江苏华电戚墅堰燃机扩建项目（简本）
目录
1建设项目概况 (1)
1.1项目来源 (1)
1.2工程概况 (1)
1.3项目及法律法规、政策、规划和规划环评的相符性 (6)
2受拟建项目影响地区区域环境状况 (6)
2.1环境质量现状 (6)
2.2评价范围 (7)
3建设项目环境影响预测及拟采取的主要措施与效果 (8)
3.1工程污染物排放概况 (8)
3.2环境敏感点和保护目标 (10)
3.3环境影响预测及评价 (11)
3.4污染防治对策及工程环境可行性分析 (14)
3.5环境风险评价与应急预案 (16)
3.6建设项目对环境影响的经济损益分析 (23)
3.7建设项目防护距离内的搬迁所涉及的单位、居民情况 (24)
3.8环境管理与监测计划 (24)
4公众参与 (24)
4.1本项目公众参方式和范围 (24)
4.2公众参与调查结论 (34)
5结论 (34)
6联系方式 (35)
6.1建设单位 (35)
6.2环评单位 (35)
附图
图1厂址地理位置示意图；
图2厂址周围环境概况图；
图3环境空气评价范围及现状监测布点图；
图4厂址周围水系示意图；
图5环境风险评价范围示意图；
1建设项目概况
1.1项目来源
江苏华电戚墅堰发电有限公司位于江苏省常州市东，南临京杭大运河，北靠沪宁铁路线，始建于1921年，占地面积1733.45亩，至今已有90多年历史。目前，全厂职工总人数约1300人。电厂原有2×220MW燃煤机组由于煤耗大，效率低，已于2008年关停并已拆除。燃煤机组关停后，电厂的发展目标确定为“创建绿色能源基地，构筑燃机电站典范”，近期目标是规划建设4台F级（4×400MW）燃机发电和4台E级（4×220MW）燃机热电联产，规划总容量为2480MW。
目前，电厂在役的总装机容量为1180MW，即2005年建成投产的两套F级（2×390MW）燃气—蒸汽联合循环发电机组和2011年12月建成的两台E级（2×200MW）热电联产工程。
国家能源局于2012年1月以《国家能源局关于同意江苏华电戚墅堰燃机扩建项目开展前期工作的复函》（国能电力[2012]16号）同意本项目开展前期工作。《江苏华电戚墅堰发电有限公司F级2×400MW燃机二期扩建工程可行性研究》已由中国电力工程顾问集团华东电力设计院编制完成；《江苏华电戚墅堰发电限公司F级2×400MW燃机二期扩建工程水资源论证报告书》已由江苏省水文水资源勘测局编制完成，水利部太湖流域管理局于2012年6月以《水利部太湖流域管理局准予行政许可决定书》（编号：072011012）准予该项目审批行政许可；《江苏华电戚墅堰发电有限公司F级2×400MW 燃机二期扩建工程水土保持方案报告书》已由北京百灵天地环保科技有限公司编制完成，江苏省水利厅于2011年8月以《关于江苏华电戚墅堰发电有限公司F级2×400MW 燃机二期扩建工程水土保持方案报告书的行政许可决定》（苏水许可[2011]144号）准予该项目审批行政许可。
1.2工程概况
1.2.1现有工程概况
江苏华电戚墅堰发电有限公司始建于1921年，位于江苏省常州市东南端，距市中心区约8km。电厂燃煤机组原划分为一站、二站和三站三个部分，现已全部拆除并建设成为纯燃机的环保电站。厂址地理位置图见图1，厂区周围环境概况见图2。
三站是解放前留下来的、最大单机容量为7500kW的四台中低压小型机组，采用直流冷却系统，该工程于1999年关停，2002年已被拆除。
二站是上世纪70~80年代技改项目，装有2×25MW中压凝汽式、1×12MW高压背压式、1×12MW中压抽汽式四台汽轮发电机组和一台300t/h高压、一台130t/h中压共两台锅炉，采用直流冷却系统，是一座高压、中压、低压迭置运行、热电联供的燃煤电厂，该工程于2002年已关停，2003年已被拆除。
