确NH3指标。5.原有项目存在的环境问题及“以新带老”需解决的问题根据国家环境保护部关于执行大气污染物特别排放限值的公告（2013年第14号公告）和火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011），苏州市属于重点控制区，要求“重点控制区内现有燃煤锅炉自2014年7月1日起烟尘排放浓度应执行20mg/Nm3的要求，“十三五”期间重点控制区市域范围内燃煤锅

33、炉NOx排放浓度要求100mg/Nm3，SO2排放浓度要求50mg/Nm3”；本次评价14号机组目前烟尘排放已不能满足现行标准要求，SO2亦不能达到“十三五”期间重点控制区市域范围内燃煤锅炉的排放要求。江苏省发改委联合环保厅于2014年11月10日下发了江苏省煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年），要求：到2018年年底，全省10万千瓦及以上燃煤机组基本达到燃机排放标准（即在基准氧含量6%的条件下，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50mg/m3）。本项目所属的中国华电集团公司位于上述改造行动计划之列，企业目前所有燃煤机组NOx、SO2及烟尘排放浓度距离江苏

34、省煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）2018年目标值尚有一定差距（其中3#4#机组超低排放改造工程已完成，目前竣工环保验收工作正在进行），在日益严峻的大气污染压力以及国家相关政策导向的鼓励下，中国华电集团公司望亭发电厂应积极响应，抓住机遇针对公司的燃煤机组烟气治理设施进行提效改造，为企业发展赢得更多的主动空间。建设项目所在地自然环境社会环境简况自然环境简况（地形、地貌、地质、气候、气象、水文、植被、生物多样性等）： 1.地理位置苏州位于江苏省东南部，东临上海，南接浙江，西抱太湖，北依长江。沪宁铁路和沪宁高速公路贯穿东西，京杭大运河连接南北，水陆交通便捷。苏州市区中心地理坐标

35、为北纬3119，东经12037。望亭镇位于苏州市区的西北部，具有十分优越的区位优势，距苏州市和无锡市均为20多公里，距西侧的太湖3.5km。京杭运河穿镇而过，可通过船闸与望虞河相接而通往太湖或长江。镇的东、西两侧有沪宁线和312国道，水陆交通十分便利。中国华电集团公司望亭发电厂位于望亭镇的东北角，紧靠京杭运河和望虞河，项目地理位置具体见附图1，项目周围状况见附图2。2.地形、地貌、地质苏州在地貌上属于长江下游三角洲冲积平原，地势平坦，高程在3.55m，苏州西部地势较高，并有低山丘陵，如天平山、七子山等，东部地势相对低洼，且多湖泊，如阳澄湖、金鸡湖等。项目所在区域苏州市相城区为平原河网区，是太湖

36、水网平原区的一部分，地势低，水网稠密，湖荡众多，整个地势由西南向东北微微倾斜，全镇平均海拔3.5m。相城区大地构造上属扬子准地台、下扬子钱塘褶皱带东部。该地区土壤绝大部分系第四系沉积的河湖相亚粘土、粘土、亚沙土及细粉沙等，为大面积沉积区域，表土层为现代人类活动而形成的粉质黄泥土，属水稻土类。地震烈度为度。3.气候、气象项目地属北亚热带南部季风气候区，气候温暖，雨量充沛，阳光充足，四季分明。春季春雨连绵，历史上最长连续降水日数为19天，年降水量为1645mm，雨量集中在46月份，多年平均降雨量1587mm，年最大降雨量2356mm。年均气温17.5，最冷月份一月平均气温1.9；最热月份七月份，平

37、均气温为34.5。全年日照时数为1903.9小时，年平均风速为2.9 m/s，年最大风日数为129天。冬季以偏北风为主，夏季以偏南风为主，全年平均大风天数11.4天。历年出现频率最大风向为SE。根据相关统计资料，各气象要素均值见下表。项目所在地气象要素均值气象要素均 值气象要素均 值气 温17.5平均风速2.9 m/s降水量1030.4mm最多风向SE相对湿度80%年日照时数1903.9小时平均气压1130.4百帕平均雷暴日数25天4.水文项目所在地为江南水网地区，河网纵横交叉，附近区域主要地面水域为京杭运河和望虞河。当地河网水流流速缓慢，流向基本由西向东，由北向南。望亭电厂目前的用水均通过望

38、虞河主要取太湖水，取水口设在望虞河立交闸下游（电厂侧岸边），立交闸计9孔闸门，其中靠电厂侧2孔为电厂专用供水通道。太湖流域属亚热带向北亚热带过渡的季风气候区，气候湿润，四季分明，雨量丰沛。流域共有水面积6120km2，其中湖泊面积3159 km2，河道面积2932 km2，池塘面积569 km2。在正常水位下（太湖水位3.00m）的水体容积约为107亿m3，其中湖泊58亿m3，河道44亿m3，池塘5亿m3。太湖流域平均年水资源总量为162亿m3，2001年全流域总用水量达到285亿m3，不能满足全流域的需水要求，但流域北侧长江干流水资源丰富，多年平均入海水量达9057亿m3，太湖流域可以通过调