一站是1993年建成投产的2×670t/h+ 2×200MW燃煤机组，采用带冷却塔的二次循环冷却系统，一炉一塔配置。烟尘治理措施为静电除尘器，除尘效率99%，2007年完成石灰石-石膏湿法脱硫技改，脱硫效率90%。该工程于2008年关停，2009年拆除，其中两座冷却塔中的一座作为现有E级燃机供热机组冷却塔，另一座计划留作将来扩建E级燃机供热机组使用。
现有运行机组为：F级燃机一期2×390MW（1、2号机组）工程和E级燃机热电联产一期2×200MW（5、6、7、8号机组）工程，目前全厂总装机容量为1180MW。
1.2.2本期工程概况
本期工程位于江苏华电戚墅堰发电有限公司现有厂区内，京沪铁路将江苏华电戚墅堰发电有限公司分成南北两个厂区，本期工程主体工程布置在南厂区，化水预处理系统及冷却塔布置在北厂区。
1.2.2.1工程与设备概况
本工程采用F级燃气轮机组成的燃气-蒸汽联合循环机组，采用SCR脱硝。本工程每套机组采用岛式布置，其中燃气轮机、发电机和汽轮机拟室内布置，余热锅炉露天布置。燃气轮机其单机出力为260MW 左右，每套单轴燃气－蒸汽联合循环机组出力为400MW左右。
本次评价选用三菱M701F4机型，主要设备及环保设施情况见表1.2-1。
（1）天然气来源及输送
本工程采用的燃料为天然气，由西气东输工程干线通过黄泥坝～戚电公司天然气支线管道（以下简称“黄～戚线”），直接送至电厂。
（2）天然气气质
本期工程燃用天然气气质见表1.2-2。
一台400MW级燃气—蒸汽联合循环机组在100%负荷时的天然气耗量为7.866×104m3/h，增加10%余量，全厂的天然气消耗量表1.2-4。
1.2.2.3水源
本工程亦采用带自然通风冷却塔的再循环系统，其供水水源为京杭大运河水。
丁塘港作为本工程取水备用水源地，一旦京杭运河取水口发生突发水污染事故，即启用本取水口进行取水。
2007年，常州市水行政主管部门重新核准戚电公司额定总取水量为3700万m3/a，其中3000 万m3取自京杭运河，700 万m3取自丁塘港。丁塘港取水口作为备用取水口。按发电机组年利用3500小时、供热机组年利用5500小时计，全厂年用水量为1275.7万m3。核准的取水量可以满足电厂全厂的用水量。
1.2.3建设计划及厂区定员
1.2.3.1电厂施工进度
根据建设单位意见、中国电力企业联合会《电力工程项目建设工期定额》（2006年
版），参照类似工程，本工程开工准备期3个月，第一套机组建设周期15个月，第二套机组建设周期18个月。
1.2.3.2电厂定员
参照国家电力公司电力劳[1998]94文颁发的《火力发电厂劳动定员标准(试行)》B 类机组测算，确定定员为120人，所有人员均自江苏华电戚墅堰发电有限公司内部调动，不新增职工人数。
1.2.4本期工程环保投资估算
本期工程环保投资7160万元，工程静态总投资242599万元，占工程总投资的2.95%。
1.2.5工程特性
本项目工程特性见表1.2-5。
1.3项目及法律法规、政策、规划和规划环评的相符性
1.3.1产业政策符合性分析
本工程是利用洁净的天然气的发电工程。符合国家发展和改革委员会《产业结构调整指导目录（2011年本）》、《天然气利用政策》、国办发[2010]33号文《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》、国务院关于落实科学发展观加强环境保护的决定（国发[2005]39号）和江苏省工业结构调整指导目录（2006年）等国家和地方产业政策的有关要求，属于国家鼓励发展、优先规划建设的电力项目。
1.3.2相关规划符合性分析
项目建设符合《常州市城市总体规划》（2004-2020年）要求，本工程的用地已取得常州市国土资源局和常州市规划局原则同意。
本工程的建设符合《戚墅堰区“十二五”环境保护规划》；本项目厂址所在地块不属于江苏省重要生态功能保护区，项目的建设符合《江苏省重要生态功能保护区区域规划》。
本工程的建设符合《江苏省“十二五”天然气发展专项规划》和《江苏省“十二五”天然气发电项目规划建设布局方案》的要求。
2受拟建项目影响地区区域环境状况
2.1环境质量现状
2.1.1环境空气质量现状评价
常州市环境监测中心站于2012年2月16日至2月23日进行了监测，本次环评布设选择6个环境空气质量现状监测点，各监测点的具体地理位置见图3。区域环境空气
质量执行《环境空气质量标准》（GB3095-1996）。
（1）监测期评价范围内监测点SO2最大1小时平均浓度为279μg/m3，占二级标准的55.8%；最大日平均浓度为51μg/m3，占二级标准的34.0%。
（2）监测期评价范围内监测点NO2最大1小时平均浓度为81μg/m3，占二级标准的33.8%；监测期间各监测点NO2，最大日平均浓度为52μg/m3，占二级标准的43.3%。
（3）监测期评价范围内监测点PM10最大日平均浓度为149μg/m3，占二级标准的99.3%。
（4）监测期评价范围内监测点TSP最大日平均浓度为294μg/m3，占二级标准的98.0%。
2.1.2地表水环境质量现状
2011年12月21~23日江苏省环境监测中心对京杭运河电厂段进行监测，监测期间京杭运河监测段地表水水质监测项目不能满足GB3838-2002《地表水环境质量标准》IV 类标准，主要超标项目为氨氮、COD、挥发酚、BOD5和总磷。
京杭运河水质超标的主要原因一是运河上游来水水质超标，二是汇入京杭运河的几条主要河流，包括澡港河、北塘河以及丁塘河等水质均为劣IV类甚至是劣V类水质；三是自2010年底以来，监测河段上游因筑坝施工，造成水流减缓，水质下降。
2.1.3地下水环境质量现状
2011年12月21~23日江苏省环境监测中心对厂区周围地下水进行监测，监测期间厂区周围各监测点地下水各项指标均符合《地下水质量标准》GB/T 14848-93中IV类水水质标准。
2.1.4噪声环境质量现状
2011年12月26～27日连续监测两天，每天分昼（06:00-22:00）、夜（22:00-06:00）两次进行，除拟建厂址南区南侧由于延陵东路上夜间大型车辆交通噪声的影响夜间不能满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）4a类标准外，其余各噪声监测点均能满足相应的环境质量标准。
2.2评价范围
2.2.1环境空气评价范围
环境空气影响评价的范围：以电厂为中心，评价范围5×5km2。电厂环境空气影响
评价的范围见图3。
2.2.2地表水环境评价范围
评价范围为电厂冷却塔排水口上游2km到下游5km，厂区周围水系见图4。
2.2.3地下水环境评价范围
地下水评价范围厂区周围20km2。
2.2.4噪声评价范围
1）厂界噪声评价范围：电厂厂界外1m；
2）环境噪声评价范围：电厂厂界向外200m的区域。
2.2.5风险评价范围
本项目风险评价范围拟建项目厂界四周分别外延3km作为本次风险评价的评价范围，环境风险评价范围见图5。
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工程污染物排放概况
3.1.1排烟状况
本项目采用低氮燃烧器和SCR脱硝来控制NOx的排放浓度，脱硝效率不低于60%。SO2排放浓度参照同类电厂数值。本工程的烟气排放符合《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）表1的要求。联合循环机组烟囱高度按60m考虑，本项目的主要废气污染物排放源强见表3.1-1。
注：1）标准状况的烟气量；2）标态干烟气折算到基准含氧量15%时的浓度。
3.1.2一般废水排放
冷却水系统排水