39、引江水来满足流域的用水需求。通过水利工程的不断完善及规划中的治太工程实施等措施，太湖流域正常情况下基本不缺水。太湖水系是长江流域的一部分，地处长江入海口。太湖位于长江下游南侧，是长江下游和钱塘江下游堰塞古海湾形成的蓄泄性湖泊。湖泊总面积约2427.2km2，正常水位3m（吴淞高程系统）时实际水域面积为2311km2。湖底地形十分平坦，湖底高程仅为0.3m左右，平均水深约1.89m，最大水深约2.6m。正常水位3m（吴淞高程系统）时，蓄水量约为48.7108m3，是典型的浅水型湖泊。太湖湖泊水位变化主要取决于湖泊水量的收支变化。太湖为吞吐型的雨源湖泊，位于太湖平原的中心，湖泊水位的变化与流域降水

40、和上、下游通湖河道的水位息息相关，总体上与流域降水的年内分布相似，呈夏涨冬落的趋势。每年4-5月雨季开始水位上涨，6-7月为梅雨期，7-8月水位达到高峰，9-10月水位回落，11月左右进入枯季水位开始下降，至翌年进入雨季时水位重又上涨。由于流域水网和沿江涵闸引排水等因素的调节作用，太湖湖泊水位年变幅较小。洞庭西山水位站多年实测平均水位变幅为1.30m，多年平均水位3.08m（1955-2003年），历年最高水位5.00m（1999年7月8日），历年最低水位2.25m（1978年8月26日）。望虞河自太湖沙墩港口流向东北，与京杭大运河立交后绕常熟虞山西北麓至耿泾口入长江，全长60.8公里，均在江

41、苏省境内，河底高程3.0m，河宽80m，河道基本平直。望虞河平均流量为451 m3/s。望虞河是“引江济太”的重要河流。“引江济太”即通过望虞河常熟枢纽动力抽水和利用长江潮位自流引水相结合，将长江水抽引至望虞河，送达望虞河望亭立交枢纽，最终使江水入太湖。望虞河一般在枯水年10-4月需引长江水补给太湖（平水年基本不引），最大引水量为290m3/s，平均引水量为152 m3/s。望虞河遇丰水年及特大丰水年需泄洪，泄洪期一般为5-9月，最大泄洪量为450 m3/s，平均泄洪量为291 m3/s。京杭大运河电厂段由无锡流向苏州，在太湖流域治理时为保证大运河的通航，在大运河与望虞河交汇处设置立交，即运河

42、在上面通行，望虞河通过涵洞在运河下面通行。运河河底高程为-1.70m，底宽60m，平均水深4.0m。5.植被及生物多样性水生生物：本工程水源为太湖水域，通过望虞河立交闸上游间接取得，与太湖没有直接关联。根据过去的望虞河水生生物调查资料，望虞河有60多种浮游植物、30余种浮游动物、14种底栖生物，以及青、鲢、鲤、鳙鱼等鱼类。由于长期的人类经济活动，望虞河鱼类资源不断减少，没有需要特殊保护的珍稀水生生物。陆生生物：望亭发电厂位于苏州市相城区望亭镇东北，地处苏州与无锡之间，与两城市相距各约25km，电厂周围已形成城镇格局。在厂址地区，除农村家养的畜禽及人工绿地外，没有珍稀、濒危物种。自然景观：望亭镇

43、四周的风景区主要集中在南面，有光福景区、木渎景区、石湖景区、西山及东山景区，以及苏州市区的园林等，但都不在本次评价范围内。距离望亭发电厂最近的光福景区与电厂相距约14km。本次评价范围内没有自然或历史文化保护单位。社会环境简况（社会经济结构、教育、文化、文物保护等）1、社会经济概况望亭镇位于苏州市相城区西北部，南接苏州高新区，北靠无锡高新技术开发区，西邻太湖，东临黄埭镇。望亭镇地处交通要道，水陆空交通网络俱全。东部沪宁高速、苏州环城高速公路近在咫尺，北距无锡硕放国际机场约5公里。京沪铁路、312国道、京杭大运河、太阳路穿镇而过。全镇总面积42.8平方公里，现有7个行政村，3个居委会，常住总人口7万余人。经过多年发展，望亭镇经济实力明显增强。2014年，望亭镇完成地区生产总值40.87亿元，全口径财政收入7.54亿元，完成公共财政预算收入3.63亿元，完成全社会固定资产投入19.04亿元。现代农业优化发展