本项目冷却水系统采用带冷却塔的二次循环供水系统，冷却水循环使用，需不定期排水，平均排水量约为266t/h。冷却水系统排水排入京杭运河。
化水站废水
本工程采用全膜法化水处理系统，化水站废水包括反洗排水、二级反渗透浓水、电除盐浓水和一级反渗透浓水。
反洗排水产生量平均约3t/h，主要含悬浮物，送至水工预处理系统处理后回用；二级反渗透浓水产生量约4 t/h、电除盐浓水产生量约2 t/h，可送至超滤水箱后回用。
一级反渗透浓水产生量平均约9t/h（31500t/a），类比同类一级反渗透浓水水质，本期工程一级反渗透浓水能够满足戚墅堰污水处理厂接管标准的要求。
生活污水
本期工程人员均自江苏华电戚墅堰发电有限公司内部调动，不新增职工人数，因此不新增生活用水及生活污水排放。
酸洗废水
锅炉酸洗废水仅在锅炉初始启动或大修酸洗过程中产生，属偶发排放，平均排水量约为2000t/次，经厂内中和处理，达标后排入戚墅堰污水处理厂。
各股废水发生量、治理措施、排放方式和去向见表3.1-2。
本项目生产废水（一级反渗透浓水）纳管量9t/h，即3.15万t/a，。污染物纳管量COD约3.15t/a，BOD5约0.63t/a，氨氮约0.16t/a。
3.1.3噪声
类比同类项目各设备的源强，同时参考火力发电厂设计技术规程（DL5000-2000）中列出的参考噪声源源强和相关文献资料，按照相对保守的原则，确定本工程各噪声源源强如表3.1-3。
3.2环境敏感点和保护目标
根据建设项目污染物排放特点及当地气象条件、自然环境状况确定评价范围见表3.2-1。
3.3环境影响预测及评价
（1）环境空气影响预测及评价
运用常州市2010年全年气象资料和AERMOD模型预测了江苏华电戚墅堰燃机扩建项目2×400MW机组的大气环境影响，大气环境影响按《环境空气质量标准》（GB3095-2012）进行评价。
1）本工程产生的SO2及NO2小时最大网格浓度为8.26μg/m3和16.26μg/m3，占二级标准的1.65%和8.13%，对各敏感点的影响不大。各敏感点小时预测浓度与监测浓度叠加后，浓度基本不变，叠加后SO2及NO2最大小时浓度占二级标准的56.3%和44.5%。
2）本工程造成的SO2及NO2日均最大网格浓度分别为2.39μg/m3和4.70μg/m3，占二级标准的1.59%及5.88%。本期工程对各敏感点的日均空气质量影响不大，SO2及NO2最大浓度占二级标准只有0.587%和2.49%。各敏感点日预测浓度与监测浓度叠加后，浓度基本不变，叠加后SO2及NO2浓度均符合二级空气质量标准要求，叠加后浓度最高占二级空气质量标准的34.6%和67.2%。
3）本期工程产生的SO2及NO2年平均网格浓度对环境的影响较小，只有二级空气质量标准的0.44%和1.29%。对各敏感点的日均空气质量影响不大，符合相应空气质量标准，SO2及NO2最大为0.108μg/m3和0.213μg/m3，占二级标准的0.18%和0.53%。
4）脱硝设施运行不正常情况下，NO2的排放浓度有所增加，评价区域内最大小时
地面浓度点叠加本底最大值可满足二级标准的要求，未出现超标。
5）综合考虑常州市震华热电联产有限公司关停后，各敏感点及关心点SO2和NO2最大日均浓度较仅考虑本期工程投产均有一定程度的降低，SO2下降率在7.4%~86.1%之间，NO2下降率在7.5%~67.8%之间；各敏感点及关心点SO2和NO2年均浓度较仅考虑本期工程投产均有一定程度的降低，SO2下降率在9.3%~138.5%之间，NO2下降率在5.8%~93.8%之间。关停常州市震华热电联产有限公司3台75t/h循环流化床锅炉对周围环境有一定程度的改善，环境正效益明显。
6）本项目采用干式低氮燃烧器和SCR烟气脱硝技术控制NOx的排放量，根据大气环境影响预测结果、机场控制高度要求，以及相关标准规范方面综合考虑，本项目烟囱高度选定为60米。
从大气环境影响的而言，本工程的建设是可行的。
（2）地表水环境影响预测及评价
本项目一级反渗透浓水水质满足戚墅堰污水处理厂的接管要求；排水水量为9t/h （108t/d），仅占戚墅堰污水处理厂处理能力的0.22%；本期工程建成后全厂废水排放总量2016t/d，占戚墅堰污水处理厂处理能力的4.11%；同时本工程已与常州市排水管理处签订了《污水接管意向书》，因此本工程废水排入戚墅堰污水处理厂的方案是可行的。
本项目不设污水排放口，工业废水（一级反渗透浓水）排入戚墅堰污水处理厂处理。冷却塔排水排入运河后，对运河水质有一定的改善作用。厂区雨水通过雨水口及雨水管道汇集后排入京杭运河。
（3）地下水污染预测评价结果分析
在无防渗设施或防渗无效情况下，各种事故渗漏影响情景中影响范围较大的是化学水岛的盐酸灌区泄漏，预测显示厂址区各种泄漏情景影响地下水的最大超标范围基本都在厂址区内，所以厂址区事故意外泄漏也不会造成厂址区下游区的浅层地下水质量发生较大变化（不超标）。
即使在尚未采取防渗措施或防渗措施失效情境下，厂址区事故性泄漏或渗漏，均不会造成厂址区下游浅层地下水环境发生较大（超标）变化，但采取规范的防渗、防污染措施仍是不可缺少的。因此，在全面落实防渗和防治污染措施条件下，厂址区工程对地下水环境影响较小。
（4）噪声环境影响预测及评价
1）在采取隔声降噪措施后，本工程投运后昼、夜间厂界四周噪声均达标。
2）在采取消声器降噪措施情况后，各厂界噪声均符合《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）中关于偶发噪声的要求，在加装消声器后，锅炉突发排气噪声对周围声环境的影响是可以接受的。
（5）生态环境影响分析
本期工程建设场地为拆除现有工程部分辅助设施后腾空的场地，土地性质为工业用地；施工场地亦位于现有厂区内，施工生活区安排在E级热电联产工程施工场地。本期工程充分利用现有建设用地、提高了土地利用效率，对厂外生态环境基本没有影响。
（6）固体废物环境影响分析
本工程燃用清洁燃料天然气，运行期的固体废物为生活垃圾和污水处理站的脱水污泥。这些固体废物产生量较少，可纳入城市垃圾处理系统，由环卫部门清运处置。
（7）脱硝系统环境影响分析
脱硝装置布置在余热锅炉的高压蒸发器和中压过热器之间拉开的一段烟道内。脱硝系统无增压风机和其它动力设备，不会产生噪声污染。
废弃的催化剂由催化剂生产厂商负责回收利用处理。
按《火电厂烟气脱硝工程技术规范选择性催化还原法》（HJ 562-2010）要求，氨逃逸浓度小于2.5mg/m3。
（8）建设期环境影响及减缓措施
为有效降低对环境空气的影响，对施工队伍应提出具体的环保要求，包括粉质物料不应堆放太高、尽量减少物料的迎风面积、表面适时洒水或加防护围栏；汽车运输沙石、渣土或其它建筑材料要进行遮盖，必要时采取密闭专用车辆等。
对于建筑工地的排水做到沉清后达标排放；设备和车辆冲洗应固定地点，不允许将冲洗水随时随地排放并注意节水；对设备安装时产生的少量含油污水，通过隔油池进行处理。
施工场地位于扩建场地上。当施工设备噪声级为110dB(A)时，施工场地100m范围内居民点受到的噪声影响量超过70dB(A)，当施工设备噪声级为95 dB(A)时，该范围内居民点受到的噪声影响量超过55dB(A)。因此，在昼间，施工场地不允许使用噪声级超过110dB(A)的设备；在夜间，不允许使用噪声级超过95dB(A)的施工设备。夜间如确实因工程或施工工艺需要连续操作的高噪声，则应征得环保部门的同意。
施工产生的渣土和建筑垃圾应及时清运至规定的地点进行堆放或填埋。只要加强管
理，采取有力措施，施工期间的固体废弃物不会对周围环境产生不良影响。
3.4污染防治对策及工程环境可行性分析
3.4.1电厂运行期污染防治对策
（1）环境空气防治对策
本项目采用干式低氮燃烧器，燃机排放烟气NOx浓度可控制在49.2mg/Nm3（24ppm）以下；同步建设烟气脱硝装置，采用选择性催化还原（SCR）脱硝工艺，SCR 脱硝效率按60%考虑，NOx排放浓度可以满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）50g/m3标准要求。。
天然气成分中H2S含量很低，类比同类机组，本工程运行过程中烟气SO2排放浓度可以满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）35 mg/m3标准要求。
天然气燃烧后基本不产生烟尘。因此，本工程运营期烟尘的排放浓度可以满足《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）5 mg/m3标准要求。
工程可研中余热锅炉露天布置，每台余热锅炉采用一个钢烟囱，高度为60m。
本工程将在烟道上安装符合《火电厂烟气排放连续监测技术规范》(HJ/T75-2001)要求的烟气连续排放监测系统（CEMS）。
（2）取排水污染防治对策
电厂运行期取水不会造成水体污染，原有取水设施亦能满足本期工程建成后全厂取水需求，本期工程不再扩建。
燃机电厂排水主要有一级反渗透浓水、生活污水、循环水排水等。冷却塔排水排向京杭运河；生活废水处理后回用；一级反渗透浓水达到纳管标准后排入戚墅堰污水处理厂。厂区雨污分流，雨水通过雨水口及雨水管道汇集后排入京杭运河。
（3）地下水污染防治对策
从大限度地防控该工程对地下水环境影响程度最小的目标出发，需针对不同防渗区域的不同要求，在满足防渗标准要求前提下采用经济合理防渗有效的措施：1）化学水岛等防渗：地面采用水泥硬化，周围设置废水及初期雨水收集沟，收集后送污水处理站处理。
2）污水管网铺设防渗：污水管道尽量架空铺设，如采用地下管道，应加强地下管道及设施的固化和密封，采用防腐蚀、防爆材料，防止发生沉降引起渗漏，并按明渠明沟敷设。
3）厂址一般污染防治区防渗：在抗渗钢纤维混凝土面层中掺水泥基渗透结晶型防水剂，其下铺砌砂石基层，原土夯实，可达到防渗的目的。
4）厂址的地下水水流上游应设不少于1眼地下水背景（或对照）监控井，厂址区外地下水水流下游宜设不少于3眼地下水污染监控井。
（4）噪声污染防治对策
1）本工程燃气发电机组应选用低噪声设备。有关设备的噪声限值应作为设备采购的最低技术要求向供货商正式提出并在验收中切实落实。
2）将发电机等大声源设备集中在主厂房内室内布置，发电机、燃气轮机、蒸汽轮机等须在设备上加装隔声罩、加隔振垫等，再经过厂房等围护结构吸声、隔声，以减小室外噪声级和对工作场所的噪声影响。为减少室内主要声源噪声的对外辐射，主厂房尽量减少开窗面积，并尽量采用高效的双层隔声窗。所有厂房应吸声处理。
3）各类泵体设备如锅炉给水泵等加装隔声罩；锅炉给水泵、循环水泵、补给水泵尽量室内布置。
4）压气机入口安装消声器；短时、偶发的锅炉排汽、安全阀排气噪声等采用小孔消声器。安全阀排气口应加扩张管。
5）运行期间的锅炉排汽噪声和试运行期间的吹管噪声须严格控制，排汽口应安装小孔喷注、节流降压型消声器；运行调试时应预先向社会公示调试时间，吹管吹气口避开附近居民区，夜间应停止工作。
6）为确保厂界噪声达标排放，需采取降噪治理措施。考虑电厂实际情况，冷却塔靠北厂界较近，仅采用塔内降噪措施无法实现北厂界噪声夜间达标。因此根据电厂实际情况，塔外考虑采用隔声屏障或吸声隔声屏，确保降噪15dB(A)以上，实现北厂区北厂界北侧噪声达标。
（5）固体废物污染防治对策
本工程燃用清洁燃料天然气，运行期的固体废物主要来自于一些生活垃圾，由于产生的量较少，生活垃圾纳入城市垃圾处理系统。固废物将不会对环境造成污染。水预处理产生的污泥可用于电厂自己的绿化用泥。
3.4.2施工期防治措施
（1）噪声防治措施
1）加强施工管理，合理安排施工作业时间，夜间应限制高噪声施工作业。夜间如
确实因工程或施工工艺需要连续操作的高噪声，则应征得环保部门的同意。
2）尽量采用低噪声的施工工具，同时尽可能采用施工噪声低的施工方法。
3）在高噪声设备周围设置掩蔽物。
4）混凝土需要连续浇灌作业前，应做好各项准备工作，将搅拌机运行时间压到最低限度。
5）应加强对运输车辆的管理，尽量压缩工区汽车数量和行车密度，控制汽车鸣笛。
（2）大气防治措施
1）对施工现场实行合理化管理，使砂石料统一堆放，水泥应设专门库房堆放，并尽量减少搬运环节，搬运时做到轻举轻放，防止包装袋破裂；
2）开挖时，对作业面和土堆适当喷水，使其保持一定湿度，以减少扬尘量。而且开挖的泥土和建筑垃圾要及时运走，以防长期堆放表面干燥而起尘或被雨水冲刷；
3）运输车辆应完好，不应装载过满，并尽量采取遮盖、密闭措施，减少沿途抛洒，并及时清扫散落在地面上的泥土和建筑材料，冲洗轮胎，定时洒水压尘，以减少运输过程中的扬尘；
4）应首选使用商品混凝土，因需要必须进行现场搅拌砂浆、混凝土时，应尽量做到不洒、不漏、不剩不倒；混凝土搅拌应设置在棚内，搅拌时要有喷雾降尘措施；
5）施工现场要设围栏或部分围栏，缩小施工扬尘扩散范围；
6）当风速过大时，应停止施工作业，并对堆存的砂粉等建筑材料采取遮盖措施；
7）对排烟大的施工机械安装消烟装置，以减轻对大气环境的污染。
（3）废水防治措施
1）加强施工期管理，采取相应措施有效控制污水中污染物的产生量；
2）施工现场因地制宜，建造沉淀池、隔油池等污水临时处理设施；对施工队伍的生活污水，则与现有工程的生活污水一起处理；
3）水泥、黄砂、石灰类的建筑材料需集中堆放，并采取防雨措施，及时清扫施工运输过程中抛洒的上述建筑材料，以免这些物质随雨水冲刷污染附近水体。
3.5环境风险评价与应急预案
3.5.1风险识别及分析
本项目所涉及主要原辅材料、中间产物、产品及燃料、污染物中，危险物质主要为天然气（甲烷）、氢气和氨水等。其中天然气（甲烷）、氢气均属于易燃易爆危险性物质；
氨水具有一定的腐蚀性。
通过对物质的毒性分析可知，项目涉及的危险物质均不属于剧毒物质和一般毒物。
针对本项目工艺过程物流和危险品储存情况，本项目的主要环境风险评价因子确定为天然气。
（1）生产过程潜在危险性识别
本工程燃气供应输送系统主要包括：天然气管道、天然气调压站设备、设施以及管材选用、管道沿线穿、跨越、管道敷设、管道防腐、阴极保护及管道水工保护等。
天然气泄漏可能会使得局部区域天然气浓度较高，甚至达到窒息浓度。天然气火灾爆炸事故中，除火灾爆炸直接导致的生命财产损失外，产生的次生危害可能会对周边环境产生有害影响。天然气不完全燃烧可能使得局部区域氧气浓度降低的同时，产生大量的CO，带来环境风险隐患。
（2）重大危险源识别
根据风险识别，重大危险源识别对象为燃气供应输送系统和燃气轮机两个功能单元。
重大危险源识别结果见表3.5-1。可见，本项目不涉及重大危险源。
3.5.2环境风险敏感性识别
拟建项目周围3km范围内居民较多，距离项目厂界最近的南秧街位于项目西侧约420m，项目天然气泄漏窒息风险和火灾伴生CO中毒风险均不会影响到项目周边的保护目标。
评价范围内没有需特殊保护地区、生态敏感与脆弱区等。
3.5.3风险管理
3.5.3.1风险防范措施
（1）总图布置风险防范措施
本工程设计时，应严格执行《火力发电厂及变电所设计防火规范》（GB50229-2006）等有关标准、规范的规定。
1）厂区应划分重点防火区域。厂区重点防火区域划分应符合《火力发电厂与变电
站设计防火规范》（GB50229-2006）中的规定。该项目重点防火区域及区域的主要建（构）筑物见表3.5-2。
时，汽机房、屋内配电装置楼、主控制楼及网络控制楼面向油浸变压器的外墙不应开设门窗、洞口或采取其他防火措施。
3）火灾危险性为甲、乙类的厂房与重要的公共建筑的防火间距不宜小于50m。
4）主厂房内每个车间的安全出口均不应少于两个。车间的安全出口可利用通向相邻车间的门作为第二安全出口，但每个车间必须有一个直通室外的出口。
5）主厂房内最远工作地点到外部出口或楼梯的距离不应超过50m。
6）主厂房电梯井和电梯机房的墙应采用不燃烧体。其室内部分的耐火极限不应小于1h，室外部分的耐火极限不应小于0.25h。
7）主厂房室外疏散楼梯的净宽不应小于0.8m，楼梯坡度不应大于45°，楼梯栏杆高度不应低于1.1m。
8）主厂房与天桥连接处的门应采用不燃烧材料制作。
9）电缆沟及电缆隧道在进出主厂房、主控制楼、配电装置室时，在建筑物外墙处应设置防火墙。电缆隧道的防火墙上应采用甲级防火门。
10）当管道穿过防火墙时，管道与防火墙之间的缝隙应采用不燃烧材料填塞。
（2）燃气供应输送系统风险防范措施
根据《工艺流程用压缩机安全要求》（JB/T8935-1999）、《燃气-蒸汽联合循环电厂设计规定》（DL5174-2003）、《输气管道工程设计规范》（GB50251-2003）等相关规定，结合本项目环境风险评价结果，燃气供应输送系统应做到：
1）进入燃气轮机的天然气，应符合《输气管道工程设计规范》（GB50251-2003）的规定，还应满足燃机轮机制造厂对天然气气质各项指标（包括温度）的要求。进厂的天然气管道上应设置气质检测取样设施。
2）进厂天然气气源紧急切断阀前总管和厂内天然气供应系统管道上应设置放空管。
3）厂内天然气调压站调压器进、出口联络管或总管上和调压站出口管上均应装设
安全阀。调压站内的受压设备和容器，也应设置安全阀。安全阀泄放的气体可引入同级压力的放空管线。
4）进厂天然气总管及每台燃气轮机天然气进气管上应设置天然气流量测量装置，进厂输气总管上应装设紧急切断阀，并布置在安全与便于操作的位置。
5）调压站应设置避雷设施，站内管道及设备应有防静电接地设施。
6）厂内应设置天然气管道停用时的惰性气体置换系统。调压站应设置天然气凝析液排污系统，排出的污物、污水应收集处理，符合环保要求后排放。
7）压缩机或驱动机的吸入管道、缓冲器、分离器或净化器、气缸或机壳，在开车前应排空。
8）操作人员应定期复演所有设计压缩机的开车、停车和应急程序。
9）每台压缩机的排气系统应安装止回阀，以避免气流返回压缩机而导致倒转。
10）润滑系统（包括与密封油系统组合在一起的润滑系统）应配置自动停车装置，该装置能按制造商设定的润滑油压力或流量差使驱动机停机。
11）厂内天然气管道在跨越道路时应采用套管。
12）除必须使用法兰与设备和阀门连接外，天然气管道管段应采用焊接连接。
13）进厂天然气总管应设置紧急切断阀和手动关断阀，并且在厂内天然气管道上设置放空管、放空阀及取样管。在两个阀门之间应提供自动放气阀，其布置和设置原则应按照国家标准的有关规定执行。
14）天然气管道的低点应设排液管及两道排液阀，排出的液体应排至密闭系统。
（3）燃气轮机系统风险防范措施
依据《燃气-蒸汽联合循环电厂设计规定》（DL5174-2003）、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》等规范，结合本项目环境风险评价结果，燃气轮机系统应做到：1）燃气轮机采用的燃料为天然气，外壳应装设可燃气体探测器。
2）当发生熄火时，燃机入口燃料快速关断阀应在1s内关闭。
3）燃气轮机进气系统：燃气轮机的进气（空气吸入）过滤装置应具有过滤、防水及防杂质进入的功能；结合项目所在地的气象特征，还应有防冻功能。燃气轮机进气系统应有反冲清吹过滤措施。
（4）消防安全防范措施
依据《火力发电厂与变电所设计防火规范（GB50229-2006）》、《中华人民共和国消防法》、《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）等规范，重点注意以下措施：